O documento apresenta uma entrevista com Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras, onde ele discute a importância do empreendedorismo e inovação no Brasil. Ele destaca que o país precisa estimular investimentos de risco para apoiar pesquisadores e que a educação básica e superior de qualidade são fundamentais para que o Brasil avance tecnologicamente e ganhe posições internacionais proporcionais ao seu tamanho.

1. opinião
Desvio de conduta é um risco iminente,
de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos
Coppe gera conhecimento há 50 anos
Bahia, onde tudo começou
ANP 15 anos: evolução contínua
Noruega: expertise subsea
Ano XV • set/out 2013 • Nº 91 • www.tnpetroleo.com.br
ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS
ViSãO DE FuTuRO
DA iNDúSTRiA
DE ÓLEO E gáS
FiNANCiANDO A iNOVAçãO
SuSTENTABiLiDADE TECNOLÓgiCA
uM hORizONTE DE 30 ANOS
Os desafios do licenciamento ambiental portuário:
uma questão de curto, médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos
Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite
Step-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e
Antonio Paulo Kubli Vieira
Migração improvável, por Beth Pessoa Ramos
Stop fracking? Os impactos da exploração do gás de Folhelho Betuminoso,
por Gabriel Santos Cerqueira
A mudança no regime especial de entreposto aduaneiro,
por Ana Paula Alves Rocha
Entrevista exclusiva
Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da
Petrobras e reitor da Unimonte, SP
Empreender e
inovar é preciso

3. BP e Brasil. Uma parceria
que gera energia.
A BP é uma das maiores empresas de energia
do mundo. No Brasil, somos a empresa
internacional com o maior número de
concessões em águas profundas, operando
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8. sumário
26
edição nº 91 set/out 2013
Entrevista exclusiva
Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP
entrevista exclusiva
EMPREENDER
com Ozires Silva, ex-presidente da
Embraer e da Petrobras e reitor da
Unimonte, SP
NO MUNDO COMPLEXO
E INOVAR é preciso
E DE PRODUTOS SOFISTICADOS, NO QUAL
VIVEMOS, PRECISAMOS
por Beatriz Cardoso
DE BRASILEIROS BEM
FORMADOS NA EDUCA-
26
ÇÃO BÁSICA E, SOBRE-
NESTA ENTREVISTA EXCLUSIVA concedida à TN Petróleo, Ozires Silva, que
se tornou exemplo da capacidade empreendedora e inovadora dos engenheiros
brasileiros – inclusive na gestão de empresas –, fala dos fatores que restringem a inovação e, por consequência, a geração de patentes brasileiras. “Para
sairmos desse círculo de limitações, é preciso estimular os investimentos de
risco, pois eles que proporcionam fundos financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, os quais mais tarde serão professores ou alunos das
Universidades e, sobretudo, alcançarão as empresas produtoras.”
Para ele, o Brasil, por ser uma das sete maiores economias do mundo,
ainda precisa ganhar posições internacionais que sejam proporcionais à sua
dimensão. “Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Precisamos aumentar nossa
eficiência gerencial e produtiva e passar a ter presença em todos os países,
como vários outros estão conseguindo permear as expectativas de compras
dos seus cidadãos e dos consumidores internacionais.”
TUDO, COM PROFICIÊNCIA DESTACADA NO
NÍVEL SUPERIOR.
TN Petróleo – O senhor é um símbolo do empreendedorismo, apontado como
um visionário que acreditou na inventiva e na capacidade tecnológica brasileira,
coisa comprovada na criação da Embraer, hoje uma das mais importantes
empresas do país. Como foi criar algo inovador, empreender em um país
que sequer sabia o que era isso na década de 1970? Hoje seria mais fácil?
Ozires Silva – Não me julgo um símbolo do empreendedorismo. Ao contrário, a criação e o desenvolvimento da Embraer foi o resultado do trabalho de
uma competente equipe, embora inicialmente pequena, que pôde conquistar
um bom grau de confiança e apoio da Força Aérea Brasileira, dando como
resultado uma real cooperação entre a iniciativa privada e o Governo. Isso
acontece em muitos países em empreendimentos de longo prazo de maturação, técnica e tecnologicamente avançados, que precisam avançar sobre
novos conhecimentos e contar com muitos recursos humanos e financeiros,
que, não encontrando visão de apoio nos sistemas econômicos tradicionais,
podem encontrar caminhos de ruptura com o passado, com a cooperação
governamental e fazer nascer algo de novo.
Fotos: Divulgação
Passar isso do discurso à
prática é o grande desafio
do Brasil, como nos
mostra Ozires Silva, expresidente da Embraer e da
Petrobras, duas das mais
importantes companhias
brasileiras, reconhecidas
internacionalmente por
sua capacidade inventiva.
“Continuo a acreditar que
o sucesso do Brasil, na
acirrada competição moderna
de nossos dias, somente
pode ser alcançado pela
constância dos esforços para
empreender e inovar”, afirma
o oficial da Aeronáutica e
engenheiro formado pelo
Instituto Tecnológico de
Aeronáutica (ITA), que aos
82 anos continua a trabalhar
todos os dias. Atualmente é
reitor da Unimonte, instituição
particular de ensino superior
localizada em Santos (SP).
tica, óleo e gás, telecomunicação? O
nosso problema não é tecnologia, é
educação básica?
Temos um problema conjuntural,
ou de comportamentos, arraigado ao
longo de muitas décadas (ou séculos)
de posição inferiorizada – mais por
crenças do que por uma realidade de
vanguarda –, que leva os consumidores brasileiros, numa competição entre
produtos estrangeiros e nacionais, a
sempre darem suas preferências aos
Por que ainda é difícil empreender no Brasil? Qual é o grande desafio do
Brasil para se posicionar como um país empreendedor, se ele já se consagrou
em algumas áreas nas quais o peso da tecnologia é enorme, como aeronáu-
importados. Sim, os nossos problemas
começam na precariedade da educação básica e isso extrapola para o
nível superior! No mundo complexo e
de produtos sofisticados, no qual já
vivemos, precisamos de brasileiros
bem formados na educação básica e,
sobretudo, com proficiência destacada
no nível superior, fundamental para
compreender e produzir os produtos
de alto valor agregado que vencem no
mundo contemporâneo.
São poucos os exemplos de empreendedorismo no Brasil. Por que isso
acontece? O que falta ao país para
ser mais empreendedor?
Segundo a já tradicional pesquisa mundial, realizada ano a ano pelo
Banco Mundial (www.doingbusiness.
com), e mesmo pela crença nacio-
TN Petróleo 91
TN Petróleo 91
36
Empreender e inovar
é preciso
Quando é citado o caso da Embraer,
e de sua consagrada vitória no campo
muito competitivo da indústria aero náutica (produzindo e vencendo no
mercado mundial, com aviões entre
os mais complexos da atualidade),
pode-se facilmente constatar que
essa posição de destaque foi conseguida graças à criação, em 1950, do
ITA (Instituto Tecnológico de Aeronáutica), de São José dos Campos. Sem
ele, de alto nível, criado e mantido pelo
Comando da Aeronáutica Brasileira,
não se poderia falar da Embraer e de
seus sucessos.
27
petrobras 60 anos
Especial Petrobras 60 anos
VISÃO D E FUTURO
Visão de futuro da
indústria de óleo e gás
DA INDÚSTRIA
DE ÓLEO E GÁS
por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
Os 60 anos da Petrobras refletem a própria história do petróleo e gás
no Brasil e demandam uma reflexão mais profunda sobre os desafios e
48 Financiando a inovação
50 Sustentabilidade tecnológica
perspectivas da imensa cadeia produtiva que hoje movimenta parte crucial
da economia do país.
Ciente do papel que tem no cenário nacional, e até mundial, a Petrobras
vem resgatando sua memória, apresentando à sociedade brasileira, por todos
os meios de comunicação, os fatores que a inspiraram a ser a gigante que
todos admiram, independentemente dos questionamentos que possam ser
feitos à sua gestão ou performance.
Entendendo que mais além desse resgate histórico é importante refletir
as expectativas da sociedade organizada e da cadeia produtiva petrolífera
54 Um horizonte de 30 anos
60 Soluções com tecnologia local
e offshore, a TN Petróleo ‘prospectou e extraiu’ mais de 50 depoimentos de
stakeholders desse mercado, os quais deram sua visão de futuro do setor.
Para todos, o grande desafio é, sem dúvida, assegurar a sustentabilidade
de um desenvolvimento sem precedentes, consolidado na última década.
Com eles, a palavra!
36
74
TN Petróleo 91
TN Petróleo 91
37
Coppe 50 anos
Fotos: Divulgação Coppe
coppe 50 anos
LabOceano
Coppe gera conhecimento
Coppe gera
conhecimento
há 50 anos
HÁ 50 ANOS
por Rodrigo Miguez
LNCD
Modelo para instituições de ensino e pesquisa na área de engenharia no Brasil e no
exterior, o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia
(Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro ajudou a criar a pós-graduação no
Brasil. Criada em 1963 pelo engenheiro Alberto Luiz Coimbra, ao longo de cinco décadas
tornou-se o maior centro de ensino e pesquisa em engenharia da América Latina.
C
Bioetanol
Câmera Hiperbárica
LNCD
LabSonar
Super Computador Coppe
74
82
om mais de 13 mil mestres e doutores formados
em seus 13 programas de
pós-graduação em nível
de mestrado e doutorado,
a excelência acadêmica de ensino
da Coppe faz com que seja uma das
instituições mais procuradas pelos
futuros doutores do país, principalmente na área de engenharia.
Hoje, a Coppe possui em seu
quadro 349 professores, que aperfeiçoam mais de 2.900 alunos, entre
mestrandos e doutorandos. Um dos
pontos importantes é a presença es trangeira em suas salas – 118 alunos
no mestrado e 111 no doutorado.
Segundo o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da entidade, o
modelo da Co ppe é o da pós-graduação brasileira, em razão
do sucesso e do
pioneirismo no
jeito de fazer. A
integração entre
pesquisa e ensino é lembrada por
Rosa como um dos pontos positivos
da instituição com o passar dos anos,
reunindo professores, pesquisadores e alunos de pós-graduação de
NIFD
diferentes programas de mestrado
e doutorado.
Para Pinguelli Rosa, a agilidade
em todos os processos da Coppe é
outro fator de garantia do sucesso
em um tempo mais curto, o que
não costuma acontecer em outras
universidades pelo Brasil. Ele é um
crítico do processo burocrático que
emperra e atrapalha o funcionamento da UFRJ e demais universidades
públicas brasileiras.
O sucesso da Coppe mundo afora
se deve muito aos laboratórios que
não param de surgir. Atualmente, a
instituição conta com 124 deles, nos
quais seus 88 pesquisadores desen volvem soluções tanto para indústrias de petróleo e gás, quanto para
o dia a dia do cidadão comum, com
as pesquisas em mobilidade urbana
e biocombustíveis.
A relevância dos laboratórios
pode ser constatada desde o início,
com o Laboratório de Processos
de Separação de Membranas, que
está completando 45 anos e foi o
primeiro da Coppe e o primeiro
também a ter contrato com uma
empresa, no caso, a Petrobras, em
1968. Para se ter uma ideia, até
2012, a Coppe já tinha assinado
12.700 contratos com empresas e
órgãos do governo.
Para dar continuidade aos seus
programas de pesquisa e às comemorações dos seus 50 anos, a Coppe
inaugurou três laboratórios voltados
para o estudo do escoamento de óleo
e gás, vinculados ao seu Programa de
Engenharia Mecânica (PEM). Eles
fazem parte do Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica dos Fluidos (NIDF)
e ficam localizados em uma área de
5.400 m², no Centro de Tecnologia 2
(CT2), no campus da UFRJ.
Esse é o primeiro núcleo no país
a reunir em um só local um conjunto
de laboratórios que estudam de forma complementar e integrada o processo de escoamento de óleo e gás.
O NIDF é formado pelos laboratórios
de Separadores Compactos (LSC),
de Escoamentos Multifásicos em Tubulações (LEMT) e de Tecnologia de
Engenharia de Poços (LTEP), onde
serão realizados estudos e ensaios
relacionados a processos de perfuração, completação e intervenção de
poços de petróleo, elevação artificial
e separação primária.
Os resultados desses estudos
podem ajudar a Petrobras a elevar
a produção de óleo e gás, fazendo
TN Petróleo 91
TN Petróleo 91
capital de energia
Fotos: Divulgação
onde tudo começou
Berço da indústria de petróleo nacional, a Bahia tem uma posição de destaque na história brasileira
de óleo e gás, uma vez que foi lá que tudo começou há 75 anos, quando foi encontrado petróleo
por um poço perfurado no bairro de Lobato, na Grande Salvador, em 1938. Desde então, a Bahia
mostrou sua vocação natural para o petróleo: possui até hoje a segunda maior refinaria de petróleo
do país, a Refinaria Landulfo Alves (RLAM), em Mataripe; e conta com o maior complexo petroquímico
integrado do hemisfério Sul – o Polo Industrial de Camaçari. Com o Estaleiro Enseada do Paraguaçu,
em Maragogipe, inaugura-se uma nova fase para a indústria baiana, agora no setor naval e offshore.
Ou seja: sempre movida a petróleo.
por Maria Fernanda Romero
A
82
TN Petróleo 91
nacional e local nos últimos anos,
dentre eles a descoberta do pré-sal, o ressurgimento da indústria
naval/offshore e as perspectivas de
exploração de shale gas e shale oil
começou a reverter as expectativas
negativas que tomavam conta do
setor no estado.
Segundo dados da Rede Petro
Bahia, o mercado de óleo e gás representa cerca de 70% do mercado
industrial baiano – considerando
as atividades de E&P, química e
petroquímica representam a maior
parcela de Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Serviços (ICMS)
recolhido pelo estado da Bahia.
Em termos de participação na
economia baiana, o setor é um dos
mais importantes, representando 55%
do valor da produção mineral do estado, 32% do valor da transformação
79 Parceria com a China
para inovação energética
75
Capital de energia
BAHIA,
descoberta de petróleo
na Bahia representou um
marco no desenvolvimento
econômico do estado, após
a decadência da indústria açucareira
no país. O recôncavo baiano experimentou transformações na sua matriz
produtiva. O fato impactou também
outras atividades, como a criação de
gado, a navegação e a produção de
madeira. A antiga paisagem rural
passou a conviver com sondas de
perfuração e outros equipamentos
típicos da exploração e produção de
petróleo.
No segmento de Exploração e
Produção (E&P) de petróleo e gás,
o estado contabiliza cerca de nove
bacias sedimentares e nele trabalham cerca de 30 empresas concessionárias responsáveis por 2,3% de
toda a produção de óleo e 15,5% da
produção nacional de gás.
O segmento de petróleo e gás
tem importância histórica para a
Bahia. O estado já ocupou o primeiro lugar no ranking nacional
em termos de reservas e produção, posição que foi reduzindo
gradativamente. Um conjunto de
novos fatos – surgidos no cenário
78 LabOceano: 10 anos
industrial e quase 30% da arrecadação de ICMS. Apenas o segmento
“Derivados de Petróleo” lidera, com
35% do total, a pauta de exportações
baianas, superando os segmentos
“Químicos e Petroquímicos” e “Automotivo”.
Dada a sua importância para o
desenvolvimento sustentável do estado, o segmento é um dos contemplados pela Política Industrial da Bahia,
cujas estratégias e proposições foram
publicadas em 2011 e atualmente
encontra-se em fase final a elaboração um conjunto de instrumentos
legais e programas que serão a base
para o desenvolvimento do setor no
estado. A Política Industrial da Bahia
foi construída por meio de uma par ceria que envolveu a Secretária da
Indústria, Comércio e Mineração
do Estado (SICM), a Federação das
Indústrias do Estado da Bahia (Fieb),
o Instituto Euvaldo Lodi (IEL/BA) e
a Petrobras.
No início deste ano, o Ministério
do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) lançou um
plano de desenvolvimento para setor
de petróleo, gás e naval da Bahia. O
Programa de Desenvolvimento de
TN Petróleo 91
83
Bahia, onde tudo
começou
86
88
92
94
Qualificação é prioridade
Grandes patrimônios baianos
Projetos em potencial
Mercado promissor de energia

9. anp 15 anos
96
Evolução contínua
96
O
primeiro leilão do pré-sal marca uma nova
fase para a ANP, que,
uma vez encerrado o
certame, vai ter sob sua
gestão o primeiro contrato de partilha, dentro de um marco regulatório
que foi alterado substancialmente
nos últimos cinco anos, por conta
das descobertas de grandes reservas no pré-sal.
A agência reguladora, que passou a maior parte de sua existência
gerenciando contratos de concessão,
a partir de agora terá de administrar um sistema múltiplo, no qual
partilha e cessão onerosa para a Petrobras concorrem com os velhos e
tradicionais contratos firmados em
mais dez leilões.
Mas isso não preocupa a diretora-geral da entidade, Magda
Chambriard, que garante que as
companhias estrangeiras já estão
acostumadas a lidar com contratos
de partilha no mundo inteiro. “To-
das elas têm um
contrato de concessão num lugar
e de partilha no
outro”, frisa.
A única diferença é a governança da Pré-Sal
Petrobras, que vai
gerir os ativos e o grupo empreiteiro. “A questão da governança está
estipulada no contrato, tampouco é
nova, pois baseia-se no Joint Ope-
TN Petróleo 91
TN Petróleo 91
97
Fotos: Depositphotos
noruega
Noruega:
expertise subsea
Enviada especial: Maria Fernanda romero
a Noruega, um dos maiores produtores de petróleo do mundo, é um país de ponta quando o assunto
é tecnologia e soluções para a indústria do petróleo. Sua extensa rede de dutos submarinos – a
maior do mundo –, e sua experiência em operar nas severas condições offshore no Mar do Norte,
fizeram o país se destacar pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras, principalmente na
exploração e produção em águas profundas e nos sistemas submarinos. o que vem levando
Noruega e Brasil a reforçarem o intercâmbio no setor de petróleo e gás nos últimos anos devido
às descobertas do pré-sal.
D
esde meados do século
XIX, o Brasil faz parte da
rota das empresas norueguesas. Naquela época,
as empresas de navegação vinham para cá impulsionadas
pelo transporte de bacalhau e retornavam à Noruega com açúcar e café.
Nos anos 1970, o setor de mineração e a indústria naval começaram
a atraí-las para nosso território. Em
1990, com as mudanças na legislação industrial brasileira e a emergência do mercado de petróleo e
gás, as norueguesas se engajaram e
rapidamente iniciaram negócios nas
áreas de aquisição sísmica, construção naval e serviços de petróleo. A
partir do ano 2000, a perspectiva
de declínio no setor de óleo e gás
norueguês impulsionaram as empresas da Noruega a olharem para
108
o exterior e para o crescimento do
setor no Brasil. De acordo com o
estudo ‘Estratégia Brasil’ do Governo norueguês, lançado em 2011,
o Brasil é o país onde a Noruega
tem seus maiores investimentos no
exterior, depois da União Europeia
e Estados Unidos.
A Noruega é grande exportadora
de capital financeiro por meio de seu
fundo soberano, o Fundo Governamental de Pensões-Global (FPG-G).
De todas as economias emergentes,
a brasileira é a que recebe os maiores investimentos desse Fundo. Os
países são parceiros comerciais há
mais de 170 anos e com as expectativas geradas na área submarina
diante do anúncio das reservas do
pré-sal em 2007, o Brasil tornou-se
o destino internacional número um
para o cluster offshore da Noruega.
Capital: Oslo
Área: 385 155 km²
População: 5 milhões
Densidade: 12 hab./km²
PIB: US$ 280 bilhões
renda Per capita: US$ 59,3 mil
IDH (2011): 0,955
alfabetização: 99,0%
Moeda: Coroa norueguesa
Site oficial: www.regjeringen.no
Principais indústrias: petróleo e gás natural,
processamento de alimentos, construção
naval, produtos de madeira e polpa, metais,
produtos químicos, madeira, mineração,
têxteis, pesca.
O setor de petróleo e gás é o
mais importante para a cooperação
entre os dois países na área empresarial; é responsável pela maior
quantidade de empresas instaladas
(49%) e pelo maior número de empregados (50%).
Segundo a Innovation Norway,
agência de promoção do governo
da Noruega, o segmento recebeu de
2009 a 2011, 64% de todos os investimentos. O setor industrial ficou com
27%, energias renováveis com 5% e a
área marítima com os 4% restantes.
Atualmente existem cerca de 110
empresas norueguesas no Brasil, das
quais mais de 75% atuam na indústria
de petróleo e gás e no setor marítimo. A
maioria delas recém-criadas, com menos
de dez anos de experiência no país. A
pesada carga tributária brasileira, como
o Custo Brasil, e a falta de mão de obra
qualificada são alguns dos obstáculos
enfrentados para operar no Brasil, citados pelas empresas norueguesas.
Vocação petrolífera
Stavanger e Bergen são importantes regiões petrolíferas da Noruega. Nelas se concentram a maior
parte das atividades de petróleo e
onde ficam instaladas a maior parte
das empresas deste setor. Historicamente pesqueira e industrial, a
cidade de Stavanger tornou-se, a
partir da década de 1970, a capital
norueguesa do petróleo. Hoje, a principal fonte de renda da população
local de Stavanger é o petróleo.
Com população de 300 mil pessoas, Stavanger possui 40 companhias
de petróleo e 500 companhias locais
que operam em nível internacional. A
produção de petróleo e gás na cidade
corresponde a 40% da produção total
da Noruega. Dentre os atuais desafios
da região devido ao crescimento excessivo do setor estão: salários altos,
imóveis caros e problemas de trânsito.
Já a cidade de Bergen, a segunda
maior do país em tamanho e população, tem o seu porto como motor
principal para a economia local.
Além de constituir um cluster líder
mundial em tecnologia submarina
de petróleo, sendo a base do Centro
Norueguês de Especialização Subsea
(Norwegian Centre of Expertise Subsea/NCE Subsea), que reúne mais de
cem empresas e organizações.
O NCE Subsea contribui para o
fortalecimento e internacionalização
da indústria submarina na área de
Bergen através de suporte financeiro e técnico no estabelecimento
de projetos de desenvolvimento de
tecnologia. Os projetos do cluster já
receberam mais de 470 milhões de
coroas norueguesas em financiamento. O foco são os mercados de manutenção, modificação e operação, bem
como produtos técnicos inovadores
e com tecnologia de ponta para a
indústria submarina.
O objetivo é estimular a maior colaboração e partilha de experiências no
âmbito do cluster, com colaboradores
nacionais e internacionais. O NCE é um
programa nacional apoiado pela Innovation Norway, o Conselho de Pesquisa
da Noruega, e pela Corporação de Desenvolvimento Industrial da Noruega.
Cooperação subsea
De acordo com o estudo ‘Perspectivas da Energia Mundial
2012’, da Agência Internacional
de Energia (AIE), o mercado mundial de sistemas submarinos está
estimado na faixa de US$ 60 a US$
94 bilhões para período 2011-2015,
e o Brasil é um dos principais consumidores, em razão do desenvolvimento da produção nacional em
águas profundas.
Há um forte movimento de fornecedores brasileiros em busca de
parcerias com as empresas norueguesas que dominam tecnologias
demandadas hoje pelo mercado,
principalmente em relação aos
campos em áreas profundas e no
pré-sal.
As áreas de perfuração e subsea
necessitam de investimentos intensivos em tecnologia de ponta, e a
Noruega possui grande expertise
nesse segmento já que possui a rede
de dutos submarinos mais extensa
do mundo e as unidades offshore
sujeitas a condições ambientais das
mais severas para operações no Mar
do Norte. Seus produtos e serviços
vão desde perfuração e completação
e equipamentos subsea de exploração, produção, até equipamentos
de monitoramento ambiental, tratamento de água e instrumentação
submarina.
Crescimento significativo
Com atuação no Brasil há mais de
dez anos, a Clampon, fabricante de
sensores ultrassônicos inteligentes
como monitoramento de partículas
(areia), detector de PIG, monitoramento de corrosão e erosão, e detector de vazamento, tem crescido
bastante desde a inauguração de sua
nova sede em Berger, em 2011; seu
novo escritório é o terceiro edifício
mais ecoeficiente da Noruega, no
que se refere à economia de energia.
A empresa possui 90 funcionários
em Bergen e 15 em Houston, nos
Estados Unidos. No Brasil fez sua
primeira venda para a Petrobras em
1998 e participou de seu primeiro
projeto subsea na região em 2001
com um sistema detector de PIG
para o campo de Pampo. No país, é
representada pela IEC.
TN Petróleo 91
Affonso Vianna Junior
Alexandre Castanhola Gurgel
Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira
Bruno Musso
Colin Foster
David Zylbersztajn
Eduardo Mezzalira
Eraldo Montenegro
Flávio Franceschetti
Gary A. Logsdon
Geor Thomas Erhart
Gilberto Israel
Ivan Leão
Jean-Paul Terra Prates
João Carlos S. Pacheco
João Luiz de Deus Fernandes
José Fantine
Josué Rocha
Luiz B. Rêgo
Luiz Eduardo Braga Xavier
Evolução
contínua
Fotos: tn Petróleo
por Beatriz cardoso, Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez
Responsável pela regulação do setor que responde por cerca
de 12% do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil, a Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP)
completa 15 anos de atividades buscando se reinventar para
conduzir um mercado que, nos últimos anos, teve as regras
do jogo alteradas.
CONSELHO EDITORIAL
ANP 15 anos
TN Petróleo 91
Noruega
108
Expertise
subsea
Marcelo Costa
Márcio Giannini
Márcio Rocha Melo
Marcius Ferrari
Marco Aurélio Latgé
Maria das Graças Silva
Mário Jorge C. dos Santos
Maurício B. Figueiredo
Nathan Medeiros
Paulo Buarque Guimarães
Roberto Alfradique V. de Macedo
Roberto Fainstein
Ronaldo J. Alves
Ronaldo Schubert Sampaio
Rubens Langer
Samuel Barbosa
109
artigos
146 s desafios do licenciamento ambiental portuário: uma questão de curto,
O
médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos
168 Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite
180 tep-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e Antonio Paulo Kubli Vieira
S
183 igração improvável, por Beth Pessoa Ramos
M
184 top Fracking? os impactos da exploração do Gás de Folhelho Betuminoso,
S
por Gabriel Santos Cerqueira
188 mudança no regime especial de entreposto aduaneiro,
A
Ano XIV • Número 91 • set/out 2013
Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras
por Ana Paula Alves Rocha
TN PETRÓLEO
opinião
Desvio de conduta é um risco iminente,
de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos
Coppe gera conhecimento há 50 anos
Bahia, onde tudo começou
ANP 15 anos: evolução contínua
Noruega: expertise subsea
Ano XV • set/out 2013 • Nº 91 • www.tnpetroleo.com.br
8 editorial
10 hot news
18 indicadores tn
116 eventos
126 perfil profissional
131 caderno de sustentabilidade
ViSãO DE FuTuRO
DA iNDúSTRiA
DE ÓLEO E gáS
FiNANCiANDO A iNOVAçãO
SuSTENTABiLiDADE TECNOLÓgiCA
uM hORizONTE DE 30 ANOS
Os desafios do licenciamento ambiental portuário:
uma questão de curto, médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos
Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite
Step-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e
Antonio Paulo Kubli Vieira
Migração improvável, por Beth Pessoa Ramos
Stop fracking? Os impactos da exploração do gás de Folhelho Betuminoso,
por Gabriel Santos Cerqueira
A mudança no regime especial de entreposto aduaneiro,
por Ana Paula Alves Rocha
nº 91
148 pessoas
150 perfil empresa
164 produtos e serviços
190 fino gosto
192 coffee break
194 feiras e congressos
195 opinião
ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS ViSãO DE FuTuRO DA iNDúSTRiA DE ÓLEO E gáS
seções
ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS
Entrevista exclusiva
Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da
Petrobras e reitor da Unimonte, SP
Empreender e
inovar é preciso

10. editorial
‘O trabalho mal começou’
E
stamos na reta final de 2013 e temos a sensação de que o ano mal começou e de
que muita coisa ficou por acontecer, a despeito de tantas outras para comemorar e
mais outras tantas para refletir.
A Petrobras comemora seu 60 o aniversário evocando as pessoas que a inspiraram a
superar desafios. A mensagem clara é que ela está apostando justamente no seu maior
ativo: o capital humano. Com ele, espera suplantar as dificuldades do último ano e
encerrar 2013 com melhores perspectivas, não apenas quanto aos resultados, mas também quanto às novas metas. Sentimento esse compartilhado por duas instituições que
se consolidaram no rastro dos investimentos em pesquisa e desenvolvimento e ações
deflagradas pela Petrobras em sua busca por novas tecnologias: a Coppe/UFRJ, que completa 50 anos (assim
como o Cenpes) e o Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro, que comemora uma década de implantação, em plena atividade.
Afinal, é disso que está falando esta edição especial da TN Petróleo: dos desafios e conquistas da indústria
que vem evoluindo de forma acelerada, com expectativas de se tornar exportadora de tecnologias, com competitividade para disputar o mercado internacional.
Tal visão de futuro está na matéria de capa desta edição, para a qual a reportagem ouviu cerca de 50 representantes dos diversos elos da cadeia de valor de petróleo e gás: de representantes da indústria naval a juristas,
todos analisam as mudanças no marco regulatório do setor.
Mudanças essas que implicam em novos desafios para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que completa 15 anos de atividades (como a TN Petróleo) com uma agenda cheia de licitações (três em um ano!) e de todas as atividades que envolvem os leilões de áreas exploratórias.
Estas licitações vão mobilizar a cadeia produtiva de Norte a Sul do país, uma vez que já foram concedidos
142 blocos em 11 bacias e outros tantos serão ofertados na 12a Rodada, prevista para o final do ano, após o tão
esperado leilão do pré-sal, com reservas já estimadas e que vai implicar encomendas quase imediatas à cadeia
de fornecedores.
E estes fornecedores estarão reunidos da segunda edição da Offshore Technology Conference Brasil – a
OTC Brasil 2013, 29 a 31 de outubro, no Rio de Janeiro, evento que consagra o país como uma nova fronteira da
indústria de óleo e gás, uma vez que é o único a abrigá-la (realiza-se anualmente nos Estados Unidos).
A TN Petróleo – e esta edição que você tem em mãos – estará presente. Afinal, também somos parte desta
cadeia de fornecedores. Mas o nosso negócio é informação!
Benício Biz
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wwe compradores do setor de petróleo.

11. editorial
A UTC Engenharia, uma das principais empresas do segmento de
engenharia industrial, com quase 40 anos de atuação, colabora com
o desenvolvimento do país a partir de padrões globais de excelência
em engenharia, respeito ao meio ambiente e constante
aperfeiçoamento de seus colaboradores.
Presente nos momentos mais importantes do crescimento do Brasil.
www.utc.com.br
TN Petróleo 91
9

12. hot news
A OSX, empresa do Grupo EBX
com atuação na indústria naval e
offshore, recebeu a Licença de Operação (LO) do Instituto Estadual do
Ambiente (Inea), que autoriza o
início das atividades da Fase 1 da
Unidade de Construção Naval do
Açu (UCN Açu). O estaleiro da OSX
está localizado no Complexo Industrial do Superporto do Açu, no Norte
Fluminense. Com a emissão da LO, a
companhia será a primeira a iniciar
operação no empreendimento.
“Desde o início das obras do
estaleiro da OSX, em julho de 2011,
acreditamos na importância deste
empreendimento para o desenvolvimento da indústria offshore de óleo
e gás. Estamos orgulhosos com a
emissão da LO e o início das atividades do estaleiro, que em sua primeira fase já capacita a OSX a atuar
como um dos principais canteiros
offshore do Brasil”, informou Ivo
Dworschak, diretor de Construção
Naval da OSX.
Foto: Divulgação OSX
Licença de Operação para a UCN Açu
O primeiro projeto desenvolvido no
estaleiro da OSX será a construção de
alguns módulos e a integração de dois
FPSOs replicantes, as unidades flutuantes de produção, armazenamento e
transferência de petróleo P-67 e P-70,
em atendimento à Petrobras e seus
parceiros em projeto para o Pré-Sal.
A Fase 1 da UCN Açu contempla
áreas e facilidades industriais neces-
sárias ao cumprimento dos contratos
da atual carteira da companhia. As
atividades estarão concentradas na
área do Cais Norte, com capacidade para montagem de dezenas de
módulos e de integração simultânea de dois FPSOs de grande porte,
representando um dos principais
canteiros a serviço da indústria de
óleo e gás no país.
Pernambuco fará leilão de energia solar
Pernambuco vai dar um importante
incentivo para a utilização de energia
limpa. Até o final de setembro o governo
do estado deve realizar o 1º leilão para
compra e venda de energia solar. A previsão é que sejam adquiridos pelo menos 12 MW médios – o que corresponde
a uma potência instalada da ordem de 60
MW, cerca de três vezes a potência hoje
instalada no país, segundo a Empresa
de Pesquisa Energética (EPE).
A iniciativa faz parte do PE Sustentável, criado pelo governo de Pernambuco com o objetivo de promover o
desenvolvimento simultâneo do mercado
e da indústria de energia solar.
O programa consiste na promoção
de leilões estaduais, por pelo menos três
anos consecutivos, para contratação de
energia solar produzida em Pernambuco
(estímulo à oferta) e na concessão de
um incentivo, na forma de desconto no
ICMS, a ser pago pelas empresas pernambucanas que adquirirem esta ener-
10
TN Petróleo 91
gia (estímulo à demanda). Dessa forma,
o programa promove uma disputa justa
entre empreendimentos de fonte solar
e a redução do preço final da energia.
O leilão funcionará da seguinte
maneira: as empresas pernambucanas
interessadas no programa cadastram
suas intenções de compra de energia
elétrica a um valor fixo, determinado pelo PE Sustentável. A Secretaria
Executiva de Energia de Pernambuco
consolida as demandas, determina o
número de lotes de energia a serem
comercializados e coordena o leilão de
compra desta energia.
As empresas contratarão a energia, pelo preço médio do leilão. A diferença entre o preço médio do leilão
e o valor fixo preestabelecido será
concedido às empresas compradoras
sob a forma de crédito presumido de
ICMS acrescido de um prêmio pela
participação no programa. Poderão
participar do leilão como ofertantes
os empreendimentos novos ou preexistentes, com capacidade de geração
maior que 1 MW médio, nas tecnologias
fotovoltaica ou termossolar concentrada, localizados em Pernambuco.
O programa PE Sustentável foi desenvolvido conjuntamente pelas Secretarias
Estaduais de Desenvolvimento Econômico
(Sdec), Recursos Hídricos e Energéticos
(SRHE), Meio Ambiente e Sustentabilidade
(Semas) e Fazenda (Sefaz).
De acordo com o secretário executivo de Energia de Pernambuco, Eduardo Azevedo, o estado tem tradição e
competência logística, de engenharia e
industrial para liderar a indústria solar
no Brasil. O PE Sustentável faz parte
da estratégia para o desenvolvimento
técnico, econômico, ambiental e social
do estado e da região. “Nossa ideia é
criar um mercado consumidor local e
que a energia solar produzida aqui tenha
preço competitivo em relação às outras
fontes”, destacou.

13. Onze empresas na 1ª Rodada
do pré-sal
Petrobras
anuncia venda
de ativos na
Colômbia
Foto: Divulgação
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP) divulgou, no dia 19 de setembro, a lista com as onze empresas que
pagaram taxa de participação para
a 1ª Rodada do pré-sal, referente ao
Campo de Libra, na Bacia de Santos.
O leilão está previsto para acontecer
no dia 21 de outubro.
São elas: CNOOC International
Limited (China), China National Petroleum Corporation (CNPC) (China),
Ecopetrol (Colômbia), Mitsui & CO
(Japão), ONGC Videsh (Índia), Petrogal (Portugal), Petrobras (Brasil),
Petronas (Malásia), Repsol/Sinopec
(Hispano-Chinesa), Shell (Anglo-Holandesa) e Total (Francesa).
Segundo a agência reguladora,
as empresas ainda terão que passar
por um processo de habilitação para
participar da licitação.
A área a ser licitada tem cerca
de 1,5 mil quilômetros quadrados.
O volume de petróleo recuperável
deverá oscilar entre 8 bilhões e 12
bilhões de barris. Segundo o edital,
os ganhadores da licitação deverão
desenvolver as atividades de exploração de petróleo por quatro anos, prazo
que poderá ser estendido, como prevê
o contrato de partilha de produção.
A Petrobras será a operadora
única do pré-sal, pelo sistema de
partilha, e terá direito a 30% do
Campo de Libra.
TOTVS em Macaé
A TOTVS Consulting, consultoria
em negócios e tecnologia da TOTVS,
inaugura escritório em Macaé, no norte
do Rio de Janeiro. Na unidade, ficarão
baseados 150 profissionais, altamente
especializados em petróleo e gás. A
equipe é formada por engenheiros, técnicos, gestores e executivos especialistas no setor. A região concentra 80% da
produção de petróleo do Brasil e tem a
presença dos maiores players do setor.
A TOTVS Consulting prevê investimento superior a R$ 2 milhões nos
próximos três anos no escritório de
Macaé. A empresa iniciou a operação
na cidade em 2011, com um time de
30 profissionais, alocados em clientes.
Com a inauguração do espaço próprio,
a perspectiva é chegar ao final do ano
com até 150 pessoas. Hoje, cem profissionais da consultoria já trabalham
na cidade. O setor de Energia já é o
mais significativo em Serviços no Rio
e o mais representativo para a TOTVS
Consulting no Brasil.
“Proximidade com o cliente e alta
especialização são diretrizes do trabalho
da TOTVS Consulting, por isso estamos
inaugurando um escritório em Macaé,
uma cidade estratégica para o segmento
de petróleo e gás e uma região de referência para os profissionais da área.
A abertura da unidade Macaé reflete
nosso crescimento alcançado no setor
nos últimos anos”, afirma o diretor da
TOTVS Consulting Energia, Marcelo
Herskovits.
A TOTVS Consulting Energia
presta serviços de consultoria e oferece
soluções tecnológicas especializadas
para o setor. A unidade de negócios
conta com um portfólio de serviços
diferenciados e voltados exclusivamente
para a indústria de petróleo e gás.
A Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de
emissão da Petrobras Colombia
Limited (PEC), para a Perenco, no
valor de US$ 380 milhões.
Os ativos da Petrobras
Colombia que fazem parte da
transação incluem participações
em 11 blocos de exploração e
produção em terra com produção média líquida de 6.530
boed (barris de óleo equivalente por dia) além dos oleodutos
de Colombia e Alto Magdalena,
com capacidade de transporte
de 14.950 bpd (barris por dia) e
9.180 bpd, respectivamente.
Segundo a estatal, a conclusão da transação está sujeita a
determinadas condições precedentes usuais, incluindo a
aprovação da Agência Nacional
de Hidrocarburos (ANH).
A Petrobras continuará presente na Colômbia através de
seus ativos de exploração no mar
e distribuição, além de um bloco
exploratório em terra.
TN Petróleo 91
11

14. hot news
Com a presença da presidente
da República, Dilma Rousseff, e da
presidente da Petrobras, Graça Foster,
foi assinado em setembro no Palácio
Piratini, em Porto Alegre, o contrato
para construção das plataformas P-75
e P-77 com o Consórcio RIG, formado pelas empresas Queiroz Galvão,
Camargo Correa e Iesa.
Na ocasião, Dilma lembrou que
há dez anos ninguém acreditava que
o Brasil pudesse ter um polo naval.
“O Rio Grande do Sul hoje tem um
polo naval que mostra a capacidade
e a força de uma política que decidiu que era possível sim produzir
no Brasil”, afirmou a presidente,
ressaltando ainda a importância do
crescimento da indústria brasileira
de fornecedores do segmento de
petróleo e gás.
A presidente da Petrobras informou que a companhia concluirá em
2013 oito plataformas que ajudarão
no cumprimento da meta de dobrar
a produção até 2020. “Temos 90%
contratados para que em 2020 tenhamos o dobro do que produzimos
hoje, ou seja, 4,2 milhões de barris”,
Foto: Divulgação
Petrobras assina contrato da P-75 e P-77
afirmou ela, e também elogiou a
indústria naval brasileira: “A curva de aprendizagem é espetacular.
Estamos muito próximos de voltar
a ser um dos maiores centros de excelência no mundo.”
FPSOs P-75 e P-77 – Os FPSOs
(plataformas que produzem, armazenam e transferem petróleo; na sigla
em inglês) P-75 e P-77, cada um com
capacidade de produção de 150 mil
barris por dia, serão instalados nos
blocos da Cessão Onerosa, no pré-sal
da Bacia de Santos, junto com outras
duas unidades similares, a P-74 e a
P-76. O Consórcio RIG será responsável pela construção de módulos e
integração de ambas as plataformas.
Os serviços serão executados no estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande.
Os navios destinados à conversão
dos cascos da P-75 e da P-77 estão
no Estaleiro Cosco, na China, passando por serviços de preparação
do casco, e devem chegar ao Rio de
Janeiro (RJ) no segundo semestre
de 2014, onde serão realizados os
trabalhos de conversão, no Estaleiro
Inhaúma. Após concluída esta etapa,
os cascos seguem para Rio Grande,
onde a P-75 deve chegar no segundo
semestre de 2015 e a P-77, no primeiro semestre de 2016.
A expectativa é que sejam gerados,
aproximadamente, 4.400 empregos
diretos e indiretos no pico das atividades. O conteúdo nacional contratual
previsto é de 65% a 71%.
A Wilson Sons Ultratug Offshore
realizou a cerimônia de batismo do
PSV (Platform Supply Vessel )4.500
Prion na sua base, em Niterói. O PSV
ficará à disposição da Petrobras pelos próximos oito anos. A embarcação, construída no estaleiro da Wilson Sons no Guarujá (SP), é a décima
sexta da frota de apoio ao mercado de
petróleo e gás da companhia.
O Prion tem 89,5 m de comprimento, 16 m de boca, calado de 6,2
m, além de 4.587 toneladas de porte
bruto e velocidade de 13 nós. O PSV
conta com tecnologia e projeto de
engenharia Damen e financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM), concedido por meio do
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A
nova embarcação está entre as maio12
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação Wilson Sons
Wilson Sons batiza PSV Prion
res embarcações da companhia e
possui sistema de carga híbrido para
granel líquido e sólido.
A Wilson Sons Ultratug Offshore
aguarda também a chegada do PSV
3.500 Mandrião, encomendada pela
Atlantic Offshore ao estaleiro Pacific Ocean Engineering & Trading
(POET), de Cingapura e contratada
pela South Patagonia Services com a
Petrobras por um período de quatro
anos. Até o final do ano, a Wilson
Sons Ultratug Offshore receberá
mais um PSV 4500 que está sendo
construído no estaleiro Wilson Sons,
o Alcatraz.

15. • Análises e testes em produtos;
• Inspeção;
• Consultoria;
• Gerenciamento;
• Supervisão;
• Fiscalização;
• Projetos;
• Auditoria;
• Pesquisa;
• Meio ambiente;
• Certificação
O engenheiro Luiz Alfredo Falcão Bauer foi pioneiro na difusão e emprego do controle tecnológico em
favor da melhoria da qualidade das obras da engenharia brasileira. Ele se tornou reconhecido nacional e
internacionalmente pelo empenho na busca contínua da qualidade tanto nas obras quanto nas indústrias
e nos serviços oferecidos à sociedade.
Ele começou a divulgar a necessidade do controle tecnológico numa fase em que a engenharia brasileira
passava a ser requisitada em quase todas as suas disciplinas por conta do crescimento do País. Em
função da carência de métodos e parâmetros que comprovassem a eficácia da engenharia, ele resolveu
dar forma a um ideal de empresa voltada para aquela direção. E, em 1953, era criado e colocado em
prática, com ação nos canteiros de obras, o primeiro laboratório da Falcão Bauer.
Hoje, o Grupo Falcão Bauer, resultado dos primeiros passos daquele notável pioneiro, possui mais
de dois mil profissionais atuando nas diversas áreas da engenharia. Sua sólida e moderna estrutura
constitui um dos mais avançados e reconhecidos centros tecnológicos do País.
Engenheiro Luiz Alfredo Falcão Bauer
“Para a que indústria da construção civil cresça, precisamos construir da maneira que
(In Memorian)
os nossos compradores em potencial desejam e imaginam. Para alcançar essa meta,
todos nós devemos fazer com qualidade e não esperar que ela aconteça.”
TN Petróleo 91
13

16. hot news
Rio de Janeiro assina termo com
a Noruega para cluster subsea
O secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços,
Julio Bueno, assinou em setembro um termo de cooperação com a NCE (Norwegian
Centres of Expertise) Subsea – a associação do Cluster de Subsea da Noruega.
Foto: TN Petróleo
Da esquerda para a direita: Marcelo Vertis,
subsecretário estadual de Energia, Logística
e Desenvolvimento Industrial; Julio Bueno,
secretário estadual de Desenvolvimento
Econômico, Energia, Indústria e Serviços; Trond
Olsen, diretor do NCE Subsea; e Helle Klem,
cônsul-geral da Noruega no Rio.
O objetivo do acordo é a
utilização do know how do cluster
norueguês para auxiliar a estruturação do cluster subsea no Rio de
Janeiro. Pelo NCE Subsea, assinou
o convênio o diretor da associação,
Trond Olsen. Também participaram da assinatura, a cônsul-geral
da Noruega no Rio, Helle Klem e o
subsecretário estadual de Energia,
Logística e Desenvolvimento Industrial, Marcelo Vertis.
De acordo com Vertis, o cluster de subsea Rio de Janeiro quer
atrair e apoiar o desenvolvimento
de fabricantes e subfornecedores
de equipamentos submarinos para
o Rio, que é responsável por mais
80% da produção de petróleo e gás
natural brasileiro.
“Este é um acordo de desenvolvimento de negócios que vai beneficiar ambos os países. Vamos procurar
buscar estabelecer um ambiente de
negócios que aproxime as empresas e
14
TN Petróleo 91
promova acordos de cooperação tecnológica para o segmento subsea, pois a
Noruega possui um grau de inovação
muito alto”, explica o subsecretário.
Segundo o executivo, atualmente,
a cadeia de fornecimento subsea no
país conta com cerca de 80 empresas,
entre as quais a FMC Technologies,
Aker Solutions, GE, Oil States e a norueguesa NOV Entretanto, isso deve
.
ser ampliado para atender o crescimento dos pedidos da indústria subsea, principalmente em função das
encomendas da Petrobras no mercado.
“Sendo muito otimista, podemos
prever que nos próximos cinco anos
a quantidade de empresas ligadas ao
segmento subsea pode quadruplicar
no estado do Rio de Janeiro”, afirma
Vertis. Hoje, no estado existem 35
empresas subsea (27 de serviços e
oito de produtos) instaladas, que empregam quase 1,2 mil funcionários.
Diante dessa demanda, Vertis indica a utilização de um distrito indus-
trial exclusivo para o segmento, o polo
Navipeças, que está sendo construído
em Caxias e está em fase de licenciamento ambiental. “Lá as empresas
poderão escoar com mais facilidade
a saída de produtos e equipamentos
destinados à exploração de óleo e gás
offshore, pois o polo fica às margens
da Baía de Guanabara”, reforça.
A modelagem do polo subsea
fluminense conta com a parceria
da Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria
e Serviços (Sedeis), Federação das
Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Instituto Brasileiro
de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
(IBP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Serviço
Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Rio de Janeiro
(Sebrae-RJ) e Rio Negócios.
O desenvolvimento do espaço
físico e a disponibilização de infraestrutura e negociação de benefícios
tributários às empresas estão sendo
conduzidos pela Companhia de Desenvolvimento Industrial do Rio de
Janeiro (Codin).
“Esse é o primeiro acordo assinado entre o governo do estado e
um organismo estrangeiro de desenvolvimento da indústria offshore. Mas pretendemos utilizar os
canais formais de contato (consulados) para estabelecer novos acordos de cooperação internacionais”,
conclui Vertis.

17. The Marshall Islands Registry
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International Registries, (Brazil) Ltda.
in affiliation with the Marshall Islands Maritime & Corporate Administrators
tel: +55 21 2524 5218 | rio@register-iri.com
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TN Petróleo 91 15

18. hot news
Deloitte inaugura Centro de Excelência
de Petróleo e Gás no Rio de Janeiro
O lançamento do CoE ocorre
em uma conjuntura de novas perspectivas de mercado, com a retomada das rodadas de licitação para
blocos de exploração e produção no
país. Em outubro, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) realizará a
1ª rodada de licitações do pré-sal,
área de Libra, a primeira no modelo
de partilha de produção. Já em novembro, a 12ª rodada de licitações
ofertará 240 blocos exploratórios em
terra, com foco no segmento de gás
convencional e não convencional.
“A indústria de óleo e gás representa 60% do faturamento das áreas
de consultoria da Deloitte no Rio de
Janeiro. O Brasil, por sua vez, concentra boa parte das expectativas
de desenvolvimento desse setor no
mundo”, afirma o líder do atendimento às organizações de Óleo e
Gás da Deloitte no Brasil, Carlos
Vivas (foto). “Estamos oferecendo
às empresas a experiência internacional que irá apoiá-los na obtenção
de fortes metas de crescimento, assim como servir de ponte para que
as empresas internacionais entendam o contexto brasileiro do ponto
de vista comercial, jurídico, legal e
tecnológico”, assegura.
16
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação
A Deloitte, empresa especializada em consultoria e auditoria, inaugurou no dia 17
de setembro, no Rio de Janeiro, o seu primeiro Centro de Excelência de Óleo &
Gás (CoE) da América Latina. Com investimentos de US$ 1 milhão, o CoE terá 120
profissionais de diversas especialidades, que atuarão sob um modelo multidisciplinar
para atender aos desafios das empresas do setor.
Abordagem multidisciplinar – Para
Vivas, o CoE se insere em uma estratégia da organização para atender as
empresas de toda a cadeia da indústria a partir de uma visão completa
de seus desafios. “Nosso Centro de
Excelência proporciona aos clientes
muito mais do que serviços de consultoria para responder a necessidades
específicas. Nossa proposta é reunir,
em um mesmo espaço físico, e com
instalações apropriadas, profissionais
com especializações diversas para
atender a indústria de óleo e gás com
soluções multidisciplinares e customizadas à realidade da empresa”,
afirma. Entre as soluções customizadas da Deloitte para o setor está a
avaliação de reservas de petróleo e de
estudos geológicos, por meio da área
de Resource Evaluation & Analysis.
Na liderança técnica das atividades do CoE está o diretor do Centro
de Excelência de Petróleo e Gás da
Deloitte no Brasil, Ricardo Savini.
Com mais de 26 anos de experiência
na indústria de petróleo em diversos
países – como Brasil, Venezuela, Argentina e Estados Unidos –, Savini
ocupou diferentes cargos de gestão
nas áreas de Exploração e Produção,
como gerente de Geologia & Geofísica, Reservatório, Serviços Técnicos,
Planejamento & Desenvolvimento de
Negócios e Operações. “Este é um
momento pouco comum na indústria
global. O Brasil tem como desafio
levar a produção de petróleo de 2 a
4 milhões de barris por dia nos próximos anos.
O rápido crescimento da produção aconteceu em outros lugares
do mundo ao longo do século XX
e ofereceu um enorme dinamismo
econômico”, comenta o diretor. “As
oportunidades foram grandes, e
regiões como os países do Mar do
Norte e a costa do Golfo do México
aproveitaram para estabelecer uma
diversificada rede de fornecedores
e fortalecer suas universidades e
centros de pesquisa para suportar
esse espetacular crescimento da
produção”, diz.

19. Como a Schneider Electric pode
transformar sua planta de gás
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Hoje, mais do que nunca, segurança
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TN Petróleo 91
17

20. indicadores tn
Produção de aço bruto deve alcançar
34,5 milhões de toneladas em 2013
Assim como a produção, o
consumo aparente, resultado da
soma das vendas internas com
a importação por distribuidoras e consumidores, também foi
revisado para baixo, com volume
de 25,9 milhões de toneladas. Já
a importação e a exportação de
aço devem ficar
com uma queda
em torno de
13% este ano.
Mesmo assim,
o setor de aço
tem uma sobra
da capacidade
em relação à
demanda de 69%, o que é um
bom número em relação a outros
países. “Não há setor da indústria
brasileira que tenha essa sobra de
capacidade”, afirmou Marco Polo
de Mello Lopes, presidente executivo do Instituto Aço Brasil.
Segundo ele, o país vem
sofrendo uma perda de competitividade da indústria de transformação, por vários motivos,
mas principalmente com relação
ao volume excedente de aço no
mercado internacional, de 580 milhões de toneladas, da agressiva
participação chinesa no mercado
e também dos altos impostos no
mercado siderúrgico.
Com um mercado interno
andando de lado, Mello acha fundamental que se façam ações que
aumentem o consumo de materiais
feitos no Brasil. “O conteúdo nacional é fundamental para o crescimento do setor de aço”, afirmou.
As perspectivas do Instituto Aço
Brasil são de que o consumo apa18
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação CSN
O Instituto Aço Brasil (IABr) divulgou uma revisão para baixo em suas previsões do
cenário da indústria do aço no Brasil para este ano. A instituição prevê que a produção de
aço bruto no país deve chegar a 34,5 milhões de toneladas, uma redução em relação aos
números anteriores, que eram de uma produção na casa dos 36,5 milhões de toneladas.
rente apresente uma alta de 3,8%
em 2014, alcançando o patamar de
27 milhões de toneladas.
Já o Sindisider (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras
de Produtos Siderúrgicos) fez um
levantamento no qual apontou que
as vendas de aços planos apresentaram alta de 11,2% em julho em
comparação ao mês anterior, totalizando 386,8 mil toneladas. Sobre
o mesmo período do ano passado,
quando foram comercializadas
342,1 mil toneladas, a elevação foi
de 13,1%. Os dados foram apurados
junto aos distribuidores associados
ao Inda (Instituto Nacional dos
Distribuidores de Aço).
As compras apresentaram
elevação de 6% em comparação
ao mês anterior, passando de
390,3 mil toneladas para 413,8 mil
toneladas em julho. No acumulado de janeiro a julho deste ano, as
vendas tiveram um leve incremento de 0,3% contra o primeiro
semestre de 2012, com volume
total de 2.530,8 mil toneladas. Em
relação às compras, houve um
acréscimo de 9,3%, contabilizando
2.717,6 mil toneladas ante 2.486,3
mil toneladas no ano passado.
“O volume de vendas foi superior à previsão do Sindisider
devido, dentre
outros fatores,
à presença de
três dias úteis a
mais em julho
em relação ao
calendário dos
meses anteriores”, explica
Carlos Jorge Loureiro, presidente da entidade.
Ainda de acordo com dados
do sindicato, a importação de
aço plano comum pelo mercado brasileiro encerrou julho
com alta de 109,4% em relação
ao mês anterior, totalizando
183,9 mil toneladas ante 87,8
mil toneladas. Entretanto, no
acumulado deste ano, houve
uma retração de 20% no volume
de produtos estrangeiros (806,2
mil toneladas). Para agosto,
as compras e vendas devem
permanecer estáveis, segundo
projeções do Inda.

21. TN Petróleo 91
19

22. indicadores tn
A balança comercial brasileira registrou novo superávit (exportações maiores do que importações)
na segunda semana de setembro, de
US$ 617 milhões. Com isso, o déficit
acumulado no ano voltou a cair – de
US$ 3,47 bilhões para US$ 2,85
bilhões. O superávit da segunda
semana foi resultado de exportações
de US$ 5,22 bilhões e importações
de US$ 4,61 bilhões. As vendas
externas de produtos básicos, ou
seja, sem valor agregado, foram as
principais responsáveis pelo resultado. Os dados foram divulgados pelo
Ministério do Desenvolvimento,
Indústria e Comércio Exterior.
As exportações de produtos
básicos tiveram elevação de 23,8%
na comparação com a primeira
semana de setembro, segundo o
critério da média diária. Os itens
que encabeçaram a alta foram
petróleo bruto, minérios de ferro e
cobre, milho e café. Na análise do
mês, comparando-se a média diária acumulada de setembro deste
ano com a do mesmo mês de 2012,
as vendas de não industrializados aumentaram 3,1%, por conta,
principalmente, de petróleo bruto,
farelo e grão de soja, carne bovina
Foto: TN Petróleo
Balança comercial melhora desempenho
e reduz déficit acumulado no ano
e minério de cobre. As vendas de
produtos de maior valor agregado
(manufaturados e semimanufaturados) caíram tanto na comparação
semanal quanto na mensal.
A elevação das vendas externas de petróleo pode apontar
um início de recuperação da
balança brasileira. Em função
de fatores como aumento da
demanda interna e parada programada para manutenção de
plataformas de petróleo, o Brasil
exportou menos e importou mais
o produto em 2013. A situação
provocou resultados deficitários
sucessivos na balança. No início
do mês, ao comentar os números
da balança de agosto, o secretá-
rio de Comércio Exterior, Daniel
Godinho, disse que o encerramento de 2013 com superávit
dependeria da retomada da
produção do combustível.
As importações também
apontaram uma mudança na
situação do petróleo. As compras
brasileiras de combustíveis e
lubrificantes, que estavam em
ascensão, caíram 5,7% nas duas
primeiras semanas de setembro
deste ano, ante o mesmo mês de
2012, de acordo com o critério
da média diária. No geral, as
aquisições do Brasil no exterior
registraram queda de 1,1% no
período, com média diária de
US$ 907,6 milhões.
PIB deve fechar 2013 em 2,35%
As instituições financeiras
pesquisadas pelo Banco Central (BC)
fizeram ajustes nas projeções para o
crescimento da economia. A estimativa para a expansão do Produto
Interno Bruto (PIB), soma de todos os
bens e serviços produzidos no país,
passou de 2,32% para 2,35%, este ano
e caiu de 2,30% para 2,28%, em 2014.
A estimativa para a expansão da
produção industrial caiu de 2,11%
para 2,10%, este ano, e segue em
3%, para 2014.
A projeção das instituições financeiras para a relação entre a dívida
20
TN Petróleo 91
líquida do setor público e o PIB segue
em 35%, este ano, e foi ajustada de
34,85% para 34,80%, no próximo ano.
Ainda de acordo com a pesquisa
do BC a instituições financeiras, o
dólar deve fechar este ano cotado a
R$ 2,36, a mesma estimativa da semana passada. Para 2014, a previsão
segue em R$ 2,40.
A estimativa para o superávit
comercial, saldo positivo de exportações menos importações, passou de
US$ 3 bilhões para US$ 2,5 bilhões,
este ano, e de US$ 8 bilhões para
US$ 10 bilhões, em 2014.
A previsão das instituições
financeiras para o saldo negativo
em transações correntes (registro
das transações de compra e venda
de mercadorias e serviços do
Brasil com o exterior) foi ajustada
de US$ 77 bilhões para US$ 78,00
bilhões este ano, e segue em US$
78,9 bilhões, em 2014.
A expectativa para o investimento estrangeiro direto (recursos
que vão para o setor produtivo do
país) foi mantida em US$ 60 bilhões tanto para 2013 quanto para
o próximo ano.

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TN Petróleo 91
21

24. indicadores tn
O Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) publicou
no dia 26 de agosto a lista com o
preço médio ponderado ao consumidor final dos principais combustíveis
utilizados pelo setor de transporte
no país, ou seja, gasolina, etanol e
diesel. Os valores deverão ser adotados a partir de 1º de setembro nos
estados e no Distrito Federal.
De acordo com a tabela do Conselho, o litro mais caro da gasolina é o
cobrado no Acre, R$ 3,25. Em seguida, vêm Rondônia (R$ 3,05), Amazonas e Tocantins (R$ 3,03). Os valores
mais baratos estão no Piauí (R$ 2,78),
Paraíba (R$ 2,80) e Pernambuco (R$
Foto: TN Petróleo
Preços dos combustíveis para setembro
2,81). Os únicos estados que não tiveram os preços divulgados foram
Bahia, Rio Grande do Sul e São Paulo.
O Acre também está em primeiro
lugar no quesito ‘valor do diesel’,
que ficará em R$ 2,72, na média. O
topo da lista tem ainda os estados
de Roraima (R$ 2,56), Mato Grosso
(R$ 2,57) e Rondônia (R$ 2,51). Já
os motoristas do Mato Grosso do
Sul (R$ 2,20), Ceará (R$ 2,25), Maranhão e Rio Grande do Norte (R$
2,26) são os que mais economizam
na hora de abastecer com diesel.
Já o etanol tem Acre (R$ 2,63),
Roraima (R$ 2,55), Alagoas e Paraíba (R$ 2,47) como os estados com
valor mais elevado do combustível.
Os preços mais em conta são os
de Goiás (R$ 1,92), Mato Grosso
(R$ 1,96), Mato Grosso do Sul (R$
1,97) e Paraná (R$ 1,99).
Demanda mundial de petróleo deve crescer em 2014
Em relatório mensal, a Opep revisou para cima a sua previsão para a demanda mundial de petróleo para 2014, reflexo dos dados acima do esperado para a primeira metade deste ano, com sinais positivos nas economias de grandes países como Estados Unidos, Reino Unido e Alemanha.
22
TN Petróleo 91
Produção de países-membros da Opep e não membros – set/11 a ago/13
32
31
30
29
28
27
Com o início dos trabalhos em Papa-Terra, que tem produção estimada para
começar em outubro, a Opep acredita que o
suprimento de petróleo no Brasil deva crescer
na segunda metade deste ano. O fornecimento de petróleo no Brasil, em bases trimestrais,
deve ficar em 2,54 mb/d, 2,58 mb/d, 2,67
mb/d e 2,67 mb/d, respectivamente.
Dados divulgados no último dia 12
de setembro pela Agência Internacional
de Energia (AIE) mostram que o Brasil
consumiu média de 3,043 milhões de
barris de petróleo em junho, 45 mil barris menos que a expectativa da entidade.
Por isso, a AIE reduziu a previsão de
Out 12
Jul 13
Nov 12
Ago 13
Ago 13
Maio 12
Set 13
Jun 12
Mai 12
Fev 13
Jun 12
Mar 13
Jul 13
Abr 12
Abr 12
Jan 13
Jan 12
Out 12
Fev 12
Nov 12
Mar 12
Dez
Nov 11
Ago 12
Dez 12
Set 11
Set 11
Jun 12
Out 12
Jul 11
Abr 12
Jul 11
Ago 11
Maio 12
Mar 12
Jun 11
Jan 12
Abr 11
Fev 11
Maio 12
Nov 11
Fev 11
Dez 11
Mar 11
26
Set 11
Dez 10
Out 11
Jan 11
De acordo com a entidade, a previsão
para 2013 é de que a demanda cresça 0,8
mb / d, mantendo os números anteriores
de 89,74 milhões de barris por dia, já em
2014, a demanda mundial de petróleo deverá crescer em 1,0 mb / d. Com relação
a oferta mundial de petróleo, os dados
preliminares da Opep mostram que ficou
em uma média de 89,94 mb / d em agosto,
diminuição de 0,43 mb / d em relação ao
mês anterior. Já o petróleo proveniente dos
países-membros da Opep alcançar 33,6%
de participação na oferta global.
Com relação ao consumo de petróleo
na América Latina, a Opep estima que
ficará em torno de 6,49 milhões de barris
por dia, um crescimento de 230 mil barris
em comparação ao registrado em 2012.
Segundo o relatório, a projeção
para o fornecimento de petróleo no
Brasil é de que haverá um pequeno
crescimento esse ano, podendo chegar
a 2,61 milhões de barris por dia, o que
representa uma revisão de 15 mil barris
em comparação com o último relatório
da entidade. A revisão para cima veio
muito devido aos números da produção de petróleo do país em julho, que
indicam crescimento.
crescimento da demanda por petróleo
no Brasil em 2013, que deve crescer
3,4% na comparação com o ano anterior,
contra uma previsão de 3,6%. Em relatório mensal, a AIE diz que o ritmo da
economia brasileira tem impedido uma
reação mais evidente do consumo dos
derivados de petróleo no país.
Para 2014, a AIE espera aumento da
demanda por petróleo de 3,14%, menos
que o esperado para 2013. Dessa forma,
a entidade prevê que o Brasil terminará
2013 com consumo médio de 3,088 milhões de barris e alcance 3,185 milhões
de barris no próximo ano.

25. MUITO ALÉM DA ENERGIA.
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MUITO ALÉM DO AÇO.
TN Petróleo 91
23

26. indicadores tn
A diretoria do Banco Nacional
de Desenvolvimento Econômico e
Social (BNDES) aprovou financiamento de R$ 207,7 milhões para
a construção de uma unidade de
produção de etanol de segunda
geração (2G) a partir da biomassa
da cana-de-açúcar. Será o primeiro
projeto no mundo que utilizará
tecnologias para conversão do bagaço e da palha da cana em escala
industrial totalmente integrada ao
processo de etanol convencional,
obtido a partir do caldo da cana-de-açúcar (1G).
O empreendimento ou vem
sendo no prazo de dois anos a
partir do segundo semestre de
2013 e os recursos serão desembolsados por meio do BNDES
PSI Projetos Transformadores e
da linha Investimentos Sociais.
Os empreendimentos apoiáveis
pelo programa são aqueles com
elevada capacidade tecnológica
e produtiva em setores de alta
intensidade de conhecimento e
engenharia, e que induzam encadeamentos e ganhos de produtividade e qualidade.
Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural
DJ Oil & Gas (%)
Período de 02/2013 a 07/2013
12/julho
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil
Fev
Mar
Abr
Bacia de Campos
1.562,5
1.480,4
1.532,4
Outras (offshore)
145,6
156,9
180,2
Total offshore
1.708,1
1.637,4
1.712,6
Total onshore
212,1
209,1
211,0
1.920,2
1.846,4
1.923,5
Total Brasil
Maio
Junho
Julho
1.523,5 1.565,0 1.479,1
165,0
208,7
208,3
1.688,5 1.773,7 1.687,4
203,3
204,9
200,1
1.891,8 1.978,6 1.887,5
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil
Fev
Mar
Abr
Bacia de Campos
24.459,2 24.021,2
24.892,4
24.721,9 24.407,1 23.385,3
Outras (offshore)
22.590,7
23.539,1
21.512,2
19.216,5 23.459,0 23.522,7
Total offshore
47.040,9
47.560,2
46.404,6
43.938,4 47.866,1 46.908,0
Total onshore
15.810,2
16.059,1
16.019,7
15.784,0 15.563,4 15.809,2
Total Brasil
62.860,1
63.619,4
62.424,2
59.722,4 63.429,6 62.717,1
Fev
Mar
Abr
Maio
Maio
Junho
Junho
Julho
Julho
149,1
147,9
146,8
144,3
144,1
116,7
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional
Exterior
15.764,1
15.547,2
15.241,8
15.128,3 15.419,0 15.617,7
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d)
Brasil+Exterior
2.557,4
2.485,9
2.552,5
2.500,8
2.612,4
24
TN Petróleo 91
0.40 0.63
Variação no período: 2.46%
bovespa (%)
12/julho
12/julho
-2.34 0.04
Variação no período: 15.43%
dólar comercial*
12/julho
16/setembro
2.266 2.284
2.490,5
euro comercial*
12/julho
16/setembro
2.96 3.04
Variação no período: 2.88%
(*) Inclui gás injetado.
(**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).
16/setembro
Variação no período: 0.80%
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional
Exterior
Foto: Unica
BNDES financiará primeira unidade de etanol
de segunda geração do mundo
Fonte: Petrobras
*Valor de venda, em R$

27. A nova unidade industrial será
construída na Usina Costa Pinto, em
Piracicaba (SP), e terá capacidade
anual de produção de etanol 2G de
40 milhões de litros. O empreendimento é de propriedade da Raízen
Energia, uma associação entre a
Cosan, grupo brasileiro de energia
e infraestrutura, e a Shell. O projeto
apoiado pelo BNDES possibilitará
maior produtividade por hectare de
cana plantado, contribuindo para a
redução da necessidade de expansão da área agrícola para a produção
de biocombustíveis.
Na nova usina, o processo produtivo de etanol 2G será integrado
ao processo de produção de etanol
1G e englobará as seguintes eta-
pas: pré-tratamento; hidrólise enzimática; fermentação; e purificação.
As duas últimas tecnologias já são
utilizadas em escala comercial na
produção do etanol de primeira geração, enquanto as duas primeiras
serão desenvolvidas com base nos
testes realizados por parceiros tecnológicos no Brasil e no exterior.
Outros apoios – Além desta
operação, o BNDES já aprovou
financiamento a quatro projetos
destinados ao desenvolvimento
de Etanol 2G, no valor total de R$
991 milhões, todos eles no âmbito
do Plano Conjunto BNDES-Finep
de Apoio à Inovação Tecnológica
Industrial dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico / PAISS .
ações ações ações ações ações ações ações ações ações
petrobras
12/julho
ON
16/setembro
-1,69
1,57
R$ 14,55
12/julho
PN
R$ 17,44
16/setembro
-2,34
1,77
R$ 15,43
R$ 18,45
VALE
12/julho
ON
12/julho
16/setembro
-0,30 PNA -1,74
R$ 29,84
“As últimas notícias de espionagem americana a Petrobras não
impedem nada realização do
leilão de Libra.”
Helder Queiroz, diretor da Agência Nacional
de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) 16/09/2013 - Valor Econômico.
“O Rio Grande do Sul hoje tem
um polo naval que mostra a capacidade e a força de uma política
que decidiu que era possível sim
produzir no Brasil.”
Dilma Rousseff, durante assinatura dos contratos para construção das plataformas P-75
e P-77 com o Consórcio RIG - 16/09/2013 Agência Petrobras.
“O Brasil era o mercado favorito
de todos. É fácil atirar pedras
agora, mas ninguém colocou uma
arma na cabeça de ninguém e
disse você tem que comprar.”
Will Landers, que cuida dos fundos de ações da
16/setembro
-1,58
FRASES
R$ 36,39
-1,74
R$ 27,06
OGX
R$ 33,08
América Latina da Black Rock, maior gestora
de recursos do mundo. 16/09/2013 - Dow Jones
Newswires.
“Estamos caminhando para
BRASKEM
12/julho
12/julho
16/setembro
ON -21,82
assistir ao fenômeno da energia
16/setembro
eólica também com o setor solar
-0,09
fotovoltaico nos próximos anos.”
-2,56 PNA -2,03
R$ 0,43
R$ 0,38
R$ 15,94
R$ 18,63
petróleo brent (US$)
12/julho
109.07
16/setembro
109.84
Variação no período: 2.41%
petróleo WTI (US$)
12/julho
106.17
16/setembro
105.36
Variação no período: 0.89%
Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de
Pesquisa Energética - 12/09/2013 - TN Petróleo.
“Não tenho a menor ideia
do que o governo americano
quer. O avanço tecnológico
não é um assunto exclusivamente brasileiro. Uma
das áreas de maior avanço
tecnológico fica no Golfo do
México, porque lá o mercado
é muito disputado.”
Wagner Freire, ex-diretor de exploração e
produção da Petrobras sobre a notícia de que a
estatal ter sido alvo de espionagem do governo
americano. 09/09/2013 - Valor Econômico.
TN Petróleo 91
25

28. entrevista exclusiva
Empreender
e inovar é preciso
por Beatriz Cardoso
Passar isso do discurso à
prática é o grande desafio
do Brasil, como nos
mostra Ozires Silva, expresidente da Embraer e da
Petrobras, duas das mais
importantes companhias
brasileiras, reconhecidas
internacionalmente por
sua capacidade inventiva.
“Continuo a acreditar que
o sucesso do Brasil, na
acirrada competição moderna
de nossos dias, somente
pode ser alcançado pela
constância dos esforços para
empreender e inovar”, afirma
o oficial da Aeronáutica e
engenheiro formado pelo
Instituto Tecnológico de
Aeronáutica (ITA), que aos
82 anos continua a trabalhar
todos os dias. Atualmente é
reitor da Unimonte, instituição
particular de ensino superior
localizada em Santos (SP).
26
TN Petróleo 91
Nesta entrevista exclusiva concedida à TN Petróleo, Ozires Silva, que
se tornou exemplo da capacidade empreendedora e inovadora dos engenheiros
brasileiros – inclusive na gestão de empresas –, fala dos fatores que restringem a inovação e, por consequência, a geração de patentes brasileiras. “Para
sairmos desse círculo de limitações, é preciso estimular os investimentos de
risco, pois eles que proporcionam fundos financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, os quais mais tarde serão professores ou alunos das
Universidades e, sobretudo, alcançarão as empresas produtoras.”
Para ele, o Brasil, por ser uma das sete maiores economias do mundo,
ainda precisa ganhar posições internacionais que sejam proporcionais à sua
dimensão. “Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Precisamos aumentar nossa
eficiência gerencial e produtiva e passar a ter presença em todos os países,
como vários outros estão conseguindo permear as expectativas de compras
dos seus cidadãos e dos consumidores internacionais.”
TN Petróleo – O senhor é um símbolo do empreendedorismo, apontado como
um visionário que acreditou na inventiva e na capacidade tecnológica brasileira,
coisa comprovada na criação da Embraer, hoje uma das mais importantes
empresas do país. Como foi criar algo inovador, empreender em um país
que sequer sabia o que era isso na década de 1970? Hoje seria mais fácil?
Ozires Silva – Não me julgo um símbolo do empreendedorismo. Ao contrário, a criação e o desenvolvimento da Embraer foi o resultado do trabalho de
uma competente equipe, embora inicialmente pequena, que pôde conquistar
um bom grau de confiança e apoio da Força Aérea Brasileira, dando como
resultado uma real cooperação entre a iniciativa privada e o Governo. Isso
acontece em muitos países em empreendimentos de longo prazo de maturação, técnica e tecnologicamente avançados, que precisam avançar sobre
novos conhecimentos e contar com muitos recursos humanos e financeiros,
que, não encontrando visão de apoio nos sistemas econômicos tradicionais,
podem encontrar caminhos de ruptura com o passado, com a cooperação
governamental e fazer nascer algo de novo.
Por que ainda é difícil empreender no Brasil? Qual é o grande desafio do
Brasil para se posicionar como um país empreendedor, se ele já se consagrou
em algumas áreas nas quais o peso da tecnologia é enorme, como aeronáu-

29. Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP
No mundo complexo
e de produtos sofisticados, no qual
vivemos, precisamos
de brasileiros bem
formados na educação básica e, sobretudo, com proficiência destacada no
Fotos: Divulgação
nível superior.
tica, óleo e gás, telecomunicação? O
nosso problema não é tecnologia, é
educação básica?
Temos um problema conjuntural,
ou de comportamentos, arraigado ao
longo de muitas décadas (ou séculos)
de posição inferiorizada – mais por
crenças do que por uma realidade de
vanguarda –, que leva os consumidores brasileiros, numa competição entre
produtos estrangeiros e nacionais, a
sempre darem suas preferências aos
importados. Sim, os nossos problemas
começam na precariedade da educação básica e isso extrapola para o
nível superior! No mundo complexo e
de produtos sofisticados, no qual já
vivemos, precisamos de brasileiros
bem formados na educação básica e,
sobretudo, com proficiência destacada
no nível superior, fundamental para
compreender e produzir os produtos
de alto valor agregado que vencem no
mundo contemporâneo.
Quando é citado o caso da Embraer,
e de sua consagrada vitória no campo
muito competitivo da indústria aeronáutica (produzindo e vencendo no
mercado mundial, com aviões entre
os mais complexos da atualidade),
pode-se facilmente constatar que
essa posição de destaque foi conseguida graças à criação, em 1950, do
ITA (Instituto Tecnológico de Aeronáutica), de São José dos Campos. Sem
ele, de alto nível, criado e mantido pelo
Comando da Aeronáutica Brasileira,
não se poderia falar da Embraer e de
seus sucessos.
São poucos os exemplos de empreendedorismo no Brasil. Por que isso
acontece? O que falta ao país para
ser mais empreendedor?
Segundo a já tradicional pesquisa mundial, realizada ano a ano pelo
Banco Mundial (www.doingbusiness.
com), e mesmo pela crença nacioTN Petróleo 91
27

30. entrevista exclusiva
nal, o cidadão brasileiro se destaca
pela sua criatividade e pela facilidade
com que absorve o novo, a novidade!
Faltam-nos os mecanismos financeiros de geração de capitais de risco
que ajudem os nossos inventores e
pesquisadores, tanto do setor privado
como do governamental, a vencer a
dura luta para produzir inicialmente
seus produtos e os levar ao mercado consumidor, tanto nacional como
internacional.
O mundo atual respeita os Estados
Unidos e classifica o país como o mais
criativo e dinâmico do mundo atual. E,
dentro dos Estados Unidos, o estado
da Califórnia destaca-se na criação e
na permanente perseguição da inovação. Se examinarmos e tentarmos
compreender o porquê das características fundamentais que justificam
esse destaque mundial, veremos que
os criativos inovadores norte-americanos dispõem de mecanismos que
minimizam seus riscos financeiros
pessoais ou estruturais, colocando-os em condições de competirem, não
apenas em seu mercado interno como
também no internacional.
A universidade é apontada como um
dos melhores ambientes para a disseminação da cultura do empreendedorismo e também da inovação.
Como reitor, o que o senhor sente
ainda faltar nas universidades para
28
TN Petróleo 91
O Brasil inova razoavelmente, mas
não conta com os
mecanismos que
favoreçam nossos inventores,
pesquisadores
e investidores a
produzir competitivamente contra
produtos de
inovadores
estrangeiros.
que ela possa ter uma atuação mais
forte neste sentido? O que o senhor
sugere para reforçar esta vocação da
universidade?
Realmente as universidades contribuem muito para a cultura do empreendedorismo e da inovação, embora as líderes mundiais da criação e
da realização de produtos no mercado sejam as empresas. Todavia, elas
necessitam da cooperação das IES
(Instituições de Ensino Superior) para
ganhar as capacitações suplementares
ou complementares que necessitam
para conquistar o domínio tecnológico
dos seus produtos. O que nos diferencia intensamente dos resultados
norte-americanos é que, devido ao
nosso comportamento e ao das nossas
instituições em geral, temos poucas
marcas nacionais ou internacionais, e,
menos ainda, de empresas que foram
capazes de, direta ou indiretamente,
dominar a conquista da Propriedade
Intelectual de seus produtos, como é o
caso da Embraer – e de umas poucas
entidades produtivas nacionais.
No seu livro Cartas a um jovem empreendedor, o senhor fala dos cuidados
que o jovem deve ter para não desistir
de empreender. O que o senhor diria
não ao jovem, mas aos adultos, de
40, 50 anos, que ainda acreditam ser
possível empreender e se sentem desanimados pela idade? Afinal, o senhor
é o oposto disso, pois continua um
empreendedor aos 82 anos!
A natureza é sábia quando nos faz
a todos diferentes. Não existem duas
criaturas iguais e cada qual reage de
sua forma, segundo suas vocações e
do apoio da sociedade em que vive.
A criatividade e o desejo de empreender ocorrem em todas as idades,
isto é, entre os mais novos e os velhos. É claro que um empreendimento de sucesso nasce da experiência
do empreendedor, que adquire essa
experiência, errando! Claramente, os
mais idosos cometeram mais erros ao
longo de suas vidas e, assim, nota-se
que nas equipes de grande sucesso
mundial encontram-se pessoas das
mais diferentes idades. Se alguém
começa sua vida empreendendo, pode
se fascinar pelo processo de inovar e
ficar surpreendido com os resultados
conseguidos.
Portanto, é normal se desejar continuar e sempre tentar empreender
outra vez mais tarde. Pode ser isso
que tenha me acontecido. Não sei!
Mas, quando vejo os produtos que
estamos recebendo do mundo, em
particular dos países do hemisfério
Norte, mesmo de nações bem menores que o nosso Brasil, com etnias,
religiões e crenças diferentes entre
si (o que não se observa aqui), vejo
que tenho, como muitos outros, de
continuar a acreditar que o sucesso
do Brasil, na acirrada competição de
nossos dias, somente pode ser alcançado pela constância dos esforços
para empreender e inovar.

31. empreender e inovar é preciso
Quais as outras áreas em que o
Brasil tem se saído bem, tanto em
projetos empreendedores, como
em inovação?
Embora nossos números de sucessos mundiais na inovação não
sejam muitos, quando comparados
com países de sucesso, temos bons
casos a relatar. Pode-se colocar o
sucesso da Embrapa (Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária) e
do seu impulso à nossa agricultura,
hoje modernizada e mundialmente
competitiva. Temos a WEG, de Jaraguá
do Sul (SC), que ganhou expressivas
vantagens competitivas nas áreas de
máquinas elétricas e de automação
industrial. Também a Marcopolo, hoje
líder mundial na exportação de ônibus.
E muitos outros casos, cuja divulgação
não tenha nos atingido.
Inovar é preciso, assim como navegar.
A geração de patentes tem aumentado, mas ainda estamos muito longe de
outros países. Por que o Brasil ainda
inova tão pouco? Gerar patentes não
é fundamental?
Como já mencionei, o Brasil inova
razoavelmente, mas não conta com os
mecanismos que favoreçam nossos inventores, pesquisadores e investidores
a produzir competitivamente contra
produtos de inovadores estrangeiros.
Acompanhamos de perto as reclamações empresariais, as quais, a despeito
dos clamores da sociedade produtiva,
as autoridades governamentais parecem distantes de aceitar que, sem um
ambiente que estimule a materialização
do processo criativo, não podemos
vencer no mercado mundial.
Não são poucos os pesquisadores
e empreendedores que têm morrido
antes de conseguir implantar os resultados do seu trabalho inovador.
De um lado, a descrença do consumidor típico nacional, em relação aos
produtos nacionais brasileiros e, de
outro, o peso da nossa burocracia e
a dos impostos – claramente, entre
os mais desencorajadores do mundo
– pesam muito na insuficiência dos
nossos resultados.
A Petrobras é a primeira geradora de
patentes no país, seguido de universidades e algumas empresas. O que é
possível fazer para aumentar, ampliar
a capacidade de geração de patentes
no meio universitário?
A patente surge em geral na empresa que, desejando proteger seus
produtos, procura patenteá-los. As
universidades não se sentem encorajadas para patentear um produto se
não encontra empresas que possam
assumir os riscos de produzi-los,
assegurando o natural retorno dos
investimentos. Assim, para sairmos
de verdadeiros círculos de limitações,
precisamos estimular os investimentos de risco, que proporcionem fundos
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32. entrevista exclusiva
financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, professores ou
alunos das universidades e, sobretudo,
que atinjam as empresas produtoras.
Não podemos nos esquecer de que
as tecnologias, métodos e processos industriais podem ter várias origens, mas
se materializam nas empresas produtivas. De qualquer forma, insistindo nesse
aspecto, já se notou que precisamos de
um sistema de apoio e que proporcione
os capitais de risco necessários, para
dar partida à colocação no mercado de
um produto inovador.
de algum modo e pode variar entre
os casos identificados.
Não diria que se trata de característica única do lado brasileiro, pois examinando casos semelhantes do mundo,
encontram-se inúmeras regiões que
se transformaram em consequência
de descobertas de recursos naturais
de interesse do sistema produtivo. Isso
aconteceu com minérios e mesmo com
o petróleo que transformou cidades
inteiras, colocando novos vetores para
o desenvolvimento da sociedade e de
produtos lançados no mercado.
A cultura da cooperação entre universidade e setor privado tem se consolidado em alguns setores, como o de
óleo e gás, química e farmoquímica,
tecnologia da informação, entre outros, para gerar inovação. No setor
de óleo e gás, em função dos desafios do desenvolvimento do pré-sal,
hoje a cooperação entre empresas,
centros de pesquisa e universidades
está ajudando a formar uma grande
rede temática do óleo e gás. Esse é
um modelo que o senhor considera
bem-sucedido e importante para o
futuro desta ou de outras indústrias?
O que consideraria uma característica
única nesse processo de parcerias no
mercado brasileiro?
Na atualidade, as inovações estão
sendo consideradas como as centelhas iniciais de grandes realizações.
E as inovações não surgem de uma
sociedade fechada e ausente. O sistema de criação de empreendimentos
não floresce a não ser que o ambiente
vivido na região seja favorável.
Assim, como colocado na pergunta, a cooperação entre todos
pode mudar o presente ou o futuro de uma cidade ou de uma
região. É o caso do pré-sal que
está surgindo, a partir de uma
descoberta, numa região, cujas
vocações locais não estimulam o
desenvolvimento da necessária
base criativa, produtiva e comercial. Isso precisa ser estimulado
O senhor acredita que a indústria brasileira de petróleo e gás, assim como
outros setores da sociedade, inclusive a universidade, terão condições
de aproveitar toda a oportunidade
proporcionada pelo pré-sal e tornar
o país, mais do que um produtor de
petróleo, mais inovador, um exportador de tecnologia?
Os desafios tecnológicos do
pré-sal são amplos e os conhecimentos técnicos para o seu aproveitamento não estão disponíveis
em todo o mundo. A profundidade
das lâminas d’água, e mesmo do
terreno sob o mar, são de sorte
a causar preocupações. Há especialistas que sugerem prudência
em relação às possibilidades de
recuperar o óleo do pré-sal, em
muitos dos sítios identificados nas
descobertas anunciadas.
Além dos problemas técnicos,
existem os econômicos. Se forem
materializadas as previsões atuais
de que os Estados Unidos, que hoje é
o maior consumidor, maior produtor
e maior importador de energia fóssil,
em breve serão autossuficientes, o
cenário econômico da indústria petrolífera facilmente se transformará,
podendo tornar não viáveis econômica e financeiramente a pesquisa e a
exploração de importantes áreas do
pré-sal, no que se refere aos sítios
mais distantes e de maior profundidade das reservas.
30
TN Petróleo 91
O senhor foi presidente da Petrobras
de 1986 a 1989, período em que a empresa consolidou alguns marcos, como
por exemplo: alcançou a produção de
500 mil barris diários de petróleo;
descobriu os dois primeiros campos
gigantes Albacora (1984) e Marlim
(1985), na Bacia de Campos; lançou
o Procap (programa de capacitação
tecnológica para produção em águas
profundas e ultraprofundas); obteve
o recorde mundial em exploração e
produção em águas profundas, com a
perfuração de poços a mais de 1.200
m de profundidade d’água e produção a 400 m; descobriu Marlim Leste
(1987); iniciou da produção do campo do rio Urucu, no Alto Amazonas...
Quais foram os maiores desafios na
gestão da companhia, naquela época,
quando poucos acreditavam no potencial brasileiro para petróleo e gás?
Os desafios enfrentados naquela
época, sem dúvida, tiveram origem no
insuficiente apoio para que criações
das equipes técnicas da empresa pudessem encorajar iniciativas para o futuro, não somente na produção como
no importante campo da comercialização do petróleo e seus derivados.
Po r ex e m p l o , p e rs e g u i m o s
a ideia da criação da Petrobras
Overseas, uma tentativa de internacionalizar a companhia, abrindo possibilidades para que ela
passasse a ser uma integrante
do Grupo do passado das “Sete
Grandes”, na época também conhecidas como “As Sete Irmãs”,
as quais dominavam o mercado
mundial do óleo. A ideia foi muito
combatida, decretando a mortalidade da iniciativa, nem mesmo
chegando a ser iniciada.
Esse exemplo repete-se muito no
Brasil, pois temos a tendência de sempre acreditar no que acontece no hemisfério Norte, mas subestimamos todas
as iniciativas que nascem nas regiões
subdesenvolvidas do planeta, aonde nos
encontramos. Razão pela qual temos
poucas marcas e produtos no mundo,

33. TN Petróleo 91
31

34. entrevista exclusiva
sempre optando pela criatividade e importação de países mais desenvolvidos,
em vez de apoiar iniciativas para que tais
produtos possam aqui ser concebidos,
criados e fabricados.
empresa que sofria muito mais interferências do Governo a partir de
ações criadas em Brasília e reações
grandes pelo que era tentado lançar
pelas equipes da empresa.
Foi sua primeira experiência nesse
setor? Qual era sua expectativa em
relação à empresa: o senhor acreditava que ela tinha vocação para inovar,
para superar desafios?
Não foi minha primeira experiência.
Na Petrobras, eu vinha da presidência
da Embraer que, criada no final de 1969,
lançou-se em algo que ainda não existia
no mundo, o transporte aéreo regional.
Os principais fabricantes de aviões,
empolgados com o potencial dos motores a reação (então recém-criados
e conhecidos como ‘jatos’), passaram
a fabricar aviões maiores e de maior
alcance, abrindo espaços para que
se produzissem aeronaves menores,
mais adaptadas às cidades menores,
cuja infraestrutura aeroportuária era
insuficiente para atender os novos
aviões de transporte aéreo, maiores,
mais velozes, e requerendo bem mais
apoio da infraestrutura aeroportuária.
Na Petrobras tentei seguir o
mesmo caminho, mas encontrei uma
O senhor vinha de uma experiência
ímpar, a criação da Embraer, que
mostrou ao país a vocação para ‘voar’
e ir mais longe, consolidando uma
indústria aeronáutica impensável na
década de 1960. O senhor acreditava
que a Petrobras também podia seguir
a mesma trajetória de sucesso?
A Embraer era uma sociedade de
economia mista, como a Petrobras.
Tinha o mesmo acionista, ou seja, o
Governo Federal. Mas havia uma grande diferença. Enquanto a Petrobras era
vinculada ao Ministério das Minas e
Energia, a Embraer era ligada ao então
Ministério da Aeronáutica, muito menos interferente, e mais preocupado
com as estratégias debatidas entre a
empresa e o Governo, mas deixadas
à diretoria a missão e o trabalho de
cumprir o estabelecido.
Como presidente, não me lembro
de ter sofrido injunções da Aeronáutica, em nada além do oficialmente
aprovado. Sim, fui para a Petrobras
Perfil de um empreendedor
Ozires Silva nasceu em Bauru
(SP), em 8 de janeiro de 1931. Oficial
da Aeronáutica e engenheiro formado pelo Instituto Tecnológico de
Aeronáutica (ITA), em 1970, liderou
o grupo que promoveu a criação da
Embraer, estando à frente da equipe
encarregada de projetar e construir o
avião Bandeirante. Depois de presidir
a Embraer, comandou a Petrobras de
1986 a 1989, assumindo, em 1990, o
Ministério da Infraestrutura.
Retornaria então à Embraer em
1991, ajudando a conduzir o processo de privatização da empresa,
concluído em 1994. Foi presidente da
Varig por três anos (2000-2003) e
criou a Pele Nova Biotecnologia, em
2003, primeiro fruto da Academia
32
TN Petróleo 91
Brasileira de Estudos Avançados,
empresa focada em saúde humana,
com atuação na pesquisa, desenvolvimento e produção de tecnologias
inovadoras na área de regeneração e
engenharia tecidual.
Integrante de conselhos de empresas e de associações de classe,
Ozires Silva ainda encontrou tempo
para publicar cinco livros: Nas asas da
educação: – A trajetória da Embraer,
Cartas a um jovem empreendedor – Realize seu sonho: vale a pena, A decolagem de um sonho: a história da criação
da Embraer e Etanol: a revolução verde
e amarela. No final de 2011, viu publicada sua biografia, intitulada Um líder
da inovação – biografia do criador da
Embraer, escrita por Decio Fischetti.
imaginando que a rota poderia ser
semelhante, embora sempre compreendendo que a missão da nossa
empresa petrolífera era, não somente,
muito mais importante para o Brasil,
mas também de maior abrangência em
relação às necessidades operacionais
dos cidadãos e do sistema produtivo
nacional. Infelizmente, muito cedo
compreendi que, embora ambas as
empresas tivessem o mesmo acionista, as formas pelas quais se comportavam em relação às suas controladas
eram bem diferentes.
Em que a experiência acumulada até
então, com a Embraer, foi útil ao senhor no comando da Petrobras?
As duas empresas eram bem diferentes, mas a experiência, não somente a de gerir uma empresa estatal,
mas, tendo por trás, toda a vivência de
criação da Embraer, deu-nos grande
desenvoltura para tratar os contatos
políticos e os processos que poderíamos denominar ‘os de participar e de
ajudar a construir as decisões’.
O oficial da Aeronáutica e engenheiro
do ITA que virou presidente da Petrobras era bem aceito no fechado grupo
Recebeu numerosas condecorações internacionais: nos Estados
Unidos, recebeu a Medalha Charles
Lindbergh, sendo incluindo ainda no
Hall of Fame da Smithsonian Institution e do World Trade Association
de Los Angeles; na Grã-Bretanha, é
Membro do British Council, do Air
Squadron (honorário) e da Royal Aeronautical Society; na Irlanda, recebeu
Título de Doutor “Honoris Causa” pela
Queen’s University; e, na Suécia, é
Membro da Real Academia Sueca de
Engenharia.
Quando completou 80 anos, viu
sua trajetória em mostra itinerante
promovida pela Embraer. Homem
permanentemente conectado ao
seu tempo, Ozires Silva tem seu
próprio blog – http://www.blogdoozires.com.br.

35. empreender e inovar é preciso
de engenheiros do petróleo? Como foi
essa relação com os petroleiros, os
quais o reconheceram como um dos
que contribuíram decisivamente para
a Petrobras alçar voos mais altos – ou
melhor, mergulhar mais fundo?
Não posso comentar sobre os reconhecimentos, mas creio ter sentido
que fui bem aceito, menos pela minha
origem como oficial da Aeronáutica,
mas muito mais pelo fato de ser engenheiro e ter, até aquela data, conseguido desenvolver na Embraer uma
empresa que pouco a pouco avançava
para a conquista do mercado mundial. E esse avanço já com raízes de
sucesso consistia no avião, um produto sofisticado, rico em tecnologias
variadas, de fato um produto final de
marca brasileira – esta produzida por
engenheiros brasileiros, constituindo
um bom exemplo de Propriedade Intelectual nacional.
As equipes técnicas da Petrobras, do mesmo modo, eram e
são visivelmente competentes e
enfrentam os desafios de que as
nossas maiores reservas de petróleo conhecidas, as do mar, estejam
disponíveis, em grande medida, em
profundidades maiores do que as
encontradas em todo o mundo. Esse
desafio, de alguma forma, se conectava, e se conecta, com o desafio de
produzir aviões de transporte aéreo
no Brasil e vendê-los, com sucesso,
nos mercados de todos os países.
Qual a sua visão de futuro da Petrobras? Qual a grande contribuição que
acredita a Petrobras poderá ainda dar
na próxima década para a evolução
desse setor?
Creio que é unânime entre os líderes dos setores produtivos mundiais
que o tópico – e o desafio maior nos
horizontes do desenvolvimento global
– seja a obtenção e o uso das energias
necessárias para sustentar o crescimento das regiões e das nações.
Embora se discuta muito a substituição do óleo fóssil e os seus amplos
usos, colocando como dificuldade maior
os seus horizontes de exaustão das
reservas conhecidas, o petróleo ainda
dominará por longo tempo os aspectos
relativos às fontes de energia para satisfazer suas múltiplas utilidades.
Assim, a Petrobras seguirá, por
muito tempo, como uma grande empresa nacional, estrategicamente
muito bem colocada para produzir
petróleo e refiná-lo entregando aos
consumidores seus derivados, todos
essenciais nas modernas economias.
No entanto, creio que já estamos vivendo em tempos novos, para que a
Petrobras passe a viver mais amplamente, em outros campos energéti-
TN Petróleo 91
33

36. entrevista exclusiva
cos, que não seja apenas o atual do
petróleo. Parece já estar claro que
os substitutos de petróleo ocorrerão
em outros campos, usando outras
fontes naturais ou energia obtida a
partir de novas tecnologias, como a
do hidrogênio e a nuclear, além de
outras. Essas novas energias, talvez incluindo alguma que ainda não
consigamos vislumbrar, certamente, para serem produzidas e usadas,
precisarão de uma grande empresa,
com uma grande e competente equipe
técnica, e, certamente, a Petrobras
preenche esse papel.
O conteúdo nacional no setor de óleo
e gás tem sido apontado por muitos
como o grande fomentador do desenvolvimento da indústria local, e
por outros, como mais uma barreira
protecionista. Como o senhor vê essa
questão? É benéfico criar barreiras
temporárias parta fomentar a indústria
local e depois abrir paulatinamente o
mercado para a concorrência internacional? O senhor acredita que esse
recurso vem dando chances à industria para ganhar mais competitividade?
A pergunta enfoca algo que precisamos debater muito no mundo aberto
e amplamente competitivo no qual já
vivemos. Há anos, e cada vez mais,
o Governo vem criando um elenco de
leis e regulamentos mais e mais complicado, tentando, através de maior
quantidade de diplomas legais, tentar barrar a corrupção e ineficiências gerenciais. Isso, mesmo que em
certa medida procure dar respostas
à sociedade sobre freios aos desvios
observados, hoje, na realidade, está
dificultando o gerenciamento eficiente
dos organismos do Estado, bem como
os da administração dos empreendimentos privados.
Está claro que o mundo, cada vez
mais, não aceita que unilateralmente
os Estados possam alterar os livres
quadros da competição mundial,
através de mecanismos conhecidos
até agora como os de proteção às
34
TN Petróleo 91
respectivas produções locais. Se
examinarmos o elenco de problemas que afetam o chamado ‘Custo
Brasil’ vamos verificar que muitos
deles podem ser melhorados, sem
que se firam os preceitos de ampla
competição, crescentemente consagrados no mundo.
Podemos identificar as necessidades de reduzir a tributação sobre
a produção, as leis trabalhistas, o
peso (indiscutivelmente difícil de ser
avaliado) da burocracia e assim por
diante, com uma grande lista pela
frente. Assim, creio que podemos
agir melhor, para dar competitividade à indústria brasileira, simplesmente trabalhando sobre itens que
em nada afetam a manutenção de
uma relação amistosa com os demais Estados mundiais.
Quais os grandes desafios ainda
a serem superados que o senhor
apontaria como prioritários para
que a indústria brasileira ganhe
competitividade? São desafios
tecnológicos? Ou são desafios de
mercado – como custo Brasil, conteúdo nacional, marco regulatório,
recursos humanos?
Sem dúvida, os desafios a serem
superados estão ligados à competição sistêmica que nossos setores
produtivos precisam ganhar no comércio mundial. O comércio exterior está se expandindo muito e, no
futuro, tal tendência continuará a
acelerar. Portanto, torna-se muito importante ganharmos poder de
competir nesse mercado mundial
crescente. A CNI (Confederação Nacional da Indústria) assegura que a
maioria dos produtores nacionais
consegue manter seus produtos
competitivos, em qualidade e em
preço, até os portões de suas fábricas. Ou seja, assegura que a não
competitividade da nossa produção
nasce após a saída dos produtos
das suas respectivas linhas de produção, em razão das dificuldades
burocráticas e regulamentares da
legislação nacional.
O senhor foi ministro da Infraestrutura de 1990 a 1991. Conhecendo mais
a fundo os problemas dessa área, o
senhor acredita que os programas
suportados, em grande parte, pelo
setor de petróleo e gás, como o PAC,
Plangás, entre outros, podem mudar
a cara do país? É possível uma única indústria, ainda que tenha uma
cadeia produtiva gigantesca, bancar
ou promover as mudanças mais importantes para a infraestrutura de
um país de tal dimensão?
Creio que o mundo não pode ser
considerado um fundo de quintal de
uma única empresa. Ao contrário,
as iniciativas competitivas mundiais
estão aumentando, dentro de um
crescimento acentuado do mercado
de trocas comerciais entre todos os
países do globo. O que se pode antecipar é o crescimento das empresas,
cada qual tentando se transformar em
gigantes internacionais, com produção
direta ou por subsidiárias instaladas
em todos os rincões.
Assim, não acredito que uma
única empresa possa substituir o
papel de uma quantidade de estruturas produtivas de muitos países.
Na realidade, o que caracteriza a
produção mundial, acredito, são os
produtos fabricados em todos os
países e que são vendidos em todo
o mundo. No caso do Brasil, um país
geograficamente extenso, é preciso
também ganhar posições internacionais muito mais importantes do que
o conseguido até agora.
Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Temos que aumentar
nossa eficiência gerencial e produtiva
e passar a ter presenças em todos
os países, como vários outros estão
conseguindo permear as expectativas
de compras dos seus cidadãos e dos
consumidores internacionais.

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36
TN Petróleo 91

39. e futuro
da indústria
de óleo e gás
por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
Os 60 anos da Petrobras refletem a própria história do petróleo e gás
no Brasil e demandam uma reflexão mais profunda sobre os desafios e
perspectivas da imensa cadeia produtiva que hoje movimenta parte crucial
da economia do país.
Ciente do papel que tem no cenário nacional, e até mundial, a Petrobras
vem resgatando sua memória, apresentando à sociedade brasileira, por todos
os meios de comunicação, os fatores que a inspiraram a ser a gigante que
todos admiram, independentemente dos questionamentos que possam ser
feitos à sua gestão ou performance.
Entendendo que mais além desse resgate histórico é importante refletir
as expectativas da sociedade organizada e da cadeia produtiva petrolífera
e offshore, a TN Petróleo ‘prospectou e extraiu’ mais de 50 depoimentos de
stakeholders desse mercado, os quais deram sua visão de futuro do setor.
Para todos, o grande desafio é, sem dúvida, assegurar a sustentabilidade
de um desenvolvimento sem precedentes, consolidado na última década.
Com eles, a palavra!
TN Petróleo 91
37

40. petrobras 60 anos
O
s números da indústria brasileira de óleo
e gás natural não deixam dúvidas quanto
à dimensão que este
setor tem hoje na
economia doméstica e também no
mercado internacional, tal o volume
de demandas e, óbvio, o potencial de
novas reservas de hidrocarbonetos,
convencionais e não convencionais.
Na ponta do lápis, segundo dados
da Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP), em
julho o país produziu 2,468 milhões
de barris de óleo equivalente por
dia (boed), dos quais 1,974 milhão
de barris/dia de óleo e 78,5 milhões
diários de m3 (m3/dia) de gás natural.
Os campos operados pela Petrobras respondem por algo em torno de
93% da produção de petróleo e gás
natural, sendo que 91,4% da produção total de petróleo e 73,1% do gás
natural nacional foram extraídos por
784 poços marítimos – o restante foi
produzido por 8.266 poços terrestres.
São responsáveis por essa produção
311 concessões, operadas por 25 empresas – 81 são concessões marítimas
e 230 terrestres.
Em cinco anos, desde o primeiro
óleo extraído no campo de Jubarte,
no norte da Bacia de Campos, na
costa do Espírito Santo, a produção
do pré-sal saltou de 18 mil barris em
um único poço para 358,8 mil boed
em julho de 2013 – sendo 296,4 mil
b/dia de óleo e 9,9 milhões m3/dia
de gás natural.
A produção de julho teve origem
em 25 poços localizados nos campos
de Baleia Azul, Caratinga, Barracuda, Jubarte, Linguado, Lula, Marlim,
Voador, Marlim Leste, Pampo, Pirambu, Sapinhoá e Trilha, espalhados
pelas bacias de Campos e Santos.
Sem falar na produção obtida nos
vários testes de longa duração realizados pela Petrobras e parceiras nos
últimos anos, em diversas locações,
para definir o modelo de desenvolvimento do campo.
Em terra firme, bacias maduras
terrestres como Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas
38
TN Petróleo 91
Dados financeiros
Capital Social .......................................................................................................... R$ 205,4 bilhões
Número de acionistas ........................................................................................................... 1 milhão
Lucro líquido em 2012 .......................................................................................... R$ 21,182 bilhões
Lucro líquido no primeiro semestre de 2013 ........................................................ R$ 13,894 bilhões
Número de ações representativas do capital ................................................................. 13 bilhões
Receita de vendas em 2012 .................................................................................. R$ 281,4 bilhões
Receita de vendas no primeiro semestre de 2013 ............................................. R$ 146,2 bilhões
Investimentos em 2012 ............................................................................................. R$ 84,1 bilhões
Investimentos no primeiro semestre 2013 ............................................................ R$ 44,1 bilhões
Investimentos totais previstos de 2013 a 2017 em dólar ............................... US$ 236,7 bilhões
Previsão de investimentos em exploração e produção de 2013 a 2017 ..... US$ 147,5 bilhões
Custo de extração por barril (média de 2012 no país) ................................................... R$ 27,22
Custo de extração por barris (média do primeiro semestre de 2013) ......................... R$ 30,37
Pagamento de royalties e participações governamentais em 2012 ................. R$ 31,3 bilhões
Contribuição ao país em 2012 (impostos, taxas e contribuições sociais) ......... R$ 66 bilhões
Contribuição ao país no 1o sem. 2013 (impostos, taxas e contribuições sociais) ..... R$ 36 bilhões
Fornecedores cadastrados ........................................................................................................ 6 mil
Reservas e produção
Reservas Brasil e exterior (critério SPE) em 31/12/2012 ........................... 16,440 bilhões boe
Reservas Brasil (Critério SPE) em 31/12/2012 .............................................. 15,729 bilhões boe
Produção média Brasil e exterior em 2012.................................................. 2,598 milhões boe/d
Produção média Brasil e exterior no primeiro semestre de 2013............ 2,553 milhões boe/d
Produção média Brasil em 2012 ................................................................... 2,355 milhões boe/d
Produção média Brasil no primeiro semestre de 2013 .............................. 2,315 milhões boe/d
Produção média Brasil em 2012 .......................................................................... 1,980 milhão bpd
Produção média Brasil no primeiro semestre de 2013 .................................... 1,921 milhão bpd
Produção total (óleo e gás) da Petrobras no exterior em 2012 ........................... 236 mil boe/d
Produção total (óleo e gás) da Petrobras no exterior no 1o sem. de 2013 ......... 232 mil boe/d
Recorde de produção no pré-sal em 22/6/2013 ........................................................ 326 mil bpd
Recorde de produção diária somente de petróleo no Brasil – 27/12/2010 ...... 2.256.000 bpd
Recorde produção em águas profundas (Campo de Lula) .............................................. 2.140 m
Poços produtores em operação no Brasil e no exterior .................................................. 15,5 mil
Previsão de produção em 2020 no Brasil e no exterior petróleo e gás ..... 5,2 milhões boe/d
Previsão de produção em 2017 no Brasil e no exterior petróleo e gás ...... 3,4 milhões boe/d
Exportação de petróleo e derivados em 2012 ........................................................... 548 mil bpd
Exportação de petróleo e derivados no 1º semestre de 2013 ................................. 383 mil bpd
geraram 172,8 mil boed, dos 140,9
mil b/dia de petróleo e 5,1 milhões
m3/dia de gás natural. E campos sob
contrato de acumulações marginais
produziram um total de 74,5 b/dia de
óleo e 2,2 mil m3/dia de gás natural.
Brasil a gás
Se a produção de petróleo ainda
não retomou os patamares anteriores,
devido à queda de eficiência em ativos offshore na Bacia de Campos, os
volumes relacionados ao gás natural
tiveram uma evolução sem precedentes. A começar pela participação do
gás na matriz energética brasileira:
mais do que dobrou na última década, passando de 5,4% em 2000, para
11,5% em 2012.
De acordo com o Ministério de
Minas e Energia, nos últimos cinco anos, a produção doméstica de
gás aumentou 20%, passando de
59,16 milhões de m3/dia (média em
2008) para 70,58 (média em 2012).
E no primeiro semestre deste ano,
deu outro salto, passando de 75,85
milhões de m3/dia, em janeiro, para
79,99 m3/dia, em junho – a média
nacional de 77,7 milhões de m3/dia
no primeiro semestre representa um
aumento de 10%.

41. Clariant Oil Services
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TN Petróleo 91
39

42. E tem mais gás nacional disponível no mercado, subtraídos os
volumes usados em reinjeção no processo exploratório, queima e perda,
consumo nas unidades de exploração
e produção (E&P) para geração de
energia, transporte e armazenamento
e absorção em unidades de processamento de gás (UPGNs), para produção de gás liquefeito de petróleo
(GLP) e gás industrial (C5+).
A oferta brasileira de gás natural aumentou 37% em cinco anos,
passando de uma média de 29,88
milhões de m 3/dia em 2008 para
39,73 milhões de m3/dia em 2012.
Em 2013, o aumento foi mais significativa: em seis meses passou de
42,78 para 46,87 milhões de m3/dia.
Com o gás importado da Bolívia e da
Argentina, principalmente, a oferta
total já chegou a 96,05 milhões de
m³/dia em maio deste ano, um recorde histórico que mostra a evolução
do energético no mercado nacional.
Continuamos importando 50% do
gás que consumimos uma vez que a
demanda aumenta, graças à integração da cadeia de valor do gás natural. Em junho, os setores industrial
(44%), automotivo (5,5%), residencial
(1,0%), comercial (0,8%), geração de
energia elétrica (45,9%) e cogeração
(2,7%), e outros, consumiram 94,68
milhões de m³/d. As perspectivas é
de que até 2025, a oferta/consumo
nacional triplique chegando a 130
milhões de m3/dia.
Reservas cobiçadas
Desde a declaração dos campos
de Sapinhoá, em 2011, e Piracaba
e Baúna (ambos no cluster da Bacia de Santos), em 2012, não foram
feitas novas declarações de comercialidade de ativos no pré-sal. Ainda
assim, é expressivo ao aumento das
reservas provadas brasileiras, que
somavam até dezembro de 2012 um
total de 14,524 bilhões de barris de
petróleo e 463, 430 bilhões de m3 de
gás natural.
Números que tendem a crescer
se confirmadas as expectativas
mensuradas nas reservas prováveis e possíveis, que totalizariam
40
TN Petróleo 91
Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Plataformas de produção
em operação
Sondas de perfuração
terrestre
Sondas de perfuração
marítima
Total de sondas terrestres
e marítimas
140
35
74
137
25,215 bilhões de barris de petróleo e 825 bilhões de m 3 de gás
natural. E não estão inseridas aí
as reservas não reconhecidas pela
ANP, referentes aos campos sem
plano de desenvolvimento aprovados e que não tinham iniciado
produção até o final de 2012. Há
mais 3,34 bilhões de barris de petróleo (dos quais 790,5 milhões
provados) e outros 93,5 bilhões
de m 3 /gás (sendo 22,75 bilhões
m 3 já provados).
Nesse cenário, a Petrobras
tem uma participação cr ucial,
por conta de todos os projetos
em andamento, tanto nos segmentos de upstream (exploração
e produção), como também no
downstream (refino e distribuição), e midstream (transporte e
logística), que mobilizam toda a
cadeia produtiva de óleo e gás,
incluindo a indústria naval.
Os investimentos previstos no
plano de negócios para 2013-2017
da estatal, de US$ 236,7 bilhões,
deverão sofrer cortes na próxima
revisão. Mas não serão expressivos,
de acordo com o governo, que no dia
29 de agosto enviou ao Congresso
Nacional o projeto de Lei Orçamentária Anual para 2014.
A ministra do Planejamento, Orçamento e Gestão, Miriam Belchior,
já antecipou que há uma redução de
R$ 800 milhões nos investimentos da
Petrobras no país
e nada menos
que R$ 4 bilhões
em subsidiárias
e em projetos no
exterior.
Essa redução
se deve também
a fatores que vão
além do desinvestimento, entre os quais
projetos ou empreendimentos que já
estão na reta final, demanda menos
recursos nesta etapa, como a Refinaria
Abreu e Lima, em Pernambuco, modernização de instalações e construção
de novas unidades de exploração de
petróleo (entregues este ano).
A ministra afiançou que os investimentos da Petrobras em 2014,
em torno de R$ 78 bilhões (contra
R$ 78,8 em 2013) mantém a estatal na posição de detentora da
“segunda maior carteira de investimentos entre todas as petroleiras
do mundo, com um investimento
gigantesco para vencer o desafio
da exploração do pré-sal”.
A nova política de gastos vai
resultar em uma economia total
de R$ 13 bilhões em relação ao
orçamento deste ano, mas apenas
R$ 800 milhões serão cortados,
uma vez que a empresa recebeu
sinal verde para realocar os restantes R$ 12,2 milhões para outros
projetos, novos ou já previstos.
Indústria atenta
Diante de números de tal vulto, a
indústria se posiciona de forma positiva, quanto ao papel que a Petrobras
terá nos próximos anos. “Sem dúvida, a Petrobras completa 60 anos
como uma das
líderes do setor
e consolidando o
Brasil como um
do s pri nci pais
produtores do
mundo”, afirma
Pedro Alem Filho,
gerente executivo

43. Parabéns
Petrobras.
Há 60 anos fazendo
a tecnologia chegar
mais cedo ao Brasil.
Em sua trajetória, a Petrobras vem superando desafios em águas cada vez mais profundas e impulsionando a
indústria a níveis de excelência. A FMC Technologies tem o privilégio de participar desta história. Estamos prontos
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TN Petróleo 91
41

44. de política industrial da Confederação
Nacional da Indústria (CNI).
No entanto, ele afirma que quando se olha o conjunto da cadeia de
P&G, o cenário é diferente. “As empresas brasileiras que fornecem para
o setor ainda enfrentam problemas
de competitividade que as impedem
de acompanhar o nível de desenvolvimento tecnológico da Petrobras”,
afirma o executivo da CNI. Segundo
ele, os itens de maior valor agregado
e maior conteúdo tecnológico ainda
são, em sua maioria, importados ou
fabricados localmente por subsidiárias de empresas transnacionais.
“É importante ter claro que este
cenário não é culpa da Petrobras,
mas de um conjunto de fatores que
vão do Custo Brasil à insuficiência
de instrumentos adequados para fomentar o investimento e a inovação,
passando por um marco regulatório
inadequado”, pondera, lembrando
que a Petrobras tem atraído diversos
de seus fornecedores globais para o
Brasil. “O que contribui para a geração de renda e conhecimento no
país e cria oportunidades de mercado
para empresas domésticas de menor
porte que podem atuar como subfornecedoras desta cadeia.”
Ele considera crucial para o
adensamento da cadeia na próxima década, que a Petrobras sinalize
da forma mais precisa possível os
investimentos que fará, tornando a
demanda mais previsível, de modo
que a indústria possa se planejar
para atendê-la. “A política de compras também tem um papel fundamental, mas entendemos que cabe
ao Estado orientá-la, por meio da
modernização da legislação de conteúdo local,” diz ele.
O representante da CNI pontua que há vários desafios para o
setor continuar crescendo. “Um
bom marco regulatório é crucial,
pois dá segurança jurídica e estimula investimentos”, salienta,
destacando a questão do conteúdo
local. “Uma política mais focada
contribuiria para direcionar investimentos privados e públicos
para segmentos estratégicos e para
42
TN Petróleo 91
Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Malha
dutoviária
em operação
31.265 km
Frota de navios
-tanque
237
60
177
48
Navios-tanque
próprios
Navios-tanque
afretados
Terminais da
Transpetro em
operação
darmos o salto competitivo que é
necessário”, frisa.
Ele agrega que a atual operacionalização dessa política (mensuração
dos índices, controles) é custosa para
a indústria e sua complexidade cria
riscos de glosas e multas para as empresas. “A experiência internacional mostra que há alternativas, bem
como outros setores regulados no
Brasil, como o de telecomunicações.”
Outro gargalo é a falta de mão
de obra qualificada devido ao crescimento acelerado do setor, impactando a produtividade e criando
dificuldades de fornecimento nas
quantidades e prazos demandados.
Boas novas
Mas Alem Filho lembra que há
boas novas. “O Inova Petro aplicará
R$ 3 bilhões da Agência Brasileira de
Inovação (Finep) e do Banco Nacio-
nal de Desenvolvimento Econômico e
Social (BNDES) em projetos de P&D
tecnológico e inovação de empresas
da cadeia de fornecimento, focados
em demandas críticas apresentadas
pela Petrobras”, lembra ele.
Ele observa que no final do ano
deverá ser feita outra rodada de financiamentos, com novos temas. “Isso
é muito importante para direcionar
investimentos e reduzir seus riscos
para as empresas fornecedoras, que
poderão desenvolver projetos mais
ousados, com maiores perspectivas
de competitividade futura.”
Citando Aloizio Mercadante,
ex-ministro de Ciência, Tecnologia
e Inovação (MCTI), que afirmou
uma vez que “o pré-sal é nossa corrida espacial”, ele acredita que se
forem equacionadas questões relacionadas ao ambiente regulatório
e econômico (burocracia excessiva,
alta carga tributária, infraestrutura deficiente, insegurança jurídica
etc.), os desafios tecnológicos se
apresentam como grande oportunidade para a indústria.
“De fato, a exploração do pré-sal demandará soluções tão inovadoras nas áreas de engenharia
de materiais, robótica, automação,
integração de sistemas complexos
etc., que poderão mais tarde ser
aplicadas em outros setores, como
indústria automotiva, aeronáutica,
eletroeletrônica. E que resultarão
em importantes vantagens competitivas para aqueles que as desenvolverem”, pontua o gerente executivo
de política industrial da CNI.
A questão, segundo ele, é quem
se beneficiará dessas vantagens?
“Nossa expectativa é que se apliquem as estratégias e os instrumentos para que as empresas brasileiras
sejam as grandes beneficiadas”, sublinha Alem Filho, acrescentando
que o atual modelo de parcerias tecnológicas não abrange todos os elos
da cadeia. “A parceria das grandes
empresas do setor, que estão instalando centros de pesquisa no Brasil, certamente contribuirá para a
produção de O&G. Mas a grande
maioria das empresas brasileiras, que

45. CGG parabeniza a
PETROBRAS por
seus 60 anos
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trabalha em parceria com nossos clientes para desenvolver
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TN Petróleo 91
43

46. Fotos: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Refinarias no Brasil e no exterior (12 no Brasil e 3 no exterior)
Capacidade de refino instalada
no Brasil e no exterior
15
2,244 milhões bpd
formam a cadeia de fornecedores,
não está inserida neste processo”,
frisa, afirmando que o arcabouço institucional precisa ser ajustado para
que a estrutura industrial existente
possa ter um papel mais relevante
na exploração do pré-sal.
Ele salienta ainda que o aprimoramento da política de conteúdo local é
um elemento importante, pois, além de
criar mercado, deve indicar prioridades
que são importantes para direcionar
investimentos e mobilizar recursos
públicos e privados. “É fundamental,
que a política seja revista a partir de
uma percepção estratégica de longo
prazo, com ênfase no apoio ao desenvolvimento tecnológico e à expansão
da capacidade produtiva que prepare
nossa indústria para ser relevante e
competitiva mundialmente no futuro.”
Para o gerente executivo de política industrial da CNI, a política
de Conteúdo Local é um fator necessário, mas não é suficiente. “Ela
precisa, necessariamente, ser acompanhada por uma política industrial
consistente, que integre instrumentos de financiamento, subvenção,
e contemple o aprimoramento dos
regimes tributários vigentes.”
Desenvolvimento integrado
“A exploração e produção em
águas ultraprofundas e no pré-sal,
que tornaram a Petrobras referência
mundial vão possibilitar o desenvolvimento da indústria como um todo”,
acredita Eduardo Eugenio Gouvêa
Vieira, presidente do Sistema Firjan
(Federação das Indústrias do Estado
do Rio de Janeiro).
44
TN Petróleo 91
A grande expectativa do mercado é a expansão da produção
do petróleo do
pré-sal, “com a
interação dos
elos da cadeia de
fornecedores, em
especial no estado do Rio de Janeiro,
por concentrar a operação da Bacia
de Campos”.
Ele reconhece que a petroleira tem tido papel importante na
transmissão de conhecimento, preocupação com a sustentabilidade
e na geração de emprego e renda,
entre outros. “A expectativa é que
ela continue contribuindo para o
desenvolvimento da indústria, mirando sempre os casos de sucesso
mundiais e se afastando dos casos
em que os desdobramentos positivos
não foram concretizados.”
Gouvêa Vieira destaca que o
estado do Rio de Janeiro tem um
ambiente já desenvolvido tecnologicamente. “Estamos nos fortalecendo como um hub tecnológico,
ao concentrar centros de pesquisa
e desenvolvimento de empresas no
Parque Tecnológico da Ilha do Fundão, ao lado do Centro de Pesquisa e
Desenvolvimento Leopoldo Miguez
de Mello (Cenpes), da Petrobras.”
O dirigente da Firjan aponta
alguns aspectos mercadológicos
que representam um desafio para
a expansão da indústria local.
“Uma questão central é a mobilidade, seja urbana, seja referente
ao transporte de carga, seja na
transmissão de dados via rede de
telecomunicações. Atreladas a isso,
estão todas as questões associadas
a logística e infraestrutura, e especificamente no que diz respeito ao
escoamento do óleo, tendo em vista
a distância do ponto de produção
até a costa do estado.”
Gouvêa Vieira assegura que a
indústria tem e continuará tendo
papel importante no desenvolvimento da cadeia produtiva e do
próprio setor de óleo e gás. No
âmbito industrial, ele destaca que,
em parceria com o governo e outros importantes players do setor, a
Firjan vem desenvolvendo projetos
como a estruturação de um cluster
para subsea e a constituição de um
polo de navipeças. “Esses projetos
são movimentos para aumentar a
competitividade do setor e pautam
o desenvolvimento de uma política
industrial”, pontua.
A perspectiva é a continuidade
do desenvolvimento da indústria
de petróleo e gás no estado do Rio.
“Vamos trabalhar com foco em várias linhas de ação para o setor nos
próximos anos, começando pelo
tratamento do pleito industrial alinhado ao ritmo de crescimento do
setor – competitividade com sustentabilidade”, pontua.
Outra prioridade, segundo Gouveia, é o redimensionamento das
necessidades regionais, pensando
o estado do Rio a partir dos investimentos do setor, com o objetivo
de impulsionar as potencialidades
locais. “Vamos buscar ainda a ampliação da atuação com organizações nacionais e mundiais tanto para
capacitação industrial quanto para
formação de capital humano, consolidando a atração de investimentos no estado”, conclui o dirigente.
A entidade também está atenta para
outro gargalo: qualificação. “O Sistema Firjan, através do Senai Rio,
tem atuado fortemente na qualificação dos profissionais para o setor de
óleo e gás”, argumenta, afiançando
que a federação sempre teve forte
atuação na qualificação contínua
das indústria fluminense.

47. A gente compartilha da mesma inspiração.
Há 60 anos, a Petrobras se inspira na capacidade de superação do
brasileiro, transformando o impossível em realidade. Uma inspiração
para seus parceiros que também acreditam que é possível construir um
Brasil cada vez melhor.
“É uma grande honra para a SAP ter a maior empresa brasileira como
cliente. Com muita satisfação, felicito a Petrobras por suas conquistas
ao longo dos últimos 60 anos. Espero que a nossa parceria continue
contribuindo para o crescimento e o sucesso da Petrobras.”
Jim Snabe, SAP AG Co-CEO
“Parabenizo a Petrobras pelos seus 60 anos de atividades e por sua
trajetória de sucesso, construída com base na inovação. Agradeço
a confiança depositada na SAP e reitero nosso compromisso, como
parceiros, de continuar contribuindo com soluções inovadoras para a
melhoria dos processos de negócios da empresa.”
Diego Dzodan, Presidente SAP América Latina do Sul - SAP SoLA
“A oportunidade de fazer parte da história da Petrobras há 14 anos e
de ser um parceiro de soluções de tecnologia de gestão empresarial é
motivo de muito orgulho para a SAP. A visão inovadora, que faz parte
dos 60 anos de sucesso da empresa, também acompanha a nossa
trajetória e possibilita uma parceria estreita e duradoura. Desejo à
Petrobras um futuro ainda mais promissor.”
Valeria Soska, Managing Partner SAP Brasil
TN Petróleo 91
45

48. Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Postos de serviço e abastecimento
no Brasil
Postos de serviço no exterior
Volume de vendas de derivados,
etanol, biodiesel e gás natural no
Brasil em 2012
Volume de vendas de derivados,
etanol, biodiesel e gás natural no
primeiro semestre de 2013
8.507
866
2,725 milhões bpd
2,851 milhões bpd
Curvas de aprendizado
A qualificação é um dos aspectos
destacados por Paulo Godoy, presidente da Associação Brasileira da
Infraestrutura e Indústrias de Base
(Abdib). Para que a indústria brasileira aproveite as oportunidades que
estão começando a surgir com o desenvolvimento das
reservas de petróleo e gás natural
no pré-sal, ele
frisa que há um
conjunto de fatores que precisam
ser enfrentados e
melhorados. “Os
recursos humanos serão cada vez
mais prioritários. O Brasil ainda forma
poucos engenheiros, se compararmos
tanto com nossas necessidades quanto com nosso potencial. Com a escassez, em momentos de crescimento
da economia e dos investimentos,
percebemos a disputa acirrada pelos
bons profissionais, com habilidades
de conduzir de forma bem-sucedida
os projetos e os negócios”, diz o dirigente, afirmando que é preciso formar mais técnicos, de qualidade, em
diversas competências.
“Há programas muito bons nesse
assunto, como o Prominp, e precisamos insistir nessa iniciativa, que
visa fortalecer diversos aspectos da
cadeira fornecedora de bens e ser46
TN Petróleo 91
viços, seja treinamento ou desenvolvimento tecnológico, entre outros”,
reconhece. “Mas, ainda temos que
empreender ações para formar mais
pessoas para as áreas de projetos,
uma das carências do Brasil.”
Outro desafio apontado por Godoy é reduzir as “curvas de aprendizado” para o desenvolvimento e produção nacional para diversos tipos de
equipamentos e navios. “Temos que
ampliar fortemente nossos índices de
produtividade e qualidade para competir com os melhores centros fabris
instalados no mundo que fornecem
para as áreas de óleo e gás”, afirma.
Na visão do presidente da Abdib,
o financiamento da atividade fabril –
seja para indústrias interessadas em
investir ou necessidades de fluxo de
caixa – ainda requer ações para que
muitas empresas, sobretudo as pequenas e médias, não sejam prejudicadas
ou sufocadas pela falta de crédito em
condições adequadas. “As reservas
localizadas no pré-sal abrem um leque enorme de oportunidades, mas
temos de ser mais céleres e eficientes
em reduzir nossas deficiências para
que haja mais encomendas à indústria
local, mais empregos e mais desenvolvimento de tecnologia”, conclui.
Parâmetros internacionais
Na rota de competitividade, a
Associação Brasileira de Engenha-
ria Industrial (Abemi), entidade
que agrega empresas de engenharia, fabricantes de bens de capital e
de construção e montagem (EPC)
– muitas delas responsáveis pelos
grandes empreendimentos da indústria petrolífera, de plataformas
a refinarias – defende a adoção de
parâmetros internacionais.
“A Petrobras é e continuará sendo a grande indutora do desenvolvimento da engenharia industrial brasileira”, afirma
Antonio Müller,
presidente da
Abemi. Segundo
ele, a petroleira
tem tido um papel estratégico,
dando o suporte
necessário para
que as empresas possam buscar
a liderança no desenvolvimento
de novas tecnologias em projeto,
construção e montagem, visando ter
maior competitividade no mercado
internacional.
Lembrando que a associação foi
uma das fundadoras do Centro de
Excelência em EPC, que tem buscado aprofundar a discussão em
torno de parâmetros de excelência
neste segmento, Müller frisa: “É
importante que a Petrobras aplique
normas internacionais de excelência
em seus empreendimentos e que o
as empresam busquem atingir índices internacionais.”
O dirigente da Abemi argumenta
que é necessário vencer alguns desafios para o setor manter o crescimento e ter sua capacitação reconhecida
pelo mercado. O primeiro é a falta de
investimento continuado e sustentável. “ indústria precisa ter uma visão
A
clara, de longo prazo do setor, para
poder investir em tecnologia e qualificação de recursos humanos, bem
como ter uma organização competitiva e continuada em implantação de
empreendimentos”, pontua.
Ele defende também aumento do
‘conteúdo local competitivo’. Para
que isso ocorra, é necessário dar à
indústria brasileira oportunidade
de desenvolver tecnologia e de ter

49. TN Petróleo 91
47

50. Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Número de termelétricas próprias
Capacidade de geração elétrica em
usinas próprias e em participações
18
6.625 MW
deverão ser revistos. “A começar
pelo custo Brasil. Também é importante que tenhamos marcos
regulatórios mais previsíveis do
que os atuais, visando a redução
de prazo e custo”, salienta. E vê
como positiva a parceria colaborativa entre empresas do segmento de
óleo e gás, operadoras, centros de
pesquisa e universidades. “Isso é
importantíssima para o desenvolvimento de tecnologia e de melhores
práticas para o segmento”, conclui
o presidente da Abemi.
Política industrial
a responsável por aportar o transferidor de tecnologia.”
Muller pondera que, para aumentar a competitividade da indústria, vários aspectos institucionais
O marco regulatório não é visto
como problema, para o diretor executivo de Petróleo, Gás, Bioenergia
e Petroquímica da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e
Financiando a inovação
precisam desenvolver alguns pontos
relativos à gestão e governança, que
é justamente o que vai permitir a continuidade e sustentabilidade de seus
negócios. “Isso daria maior conforto
à financiabilidade da cadeia, que é um
ponto crítico para a definição dos custos
dos projetos.”
Silveira frisa, ainda, que previsibilidade de demanda pressupõe a existência de contratos firmes que permitam
ao empresário investir sabendo que
será contemplado com vendas líquidas
e certas. “Os planos de negócios das
companhias demonstram que a demanda existe, mas a forma de relacionamento com a cadeia de fornecedores
e subfornecedores, baseada em grande
parte em compras esporádicas, ainda
não permite o pleno desenvolvimento
de uma indústria de fornecimento sustentável”, pondera.
Ele observa que como maior operador, a Petrobras é também a maior
demandante de bens e serviços. Fato
que, “aliado à política de conteúdo local,
potencializa a criação de uma cadeia de
fornecimento forte, sustentável e competitiva, que pode ajudar a perenizar este
setor da economia”, avalia. É importante,
portanto, que a Petrobras “ajude a criar
as condições para que esta cadeia possa
investir, assumindo o risco deste mercado, porém sabendo que a demanda da
petroleira é firme e previsível”.
uma atuação de destaque em desenvolvimento de projeto básico.
“Portanto, é importante que o projeto básico seja contratado junto à
empresa brasileira e que esta seja
Duas importantes instituições de
apoio e fomento à inovação também
acreditam no potencial de expansão da
indústria brasileira, movido a petróleo
e gás, sobretudo do pré-sal. “O pré-sal é uma oportunidade única para o
país e é preciso aproveitá-la da melhor
forma possível, para que haja o desenvolvimento tecnológico dessa indústria,
com bases sustentáveis e competitivas de longo prazo,
para que ela possa
competir de forma
global”, afirma o
superintendente
de Óleo e Gás do
Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social
(BNDES), Rodrigo Bacellar. “Esse é o
grande objetivo. E todos os setores vêm
trabalhando nesse sentido, desde a parte
regulatória, passando pelos financiadores e todos os players do mercado”,
salienta ele.
Bacellar pontua que o setor de óleo
e gás hoje tem um grande volume de
recursos voltados para inovação, provenientes do percentual da participação
especial das empresas e de linha de
financiamento do próprio banco e da
Agencia Brasileira de Inovação (Finep),
48
TN Petróleo 91
que atuam através do Inovapetro. “A
previsão é que o BNDES destine mais
de R$ 3 bilhões para inovação”, observa, frisando que o poder de compra
da Petrobras também é decisivo para
incentivar outras empresas a investir
em produtos melhores. “Sendo assim,
a Petrobras também fomenta o crescimento e modernização da indústria.”
Citando a criação do Cenpes e tudo
que a instituição gerou em termos de
inovação e capacidade técnica para a
companhia e toda a cadeia produtiva,
Bacellar acredita que a contribuição
mais importante da Petrobras para a
próxima década é o “transbordamento
dessa cultura da inovação”.
Para o superintendente de Petróleo,
Gás e Indústria Naval da Caixa, Antonio
Gil Padilha Bernardes Silveira, alcançar
a competitividade, investir cada vez mais
em inovação, assim
como o desenvolvimento da gestão
e da governança
de empresas que
experimentam um
rápido crescimento, requer escala,
p rev i s i b i l i d a d e .
Em geral, aponta, as empresas estão
tecnicamente preparadas, mas ainda

51. TN Petróleo 91
49

52. Equipamentos (Abimaq), Alberto
Machado. O que falta é política
industrial definida, para o país
produzir e exportar produtos
de alto conteúdo
tecnológico e,
em consequência, de alto valor
agregado. “Isso é
fundamental para
tornar a indústria
nacional competitiva. E que seja
uma política com regras claras: com
o nível adequado de informações,
com margens que permitam novos
investimentos e ampla oportunidade de participação nos empreendimentos e operações do setor de
petróleo e gás”, detalha.
Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
Número de empregados
próprios do Sistema
Petrobras
85 mil
Número de empregados
próprios da holding
62 mil
Citando os gargalos já apontados por outros dirigentes, Machado
defende a ‘ reabilitação’ da engenharia nacional para que os projetos possam ser desenvolvidos no
Brasil, com especificação de itens
que estejam disponíveis no país,
eliminando projetos com tecnologias
proprietárias que atrelam o suprimento a fornecedores estrangeiros
predefinidos e minando, na origem,
as possibilidades de aumento de
conteúdo local. “ despeito dos cresA
centes índices de conteúdo local,
muitos setores da cadeia de valor
ainda não têm conseguido experimentar o aumento de demanda
decorrente das operações e, principalmente, dos crescentes investimentos anunciados”, explica.
De acordo com o dirigente da
Abimaq, existem desafios tecnológi-
Sustentabilidade tecnológica
O modelo da rede temática de óleo
e gás implantado é fundamental para
que a indústria se mantenha tecnologicamente atualizada, na opinião de
Ricardo Reimer,
presidente da SAE
Brasil “O progresso tecnológico
global na área
de energia e de
transportes é
enorme, sendo
prioritário continuar a investir nesses
setores. Para isso, também é fundamental a ampliação da formação
de recursos humanos capazes de
possibilitar ao Brasil manter-se em
posição de destaque no mundo”, diz o
dirigente.
Ele também defende que a indústria nacional precisa de um choque de
competitividade, com saltos tecnológicos específicos nos distintos setores
e com a redução Custo Brasil, através
de melhorias substanciais na infraestrutura de transporte e logística e
na formação de recursos humanos.
“As companhias internacionais podem
contribuir muito com o aporte de
conhecimento tecnológico e de gestão
atualizados, capital dirigido à exploração eficiente e sustentável dos recursos naturais. É fundamental, portanto,
50
TN Petróleo 91
que essa cultura de cooperação seja
ampliada entre os atores locais, sem
perder de vista a cooperação internacional”, conclui Reimer.
Para o presidente da Associação
Brasileira de Tecnologia em Petróleo, Gás e Energia (Abratep), Marcos
Cleyton Santos, a diversidade da
indústria nacional e a disponibilidade de recursos naturais dão ao país
excelentes oportunidades para se
desenvolver de
forma sustentável, combinando
crescimento econômico, inclusão
social e conservação ambiental. “A priorização das
preocupações com a sustentabilidade
na agenda estratégica das empresas
e dos governos é uma realidade. Para
além de casos isolados de sucesso, as
repercussões dessa atitude são sentidas em setores inteiros da economia.
Avanços ainda são necessários, mas o
caminho já está identificado e não há
retorno possível”, afirma.
Marcos Santos observa que
os cenários futuros apontam que
países fora da Organização para
a Cooperação e Desenvolvimento
Económico ou Econômico (OCDE),
incluindo o Brasil, serão responsáveis pela maior parte do consumo
adicional de energia global, em
função da expectativa de desenvolvimento econômico dessas regiões.
“Com a descoberta do pré-sal, as
reservas brasileiras de hidrocarbonetos alcançarão volumes muito
significativos, os quais sustentarão
a autossuficiência do país por várias
décadas”, agrega.
De acordo com Santos, a
constante busca da eficiência no
uso de recursos e a necessidade
de aumentar a competitividade
industrial estão na pauta de todas
as áreas. “Incentivos à inovação
e ao desenvolvimento científico e
tecnológico são estratégicos para a
transição a modelos mais sustentáveis de produção”, frisa, observando
ainda que são importantes também
as estratégias para aprofundar as
ações coordenadas internamente
na indústria nacional e desta com
os governos e as organizações da
sociedade civil. “A disseminação de
práticas sustentáveis por meio das
cadeias de suprimento e o incentivo
para que as empresas assumam
o protagonismo de iniciativas de
gestão integrada dos territórios são
ferramentas poderosas”, conclui.

53. SAC CAIXA: 0800 726 0101
(informações, reclamações, sugestões e elogios)
Para pessoas com deficiência
auditiva ou de fala: 0800 726 2492
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TN Petróleo 91
51

54. Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras
petrobras 60 anos
52
TN Petróleo 91
cos a superar, tanto do ponto de vista
das operadoras quanto das demais
empresas que integram a cadeia de
valor do setor. “O Brasil ainda carece
de um fortalecimento na geração de
tecnologia, que passa por maior integração do mercado fornecedor com a
academia e institutos de C&T e pela
viabilidade da obtenção de recursos
a serem repassados diretamente para
as empresas”, afirmou.
Mas ele vê avanços, afirmando
que a disponibilização de pessoal
qualificado, apesar de ser de grande
complexidade, pois envolve deficiências de formação que vêm desde o
ensino básico, está sendo equacionada. “O fato de os empreendimentos
do setor apresentarem longo tempo
de maturação, permite que sejam
adotadas medidas para o desenvolvimento das carreiras necessárias.”
Ele considera bem-sucedido o
modelo de cooperação em P&D seguido pela Petrobras, utilizando os
recursos para C&T provenientes de
campos com participação especial.
“Temos mais de 50 redes tecnológicas envolvendo mais de cem entidades de ensino e pesquisa, a maioria
desenvolvendo projetos relacionados à Petrobras.” Mas quando se
trata dos demais elos da cadeia,
segundo ele, esse relacionamento ainda é incipiente. “No Brasil
ainda existe pouco investimento
em inovação dentro das empresas”,
conclui Alberto Machado.

55. TN Petróleo 91
53

56. petrobras 60 anos
Um horizonte de 30 anos
Uma década sem igual na história da indústria brasileira do petróleo,
os últimos dez anos tiveram como um dos principais marcos dessa
verdadeira revolução, que mobilizou toda a cadeia produtiva de óleo
e gás, a retomada da indústria naval.
54
TN Petróleo 91
Foto: Agência Petrobras
Foto: Divulgação Keppel Fels
I
mpensável ainda no limiar do
novo século, a reativação, crescimento e expansão física do parque produtivo naval, depois de
longo período de estagnação, é uma
realidade incontestável, a despeito
dos desafios que o setor ainda tem a
superar para assegurar a sustentabilidade desse setor, que hoje emprega
mais 70 mil trabalhadores diretos.
“Realizamos em dez anos o que muitos países levaram o dobro”, destaca
Ariovaldo Rocha, presidente do Sindicato da Indústria da Construção e
Reparação Naval
e Offshore (Sinaval). “E a cada
ano a construção
naval brasileira se
torna mais competitiva”, agrega.
O dirigente
afir ma que em
todos os países onde existe a construção naval, ela é um projeto do
Estado, com apoio da sociedade.
“Para ela são direcionados incentivos, subsídios, recursos a fundo
perdido para desenvolvimento de
tecnologia. E os governos pagam a
formação de recursos humanos nos
estaleiros, nas universidades e nas
escolas técnicas”, pontua, afiançando
que a construção naval brasileira está
se desenvolvendo na direção certa.
Rocha assinala que se no final dos
anos 1990 a Petrobras tinha a preocupação de ficar totalmente dependente dos estaleiros internacionais,
no início da década de 2010, dispõe
de um parque produtivo naval com
capacidade local para atender uma
demanda estratégica. “Essas metas
têm sido atingidas”, frisa, reconhecendo que os desafios existem e devem
ser superados. “Hoje, já existe uma
indústria naval local em condições
de realizar parcerias internacionais,
coisa que dez anos antes não havia.
Os estaleiros precisam ter continuidade nas encomendas e volume para
realizar ganhos de escala na produção. Essa é a direção que estamos
caminhando”, assegura Rocha.
De acordo com o presidente da
Sinaval, os desafios diagnosticados
são praticamente os mesmos em
todos os países: desenvolvimento
de novas tecnologias, inovação nos
processos, qualificação de recursos humanos, marcos regulatórios
apropriados, correlação realista
entre impostos e produtividade.
“Existem questões que precisam
ser mudadas, entre elas a guerra
comercial nas fronteiras internacionais. A mudança é o ambiente
cotidiano. Não existem cenários
fixos e sim possíveis. É isso que
assistimos hoje”, pontua, salientando que temas como o conteúdo

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TN Petróleo 91
55

58. Política de Estado
Rocha admite que não há nada
equivocado no fato de a Petrobras
executar uma política de Estado de
conteúdo local para construir localmente capacidade produtiva de parte
da sua demanda. “ maioria dos países
A
tem políticas parecidas. As tendências indicam um futuro em que a
tecnologia e a qualidade dos recursos
humanos serão os elementos principais. A esses elementos, o capital, o
dinheiro dos investidores, recorrerá
para realizar seus projetos”, assegura. E acredita que a chamada “indústria nacional offshore”, fomentada
pelos investimentos da Petrobras,
coloca o Brasil na direção da nova
fronteira de desenvolvimento, que
são as riquezas e desafios do mar.
“Estudos internacionais apontam que
a indústria marítima será o novo foco
de investimentos, com a expansão do
transporte marítimo e o aumento da
atividade de mineração, no subsolo
marinho”, pontua, observando que a
indústria eólica offshore é uma realidade na Europa. “ produção de óleo
A
e gás offshore é o principal fator im-
Foto: Divulgação
local recebem críticas “típicas da
batalha dos interesses comerciais”.
Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
pulsionador para a construção de um
novo setor produtivo e de uma nova
categoria de profissionais altamente
qualificados”, afirma, apontando a
indústria da construção naval como
um exemplo deste processo.
“Os planos e projetos apontam
para uma continuada expansão da
atividade de pesquisa e desenvolvimento de tecnologia para o segmento
offshore, envolvendo universidades e
centros de pesquisa em diversas regiões do país”, diz Rocha, afirmando
que ilhas de produção de petróleo e
gás serão projetadas e desenvolvidas, e sistemas complexos offshore e
subsea exigirão soluções inovadoras.
“Tudo isso movimenta uma rede de
fornecedores locais e internacionais,
que terão uma colaboração cada vez
mais estreita, criando valor e oportunidades.”
O presidente da Sinaval observa que parte relevante da demanda da Petrobras por plataformas,
sondas e navios de assentamento
de dutos é atendida por estaleiros
Segurança redobrada com a Amazônia Azul
A sustentabilidade da indústria
offshore está respaldada em operações
cada vez mais seguras, na opinião do
vice-almirante Cláudio Portugal de
Viveiros, diretor de Portos e Costas
(DPC), lembrando que nesta e nas próximas décadas, o contínuo crescimento
das atividades petrolíferas vai se dar
em águas cada vez mais profundas e
mais afastadas da costa.
“Com o advento do pré-sal, em
águas ultraprofundas, já nos limites
de nossa Amazônia Azul, acreditamos que a Petrobras poderá dar uma
grande contribuição para a evolução do
setor petrolífero, com os consequentes
benefícios para o país, dando ênfase
àquilo que sempre fez, investindo com
muito profissionalismo, competência
e determinação, para o surgimento de
novas tecnologias, respaldadas por
56
TN Petróleo 91
segurança na sua aplicação”, afirma
o diretor da DPC.
E salienta que foi graças ao desenvolvimento e à manutenção de uma
estrutura técnica
e profissional de
elevado nível, capaz
de desenvolver e
aplicar tecnologias
inovadoras, adequadas, exequíveis
e aceitáveis, permitindo a exploração,
produção e transporte do petróleo e seus
derivados, em ambiente marinho, que
a Petrobras se consolidou no cenário
internacional como uma das maiores
companhias petrolíferas do mundo.
“Sabemos do elevado nível de riscos
envolvidos no exercício de tais atividades, sendo imprescindível reduzi-los,
mantendo-os em patamares aceitáveis,
permitindo um contínuo crescimento e
desenvolvimento das atividades petrolíferas, em águas jurisdicionais brasileiras, de forma sustentável e segura”, afirmou o vice-almirante Viveiros. “E isso
só é possível por meio do permanente,
crescente e contínuo desenvolvimento
e aplicação de uma política prioritária
de segurança, meio ambiente e saúde.”
Para o diretor da DPC, há dois desafios prioritários para a evolução contínua
desta indústria: “Os tecnológicos, que
abrangem novas tecnologias de exploração, produção, segurança, logística de
pessoal, material, abastecimento e distribuição, e a necessidade de um esforço
concentrado para formação de mão de
obra especializada, em todos os níveis,
em quantidade e qualidade necessária ao
atendimento das necessidades”, conclui.

59. Visão de futuro da indústria de óleo e gás
internacionais. “Os estaleiros locais estão começando a atender
uma parcela dessa demanda”,
ressalva, lembrando que um estaleiro é um ativo produtivo de
grande flexibilidade, capaz de
construir plataformas e navios
de diversos tipos.
Pontuando que se trata de uma
indústria globalizada, que no Brasil
abrange grandes grupos empresariais brasileiros e internacionais,
sócios e controladores de estaleiros, ele afiança que ninguém está
realizando investimentos pensando
em 2020. “Eles estão vendo muito
além”, garante, observando que
hoje há uma colaboração internacional inédita, com cascos de
plataformas sendo convertidos em
estaleiros internacionais enquanto
que a integração dos módulos de
processo é realizada no Brasil.
“Estamos num cluster com a Coreia do Sul, China, Cingapura, Japão
e com a Noruega, para citar alguns
países. Esse sistema, que agrega ca-
pacidades produtivas e tecnológicas, tem diante de si as perspectivas
de um mercado mundial, no qual
já começam a surgir as demandas
de outros países, como da África”,
conclui Ariovaldo Rocha.
Cadeia produtiva
Presidente da Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval
e Offshore (Abenav), Augusto Mendonça reconhece que grande parte
dos materiais e equipamentos utilizados na construção de uma plataforma
vem sendo atendida com competência e competitividade pela indústria
brasileira, mesmo em uma economia
com uma das mais altas tributações
do mundo. “O Brasil tem um parque
industrial complexo e é exportador
de vários materiais e equipamentos
utilizados também na construção de
embarcações e plataformas”, diz ele,
afirmando que menos de 30% desses
itens ainda não possui fabricantes
nacionais, demandando a importação
dos mesmos.
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“Mas, para continuar respondendo pela parcela maior, a indústria
nacional precisa melhorar sua competitividade, de forma a atender as
necessidades do mercado em termos
de preço, boa qualidade e prazo dos
cronogramas, que são sempre um
grande desafio”, assegura o dirigente
da Abenav.
Lembrando que o modelo adotado no Brasil é inspirado em países como o Reino Unido e Noruega,
que aproveitaram os recursos gerados pelo petróleo para promover o
desenvolvimento da indústria desse
setor, ele afirma que é fundamental
a articulação entre as fontes de pesquisa, desenvolvimento e inovação,
as ações para qualificação de recursos
humanos (estas devem entender a
real necessidade da indústria) e o desenvolvimento de infraestrutura para
se desempenhar de maneira eficiente.
“ empresas vêm investindo basAs
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TN Petróleo 91
57

60. petrobras 60 anos
momento para desenvolver o setor
para torná-lo sustentável”, pontua.
“Ou seja, torná-lo competitivo mundialmente, fazendo com que seus estaleiros e, por consequência, a cadeia
de fornecedores tenham competitividade em termos de preço e prazo
frente às empresas internacionais.”
Apoio estratégico
Ronaldo Lima, presidente da Associação Brasileira das Empresas
de Apoio Marítimo (Abeam), concorda que os desafios da indústria
de óleo e gás no campo tecnológico
são grandes, em especial no desenvolvimento das reservas do pré-sal.
E pontua que é justamente pelas
distâncias das operações, a mais de
300 km da costa, que o desenvolvimento do apoio marítimo, com o
crescimento da frota mais moderna
e equipada para as novas necessidades, torna-se crucial.
Ele engrossa o coro de vozes,
de diferentes setores, que aponta
o Custo Brasil
como um dos
grandes desafios, que precisa ser combatido
com eficiência e
vontade política, para que a
indústria brasileira possa competir no mercado
internacional. “Alguns pontos que
interferem diretamente no apoio
marítimo são os elevados custos
operacionais das embarcações, a
inexistência de índices de custos
do apoio marítimo que possibilite
A expansão física do parque produtivo naval, que hoje se estende literalmente do Nordeste ao Sul do país,
comprova a consolidação da retomada
dessa indústria. “Existem muitos investimentos em novos estaleiros que, devido às características de sua curva de
aprendizado, precisam de tempo para se
consolidar”, pontua
o vice-presidente
de marketing do
E s t a l e i ro Va rd ,
Marcelo Arantes.
“Mas é necessário que o mercado
mantenha o ritmo
de encomendas e
permita que isto aconteça, evitando
hiatos como ocorreu com a crise de
2008”, acrescenta.
O investimento do grupo Vard na implantação de um novo estaleiro no Nordeste
e o segundo em Pernambuco, no Complexo
Industrial de Suape, é exemplo dessa nova
configuração da indústria naval. Vizinho de
muro do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), o
Vard Promar, novo nome do Estaleiro STX
Promar após a aquisição do STXosv pelo
grupo Fincantieri, contribui para dar forma
ao polo naval pernambucano.
“Este novo estaleiro está dimensionado para atender a atual demanda
58
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação Vard
Parque naval expandido
e preparado para a futura expansão do
mercado”, afiança o executivo. Em junho,
o estaleiro deu a partida em suas operações, com o corte da chapa de aço do
primeiro navio do empreendimento, que
segue em construção em simultâneo.
Arantes afirma que a consolidação
da própria indústria petrolífera brasileira
depende da projeção e realização de investimentos contínuos no setor e do uso
do parque produtivo local, dentre eles a
construção naval, que vem se renovando e qualificando uma nova geração de
profissionais. “A sustentabilidade dessa
expansão depende do planejamento estratégico e da realização e continuidade dos investimentos da Petrobras, de
modo a permitir que a indústria naval
possa avançar neste período, respeitando sua curva de aprendizado, até estar
devidamente consolidada”, pondera.
O executivo explica que a demanda do setor offshore movimenta parte
a atualização dos contratos, a falta de estaleiros para reparo, fato
que deverá se agravar ainda mais
com o aumento previsto da frota e
a instabilidade e complexidade da
legislação tributária”, pontua Lima.
Em termos de estruturação do
setor, ele frisa que a consciência
nacional da necessidade do crescimento do setor de petróleo com
sustentabilidade tem sido responsável pelo surgimento de organizações
como a Organização Nacional para
Indústria do Petróleo (Onip), ações
governamentais como o Prominp,
novos cursos e especializações nas
universidades. “O ambiente de cooperação entre o governo e as entidades privadas também é essencial
para o crescimento da produção do
petróleo”, conclui.
expressiva da indústria naval, especialmente aquela dedicada à construção
de plataformas e sondas. No entanto,
desde a crise de 2008, houve redução
no ritmo das encomendas aos estaleiros
dedicados à construção de embarcações
de apoio offshore. “Ao invés de construir
novas embarcações no Brasil, foi dada
preferência à contratação de embarcações estrangeiras, cujo preço de afretamento estava reduzido devido à baixa
demanda do mercado mundial”, explica
Arantes. Segundo ele, passada a crise, as embarcações estrangeiras estão
deixando o país em busca de mercados
mais atraentes, deixando uma lacuna.
“A indústria offshore voltou aos
estaleiros nacionais para construção
de novas embarcações. A perspectiva
atual está centrada no atendimento
desta demanda interna, com o desenvolvimento e a capacitação da indústria
naval nacional”, afirma Arantes, observando que esse crescimento depende
de fatores externos ao setor, como a
estabilidade política e o investimento
em infraestrutura, bem como da manutenção do conteúdo local. “Assim
estaremos incentivando não apenas
o crescimento interno, mas também
atraindo o investimento estrangeiro
e, com ele, propiciando a absorção
de novas tecnologias”, conclui o vice-presidente do Estaleiro Vard.

61. There are still great
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TN Petróleo 91
59

62. petrobras 60 anos
Soluções com tecnologia local
Empresas nacionais e companhias estrangeiras instaladas no
Brasil aliam suas expertises em parcerias que buscam desenvolver
tecnologia de ponta para os desafios locais com perspectivas de
disponibilizá-las no mercado internacional.
A
transferência de tecnologia
tem sido, há mais de duas
décadas, a grande batalha
da indústria brasileira, nos
mais diversos segmentos, no processo de globalização da economia.
Essa questão ganhou nova dimensão com o aquecimento da indústria
brasileira de petróleo e gás, que vem
alavancando o desenvolvimento do
parque produtivo local e também da
pesquisa e desenvolvimento no país.
“Essa é, com certeza, uma das
grandes contribuições da Petrobras
e do setor petrolífero: impulsionar a
cadeia nacional de fornecedores a
buscar soluções com tecnologia nacional”, afirma o diretor comercial e
de marketing da multinacional FMC
Technologies, José Mauro Ferreira.
Ele observa que existe um grande
movimento em função da demanda
gerada que está impulsionando o
crescimento da
indústria de óleo
e gás no país. “A
maioria dos investimentos se dá em
águas profundas,
o que faz gerar
mais encomendas
para empresas do
setor, possibilitando a criação de mais
empregos e a geração de negócios
para a cadeia de fornecedores”, afirma, e cita como exemplo desse
processo o Separador Submarino de
Água-Óleo (SSAO), desenvolvido
pela FMC no Brasil e em parceira
com a Petrobras.
O processo permite aumentar a
recuperação do óleo e produção em
longa distância com a redução da
60
TN Petróleo 91
quantidade de água que chega à plataforma e ampliação da capacidade
de tratamento de óleo, além de simplificar os sistemas de produção das
plataformas offshore. “É o primeiro
modelo no mundo para águas profundas”, frisa Ferreira. Ele pondera
que o grande desafio agora, do ponto
de vista da indústria, é aumentar
a escala dessas demandas para a
alavancada da produção nacional,
com a introdução de novas soluções
tecnológicas.
“Combinar a velocidade com
que precisamos atender os projetos
da Petrobras com a qualificação e
capacitação de mão de obra é também desafiador. As demandas têm
sido crescentes, é grande o volume
de encomendas para uma mão de
obra ainda escassa”, ressalva. “Em
geral, o grande diferencial está mais
em conseguir atender à demanda do
que no desenvolvimento da própria
tecnologia”, diz ele, agregando que
algumas soluções ainda devem ser
desenvolvidas num futuro próximo
para outros segmentos. “Como, por
exemplo, para equacionar os desafios
da logística para áreas distantes de
produção.”
Ferreira pontua que um dos
grandes desafios do conteúdo local
é expandir a cadeia de fornecedores
existentes no país, aumentar suas
capacidades e promover a vinda de
fornecedores estrangeiros. “Os fornecedores estrangeiros alegam que
têm receio em relação aos impostos
e taxas de câmbio e que não têm
condições de avaliar o impacto que
isso pode gerar em seus negócios”,
explica. Ele vê como uma grande
oportunidade a chegada de novas
operadoras para aquisição de blocos
nos leilões da ANP, gerando mais
negócios para a indústria no Brasil.
“Além de toda a movimentação da
Petrobras para duplicar sua produção, as novas operadoras irão gerar
aumento da demanda... e com conteúdo local”, diz o diretor comercial
e de marketing da FMC.
Ele destaca que a cultura de cooperação da Petrobras com a indústria, que resultou na implantação de
um grande parque tecnológico no
Rio de Janeiro, vem desde o início
da história da petroleira. “O pré-sal é o resultado dessa cultura e
representa novos desafios e novas
soluções. É preciso agora pensar
em novos modelos em que parte dos
investimentos em P&D poderia, por
exemplo, ser direcionado aos centros de pesquisas, através de redes
temáticas”, aponta.
Investimentos na expansão
Outra parceira tecnológica da Petrobras, a norueguesa Aker Solutions
também acredita que a indústria brasileira de petróleo e gás tem condições de aproveitar as oportunidades
geradas pelo pré-sal, assim como
pelo incremento da produção dos
campos existentes, dando suporte
ao país para tornar-se não somente
produtor e exportador de petróleo
como também de tecnologia.
“Do contrário, não estaríamos
investindo grande volume de recursos em duas novas plantas de
nível mundial, com enorme capacidade de produção”, afirma o presidente da Aker Solutions no Brasil,

63. Visão de futuro da indústria de óleo e gás
tornar a indústria mais competitiva”,
afirma o executivo. “Mas, sinceramente, em termos de tecnologia, a
indústria já provou nos últimos 20
anos que sempre acaba desenvolvendo as respostas necessárias. Precisamos agora trabalhar os outros itens,
que trarão competitividade e a escala
necessária ao desenvolvimento dos
novos campos do pré-sal.”
Araújo aponta que o modelo
de parceria com universidades e
centros de pesquisa, que não era
comum no passado, tende a trazer
enormes benefícios para a indústria
brasileira. “Acredito firmemente que
o modelo projetado pela ANP que
,
promove uma grande quantidade de
recursos financeiros para pesquisa
no Brasil, por empresas e projetos
ligados a universidades, está no
rumo certo para tornar o país um
dos principais cenários de desenvolvimento tecnológico do mundo”,
salienta, concluindo: “Em nenhum
outro lugar existe a mesma quantidade de recursos para pesquisa
como acontece aqui. Hoje, isso é
uma característica única no mundo.”
Competição tecnológica
Melquisedec Santos, diretor da
Subsin, empresa nacional de base
tecnológica que
teve origem em
uma incubadora,
concorda que há
um cenário único
no país, em função não somente
dos investimentos em P&D, mas
também das parcerias entre os setores públicos e privados e as universidades. “É um modelo salutar para
o setor”, afirma, ponderando que os
resultados podem ser melhorados.
“Um dos desafios é saber como pequenas e médias empresas de tecnologia podem acessar o sistema
Petrobras”, diz ele, explicando que
as exigências para empresas de base
tecnológica se cadastrarem na Petrobras são as mesmas de companhias
TUTTI design
Luis Araújo. “Esperamos utilizar
a nossa fábrica de equipamentos
submarinos, em
Curitiba (PR) em
sua capacidade
plena, atendendo não somente
a Petrobras, mas
também operadoras internacionais que são
nossos clientes no exterior.”
Ele reconhece que o Brasil apresenta muitos desafios ao crescimento
da indústria de óleo e gás nacional,
“começando pelo difícil e confuso
cenário tributário, que traz enormes
riscos para as empresas que operam
no mercado nacional, passando por
diversos gargalos atuais como logística, custos elevados e escassez
de recursos humanos qualificados”.
E observa que tudo isso compõe o
Custo Brasil, não havendo, portanto,
apenas um ou outro ponto a ser equacionado. “Há, sim, uma conjuntura
que devemos trabalhar forte para
TN Petróleo 91
61

64. petrobras 60 anos
de grande porte. “Isso acaba sendo
um impeditivo para essas empresas
de terem oportunidade de colocar
seus desenvolvimentos tecnológicos
no mercado.”
O executivo lembra, ainda, que
as empresas competem com universidades na prestação de serviços
para o Cenpes, Centro de Pesquisa
da Petrobras, que tem de seguir a Lei
de Licitações. “Muitas vezes seus
pesquisadores preferem contratar
universidades, dado que a burocracia
na contratação de universidades é
mínima”, diz ele, observando que
isso gera um problema para as empresas de bases tecnológicas, formadas por egressos do meio acadêmico
que buscam oportunidades como
empreendedores.
Mais além dessas questões,
ele acredita que brasileiras como
a Subsin têm muito a contribuir
para viabilizar a exploração do
pré-sal. “Sem dúvida são inúmeros os desafios do ponto de vista
tecnológico, financeiro e político.
A Petrobras possui tecnologia para
exploração do pré-sal. Entretanto,
algumas tecnologias configuram-se como estado da arte e, consequentemente, seu custo é elevado”,
desataca Santos. “Dessa forma, o
desenvolvimento tecnológico se faz
necessário no sentido de se encontrar tecnologias que apresentem
bom equilíbrio custo-benefício.”
Outro desafio, segundo ele, é a redução das intervenções do governo
na companhia, o que aumentaria
sua competitividade. “A intervenção
governamental na Petrobras é clara,
seja do ponto de vista político ou
financeiro”, frisa.
Melquisedec Santos sugere
que, para que sejam aproveitadas
todas as oportunidades proporcionadas pelo pré-sal, é fundamental
que haja uma visão de futuro, de
planejamento de longo prazo por
parte do governo, da indústria e
também da Petrobras. “Sem o estabelecimento de bases consolidadas
para o setor de óleo e gás no Brasil,
o setor ficará à mercê de governos
e de oscilações naturais que essa
62
TN Petróleo 91
indústria oferece em nível mundial”, conclui.
Competitividade
A consolidação de novas tecnologias para exploração e produção
de petróleo em
ambientes desconhecidos até
há poucos anos,
como a camada
do pré-sal, será
um dos principais
desafios a serem
superados e uma
das grandes conquistas do Brasil no
cenário mundial, na opinião do presidente da italiana Prysmian Group
da América do Sul, Armando Comparato Junior.
“As empresas instaladas no país
vão contribuir para o desenvolvimento, em parceria com a Petrobras, de
uma tecnologia nova e avançada,
produzida com elevado conteúdo
local. O que habilitará, a todas as
empresas desta cadeia, a disputar
em condições competitivas em novos mercados no exterior ”, aposta
o executivo.
Para ele, além da já reiterada
qualificação de recursos humanos,
sobretudo profissionais de P&D, os
desafios que a indústria deve olhar
como prioridade são a disponibilidade de capital para realizar investimentos muitas vezes com elevado
risco tecnológico, logística, capacidade de resposta a necessidades
urgentes, planejamento e adaptação
a mudanças constantes. Daí a importância, na visão dele, de se reforçar
a cultura da cooperação. “O envolvimento de toda a cadeia é fundamental”, afirmou, lembrando que
essa tem sido a filosofia de trabalho
da própria Prysmian. “Temos muitas
parcerias com centros de pesquisa e
desenvolvimento, forte interação com
os fornecedores de matérias-primas,
para desenvolvimentos de novos materiais que atendam aos rigorosos
requisitos que se fazem necessários
hoje”, observou Comparato.
Esse relacionamento se estende
aos fabricantes de máquinas, com os
quais buscam desenvolver os equipamentos adequados aos processos
requeridos e integração total com
entidades certificadoras. “ Prysmian
A
tem buscado também soluções logísticas que viabilizam o atendimento
imediato das necessidades do cliente”, conclui o executivo.
Cuidados ambientais
Esta tem sido uma preocupação
constante do grupo suíço Clariant,
que fornece soluções químicas para a
Petrobras há quatro décadas. “Garantir que o maior volume de negócios
e atividades seja
tratado dentro de
um escopo ainda
mais rigoroso de
segurança de trabalho e ambiental, com menor
nível de acidentes, emissão de
poluentes é um desafio. Por isso, o
desenvolvimento de soluções químicas cada vez mais compatíveis com
o meio ambiente é um dos focos da
companhia”, afirma Carlos Tooge,
vice-presidente da Clariant Oil &
Mining para a América Latina.
Ele afirma que a Petrobras promove o desenvolvimento tecnológico
sustentável e prima por defender relações sustentáveis de médio e longo prazo. “É fundamental continuar
investindo em projetos de desenvolvimento de tecnologias que favoreçam a exploração, o tratamento e
o refino em condições logísticas e
ambientais favoráveis”, acrescenta
o executivo, observando que, dentro da própria indústria de petróleo,
dobrar uma produção de 2 milhões
para 4 milhões de barris/dia representa um grande esforço em várias
frentes. “Um deles é a logística, para
transportar pessoas, equipamentos e
produtos químicos essenciais para as
atividades de exploração e produção,
para alto-mar, a mais de 300 km da
costa, dentro de condições ótimas de
segurança, meio ambiente e eficiência de tratamento”, pontua.
Do ponto de vista da indústria
química, Carlos Tooge salienta que

65. TN Petróleo 91
63

66. petrobras 60 anos
os desafios vão desde o desenvolvimento de novas tecnologias químicas (equipamentos e processos)
para assegurar maiores índices de
eficiência em ativos de produção,
principalmente offshore (tanto no
pré-sal, como em campos maduros
ou de óleo pesado) à qualificação
de profissionais, para que tenham
as competências necessárias, em
tempo e forma suficientes para
atender à demanda.
Essa é uma das razões que levaram o grupo suíço a instalar no
Rio de Janeiro um Centro Tecnológico com foco no pré-sal brasileiro
e demais cenários de E&P em águas
profundas, em operação desde o ano
passado. “Mais recentemente, a Clariant inaugurou um novo laboratório
de P&D de catalisadores para as indústrias químicas e de petróleo e gás
no município de Suzano (SP), que
deve servir de apoio para a empresa atender à demanda latino-americana”, agrega o vice-presidente
da Clariant para a América Latina.
“Atuamos em toda a cadeia de valor.
Por isso, nossas expectativas são otimistas. Temos muito que contribuir
para superar estes desafios”, finaliza.
Centro técnico
Pesquisa e desenvolvimento de
soluções e suporte técnico são também prioridades da norte-americana
Ecolab, que comprou a empresa conterrânea Nalco, para atuar mais forte
no setor de energia e tratamento de
água – e com isso mais que dobrou
seu tamanho no mercado brasileiro.
“O pior cenário, para qualquer segmento da indústria, é ter oportunidades e não ter recursos humanos
qualificados para implementá-las”,
frisa Francisco Fernandez, gerente
regional de vendas da Ecolab, que
surpreende ao
afirmar que as
grandes desco bertas de petróleo
no país se ajustam
ao Custo Brasil e
ao marco regulatório atual.
Fer nandez
aponta que o modelo de parceria
que compartilha conhecimento e
melhores práticas em forma de redes ou JIPs (Joint Improvement
Partnership) é a melhor forma de
se resolver desafios da indústria.
“Para nós, esse modelo tem uma
única característica – a vontade de
crescer do ser humano no aspecto
de conhecimento e, é claro, economicamente. Lembremos que quem
faz a indústria, as universidades,
os centros de P&D são “pessoas”
com essa vontade de crescer ”,
aponta o gerente.
É dentro dessa filosofia que a
Ecolab/Nalco abriu um novo laboratório de Energia, em Campinas, para
desenvolver pesquisas localmente,
em parceria com clientes, universi-
dades e outras instituições. “Unindo
a expertise de cada setor é possível
maximizar e acelerar o desenvolvimento de soluções, promovendo uma
extração mais eficiente para toda a
cadeia”, observa.
A empresa também reforçou
sua posição no mercado, aliando
o respaldo internacional da Ecolab
com um forte componente local,
ao inaugurar um centro técnico
especializado para atender o setor de energia, com profissionais
altamente qualificados no Brasil.
“Investimos em pessoas de forma
significativa, pois sabemos que
o crescimento do segmento pode
vir a enfrentar desafios de mão
de obra qualificada nos próximos
anos. Dessa forma, ajudamos a promover o crescimento da indústria e
a disseminação de conhecimento”,
afiança o gerente da Ecolab.
Otimista quanto aos demais desafios, ele observa que as descobertas no
pré-sal, assim como em outros cenários, já têm planos de desenvolvimento
elaborados com base na tecnologia disponível hoje. “
Acredito que a tecnologia atual, com algum desenvolvimento
adicional, e a infraestrutura de P&D
existentes no país vêm diminuindo
muito o desafio tecnológico”, avalia.
Contudo, isso dependerá também da
evolução da indústria de fornecedores,
voltada para atender a demanda em
curto prazo: “Aqui, a dosagem certa
do conteúdo local pode influenciar
Juntos há mais de 50 anos, o Grupo Bravante, um
dos maiores do mercado brasileiro de petróleo
e gás, atuante nos setores de apoio marítimo e
portuário, proteção ambiental, construção e reparo
naval, parabeniza a Petrobras pelos 60 anos de
conquistas.
64
TN Petróleo 91
Apoio Marítimo - Apoio Portuário
Proteção Ambiental - Hidroclean - Estaleiro São Miguel

67. TN Petróleo 91
65

68. petrobras 60 anos
positivamente nos resultados”, conclui
o gerente da Ecolab.
Modelo saturado
Considerada o motor de impulso
de toda a cadeia de fornecimento da
indústria de óleo e gás, a Petrobras
encara desafios
condizentes com
os de uma empresa madura e
apta a guiar um
mercado que se
reorganiza. “O
principal desafio
está relacionado
à competitividade brasileira, tanto
no âmbito interno quanto internacional”, diz o CEO da Chemtech,
Gildeon Luiz dos Santos Filho.
Ele observa que o modelo de
crescimento econômico brasileiro,
nos últimos anos, tem se baseado
muito em exportação de commodities, aumento de crédito, programas
sociais de transferência de renda,
aumento do consumo interno, levando a um grande volume de empregos gerados em segmentos de
baixa produtividade. “No entanto,
esse modelo está dando sinais de
saturação”, pontua. “Sendo assim,
o desafio passa a ser encontrar um
novo caminho que permita ao país
continuar crescendo sem depender
desses mesmos fatores”, salienta o
executivo.
E isso passa por investimentos
em infraestrutura, em parceria com
a iniciativa privada, tendo como base
a utilização da engenharia nacional,
de forma a desenvolver localmente
tecnologia e toda a cadeia de suprimentos associada, retendo o conhecimento no país. “A cooperação
na nossa indústria é fundamental,
porque a complexidade dos projetos no setor é hoje cada vez maior, o
que traz também a necessidade de
competências adicionais”, finaliza o
CEO da Chemtech.
Novas oportunidades
“A questão da produtividade é
prioritária para o desenvolvimento
da indústria vinculada ao mercado
66
TN Petróleo 91
de upstream. E isso somente será
resolvido com o aprendizado que
está sendo fomentado pela Petrobras,
buscando fornecedores com soluções
locais e investindo em pesquisa e
desenvolvimento no mercado brasileiro”, destaca Welington Cintra,
gerente da Unidade de Negócios de
Óleo e Gás da ABB no Brasil.
“Essa cultura de cooperação tem
sido aplicada, juntamente com a ANP
,
mobilizando a iniciativa privada e
universidades no sentido de desenvolver novas parcerias, dando alternativas para as novas oportunidades
que surgem. Isso é muito importante
para a indústria nacional”, observa,
acrescentando que esse movimento
ainda está em fase inicial.
Outro aspecto importante, segundo ele, é o papel que a Petrobras tem
no desenvolvimento da infraestrutura
vinculada à indústria naval como a
criação de estaleiros, para ampliar a
capacidade portuária, aeroportuária
e dos terminais de petróleo do Brasil.
“O potencial do pré-sal é um bom
exemplo para uma visão positiva do
que o futuro proporciona para essa
indústria. Acredito que seremos
um grande produtor e exportador
de petróleo, e, com a Petrobras no
comando desse processo, teremos
uma tecnologia líder de mercado,
sobretudo em águas profundas”,
conclui Cintra.
Risco elevado
É nessa maré de desenvolvimento
que navega a indústria naval offshore, principalmente em decorrência
do desenvolvimento do pré-sal e expansão das fronteiras exploratórias.
Até 2020, o setor tem uma expressiva
carteira de encomenda que lhe dá
garantia para continuar suas atividades.
“É preciso entender que a indústria naval e a de shipping têm
características diferentes que não
são necessariamente congruentes,
e a indústria naval atende a ambas.
A internacionalização deste setor
deve levar em consideração as reais
necessidades dos diferentes mercados para que ela se estruture de
forma a atender os segmentos nos
quais ela efetivamente pode ser um
competidor crível em nível internacional”, alerta o
diretor comercial
do Bureau Veritas, Sérgio Mello.
Qualquer investimento visando
um mercado para
o qual não se está
preparado é um
risco muito elevado, opina ele.
Mello destaca que o caminho
para elevar a competitividade passa pela inclusão de mecanismos de
diálogo e trabalho colaborativo, com
a utilização mais generalizada, por
exemplo, de projetos do tipo JIP /
Joint Industry Project.
Gerenciamento
Esta é a palavra-chave para a
Petrobras superar os desafios dos
próximos anos, na opinião de Pedro
Cortonesi, gerente de Vendas da
Eaton na América do Sul, a começar
pela imensa carteira de projetos.
“Em nenhum outro mercado a expressão ‘tempo é dinheiro’ pode tão
bem ser exemplificada. Por isso,
executar pro jetos dentro do
seu cronograma
e dentro do seu
budget é fundamental”, afirma.
Gerenciar a
demanda por equipamentos junto
à indústria brasileira é outro desafio. “Sondas de perfuração, equipamentos de completação, unidades
de produção, em grandes volumes
e em tempos recorde, que não são
tradicionalmente uma característica desse mercado, mas passaram a
ser uma necessidade da Petrobras.
Como adaptar essa cadeia de fornecedores a essa demanda?”, questiona Cortonesi.
O executivo pontua que outro
desafio, do qual pouco se tem falado na mídia, é a necessidade de
aumento do refino, em especial pelo
fato de as importações de derivados

69. Visão de futuro da indústria de óleo e gás
de petróleo – sobretudo gasolina e
diesel –, comercializados a preço de
mercado e internamente vendidos
a preços inferiores ao seu custo, terem reduzido capacidade de caixa
para continuar investindo na E&P
.
“Mesmo com a Refinaria Abreu Lima
(Renest) e o Complexo Petroquímico
do Rio de Janeiro (Comperj) entrando
em operação, ainda estaremos aquém
das necessidades de derivados para
suportar nossa frota de carros e caminhões num cenário de crescimento,
mesmo modesto, do PIB se considerarmos que o principal modal ainda
é o rodoviário e que não se faz uma
refinaria em menos de quatro a cinco
anos”, frisa Cortonesi.
Por último, ele lembra que não
menos desafiadora é alinhar expectativas de mercado (acionistas)
com as expectativas governamentais, de usar a demanda da empresa por equipamentos como politica de desenvolvimento industrial
(conteúdo local), tendo o Custo
Brasil como barreira, enfrentando
ainda, o já discutido ‘apagão’ de
recursos humanos qualificados.
Atuação conjunta
“O governo tem um papel importante na garantia da competitividade da indústria brasileira, pois
depende dele a redução de custos,
para que as companhias fabricantes
de manufaturados, que agregam alto
valor aos produtos comercializados,
possam competir em igualdade de
condições com seus competidores
internacionais”,
afirma o diretor
de vendas da
WEG Automação,
Helcio Makoto
Morikossi.
Obser vando
que o desenvolvimento consolidado pela indústria petrolífera tem
tido a participação de empresas nacionais, tanto no fornecimento de
equipamentos como no de engenharia, o executivo também defende a
continuidade e ampliação do modelo
de parceria público-privado. “ WEG,
A
tem vários desenvolvimentos completados por solicitação da Petrobras e
com apoio de agências de fomento
do governo, como BNDES e Finep,
dentro do Prominp”, diz Morikossi .
Conversores de frequência para
bomba submersa de petróleo, cubículos de média tensão para plataformas
offshore e geradores de dois polos (de
turbina a gás e a vapor) são alguns
exemplos desta parceria que permitiram à WEG ter uma solução nacional
técnica e comercialmente compatível
com os padrões internacionais.
Nova geração
Concorda com
ele o vice-presidente do Geomercado Brasil
da Baker Hughes,
Benjamin Laura,
para quem os desafios decorrentes
das grandes descobertas no pré-sal
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TN Petróleo 91
67

70. estão sendo tratados de forma proativa no Brasil, ainda que infraestrutura
continue a ser um ponto delicado,
na medida em que o setor avança
para novas oportunidades. “O modelo de parceria tem sido importante
inclusive para aumentar o foco em
petróleo e gás nas universidades e
escolas técnicas. Esta nova geração
de profissionais ajudará a indústria a
satisfazer aspirações de crescimento
significativas e a superar os desafios
com soluções técnicas inovadoras”,
afirma o executivo.
Segundo Benjamin Laura, “o
pré-sal é uma grande e animadora
oportunidade para o Brasil tornar-se um dos principais produtores e
exportadores de petróleo do mundo”.
Intercâmbio de experiências
Ricardo Alves, diretor da Locar,
empresa de locação de equipamentos
da construção civil, também aposta nessa oportunidade. “Sabemos
que os principais
desafios são o
desenvolvimento
tecnológico em
prospecção em
águas ultraprofundas e a fabricação de equipamentos próprios para
viabilizar essas operações”, destaca.
Ele agrega a essa lista a expansão e capacitação da indústria naval
para ofertar produtos de forma mais
competitiva, frente ao Custo Brasil, e
também um esforço na formação de
mão de obra especializada nos vários
segmentos desta cadeia produtiva.
“Penso que as parcerias têm ajudado nesse sentido, além de reforçar
o intercâmbio de experiências em
tecnologia. Mas dada a dimensão do
potencial petrolífero do pré-sal, temos pela frente um grande desafio.”
Prospecção avançada
Visão de futuro foi o que levou
a Geoquasar Geophysical Services,
uma das poucas empresas 100%
brasileiras que atuam nesta área,
a se antecipar às demandas futuras
do mercado de petróleo e gás, por
68
TN Petróleo 91
Foto: Agência Petrobras
petrobras 60 anos
conta dos 142 blocos arrematados na
11ª rodada de licitações da Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP), em maio.
Atenta ao potencial de serviços
que os quase R$ 6 bilhões de recursos do programa exploratório mínimo
exigido pela ANP a Geoquasar fez
,
uma prospecção prévia da infraestrutura existente nestas locações,
visitando cada um dos blocos licitados em terra firme.
“Temos boas expectativas, pois
dispomos de todos os subsídios
necessários para apresentar propostas bem estruturadas e mais
competitivas”, afirma o CEO da
Geoquasar, Marcos de Almeida,
que estruturou a empresa justamente na época das vacas magras
em levantamentos sísmicos (período em que o país não teve leilões
de blocos exploratórios).
Almeida acredita que a aposta
foi certa, a despeito dos desafios enfrentados nos últimos anos. Prova é
a infraestrutura novinha em folha
da empresa, com sede na Barra da
Tijuca, Zona Oeste do Rio de Janeiro, e uma nova base operacional em
Catu, Bahia, para atender ao aquecido mercado nordestino.
De olho também no setor de mineração, no qual vem crescendo o
uso de sísmica terrestre 3D, Almeida
observa que o mercado ganhou muito
esses anos, graças aos investimentos
realizados pela Petrobras, principalmente em pesquisas novas fronteiras.
“Ela é líder em investimentos, geofísica, geologia, petrofísica e engenharia”, pontua o executivo.
Concordando com outros empresários que a política regulató-
ria, os altos juros, a carga tributária são desafios a serem superados
pelo país, além da atratividade das
economias emergentes no cenário
mundial de óleo e gás, o CEO da
Geoquasar afirma que o modelo
de cooperação tem que ser revisto, para beneficiar mais empresas.
“Existem inúmeras empresas e profissionais que poderiam contribuir
cada vez mais para a evolução do
setor, mas este é um jogo que precisa ser mais democratizado”, conclui
o executivo.
Impacto nos custos
Também é crítica a visão de Alessandro Diniz, líder da Vertical Óleo
e Gás da Imagem, empresa que atua
na área de geoinformação, fornecendo serviços
para praticamente todas as etapas
da indústria de
óleo e gás: desde a exploração
e monitoramente
ambiental até o transporte, refino e
distribuição.
O maior desafio da Petrobras e de
todo o setor, segundo ele, é adaptar,
desenvolver e aprimorar tecnologias
para exploração e produção das descobertas na área do pré-sal. “O que
implica uma enorme complexidade
logística e ambiental, para citar apenas dois aspectos”, frisa.
Diniz destaca ainda que os desafios vão bem além da exploração e produção, pois os volumes
esperados na explotação do pré-sal, somados aos campos já em
produção, vão demandar grandes
investimentos, sobretudo nas áreas
de transporte e refino.
Diniz considera relevantes os
desafios já mencionados, sobretudo os relacionados aos investimentos no desenvolvimento da
infraestrutura, mas considera que
é fundamental também que haja
uma relação mais equilibrada entre a Petrobras e o governo, sócio
majoritário da petroleira, e que se
reflete em todo o mercado.

71. Visão de futuro da indústria de óleo e gás
“No modelo atual, a empresa tem
sua capacidade competitiva seriamente impactada, sobretudo quando o governo impede a Petrobras de
repassar o aumento das importações
para o preço dos combustíveis. Talvez
esteja aí o principal desafio para os
próximos anos”, afirma.
Para ele, a questão do conteúdo
local pode ser vista de duas formas.
“No curto prazo, causa impacto nos
custos e nos cronogramas de desenvolvimento dos projetos. Por outro
lado, no médio e talvez longo prazo,
vai promover a produção e consolidação de conhecimento e preparar
o setor em geral, para os próximos
anos”, analisa.
Eficiência em foco
“Como fornecedora de tecnologia de ponta, a SAP vê a inovação como um diferencial para
ajudar o país a se projetar como
um dos principais fornecedores de petróleo
do mundo, contribuindo para o
desenvolvimento
econômico sustentável”, afirma
Valéria Sosk a,
vice-presidente de vendas da gigante alemã SAP Brasil, reconhecendo que a Petrobras é pioneira
na adoção de novas tecnologias
em busca de eficiência.
Ela concorda que os desafios,
“base de todas as atividades da empresa, são críticos para o desenvolvimento sustentável da petroleira”,
assim como a falta de mão de obra
qualificada em diversos níveis. Por
isso considera fundamental aprimorar o modelo de cooperação. “É um
modelo bem-sucedido na formação
de infraestrutura e na garantia dos
mecanismos de viabilização de recursos”, avalia.
“O desafio agora é a gestão da
rede, para fazer essa infraestrutura
funcionar, porque envolve players
sem hierarquia entre si. É necessário
grande cuidado para se obter o resultado desejado, em tempo e custo
negociado”, afirma a executiva da
SAP Para ela, um debate mais amplo
.
dos marcos regulatórios e a participação de outras empresas atuantes no
mercado é fundamental para gerar
oportunidades que levem o Brasil a
assumir, cada vez mais, um papel de
liderança neste setor.
Investimento contínuo
Para o diretor de Marketing da Sisgraph para América do Sul, Fernando
Luis Schmiegelow, outra empresa de
base tecnológica, “o contínuo investimento em P&D, aliado às políticas de
conteúdo local formam uma composição essencial para o desenvolvimento econômico e
social do Brasil”.
Por isso, considera vital a empresa colocar em
prática os investimentos previstos
no seu plano de
negócios, de forma a assegurar a competitividade do
setor offshore brasileiro.
Lembrando o ‘apagão’ de
duas décadas na indústria naval
e offshore, ele observa que essa
retomada naturalmente traz alguns
obstáculos. “Superados esses obstáculos, com certeza voltaremos a
ser uma das potências mundial”,
afirma. “O que é preciso é que as
operadoras e demais companhias
venham para o Brasil com uma visão de longo prazo, trazendo tecnologia e know-how e investindo na
formação de mão de obra”, conclui
Schmiegelow.
Combinação de sucesso
Concorda com ele o vice-presidente sênior da Aveva para a América
Latina, Santiago Pena, apontando
inovação e mão de obra qualificada como os fatores chaves para o
fenômeno do Brasil importador de
combustíveis para
o país autossuficiente e exportador de petróleo.
“Esse fenômeno
demanda uma
mudança de mentalidade organizacional, aumento na
eficiência e da produtividade de cada
um dos membros da empresa para
que ela atinja níveis de excelência
internacional. É aí onde o país e a
indústria em geral têm que investir e
focar para conseguir fazer essa transição com sucesso”, afirma.
Lembrando que o desafio do
pré-sal ainda está em uma fase embrionária, ele afiança que o sucesso
do setor passa invariavelmente pela
parceria entre empresas, centros de
pesquisa e universidades, como é
o caso da Petrobras com a Universidade Federal do Rio de Janeiro
(UFRJ). “A combinação de fatores
como essa integração entre academia e cadeia produtiva é que levam
historicamente um segmento ao
sucesso”, frisa.
“A parceria e participação das
universidades, centros de pesquisa, empresas de tecnologia, conjuntamente com a Petrobras tem sido
e continua sendo um modelo fundamental para manter a evolução
acelerada que a indústria precisa
para atingir as metas dos próximos
anos”, completa.
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TN Petróleo 91
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69

72. petrobras 60 anos
Engenharia nacional
reafirma sua excelência
Presente em grandes projetos em várias partes do mundo, a engenharia nacional já
passou por todas as fases, da euforia ao desespero, na visão de muitos que, nas últimas
seis décadas, acompanharam a trajetória desse setor da economia que tem ajudado,
literalmente, a construir o Brasil.
A
engenharia está indissoluvelmente vinculada à própria
história da indústria brasileira
de petróleo e gás. Sem tirar o mérito das dezenas de formações que
ajudaram a petroleira a conquistar
uma posição de destaque no cenário
mundial, a companhia é continuamente apontada como uma ‘empresa
de engenheiros’. E de engenheiros
de todas as áreas, incluindo aqueles
que se especializaram em geologia
na Universidade Petrobras.
Muitos dos que integraram seus
quadros estão nas grandes empresas
de engenharia do país que vem, com
esforço, reiterando sua excelência e
capacidade de reinventar-se, atuando
em centenas de projetos dessa cadeia produtiva de petróleo e gás, que
abrange a indústria naval e offshore.
Da conceituação de projeto e
engenharia básica à execução, comissionamento e operação assistida
de grandes empreendimentos, uma
legião de engenheiros civis, navais,
químicos, elétricos, eletrônicos, mecânicos, de produção, do trabalho, de
manutenção, entre outras áreas desta ciência, estão executando tarefas
para garantir a operabilidade desta
indústria que responde hoje por uma
parcela significativa do PIB. Tanto em
terra firme, em plantas industriais,
malhas de dutos, terminais e estaleiros, como no mar, em operações
offshore.
A postos
“A indústria brasileira de suporte e de prestação de serviços
para as atividades de óleo e gás
está preparada para as metas de
produção anunciadas pela Petro70
TN Petróleo 91
bras”, afirma Felipe Lima, diretor-presidente da Promon Engenharia,
uma das companhias brasileiras
com chancela em
vários projetos da
área de energia.
Revisitando a
lista de desafios
elencada pela
cadeia produtiva, o executivo também defende
o “equacionamento da questão da
paridade dos preços dos derivados
e do gás natural a fim de assegurar
a saúde financeira da Petrobras na
próxima década”.
Frisando que o crescimento da
produção de petróleo e derivados e
o desenvolvimento do pré-sal exigirá
grande volume de recursos financeiros – “que indiretamente também
ajudará o Brasil a crescer em taxas
mais elevadas” –, Lima observa que
a Petrobras precisa equacionar tanto
a tecnologia quanto o custo dessa
produção, para não haver divergências em relação aos índices previstos.
Um duto para o futuro
Embora existam muitos desafios
de mercado a serem superados, os
tecnológicos certamente se destacam,
pelo fato de que as dificuldades de exploração e produção são crescentes,
já que o “óleo fácil” aparentemente
acabou. E isso se aplica a todas as
etapas da cadeia petrolífera, incluindo
uma que é estratégica para levar o
petróleo para o mercado consumidor:
a dos transportes.
E quando se fala em transportes,
o que vem à mente, mais além de
navios petroleiros, é a imensa malha
de dutos, submarinos e terrestres,
que a expansão da indústria de óleo
e gás vai demandar.
E os desafios nessa área começam pelos próprios materiais com que
são feitos os dutos. “Precisamos de
novos materiais, mais leves, resistentes e viáveis economicamente,
que contribuam para a longevidade e
maior integridade das instalações de
produção, transporte e processamento, bem como o desenvolvimento de
equipamentos para operação subsea,
objetivando reduzir os custos das
plataformas e aumentar a segurança
operacional”, destaca Raimar van den
Bylaardt, presidente do Centro de
Tecnologia em Dutos (CTDUT).
Segundo ele,
a construção de
dutos submarinos (offshore) é
um dos exemplos
dos desafios a
se enfrentar e
para os quais o
CTDUT – criado
e apoiado por empresas do setor,
como a Petrobras – vem se preparando para dar o suporte tecnológico necessário às empresas que
atuam neste setor.
“A Petrobras tem muito a contribuir nesse sentido, dada a sua
expertise no campo de tecnologias
de materiais, produtos e processos,
contribuindo também para a ampliação do conteúdo local (produção
de bens e serviços no país) nesse
segmento”, observa.

73. Visão de futuro da indústria de óleo e gás
E reafirma a posição da indústria de petróleo como geradora de
inovação. “Em um país como o Brasil, que tem incentivos e recursos
escassos para o desenvolvimento
tecnológico e para as pesquisas, a
Petrobras, em minha opinião, é um
dos maiores catalisadores deste tema
em nosso país e, portanto, tem um
papel determinante nesse processo”,
assegura Lima.
Incentivos
Concorda com ele o presidente
da UTC Engenharia, Ricardo Ribeiro Pessôa, para
quem a indústria do petróleo,
principalmente
na exploração e
produção do pré-sal, pode dar
uma importante
contribuição para
o desenvolvimento do país. “Mas
para isso é necessário dotar o seRaimar destaca que, neste processo, é fundamental a cultura da
cooperação. “A formação de redes
temáticas tem se desenvolvido no
país a partir de alguns mecanismos
de fomento como o Fundo Setorial do
Petróleo (CTPetro)”, salienta.
E lembra ainda os investimentos das concessionárias, em especial os da Petrobras, como resultado da Cláusula de Investimentos
em P&D constante dos contratos
de concessão, firmados entre a
ANP e as operadoras.
“Este alinhamento de interesses em busca de soluções para os
desafios tecnológicos da indústria,
demonstra claramente que o novo
modelo de compartilhamento de
conhecimentos e instalações é
fundamental para que o país alcance liderança mundial na produção
de óleo e gás em águas profundas
e também dos reservatórios do
pré-sal”, avalia.
Um exemplo disso, segundo ele,
é a criação do Programa de Inovação
para Conteúdo Local, que está sendo
organizado pelo Instituto Brasileiro do
tor de condições de financiamento
e incentivos, além da exigência de
conteúdo local responsável”, salienta o executivo. “Nosso problema é
desenvolver tecnologia e para isso
é necessário mais incentivo.”
Reconhecendo que a Petrobras
“foi e continuará sendo a grande indutora do setor de construção industrial e do desenvolvimento tecnológico desse segmento e da engenharia
brasileira, por ter sempre incentivado
o parque supridor”, Pêssoa diz que
é preciso fazer alguns ajustes para
aproveitar todas as oportunidades
que o pré-sal oferece. “O marco regulatório relacionado ao pré-sal precisa ser ajustado para que esta nova
fronteira tenha todas as chances de
sucesso.”
Pesa nisso também a interação
mais forte entre indústria e universidade. “Este é um modelo bem-sucedido de parceira, conduzido
e liderado pela Petrobras, que tem
como grande desafio transferir para
a indústria nacional o aprendizado
da rede instalada (centros e universidades)”.
Petróleo (IBP) e seis grandes empresas de exploração e produção, com a
finalidade de incentivar e financiar o
desenvolvimento e fabricação de produtos inovadores, no país, com vistas
ao aumento do conteúdo local.
indústria seria o desenvolvimento
de tubos sem costura, em ligas de
aços inoxidáveis de alta resistência
à corrosão produzidos 100% no
Brasil.” E afirma que a eficiência
do modelo de parcerias no desenvolvimento de inovação ainda leva
um tempo para ser comprovado.
“Consideramos que bases sólidas
foram criadas, especialmente pela
proximidade com as universidades
e a abertura da Petrobras para
processos de cooperação em desenvolvimentos com fornecedores
internacionalmente reconhecidos”,
diz o executivo da empresa que
inaugurou o Vallourec Competence
Center Rio, no Parque Tecnológico,
na Ilha do Fundão, com o objetivo
de reforçar ainda mais a eficiência
na cooperação entre a Petrobras,
rede universitária e indústria:
“Com isso, estendemos a nossa
capacidade de P&D no país, onde
já tínhamos um Centro de P&D em
Belo Horizonte (MG) e um Centro
de Competência em Paraopeba
(PA), dedicado a pesquisas de
silvicultura”, informa.
Parceira até debaixo d’água – Esta
tem sido a atuação da Vallourec,
grupo francês que tem diversos
empreendimentos no país, e tem
investido em novos materiais
para a confecção de dutos, entre
outros. Mas os desafios são
grandes. “Entre eles, a adequação
das necessidades tecnológicas
e de mercado, garantindo exploração segura e integridade total
dos projetos (através do uso de
tecnologias de primeira linha e
garantia de qualidade infalível),
mantendo custos e conteúdo nacional alinhados com as políticas
governamentais”, afirma João
Perez, superintendente de Tubos
Petrolíferos da Vallourec no
Brasil.
O executivo vai mais além: “Um
exemplo significativo na nossa
Qualidade + produtividade
Esta é, segundo o engenheiro
naval Fábio Fares, CEO da Forship
Engenharia, o mote da nova fase da
indústria naval e
offshore. Mas
bem que pode ser
aplicada em toda
a cadeia produtiva de óleo e gás,
que busca ganhar
maior competitividade.
“
Acreditamos que esta busca pela
competitividade abre oportunidades
enormes para todas as empresas de
engenharia, especialmente para a
Forship, que tem expertise reconhecida tanto em comissionamento como
na operação & manutenção de ativos
offshore”, pontua Fares. Para ele, a
melhoria da segurança e da eficiên-
TN Petróleo 91
71

74. petrobras 60 anos
cia operacional são questões estratégicas para a indústria petrolífera.
O dirigente da empresa criada
justamente no apagão da indústria
naval e que hoje atua em diversos
segmentos, incluindo a mineração,
lembra que a Forship nasceu exatamente há 15 anos, no momento em
que o setor de óleo e gás passava
por uma profunda mudança, com a
flexibilização do mercado.
“A fundação da Forship foi pensada e implementada justamente
em função das expectativas que se
abriam naquele horizonte e também
para atender a demanda crescente
da Petrobras por novas unidades de
produção a partir da conversão de
cascos de petroleiros em estaleiros no
exterior”, observa Fares, lembrando
que a engenharia do comissionamento era uma cultura ainda nova no
Brasil, trazida pela Petrobras.
“Consolidamos esta cultura ao
participar praticamente de todos
os projetos de conversão das primeiras unidades de FPSO e FSOs,
a partir de 1998, criando valor em
metodologia e sistema de gestão,
acompanhando as diversas etapas
de execução destes projetos até
a partida da operação de muitos
deles. O que nos tornou empresa-referência em inovação e liderança em comissionamento, comprometida com a operabilidade do
ativo industrial”, frisa o executivo.
Isso habilitou a empresa a
participar dos principais empreendimentos que ajudaram a consolidar a retomada da indústria
naval, que entra agora em uma
nova fase, de busca da excelência e
da competitividade, impulsionada
pelos projetos que vão agilizar o
desenvolvimento do pré-sal.
“Há um ‘mar ’ de oportunidade
para a engenharia nacional, sobretudo para a Forship, que tem o
comissionamento como principal
característica em seu DNA. Temos
o domínio dos diversos processos
que podem assegurar maior competitividade em projetos navais e
offshore”, afiança.
Confiança no mercado
E sse é um po nto c ha v e na
visão de futuro de Luiz Eduardo Rubião, CEO da Radix, em
um cenário de grandes petro leiras querendo se estabelecer
de forma significativa no país,
empresas nacionais tentando
se consolidar e
fornecedores
estrangeiros
querendo abrir
novos mercados, enquanto
que fabricantes
locais buscam ganhar um lugar
ao sol para sobreviver. “Tudo isso
acontecendo num momento de
Revisões no marco regulatório
Pontuais revisões em leis e
políticas públicas no setor de petróleo
e gás são vistas por juristas dos principais escritórios do país como fundamentais para o futuro da indústria ao
longo dos próximos anos, principalmente a partir do pico da produção do
petróleo do pré-sal.
Sócio do escritório de advocacia
L. O. Baptista, Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira, Agel, especialista nas
áreas de energia,
biocombustíveis
e petróleo e gás,
Rogério Miranda
acredita que a
lei que obriga a
Petrobras a operar
todas as áreas do
pré-sal possa ser,
no futuro, prejudicial para a companhia, pois ela não terá a opção de
escolher os projetos nos quais deseja
participar, tirando o foco de investimentos em outras áreas.
“Essa alteração na lei daria mais
fôlego para o desenvolvimento de todos os demais segmentos de negócio
72
TN Petróleo 91
da Petrobras que, como empresa líder,
tem a responsabilidade de abrir novos
caminhos para o futuro”, afirma. A
entrada de outras empresas do setor
em condições iguais às da estatal na
operação de áreas no pré-sal pode
ajudar tanto a petroleira quanto a
indústria como todo.
Para Pedro Dittrich, do Tozzini
Freire Advogados, os investidores
precisam estar confiantes com relação à indústria e ao país. “Para isso,
capital interno e
externo precisarão ser aplicados no Brasil,
sustentados pela
estabilidade das
regras, do cenário
político e econômico interno e
também geopolítico. Esses itens são
essenciais para garantir o crescimento da Petrobras e atrair o investimento
de empresas estrangeiras”, indica.
Crítico da obrigatoriedade de
conteúdo local nos projetos, Rogério
Miranda diz que essa determinação
poderia ser revista, tornando-se uma
opção natural do concessionário, mediante incentivos econômicos, como
a dedução de pagamento de participações ao governo, o que poderia
aumentar o investimento de outras
empresas no setor.
Esse estímulo governamental também é visto com bons olhos por Luiz
Quintans, do G Ivo Advogados. Para
ele, a realização de mais leilões, redução de custo e melhoria na infraestrutura farão com
que a visão das
empresas internacionais quanto ao
futuro da exploração e produção
de petróleo no
Brasil seja a mais
positiva possível.
“O que falta para a indústria nacional
se tornar ainda mais competitiva são
políticas públicas adequadas. Se o
governo fizer o que deve ser feito, em
termos de infraestrutura e redução de
custos, a indústria crescerá muito”,
finalizou.

75. muitas incertezas e de altos e
baixos no setor ”, diz ele.
Rubião avalia que a principal
contribuição da Petrobras na próxima década poderá estar associada a se encontrar um caminho de
razoável consistência que permita
dar a todos os players um pouco da
confiança que foi perdida nos últimos tempos. “A reversão de expectativas é um problema sério. Todos
conseguem se adaptar a cenários
mais pujantes ou mais modestos,
mas os saltos entre estes cenários
podem quebrar as empresas mais
fracas e amedrontar as maiores”,
adverte o executivo.
Em relação aos recursos humano,
Rubião frisa que o principal desafio
é o treinamento das pessoas. “Tivemos um período com pouquíssimos
projetos no país e, naturalmente, ficamos com um gap de experiência,
mas isso pode ser suplantado com
um investimento sério (não apenas
do governo, mas, principalmente,
das empresas) na capacitação dos
recursos humanos.”
Outro aspecto observado pelo
executivo da Radix é a dificuldade
de assimilar a tecnologia. “Ainda
somos muito fracos em levar a tecnologia para o dia a dia de nossas
vidas. Ainda demoramos e, muitas
vezes, fracassamos quando queremos colocar uma inovação no
mercado. Em especial num setor
conservador como o de óleo e gás,
que exige que as soluções tenham
sido pré-testadas por muito tempo
Foto: Agência Petrobras
Visão de futuro da indústria de óleo e gás
antes de se tornarem uma solução
aceita por todos”, afirma.
Para ele, a cooperação entre
empresas e universidades ainda é
muita tímida em nosso país. “Há
uma preocupação exagerada com
as patentes e a propriedade intelectual e uma dificuldade de aproximar verdadeira e profundamente
as universidades das empresas”,
diz o executivo.
Segundo ele, e geral, as empresas querem para si a propriedade intelectual. “A universidade,
por seu lado, não quer ficar simplesmente a ver navios (ou FPSOs)”, diz ele, acrescentando que
há uma expectativa muito grande
em relação ao desempenho do parque tecnológico do Fundão (RJ).
“Vamos ver como as coisas vão
funcionar por lá. Se as empresas
só foram pra lá pensando em benefícios fiscais, a coisa não vai ter
muito futuro”, conclui.
Empresa + universidade
Ricardo Vahia, diretor da Amec
Kromav, defende que as parcerias
entre a indústria, empresas de projeto
e as universidades
é de suma importância e deve ser
mais utilizada
pelo mercado. “Já
participamos de
diversos projetos
conjuntos com as
universidades de
São Paulo (USP) e a federal do Rio de
Janeiro (UFRJ), e os resultados foram
muito bons. Mas ainda precisamos
consolidar esse tipo de parceria para
que ela seja mais contínua.”
Eficiência também e a preocupação do executivo, fato que tem
relação direta com a qualificação de
mão de obra. “Os profissionais mais
experientes estão se aposentando e
a nova geração, muito competente
por sinal, ainda não tem a experiência necessária. Isso afeta, de novo, a
eficiência”, destaca Vahia.
Ele aponta que é fundamental
aproveitar todas as oportunidades que
vêm sendo geradas pela indústria de
óleo e gás, em função das descobertas
do pré-sal. “
Acredito que estamos no
caminho certo, mas só o tempo confirmará”, diz ele. “Essa é uma indústria
em evolução contínua. Basta olhar a
evolução tecnológica que permitiu
a maior exploração e o mais bem-sucedido aproveitamento econômico do “shale gas” pelos EUA.”
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TN Petróleo 91
73

76. Fotos: Divulgação Coppe
coppe 50 anos
LabOceano
LNCD
Bioetanol
Câmera Hiperbárica
Super Computador Coppe
74
TN Petróleo 91
LNCD
LabSonar
NIFD

77. Coppe gera conhecimento
há 50 anos
por Rodrigo Miguez
Modelo para instituições de ensino e pesquisa na área de engenharia no Brasil e no
exterior, o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia
(Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro ajudou a criar a pós-graduação no
Brasil. Criada em 1963 pelo engenheiro Alberto Luiz Coimbra, ao longo de cinco décadas
tornou-se o maior centro de ensino e pesquisa em engenharia da América Latina.
C
om mais de 13 mil mestres e doutores formados
em seus 13 programas de
pós-graduação em nível
de mestrado e doutorado,
a excelência acadêmica de ensino
da Coppe faz com que seja uma das
instituições mais procuradas pelos
futuros doutores do país, principalmente na área de engenharia.
Hoje, a Coppe possui em seu
quadro 349 professores, que aperfeiçoam mais de 2.900 alunos, entre
mestrandos e doutorandos. Um dos
pontos importantes é a presença estrangeira em suas salas – 118 alunos
no mestrado e 111 no doutorado.
Segundo o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da entidade, o
modelo da Co ppe é o da pós-graduação brasileira, em razão
do sucesso e do
pioneirismo no
jeito de fazer. A
integração entre
pesquisa e ensino é lembrada por
Rosa como um dos pontos positivos
da instituição com o passar dos anos,
reunindo professores, pesquisadores e alunos de pós-graduação de
diferentes programas de mestrado
e doutorado.
Para Pinguelli Rosa, a agilidade
em todos os processos da Coppe é
outro fator de garantia do sucesso
em um tempo mais curto, o que
não costuma acontecer em outras
universidades pelo Brasil. Ele é um
crítico do processo burocrático que
emperra e atrapalha o funcionamento da UFRJ e demais universidades
públicas brasileiras.
O sucesso da Coppe mundo afora
se deve muito aos laboratórios que
não param de surgir. Atualmente, a
instituição conta com 124 deles, nos
quais seus 88 pesquisadores desenvolvem soluções tanto para indústrias de petróleo e gás, quanto para
o dia a dia do cidadão comum, com
as pesquisas em mobilidade urbana
e biocombustíveis.
A relevância dos laboratórios
pode ser constatada desde o início,
com o Laboratório de Processos
de Separação de Membranas, que
está completando 45 anos e foi o
primeiro da Coppe e o primeiro
também a ter contrato com uma
empresa, no caso, a Petrobras, em
1968. Para se ter uma ideia, até
2012, a Coppe já tinha assinado
12.700 contratos com empresas e
órgãos do governo.
Para dar continuidade aos seus
programas de pesquisa e às comemorações dos seus 50 anos, a Coppe
inaugurou três laboratórios voltados
para o estudo do escoamento de óleo
e gás, vinculados ao seu Programa de
Engenharia Mecânica (PEM). Eles
fazem parte do Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica dos Fluidos (NIDF)
e ficam localizados em uma área de
5.400 m², no Centro de Tecnologia 2
(CT2), no campus da UFRJ.
Esse é o primeiro núcleo no país
a reunir em um só local um conjunto
de laboratórios que estudam de forma complementar e integrada o processo de escoamento de óleo e gás.
O NIDF é formado pelos laboratórios
de Separadores Compactos (LSC),
de Escoamentos Multifásicos em Tubulações (LEMT) e de Tecnologia de
Engenharia de Poços (LTEP), onde
serão realizados estudos e ensaios
relacionados a processos de perfuração, completação e intervenção de
poços de petróleo, elevação artificial
e separação primária.
Os resultados desses estudos
podem ajudar a Petrobras a elevar
a produção de óleo e gás, fazendo
TN Petróleo 91
75

78. coppe 50 anos
a empresa reduzir, por exemplo, o
tempo de separação de óleo e água.
O trabalho desenvolvido nos novos
laboratórios tem como finalidade
buscar soluções para a exploração
de petróleo e gás no pré-sal e águas
ultraprofundas.
Já no novo prédio do Laboratório de Métodos Computacionais em
Engenharia (Lamce) está instalado
o maior supercomputador da América Latina, formado por 7.200 processadores, e que será usado para
fazer as simulações que envolverem
plataformas, sistemas de engenharia de exploração, hidrodinâmica e
geodinâmica, bacias e reservatórios.
O objetivo desse megaprojeto é
antecipar problemas e soluções na
exploração de petróleo e gás no pré-sal, para tornar as operações mais
rápidas, baratas e eficientes.
O supercomputador, operado pelo
Núcleo Avançado de Computação de
Alto Desempenho (Nacad), tem sido
utilizado em projetos de P&D com a
Petrobras e suas parceiras, sobretudo
em simulações em FPSOs; simulações de correntes de turbidez; testes
de novos simuladores de reservatórios; paralelização de simuladores de
migração reversa no tempo e inversão direta de ondas em sísmica de
profundidade; e novas ferramentas
de visualização de alta resolução.
Em todos esses projetos participam equipes multidisciplinares
dos programas de Engenharia Civil,
Mecânica e Sistemas e Computação,
além da equipe de apoio do Nacad.
Em sua maioria esses projetos envolvem o desenvolvimento de programas
de alto desempenho efetuados por
professores, pós-doutores e alunos
de doutorado, mestrado e iniciação
científica da Coppe e da Escola Politécnica da UFRJ.
Entre os principais laboratórios
com atuação destacada no setor de
petróleo e gás estão o Laboratório de
Tecnologia Submarina (LTS); o Laboratório de Ensaios Não Destrutivos,
76
TN Petróleo 91
Números do Coppe
Total de títulos concedidos
10.037 mestres
3.377 doutores
Produção acadêmica
13.414 dissertações e teses (até
2012); 360 dissertações de mestrado (em 2012); 172 teses de
doutorado(em 2012); 1.773 artigos
científicos (em 2012)
Interação com a sociedade (governos, empresas e sociedade civil)
12.700 contratos (até 2012); 103 patentes depositadas (até julho 2013);
18 softwares registrados (até julho
2013); 47 marcas (até julho 2013)
Infraestrutura e recursos humanos
(em 2012)
13 programas de pós-graduação
stricto sensu (mestrado e doutorado); 349 professores doutores;
2.910 alunos (1.603 mestrandos
e 1.307 doutorandos) - sendo 118
estrangeiros no mestrado e 111 no
doutorado; 88 pesquisadores pós-doutores; 350 funcionários; 124
laboratórios; uma incubadora de
base tecnológica; uma incubadora
tecnológica de cooperativas populares; um núcleo de atendimento em
computação de alto desempenho
(Nacad)
Corrosão e Soldagem (LNDC); e o
Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica
dos Fluidos (NIDF).
Petrobras: 36 anos de parceria
Muitos desses laboratórios e
projetos desenvolvidos pela Coppe
foram viáveis e se tornaram reais
graças à parceria com a Petrobras,
que vem trabalhando junto com a
instituição há 36 anos.
O primeiro convênio Coppe-Petrobras foi assinado em 1977,
e previa a formação de recursos
humanos e o desenvolvimento dos
programas computacionais que
permitiriam à petroleira projetar
suas próprias plataformas. Depois
desse convênio, o primeiro assinado entre uma universidade e uma
empresa no Brasil, a parceria de
sucesso não parou mais e hoje é
referência internacional.
O trabalho em conjunto foi um
dos pontos principais para o desenvolvimento das tecnologias de exploração de petróleo em águas profundas nas últimas décadas. Hoje,
outros programas da Coppe, como os
de Engenharia Mecânica, Química e
Metalurgia, se juntaram ao programa
de Engenharia Civil e de Engenharia
Naval e Oceânica na execução de
projetos para a Petrobras. A cooperação gerou até agora mais de dois
mil projetos de pesquisa.
“A parceria da Coppe com a Petrobras é um exemplo de sucesso, que
deve servir como modelo para outros setores industriais da economia
brasileira”, afirma Segen Estefen,
diretor de Tecnologia e Inovação
da Coppe/UFRJ.
Para ele, o modelo de sucesso
Petrobras-Coppe
pode e deve ser
replicado, desde
que a indústria e a universidade
consigam harmonizar conhecimento e experiência de campo de forma
estruturada.
Hoje, a Coppe mantém parcerias e realiza projetos de pesquisa
e desenvolvimento para uma série
de empresas do Brasil e do exterior
na área de óleo e gás. O Laboratório
de Estruturas e Materiais Fernando
Luiz Lobo Carneiro (Labest) desenvolve projetos para a Halliburton,
o Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce)
vem desenvolvendo projetos para a
Sinochem Petróleo Brasil, a Pemex e
a BG Brasil. Já o Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS) tem entre
seus clientes empresas como Che-

79. vron, Sinochem, Tenaris, Vallourec
e GE Oil & Gas.
Para Orlando Ribeiro, gerente
geral de Pesquisa e Desenvolvimento
em Engenharia de Produção da Petrobras, a Coppe é uma dos maiores
parceiras da empresa na área de
desenvolvimento tecnológico. Além
da proximidade física do campus da
UFRJ, um fato que une as duas entidades é que muitos profissionais que
estão hoje na Petrobras são oriundos
da Coppe.
Ribeiro opina que a montagem
do Parque Tecnológico da UFRJ com
empresas que são fornecedores da
Petrobras melhora ainda mais esse
relacionamento com a Coppe. “Você
tem os três pilares: a demanda da
Petrobras, a capacidade da universidade e a capacidade produtiva das
empresas que vão fornecer produtos
e serviços.”
Com a parceria já consolidada, o
convênio entre a Coppe e a Petrobras
já não precisava mais de formalidades, e foi encerrado no começo dos
anos 1990. Mas os acordos entre as
duas entidades continuam firmes.
Tecnologia a favor das águas
profundas
As décadas de 1980 e 90 foram
palco de uma revolução na exploração e produção de petróleo no Brasil,
quando sucessivos recordes de produção foram quebrados, levando a
Petrobras a retirar petróleo de 2.000
m de profundidade. Em todo esse
processo, havia a participação de
pesquisadores da Coppe no desenvolvimento de novas tecnologias de
exploração e produção em grandes
profundidades.
Foto: Agência Petrobras
coppe gera conhecimento há 50 anos
Para conseguir esse nível de profundidade na Bacia de Campos, foi
preciso abandonar as plataformas
fixas e passar a utilizar as estruturas
flutuantes. Primeiro com plataformas
semissubmersíveis e depois com navios-plataforma (antigos petroleiros
convertidos).
Nesse processo, aumentou a
participação dos pesquisadores do
Programa de Engenharia Naval e
Oceânica da Coppe, que se juntaram
aos pioneiros da Engenharia Civil.
Com os conhecimentos de hidrodinâmica, eles ampliaram o conhecimento específico sobre o mar brasileiro.
Um exemplo típico de desafio
vencido pela Petrobras com a ajuda
da Coppe foi a substituição do aço
por poliéster nas linhas de ancoragem. Mais leve, o poliéster permitiu
à estatal ultrapassar a barreira dos
600 m de lâmina d’água. Para se ter
uma ideia do ganho que isso representou, se essas linhas fossem de aço,
elas ocupariam quase toda a capacidade de flutuação da plataforma.
A Coppe fez a análise de confiabilidade do novo material, o que
permitiu à Petrobras convencer as
agências classificadoras de risco
a aceitá-lo. A partir daí, todas as
linhas de ancoragem passaram
a ser de poliéster, resolvendo o
problema da ancoragem. Assim,
a Coppe está envolvida em vários
projetos importantes nessa área,
como o desenvolvimento de procedimentos computacionais e técnicas de supercomputação para
análise de dados de exploração e
de sismografia.
TN Petróleo 91
77

80. coppe 50 anos
Além disso, a instituição está empenhada no desenvolvimento de técnicas de fabricação, instalação, teste e manutenção de dutos flexíveis,
fundamentais para a exploração em
águas profundas, local muito sujeito
a oscilações. Outra tecnologia importante feita nos laboratórios da Coppe
são as técnicas de robótica, para operação a distância e em segurança
de equipamentos e procedimentos
operacionais, muito importantes para
a exploração de petróleo a mais de
7.000 m de profundidade.
Investimentos
Para comemorar os 50 anos de
fundação, a Coppe preparou este ano
um planejamento de inaugurações de
diversos novos laboratórios e espaços
de desenvolvimento de novas soluções. Mais recentemente, em agosto,
a instituição deu início às atividades
da estação de reúso de águas, que foi
construída com o intuito de colocar
em funcionamento modernos e eficientes métodos de reutilização de
água e tratamento de efluentes com
o emprego de membranas.
A nova estação permitirá eliminar dos efluentes todos os contaminantes, como substâncias orgânicas e matais, além de evitar o
desperdício e diminuir o impacto
do descarte de efluentes nocivos
ao meio ambiente. O projeto teve
investimento de R$ 4 milhões da
Petrobras, que também modernizou
a infraestrutura do Laboratório de
Processos de Separação com Membranas e Polímeros (PAM).
Outro equipamento finalizado
recentemente é o Centro de Excelência em Gás Natural (CEGN), o
maior da América Latina, que tem
o objetivo de otimizar o processamento do gás natural da camada
do pré-sal. Com investimento de R$
30 milhões feito pela Petrobras, o
CEGN terá o desafio de separar
o CO 2 do gás natural por meio de
membranas. A intenção é reinjetar o CO2 no poço, aumentando a
produção de petróleo. O processo
por membranas representa uma
inovação tecnológica já que, tradicionalmente, a separação é feita
apenas pelo processo de absorção.
Foto: Divulgação
LabOceano: 10 anos
Tanque Oceânico
Em funcionamento desde abril
de 2003, o Laboratório de Tecnologia
Oceânica (LabOceano) é considerado
um marco na área de pesquisa e inovação do setor de óleo e gás no país.
Projetado com a finalidade de realizar
ensaios de modelos de estruturas e
equipamentos usados nas atividades offshore, a piscina gigante com
profundidade de 15 m e 23 milhões
78
TN Petróleo 91
de litros de água é o tanque mais
profundo no mundo, e consolidou a
Coppe e o Brasil no desenvolvimento
de tecnologias de águas profundas.
Com mais de cem simulações
de plataformas e embarcações em
alto-mar, o LabOceano está equipado
com sofisticados sistemas geradores
de ondas multidirecionais, inclusive
com geradores de correntes e ventos.
Além do setor de óleo e gás, a
Coppe também está envolvida com
tecnologias nas áreas de biocombustíveis e mobilidade urbana, como o
ônibus a hidrogênio (H2+2), e o trem
de levitação magnética (o Maglev-Cobra), que flutua sobre trilhos, e
deve começar a circular no ano que
vem, em um trajeto entre os dois
prédios dos centros de tecnologia
da UFRJ.
Outros projetos encampados
pela Coppe são a produção de biocombustíveis de segunda geração,
a usina para geração de energia a
partir das ondas do mar, os habitats
submarinos que estimulam a criação
de peixes em áreas impactadas pela
indústria do petróleo, e um sistema
inédito de observação para monitorar
os oceanos.
Incubadoras de empresas
Parte importante da história da
Coppe é a criação, em 1994, da Incubadora de Empresas, localizada
no campus da UFRJ e que faz parte do Parque Tecnológico. Ao longo
dos anos, a incubadora já permitiu
Entre os ensaios em escala reduzida
que são feitos no tanque estão testes
com equipamentos e estruturas oceânicas e costeiras, modelação numérica de cascos de estruturas flutuantes
e submersas, e análise de dados.
Segen Estefen considera que o
Laboratório de Tecnologia Oceânica
da Coppe/UFRJ vem trazendo, ao
longo dos últimos dez anos, contribuições significativas para o setor de
óleo e gás e para o desenvolvimento
da exploração de petróleo na camada
do pré-sal. “A Coppe certamente se
orgulha do LabOceano e considera
que esse é um dos principais projetos relacionados à área de petróleo
já conduzidos no país”, afirmou.
Hoje, além da Petrobras, o LabOceano conta com parcerias com
empresas como Bluewater, Ecovix,
FloaTEC, SBM Offshore, Shell, Subsea 7, o Consórcio Rio Paraguaçu,
entre outras.

81. coppe gera conhecimento há 50 anos
a entrada de mais de uma centena
de serviços e produtos inovadores
no mercado.
Um desses fr utos é a PAM
Membranas Seletivas, a primeira empresa de produção de
membranas na América Latina.
A companhia nasceu como um
spin off do Laboratório de Processos de Separação por Membranas
da Coppe. Depois de quatro anos,
se transferiu, em 2009, para uma
sede própria, dentro do Parque
Tecnológico.
A companhia tem como foco a
produção de membranas, módulos
e permeadores para microfiltração e
ultrafiltração. Essas membranas são
produzidas na forma de fibras ocas
ou capilares, a partir de polímeros de
engenharia, com elevada resistência
mecânica, térmica e química. Hoje, a
empresa presta serviços para grandes
companhias como a Petrobras, Votorantim, Embrapa e DuPont.
Quem também vem se destacando no setor offshore e que saiu da Incubadora da Coppe é a AmbiDados.
Criada em 2006, a empresa atua na
prestação de serviços de consultoria
na área de Instrumentação Oceanográfica e Análise de Dados Oceânicos, com destaque para correntes
oceânicas, ondas e marés. E mais:
a companhia também está presente
na área de levantamentos do relevo
submarino (batimetria) e em campanhas de monitoramento ambiental.
Com a Petrobras como principal
cliente, a Ambidados tem no seu
portfólio serviços prestados para a
Devon Energy, para o Laboratório
de Tecnologia Submarina, para a
Ambipetro, entre outras.
De olho no mercado internacional
O reconhecimento mundial e os
contatos com as diversas multinacionais instaladas no parque tecnológico
da UFRJ fazem com a Coppe já vise
à internacionalização da instituição
que está ficando cada vez maior com
o passar dos anos. “Não há dúvida de
que a internacionalização da Coppe
constitui tema muito relevante no
momento atual. A chegada a esse
patamar é um objetivo natural”, comenta Segen Estefen.
De acordo com Segen, as articulações com as grandes empresas internacionais instaladas no Parque Tecnológico da UFRJ demandam capacidade
da Coppe de desenvolver atividades
com outros grupos, no país e no exterior. Ele adiantou que há interesse
especial da instituição na abertura de
escritórios na Inglaterra, na Noruega
e nos Estados Unidos, onde estão as
sedes mundiais de alguns parceiros
comerciais importantes da Coppe.
Essa nova etapa por que passa
a instituição só mostra que ela ainda tem muito a dar para a indústria
e, claro, para a academia brasileira
e mundial.
Criado em janeiro de 2009,
com o apoio da Financiadora de
Estudos e Projetos (Finep), o
Centro China-Brasil de Mudança
Climática e Tecnologias Inovadoras
para Energia é uma cooperação
tecnológica e acadêmica entre a
Coppe e a Universidade de Tsinghua, da China, com foco em soluções nas áreas de mudança climática e tecnologias voltadas para a
energia. Os projetos desenvolvidos
relacionam-se a biocombustíveis,
captura e armazenamento de
carbono e tecnologias em águas
profundas, áreas de interesse estratégico para ambos os países.
O acordo de cooperação entre as
duas entidades visa formar recursos
humanos, por meio do intercâmbio
de alunos de doutorado, professores
e pesquisadores; e formular sugestões de estratégias e ações para
subsidiar decisões dos governos
brasileiro e chinês nas áreas de
energia e meio ambiente.
Foto: Divulgação
Parceria com a China para inovação energética
Hoje, há pesquisas em andamento
no segmento de águas profundas,
em parceria com a China University
of Petroleum, com foco em sistemas
submarinos para águas profundas;
comportamento dinâmico de estruturas flutuantes; segurança e proteção
ambiental nas operações offshore.
A parceria também tem como meta
a inclusão de empresas brasileiras
e chinesas do setor de petróleo em
iniciativas conjuntas no campo do
desenvolvimento tecnológico.
Já no setor de biocombustíveis,
a principal linha de atuação está na
pesquisa experimental para obtenção
de formas inovadoras de produção de
novos produtos.
Outro projeto importante da
cooperação entre as duas entidades
é o da captura e armazenamento
de carbono (CCS), que consiste em
pegar o dióxido de carbono (CO2)
reduzido na queima de combustíveis fósseis em usinas termelétricas, refinarias de petróleo e outras
instalações, bem como o transporte
e armazenamento do CO2.
O objetivo é fazer um levantamento das tecnologias disponíveis e
em desenvolvimento para captura e
armazenamento de CO2 proveniente
de usinas termelétricas (UTEs) a
carvão, especialmente na China,
que é uma grande consumidora de
carvão. A partir daí, tecnologias serão identificadas para aplicação nos
setores elétrico e de combustível
no Brasil. Em seguida será feito um
mapeamento de pesquisa e desenvolvimento que indicará as tecnologias mais adequadas para P&D de
termelétricas a carvão no Brasil,
entre outras soluções.
TN Petróleo 91
79

82. coppe 50 anos
Pesquisando para o futuro das
cidades
P
ara tirar proveito dos 8.500
km de litoral do Brasil, a
Coppe, em parceria com a
Tractebel, está realizando
testes na recém-construída usina,
no porto de Pecém, no Ceará, que
pretende aproveitar o movimento
das ondas do mar para a geração de
energia elétrica.
Idealizada e projetada no Laboratório de Tecnologia Submarina da
Coppe, a usina já colocou o Brasil no
seleto grupo de países, entre eles a
Noruega, que estão testando diferentes conceitos tecnológicos para
gerar energia através das ondas em
grande escala a custos viáveis.
O grande diferencial da tecnologia brasileira é o uso de um sistema
de alta pressão para movimentar
a turbina e o gerador, um conceito desenvolvido e patenteado pela
Coppe. Estima-se que o potencial
energético das ondas no Brasil seja
de 87 gigawatts, e testes indicam que
é possível converter cerca de 20%
desse potencial em energia elétrica,
o que equivale a 17% da capacidade
total instalada no país.
Outra importante tecnologia que
vem sendo desenvolvida, mais especificamente no laboratório Bioetanol da
Coppe/UFRJ, é o etanol de segunda
geração ou Etanol 2G, produzido a
partir da biomassa dos resíduos da
agroindústria. O Etanol 2G pode ser
a solução para a dificuldade de abas-
80
TN Petróleo 91
Fotos: Divulgação
Nos últimos anos, a Coppe tem voltado seus esforços para desenvolver tecnologias
que atendam não apenas a indústria, como também o dia a dia do cidadão comum.
Por isso, além do setor de óleo e gás, a Universidade está debruçada em três
projetos que podem mudar conceitos nas suas respectivas áreas.
Maglev Cobra
tecimento em algumas épocas do ano
do etanol comum, que tem apenas
uma parte da sua energia aproveitada
durante o processamento da cana.
Por isso, os pesquisadores da Coppe estão desenvolvendo esse novo
etanol utilizando o processo de hidrólise, ou seja, a ‘quebra’ das moléculas de celulose e extrair a glicose
do bagaço e da palha da cana, que,
depois de fermentada, se converte
em álcool. O resíduo do processo,
rico em lignina, pode ser utilizado
nas usinas para cogeração de energia, uma tecnologia já estabelecida
no país. Outra contribuição da Coppe
é a tecnologia de membranas que
será empregada em diferentes etapas de separação e concentração dos
biomateriais envolvidos no processo.
Dentre as facilidades desse
novo combustível está justamente
a sua produção, que seria feita in
loco nas próprias usinas, evitando
o transporte do bagaço e da palha
por longas distâncias. Porém, o alto
custo ainda é um entrave para a
entrada no mercado do etanol de
segunda geração.
Por fim, uma das grandes novidades que deve sair dos laboratórios
da Coppe para as ruas do campus
da UFRJ ainda este ano, é o Maglev
Cobra, o primeiro veículo urbano de
passageiros por levitação magnética.
Com obras de implantação já iniciadas, o Maglev Cobra será utilizado,

83. coppe gera conhecimento há 50 anos
em fase de testes, no deslocamento
entre os Centros de Tecnologia 1 e 2.
Funcionando à base de supercondutores e ímãs permanentes, o projeto
mostra-se uma alternativa viável às
construções de mobilidade urbana
mais caras e poluentes, como o metrô
e o ônibus. A levitação supercondutora
se baseia em forças estáveis, o que dispensa complexos aparatos de controle
e segurança para garantir a estabilidade de funcionamento do trem.
Concebido em módulos, com
capacidade para 20 em cada um,
podendo ser ampliado de acordo
com a demanda, o Maglev Cobra foi
projetado para correr a 70 km por
hora, e é uma das grandes apostas
da Coppe/UFRJ para o futuro da
mobilidade urbana nas grandes
cidades brasileiras.
Com o intuito de implementar modernos
e eficientes métodos de reutilização da
água e o tratamento de efluentes com o uso
de membranas, a Coppe/UFRJ inaugurou a
Estação de Reúso de Águas (ERA) do seu
Programa de Engenharia Química (PEQ).
Localizada em uma área anexa ao
complexo de laboratórios do Programa de
Engenharia Química da Coppe, a estação
modelo é composta por cinco unidades
de processamento, acoplando de modo
flexível diversas tecnologias. Ali se fará o
tratamento dos efluentes dos laboratórios
do PEQ, que ocupam área de cerca de
2.500 m2, e a recuperação superior a
90% da água. A estação piloto poderá
servir de modelo para a implementação
de similares em outros setores do campus que necessitam de soluções mais
eficientes para seus efluentes.
A estação permitirá eliminar dos
efluentes todos os contaminantes, como
substâncias orgânicas e metais, que
resultam das atividades realizadas nos
laboratórios. E contribuirá para evitar o desperdício, diminuindo o impacto do descarte
de efluentes nocivos no meio ambiente.
Fotos: Divulgação
Coppe inaugura estação de reúso de águas
Parceira da Coppe no estudo do reúso, a
Petrobras investiu R$ 4 milhões no projeto
que visou a modernização da infraestrutura do Laboratório de Processos de
Separação com Membranas e Polímeros
(PAM), o que incluiu a implantação da
Estação de Reúso de Águas do PEQ. Um
dos interesses da Petrobras no projeto é
o fato de a companhia estar aplicando a
reutilização da água em suas refinarias
e se interessa em aprimorar o processo. “O reúso é uma necessidade em função do crescimento da demanda por água,
tanto por parte da população como para
uso industrial. Dessa forma, o desafio é
buscar tecnologias que tratem a água de
forma eficiente e a baixo custo”, explica
o professor Cristiano Piacsek Borges,
coordenador do PAM/Coppe.
A Coppe completa 50 anos e o Laboratório de Processos de Separação com
Membranas comemora 45 anos de existência! O laboratório foi o primeiro com
atividades experimentais da instituição.
TN Petróleo 91
81

84. Fotos: Divulgação
capital de energia
82
TN Petróleo 91

85. Bahia,
onde tudo começou
Berço da indústria de petróleo nacional, a Bahia tem uma posição de destaque na história brasileira
de óleo e gás, uma vez que foi lá que tudo começou há 75 anos, quando foi encontrado petróleo
por um poço perfurado no bairro de Lobato, na Grande Salvador, em 1938. Desde então, a Bahia
mostrou sua vocação natural para o petróleo: possui até hoje a segunda maior refinaria de petróleo
do país, a Refinaria Landulfo Alves (RLAM), em Mataripe; e conta com o maior complexo petroquímico
integrado do hemisfério Sul – o Polo Industrial de Camaçari. Com o Estaleiro Enseada do Paraguaçu,
em Maragogipe, inaugura-se uma nova fase para a indústria baiana, agora no setor naval e offshore.
Ou seja: sempre movida a petróleo.
por Maria Fernanda Romero
A
descoberta de petróleo
na Bahia representou um
marco no desenvolvimento
econômico do estado, após
a decadência da indústria açucareira
no país. O recôncavo baiano experimentou transformações na sua matriz
produtiva. O fato impactou também
outras atividades, como a criação de
gado, a navegação e a produção de
madeira. A antiga paisagem rural
passou a conviver com sondas de
perfuração e outros equipamentos
típicos da exploração e produção de
petróleo.
No segmento de Exploração e
Produção (E&P) de petróleo e gás,
o estado contabiliza cerca de nove
bacias sedimentares e nele trabalham cerca de 30 empresas concessionárias responsáveis por 2,3% de
toda a produção de óleo e 15,5% da
produção nacional de gás.
O segmento de petróleo e gás
tem importância histórica para a
Bahia. O estado já ocupou o primeiro lugar no ranking nacional
em termos de reservas e produção, posição que foi reduzindo
gradativamente. Um conjunto de
novos fatos – surgidos no cenário
nacional e local nos últimos anos,
dentre eles a descoberta do pré-sal, o ressurgimento da indústria
naval/offshore e as perspectivas de
exploração de shale gas e shale oil
começou a reverter as expectativas
negativas que tomavam conta do
setor no estado.
Segundo dados da Rede Petro
Bahia, o mercado de óleo e gás representa cerca de 70% do mercado
industrial baiano – considerando
as atividades de E&P, química e
petroquímica representam a maior
parcela de Imposto sobre Circulação
de Mercadorias e Serviços (ICMS)
recolhido pelo estado da Bahia.
Em termos de participação na
economia baiana, o setor é um dos
mais importantes, representando 55%
do valor da produção mineral do estado, 32% do valor da transformação
industrial e quase 30% da arrecadação de ICMS. Apenas o segmento
“Derivados de Petróleo” lidera, com
35% do total, a pauta de exportações
baianas, superando os segmentos
“Químicos e Petroquímicos” e “Automotivo”.
Dada a sua importância para o
desenvolvimento sustentável do estado, o segmento é um dos contemplados pela Política Industrial da Bahia,
cujas estratégias e proposições foram
publicadas em 2011 e atualmente
encontra-se em fase final a elaboração um conjunto de instrumentos
legais e programas que serão a base
para o desenvolvimento do setor no
estado. A Política Industrial da Bahia
foi construída por meio de uma parceria que envolveu a Secretária da
Indústria, Comércio e Mineração
do Estado (SICM), a Federação das
Indústrias do Estado da Bahia (Fieb),
o Instituto Euvaldo Lodi (IEL/BA) e
a Petrobras.
No início deste ano, o Ministério
do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) lançou um
plano de desenvolvimento para setor
de petróleo, gás e naval da Bahia. O
Programa de Desenvolvimento de
TN Petróleo 91
83

86. capital de energia
PE
PI
AL
SE
TO
Camaçari
Salvador
ganização Nacional da Indústria do
Petróleo (Onip), que visa à promoção
de ações para fortalecimento da cultura de cooperação, desenvolvimento de fornecedores e ampliação da
capacidade produtiva, desenvolvimento tecnológico, inovação, acesso
a mercados e elaboração de planos de
negócios ou modelos de sustentação
dos investimentos privados.
Com a Abdi, o MDIC também
trabalha na busca de apoiar o desenvolvimento de três empresas de
médio e grande portes na Bahia para
fornecer para a cadeia.
Comitê de Petróleo e Gás
GO
Números do estado
Oceano
Atlântico
Municípios: 417
Capital: Salvador
Área total: 567.295,669 km²
População: 15,044 milhões
Alfabetizados: 83%
MG
Expectativa de vida: 72,3 anos
IDH: 0,660
PIB (2012): R$ 154 milhões
Renda per capita (2011): R$ 11.000
Principais atividades: petróleo e gás,
turismo, indústria naval e petroquímica
Fornecedores para a indústria de
petróleo, gás e naval baiana é conduzido em convênio com o IEL/BA,
com o objetivo de promover ações de
extensionismo industrial e empresarial em 30 empresas de pequeno
e médio porte que atuam no setor.
O programa envolve a elaboração
de diagnósticos, planos de melhoria
e consultorias customizadas para
atender as demandas evidenciadas
no diagnóstico, como a obtenção
de certificações necessárias para
fornecer bens ou
serviços para esta
indústria.
De acordo
com João Rossi,
coordenador geral
de petróleo, gás e
naval do MDIC,
a iniciativa vem
contribuir para a qualificação de
empresas de pequeno e médio porte
para começarem a atuar na cadeia
84
TN Petróleo 91
de petróleo, gás e naval ou para ampliarem sua participação.
“Atualmente, o programa se encontra nas fases de diagnóstico da
demanda junto às empresas-âncoras,
bem como de definição dos critérios para seleção das 30 empresas
de pequeno e médio porte que serão atendidas. Essa seleção deverá
ocorrer até o final do ano e o projeto
tem previsão para terminar no final
de 2015”, afirma.
Outro projeto do MDIC para o
setor no estado é o Plano de Desenvolvimento de Arranjos Produtivos
Locais (APLs), em parceria com o
Governo do estado, a Fieb e diversas
instituições nacionais como o Banco
Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Petrobras,
Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (Abdi), Confederação Nacional da Indústria (CNI),
Serviço Brasileiro de Apoio às Micro
e Pequenas Empresas (Sebrae) e Or-
Também nesta direção de desenvolver as competências de petróleo e
gás no estado, o Sistema Federação
das Indústrias do Estado da Bahia
(Sistema Fieb) criou em 2004 um Comitê de Petróleo e Gás com o objetivo
de prover informações estratégicas
e apoiar a mobilização e integração
da indústria baiana no processo de
expansão do setor no país. A Fieb
contribui para atrair investimentos
e maximizar a participação das empresas locais nos novos projetos deste
setor industrial.
O Sistema é composto pelas instituições: Fieb (órgão de representação
institucional do Sistema Fieb); Cieb;
Serviço Social da Indústria – Sesi;
Serviço Nacional de Aprendizagem
Industrial – Senai; e Instituto Euvaldo
Lodi (IEL).
Fabiana Carvalho, gerente de
inovação e projetos especiais do
IEL, explica que atualmente o Comitê se reúne mensalmente para
debater os mais diversos assuntos
ligados às oportunidades de desenvolvimento de
negócios destes
mercados, para
que a Bahia se
consolide como
um importante
polo nacional
de tecnologia e
inovação nessa
área industrial.
“Durante o ano são promovidos ainda seminários e palestras sobre temas

87. de interesse do setor, sempre buscando
prover sugestões e informações estratégicas para apoio à mobilização e integração da indústria baiana no processo
de expansão dos setores de petróleo,
gás natural e construção naval/offshore,
na Bahia e no Brasil”, afirma.
O Comitê é composto por 18
membros e outros convidados, dentre eles: representantes de empresas
produtoras de óleo e gás, inclusive
Petrobras; fornecedores de bens e
serviços; refinarias; Bahiagás; universidades e outras instituições como
a Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP),
Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e
Biocombustíveis (IBP), Onip e Sebrae.
Os focos de atuação prioritária do
Comitê são: estimular parceria da Fieb
com o setor empresarial e com o governo
visando à ampliação de investimentos
locais em novos projetos industriais em
óleo e gás; estimular o aumento contínuo da participação de empresas fornecedoras locais de bens e serviços nos
novos projetos de E&P processamento
,
e distribuição de gás natural, refino,
transporte e estocagem, bem como nos
de construção naval/offshore; articular
ações voltadas para a realização sistemática pela ANP de leilões de oferta de
blocos exploratórios onshore e offshore,
bem como de áreas com acumulações
marginais, no estado.
A gerente do IEL comenta ainda
que o instituto desenvolve dois projetos que visam o desenvolvimento
de fornecedores para a cadeia de
petróleo, gás e naval. O primeiro,
em parceria com a Petrobras, como
empresa-âncora, tendo prestado instrutorias e consultorias a 15 empresas
com o objetivo de capacitar e certificá-las em critérios preestabelecidos
pela âncora.
Foto: Divulgação
Bahia, onde tudo começou
Produção de óleo
e gn na Bahia:
óleo: 44.224 bbl/d
gn: 11.643 Mm³/d
total: 100.772 boe/d
Bacia do Recôncavo:
óleo: 43.563 bbl/d
gn: 2.511 Mm³/d
total: 59.360 boe/d
Principais campos em produção
na Bahia: três offshore e 94
onshore
Fonte: ANP, julho 2013
E outro, em parceria com o
MDIC com o objetivo de fortalecer
a competitividade e inserção das
indústrias baianas (pequenas e médias, atuais e potenciais) na cadeia,
tendo o EEP como a empresa-âncora
e que irá atender até 30 empresas,
de modo a qualificá-las para preencher os requisitos técnicos e exigências do estaleiro.
MPEs
Outro agente importante que ajuda a ampliar o conteúdo local baiano
no fornecimento para os empreendi-
Medicina do trabalho
segurança do trabalho
• PCMSO
• ExamEs médicos E
complEmEntarEs no mEsmo
lOCal
• atEndimEnto médico bilínguE
• agilidadE na libEração do aso
• gEstão do absEntEísmo E inss
• ambulatório EmprEsa
• mais dE 1000 clínicas crEdEnciadas no
brasil
• cErtificado dinamarquês, libEriano, Etc
• avaliaçõEs ambiEntais
• ppra, pcmat, pca, ppr, ppp – WEb
• gEstão do fap - nEtp
• pEriculosidadE, insalubridadE
• análisE Ergonômica
• Espaço confinado, nr 10, cipa
• trEinamEntos
sisteMa de gestÃo
ocuPacional integrado – Web
• rElatórios Em tEmpo rEal
• controlEs E gEstão rEmota
mentos e operações do setor, é o Sebrae, que possui desde 2005 um convênio com a Petrobras para a inserção
competitiva e sustentável de micro e
pequenas empresas (MPE), na cadeia
produtiva do petróleo, gás, energia
e naval. O convênio já investiu mais
de R$ 7 milhões na capacitação de
pequenas empresas fornecedoras para
se adequar aos requisitos das grandes
empresas do setor.
“Temos ações para melhorar o
ambiente de negócios para essas empresas, como a estruturação e consolidação da Associação Baiana de
Empresas Fornecedoras da Cadeia
de Petróleo (RedePetro Bahia), articulação com o sistema financeiro para
desenvolver linhas específicas para
essas empresas, articulação com os
governos estadual e municipais para
estimular os negócios na região”,
diz Aline Lobo,
gestora do projeto de petróleo no
Sebrae Bahia.
De acordo
com a gestora,
nos últimos anos,
o Sebrae fez um
levantamento
nas regiões próximas às atividades do setor no estado de MPEs
relacionadas com as principais
demandas da Petrobras e identificou mais de 2 mil MPEs efetivas
e potenciais fornecedoras para o
setor. “Sabemos que podem existir
mais empresas no estado que atendam às demandas surgidas com os
grandes investimentos, mas hoje
essas duas mil empresas têm sido o
nosso foco de atuação”, acrescenta.
O Sebrae Bahia também realiza
rodadas de negócios entre grandes
empresas compradoras e pequenas
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TN Petróleo 91 85

88. capital de energia
fornecedoras, promove atividades
relacionadas ao desenvolvimento
tecnológico do setor, contribuindo
com o aumento do conteúdo local
para novas tecnologias; assim como,
apoia a participação das MPEs em
eventos e feiras do setor dentro e
fora do país.
A RedePetro Bahia, associação
de empresas fornecedoras de bens e
serviços aos segmentos de exploração, produção, refino, petroquímica,
transporte e distribuição de óleo e
gás, também congrega as MPEs do
setor no estado.
Com 65 empresas associadas, a
RedePetro tem como principal foco
a geração de negócios para os seus
associados através do ganho de
competitividade, isto é, viabilizando encontros de negócios; aumen-
tando a visibilidade das empresas
locais; facilitando a comunicação e
inter-relacionamento, fomentando a
capacitação, certificação e inovação
tecnológica.
Sediada na capital, Salvador, possui um conselho consultivo formado
por empresas-âncora, petroleiras,
operadoras, instituições de governo, instituições acadêmicas e outras
entidades com interesses no setor
petroleiro baiano.
Geraldo Queiroz, secretário executivo da Rede Petro Bahia, acredita
que alguns dos principais desafios da
Rede neste mercado tem sido articular
as empresas associadas à rede para
formação de consórcios, objetivando
ações de parceria na execução de
grandes projetos e serviços na área
de petróleo e gás e conseguir agregar
O Senai Bahia, em parceria com a
Petrobras, apoiado no Programa de
Mobilização da Indústria Nacional de
Petróleo e Gás Natural (Prominp),
criou um centro de treinamento para
operações de E&P com qualificação e
capacitação de profissionais nas funções de operadores e técnicos. A área
na instituição tem por objetivo desenvolver competências, capacitações e
infraestrutura tecnológica para atender
todas as empresas da cadeia produtiva
do segmento de petróleo.
Além do portfólio específico para
as atividades principais do setor, o
Senai Bahia oferece diversos cursos de
qualificação e aperfeiçoamento, como
por exemplo: operação de sondas de
perfuração, de produção, sonda offshore, sonda-torrista, sonda-plataformista;
técnico em fluidos de perfuração e
completação de petróleo, etc.); cursos
técnicos e de pós-graduação (Engenharia do Petróleo).
Especificamente para a área
naval, o Senai trabalha junto a Fieb
na instalação de um Centro de
Formação Profissional para atender
as demandas do Polo Naval, tendo
como principal objetivo formar profissionais para atuar na fabricação
de navios, plataformas e sistemas
86
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação
Qualificação é prioridade
e dispositivos embarcados com capacitação in loco.
Para a área de óleo e gás, a Faculdade de Tecnologia Senai Cetind,
instituição de ensino superior particular, mantida pelo Senai e sediada
na cidade de Lauro de Freitas, possui
uma sonda didática, torre didática
para trabalho em altura, equipamentos utilizados nas operações de E&P,
além de simuladores, laboratórios
de fluidos e geologia. Todos disponí-
as empresas sob forma de Plano de
Desenvolvimento de Arranjos Produtivos Locais (APLs) para ter acesso
aos benefícios fiscais, infraestrutura
e facilidades em financiamento.
“Temos hoje diversas parcerias
para execução de projetos conjuntos. Dentre eles, parceira com a
Associação Brasileira de Corrosão
(Abraco) para execução de cursos
na área de pintura industrial; com
a Ufba e Fundação de Amparo à
Pesquisa do Estado da Bahia (Fapesb) para desenvolvimento de
produtos e processos na área; e
Universidade Salgado de Oliveira
(Universo) e o Centro Universitário Estácio da Bahia (Estácio FIB),
para oferecimento de cursos técnicos de interesse das empresas da
rede”, informa.
veis para aulas práticas dos cursos
ofertados.
Atualmente a faculdade desenvolve projetos junto a órgãos de
fomento à pesquisa, fundos setoriais
do Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT), Financiadora de Estudos
e Projetos (Finep), entre outros
órgãos, em parceria com empresas e organizações com forte base
tecnológica. Há também a participação ativa de seus pesquisadores
em redes cooperativas de pesquisa,
envolvendo diversas universidades
e empresas regionais e nacionais,
aliados ao estabelecimento de
intercâmbios para transferência de
tecnologia com institutos de pesquisa renomados mundialmente.
Além disso, o Serviço Social da
Indústria (Sesi) oferece diversos
serviços e programas para as indústrias
de petróleo e gás na área de educação
(básica e continuada), lazer e cultura,
responsabilidade social e saúde.
Atendendo a uma demanda da
Petrobras, o Sesi criou um Programa
de Desenvolvimento de Fornecedores
da Engenharia (PDFE), com o objetivo
de oferecer capacitação em Sistema de
Gestão em Segurança, Meio ambiente e
Saúde (SMS) para empresas inscritas
no cadastro da empresa. O PDFE é executado também no âmbito do Prominp.

89. folie comunicação
motorenmano/ IStoCKPHoto
a e xcelência é um alvo permanen t e
Qual é o estágio da gestão em sua empresa? a resposta está ao seu alcance no programa de autoavaliação assistida da FnQ, uma
metodologia de diagnóstico baseada no modelo de excelência da Gestão® (meG), também utilizada no Prêmio nacional da Qualidade® (PnQ).
o programa capacita multiplicadores e lideranças de sua organização, para que obtenham o conhecimento necessário do meG e possam realizar
a autoavaliação no ambiente de negócios atual e futuro. ao final do processo, a sua empresa terá as práticas de gestão estruturadas e receberá
um relatório de autoavaliação, com pontos fortes e oportunidades de melhoria, que servirá de subsídio para o planejamento estratégico.
Conheça mais sobre a FnQ, seus produtos,
treinamentos e serviços. aCesse www.FnQ.org.br
TN Petróleo 91
87

90. capital de energia
Grandes patrimônios baianos
C
om o crescimento da produção de óleo no município de Candeias, na Bahia,
o Conselho Nacional do
Petróleo (CNP), um órgão federal,
decidiu investir na região. O local
escolhido foi o terreno da antiga
fazenda Porto Barreto, em Mataripe, às margens da Baía de Todos
os Santos. Em 17 de setembro de
1950, a unidade entrava em operação, com capacidade instalada de
2,5 mil barris por dia e foi responsável por manter, durante quase
três décadas, a Bahia como o único
estado produtor de petróleo no
Brasil, chegando a suprir 25% da
demanda nacional.
Segundo a Petrobras, sua implantação marcou o início de um
novo ciclo de desenvolvimento para
a Bahia e para o Brasil e possibilitou o desenvolvimento do primeiro
complexo petroquímico planejado
do país e maior complexo industrial
do hemisfério Sul, o Polo Petroquímico de Camaçari. Atualmente, a
RLAM é a maior exportadora do
estado da Bahia, e também a maior
contribuinte de ICMS.
Uma das primeiras unidades
de refino do Brasil, a RLAM tem
capacidade para processar 306
mil barris de petróleo/dia. Na
refinaria, o petróleo é transformado diariamente em 34 produtos presentes no cotidiano, das
mais diversas formas. Além de
gás liquefeito de petróleo (GLP),
gasolina, diesel e lubrificantes,
conhecidos do consumidor final,
a refinaria é a única produtora
nacional de parafina food grade,
88
TN Petróleo 91
REFINARIA LANDULPHO ALVES - RLAM
Localização: São Francisco do Conde / Fundação: 1950 / Área total: 6,5 km²
Capacidade média: 306 mil bpd
Unidades de processo: 26
Gasolina automotiva: 7.204.193; Querosene de aviação: 560.449; Óleo diesel: 13.747.423;
Solventes: 9.639; Nafta: 3.112.958; Óleo combustível: 13.996.506; GLP: 2.156.542; Asfalto:
208.423; Lubrificantes: 193.831; Parafina: 252.330; Outros: 792.841
Total: 42.235.135
Produção em barris de óleo equivalente (bep)
Fonte: Agência Nacional do Petróleo (ANP); elaboração FIEB/SDI
utilizada na fabricação de chocolates e chicletes.
A RLAM também é a única
refinaria da Petrobras que produz
N-parafina (C10-C13), matéria-prima usada na produção de
detergentes biodegradáveis.
Neste processo produtivo é obtido
também o C13+, produto com alto
valor de mercado que é utilizado como fluido de perfuração
nas unidades da área de E&P da
Petrobras e que tem sido bastante
demandado pelo pré-sal.
Sua área total é de 6,5 km²,
além disso possui 26 unidades de
processo, entre as quais a maior
unidade de craqueamento catalítico de resíduos da América Latina.
A unidade possui uma fábrica de
asfalto, parques de armazenamento para petróleo e derivados,
estações de carregamento rodo-viário, uma estação de medição
para produtos acabados, uma
central termelétrica, uma estação
de tratamentos de efluentes industriais e um sistema de tratamento
de águas. Desde 2011, a refinaria
produz Diesel S-10.
De acordo com a unidade
da Petrobras na região, este ano
entrarão ainda em operação duas
unidades de hidrodessulfurização
de gasolina (HDS) e uma unidade
de geração de hidrogênio (UGH),
possibilitando que a RLAM atenda
às exigências ambientais que
entrarão em vigor no próximo ano,
com capacidade para produção de
8.000 m³/dia de gasolina com volume máximo de enxofre de 50 ppm.
Atualmente a refinaria está
desenvolvendo um projeto para
eliminar gargalos logísticos, que
vai ampliar a tancagem e a construção de novas interligações na área
de transferência e estocagem. “A
RLAM também se prepara para exportar parafina micro. Recentemen-
Foto: Agência Petrobras
O estado da Bahia abriga há 63 anos em Mataripe, a Refinaria Landulpho Alves (RLAM), a segunda
maior refinaria em capacidade instalada e complexidade, entre as 13 em operação no Brasil. A refinaria
começou a ser construída no fim dos anos 40, antes mesmo da criação da Petrobras. Na época, o
debate sobre o melhor modelo para exploração, produção e refino do petróleo no país mobilizava a
atenção da opinião pública.

91. Bahia, onde tudo começou
Foto: Agência Petrobras
Fábrica de Fertilizantes
Nitrogenados - Fafen
Localização: Polo Petroquímico de Camaçari
Capacidade instalada: 1,5 mil toneladas de
amônia e uréia, 110 toneladas
de ácido nítrico e 110 de hidrogênio por dia.
Área: 280.000 m².
Principais produtos: amônia, ureia, ácido
nítrico, hidrogênio e gás carbônico.
te terceirizamos a transformação da
parafina de líquido para pequenos
grãos (forma de lentilha), atendendo à norma para o escoamento da
produção para países da Europa e
América Latina, e garantindo assim
o seu ingresso no mercado externo”, informou ainda a estatal.
No segmento de exploração
e produção, os trabalhos da
Petrobras na Bahia estão focados em novas tecnologias para
aumentar o fator de recuperação dos reservatórios, de forma
a prolongar ao máximo a vida
útil dos campos existentes e na
busca de novas acumulações
de petróleo e gás nas áreas sob
contrato, bem como buscar, nos
futuros leilões, novas concessões exploratórias, principalmente nas bacias marítimas.
Na atividade de refino o foco é a
modernização e ampliação da RLAM,
visando à adequação da produção de
diesel e gasolina. Outra vertente de
investimentos foca no abastecimento
de gás natural, com a construção do
terceiro terminal de gás natural liquefeito (GNL) da empresa.
A previsão total de investimento da Petrobras na Bahia, no
período 2013-2017 é de US$ 5,29
bilhões – em média, US$ 1,06
bilhão por ano, até 2017, enquanto
no período de 2008-2012 a média
foi de US$ 697 milhões por ano.
Parte dos investimentos destina-se à construção e montagem de
equipamentos para ampliar instalações de superfície, como dutos e
edificações, de modo a assegurar
a maximização da produção de
petróleo e gás natural.
“Esses investimentos abrangem a ampliação das estações de
coleta e tratamento de petróleo,
bem como de dutos de escoamento
da produção nas áreas de Fazenda Bálsamo, Araças, Buracica;
ampliação das estações e dutos
de injeção de água nas áreas de
Fazenda Bálsamo, Araças, Buracica e Dom João; construção de uma
estação de compressão de gás para
o campo de Manati; e outros projetos relacionados à infraestrutura
operacional, a exemplo de sistemas
de modernização de instalações de
produção e automação de poços”,
detalha a Petrobras.
De acordo com a companhia,
atualmente operam na Bahia
sete sondas de perfuração e 22
sondas de produção terrestres
(SPT). Em dezembro de 2012
operavam no estado, 11 sondas
de perfuração e 26 SPTs.
Também na Bahia, a Petrobras investiu na implantação de
um complexo para produção de
biocombustíveis, envolvendo a
Usina de Biocombustíveis de
Candeias e o apoio à produção
de matérias-primas oleaginosas,
principalmente originárias da
agricultura familiar.
Outro importante empreendimento baiano que atende o setor
na região é o Polo Industrial de
Camaçari, considerado o maior
complexo petroquímico integrado
do hemisfério Sul e um dos cinco
maiores empreendimentos privados
do país, que conta com mais de 90
empresas, petroquímicas, químicas
e indústrias de outros segmentos.
A maioria das empresas do
Polo está interligada por dutovias
à Unidade de Insumos Básicos da
Braskem, que recebe derivados de
petróleo da Petrobras, principalmente a nafta, em sua Unidade
de Insumos Básicos de Camaçari
e os transforma em petroquímicos
básicos (eteno, propeno, benzeno,
tolueno, butadieno, xilenos, solventes e outros).
Estes produtos e também utilidades como energia elétrica, vapor, água
e ar de instrumento são fornecidos
às unidades produtivas da própria
Braskem e às indústrias vizinhas, de
segunda geração, que, por sua vez,
fabricam os petroquímicos intermediários e alguns produtos finais.
O complexo possui um etenoduto
com mais de 400 km de extensão
que interliga a unidade de insumos
básicos da Braskem em Camaçari às
suas fábricas de Cloro-soda e PVC
TN Petróleo 91
89

92. capital de energia
POLO DE CAMAÇARI
Fundação: 1978
Localização: 50 km de Salvador
Empresas: mais de 90 empresas químicas,
petroquímicas e de outros ramos de atividade
como indústria automotiva, de celulose,
metalurgia do cobre, têxtil, fertilizantes,
energia eólica, bebidas e serviços.
Investimento global: superior a US$ 16 bilhões
Novos investimentos: acima de US$ 6,2
bilhões até 2015.
Capacidade instalada: 12 milhões de t/ano de
produtos químicos e petroquímicos básicos,
intermediários e finais.
Faturamento: aproximadamente US$ 15
bilhões/ano.
Colaboradores: 15.000 diretos e 30.000
através de empresas contratadas.
Fotos: Divulgação
Empresas no polo de Camaçari
ABB; Acqua Service; Acrinor; Air
Products; Ambev; Arembepe Energia;
Bahiagás; BSC; Basf; BMD; Braskem;
Bridgestone; Ceped; Cetrel; Cetrel
Lumina; Chesf; Cibrafertil; Columbian;
em Alagoas, fazendo a conexão entre
os polos Industrial de Camaçari e
Cloroquímico daquele estado.
A Fábrica de Fertilizantes
Nitrogenados da Petrobras
(Fafen-BA) em Camaçari foi a
pioneira na implantação do Polo
e na fabricação de ureia no país.
Iniciou sua produção em 1971
e durante esse período elevou a
Petrobras ao título de maior pro-
90
TN Petróleo 91
Continental; Copenor; Daxoil; Deten;
Dow Brasil; Du Pont; EDN; Elekeiroz;
Emca; Energética Camaçari; Fafen
Energia; Fertilizantes Heringer; Ford;
Imbe; IPC; ITF Chemical; Kordsa;
Limpec; Linde Gases; Log In; Millennium; Monsanto; Netlog; Newsul;
Oleoquímica; Oxiteno; Paranapanema;
Peroxy; Petrobras Fafen; Petrobras/
Bacam; Petrobras/Gás; Petrobras/
Transpetro; Petrobras/UTE Bahia;
Proquigel; QGN; Quantas Biotecnologia; Saint Gobain; Sansuy; Tequimar;
Thyssenkrupp; Tigre; Unigel; Vamtec;
Vopak; White Martins.
dutora nacional de fertilizantes nitrogenados. Atualmente
tem capacidade para produzir
1,5 mil toneladas de amônia e
ureia, 110 toneladas de ácido
nítrico e 110 de hidrogênio por
dia. Em julho do ano passado,
a Petrobras implantou o projeto
Arla 32 na fábrica, com capacidade de produção de 200 mil
m³/ano.
Braskem - Camaçari
Fundação: 1978
Produção anual: 5 milhões de toneladas de
produtos petroquímicos e resinas termoplásticas
Unidades industriais: 6
Colaboradores: 1.900 diretos e 4.200 mil
terceirizados.
Portifólio amplo e variado, desde insumos
básicos a químicos intermediários e resinas termoplásticas.

94. capital de energia
Projetos em potencial
A construção do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TRBA) é o principal
projeto em andamento no estado. A obra está em fase de construção civil, tendo iniciado
a montagem eletromecânica. Segundo a Petrobras, a previsão para a conclusão das obras
é outubro deste ano.
O
92
TN Petróleo 91
Terminal de Regaseificação
de gnl da bahia - trba
Localização: Baía de Todos os Santos
Capacidade de regaseificação: 14 milhões de
m³/dia de gás natural
Investimento: US$ 706 milhões
Entrada em operação: outubro de 2013
Fotos: Agência petrobras
TRBA terá capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³/
dia de gás natural – o que representa metade do que pode ser importado da Bolívia. O empreendimento tem
o objetivo de garantir o suprimento de
gás para o mercado brasileiro por meio
da regaseificação de GNL importado,
dando confiabilidade a tal suprimento.
Outra obra significativa é a
construção do Estaleiro Enseada de
Paraguaçu (EEP), em Maragogipe, que
começará a operar em 2014 e será
concluído no primeiro semestre de
2015. A dragagem e a terraplenagem
já foram concluídas e, atualmente,
estão sendo construídas oficinas de
estrutura e outfiting, além do dique
seco. O empreendimento prevê cerca
de R$ 2,6 bilhões de investimento, o
maior feito pela iniciativa privada nos
últimos dez anos na Bahia.
Com área útil total de 1.192.000
m² e terreno de aproximadamente
1.752.000 m², o estaleiro se dedicará à
construção e à integração de unidades
offshore, como plataformas, FPSOs e
sondas de perfuração. A implantação
do empreendimento gerará cerca de
cinco mil vagas diretas com o início
de suas operações.
O EEP iniciará suas atividades com
o contrato de US$ 4,8 bilhões com a
Sete Brasil para a construção de seis
navios-sonda, que têm como objetivo
explorar o petróleo na camada do pré-sal, em lâminas d’água de 3.000 m.
Entre os seis navios-sonda, quatro serão entregues até 2018 (Ondina, Pituba,
Boipeba e Interlagos) e as outras duas
até 2020 (Itapema e Comandatuba).
Cabe registrar também a chegada ao estado do grupo chinês
Bomcobras em 2012, que está
Foto aérea da construção do TRBA
instalando uma fábrica de sondas
em Camaçari, com investimento
superior a R$ 100 milhões, bem
como do grupo americano Cameron,
mediante a aquisição da Vescon
(tradicional fabricante baiana de
válvulas) e da instalação da DaxOil,
refinaria privada de capital nacional,
com capacidade para processar até
2.000 barris de petróleo por dia,
constituindo-se numa alternativa
para os pequenos produtores de
petróleo da região comercializarem
sua produção.

95. Bahia, onde tudo começou
Números do Estaleiro
Enseada do Paraguaçu - EEP
Outra perspectiva de negócios é a
oportunidade de a Bahia se transformar
numa base logística para a exploração
e produção do petróleo na margem
equatorial. O último leilão da ANP
licitou blocos nessa região, que hoje
não possui infraestrutura para suportar
essa atividade e demandará bens e
serviços do Sudeste.
Fotos: Divulgação EEP
Área: 1.752.000 m²
Área industrial: 750.000 m²
Área total edificada: 1.192.000 m² (coberta).
Área de estocagem matérias-primas:
120.000 m².
Cais de acabamento: 750 m (calado de 12 m).
Dique seco: 360 x 130 x 12 m, com duas
portas batel.
Pórticos: 2 x 850 ton de capacidade
Especialidade: construção e integração
de unidades offshore, como plataformas,
FPSOs e sondas de perfuração.
Esses equipamentos terão que
ser transportados por via marítima
e a Bahia se localiza no meio do
caminho entre o mercado fornecedor
e os blocos da margem equatorial, ou
seja, o estado é um candidato natural
a sediar essa base logística e aumentar as oportunidades de negócios
para a indústria baiana.
TN Petróleo 91
93

96. capital de energia
Mercado promissor de energia
A Bahia foi o primeiro estado do país a utilizar o gás natural como combustível, na década de
1940. Desde aquela época houve uma intensa expansão da indústria de gás natural, que foi
impulsionada com a implantação do Polo Petroquímico de Camaçari no final da década de 1970,
sendo o gás um dos principais energéticos utilizados. Hoje a disponibilidade de gás natural é um
importante indutor para a economia baiana, pois permite a atração de novas empresas e confere
competitividade àquelas já implantadas. De acordo com dados da ANP, a produção do estado é
de cerca de 8 milhões de m³/dia.
94
TN Petróleo 91
Fotos: Divulgação
O
gás natural representa
15,5% da matriz energética
baiana, conforme dados do
Balanço Energético do Estado da
Bahia. É uma das maiores participações entre os estados da União,
e maior que a média nacional.
Além disso, um terço de todo o
consumo de energia da indústria
baiana provém do gás natural.
O estado conta com a Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás),
que distribui cerca de 4 milhões de
m³/dia de gás natural para diversos
segmentos. A empresa possui cerca
de 700 km de gasodutos de distribuição e continua investindo na
expansão da sua rede a cada ano.
Segundo Makyo de Araújo Felix,
gerente de mercado e pós-venda da
Bahiagás, o mercado de gás natural
na região está em
grande expansão em virtude
da entrada de
novas indústrias
no estado, como
JAC Motors, Basf
(Polo Acrílico) e
Cervejaria Petrópolis, entre outras indústrias, e pela
expansão de vendas nos segmentos
comercial e residencial nas principais
cidades baianas.
Felix pontua que a Bahiagás
está em processo de implantação do
gasoduto que interligará a cidade
de Itabuna à cidade de Ilhéus, no
sul do estado. O projeto possibilita-
rá o atendimento com gás natural
do Complexo Industrial de Ilhéus
e de seu centro urbano, além do
futuro Porto Sul e sua Zona de Processamento de Exportações (ZPE).
No final de agosto deste ano, foram
assinados os contratos com as
empresas envolvidas. O gasoduto
possui 36 km e investimento de
cerca de R$ 45 milhões e sua conclusão está prevista para o segundo
semestre de 2015.
“Também estamos realizando
investimentos na região metropolitana de Salvador, Feira de Santana
e Alagoinhas para expandir a rede
de dutos. Outro projeto em estudo
é o fornecimento de gás natural
para o sudoeste do estado, região
rica em minérios e com grande
potencial industrial”, ressalta.
Recentemente a Bahiagás
firmou uma parceria com o Senai
para o desenvolvimento dos
profissionais da área de gás, que
já está em sua segunda turma;
e uma parceria com a Faculdade de Tecnologia Senai Cimatec
para um estudo de eficiência
energética. Além disso, o gerente
da Bahiagás conta que a distribuidora tem trabalhado também
com grandes empresas da área de
cogeração para desenvolver mais
essa utilização no estado.
A previsão do Plano Plurianual
da Bahiagás 2013-2017 é um crescimento de cerca de 30% nas vendas, motivado pelos investimentos
de cerca de R$ 50 milhões a cada
ano, para levar o gás natural às
diversas regiões do estado.
Outro fato importante é o
grande potencial de shale gas que
a Bahia possui, segundo estudos
da ANP que indicam 20 trilhões de
,
pés cúbicos.
A agência divulgou que até o
final do primeiro semestre deste
ano deve ter uma avaliação mais
ampla sobre o volume de gás,
contudo, é muito provável que
deva superar essa marca atual.
O potencial está concentrado
nas bacias de Recôncavo e Tucano, região que já tem muitos
estudos técnicos porque possui
seis mil poços perfurados.

97. Foto: Divulgação
Bahia, onde tudo começou
Cluster eólico
A Bahia tem se consolidado como
um dos principais polos de geração de
energia eólica no país. É o único estado
do Nordeste que vendeu projetos nos
leilões dos últimos quatro anos, atraindo
conceituadas indústrias do setor. São 87
projetos de usinas eólicas no território
baiano e uma carteira de investimentos
em projetos de energia eólica no valor
de R$ 8,5 bilhões.
Os projetos da região foram responsáveis por 38% dos 1,5 mil gigawatts de
energia comercializados no 5º Leilão de
Energia Reserva. Foram arrematados
567,2 megawatts em 28 projetos localizados principalmente nas regiões de Sobradinho e Caetité, onde já existem outros
empreendimentos do tipo em andamento.
A Chesf é a responsável por quase
metade dos projetos em solo baiano. Em
parceria com a Brennad Energia, vai implantar três parques em Sento Sé e outros
oito em parceria com as empresas Sequoia
Capital e Casa Forte, no município de Pindaí.
O valor médio dos projetos eólicos
contratados na Bahia ficou em R$ 107,04
por MWh, o mais baixo do país. A região
receberá o projeto considerado mais competitivo, do Consórcio EGP/Serra Azul,
que ofertou energia a R$ 98,5 por MWh.
A Bahia vem se consolidando também como o grande parque industrial de
equipamentos para o setor. A empresa espanhola Gamesa anunciou investimentos
Parque Eólico de Brotas
de R$ 100 milhões na ampliação de sua
fábrica em Camaçari. A nova unidade vai
passar a fabricar naceles (caixa do rotor
do aerogerador), com capacidade instalada
de 400 megawatts/ano. A nova linha de
produção deve entrar em operação no
início de 2015.
Já a francesa Alstom e a Renova
Energia anunciaram parceria para fornecimento de equipamentos no valor de
cerca de €450 milhões, que vão gerar até
1,2 GW em empreendimentos no estado.
Os parques vão representar uma capacidade instalada de 513 MW, como parte do
acordo entre as empresas de um total de
1.200 MW. Este é um dos maiores contratos eólico onshore do mundo.
As turbinas serão fabricadas na
planta da Alstom em Camaçari e serão
entregues a partir de 2015. Inaugurada
em novembro de 2011, a fábrica – a pri-
meira da empresa na América Latina começou suas atividades com um turno
de trabalho, gerando 300 MW por ano.
Recentemente, um segundo turno de trabalho foi iniciado passando a produção
para 600 MW por ano.
Para Roberto Miranda, diretor de desenvolvimento de negócios da Alstom Brasil, a duplicação dos turnos mostra como
o mercado está crescendo e traz grandes
oportunidades. “Os ventos da região são
ideais para produção de parques eólicos
e incremento da geração de energia limpa
e sustentável”, indica.
Além do trabalho de capacitação de
mão de obra e melhorias na fábrica em
Camaçari, a Alstom está presente no
complexo eólico de Brotas, de 90 MW,
para o qual fornece 57 aerogeradores.
O investimento na fábrica de Camaçari
foi de R$ 50 milhões.
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TN Petróleo 91
95

98. anp 15 anos
Evolução
por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez
Responsável pela regulação do setor que responde por cerca
de 12% do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil, a Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP)
completa 15 anos de atividades buscando se reinventar para
conduzir um mercado que, nos últimos anos, teve as regras
do jogo alteradas.
96
TN Petróleo 91

99. Fotos: TN Petróleo
contínua
O
primeiro leilão do pré-sal marca uma nova
fase para a ANP, que,
uma vez encerrado o
certame, vai ter sob sua
gestão o primeiro contrato de partilha, dentro de um marco regulatório
que foi alterado substancialmente
nos últimos cinco anos, por conta
das descobertas de grandes reservas no pré-sal.
A agência reguladora, que passou a maior parte de sua existência
gerenciando contratos de concessão,
a partir de agora terá de administrar um sistema múltiplo, no qual
partilha e cessão onerosa para a Petrobras concorrem com os velhos e
tradicionais contratos firmados em
mais dez leilões.
Mas isso não preocupa a diretora-geral da entidade, Magda
Chambriard, que garante que as
companhias estrangeiras já estão
acostumadas a lidar com contratos
de partilha no mundo inteiro. “To-
das elas têm um
contrato de concessão num lugar
e de partilha no
outro”, frisa.
A única diferença é a governança da Pré-Sal
Petrobras, que vai
gerir os ativos e o grupo empreiteiro. “A questão da governança está
estipulada no contrato, tampouco é
nova, pois baseia-se no Joint OpeTN Petróleo 91
97

100. anp 15 anos
Rodadas de
Licitação
Rodada 1
1999
Bacias Sedimentares
Rodada 2
2000
Rodada 3
2001
Rodada 4
2002
Rodada 5
2003
Rodada 6
2004
Rodada 7
2005*
Rodada 9
2007
Rodada 10
2008
Rodada 11
2013
8
9
12
18
9
12
14
9
7
11
Blocos Licitados
27
23
53
54
908
913
1.134
271
130
289
Blocos Arrematados
142
12
21
34
21
101
154
251
117
54
Blocos Onshore Arrematados
0
9
7
10
20
89
210
65
54
87
Blocos Offshore Arrematados
12
12
27
11
81
65
41
52
0
55
Proporção blocos arrematados
/ blocos licitados
44,44%
91,30%
64,15%
38,89%
11,12%
16,87%
22,13%
43,17%
41,54%
49,13%
Área Licitada (Km2)
132.178
59.271
89.823
144.106
162.392
202.739
397.600
73.079
70.371
155.813
54.660
48.074
48.629
25.289
21.951
39.657
194.651
45.614
48.030
100.372
Área Onshore Arrematada
0
10.227
2.363
10.620
697
2.846
186.916
32.195
48.030
64.998
Área Offshore Arrematada
54.660
37.847
46.266
14.669
21.254
36.811
7.735
13.419
0
35.374
4.895
2.577
1.695
2.669
179
222
351
270
541
539
15
2
19
33
807
759
883
154
76
147
Área Arrematada (km2)
Tamanho Médio dos Blocos (Km2)
Blocos não Arrematados
77.518
11.197
41.194
118.817
140.441
163.082
202.949
27.465
22.341
55.441
Bônus de Assinatura (R$)
Área não Arrematada
321.656.637
468.259.069
594.944.023
92.377.971
27.448.493
665.196.028
1.085.802.800
2.109.408.831
89.406.927
2.823.205.650
Bônus de Assinatura (U$)
180.919.420
261.670.338
240.794.910
33.883.387
9.153.312
222.061.400
484.070.677
1.140.652.588
37.942.169
1.407.591.190
PEM (UT)
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
33.671
131.137
195.741
169.436
128.707
400.088
PEM (R$)
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
363.504.000
2.046.787.422
1.797.411.000
1.367.382.000
611.154.000
6.902.399.200
PEM (milhões de U$)
N.A.
N.A.
N.A.
N.A.
121.218.508
683.276.000
801.318.582
739.405.180
259.359.192
3.441.391.634
Conteúdo Local Médio – Etapa
de Exploração
25%
42%
28%
39%
79%
86%
74%
69%
79%
62,32%
Conteúdo Local Médio – Etapa
de Desenvolvimento e Produção
27%
48%
40%
54%
86%
89%
81%
77%
84%
75,96%
Empresas que manifestaram
interesse
58
49
46
35
18
30
52
74
52
71
Empresas que pagaram a Taxa
de Participação
42
48
44
33
14
27
45
66
43
68
Empresas Habilitadas***
38
44
42
29
12
24
44
61
40
64
3
4
5
4
3
8
19
30
24
17
Empresas Nacionais Habilitadas
Empresas Estrangeiras Habilitadas
35
40
37
25
9
16
25
31
16
47
Empresas que apresentaram ofertas
14
27
26
17
6
21
32
42
23
39
Empresas Nacionais que apresentaram ofertas
1
4
4
4
2
7
14
25
18
12
Empresas Estrangeiras que
apresentaram ofertas
13
23
22
13
4
14
18
17
5
27
Empresas Vencedoras
11
16
22
14
6
19
30
36
17
30
Empresas Vencedoras Nacionais
1
4
4
4
2
7
14
20
12
12
Empresas Vencedoras Estrangeiras
10
12
18
10
4
12
16
16
5
18
6
6
8
5
1
1
6
11
2
6
Novos Operadores
* Considerando-se apenas os blocos com riscos exploratórios.
** Referente a valores após a efetiva assinatura dos contratos de concessão.
*** Considera-se Habilitada a empresa que cumpriu todos os requisitos para apresentação de oferta (qualificação + pagamento da taxa de participação + garantia de oferta)
N.A. Não se aplica
rating Agreement (JOA), o contrato
de praxe, com cláusulas reguladas
pela Associação Internacional dos
Negociadores de Petróleo. Essa indústria tem 150 anos. A gente não
está inventando nada”, declara
Chambriard.
Mas há questionamentos.
De acordo com Marilda Rosado,
sócia fundadora da MRA Advogados, no novo marco regulatório,
definido pelas Leis 12.351/2010,
98
TN Petróleo 91
12.304/2010 e
12.276/2010, “as
competências
regulatórias e
fiscalizadoras
da ANP foram
estendidas para
o âmbito das contratações pelo
regime de partilha de produção e
pelo regime de cessão onerosa, no
entanto, de forma mais restrita”.
No entanto, ela lembra o diálogo
promovido pela ANP com os diversos agentes da cadeia de produção.
“Importante notar a transparência e
o comprometimento adotados pela
ANP ao longo dos últimos 15 anos.
A agência preocupou-se em promover mudanças no marco regulatório,
as quais decorreram das discussões
e das questões agendadas para os
workshops sobre aspectos técnicos,
jurídicos e tributários promovidos

101. Evolução contínua
pela ANP”, diz. “Alguns desses
assuntos envolviam outros órgãos
governamentais, e a ANP assumiu
as suas funções ao tentar chegar a
um acordo que atendesse a todos
os interesses e questionamentos”,
comprova Rosado.
Teste de fogo
As mudanças nas regras do jogo
são mais um dos muitos desafios enfrentados pela ANP que tem busca,
do se reinventar a cada novo evento.
A começar pelos próprios leilões de
licitações de blocos exploratórios,
iniciados em 1999, quando o país e a
indústria petrolífera estavam aprendendo a andar sem os ‘arreios’ do
monopólio.
No ano seguinte ao da primeira licitação, que abriu as portas do
mercado brasileiro para nada menos
que dez companhias internacionais,
a ANP teve de exercer a função que
lhe daria o codinome de ‘xerife do
mercado’: em janeiro de 2000, cerca
de 1,3 milhão de litros de óleo bruto
vazam de um duto da Refinaria de
Duque de Caxias (Reduc), localizado
na Baixada Fluminense.
A mancha de óleo se espalhou
pela Baía de Guanabara, cartão-postal do Rio de Janeiro, e se estendeu por uma faixa de mais de 50
km2, atingindo a primeira unidade de
conservação de manguezais do país,
a Área de Proteção Ambiental (APA)
de Guapimirim, em Magé.
O dano ambiental, que tem sequelas até hoje, gerou multa de
R$ 2 milhões à Petrobras. Em contrapartida, resultou em investimentos pesados em novas tecnologias e
processos, e na melhoria da gestão
de segurança, culminando com a
criação, no mesmo ano, do Programa
de Excelência em Gestão Ambiental
e Segurança Operacional (Pegaso)
da Petrobras.
Considerado na época o maior
programa ambiental desse tipo no
mundo, o Pegaso implicou uma série de investimentos e a Petrobras,
entre 2000 e 2008, destinou cerca
de R$ 4,2 bilhões a suas instalações
fluminenses. Hoje a petroleira mantém nada menos que dez Centros de
Defesa Ambiental (CDAs) instalados
na costa brasileira, um dos quais na
Baía de Guanabara.
,
Sob a fiscalização da ANP na última década a Petrobras implantou
um sofisticado Centro Nacional de
Controle Operacional (CNCO), que
monitora e controla toda a malha de
dutos espalhada pelo país – com análise permanente de volume, vazão,
pressão, temperatura e densidade
dos produtos transportados e outros
dados que podem indicar alguma
anormalidade e, consequentemente,
implicar em algum risco.
Nesse período, o mercado ama.
dureceu, junto com a ANP “Em 15
anos, dobramos as reservas e a produção no país. Atingimos a marca
de 15 bilhões de barris de petróleo
em reservas provadas, e estamos
produzindo 2 milhões de barris de
petróleo por dia”, contabilizou Magda Chambriard. “E os investimentos
TN Petróleo 91
99

102. anp 15 anos
Levantamentos geofísicos por tipo – 2003-2012
Fonte: ANP/SDT e SEP
Levantamentos geofísicos
Tipo
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Sísmica 2D (km)
3.756
8.061
306
4.003
3.161
4.645
7.522
Sísmica 3D (km²)
1.401
2.387
5.592
2.965
8.991
6.176
Gravimetria (km)
7.068
–
4.809
30.468
– 32.789
Gravimetria (km²)
–
62
–
28.650
–
–
Magnetometria (km)
–
–
4.809
55.772
78
119
2.139
804
467
82
75.890
32.471
Sísmica 3D (km²)
0.110
13.931
14.246
32.527
Gravimetria (km)
13.539
– 209.985
23.682
12/11%
487
7.688
5.168
–32,78
13.106
11.412
6.748
1.586
–76,49
15.643
–
7.580
9.855
–
–
–
–
–
–
33.743
–
7.459
9.855
–
Dados Exclusivos
Dados Não Exclusivos
Sísmica 2D (km)
Gravimetria (km²)
Magnetometria (km)
Magnetometria (km2)
2.107
3.805
29.787 12.297
4.800
12.012
–
–
–
–
32.655 29.459 123.878
36.539
4.800
3.512
244.273 33.379
22.570 54.634
5.742 390.656 6.703,82
23.312
140,83
45.210 371.295
721,27
–
–
–
–
234.045 48.050 169.020 371.455
119,77
258.568 68.787
–
–
–
–
–
–
–
Sísmica 2D (km)
–
–
–
–
–
–
–
Gravimetria (km)
–
–
–
–
–
–
–
Gravimetria (km²)
–
–
–
–
–
–
–
893.541
9.680
–
–
–
–
–
–
835
1.088
30,28
156.138 123.894
1.196
–99,03
–
–
–
– 707.164 111.868
– 1.136.880
–
1.240
-98,89
–
–
Dados de Fomento
Magnetometria (km)
–
–
–
–
–
–
Magnetometria (km2)
–
–
–
–
–
–
em exploração e produção, das 78
empresas concessionárias, somam
cerca de US$ 40 bilhões anuais”,
pontua. O fato é que o Brasil, segundo o anuário estatístico de 2013 da
,
BP referência mundial no setor de
energia, hoje tem a 12ª maior produção de petróleo do mundo (2,15
milhões de boed) e é o 15º em reservas provadas, incluindo todos
os integrantes da poderosa Opep
(Organização dos Países Exportadores de Petróleo). “Também estamos
entre os países com um dos maiores
acervos do mundo de suas bacias sedimentares, com dados geológicos,
físicos e sísmicos, além de amostras,
testes e perfis de poços de óleo e
gás”, afirma a diretora-geral da ANP
.
Dura aprendizagem
Mas nem tudo são flores na trajetória da agência que teve de enfrentar um trágico acidente em seus primórdios: um ano após o vazamento
que impactou a Baía de Guanabara,
100
TN Petróleo 91
a agência e a Diretoria de Portos e
Costas (DPC) se deparam com uma
dura tarefa: investigar e apurar as
responsabilidades do acidente ocorrido com a P-36, que resultou na morte
de 11 das 175 pessoas a bordo, e no
afundamento da unidade de produção do campo de Roncador, na Bacia
de Campos.
Os laudos preparados pela ANP e
a DPC – órgão da Marinha do Brasil
responsável pela fiscalização de todas as atividades marítimas na costa brasileira, incluindo plataformas
offshore – atestam que o acidente
foi causado por “não conformidades
quanto a procedimentos operacionais, de manutenção e de projeto” da
plataforma, que estava produzindo
em torno de 85 mil barris, na época,
em uma profundidade de 1.200 m.
A instituição fortalecia assim a
prática da atuação conjunta com outros órgãos na orientação e controle
das atividades que norteiam a exploração e produção de hidrocarbonetos.
Parceria que também abrange órgãos
ambientais e instituições de ensino
superior – estas para formação técnica/especialização de pessoal.
Com a Marinha, por meio da
DPC, a agência assinou, em novembro de 2001, convênios para fiscalizar as atividades de exploração e
produção de petróleo e gás natural
na costa marítima brasileira. Essa
atividade prevê, inclusive, perícias
periódicas nas unidades flutuantes
com o objetivo de garantir a segurança operacional de todas as operações, de forma a prevenir riscos
de novos acidentes.
Crescem as atividades exploratórias
A criação da ANP trouxe também
um incremento de informações geológicas, pois a avaliação do potencial
das bacias sedimentares do país, que
antes era tarefa institucional da Petrobras, passou a ser da agência, o
que trouxe consistência e fomentou o

103. Evolução contínua
mercado de exploração, beneficiando
toda a cadeia.
Prova disso é que desde 2009 existem licitações na área de sísmica 2D,
de reconhecimento de fronteiras exploratórias e bacias, como Parnaíba,
Acre, Paraná e Parecis – regiões que
foram foco da 11ª rodada, e que continuam no topo
das prioridades
para as próximas
rodadas da ANP
.
“A valorização da
atividade sísmica
para o Programa
Exploratório Mínimo (PEM) além
de ajudar as empresas de serviços
sísmicos, contribuiu para o maior conhecimento das áreas licitadas”, diz
Stephane Dezaunay, gerente para o
Brasil da PGS.
Para dar continuidade ao trabalho
que vem sendo feito nesses 15 anos,
a agência se empenha em aplicar
R$ 1,8 bilhão até 2014 (investimento iniciado em 2007), em estudos
geológicos de 22 bacias sedimentares. Esses recursos fazem parte
do Plano Plurianual de Estudos de
Geologia e Geofísica (PPA) da ANP
,
que está inserido no Programa de
Aceleração do Crescimento (PAC)
do Governo Federal.
De suma importância para os próximos leilões, ao elucidar o direcionamento de investimentos, o PPA
visa à aquisição de dados geológicos
e geofísicos nas bacias sedimentares
brasileiras, com foco principalmente
nas bacias de fronteira exploratória,
onde ainda há pouco conhecimento sobre o potencial, mas é um dos
pontos de atenção dos trabalhos da
ANP nos últimos
anos.
Na opinião de
Marcos de Almeida, da Geoquasar,
os investimentos
feitos pela ANP
em levantamentos sísmicos têm
ajudado a valorizar os ativos, melhorando o nível das rodadas e alavancando as empresas de serviços.
“O foco da ANP no levantamento
de informações traz grandes benefícios. Primeiro, por gerar maior conhecimento, especialmente em áreas
com pouca informação disponível;
segundo, por contribuir para o crescimento das empresas de serviços;
e, por último, com esta iniciativa, a
ANP esta atraindo mais investimentos por parte das concessionárias no
momento dos leiloes”, pontua.
Ainda segundo Almeida, a agência está no caminho certo, ao investir
fortemente na área de sísmica para
avaliação de novos locais de exploração, sobretudo nas regiões onshore
e na margem equatorial. Para ele, o
plano plurianual da ANP tem dado
importante contribuição para a expansão do volume total de atividades
sísmicas.
Celso Magalhães, presidente da
Georadar, compartilha da mesma
opinião. Para ele, o rumo da agência está bem planejado, já que algumas lacunas no setor, deixados
pela retração na
exploração terrestre pela Petrobras,
são preenchidas
pelo fomento à
exploração que
hoje está sendo
exercido pela
ANP “A ANP não
.
é somente um agente regulador, mas
sim um agente capaz de fomentar o
mercado com estudos e iniciativas
em áreas carentes por informações
básicas e novas tecnologias”, comenta.
Mais recurso para P&D
No intuito de gerar tecnologia
com forte conhecimento científico
agregado no país, os contratos de
concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural no
Brasil estabelecem a obrigação de
o concessionário realizar despesas
qualificadas como pesquisa, desenvolvimento e inovação nas áreas de
interesse e temas relevantes para
o setor.
O montante, equivalente a 1% da
receita bruta dos campos em que é
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TN Petróleo 91 101
0800 200 00 10

104. anp 15 anos
Reservas provadas 1 de petróleo, por localização (terra e mar), por estado – 2003-2012
Local
Estado
Reservas provadas de petróleo (milhões de barris)
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
12/11%
Amazonas
Terra
110,6
100,0
91,9
96,7
102,7
107,6
114,0
104,4
102,6
104,8
2,18
Ceará
Terra
5,7
6,8
6,3
5,5
8,4
10,4
15,3
15,4
14,1
16,6
17,12
Mar
67,1
70,1
71,3
69,5
57,5
58,9
58,9
47,8
49,1
46,3
-5,83
Terra
260,3
250,2
259,4
263,0
264,6
265,1
266,3
254,6
252,1
277,8
10,18
Mar
71,6
67,4
80,7
79,6
98,1
98,1
105,4
120,5
121,0
117,1
-3,16
Terra
11,4
10,9
11,8
11,3
8,7
6,9
5,8
5,2
10,5
6,3
-40,15
Mar
1,4
1,6
1,2
0,9
0,7
0,6
0,7
0,8
0,7
0,6
-20,20
Sergipe
Terra
220,0
223,3
230,0
226,6
231,8
226,4
242,4
250,7
246,3
240,1
-2,55
Mar
21,1
36,1
37,8
38,1
34,6
35,0
26,2
31,6
28,4
32,3
13,53
Bahia
Terra
211,6
214,8
228,6
241,1
216,1
228,6
241,9
241,1
255,9
239,9
-6,24
Mar
2,2
2,3
2,3
3,5
37,8
59,6
69,4
65,8
69,7
69,4
-0,49
Espírito Santo
Terra
114,9
58,4
54,6
60,7
54,1
50,8
53,0
44,8
33,6
34,9
3,80
Mar
609,7
1.205,6
1.126,1
1.286,5
1.277,1
1.275,5
1.240,8
1.297,8
1.305,5
1.334,
2,21
10.381,9 1
1.707,3
Rio Grande do Norte
Alagoas
Rio de Janeiro
2
São Paulo
Paraná3
Mar
8.854,1
8.931,1
9.532,6
9.762,2
10.177,9
10.328,5
12.143,3
12.211,5
0,56
Mar
4,0
39,9
19,2
23,8
27,6
23,9
24,2
26,1
384,4
545,9
42,03
Terra
–
–
–
–
–
–
0,0
0,0
0,0
–
–
Mar
23,7
14,8
10,7
6,2
21,3
20,7
24,4
27,0
27,3
31,3
14,63
Mar
12,5
9,9
8,2
6,6
4,8
4,8
5,3
5,3
5,3
5,3
-0,09
Terra
934,5
864,5
882,7
904,9
886,4
895,8
938,6
916,3
915,2
920,4
0,56
Mar
Santa Catarina4
9.667,4
10.378,8
10.890,0
11.276,8
11.737,5
11.905,6
11.937,1
13.330,0
14.134,7
14.393,9
1,83
Brasil
1,76
Subtotal
Fonte: ANP/SDP, conforme a Portaria ANP n° 9/2000.
Notas: 1: Reservas em 31/12 dos anos de referência; 2: Inclui condensado;
1
Incluindo as reservas dos campos cujos Planos de Desenvolvimento estão em análise.
2
As reservas do campo de Roncador e Frade estão apropriadas totalmente no estado do Rio de Janeiro por simplificação.
3
As reservas do campo de Caravela estão apropriadas totalmente no estado do Paraná por simplificação.
4
As reservas do campo de Tubarão estão apropriadas totalmente no estado de Santa Catarina por simplificação.
devido o pagamento da participação
especial (pago pelos concessionários
de campos com grande volume de
produção ou de grande rentabilidade), gerou de 1998 até o segundo
trimestre de 2013 um total de R$ 8,06
bilhões em obrigações de investimento. A relevância desses dados fez com
que a superintendência de Pesquisa
e Desenvolvimento Tecnológico da
ANP produzisse o primeiro Boletim
de P&D, em 2013. O documento
reúne todas as informações sobre
os recursos gerados pela obrigação
contratual desses investimentos.
O valor pago até hoje, segundo
o documento, refere-se a 35 campos
produtores, sendo 31 oriundos da
Rodada Zero (1998), três da Segunda Rodada (2000) e um da Quinta
Rodada (2003) – R$ 7,85 bilhões da
Petrobras e o restante dividido entre
102
TN Petróleo 91
14 empresas. Depois da Petrobras, a
empresa com maior volume de recursos para investimento é a Repsol Sinopec com R$ 35,17 milhões
de 1998 até o segundo trimestre de
2013. Em 2012, os recursos gerados
correspondem a R$ 1,22 bilhão e, em
2013, até o final do segundo trimestre, de R$ 571,52 milhões.
Segundo a
ANP estimativas
,
indicam que o
montante acumulado entre 2013 e
2022 será de mais
de R$ 26 bilhões.
“Isso vai possibilitar um novo salto
tecnológico nos próximos anos”, diz
o diretor da ANP Florival Carvalho.
,
“Estamos criando um grande parque
tecnológico no Brasil.”
De acordo com a cláusula de
P&D, pelo menos 50% dos recursos
gerados devem ser destinados a universidades ou institutos de pesquisa
e desenvolvimento credenciados
pela ANP para atividades e projetos
,
aprovados pela agência. A outra metade dos recursos pode ser destinada
a atividades de pesquisa e desenvolvimento e inovação em linhas
de pesquisa ou projetos determinados pelo próprio Concessionário,
desenvolvidos em suas instalações
ou de suas afiliadas localizadas no
Brasil, ou contratadas junto a empresas nacionais.
De 2006 a julho de 2013, a Agência autorizou 1.058 projetos gerando investimentos em várias instituições, o que traz benefícios para
diversos estados brasileiros. Quem
lidera o ranking das instituições é

105. Evolução contínua
a Universidade Federal do Rio de
Janeiro (UFRJ), com 199 projetos
que somam cerca de R$ 400 mil em
recursos, seguida da Universidade
Federal de Pernambuco (Ufpe) – com
cerca de R$ 139 mil em recursos – e
da PUC-Rio – com 39 projetos e cerca
de R$130 mil em recursos.
Conteúdo local
Além de fomentar investimentos
na pesquisa e desenvolvimento, a
partir das atividades exploratórias
de óleo e gás na costa brasileira, a
ANP se esforça para estimular empresas de petróleo a maximizarem
as aquisições de máquinas, equipamentos e serviços produtivos junto a
fornecedores locais.
Desde a primeira Rodada de Licitações, ocorrida em 1999, a Agência
estabelece requisitos mínimos de
Conteúdo Local em seus contratos de
concessão com as Operadoras vencedoras, para investimentos realizados
nas fases de exploração e desenvolvimento da produção. “Uma boa gestão
dos recursos petrolíferos tem que
levar em conta o desenvolvimento
da indústria local. O Brasil dispõe
de recursos humanos capacitados e
uma base industrial desenvolvida,
que permite fornecer grande parte
dos bens e serviços demandados pela
indústria petrolífera”, afirma o vice-presidente de
Relações Institucionais da BP Brasil, Ivan Simões.
“O grande desafio é equilibrar
as exigências de
contratação local
com a capacidade
de oferta, de modo a induzir o crescimento da indústria local, dando
maior ênfase a incentivos para desenvolver o setor de forma competitiva, e não a medidas punitivas pelo
descumprimento das exigências.”
Em um primeiro momento (1999
a 2002 – 1ª a 4ª Rodadas), os concorrentes ofertavam livremente os percentuais de bens a serem adquiridos
de fornecedores nacionais, bem como
de serviços a serem prestados pelas
empresas brasileiras. No período que
envolveu as 5ª e 6ª Rodadas, a ANP
passou a exigir percentual mínimo e
diferenciado, atingindo, indiscriminadamente, os bens e serviços destinados às atividades de exploração e
produção em blocos terrestres, blocos
localizados em águas rasas ou em
águas profundas. Mas apenas em
2005, com a 7ª Rodada, a Agência
delimitou as ofertas de conteúdo
local, entre valores mínimos e máximos, objetivando afastar práticas
de licitantes que ofertavam índices
altos de conteúdo local, descumpridos durante a execução do contrato.
A violação dos percentuais ofertados
passou a representar a aplicação de
multa entre 60% a 100% do conteúdo
local desrespeitado.
Assim, a agência reguladora adotou importantes iniciativas: a elaboração da Cartilha de Conteúdo Local,
a criação do Certificado de Conteúdo
Local (Resolução ANP n. 36/2007)
TN Petróleo 91
103

106. anp 15 anos
e do Relatório de Investimentos Locais (Resolução n. 39/2007), todos
os instrumentos aptos a definir os
contornos e a abrangência do conteúdo local. “A questão do conteúdo
nacional, estabelecido desde a rodada zero, foi uma conquista para o
país. Principalmente a partir da 5ª
Rodada, quando começou a ter peso
importante no processo licitatório”,
diz o diretor Carvalho.
Apesar de ainda serem contestados, os índices de conteúdo
nacional da 11ª Rodada chegaram
a uma média de 62,32% na fase
exploratória, e 75,96% na fase de
desenvolvimento para os 142 blocos arrematados. “É inquestionável
que os percentuais de conteúdo
local dos projetos são desafiadores,
mas temos a certeza de que a ANP
e o MME (Ministério de Minas e
Energia) terão condições de acompanhar de perto o assunto e propor,
caso necessário,
eventuais aprimoramentos no
modelo atual”,
afirma diretor
de Relações com
o Governo e Assuntos Regulatórios da Shell,
Flávio Rodrigues. “O setor, assim
como a Shell, tem contribuído de
maneira profunda na discussão do
tema, sempre com o objetivo final
de extrair o melhor valor para o
país, sem afetar a atratividade dos
projetos de forma global. É uma jornada que necessita de um acompanhamento próximo e muito diálogo
com os setores envolvidos”, conclui.
Valorando riquezas
Nos últimos dez anos, o valor dos
royalties recebidos pelas unidades
da federação impactadas com as
atividades referentes à extração de
hidrocarbonetos mais que triplicou.
Segundo o Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis 2013, os valores
saíram de pouco mais de R$ 4 milhões em 2003 para cerca de R$
15.600 milhões em 2012.
104
TN Petróleo 91
O Rio de Janeiro é o estado que
mais recebe dinheiro dos royalties,
ficando com o montante de R$ 3 milhões no ano passado. Vem seguido de
Espírito Santo (com cerca de R$ 726
mil), São Paulo (com cerca de R$ 455
mil) e Bahia (com cerca de R$ 187 mil).
Os números falam por si e evidenciam a vontade política de não perder
nenhuma parcela desse ‘quinhão’ para
regiões não produtoras. Mas recentemente as regras do jogo sofreram modificações. A presidente Dilma Rousseff sancionou no dia 9 de setembro,
sem vetos, a lei que destina os royalties
do petróleo para investimentos nas
áreas da Educação e Saúde, referentes
aos novos contratos da União – com
comercialidade declarada a partir de
3 de dezembro de 2012 – 75% para a
educação e 25% para a saúde.
A verba virá, em primeiro lugar,
do que for auferido em royalties e
participação especial de novos contratos com comercialidade declarada a
partir da data especificada. Royalties
de campos em atividade há mais tempo, como é o caso de Rio de Janeiro
e Espírito Santo, continuarão a ser
aplicados pelos governos estaduais.
O texto também ressalva que as
verbas destinadas à Educação devem ser aplicadas exclusivamente na
educação pública. Além disso, deixa
estabelecido que esse dinheiro não
poderá ser empregado para pagar dívidas com a União ou salários de profissionais da rede pública de ensino.
Segundo o Ministério da Educação (MEC), o primeiro repasse,
de R$ 770 milhões, deverá ser feito
ainda em 2013; chegando a R$ 19,96
bilhões, em 2022, e a um total de R$
112,25 bilhões em dez anos.
Gás natural
Uma das mais importantes mudanças no mercado de gás natural do
país aconteceu a partir da sanção da
chamada Lei do Gás, que encerrou o
monopólio da Petrobras na construção e operação de dutos no Brasil,
além de regulamentar o transporte,
a estocagem, o processamento e a
comercialização do gás natural no
país. O regime que passou a vigorar
foi o da concessão, com tarifa estabelecida pela ANP
.
As mudanças nas regras facilitaram a
entrada de outras empresas no mercado
de transporte, aumentando os investimentos no segmento de gás natural e
levando a uma queda nos preços do produto, com o nascimento da concorrência no setor. As novas regras permitiram
também a redução do custo para geração
térmica por meio de gás natural.
“ nova regulamentação permitiu
A
a figura do autoimportador e autoprodutor, o investidor não precisava
mais pagar para a distribuidora levar
gás para ele. Ele passou a importar
GNL, regaseificar e colocar na sua
térmica, baixando o seu custo”,
explica Adriano
Pires, especialista
em petróleo e gás
natural e diretor
do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).
O diretor da ANP Florival Carvalho lembra que, até a Lei do Gás, o
país tinha cerca de 6.500 km de dutos, o que hoje se estende por quase
9.500 km. “Levamos a produção de
gás para áreas no interior do Brasil.
Um feito nunca antes imaginado”,
afirma, citando o caso da Bacia do
Parnaíba, no Piauí. Considerada uma
nova fronteira petrolífera, a região
tem área aproximada de 680.000 km2
e se estende aos estados de Maranhão, Piauí, Tocantins, além de trechos de Pará, Ceará e Bahia.
A inexistência de gasodutos e a
distância dos portos – os mais próximos são o de Manaus (AM) e o de
São Luís (MA) –, os principais desafios para escoar a produção do gás
natural dessa bacia, que teve 14 blocos arrematados na 11ª Rodada, estão
sendo minimizadas com a construção
do maior complexo termelétrico de
geração de energia a gás natural do
Brasil: a UTE Parnaíba.
O projeto, assumido recentemente pela Eneva – empresa com
atuação nas áreas de geração e comercialização de energia elétrica,
além de negócios complementares

107. Evolução contínua
na exploração e produção de gás
natural –, foi construído próximo ao
campo de Gavião Real, e vai transformar o gás natural em energia
para distribuição pela rede elétrica.
A Licença de Instalação concedida
para a termelétrica é de​3.722 MW.
A importância que o mercado de
gás natural tem hoje também pode
ser observada com a realização de
uma rodada de licitação somente
para o produto. A 12ª rodada da ANP
,
que será totalmente voltada para o
gás, tem grandes perspectivas no
mercado, e vai ofertar 240 blocos exploratórios, distribuídos em sete bacias sedimentares, sendo 110 blocos
para áreas de Novas Fronteiras nas
Bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba; e 130 blocos
exploratórios em Bacias Maduras
do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas.
O gás de xisto entrará nesse
próximo leilão, mas ainda de forma
tímida, já que não se sabe oficialmente o potencial do país (estima-se
as reservas em 6 trilhões de m 3),
além de os órgãos governamentais,
incluindo a ANP estarem tratando
,
do shale gas com muita prudência,
já que há muitas questões envolvidas, como a ambiental.
Para o primeiro diretor-geral da
ANP David Zylbersztajn, a agência
,
tem em seu escopo uma clara intenção de abrir o mercado de gás. Mas
ele chama a atenção para o fato de o
governo ter que somar esforços para
atingir metas. “A grande dificuldade da ANP hoje, é na área do gás.
,
Um dos grandes
desafios é cuidar
do chamado ‘midstream’, que é
a quebra efetiva
do transporte de
gás e de líquidos,
instalações portuárias e refino”,
comenta. “É aí que o mercado não
consegue se desenvolver. Primeiro
na questão do transporte, por conta
da dificuldade de acesso aos dutos
existentes, e da necessidade de se
construir novos dutos. E na questão de refino porque o modelo atual
apresenta um ‘dumping’ (prática
comercial que consiste em uma ou
mais empresas de um país venderem
seus produtos, mercadorias ou serviços por preços extraordinariamente
abaixo de seu valor justo) institucionalizado no setor de combustíveis.”
Energias renováveis
Outro setor que se desenvolveu
muito nos últimos anos foi o de
biocombustíveis. A ANP foca esforços tanto na parte de fiscalização,
quanto na promoção de leilões de
biodiesel, que são realizados desde
2005, seguindo uma determinação
do Conselho Nacional de Política
Energética (CNPE).
Nesses leilões, as empresas produtoras de óleo diesel (Petrobras e
Refap) compram o biodiesel para
depois revendê-lo às distribuidoras,
TN Petróleo 91
105

108. anp 15 anos
que misturam o produto ao petróleo. Para garantir a disponibilidade
do biocombustível em quantidade
suficiente para compor a mistura
determinada por lei – que é de 5%
de biodiesel no diesel –, e ao mesmo
tempo, estimular o segmento recente no país, os leilões cumprem seu
papel, visto o bilionário setor que se
tornou a indústria de biocombustíveis, sobretudo de etanol.
Somente a venda de matéria-prima para a produção de biocombustíveis movimentou mais de R$ 2
bilhões para a agricultura familiar
brasileira na safra 2011/2012. Segundo estimativas da Companhia
Nacional de Abastecimento (Conab),
a produção de etanol no ciclo 2013/14
será de 27,1 bilhões de litros no Brasil, aumento de 1,4 bilhão de litros,
ou 5,4%, em relação aos 25,7 bilhões
previstos no relatório de março.
O setor está tão aquecido que
a Petrobras elaborou metas ousadas: a Petrobras
Biocombustível
investirá US$
1,9 bilhão para
elevar a produção de etanol
nos próximos
anos. “Neste
ano, já estamos
investindo mais de R$ 1 bilhão
para a expansão da produção e
para a qualidade de nossas usinas. Encerramos o ano passado
com moagem de 21 milhões de
toneladas de cana e trabalhamos para atingir 25 milhões em
2013”, destacou Miguel Rosseto,
presidente da subsidiária. Segundo ele, a meta da companhia
é participar de 15% do mercado
nacional de etanol em 2017, com
uma estratégia de expansão por
meio da expansão de capacida-
106
TN Petróleo 91
de instalada, novos projetos e
aquisições.
Confiança na ação da ANP
A atração de grandes volumes de
investimentos produtivos de longo
prazo no Brasil é avaliada de forma
muito positiva pelas grandes operadoras que atuam no país. “ grande conA
tribuição da ANP foi a elaboração de
um conjunto de regulações modernas
que permitem uma gestão transparente e profissional do setor petrolífero.
Esse ambiente regulatório permite a
geração de empregos, participações
governamentais, investimentos em
pesquisa e desenvolvimento e em
conteúdo local. São muitas as contribuições”, afirma o vice-presidente de
Relações Institucionais da BP Brasil,
Ivan Simões. “Gostaria de ressaltar
a obrigatoriedade de investimentos
em pesquisa e desenvolvimento,
que transformou o Brasil em um dos
principais polos de desenvolvimento
de tecnologia de ponta, a gestão dos
dados geológicos e geofísicos e, em
especial, os altos padrões de segurança exigidos nas operações”, observa.
“Os investimentos, que eram de
cerca de US$ 4 bilhões em 1998, saltaram para US$ 40 bilhões em 2013.
Hoje, mais de 70 empresas operadoras estão presentes no país, sem
contar a atração e impacto na cadeia
de fornecimento do setor”, diz o diretor de Relações com o Governo e
Assuntos Regulatórios da Shell, Flávio
Rodrigues. “A ANP sempre manteve
um amplo diálogo com o setor de petróleo, gás e biocombustíveis, o que
é muito importante para a evolução
dessa indústria”, observa Rodrigues,
referindo-se às consultas e audiências
públicas, determinadas pela legislação para garantir a transparência e
a oportunidade dos agentes contribuírem com as novas regras do setor.
“Esperamos que no futuro as reuniões
de diretoria também sejam abertas,
especialmente quando tratarem de
assuntos de interesse geral”, opina.
Desafios futuros
Além de manter condições que favoreçam a atração de investimentos,
com a sustentabilidade das rodadas
de licitações, a ANP terá que atrair e
manter profissionais qualificados na
quantidade necessária para atender o
grande crescimento projetado da indústria petrolífera nos os próximos anos. “O
setor vive em um ambiente em que a
competição por talentos será cada vez
mais acirrada”, pontua Simões.
O atual cenário aponta, também, para
uma possível intervenção do Estado nas
atividades da agência que, a partir do
leilão de Libra, coexistirá com a Empresa
Brasileira de Administração de Petróleo
e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo
S.A. (PPSA). “ estatal pode sim interferir
A
na autonomia da agência reguladora,
porque boa parte de suas atividades poderiam ser exercidas pela ANP Não acho
.
que o modelo de partilha seja um bom
modelo, ainda mais da forma que está
sendo aplicado. Não leva à concorrência,
pelo contrário, ele retorna ao monopólio”,
afirma Zylbersztajn. “O grande conflito
está no que a agência já tem competência
para administrar, com pessoal qualificado
e experiente. O campo de Libra é igual
a todos os outros. Muda o processo de
exploração, a evolução tecnológica, mas
os outros processos são iguais”, conclui.
“A ANP, sem dúvida, terá que
reconquistar a sua autonomia para
regular o mercado petrolífero brasileiro. Com as novas mudanças, e
a redistribuição das competências
regulatórias após o pré-sal, indagamo-nos se não estão ameaçados
diversos princípios administrativos,
notadamente o princípio da eficiência”, completa Marilda Rosado.

109. TN Petróleo 91
107

110. noruega
Noruega:
expertise subsea
Enviada especial: Maria Fernanda Romero
A Noruega, um dos maiores produtores de petróleo do mundo, é um país de ponta quando o assunto
é tecnologia e soluções para a indústria do petróleo. Sua extensa rede de dutos submarinos – a
maior do mundo –, e sua experiência em operar nas severas condições offshore no Mar do Norte,
fizeram o país se destacar pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras, principalmente na
exploração e produção em águas profundas e nos sistemas submarinos. O que vem levando
Noruega e Brasil a reforçarem o intercâmbio no setor de petróleo e gás nos últimos anos devido
às descobertas do pré-sal.
D
esde meados do século
XIX, o Brasil faz parte da
rota das empresas norueguesas. Naquela época,
as empresas de navegação vinham para cá impulsionadas
pelo transporte de bacalhau e retornavam à Noruega com açúcar e café.
Nos anos 1970, o setor de mineração e a indústria naval começaram
a atraí-las para nosso território. Em
1990, com as mudanças na legislação industrial brasileira e a emergência do mercado de petróleo e
gás, as norueguesas se engajaram e
rapidamente iniciaram negócios nas
áreas de aquisição sísmica, construção naval e serviços de petróleo. A
partir do ano 2000, a perspectiva
de declínio no setor de óleo e gás
norueguês impulsionaram as empresas da Noruega a olharem para
108
TN Petróleo 91
o exterior e para o crescimento do
setor no Brasil. De acordo com o
estudo ‘Estratégia Brasil’ do Governo norueguês, lançado em 2011,
o Brasil é o país onde a Noruega
tem seus maiores investimentos no
exterior, depois da União Europeia
e Estados Unidos.
A Noruega é grande exportadora
de capital financeiro por meio de seu
fundo soberano, o Fundo Governamental de Pensões-Global (FPG-G).
De todas as economias emergentes,
a brasileira é a que recebe os maiores investimentos desse Fundo. Os
países são parceiros comerciais há
mais de 170 anos e com as expectativas geradas na área submarina
diante do anúncio das reservas do
pré-sal em 2007, o Brasil tornou-se
o destino internacional número um
para o cluster offshore da Noruega.
Capital: Oslo
Área: 385 155 km²
População: 5 milhões
Densidade: 12 hab./km²
PIB: US$ 280 bilhões
Renda per capita: US$ 59,3 mil
IDH (2011): 0,955
Alfabetização: 99,0%
Moeda: Coroa norueguesa
Site oficial: www.regjeringen.no
Principais indústrias: petróleo e gás natural,
processamento de alimentos, construção
naval, produtos de madeira e polpa, metais,
produtos químicos, madeira, mineração,
têxteis, pesca.
O setor de petróleo e gás é o
mais importante para a cooperação
entre os dois países na área empresarial; é responsável pela maior
quantidade de empresas instaladas
(49%) e pelo maior número de empregados (50%).

111. Fotos: Depositphotos
Segundo a Innovation Norway,
agência de promoção do governo
da Noruega, o segmento recebeu de
2009 a 2011, 64% de todos os investimentos. O setor industrial ficou com
27%, energias renováveis com 5% e a
área marítima com os 4% restantes.
Atualmente existem cerca de 110
empresas norueguesas no Brasil, das
quais mais de 75% atuam na indústria
de petróleo e gás e no setor marítimo.
A maioria delas recém-criadas, com
menos de dez anos de experiência no
país. A pesada carga tributária brasileira, como o Custo Brasil, e a falta de mão
de obra qualificada são alguns dos obstáculos enfrentados para operar no Brasil,
citados pelas empresas norueguesas.
Vocação petrolífera
Stavanger e Bergen são importantes regiões petrolíferas da Noruega. Nelas se concentram a maior
parte das atividades de petróleo e
onde ficam instaladas a maior parte
das empresas deste setor. Historicamente pesqueira e industrial, a
cidade de Stavanger tornou-se, a
partir da década de 1970, a capital
norueguesa do petróleo. Hoje, a principal fonte de renda da população
local de Stavanger é o petróleo.
Com população de 300 mil pessoas, Stavanger possui 40 companhias
de petróleo e 500 companhias locais
que operam em nível internacional. A
produção de petróleo e gás na cidade
corresponde a 40% da produção total
da Noruega. Dentre os atuais desafios
da região devido ao crescimento excessivo do setor estão: salários altos,
imóveis caros e problemas de trânsito.
Já a cidade de Bergen, a segunda
maior do país em tamanho e população, tem o seu porto como motor
principal para a economia local.
Além de constituir um cluster líder
mundial em tecnologia submarina
de petróleo, sendo a base do Centro
Norueguês de Especialização Subsea
(Norwegian Centre of Expertise Subsea/NCE Subsea), que reúne mais de
cem empresas e organizações.
O NCE Subsea contribui para o
fortalecimento e internacionalização
da indústria submarina na área de
Bergen através de suporte financeiro e técnico no estabelecimento
de projetos de desenvolvimento de
tecnologia. Os projetos do cluster já
receberam mais de 470 milhões de
coroas norueguesas em financiamento. O foco são os mercados de manutenção, modificação e operação, bem
como produtos técnicos inovadores
e com tecnologia de ponta para a
indústria submarina.
O objetivo é estimular a maior colaboração e partilha de experiências no
âmbito do cluster, com colaboradores
nacionais e internacionais. O NCE é um
programa nacional apoiado pela Innovation Norway, o Conselho de Pesquisa
da Noruega, e pela Corporação de Desenvolvimento Industrial da Noruega.
Cooperação subsea
De acordo com o estudo ‘Perspectivas da Energia Mundial
2012’, da Agência Internacional
de Energia (AIE), o mercado mundial de sistemas submarinos está
estimado na faixa de US$ 60 a US$
94 bilhões para período 2011-2015,
e o Brasil é um dos principais consumidores, em razão do desenvolvimento da produção nacional em
águas profundas.
Há um forte movimento de fornecedores brasileiros em busca de
parcerias com as empresas norueguesas que dominam tecnologias
demandadas hoje pelo mercado,
principalmente em relação aos
campos em áreas profundas e no
pré-sal.
As áreas de perfuração e subsea
necessitam de investimentos intensivos em tecnologia de ponta, e a
Noruega possui grande expertise
nesse segmento já que possui a rede
de dutos submarinos mais extensa
do mundo e as unidades offshore
sujeitas a condições ambientais das
mais severas para operações no Mar
do Norte. Seus produtos e serviços
vão desde perfuração e completação
e equipamentos subsea de exploração, produção, até equipamentos
de monitoramento ambiental, tratamento de água e instrumentação
submarina.
Crescimento significativo
Com atuação no Brasil há mais de
dez anos, a Clampon, fabricante de
sensores ultrassônicos inteligentes
como monitoramento de partículas
(areia), detector de PIG, monitoramento de corrosão e erosão, e detector de vazamento, tem crescido
bastante desde a inauguração de sua
nova sede em Berger, em 2011; seu
novo escritório é o terceiro edifício
mais ecoeficiente da Noruega, no
que se refere à economia de energia.
A empresa possui 90 funcionários
em Bergen e 15 em Houston, nos
Estados Unidos. No Brasil fez sua
primeira venda para a Petrobras em
1998 e participou de seu primeiro
projeto subsea na região em 2001
com um sistema detector de PIG
para o campo de Pampo. No país, é
representada pela IEC.
TN Petróleo 91
109

112. especial noruega
Segundo Hans Wagner, presidente da Clampon, já foram fornecidos cerca de
113 detectores
subsea de partículas e PIGs para
o Brasil. Os sistemas da empresa
são baseados em
tecnologia acústica. “O detector
de partículas é instalado na parte
externa dos dutos, de onde capta
pulsos ultrassônicos resultantes do
impacto de sólidos, como grãos de
areia, na parede interna das linhas.
Já o detector de PIGs é instalado
sobre o duto para detectar a passagem dos instrumentos, durante
a limpeza da linha, passando, em
tempo real, as informações para
o operador ”, detalha o executivo.
Uma das maiores vantagens desses
equipamentos é o ganho na produtividade de gás.
Em maio de 2012, a companhia
recebeu prêmio da Offshore Technology Conference (OTC) pelo seu
monitor submarino de corrosão-erosão (CEM, na sigla em inglês).
O monitor é um instrumento ultrassônico desenhado para medir a perda de espessura de tubos, chapas
e outras estruturas metálicas. Ele
fica disponível como um dispositivo
permanentemente instalado ou ROV
recuperável oferecendo um custo
mais efetivo, preciso e confiável que
outros métodos controlados por ROV
,
isto é, de medição in situ.
O primeiro CEM foi implantado
em fevereiro de 2012 no Golfo do
México a 2.600 m abaixo do nível
do mar. Trata-se de um instrumento versátil, podendo ser usado para
monitorizar praticamente qualquer
estrutura metálica, dentre elas manifolds, tubulações, ligações/ linhas
de fluxo e gabaritos de produção
submarina.
Projetos da Clampon no Brasil:
Perdido, BC-10 (Shell), Peregrino
(Anadarko), Frade (Chevron); e para
a Petrobras: Cascade-Chinook, Guara & Lulu, Congro/Corvina, Serra do
Mel, Mexilhão, Albacora, Plangás,
110
TN Petróleo 91
Bergen
as mais modernas tecnologias para
diagnóstico e reparo com tanques
de testes de válvulas.
Segundo Charlotte Steinsland,
gerente de Vendas da Valves of
Norway, a empresa fornece hoje para
o Mar do Norte, Dinamarca, Reino
Unido, Noruega, EUA, Canadá, Brasil, Oriente Médio e Austrália.
Compartilhando expertise
População: 270 mil
Fundação: 1070
Área: 465,6 km²
Cluster líder mundial em tecnologia
submarina de petróleo sendo a base
do Centro Norueguês de Especialização Subsea (Norwegian Centre of
Expertise Subsea – NCE Subsea),
que reúne mais de cem empresas e
organizações.
Stavanger
População: 129.191 habitantes
Fundação: 1125
Área: 71 km²
Possui 40 companhias de petróleo e
500 companhias locais que operam
internacionalmente. A produção de
petróleo e gás na cidade corresponde a
40% da produção total da Noruega.
Vitória, Marlim Sul, Marlim Leste,
Solas, Manati e Espadarte.
Válvulas sob medida
Fundada em 1987, a Valves of
Norway é especializada em sistemas de válvulas para aplicações
críticas em controle e segurança
com a área subsea. Com quatro escritórios na Noruega, a companhia
trabalha com manutenção, montagem e reparos de válvulas usando
A norueguesa Aker Solutions,
fornecedora de produtos, sistemas e
serviços para campos de petróleo está
expandindo seu centro de serviços em
Stavanger. Na cidade, a companhia
possui ainda um centro de tecnologia
visionária onde reúne softwares de
visualização e simulação que disponibilizam informações na forma de
imagens em 3D para orientar, simplificar e contribuir com o planejamento
e execução de projetos para a indústria
de petróleo e gás. De acordo com Ingvar Espeland, gerente de vendas da
Aker Solutions, o centro trabalha com o
desenvolvimento de novas tecnologias
em DLS (drilling lifecycle services).
A Aker tem escritórios em Stavanger e Oslo, além de escritórios
de desenvolvimento de software
em São Petersburgo, na Rússia, e
Kharkov, na Ucrânia. Entretanto,
segundo Brynjulv Kvale, líder de
projetos sênior da empresa, é no
Brasil que a companhia possui o
maior centro de serviços do mundo.
A unidade programada para abrir
em 2014 fica localizada em Macaé
(RJ) e será voltada exclusivamente
para o negócio de equipamentos
de perfuração.
No Brasil a empresa possui outras quatro bases: Rio das Ostras,
Curitiba, Rio de Janeiro, e a planta
na cidade de São José dos Pinhais,
no Paraná, que entrará em operação em 2015. “No Paraná teremos
a maior fábrica de equipamentos
submarinos do mundo, e a mais moderna. Ela dobrará a capacidade de
produção de equipamento submarino no país. A unidade em Rio das
Ostras, que abriga a produção de
risers de perfuração e serviços de
assistência técnica, passará a ser

113. Válvula de Controle Subsea Axial
• Rapidez e Precisão de Controle (< 2 seg)
Características
• Anti-surge / reciclo de compressor
• Controle em separador subsea
• Serviço subsea severo / controle especial / válvula choke de fluxo axial
• API 6A PSL3 PR2
Qualificações
• Teste de resistência (>500.000 ciclos)
• Teste hiperbárico
Referências
Outros
produtos
subsea
• Válvula axial de retenção subsea
• HIPPS subsea
• Válvula choke axial subsea
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TN Petróleo 91
111

114. especial noruega
integralmente dedicada à divisão
subsea”, comenta Kvale.
Estabelecida no país desde 1978, a
companhia é líder no fornecimento de
equipamento submarino e serviços no
mercado offshore do pré-sal. Também
fornece tecnologia de processo para
refinamento e superfície, sistemas de
amarração e carga offshore, sistemas
de perfuração em águas profundas e
serviços de intervenção submarina.
No Brasil, a companhia emprega atualmente 1.400 pessoas.
Tradição em eletromecânica
Fundada em 1945, a Karsten
Moholt é uma empresa familiar
especialista em maquinário eletro-
mecânico, motores e geradores com
aplicação nas áreas naval, de energia, transporte, offshore e campos
submarinos. Manutenção hidraúlica
e comissionamento são serviços que
a empresa também fornece ao setor
de óleo e gás.
Linn Cecilie
Moholt, diretora
da empresa, conta
que para o Brasil
a K arsten Mo holt trabalhou no
FPSO Cidade de
Vitória. O projeto
consistiu no rebobinamento do motor da bomba de
injeção de água do FPSO.
Já a Tomax, trabalha com a tecnologia antiparalisação (AST, do inglês
Anti Stall Technology) para a perfuração de poços de petróleo. O equipamento consiste em um sistema de
monitoramento mecano-hidráulico
da coluna de perfuração, que assegura a estabilidade da perfuratriz
durante as cargas críticas.
De acordo com Hakon Skjelvik,
presidente da empresa, a busca contínua de hidrocarbonetos conduz
a indústria de perfuração a novos
territórios. Com esta expansão, a
incerteza inerente às formações de
subsuperfície implica um aumento
de risco econômico. Com isso, a AST
é uma forma eficaz de reduzir este
Com 25 parques de inovação, 45
incubadoras (sendo 25 na área de
pesquisa e desenvolvimento/P&D),
50 micro e pequenas empresas e 12
centros de excelência, a Noruega é um
dos países mais desenvolvidos na área
de incubação.
Partindo do mesmo conceito brasileiro de incubadoras, cujo objetivo
principal é o apoio à formação de empresas de base tecnológica, o Ipark, em
Stavanger, oferece conhecimento, rede
e espaço para instalações aos empresários em fase inicial de implantação
de uma empresa. Atualmente, possui
35 empresas incubadas.
O Ipark conta com a colaboração
das empresas Statoil, Weatherford e
Lyse, além de outras instituições e
universidades da região, como a universidade de Stavanger, localizada
n a m e sm a á re a
do parque. Terje
Handeland, diretor
do Ipark, comenta
que já passaram
por ali cerca de
150 companhias e
700 funcionários. Ele indica que alguns
objetivos para este ano são desenvolver
o mínimo de 390 ideias, qualificar 61
empresas e ter 38 empresas. “Queremos construir uma forte empresa de
inovação no Ipark, assim como reunir
112
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação
Parque tecnológico em Stavanger
empresas grandes para estabelecer
atividades de pesquisa. Pretendemos
ser um centro de expersite em P&D”,
complementa.
O executivo lembra também que
o parque desenvolve um programa
de trainee com dez a 15 estudantes
por ano. O projeto é financiado pela
Statoil, Innovation Norway, Universidade de Stavanger e Energy Enventures.
A GOE-IP (Global Organic Energy) é uma das empresas incubadas
do Ipark. A companhia desenvolve a
Microbial Selective Plugging (MSP),
tecnologia microbiana de desvio de
água que aumenta a taxa de recuperação de petróleo do reservatório e
consequentemente aumenta a produtividade do poço.
De acordo com Asle Ravnas, gerente técnico da GOE-IP, a empresa foi
fundada em 2002, mas só foi para o
parque em 2011. Hoje, a GOE-IP conta
com 19 tecnólogos, dentre eles, físicos, químicos, engenheiros de reservatório e microbiólogos. “Empresas
como a ConocoPhillips, Shell e BP
da Noruega já nos contactaram para
saber mais sobre a nossa tecnologia”,
disse. Em agosto desse ano, a empresa virá ao Brasil para se apresentar no
4º Simpósio internacional de microbiologia e biologia molecular aplicada
em sistemas de petróleo (Ismos), no
Rio de Janeiro.

115. expertise subsea
risco. “ tecnologia AST funciona de
A
maneira ativa no conjunto de fundo
de poço com o objetivo de estabilizar as forças ali existentes, a fim
de eliminar a sobrecarga na coluna
de perfuração e, ao mesmo tempo,
aprofundar a perfuração por meio
da melhoria da eficiência”, explica.
No Brasil, a norueguesa possui
um escritório de vendas no Rio de
Janeiro desde 2011. Atualmente está
realizando um programa de testes
para a Petrobras, mas já atende no
país a Shell e a Repsol. Segundo o
presidente, a Petrobras já utiliza a
tecnologia deles no Golfo do México
e Namíbia. Além disso, Skjelvik conta
que Tomax pretende alugar uma oficina em Macaé para treinar pessoas
e vão trazer outras da Noruega para
atenderem a demanda brasileira.
Separador offshore
Há apenas oito anos no mercado, a Cubility possui um produto
inovador para o mercado de óleo e
gás, ainda não muito conhecido pela
indústria: o MudCube, um sistema
fechado de separação de sólidos,
que controla e trata a lama durante
a perfuração de petróleo. Entretanto, em 2008, a Cubility recebeu o
prêmio da OTC em reconhecimento
por essa tecnologia.
O MudCube funciona como um
‘aspirador de pó offshore’, que separa
o resíduo gerado durante a perfuração e retira a lama das pedras de óleo.
Além de diminuir a quantidade de
resíduo na operação e filtrá-los melhor,
o equipamento reduz a utilização de
químicos, não tem vibração, reduz a
quantidade de lama que consome –
podendo ainda reutilizá-la –, elimina
a necessidade de muitas pessoas operando e pode ainda instalar junto a ele
sistemas de controle e monitoramento.
Noruega no brasil
- Total de investimentos noruegueses no Brasil: USD 20,1 bilhões;
- O setor de óleo e gás recebeu 64% de todos os investimentos. Indústria ficou com 27%,
energias renováveis 5% e indústria marítima com os 4% restantes;
- 77% de todos os investimentos foram feitos durante 2009-2011;
- Empresas norueguesas empregam mais de 15 mil pessoas no Brasil;
- Perspectivas de negócios da Noruega no Brasil: óleo e gás, infra-estrutura e energia
renovável;
- A Noruega é o sétimo maior exportador de petróleo do mundo e a indústria do petróleo
representa cerca de um quarto do PIB do país em reservas de petróleo no mundo.
Fonte: Innovation Norway, maio de 2013
NORUEGA: RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
Reservas de petróleo no mundo
20º - Noruega: Participação mundial: 0,4%; Reservas provadas em 2012: 7.5 bilhões de
barris; Reservas provadas em 2002: 10.4 bilhões de barris; Crescimento em 10 anos: - 27,9%
15º - Brasil: Participação mundial: 0.9%; Reservas provadas em 2012: 15.3 bilhões de
barris; Reservas provadas em 2002: 9.8 bilhões de barris; Crescimento em 10 anos: 56,1%
Produção de petróleo no mundo
14º - Noruega: Participação mundial: 2,1%; Produção em 2012: 1,9 milhões de barris/dia;
Produção em 2011: 2 milhões de barris/dia; Variação (2011 -2012): - 7%
13º - Brasil: Participação mundial: 2,7%; Produção em 2012: 2.14 milhões de barris/dia;
Produção em 2011: 2.19 milhões de barris/dia; Variação (2011 -2012): - 2%
Fonte: Relatório BP 2013
Sua operação
é remota e automatizada através
de câmeras, sensores e sistemas
de controle, atendendo aos mais
modernos e rigorosos padrões de
segurança do setor. O equipamento
opera até 500 horas de perfuração. “O MudCube reduz também
a fadiga de materiais, a energia
e consequentemente o tempo de
perfuração, o que compensa o alto
investimento”, complementa Even
Gjesdal, CEO da Cubility.
A Statoil já utilizou o MudCube em
quatro poços no Mar do Norte. O teste
piloto foi na plataforma Oseberg B, em
2009, que atuava offshore para a companhia; a americana Chevron também
utilizou o equipamento em um projeto
onshore na Pensilvânia. E desde o ano
passado, a Cubility está fornecendo três
equipamentos desse para a Maersk da
Noruega em uma operação no Mar do
Norte. De acordo o CEO, a Petrobras já
testou o MudCube e está em constante
conversa com a empresa.
“Essa tecnologia tem inúmeros
benefícios, com isso desafia os fornecedores tradicionais, as empresas de
tratamento de resíduos e químicos.
Mas acreditamos que ela é decisiva
para o setor onshore e offshore de
petróleo. Estamos em fase de atração de investimentos, mas já temos
boa perspectiva de crescimento”,
comenta Gjesdal.
Cabos e produtos elétricos certificados para
indústrias Offshore, Naval e Petroquímica
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TN Petróleo 91
113

116. especial noruega
Além de Sandnes na Noruega,
a Cubility conta com escritório em
Houston (Texas, EUA) e Aberdeen
(Escócia). Even Gjesdal diz que a
empresa já está realizando testes com
várias operadoras mundiais, mas não
pode informar quais ainda. O executivo adianta também que já está
sendo trabalhada uma nova geração
para o equipamento.
Equipamentos especiais
Fundada em 1898, em Stavanger,
a K. Lund Offshore, fornecedora de
compressores e equipamentos de içamento, adquiriu grande experiência
na indústria de petróleo e gás do Mar
do Norte, tornando-se uma empresa
líder em fornecimento de compressores de ar e gás para plataformas.
“Os equipamentos são fabricados pela empresa Ingersoll-Rand,
da qual somos
representantes,
fazemos algumas
modificações
para atender o
setor offshore...
daí, alugamos.
Os compressores
de ar e gás, nós
montamos, testamos e vendemos os
pacotes”, explica Gaute Jorpeland,
CEO da K. Lund Offshore. Segundo
o executivo, a previsão para este
ano é de cerca de 100 milhões de
reais em receita.
Em 2005, a empresa veio para
o Brasil com o objetivo de fornecer
seus produtos e serviços para o mercado. E hoje possui uma subsidiária na Zona Especial de Negócios
(ZEN) de Rio das Ostras (RJ), com
20 funcionários. A construção dos
equipamentos é feita na Noruega,
mas no Brasil a empresa oferece os
serviços através de aluguel.
O primeiro projeto no país foi
na P-50 em 2003, mas a companhia
possui mais de 20 clientes, sendo a
Petrobras a maior deles.
Inovação em químicos
A suíça Clariant, empresa global em especialidades químicas,
conta com um laboratório de testes
ambientais em Bergen. Inaugurada
em 2003, a unidade trabalha com
45 funcionários e realiza testes químicos para a indústria de petróleo
e gás e para desenvolver soluções
que combatam a biodegradação da
água do mar, a toxicidade aquática
e a bioacumulação.
Segundo Kenneth Sordal, gerente de operações da Clariant Oil
Mining, os produtos e serviços da
empresa são
projetados para
reduzir custos,
minimizar riscos
e maximizar a
eficiência de produção – em especial em ambientes
mais complexos,
como águas profundas e ultraprofundas. “Trabalhamos na geração
de pesquisa e desenvolvimento que
auxiliam a indústria de petróleo a
superar os inúmeros desafios das
novas fronteiras exploratórias em
águas profundas como ocorrência de
CO2 e H2S, alta pressão, baixas temperaturas, etc.”, afirmou. A Clariant
Oil Mining possui sede em Houston,
e têm um escritório em Stavanger.
Os principais produtos do portfólio
da Clariant Oil Mining para exploração e produção incluem: aditivos de
exploração (lamas de perfuração,
cimentação, aditivos e fluidos de estimulação de conclusão), soluções
para operações de upstream (contaminantes e controle de bactérias,
espuma antiagentes, de corrosão
e controle de emulsão, tratamento
de resíduos) específicos, produtos
e serviços para a produção a baixas
temperaturas, em águas profundas
e pré-sal, campos para óleo pesado,
Sub Sea Services inicia operações no Brasil
Aproveitando o ciclo de oportunidades do setor de óleo e gás no Brasil,
a Subsea Services AS, especializada
em produtos e serviços para a indústria de perfuração, inaugurou um escritório no Rio de Janeiro, em parceira
comercial com a empresa Paschoalin.
A empresa norueguesa é especilizada em soluções tecnológicas, o que
reflete em equipamentos já aprovados
em campo, como é o caso do ROPS
(Remote Operated Pull-inn system)
que reduz o tempo de instalação das
linhas do riser para 30 minutos (dos
quais já existem 16 equipamentos em
operação no mundo), e em equipamentos inovadores que ainda se encon114
TN Petróleo 91
tram em teste, como o Mud Recovery
system, que visa recuperar a lama de
perfuração que pode vazar pela junta
telescópica no caso de falha do packer
de vedação – o que resultaria em derramento de lama no mar.
Segundo Jostein Kvamm, diretor
de operações da Subsea Services
AS, a empresa
vende para todos
os contratistas
de perfuração
do Mar do Norte,
de onde algumas
plataformas foram
transferidas para
o Brasil. Dessa
forma, os equipamentos da Subsea
se tornaram internacionais antes
da empresa, o que demanda hoje,
suporte local para reparo e certificação de seus produtos. “Vendemos
equipamentos tais como goosenecks
especiais, ROPS e swivels de alta
pressão para os pacote de equipamentos da Aker Solutions para as
futuras plataformas da Sete Brasil
a serem construídas no Brasil. No
setor de serviços, estamos nos
preparando para oferecer serviço de
reclassificação de riser de perfuração a bordo das plataformas sem a
necessidade de desmontagem dos
flutuadores e linhas”, explica.

117. expertise subsea
bem como a temperaturas e pressões
elevadas. Na área de dutos, fornece
soluções para hydrotesting, limpeza
e gerenciamento de integridade.
De acordo com Phil Mcwilliams,
gerente de meio ambiente da Clariant,
os campos de petróleo são muito
diferentes entre
si, o que demanda
soluções químicas
e intervenções sob
medida. “ regulaA
ção local, de onde
o campo está, também são específicas e afetam o desenvolvimento das nossas soluções. Por
isso mantemos um grande diálogo
voluntário com os governos e órgãos
reguladores das regiões”, explica o
executivo.
No Brasil, a companhia possui
um centro tecnológico no Rio de Janeiro especializado em águas profundas e em São Paulo um laboratório
de pesquisas e desenvolvimento de
catalisadores para as indústrias química e de petróleo e gás– a maior
instalação da empresa na América
Latina. A Clariant também possui
centro de excelência em Houston,
com foco em corrosão; em Aberdeen (Escócia), o centro está focado
em depósito de inscrustações; e em
Frankfurt (Alemanha), a especialidade é a separação de fluidos.
Detecção de vazamentos
A GE Naxys trabalha com um produto promissor para o mercado subsea
brasileiro: o sistema de detecção de
vazamentos submarinos (SLD/Naxys
Subsea Leak Detection Systems), que
consiste em sensores capazes de detectar vazamentos submarinos e monitorar
equipamentos por meio de tecnologia
Programa Ciência sem Fronteiras e
Statoil fornecerão bolsas de estudo
Acordo firmado entre o Programa
Ciência sem Fronteiras (CsF) e a empresa
norueguesa Statoil prevê a concessão de
bolsas de pós-graduação no exterior. O
acordo que tem investimento total de R$ 15
milhões, foi assinado em agosto deste ano e
consiste em duas fases de implementação.
A primeira vai financiar até 62 bolsas
em Doutorado Pleno no Exterior (GDE),
Doutorado Sanduíche no Exterior (SWE),
Pós-doutorado no Exterior (PDE) e Desenvolvimento Tecnológico no Exterior (DTE)
nas áreas de petróleo e gás.
A segunda fase ocorrerá durante
quatro anos, para cofinanciamento de
bolsas de estudos oferecidas a estudantes brasileiros que participam de
projetos de pesquisa e desenvolvimento
em instituições de ensino estrangeiras,
bem como de professores visitantes, de
instituições estrangeiras, que tenham
interesse em desenvolver projetos de
P&D em universidades nacionais na
modalidade Pesquisador Visitante Especial (PVE).
Além desta parceria, a Statoil apoia
atualmente dez projetos de P&D em
parceria com universidades brasileiras
e centros de pesquisa tecnológica de
parceiros. Somente em 2012, a empresa
investiu em torno de R$ 20 milhões em
P&D e inovação, para cumprimento da
cláusula de pesquisa e desenvolvimento
dos contratos de exploração e produção
de petróleo e gás.
Segundo a primeira edição do boletim de P&D da ANP, divulgado em
agosto, a Statoil foi a empresa privada
de óleo e gás com a maior obrigação
de investimentos em P&D gerada em
2012, devido ao campo de Peregrino,
na Bacia de Campos.
acústica. A tecnologia já existe no mercado norueguês, mas ainda não foi utilizada no Brasil. Inclusive, a GE Naxys possui na Noruega uma estação de testes
submarina para testar esse sistema. O
SLD fica geralmente localizado no topo
de um manifold – porque o equipamento
deve ficar em um layout firme.
Felipe Lindenbojm, da área comercial da GE Oil & Gas, explica
que o sistema
reúne sensores
com tecnologia
acústica passiva,
que transforma
o sinal acústico
(de som, ruídos)
de um vazamento
em sinal elétrico.
Cada sensor, com microfones para
funcionar debaixo da água, captu-
ra um ruído em tempos diferentes.
“Toda a informação que ele capta
nos sensores, transforma em energia acústica e energia elétrica, faz
um processamento de dados e envia
mensagens. Seu grande diferencial é
que todo o processamento de dados é
interno, é subsea”, detalha. De acordo com o executivo, o equipamento
precisa de comunicação e energia
(até 25 MW de energia e 18 a 30 volts
de corrente elétrica) para funcionar.
A GE adquiriu a finlandesa
Naxys, especializada em layouts
acústicos, em agosto de 2012.
Mais de mil sensores da Naxys
já foram instalados no pré-sal. O
SLD é fabricado na Noruega e já
é utilizado em grandes projetos
mundiais como o Campo de Pazflor em Angola.
TN Petróleo 91
115

118. eventos
Fotos: TN Petróleo
Cobertura Navalshore 2013
Indústria naval
quer competitividade e
sustentabilidade no setor
por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
Com mais de 350 empresas expositoras de 16 países, a 10ª edição da Navalshore mostrou uma
indústria naval forte, consolidada e indo na direção da competitividade internacional. A edição deste
ano trouxe ao mercado uma discussão importante: o desejo de assegurar a sustentabilidade e a
competitividade da indústria naval brasileira, para tornar o país mais competitivo internacionalmente.
Dentre os participantes da feira destacaram-se representantes de estaleiros, empresas de navegação
e cabotagem, autoridades marítimas e profissionais das áreas de engenharia naval, petróleo e gás.
A
retomada dos investimentos, impulsionada pelas
encomendas da Petrobras
previstas até 2020, criou
um cenário promissor para os estaleiros e para a cadeia de serviços e suprimentos. A meta agora
é concretizar um mercado sustentável no longo prazo e fortalecer a
116
TN Petróleo 91
competitividade
global das empresas nacionais.
Na abertura
da 10ª edição da
Navalshore, no
Rio de Janeiro,
Sérgio Machado, presidente da
Transpetro, apresentou os números
atualizados do setor, e mostrou que,
do ano passado para este ano, a indústria naval alcançou 73.505 trabalhadores. O contingente representa
um aumento de nove mil empregos
em relação a 2012, o que significa
uma importante consolidação do
mercado naval.

119. Fotos: TN Petróleo
De acordo com os dados da entidade, a maior parte desses empregos está no Sudeste e no Sul, mas
a força de trabalho está crescendo
também no Nordeste, sobretudo devido aos novos estaleiros que estão
sendo instalados na região. Esse
crescimento é resultado também da
conclusão de algumas plataformas
e navios petroleiros.
Machado ressaltou que o Brasil
precisa aperfeiçoar a gestão e usar
todo o conhecimento adquirido nos
últimos anos e que investimentos na
melhoria de processos tornarão os
produtos e serviços nacionais mais
atraentes e competitivos. “Temos estaleiros modernos, e outros que estão
se equipando, mas precisamos consolidar a indústria naval como um todo,
de forma sustentável. Estamos aptos
a dar este grande salto”, afirmou.
Para o secretário de Desenvolvimento do Estado do Rio de Janeiro, Julio Bueno, a área subsea é
uma das que têm
maior potencial
de crescimento,
e o governo do
Rio está fazendo
todos os esforços
para trazer essas
empresas para o
Rio. Ele adiantou
que o Rio possui incentivos econômicos para a indústria naval através
da Agência Estadual de Fomento
(AgeRio), criada pelo governo estadual, que tem hoje R$ 4 bilhões
disponíveis para emprestar para
projetos no setor. Segundo ele, a
maior abrangência do evento retrata
o atual momento da indústria naval.
“No início, o assunto da Navalshore
era a retomada da indústria naval;
hoje, é a competitividade internacional do setor ”, constatou.
O diretor da
UBM Brasil, Joris
Van Wijk, espera
que o número
de participantes
cresça ainda mais
na próxima edição para aprimorar a integração
visitantes: 17.300
expositores: 350
países: 16
pavilhões internacionais: 11
da cadeia produtiva do setor. Este
ano, o evento bateu a meta, superando 17 mil pessoas.
Participando pela quarta vez
como patrocinadora e com um estande, a Caixa vem fazendo importantes
aportes de recursos para as empresas
do setor naval. Conforme informou
o superintendente executivo
da Secretaria de
Petróleo, Gás e
Indústria Naval
da Caixa, Antônio Gil Silveira,
quatro anos após
entrar oficialmente na indústria naval, a Caixa já liberou R$ 5 bilhões em créditos para
empresas do setor, sendo a maior
porcentagem proveniente do Fundo
de Marinha Mercante (FMM). Ainda
segundo ele, a Caixa tem R$ 1 bilhão
em fase de aprovação. “Queremos ser
o banco da indústria naval”, afirmou.
Recentemente, o FMM aprovou o
financiamento de R$ 4 bilhões para
seis estaleiros, entre eles o Eisa/Alagoas. Até junho, o fundo já liberou
R$ 587 milhões para projetos e empresas do setor naval.
Falta competitividade
Em painel durante o segundo dia
do evento, representantes da Associação Brasileira das Empresas de
Construção Naval e Offshore (Abenav), Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP),
Associação Brasileira de Máquinas
e Equipamentos (Abimaq) e Caixa
apontaram que a indústria naval brasileira está preparada para atender
todas demandas dos próximos anos,
mas ainda falta competitividade para
que toda a cadeia de suprimento se
desenvolva melhor. A questão do
conteúdo local foi outro tema debatido na ocasião.
O presidente
da Abenav, Augusto Mendonça,
disse que o Brasil
está vivendo um
momento mágico
no setor de óleo e
gás: “Há mercado
com oportunidades, o governo está
incentivando, a Petrobras apoiando, o
sistema financeiro está participando,
os políticos estão se envolvendo e a
indústria internacional quer vir para
o país de diversas formas. Nossa indústria está estruturalmente preparada.” Entretanto, o executivo ressalta
que é preciso ainda ter competitividade nos estaleiros, fornecedores de
equipamentos e materiais, etc. “A
competitividade deve se estender a
toda a cadeia de produção e fornecimento”, enfatizou.
Conteúdo local
Mendonça comentou a grande
mudança na questão de conteúdo
local desde as primeiras rodadas de
licitações: da primeira à quarta, o conteúdo local era livre; na quinta e na
sexta, foi introduzido o conteúdo local
mínimo; e, posteriormente, da sétima
à décima, passou-se a exigir dos bens
e serviços mais de 65% de conteúdo
local certificados por terceiros.
“Não temos problemas para
atingir o conteúdo local exigido.
Podemos observar isso nos navios
petroleiros que já construímos com
70% de conteúdo local, mais de
60% nos barcos de apoio e 64% em
plataformas. Nosso foco é atingir
o conteúdo local com competitividade. O momento agora é de empreender ”, enfatizou o executivo.
O coordenador de conteúdo local
da ANP Marcelo Mafra, disse que
,
TN Petróleo 91
117

120. Foto: Divulgação
eventos
depois de consolidado a aplicação
do conteúdo local, o próximo passo
é investir em sustentabilidade e competitividade. Segundo ele, a busca
pela implantação de um conceito
de cluster industrial envolvendo o
segmento é o caminho ideal para que
as empresas vivenciem um ambiente
de previsibilidade de demanda, já
que o planejamento não tem sido o
forte da cadeia nacional e óleo e gás.
Mafra afirmou ainda que a certificação é uma estratégia de apuração
de conteúdo local de longo prazo, sendo uma vantagem competitiva para o
mercado. “Nesse segundo trimestre
batemos o recorde de 34 mil certificações. Os dados da certificação são
elementos indutores de políticas de
desenvolvimento”, informou.
De acordo com o representante
da ANP ainda são necessários a re,
dução do Custo Brasil, a integração
da cadeia de suprimentos, investimento em infraestrutura e pesquisa e
desenvolvimento (P&D), modernização das relações entre universidades
e cadeia supridora e alavancagem
da inovação em áreas foco do setor.
Na ocasião, participaram também
das discussões o presidente da Abimaq, Cesar Prata, e o superintendente
da Caixa, Antonio Gil Padilha. Cesar
Prata enfatizou que falta no país uma
política industrial para o setor naval e
uma política econômica que fomente
a indústria nacional. A ausência de
previsibilidade também prejudica bastante o desenvolvimento do mercado
nacional, pontuou.
Padilha considerou ainda como
gargalos da cadeia de fornecedores:
a capacidade de produção, mão de
obra qualificada, carga tributária e
preços competitivos.
Indicadores de produtividade
O desafio de estabelecer indicadores de produtividade para acom-
Foco na indústria naval brasileira
Com 11 pavilhões internacionais,
a Navalshore deste ano mostrou que
os principais países ligados à indústria naval estão de olho no que está
acontecendo no Brasil, principalmente
depois da retomada da última década,
que colocou o país com a quarta maior
carteira de encomendas do mundo e,
consequentemente, uma ótima fonte
de bons negócios.
118
TN Petróleo 91
Na edição 2013, o Centro de Convenções
Sulamérica recebeu empresas da Argentina,
Japão, China, Espanha, Suécia, Coreia do
Sul, Estados Unidos, Itália, Noruega, Canadá e Holanda. Para muitas empresas que
estiveram no evento, os estaleiros estão
mais descentralizados, o que permite uma
maior aproximação com os complexos que
estão sendo construídos em outras partes
do país, como no Nordeste e no Sul.
panhar o desenvolvimento dos estaleiros brasileiros foi o tema que
encerrou a conferência desta edição.
A gerente do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef),
Ana Paula Costa; o analista do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e
Comércio Exterior (MDIC), Gustavo
Campos; e o professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ),
Floriano Pires, compuseram o debate.
De acordo com Floriano Pires,
não existe hoje uma organização capaz de centralizar o conhecimento
e os instrumentos, com a estrutura
institucional necessária, para planejar e implantar
ações de política integrada de
construção naval.
Assim, segundo
ele, não será possível desenvolver
polos navais sem concentração de
investimentos e gestão focada. “Precisamos de infraestrutura logística,
energia, serviços urbanos, centros
de formação de recursos humanos,
programas de PD&I (Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação) e estímulo
e planejamento para atrair fornecedores. Apesar dos estudos, diagnósticos e levantamentos das prioridades
tecnológicas para o desenvolvimento
da construção naval, falta foco nas
ações voltadas para PD&I”, alertou.
Para o professor, acompanhar os
índices relevantes de desempenho,
estabelecer metas progressivas e
considerar o desempenho como

121. Indústria naval quer competitividade e sustentabilidade no setor
critério para novas contratações
e execução de contratos em andamento são algumas das ações
necessárias para uma política de
constr ução naval. “Temos que
considerar os indicadores de desempenho dos estaleiros para concessão, pelo FMM, de prioridades
de financiamento para estaleiros
e para a construção de embarcações”, encerrou.
Paralelo à Navalshore realizou-se
a segunda edição da conferência internacional Workboat South America.
Especialistas brasileiros e estrangeiros
participaram de uma série de palestras
que abordaram o cenário atual e ações
necessárias para o desenvolvimento
da atividade de apoio no país, assim
como os casos práticos sobre o setor
de apoio marítimo.
Tecnologia, melhorias de processo, capacitação dos agentes
da cadeia e as novas fronteiras
de exploração nas regiões Norte
e Nordeste foram apontadas pelo
gerente de projetos do Institu-
Firjan investe R$ 55 milhões em
formação de mão de obra naval
A Federação das Indústrias
do Estado do Rio de Janeiro (Firjan)
indicou, durante a Navalshore 2013,
que já foram investidos R$ 55 milhões
nas unidades do Senai no Rio para
formação de mão de obra para atender
a indústria naval e offshore. “Temos
150 tipos de capacitação. Em 2012 formamos 17 mil alunos e a projeção para
2013 é de 24 mil”, disse Alexandre dos
Reis, diretor de óleo e gás da Firjan.
Recentemente,
a federação firmou parceria com
a Agência Nacional de Petróleo,
Gás e Biocombustíveis (ANP)
para que o Centro
de Tecnologia do
Senai / Solda forme profissionais para
atuar com soldagem a laser.
to Ilos, Marcus D’Elia, como os
principais desafios para cadeia
logística offshore
do Brasil.
“A cadeia logística offshore
precisa amadurecer através da
integração das
tecnologias disponíveis, da padronização dos processos, da capa-
citação profissional, e ainda da ampliação da infraestrutura no que se
refere a portos, armazéns, parque
de fornecedores e embarcações”,
afirmou.
A conferência Workboat South
America contou ainda com dois
workshops técnicos – um sobre
galvanização (processo de revestimento de metal contra a corrosão),
outro sobre as soluções, construção
e desafios da soldagem.
TN Petróleo 91
119

122. eventos
15 anos da TN Petróleo
TN Petróleo
festeja seus 15 anos
Como informar é nossa missão, não poderíamos deixar de registrar a
festa em comemoração aos nossos 15 anos de existência, de desafios e
conquistas no mercado editorial brasileiro!
por Rodrigo Miguez
A
Benício Biz Editores
Associados reuniu amigos
e parceiros no dia 15 de
agosto, no restaurante
carioca Cais do Oriente, no Centro.
Benício e Lia Medeiros, fundadores
e diretores da TN Petróleo fizeram
as honras da casa, na construção
histórica que abriga o restaurante.
Além de boa música, comes
e bebes, um dos pontos altos da
festa foi a projeção, durante todo o
evento, dos principais marcos da
indústria de óleo e gás no período,
registrados pela TN Petróleo e
T&B Petroleum. Muitos se viram
no telão, que mostrou grandes
coberturas dos fatos mais marcantes do setor, assim como das feiras
nacionais e internacionais – OTC,
120
TN Petróleo 91
Equipe TN Petróleo
em Houston, a Rio Oil & Gas e a
Brasil Offshore, a World Petroleum
Conference, Navalshore, Rio Pipeline, entre outras.
Além das capas mais emblemáticas dos anos de circulação
da revista, a projeção revelou um
pouco do dia a dia na redação de
uma das principais publicações do
setor de óleo e gás do país. Como
brinde, foram sorteadas duas passagens entre os convidados, uma
para Dallas e outra para Amsterdam, cedidas pelos parceiros da

123. Fotos: Ricardo Almeida
TN Petróleo, da American Airlines
e da AirFrance KLM. Além destes,
também apoiaram o evento a ABS
Group, Mayer Brown - Tauil &
Chequer Advogados, Projemar
Engenharia, Associação Brasileira
de Engenharia Industrial (Abemi)
e a Gráfica Walprint, que imprime
a TN Petróleo desde o primeiro
número.
Em discurso emocionado, Lia
Medeiros agradeceu a presença de
todos e lembrou os bons momentos
vividos nesses 15 anos de história,
sem esquecer também os desafios
e superações que marcaram a trajetória do periódico: “Nosso papel
de gerar e distribuir informação
técnica, relevante e de valor vem
sendo cumprido diariamente com
competência e dedicação”, frisou.
Ela lembrou que, desde o
lançamento da edição da T&B
Petroleum, em inglês, sua réplica
em português logo no primeiro ano
de vida já percorrera vários países,
como Estados Unidos, Reino Unido, Noruega, Canadá, Argentina,
França, Espanha, China e Índia,
para fazer coberturas memoráveis.
O gerente geral da ABS,
João Carlos Pacheco, destacou
que acompanha o trabalho e o
crescimento da revista desde as
primeiras edições. “A TN coloca
as informações que interessam
ao mercado de óleo e gás de uma
forma agradável de ler”, salientou
o executivo.
“Vi a TN Petróleo crescer ao
longo desses anos e hoje é uma
fonte importante de informação
e consulta no segmento de óleo
e gás”, afirmou Antônio Müller,
presidente da Abemi.
Paulo Valois, advogado e
sócio do escritório L.O.Baptista,
Valois, Miranda, Ferreira & Agel,
observa que a TN Petróleo surgiu justamente no momento em
que o setor sofria profundas mudanças. “Profissionais de diversas áreas começaram a trabalhar
no mercado de petróleo e gás,
e se ressentiam da ausência de
publicações brasileiras especializadas no setor. A TN Petróleo
ocupou esse espaço, cobrindo
fatos e eventos sobre o setor,
sempre com competência.”
De volta ao trabalho, esperamos você na comemoração dos
próximos 15 anos!
TN Petróleo 91
121

124. eventos
Projeções para o
futuro da energia
por Rodrigo Miguez
Em sua 14ª edição, o Energy Summit foi palco de diversos
debates de especialistas, juristas e membros de empresas
de energia, sobre os rumos do setor elétrico brasileiro.
C
om expectativa de crescimento do consumo de energia de 82,7% no Brasil e de
100% no mundo, em 2035, o
setor elétrico nacional precisa correr
e investir muito para dar conta do
crescimento dessa forte demanda
que está por vir. Esta foi uma das
conclusões de todos os que participaram do Energy Summit, no Rio
de Janeiro, de 12 a 13 de setembro.
De acordo com o presidente da
Eletrobras, José da Costa Carvalho
Neto, o Brasil consome hoje 2,5% da
energia elétrica do mundo, o que é
considerado pouco com relação a
Estados Unidos e Europa. Porém,
os números mostram que isso vai
mudar nos próximos 20 anos, com
os países emergentes, como Brasil e
China, crescendo exponencialmente
esse consumo.
Essa mudança vai passar pelo
shale gas, energia eólica e solar –
esta última com grandes perspectivas
no Brasil a partir do ano que vem, já
122
TN Petróleo 91
que devem cair os custos de geração,
seguindo caminho semelhante ao
que aconteceu recentemente com a
energia eólica, que hoje é a segunda
fonte mais barata de energia do país,
atrás apenas das hidrelétricas.
“Acredito que em 2035, a nossa
capacidade de usinas hidrelétricas
tenha se esgotado, por isso, o investimento em outras fontes, inclusive
a nuclear, vai ser importante para o
futuro da energia no país”, afirmou
José da Costa Neto.
Responsável pelos leilões de
energia, a Empresa de Pesquisa
Energética (EPE) está confiante de
que a eólica vai tomar um espaço importante da matriz energética, atual-
mente dominada pelas hidrelétricas,
muito devido ao sucesso dos leilões
em que essa fonte participa e que
vem despertando grande interesse
das grandes empresas do setor.
Esse interesse está retratado em
números. Dos 85 projetos que foram a
leilão este ano, 66 são da fonte eólica,
e os outros de hidrelétrica, pequenas
centrais hidrelétricas (PCH), termelétrica e biomassa. Segundo Maurício
Tolmasquim, presidente da EPE, a
energia eólica passará dos atuais
2% de participação na matriz para
8%, em 2021.
Com um mercado de energia
crescendo 4% ao ano, em média,
é preciso colocar no sistema 65
mil MW a mais do que há hoje, e
investir muito. Cerca de R$ 270
bilhões em geração e transmissão
no período de dez anos, segundo
estudos da EPE. Com esses investimentos, as projeções são de um
futuro um pouco mais tranquilo no
setor elétrico brasileiro.
Fotos: Divulgação
Cobertura Energy Summit 2013

125. A TN Petróleo agradece
os 15 anos de parceria!
Sou leitor da TN Petróleo há anos e
posso dizer de que se trata de uma das
maiores parceiras e incentivadoras da
indústria de óleo & gás no Brasil. Um
veículo de comunicação corretíssimo,
justo, crítico no momento e medida certa
e, acima de tudo, gerador de conteúdo
de grande relevância e qualidade para
todos. Parabéns a TN Petróleo, parabéns
a toda a equipe... e que venha muito mais
pela frente!
Wendell Ramada,
marketing da Sete Brasil
Em nome da Abespetro, gostaria de parabenizar a TN Petróleo pela excelente
atuação nestes 15 anos de existência.
Para os profissionais e empresas deste setor é de suma importância contar
com um veículo como este, que trabalha
com seriedade e ética, disseminando
informações de grande relevância para
o mercado de óleo e gás.
Paulo Cesar Martins,
presidente da ABESPetro
Somos assinantes da TN Petróleo há
muitos anos e temos nos beneficiado
muito em nossa atividade do material
publicado pela revista. Parabéns à equipe da TN Petróleo por ter mantido a
alta qualidade editorial nos 15 anos de
sua existência.
Coaracy F. da Silva,
sócio-diretor e consultor senior da
CDS Consultoria Naval e Offshore Ltda.
A trajetória da revista reflete os 15
anos da indústria de petróleo e gás
no Brasil, e também a evolução da
própria Aveva no país – que cresceu
em sinergia com um dos setores mais
importantes da economia. Em todos
esses anos, a TN Petróleo reportou,
com seriedade e compromisso essa
história de sucesso para todos os
envolvidos.
Santiago Pena,
vice-presidente sênior da Aveva para a
América Latina
The value in TN Petróleo magazine is
that for 15 years, it has kept pace as
market dynamics in Brazil have changed
and technology has transformed offshore
production. At ABS, we understand that
it is vital to keep pace with industry, and
we look to publications like this one to
help us maintain our role as a leader in
the offshore industry.
Judy Murray
Manager, External Affairs - Offshore, ABS
Ao mesmo tempo em que a ANP completa
15 anos a TN Petróleo comemora a marca
de 15 anos de entrada no mercado. E ainda este ano a ANP deve alcançar a marca
de 15 Rodadas de Licitações: 11 licitações
de blocos exploratórios e duas de campos
marginais realizadas, uma de Partilha de
Produção aprovada pelo CNPE para outubro e a 12ª Rodada prevista para novembro de 2013. Sem dúvida ANP e TN Petróleo caminharam juntas nessa jornada,
tendo como objetivo comum a transparência e a disseminação de informações
sobre a indústria brasileira de óleo e gás.
Parabéns à TN Petróleo por estar sempre
presente!
Claudia Rabello,
superintendente de Promoção de
Licitações (E&P) da ANP
Com prazer de leitor assíduo parabenizo
a TN Petróleo por esta importante marca
de 15 anos de publicação, efetuando
serviços de jornalismo competente e
extremamente importante para a co-
munidade de oil & gas, a TN consegue
conciliar em suas publicações aspectos
técnicos e informações para o mercado numa atmosfera agradável ao leitor
e sempre priorizando as pessoas que
fazem deste setor um dos mais importantes de nosso país.
Carlos Tavares,
diretor Oil & Gas da Brafer
A Amec Kromav tem acompanhado a
trajetória de sucesso da TN Petróleo
desde o seu início. Nascida em um período em que o mercado não era ainda
tão abrangente e complexo como o atual,
permitiu que as empresas e profissionais acompanhassem as mudanças a
partir de suas reportagens isentas e
cuidadosas quanto à coleta de dados e
de fatos. Além de tudo isso, sempre nos
fez um grande serviço ao preparar mapas da área de óleo e gás, entre outros,
com apuro gráfico e conteúdo. Parabéns
a todos da TN Petróleo!
Ricardo Vahia,
diretor da Amec Kromav
A TN Petróleo tem sido ao longo dos
seus 15 anos de mercado um veículo de comunicação de extrema relevância para a indústria de óleo e gás
no Brasil. Tendo contribuído para o
segmento, através de suas edições,
com uma linguagem direta e objetiva,
permitindo aos players da indústria
identificar as presentes demandas
e novas tendências do mercado. A
Honeywell UOP (presente no Brasil
desde 1958) tem na TN Petróleo uma
parceira de comunicação diante de sua
credibilidade e conteúdo.
Marcos Veiga,
diretor de Marketing Estratégico da
Honeywell UOP para a América Latina.
TN Petróleo 91
123

126. eventos
Cobertura Sisgraph
10ª edição do Fórum de Tecnologia
Empresa apresentou as atualizações de suas principais tecnologias aos novos
clientes, estreitou relacionamento com os já existentes e obteve feedbacks. Além
da alta tecnologia de seus softwares, o grande diferencial da Sisgraph são os
serviços de treinamento, consultoria, desenvolvimento e suporte oferecidos.
por Maria Fernanda Romero
124
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação
A
Sisgraph, companhia pertencente ao grupo sueco Hexagon
e responsável pela comercialização de soluções da Intergraph na
América do Sul, promoveu em setembro, no Rio de Janeiro, o X Fórum de
Tecnologia.
Presente desde 1980 no mercado
brasileiro, a Sisgraph conta com uma
equipe técnica de mais de cem engenheiros e especialistas. A empresa ainda possui uma antiga relação com as
principais empresas de engenharia e
processos, bem como owner operators.
Na ocasião, importantes clientes,
como Petrobras, Worley Parsons, ECM
e Teewe, e consultores da Sisgraph
apresentaram as últimas novidades
tecnológicas. O evento, realizado no
Centro de Convenções Sulamérica,
no Centro do Rio, contou com a participação de mais de 200 profissionais
do segmento.
Para o setor de óleo e gás, a empresa disponibiliza soluções para projeto,
construção, operação e manutenção
de grandes plantas relacionadas com
a produção e processamento de recursos naturais. Com a utilização dos
softwares da Sisgraph, as empresas
de óleo e gás podem eliminar paradas
indesejadas de suas plantas, evitando
perda de tempo de trabalho e produção, e alinhando seus processos de
acordo com as exigências dos órgãos
de regulamentação. Além disso, há
uma melhoria no processo de tomada
de decisões que facilita a realização de
projetos globais, produção e otimização
do ciclo de vida.
Dentre os softwares apresentados no encontro, os destaques
f oram o S martP lant ® Cloud, o
SmartPlant®Fusion, e a versão 2013
do SmartPlant Instrumentation.
O SmartPlant® Cloud é um ambiente de nuvem dinâmico que suporta
todo o portfólio do SmartPlant Enterprise (solução para integração de base
de dados e gerenciamento de dados de
engenharia), eliminando a necessidade
de hardware e infraestrutura dos seus
clientes, além de permitir o acesso a
ambientes de aplicações do SmartPlant
Enterprise, projetos e plantas através
de um simples endereço web (URL),
independentemente da sua localização.
O produto também disponibiliza
a todos os seus usuários informações
relevantes, como dados e documentos,
para apoiar processos de trabalho individuais, bem como tomadas de decisão.
Destinado à abordagem dos desafios encontrados pelos operadores de
plantas, engenheiros e grandes EPCs
no acesso, organização e gerenciamento de legado de informações de
engenharia de plantas, o SmartPlant®
Fusion disponibiliza essas informações
para apoio à equipe de decisões. O
equipamento é composto por várias
tecnologias de organização e visualização de informações, permitindo
uma navegação intuitiva com uma
representação exata do modo como os
elementos estão realmente conectados,
transformando, assim, informações
dispersas e de baixa utilidade em uma
solução intuitiva para toda a equipe
da planta.
Já a nova versão do SmartPlant®
Instrumentation, a solução da Intergraph, conta com funcionalidades adicionais guiadas pelos seus usuários e
reforça o compromisso de disponibilizar
soluções de qualidade. O SmartPlant
Instrumentation 2013 deu um salto com
o acréscimo de novas funcionalidades
para aumento de produtividade e melhoria da qualidade para empresas de
engenharia e owner operators.
Alexandre Maia, gerente de engenharia de E&P da Petrobras, falou dos
sistemas de automação e integração
de informação de engenharia para o
ciclo de vida das plantas industriais.
O executivo indicou que a forma de
organizar o trabalho não é mais a
mesma e enfatizou que não utilizar
automação nos projetos é retroceder.
“As principais dificuldades atualmente são a falta de padronização entre
contratos (softwares, formatos de banco

127. de dados), projetos ainda pensados
com a utilização de documentação física, formatação dos documentos ainda
pensados na emissão do documento,
acompanhamento da aquisição de material etc.”, apontou.
Dentre as oportunidades apontadas diante deste cenário, Maia
destacou o acompanhamento da
fabricação e montagem, através de
relatórios indicativos e de pinturas
em modelo 3D e leitura de arquivos
através dos formatos IDF’s (Isogen)
e/ou PCF’s (Spoolgen).
Waldir Pimentel Junior, líder da área
de 2D e 3D da Sisgraph, apresentou as
atualizações tecnológicas do Smart 2D
& Engineering Integrity e do Smart 3D
2014, que serão lançadas em março de
2014. A atualização do Smart 3D, software
mais avançado para concepção de plantas, será lançado em outubro deste ano.
Segundo o executivo, todos os softwares da empresa estão seguindo
a tendência da Sisgraph de integrar
todas as soluções.
Já Filipe Ordonhes, da área
de desenvolvimento de negócios
da Sisgraph, falou do SmartPlant
Construction, para construções de
empreendimentos cada vez maiores
e mais complexos.
O software fornece uma plataforma integrada de gerenciamento de
informações necessárias para manter o pessoal de campo ativamente engajado no avanço do projeto,
economizando tempo e dinheiro, e
aumentando a precisão. De acordo
com Ordonhes, a nova atualização
permitirá a simulação de montagem
4D, a extração de relatórios, a atualização em campo mobile e a visualização dos pacotes de trabalho em
um gráfico gigante.
Robison Souza, também da área
de desenvolvimento de negócios da
Sisgraph, tratou ainda do SmartPlant
Foundation, solução para integração
de base de dados e gerenciamento de
dados de engenharia, cuja atualização
será lançada em 2014.
“Dentre as novidades dessa nova
atualização estão: nova interface, nova
solução para relatórios (com gráficos e gráficos interativos), indexação de conteúdo
e gerenciamento de interfaces”, afirmou.
Souza comentou também sobre
o SmartPlant Data Plus integrado ao
Smart 3D, SmartPlant Materials e Supplier e Business Intelligence Reports,
para gestão de dados e otimização de
trabalho. Lançado em 2010, o SmartPlant Data Plus ainda não é muito
usado no Brasil.
A Sisgraph inaugurou esse ano
um novo escritório no Rio e abriu uma
filial em Bogotá, como parte de sua
estratégia de expansão na América
do Sul. “Essas ações, aliadas a uma
equipe altamente qualificada e aos
melhores produtos do mercado – apresentados no fórum – consolidam-na
como principal fornecedora de tecnologia para plataformas de petróleo
e indústrias de processos na região”,
disse Fernando Schmiegelow, diretor
de Marketing da Sisgraph.
Power, Communications, and Sensing
for Subsea Environments
Innovation and Subsea Reliability
CORMON
ODI
DGO
STORM CABLE
IMPULSE
VARISYSTEMS
www.teledyneoilandgas.com
TN Petróleo 91
oilandgas@teledyne.com
See us at
OTC Brazil
2013
stand C31
125

128. perfil profissional especial
engenheiro com
cabeça de geólogo
Com uma trajetória profissional que perpassa a história da própria Petrobras, na qual trabalhou
por 35 anos, o engenheiro civil e geólogo Álvaro Alves Teixeira se define como um homem guiado
pelo desafio de realizar. É movido por essa ‘energia’ que ele, aposentado pela Petrobras há 20
anos, nunca deixou de trabalhar no setor que ajudou a consolidar: depois de 18 anos como secretário executivo do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) – do qual
agora é assessor sênior –, Álvaro Teixeira continua a prestar serviços de consultoria para empresas que prospectam oportunidades de negócios no setor de óleo e gás.
por Karolyna Gomes
Fotos: TN Petróleo
A
126
TN Petróleo 91
mante das ciências exatas desde menino, Álvaro Teixeira, 78
anos, continua com a mesma paixão pelo desafio que o levou da
engenharia civil à geologia, para ‘mergulhar’ fundo no universo
do petróleo. “Eu contrapus meu irmão, que queria ser aviador.
Definimos logo cedo nossa vocação. Escolhi engenharia porque sempre foi
o que eu gostei muito”, afirma.
Na ponta do lápis, ele contabiliza nada menos que 55 anos de atividade
ininterrupta no setor de óleo e gás, tendo participado de importantes conquistas, tanto no Brasil como no exterior. Na folha corrida do engenheiro-geólogo
estão descobertas emblemáticas como o campo terrestre de Carmópolis, em
Sergipe, há 50 anos em produção, e o gigantesco campo de Majnoon, no
Iraque, com reservas de mais de 20 bilhões de barris, que está há mais de
30 anos aguardando desenvolvimento.
Álvaro Teixeira comprovou, na prática, que o petróleo não está apenas na
cabeça do geólogo – como se diz no jargão desta indústria – uma vez que é o
geólogo que indica a possibilidade de encontrar petróleo em determinada área.
Mas a formação em engenharia ajudou-o a tornar-se um geólogo inovador
da Petrobras, que hoje vence desafios a 7.000 m de profundidade, no pré-sal.
Da turma de 1957 da antiga Escola Nacional de Engenharia, no Largo do
São Francisco (atual Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de
Janeiro/UFRJ), o engenheiro civil seguia o ideal da verdadeira ‘revolução’
na construção de um país, apregoada por Juscelino Kubitschek. “Eram os
50 anos em 5”, lembra.
Da mesma turma do ex-ministro Mário Henrique Simonsen, que ganhou
notoriedade por sua segunda formação, a de economista, Teixeira migraria
de profissão depois de ser seduzido pelos benefícios oferecidos pela Petrobras, que buscava substituir a mão de obra estrangeira ainda dominante no
seu corpo de profissionais. A estatal atraiu não somente ele, como também
mais 50 colegas da turma de 170 formandos daquele ano. “Eles (a Petrobras)
faziam verdadeiras cruzadas nas universidades. Era a estatal do petróleo, o
monopólio... Aquilo empolgava a gente”, recorda.
Ingressando na petroleira no período em que ela buscava vencer seu
primeiro grande desafio, ou seja, a meta de capacitar mão de obra nacio-

129. nal, Teixeira cursou, por dois anos,
Geologia do Petróleo, no Centro de
Aperfeiçoamento de Pessoal (Cenap)
– órgão da Petrobras que abrigou o
núcleo que deu origem ao Centro
de Pesquisas e Desenvolvimento
Leopoldo Américo Miguez de Mello,
o Cenpes, em 1963.
O curso, realizado em Salvador (BA), era fruto de um convênio
entre a Universidade da Bahia e a
Stanford University, uma das mais
importantes universidades dos Estados Unidos e das mais antigas –
foi fundada em 1885 no estado da
Califórnia. “Eram aulas em tempo
integral, pois estávamos fazendo um
curso de quatro anos em dois, com
um time de professores muito bom.
Realmente foi um curso muito duro,
com aulas em inglês, mas que formou a primeira grande geração de
geólogos, que chegaram a posições
de destaque”, lembra.
Carmópolis – O casamento da engenharia com a geologia deu a Álvaro
Teixeira a rara habilidade de possuir
uma visão em três dimensões. “O
petróleo está na cabeça do geólogo.
A descoberta é feita na imaginação,
baseada nas experiências de outros
modelos. Mas avaliar riscos e possibilidade de rentabilidade é essencial
para uma empresa que pretende ser
vitoriosa na área de petróleo. A engenharia me ajudou muito nisso”, diz.
Essa habilidade do então geólogo de poço ficou comprovada na
descoberta do campo de Carmópolis
(SE), em 1963, que até hoje é a maior
acumulação terrestre no país, com um
volume original de óleo (in place), de
1,7 bilhão de barris e a primeira do
pré-sal. “Eu participei diretamente do
prospecto e depois do início do desenvolvimento, da avaliação do campo.
Calculei a reserva, que era a maior do
Brasil na década de 1960”, recorda.
Cinquenta anos depois, Carmópolis
produz cerca de 20 mil barris de petróleo por dia (bpd) – ainda a segunda
maior produção onshore do Brasil.
Mais além do ‘ouro negro’, Carmópolis é um exemplo bem-sucedido
da aplicação de modernas soluções
Local de nascimento: Rio de Janeiro
Idade: 78 anos
Cargo: Assessor Sênior do IBP e
consultor na área de petróleo
Hobby: sempre foi o trabalho, mas
atualmente, como aposentado, posso
dizer que é a família
Música: gosto muito da MPB e de
música clássica
Livro: os técnicos
O melhor lugar para descansar:
gosto muito de ficar em casa
Filmes: E o vento levou e O curioso
caso de Benjamin Button
tecnológicas destinadas à recuperação da produção de campos maduros.
“
Aquilo é uma espécie de escola para
a Petrobras. O óleo é muito pesado, e
por isso foi necessário testar injeção
de água, de gás... E até hoje a produção é expressiva”, comenta Teixeira.
O campo, que completou 50 anos
em agosto, possibilitou a geração
de tecnologias de produção para
acumulações terrestres, entre elas
a perfuração de poços horizontais e
multifraturamento, bem como de técnicas para otimizar a caracterização
dos reservatórios de petróleo (conhecida como injeção de traçadores). Em
Carmópolis seriam aplicadas, ainda,
soluções de completação inteligente,
com o objetivo de controlar remotamente a produção dos poços.
Os ganhos com a experiência
adquirida em terra possibilitaram
à empresa ir da terra firme para as
águas rasas da costa sergipana, onde,
em 1968, a Petrobras descobriria o
primeiro campo marítimo do Brasil:
Guaricema. Álvaro Teixeira integrou
a equipe descobridora, que tinha
como geólogo de poço o seu amigo
Guilherme Estrella, que posteriormente comandou o Cenpes e que
concluiu sua carreira na Petrobras
como diretor de Exploração e Produção da estatal.
Foi nesse o período, atuando na
Bacia de Sergipe-Alagoas, baseado
em Maceió, da realização de uma de
suas maiores conquistas. “Fui lá para
descobrir petróleo e acabei fazendo outra descoberta que vale ouro:
minha mulher, Vânia Teixeira, uma
alagoana da peste”, brinca Teixeira.
Com Guaricema, a Petrobras dava
a partida na exploração de petróleo
na plataforma continental brasileira,
que abriria caminho, na década seguinte, para uma empreitada ainda
mais audaciosa: a exploração e produção na Bacia de Campos, no litoral
do estado do Rio de Janeiro.
Experiência internacional – Em
1965, teria a oportunidade de ampliar suas fronteiras, ao ganhar
uma bolsa de estudos do governo
francês para ‘estagiar ’ na Régie
Autonome des Pétroles (RAP) –
mais tarde Elf e atualmente é a
petroleira Total, com ativos no Brasil. “Ali eu tive contato com outros
geólogos, com interpretações... Foi
de fato uma oportunidade não só
de qualificação, como também para
abrir a minha mente em termos
profissionais”, reconhece.
A iniciativa promoveu um intercâmbio entre geólogos dos dois países
e era parte do processo de reconciliação entre Brasil e a França, depois da
crise deflagrada entre 1961 e 1963,
devido à captura ilegal de lagostas,
por embarcações francesas, em águas
territoriais brasileiras, na região do
Nordeste. O episódio ficou conhecido
como a ‘Guerra da Lagosta’.
O contencioso acabou gerando
ganhos para a Petrobras. “Vi novas
tecnologias, visitei muitas empresas
TN Petróleo 91
127

130. perfil profissional especial
de serviço”, lembra Teixeira. “Eles
tinham o que chamavam de Bureau
Bassins, isto é, o pessoal encarregado
de estudar outros países. Tinha um
camarada dedicado somente ao setor
de petróleo e gás do Brasil”, lembra,
rindo. “Eu dizia: mas lá é monopólio.
E ele me respondia: quem sabe... Tudo
aquilo me deu uma série de ideias”,
conta ele. Teixeira ajudaria o setor de
petróleo e gás a se preparar para a
abertura de mercado 30 anos depois.
O principal fruto da temporada
de seis meses em terras francesas
foi um relatório, um verdadeiro best
seller técnico entre os profissionais
do setor, no qual Teixeira identificava
práticas e tecnologias utilizadas pelas empresas de petróleo e de serviço
daquele país, e afirmava poderem ser
replicadas no Brasil. “A maior parte
delas de caráter estatal, na área de
exploração e produção de petróleo,
uma vez que era uma companhia do
governo”, lembra Teixeira.
O pioneirismo de Álvaro Teixeira
não foi somente a ‘importação’ desse
conhecimento técnico, adquirido no
exterior, e sim a aplicação dessas
técnicas em brasileiras. Ele inovou
ao relatar experiências diversas e
aperfeiçoá-las ao território brasileiro, impulsionando assim o setor em
direção à tecnologia e à profissionalização.
De volta ao Brasil com esse estudo, assumiria em 1967 o Setor de
Integração (Setin), na divisão de
Exploração e Produção (Divex/Dexpro), onde ficou encarregado, até
1970, da supervisão das equipes de
interpretação geológica das bacias
brasileiras. “Assumi aquele cargo
na gestão de Carlos Walter Marinho Campos, que assumiu a chefia
da divisão de exploração. Ele foi
um pioneiro, um ícone para mim”,
afirma. Carlos Walter incrementaria
o processo de exploração offshore,
muito insipiente na época.
Chamada para integrar a equipe,
a grande contribuição de Teixeira seria a integração dos dados geológicos
com os da sísmica de reflexão digital,
que ele descreve como uma verdadeira “tomografia” da subsuperfície.
128
TN Petróleo 91
“Fui iniciador na Petrobras do que se
chama de ‘geologia de integração’:
a minha área era encarregada de
integrar todos os dados obtidos na
exploração: poços exploratórios, de
palentologia de gravimetria, de sísmica, etc. Com a integração desses
dados você tinha uma concepção
geológica global da subsuperfície”,
explica. “Saímos desta experiência
como exploracionistas, uma pessoa
interdisciplinar, que lida com todas
as áreas, pois o geólogo começou a
fazer também interpretação. Foi um
grande avanço da Petrobras na área
de exploração.” E frisa que o desenvolvimento geofísico da época, com a
aquisição e o processamento sísmico
digital , possibilitou a integração de
dados que dariam a concepção geral
de uma bacia. “Faltava alguma coisa
para integrar esses dados. A integração entre a geologia e a geofísica foi
fundamental”, assegura.
O segundo salto seria dado com
a formação dos chamados explotacionistas (de explotar, produzir)
geólogos que trabalhavam com os
engenheiros de reservatório, integrando a geologia com a produção.
“O explotacionista é o camarada
que olha todos os dados para depois fazer a interpretação”, observa.
Essa nova geração de profissionais
possibilitou agregar dados vitais
para manter a sustentabilidade da
atividade de exploração e produção – setor que absorve os maiores
investimentos da Petrobras.
Criação da Braspetro – A década de
1970 foi marcante para a indústria
de petróleo brasileira, pois é a época
das primeiras descobertas da Bacia de
Campos, que acabariam por torná-la a
maior província petrolífera do Brasil.
O período seria marcado, também,
pelo avanço internacional da Petrobras, que para atuar fora o país criou
sua primeira subsidiária, a Petrobras
Internacional S/A (Braspetro).
Convidado para integrar a equipe
da subsidiária, onde sua primeira missão foi representa-la no “joint venture” com a Chevron em Madagascar,
para realizar prospecções na bacia
de Morondava, Álvaro Teixeira acabaria por não participar das grandes
descobertas do offshore brasileiro.
“Infelizmente eu não tive a chance de
participar da primeira grande descoberta, que foi Garoupa. Nessa altura,
eu já estava na Braspetro”, conta.
Madagascar marcou o primeiro
contrato formal firmado entre a Petrobras e uma empresa internacional.
“Foi firmado com a holding porque
a Braspetro não estava formalmente
registrada ainda. A subsidiária só
assumiu o contrato depois”, conta.
“Fui para lá em 1972, com minha
esposa, uma filha de um ano e meio,
com duas malas, e uma pilha de videocassetes de música brasileira.”
A experiência possibilitou que
tivesse os primeiros contatos com
contratos de risco. “Fui olhar o outro
lado da mesa, o lado do negócio do
petróleo, onde aparecem os contratos”, lembra, contando que seu
grande diferencial era falar a língua
oficial local, que na ocasião era o
francês (a língua nativa, o malgaxe,
é muito difícil). “Eu sabia falar francês muito bem, o pessoal da Chevron, não. Então pude ler muitos
relatórios e documentos elaborados
pelas empresas estatais francesas,
que tinham o monopólio da exploraçãode petróleo no país, até a sua
liberação do domínio da França na
década de 60. Trouxe tudo o que
aprendi para a Petrobras.”
Descoberta de Majnoon – Enquanto
no Brasil a Bacia de Campos come-

131. Engenheiro com cabeça de geólogo
çava a revelar suas riquezas, a Petrobras, por meio da Braspetro, faria no
Iraque a maior descoberta mundial
de petróleo da década, em 1976. Na
época, a estatal tinha um contrato
de serviço com a Iraq National OilCompany (INOC), que culminaria
na descoberta dos campos gigantes
de Majnoon eNahr Umr, próximos à
cidade de Basra, na fronteira com o
Irã. As reservas desses dois campos
somavam mais 25 bilhões de barris
de óleo. “A Braspetro nunca tinha
enfrentado o desenvolvimento da
produção de campos com aquelas
dimensões, sobretudo Majnoon com
reservas de 20 bilhões de barris de
petróleo, em uma região desértica,
sujeita a estações de inundação no
verão e primavera, por conta do degelo da neve na cadeia de montanhas
do Zagros, situadas a leste, no Irã .”
Gerente de Geologia, Álvaro
Teixeira participou ativamente
dos planos de desenvolvimento
do campo, aliás ainda não implementadas (pelas razões ciatadas a
seguir), onde se achou, nos horizontes mais profundos (formação
Yamama) um óleo leve, com altograu API. “Descobrimos uma coisa
até então desconhecida no Oriente
Médio, um óleo de muito valor, quase gasolina. Era um condensado tão
leve que não tinha cor ”, diz.
“Outra coisa que a gente descobriu depois, quando perfuramos
outros poços de extensão para o reservatório profundo do Yamama, é que o
contato óleo-água dessa acumulação
era inclinada para oeste, devido ao
empuxo hidrodinâmico oriundo dos
montes Zagros, situado a leste.”, lembrando ainda que sua equipe formava
um “time de ouro”, do qual o geólogo
Guilherme Estrella fazia parte. “Ele
era o geólogo chefe da equipe sob
meu comando no Iraque.
Antecipando-se às futuras tensões entre o Irã e o Iraque, a petroleira brasileira acabou cedendo a Inoc
os campos descobertos, recebendo
como indenização o fornecimento
de 30 milhões de barris de petróleo;
adicionalmente foi firmado um contrato de prestação de serviço, pelo
qual toda a equipe brasileira (cerca
de cem famílias) era mantida, para
dar continuidade aos trabalhos de
desenvolvimento dos campos citados. Mas a indústria internacional
reconheceria, então, a competência
dos profissionais brasileiros em farejar petróleo, mesmo fora do país.
“A Braspetro foi extremamente bem-sucedida”, afirma. “Descobriu óleo
na Colômbia, na Argélia – numa área
que tinha sido abandonada pela Total
–, no Irã e no Iraque, mostrando que
a Petrobras estava preparada para
atuar em qualquer situação.”
Consagração profissional – Em 1982,
Teixeira foi nomeado diretor de Exploração e Produção e de Serviços
da Braspetro, cargo que ocupou por
quatro anos. “Foi a maior consagração da minha vida”, conta. “Mas foi
um período em que dei continuidade
ao que já fazia, uma vez que, como
gerente de Geologia, eu já vinha trabalhando com a gerência de produção
nos programas de desenvolvimento
da produção da empresa”.
A rica experiência adquirida em
diferentes projetos o levou, em 1987,
para a área de treinamento de nível
superior da holding, quando ele
voltou a se envolver com o antigo
Cenap, desta vez como superintendente adjunto da recém criada Superintendência de Desenvolvimento
de Pessoal (Sedes). Sua missão era
formar equipes multidisciplinares.
“Para mim, este seria o grande diferencial, treinar os futuros gerentes
de projetos. Meu retorno (ao Cenap)
se deu em outro nível, pois desta vez
eram professores brasileiros ensinando. E, em minha opinião, os cursos
eram muito mais objetivos do que
os ministrados pelos americanos da
minha época”, avalia.
As múltiplas facetas do conhecimento acumulado por Álvaro Teixeira
o levaria, em 1989, à gerência geral
da Associação Regional de Empresas
do Setor de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da América Latina e Caribe
(Arpel), com sede em Montevidéu
(Uruguai). Acabou ficando lá durante quatro anos, até se aposentar
da Petrobras, em 1993. “Eu comecei
a ver todo o processo de desmonopolização da indústria de petróleo
na América Latina, começando pela
Argentina. A YPF foi a primeira; ela
era a companhia de petróleo estatal
mais antiga do mundo, criada logo
após o fim da primeira grande guerra
mundial em 1918”, lembra.
Em 1994, já aposentado, assumiu o cargo de secretário executivo
do IBP “Depois que me aposentei
.
da Petrobras, fiquei um ano parado,
pois fora dela não tinha emprego
para geólogos de petróleo. Então,
fui convidado pelo meu grande amigo Guilherme Duque Estrada, com
quem organizei a primeira participação da Petrobras na OTC (Offshore
Technology Conference), para ir para
o IBP Ele queria que eu preparasse
.
a instituição para a abertura de mercado”, recorda. O fim do monopólio
aconteceria apenas em 1997, com a
Lei 9.3478. “Mas nós já estávamos
preparados”, conta.
Assessor sênior do IBP, e consultor na área de petróleo, Álvaro
Teixeira acumula menções de mérito de instituições nacionais (IBP,
Organização Nacional da Indústria
do Petróleo/Onip, Associação Brasileira das Empresas de Serviços
de Petróleo/Abespetro e Associação
Brasileira de P&D em Petróleo e
Gás/ABPG) e internacionais (WPC
e Offshore Energy Center/Hall of
Fame 2013. Esta última terá lugar
no dia 28 de setembro de 2013, em
cerimônia em Houston e no dia seguinte no Museu Offshore Drilling
Rig, na cidade de Galveston, Texas.
“A indústria de petróleo é fundamental para o desenvolvimento de
qualquer país. Particularmente, eu
acho a área de E&P a mais charmosa,
pois envolve riscos – riscos geológicos. É a que demanda os maiores investimentos, mas também os
maiores benéficos econômicos, em
caso de sucesso. . Ainda não é uma
atividade determinística, pois depende muito ainda de interpretaçãoe da
experiência do exploracionista. Tenho
certeza de que voltaria a fazer tudo
o que eu fiz”, conclui.
TN Petróleo 91
129

132. 130
TN Petróleo 91

133. Ano 4 • nº 29 • setembro de 2013 • www.tnsustentavel.com.br
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem
Editorial
Ações inéditas na trajetória da sustentabilidade
Ineditismo em todas as suas ações. Assim tem sido a
trajetória da TN Petróleo nesses 15 anos de atuação no mercado editorial. Somos orientados em nosso trabalho diário
por duas linhas nada convencionais para o cartesiano mundo
dos negócios: sustentabilidade e arte.
Nessa edição comemorativa dos 60 anos da Petrobras
– empresa que tem contribuído com o desenvolvimento sustentável do Brasil através de modelos inovadores de gestão
da responsabilidade social e de sustentabilidade e incluindo
sempre a arte em seus projetos – não poderíamos deixar
de trazer para o caderno ações e exemplos significativos de
quem está fazendo a diferença nessas áreas.
Em entrevista exclusiva, Paulo Otto von Sperling, ouvidor-geral da Petrobras, fala sobre a Lei Anticorrupção, sancionada
em agosto pela presidente da República, e a Lei de Acesso
à Informação (LAI), que completou um ano recentemente –
segundo ele, os dois são fortes instrumentos para se reprimir,
no exato sentido da palavra, os atos lesivos a empresas, à
sociedade e ao país.
Sperling destaca que, para a lei ter efetividade na punição
a quem pratica corrupção, é fundamental a adequada atuação
dos juízes e, principalmente, dos Tribunais Superiores, uma
vez que sanções administrativas podem ser questionadas.
Registramos aqui o ineditismo da assinatura do termo
de ajustamento de conduta pela ANP, MPF, Ibama, Chevron
e Transocean, quando as empresas envolvidas terão que se
comprometer com ações inéditas de precaução e prevenção
de incidentes, além de ter que fazer compensações pelos
vazamentos de óleo em nossas baías.
Na mesma direção da sustentabilidade e arte, reportamos
uma iniciativa da Queiroz Galvão Exploração e Produção
(QGEP), empresa do segmento de óleo e gás do Grupo Queiroz Galvão, em parceria com o Projeto Portinari, que levou
a exposição Portinari: Arte e Meio Ambiente para Arraial do
Cabo, Região dos Lagos fluminense.
As obras do pintor brasileiro abordam a temática do meio
ambiente e ficaram expostas até 17 de agosto no Centro
Cultural Manoel Camargo. “Com esse projeto a QGEP visa
contribuir para a formação educativo-cultural das crianças,
jovens e adultos, na perspectiva da construção de valores
éticos e estéticos, possibilitando a difusão da arte brasileira,
através da obra de Portinari”, explica Rebeca Kiperman, coordenadora de Comunicação e Sustentabilidade da empresa.
Assim, caros leitores, seguimos divulgando conteúdos
mais bem alinhados com o nosso foco e também afirmativos de que estamos no caminho das mudanças. No
caminho certo!
Lia Medeiros
Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo
Sumário
132
141
144
É preciso punir corruptos
e corruptores
Energia eólica pode chegar
a 10,5 GW em 2017
Coleta mais de 183 mil ton
de pneus inservíveis
entrevista excluiva com Paulo Otto,
ouvidor-geral da Petrobras
Abeólica
Reciclanip
TN Petróleo 91
131

134. suplemento especial
Entrevista especial com Paulo Otto, ouvidor geral da Petrobras
É preciso punir
corruptos e corruptores
A Lei Anticorrupção, sancionada em agosto pela presidente da República, e a Lei de Acesso à Informação
(LAI), que completou um ano recentemente, são fortes instrumentos para se reprimir – no exato sentido
da palavra – os atos lesivos a empresas, à sociedade e ao país. Alguns vão frisar: sobretudo as práticas
lesivas à administração pública. Mas não há distinção entre empresas privadas, públicas ou mistas, uma
vez que a corrupção não se manifesta apenas no setor público. “No Brasil, sempre se destacou o Estado
corrompido, esquecendo-se dos corruptores. É fundamental mudar esta cultura e atribuir responsabilidade
também ao corruptor”, afirma o ouvidor-geral da Petrobras, Paulo Otto von Sperling, em entrevista
exclusiva à TN Petróleo. Ele destaca que, para a lei ter efetividade na punição a quem pratica corrupção,
é fundamental a adequada atuação dos juízes e, principalmente, dos Tribunais Superiores, uma vez que
sanções administrativas podem ser questionadas.
TN Petróleo – A nova Lei Anticorrupção dispõe sobre a responsabilização administrativa e civil de
pessoas jurídicas pela prática de
atos lesivos à administração pública, nacional e estrangeira. De que
forma esta lei impacta as empresas
públicas ou mistas, como a Petrobras, e contribui para a melhor
132
TN Petróleo 91
Foto: Agência Petrobras
N
a realidade, é necessário
aprimorar continuamente os
mecanismos de combate a
essas práticas corrosivas, inclusive
nas empresas. “Por essa razão, a
diretoria executiva da Petrobras
aprovou, em julho de 2013, o Programa Anticorrupção, que tem o objetivo de aperfeiçoar os processos
já existentes, conferindo-lhes uma
atuação conjunta e integrada, contemplando os aspectos preventivos,
com destaque para ações educativas, a detecção de desvios e, por
fim, a correção dos atos de fraude
ou corrupção provados”, afirma.
por Beatriz Cardoso
gestão e transparência da chamada
‘coisa pública’?
Paulo Otto von Sperling – As
normas se aplicam às sociedades
empresariais, independentemente
da forma adotada ou do controle societário, não havendo distinção entre empresas privadas, públicas ou
mistas. É importante destacar esse
aspecto para acabar com a crença
de que a corrupção se manifesta
exclusivamente no setor público. No
Brasil, sempre se destacou o Estado
corrompido, esquecendo-se dos
corruptores, desde o cidadão que
dá uma cervejinha para o guarda
até as grandes multinacionais que
fraudam as licitações, passando, é
claro, pelos grupos empresariais
que sonegam tributos. É fundamental mudar esta cultura e atribuir responsabilidade também ao corruptor.
De forma mais imediata, com o
advento da Lei Anticorrupção, as
empresas passam a ser responsáveis pelos atos de seus gestores e
empregados e, obrigatoriamente, a
questão vai ter que ser enfrentada
de forma mais transparente, com
respostas imediatas e objetivas. A
lei também vai incentivar a prevenção. No caso de violação, os mecanismos e procedimentos internos de
integridade e auditoria, o incentivo à

135. denúncia e a aplicação dos códigos de ética servirão de atenuantes à pessoa jurídica. Com isso,
as empresas brasileiras ganham
motivação para criar ou aprimorar
seus programas anticorrupção,
fundamentais para a consolidação
de um paradigma ético no mundo
dos negócios.
Então, a Lei Anticorrupção
obriga que as empresas se responsabilizem pelos atos de seus
empregados e gestores, incentivando a criação de mecanismos
institucionais para prevenir desvios
e prevendo sanções para a pessoa
jurídica corruptora. A lei ensejará
relações de negócios mais transparentes e íntegras, fortalecendo
a governança corporativa. Apenas
as sociedades empresariais probas
podem contribuir para o desenvolvimento econômico em bases
igualitárias e para a melhoria da
vida de seus empregados e públicos
de interesse.
Como ouvidor de uma das maiores
empresas do país – e uma das dez
maiores companhias de energia
do mundo – a responsabilização
da pessoa jurídica vai resultar em
ações punitivas mais efetivas?
Penso que sim, mas a efetividade da lei dependerá principalmente do Ministério Público e do
Poder Judiciário. O Congresso,
após as manifestações populares,
apressou a votação e aprovou a
lei. A presidente Dilma Rousseff,
com apoio da Controladoria Geral
da União (CGU), fez a sua parte e
vetou dispositivos que mitigavam as
sanções. Agora, a bola está com os
órgãos de controle e com o Poder
Judiciário. A lei prevê punições
severas às empresas pela prática
de atos lesivos à Administração
Pública. A multa nesses casos pode
chegar a 20% do faturamento bruto
do último exercício anterior ao da
instauração do processo admi-
Com a Lei Anticorrupção,
as empresas passam a
ser responsáveis pelos
atos de seus gestores e
empregados e, obrigatoriamente, a questão vai
ter que ser enfrentada
de forma mais transparente, com respostas
imediatas e objetivas.
nistrativo. A expectativa é que as
punições sejam aplicadas de forma
célere. Por exemplo, no caso das
sanções administrativas, para que a
multa seja aplicada bastará existir a
comprovação do ato lesivo ter sido
praticado no interesse ou benefício
da pessoa jurídica. Mas as sanções
administrativas podem ser questionadas no Judiciário e, por essa
razão, é fundamental a adequada
atuação dos juízes e, mais ainda,
dos Tribunais Superiores, para que
a lei tenha efetividade.
Quais os mecanismos de apuração,
e de denúncia mesmo, que existem
dentro da Petrobras para coibir
estes atos (de corrupção)? Quais
os mecanismos que estão sendo
criados para o combate à corrupção dentro da corporação?
A Companhia já dispõe de instrumentos variados para combater
a fraude e a corrupção. Além das
Comissões Internas de Apuração,
que analisam casos pontuais, há o
trabalho permanente e sistematizado
da Auditoria Interna, da Segurança
Empresarial e da unidade de Controle e Conformidade. A Ouvidoria-Geral, além de ser responsável pelo
Canal Denúncia, que está disponível
internamente para o recebimento de
manifestações sobre irregularidades
de natureza contábil (SOx), é o órgão
que recebe e trata denúncias em
geral, desde conflitos interpessoais
até atos de corrupção. Mas esses
mecanismos corporativos precisam
ser constantemente aprimorados.
Por essa razão, a diretoria executiva
da Petrobras aprovou, em julho de
2013, o Programa Anticorrupção, que
tem o objetivo de aperfeiçoar os processos já existentes, conferindo-lhes
uma atuação conjunta e integrada,
contemplando os aspectos preventivos, com destaque para ações educativas, a detecção de desvios e, por
fim, a correção dos atos de fraude
ou corrupção provados. A presidente
Graça Foster foi fundamental para a
aprovação do Programa, o que demonstra a convergência entre a alta
administração, a força de trabalho e
a sociedade brasileira.
A Petrobras participa dos organismos e das iniciativas relacionadas
à integridade e à transparência das
empresas, destacando-se o Pacto
Global, patrocinado pelas Nações
Unidas, e a Iniciativa de Transparência das Indústrias Extrativas (Eiti), que engloba governos,
empresas, grupos da sociedade
civil, investidores e organizações.
Como estas iniciativas estão sendo
incorporados às ações da Petrobras
para evitar a corrupção?
Por decisão da diretoria executiva, a Ouvidoria-Geral representa a companhia nas iniciativas
nacionais e internacionais ligadas
à transparência das empresas e ao
combate à fraude e à corrupção.
Com isso, participamos de grupos
de trabalho e de forças-tarefas,
que discutem temas relevantes
relacionados ao combate à corrupção. Essas discussões geram
relatórios ou guias, que ficam disponíveis para consulta, permitindo
TN Petróleo 91
133

136. suplemento especial
que qualquer empresa acesse
e implemente suas orientações,
aprimorando seus mecanismos de
controle. O Programa Anticorrupção, hoje em fase de implementação, não apenas traz benefícios
para a companhia e a sociedade
em geral, como também é fruto
desses compromissos assumidos
perante essas instituições. Outros
instrumentos de controle também são aprimorados com base
nessa troca de experiências entre
a Petrobras e os demais participantes do Pacto Global e do Eiti.
O mais importante é reconhecer
que temos sempre o que aprender,
melhorando os nossos processos
de fiscalização e de gestão.
A Lei de Acesso à Informação, que
completou um ano de vigência dia
16 de maio, é uma garantia jurídica
de direito à informação. Em havendo uma lei anticorrupção e um
programa interno da Petrobras, o
acesso à informação é fundamental
para assegurar a efetividade destas
iniciativas. Mas de que forma a
sociedade civil pode tomar conhecimento das ações efetivas levadas
a cabo pela Petrobras no combate à
fraude e à corrupção?
Na Petrobras, uma das ações
previstas em seu Programa Anticorrupção é a divulgação em relatórios
periódicos à Alta Administração e
para a força de trabalho dos casos
de fraude e corrupção que já tenham sido comprovados.
A LAI deflagrou um processo de
mudança cultural do Estado brasileiro, fortalecendo o controle social,
porque fez com que os gestores da
coisa pública efetivamente prestassem contas à sociedade, com que
falassem diretamente com o cidadão, sem intermediários. Alguns se
surpreenderam com o fato de que,
com a LAI, qualquer cidadão pode
pedir dados sobre a forma como o
dinheiro público está sendo gasto. O
134
TN Petróleo 91
O Programa Anticorrupção, em fase de implementação, não apenas
traz benefícios para a
Petrobras e a sociedade
em geral, como também é
fruto desses compromissos assumidos perante
essas instituições.
jornalismo investigativo tem recorrido
à LAI para produzir reportagens mais
elaboradas, sem o tradicional recurso
ao sigilo da fonte, e com grandes
quantidades de dados que antes não
eram tão fáceis de se obter.
A LAI, portanto, é um poderoso
instrumento para o cidadão e para
a imprensa. A Lei Anticorrupção
também prevê o Cadastro Nacional
de Empresas Punidas (CNEP), que
dará ampla publicidade às sanções
aplicadas pelos órgãos ou entidades
estatais. As duas leis são ferramentas que fortalecem a sociedade
civil, e resultam do amadurecimento
institucional do país.
O Ranking Global de Direito à
Informação, que avalia a qualidade
da legislação mundial de acesso à
informação (http://www.rti-rating.
org/country_data.php) classificou
a Lei de Acesso à Informação do
Brasil em 15º lugar (com 110 pontos de 150), o que, de certa forma,
confirma a sua qualidade. Qual o
grande desafio a ser enfrentado
para que possamos galgar novas
posições neste ranking?
Em primeiro lugar, creio que
esses rankings não devam ser tomados de forma absoluta. Sem uma
análise qualitativa, os números e os
índices não nos dizem nada. Embora já tenhamos uma boa posição,
a democracia exige um processo
de aprimoramento constante das
leis e das instituições. Avançar
neste caminho é um ato do Estado
e depende de uma implementação
efetiva da lei, que ainda é nova. Na
esfera federal, a implementação
já avançou muito. No entanto, em
relação aos estados e municípios a
implementação não se deu no mesmo ritmo. Estima-se que somente
cerca de 10% das cidades e 13 dos
27 estados da União tenham de fato
iniciado o processo de regulamentação e estejam de fato cumprindo o
que a lei exige.
Segundo o código de ética, de
governança corporativa da Petrobras, a ouvidorias ou instâncias
eventualmente responsáveis pelo
processamento de denúncias de
transgressões éticas, são responsáveis por preservar o anonimato
do denunciante, de modo a evitar
retaliações contra o mesmo e lhe
darão conhecimento das medidas
adotadas. Dentro de um processo
de sindicância interno, para apurar
possíveis atos de corrupção, de
que forma os denunciantes têm
suas identidades preservadas,
uma vez que podem tornar-se
as principais fontes do processo
investigativo?
No que se refere à apuração de denúncias, a atuação da
Ouvidoria está fundamentada na
garantia da confidencialidade.
Nossos profissionais têm consciência de que precisam preservar
este princípio, para que o denunciante não sofra qualquer tipo de
retaliação. O problema é quando
o próprio denunciante informa a
terceiros que esteve na Ouvidoria
para relatar determinado fato. A
partir daí, perdemos o controle
sobre a situação.

137. OTC Brasil 2013
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RIO DE JANEIRO
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TN Petróleo 91
135

138. suplemento especial
A denúncia, de início, aponta
para fatos e para indícios de autoria.
A comprovação da autoria é um
dos resultados do processo de
investigação dos fatos. É preciso
saber primeiro se os fatos existiram
conforme relatado na denúncia. E,
mais importante: para se defender, o denunciado não necessita
conhecer o nome do denunciante,
pois ele responde, em um primeiro
momento, à companhia. Por outro
lado, a Ouvidoria tem sido criteriosa para que as suas apurações
não resultem na promoção de uma
cultura de denuncismo. Denúncias
vazias, sem quaisquer indícios, são
logo arquivadas. A Ouvidoria precisa ter muita clareza entre o que
separa delatores irresponsáveis dos
cidadãos conscientes.
A Petrobras também é signatária
da Iniciativa de Parceria contra a
Corrupção (Paci), fomentada pelo
Fórum Econômico Mundial, e do
Pacto Empresarial pela Integridade
e Contra a Corrupção, compromisso
voluntário das empresas brasileiras
em favor da ética nos negócios,
baseando-se na Convenção da
Organização das Nações Unidas
contra a Corrupção, no 10º princípio do Pacto Global e nas diretrizes
da Organização para a Cooperação
e o Desenvolvimento Econômico
(OCDE). Quais as possíveis sanções e em que casos a Petrobras
pode ser sancionada?
Essas organizações estabelecem padrões de conduta que
todos os signatários precisam
cumprir, incluindo a Petrobras.
Caso não as cumprisse, a companhia decerto seria cobrada e teria
prazos para se adequar. Num caso
extremo de falta de compromisso,
uma empresa poderia até ser convidada a abandonar a organização
da qual é membro, sofrendo as
possíveis consequências em sua
reputação e imagem.
136
TN Petróleo 91
Estima-se que somente
cerca de 10% das cidades e 13 dos 27 estados
da União tenham de fato
iniciado o processo de regulamentação e estejam
de fato cumprindo o que
a Lei de Acesso à Informação exige.
Em maio de 2013, a Petrobras entregou ao Arquivo Nacional o acervo de
investigações políticas da sua antiga
Divisão de Informações (Divin), unidade da companhia responsável por investigar a orientação política e social
de seus empregados, em convergência com os órgãos de repressão. Que
medidas podem e devem ser tomadas
para evitar que perseguições, como
essa, nunca mais voltem a acontecer
dentro da estatal?
A melhor maneira é garantir as liberdades de expressão e
manifestação presentes no Estado
democrático de direito. Este Estado
ainda é recente no Brasil e precisa
ser consolidado. Somente um forte
retrocesso político nos tiraria deste
caminho, o que particularmente não
acredito que vá acontecer.
Outro ponto importante para
avançar em transparência e acesso
à informação foi a Lei 12.528, que
criou a Comissão da Verdade, cujo
objetivo é esclarecer fatos relativos
ao período da ditadura. O Estado
democrático não pode temer o seu
passado, mas deve, sim, enfrentá-lo
e aprender com os seus erros.
A precarização do trabalho é um
tema essencial diante do gigantismo
da Petrobras e dos empreendimentos que ela tem em andamento ou
implantação, não somente no país
como também no exterior. Assim,
soma-se ao quadro funcional da
Petrobras um enorme contingente
de terceirizados, subcontratados em
diversas instâncias. Como gerenciar e assegurar que toda a força
de trabalho da Petrobras, inclusive
os terceirizados, terão seus direitos e benefícios assegurados em
toda essa cadeia produtiva? Como
impedir práticas nesta cadeia produtiva como mão de obra escrava ou
semiescrava, mão de obra infantil,
más condições de trabalho?
A Petrobras inclui em seus
contratos de prestação de serviços
cláusulas que proíbem o trabalho
degradante, a utilização de mão de
obra infantil ou em situação análoga
à de escravo, e obrigando a empresa contratada a seguir à risca a
legislação trabalhista. Sabemos que
só isso não é suficiente. Qualquer
evidência de irregularidade deve ser
coibida. Práticas nefastas, como a
utilização de mão de obra escrava,
não devem ser toleradas, sob pena
de a Petrobras perder o respeito e
a admiração que desfruta entre a
maioria esmagadora dos brasileiros.
A Ouvidoria da Petrobras
dispõe de canais específicos para
receber reclamações de todos os
públicos de interesse da companhia. À Petrobras interessa
melhorar as condições de trabalho no Brasil. Os esforços da
equipe da Ouvidoria fazem parte
da construção da legitimidade da
companhia e esta legitimidade
está ligada, indissoluvelmente,
ao bem-estar de sua força de
trabalho e aos interesses do
povo brasileiro. Se o negócio da
Petrobras aponta, desde 1953,
para o desenvolvimento energético do país, a nossa missão, hoje,
também inclui o desenvolvimento
social e econômico do Brasil.

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137

140. suplemento especial
Alunos do CTC/PUC-Rio vencem
6º Prêmio Petrobras de Tecnologia
O
s estudantes Márcio Santos Mundim e Ana Carolina Alves Abrêu
representaram o Centro Técnico
Científico da PUC-Rio (CTC/PUC-Rio)
como concorrentes ao Prêmio Petrobras
de Tecnologia. Pela quinta vez em seis
edições, o CTC/PUC-Rio se destaca
na competição. Márcio e Ana Carolina disputaram com alunos de todas as
universidades do país, em nove temas
que se repetiram em três categorias
(Graduação, Mestrado ou Doutorado),
saindo 27 vencedores no final.
Márcio Mundim, graduado em
Engenharia Química, venceu no
tema ‘Tecnologia
de bioprodutos’
e recebeu como
prêmio R$ 10
mil e uma bolsa
de mestrado do
CNPq. Já Ana
Carolina, formada
em Engenharia
de Petróleo, mestre em Engenharia Elétrica e doutoranda na mesma
área, concorreu na categoria Mestrado e levou o 1º lugar no tema ‘Tecnologia de perfuração e de produção’,
recebendo R$ 15 mil.
Mundim venceu com o trabalho
de conclusão de curso ’Projeto de
estação integrada para tratamento de
vinhaça visando à obtenção simultânea de fertilizante e água de reúso’.
O estudo trata do reaproveitamento
da vinhaça (rejeito da indústria do
álcool), transformando esse subproduto em fertilizante concentrado e
em água de reúso.
São feitos todos os dimensionamentos dos principais equipamentos,
tanques e tubulações envolvidos no
processo e uma Análise Econômica
Preliminar do investimento da planta. Tendo como premissa que com
1 t de cana produz-se 80 litros de
etanol (álcool) como produto e 1.040
litros de vinhaça como subproduto, o
trabalhou reiterou a importância do
reaproveitamento do rejeito. Márcio
hoje faz um programa de dois anos
como trainee na Statoil, empresa de
petróleo norueguesa.
A mestre Ana Carolina Abrêu
está cursando doutorado em Engenharia Elétrica no
CTC/PUC-Rio, na
área de Métodos
de Apoio a Decisão. Seu trabalho
‘Otimização de
cronogramas de
ativação de poços de petróleo,
considerando restrições técnicas e
operacionais’ desenvolve uma ferramenta de apoio ao especialista
na escolha de cronogramas para a
abertura de poços para o desenvolvimento de reservatórios de petróleo.
Esse modelo baseia-se na técnica de
Algoritmos Genéricos para considerar as restrições técnicas e utiliza o
Valor Presente Líquido (VPL) para
avaliar soluções. Com o prêmio, Ana
Carolina planeja terminar seu curso
e fazer um pós-doutorado.
ANP, MPF, Ibama, Chevron e Transocean
assinam termo de ajustamento de conduta
A
Agência Nacional do Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP), o Ministério Público
Federal (MPF) no Rio de Janeiro, o
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), a Chevron Brasil, a
Chevron Latin America e a Transocean Brasil assinaram um Termo
de Ajustamento de Conduta (TAC)
para pôr fim às ações civis públicas
propostas pelo MPF relativas aos vazamentos que ocorreram no Campo
de Frade, na Bacia de Campos, entre
novembro de 2011 e março de 2012.
Com esse documento, as empresas terão que se comprometer
com ações inéditas de precaução
e prevenção de incidentes, além
138
TN Petróleo 91
de ter que fazer compensações
pelos vazamentos. Os danos a
serem reparados e compensados
que constituem o objeto do TAC
restringem-se exclusivamente aos
danos provocados pelo contato
indevido de óleo em água e aos
reflexos dela decorrentes, não
compreendendo eventuais danos à
estrutura geológica das áreas em
que ocorreram os dois incidentes.
Está expressamente resguardado
o poder/dever da ANP de executar a
regulação e a fiscalização das atividades que foram objeto do TAC, estando
consignado que a Chevron acatará
as medidas estabelecidas antes pela
ANP devendo esta fiscalizar o cumpri,
mento da referida obrigação.
A Chevron pagou as multas
aplicadas pela ANP após decisão
de primeira instância e que estão
relacionadas ao incidente no
total de R$ 36.650.000,00, tendo
recolhido R$ 25.592.000,00 com o
desconto de 30% previsto no art.
4º, §3º, da Lei n. 9.847/99. Em
abril de 2013, a Agência autorizou o retorno da produção de
alguns poços no Campo de Frade,
na medida em que haviam sido
reestabelecidas as condições de
segurança operacional que tinham
fundamentado a suspensão da
produção. A concessionária não
está autorizada a fazer a perfuração de poços nem a fazer a injeção
de fluidos por poços injetores.

141. Energia solar: cenário favorável
Em seminário promovido pela Associação Comercial de São Paulo, especialistas
afirmaram que o Brasil está em um momento propício para investir na energia solar.
Foto: Divulgação
P
ara o secretário de Energia
do Estado de São Paulo, José
Anibal, é preciso um planejamento estratégico para vencer os
desafios energéticos dos próximos
anos. “Para isso, precisamos de
ousadia para a limpeza de nossa
energia, com novos modais – como
o bagaço de cana e as energias eólica e fotovoltaica”. Ele mencionou
o Plano Paulista de Energia 2020,
que tem como meta a diminuição
de 20% das emissões de poluentes
em comparação com 2005.
De acordo com o secretário, a expectativa é promover isenção total
de ICMS para equipamentos fotovoltaicos, a fim de estimular o setor.
Outra meta é que em 2020, 69% da
energia do estado de São Paulo seja
de fontes renováveis – hoje está em
55,5% (superior ao Brasil, que tem
45,5%).
Renato Mangussi, diretor de
Energias Renováveis da empresa
Dya Energia Solar, do grupo Tecnometal, fez uma exposição sobre o
mercado de energia solar nos Estados
Unidos e no Brasil. Defendeu que
no Brasil sejam fabricados painéis
fotovoltaicos (hoje o maior produtor
é a China) e ressaltou que a energia
solar é uma fonte alternativa e viável
do ponto de vista econômico.
“Temos vocação solar e isso pode
fazer frente à dependência hidráulica
que temos hoje.” Essa é a opinião
de Márcio Trannim, da Associação
Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine).
Ele destacou que a expectativa de
duração das reservas de combustíveis
fósseis é de cem anos e enumerou
diversas vantagens da energia solar
para o Brasil, entre elas as condições climáticas e a tecnologia, que
é madura e confiável e tem baixo
custo de operação e manutenção.
Trannim também atentou para dificuldades – como falta de mão de
obra especializada e resistência das
distribuidoras.
Por fim, o professor emérito da
Universidade de São Paulo (USP)
e membro do Instituto de Energia
e Ambiente (IEE), José Goldemberg, avaliou que o momento é
de oportunidade para mudanças
– já que o modelo hidrelétrico brasileiro está se esgotando. “Este
modelo serviu ao Brasil por mais
de cem anos, mas há um problema
cultural: os engenheiros foram
educados no estilo clássico, não
têm uma visão clara atual.”
Outra questão apontada por
Goldemberg que, segundo ele, dificulta a implantação da energia
solar é o fator ideológico, já que o
governo federal decidiu baratear a
tarifa da energia elétrica. Ele citou
o exemplo bem-sucedido do estado
norte-americano do Texas. Lá, as
empresas de energia estão mudando o tipo de negócio e passaram
a gerenciar o sistema de troca de
energia – as empresas é que instalam os painéis. “O problema com
a hidreletricidade hoje criou uma
crise monumental, mas isso abre
a possibilidade para a solução da
energia solar ”, concluiu.
Conselho de Infraestrutura – Coordenado pelo vice-presidente da
,
ACSP Luiz Gonzaga Bertelli, o Conselho tem como objetivos buscar a
adequação e eficiência da infraestrutura nacional (eletricidade, petróleo,
gás natural, etanol, energias renováveis, telecomunicações, logística,
transporte e portos no âmbito nacional). E isso é feito por meio da articulação do Conselho junto a órgãos
governamentais, entidades de classe, empresas e escolas superiores;
do acompanhamento das questões
regulatórias do setor; da realização
de eventos sobre infraestrutura; e da
divulgação de informações sobre o
tema para auxiliar o empresário a
encontrar a melhor solução para o
seu negócio.
TN Petróleo 91
139

142. suplemento especial
QGEP leva Portinari para Arraial do Cabo
O projeto engloba muito mais que uma exposição, uma vez que os moradores de Arraial do
Cabo (RJ) são capacitados para monitorar as atividades de crianças. E os professores das escolas municipais também recebem treinamento para usar a arte como ferramenta de educação.
O foco é sempre a abordagem de temas relacionados ao meio ambiente.
por Maria Fernanda Romero
140
TN Petróleo 91
Fotos: Divulgação
A
Queiroz Galvão Exploração
e Produção (QGEP), empresa do segmento de óleo e
gás do Grupo Queiroz Galvão, em
parceria com o Projeto Portinari,
levou a exposição Portinari: Arte
e Meio Ambiente para Arraial do
Cabo, na Região dos Lagos fluminense. As obras do pintor brasileiro abordam a temática do meio
ambiente e ficaram expostas até
17 de agosto, no Centro Cultural
Manoel Camargo.
“Com esse projeto a QGEP
visa contribuir para a formação
educativo-cultural das crianças,
jovens e adultos, na perspectiva
da construção de valores éticos e estéticos, possibilitando a
difusão da arte brasileira, através
da obra de Portinari”, explica Rebeca Kiperman, coordenadora de
Comunicação e Sustentabilidade
da empresa.
A companhia é patrocinadora
do Projeto Portinari desde 2011,
período em que foi iniciada a
itinerância de Arte e Meio Ambiente no sul da Bahia. Em 2012,
a exposição foi levada para a
Rio+20, permanecendo no Rio de
Janeiro até dezembro. Este ano,
o projeto já passou pelos municípios de Bom Jesus do Itabapoana,
São Francisco de Itabapoana,
Maricá, Duque de Caxias e ainda
será levado a outras cidades.
Segundo Kiperman, a ação
contempla a itinerância da
exposição Arte e Meio Ambiente
com 28 reproduções de obras
de Portinari, bem como a distribuição gratuita de bauzinhos e
Número de escolas
participantes
Bahia: 72 (Ilhéus, Canavieiras, Una e Belmonte)
Resende: 34
Rio de Janeiro: 117
Duque de Caxias: 16
Bom Jesus do Itabapoana: 22
Maricá: 40
São Francisco do Itabapoana: 54
Arraial do Cabo: 7
a capacitação de professores de
escolas públicas, em parceria com
as Secretarias de Cultura de cada
localidade.“Em 2013, a exposição
está sendo levada para municípios do estado do Rio de Janeiro
pertencentes à área de influência
direta do bloco BS-4, na Bacia de
Santos. Até dezembro, serão oito
cidades”, informou.
Nesses três anos, a exposição
já permitiu que mais de 140 mil
pessoas de 12 municípios tivessem acesso às réplicas do acervo
do Projeto Portinari. Nessas
cidades quase 400 professores
e outros 150 monitores foram
capacitados.
De acordo com Suely Avelar,
coordenadora do Projeto Portinari, hoje, a obra de Portinari,
muito mais do que ser admirada
em museus e galerias de todo
o mundo, cumpre com o firme
propósito de ser um instrumento
para a mobilização social e, por
conseguinte, para a identificação dos valores de brasilidade,
atuando como um difusor da
obra de Portinari e, sobretudo,
como um dinamizador de suas
crenças sobre o papel social da
arte, e também contribuir, através dessa obra, para reflexões
quanto às questões referentes ao
meio ambiente e as responsabilidades coletivas favorecedoras do
bem-estar e da qualidade de vida
planetária.
“Os encontros realizados
com os professores dos quatro
municípios da Bahia e dos sete
municípios do estado do Rio de
Janeiro, os diálogos mantidos
com esses professores nos fazem
acreditar que estamos contribuindo com uma parcela bem
significativa para a Educação
no Brasil e devemos conferir
grande crédito à empresa, que
acreditou em nosso trabalho e
nos possibilita continuar a ter o
firme propósito de tornar cada
vez mais a obra de Portinari um
instrumento para a mobilização
social, para a identificação dos
valores de brasilidade”, afirma a
coordenadora.

143. H
oje com 2,8 GW de capacidade, o setor de energia
eólica deve chegar ao
ano de 2017 com 10,5 GW de
capacidade instalada, tornando-se um dos seis maiores países
do mundo com geração pela
fonte de energia renovável. A
afirmação foi feita pela presidente da Associação Brasileira
de Energia Eólica (Abeeólica),
Élbia Melo, durante a abertura
do evento Brazil Wind Power, no
Rio de Janeiro.
Segundo dados da Abeeólica,
o Rio Grande do Norte é o estado
brasileiro com maior número de
parques instalados com 25 de
um total de 119. A Bahia figura
em segundo lugar nesse ranking,
mas com diversos incentivos para
receber investimentos dessa indústria, o estado pode em pouco
tempo alcançar a liderança da
energia dos ventos no Brasil. A
força da indústria eólica aparece
também nos empregos que têm a
perspectiva de chegar a 280 mil
até 2020, o que demonstra um
crescimento forte e sustentável
para os próximos anos.
Dentre os motivos da animação do setor está o sucesso
dos leilões de energia para as
eólicas, que em pouco tempo
se tornaram a segunda fonte
de energia mais competitiva
da matriz energética brasileira,
Foto: Keystone
Energia eólica pode chegar
a 10,5 GW em 2017
perdendo apenas para as hidrelétricas. O ministro de Minas e
Energia, Edison Lobão, anunciou durante o Brazil Wind
Power que a energia eólica será
inserida no próximo leilão de
energia A-5, a ser realizado no
dia 13 de dezembro. “É inegável o avanço das fontes renováveis, incluindo as eólicas, na
nossa matriz energética a partir
do Proinfa”, afirmou o ministro,
citando o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica do MME, lançado em 2010. “Temos energia
elétrica suficiente para acompanhar o desenvolvimento e o
crescimento da economia do
Brasil”, completou.
Em 2012, foram inauguradas
15 usinas, e este ano já foram
nove usinas com início de operação e como parte do Sistema
Interligado Nacional (SIN). E há
hoje 93 usinas eólicas em construção, que irão colocar 2.300
MW no sistema de energia do
país. Para isso, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) vai
fazer um leilão específico para
as linhas de transmissão para os
novos parques eólicos, no sentido de melhorar o planejamento
no fornecimento da energia
eólica no país.
TN Petróleo 91
141

144. suplemento especial
Programa Uma terra duas águas
142
TN Petróleo 91
Foto: Divulgação
O
diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Miranda Formigli, participou
no final de julho, em Areia Branca
(RN), do lançamento do Programa
Uma terra duas águas (P1+2). O
projeto, patrocinado pela Petrobras
e desenvolvido pela Associação Um
Milhão de Cisternas Rurais para
o Semiárido Brasileiro (AP1MC),
construirá 20 mil sistemas de captação e armazenamento de água
da chuva em 210 municípios do
semiárido. O apoio à iniciativa integra um conjunto de ações para
enfrentamento da maior estiagem
dos últimos 50 anos na região.
O diretor e o gerente executivo
de Responsabilidade Social da Petrobras, Armando Tripodi, visitaram
três residências no assentamento
Serra Vermelha,
que receberam as
primeiras cisternas do programa.
“As tecnologias
aplicadas aqui
no semiárido são
um exemplo de
engenharia – soluções simples, implementadas pelos
próprios agricultores e que lembram
a história da Petrobras”, disse o diretor, lembrando que a Companhia no
início de sua história produzia 2.633
barris por dia e hoje produz cerca de
2 milhões de barris por dia graças às
tecnologias construídas e adaptadas
à nossa realidade.
A implantação dos sistemas permitirá que as famílias utilizem a água
para a produção de alimentos e a
criação de animais, mesmo na época da estiagem do semiárido. Além
disso, as famílias serão capacitadas
para a construção de bancos de sementes e plantio de mudas. O objetivo é promover o desenvolvimento
rural, estimular a geração de renda
e garantir a segurança alimentar de
20 mil famílias de agricultores.
A Petrobras investirá R$ 200 milhões, no período de 12 meses, no
Programa. Cerca de 60% dos municípios beneficiados estão na área
de influência do Sistema Petrobras.
A região é considerada estratégica
para a Companhia, que tem ampliado
continuamente sua presença no Nordeste e no semiárido. Atualmente, a
região conta com unidades de Exploração e Produção, Refino, Usinas de
Biodiesel, Fábricas de Lubrificantes
e de Fertilizantes, além de redes de
dutos, gasodutos e postos de combustíveis.
O evento de lançamento do programa também contou com a presença do secretário de Segurança
Alimentar e Nutricional do Ministério de Desenvolvimento Social e
Combate à Fome, Arnoldo Campos,
do representante da Articulação Semiárido Brasileiro, Naidison Quintella Baptista, e representantes do
governo local.
Soluções simples e de baixo custo –
Os 20 mil sistemas serão destinados à
captação da água da chuva, que poderá ser utilizada na produção de alimentos e na criação de animais para
o consumo de subsistência, além de
trocas solidárias e comercialização
em pequena escala. Apesar de ser
caracterizada por longos períodos
secos, a região registra em média 750
mm de chuva por ano, o que garante
a disponibilidade de água para os
reservatórios.
De acordo com as condições do
local, será feita a opção por um dos
quatro tipos de sistemas de capta-
ção e armazenamento: cisternas-calçadão, cisternas de enxurrada,
barreiro-trincheira e barragens subterrâneas. Todas elas são consideradas soluções simples, de baixo custo,
fáceis de serem implementadas e já
adaptadas às condições de vida da
população rural do semiárido.
Manejo sustentável da terra e das
águas – Para a execução do projeto
serão capacitados, no período de um
ano, 1.300 pedreiros em técnicas de
construção destinadas à captação de
água de chuva. Também está prevista
a construção de locais para armazenamento de sementes e viveiros
de mudas. Essas ações fazem parte
de uma estratégia mais ampla, cujo
objetivo é apoiar a articulação, o
fortalecimento e a emancipação da
sociedade civil por meio da capacitação para o manejo sustentável da
terra e das águas.
Na escolha das famílias que receberão os sistemas, será dada prioridade àquelas que têm renda per capita
familiar de até meio salário mínimo,
localizadas na zona rural, com crianças de até 6 anos ou com crianças
e adolescentes matriculados e frequentando a escola. Também serão
consideradas famílias integradas por
adultos com idade igual ou superior a
65 anos, pessoas com deficiência ou
que tenham mulheres como chefes de
família. Entre as condições técnicas,
serão analisados aspectos relacionados à área disponível, características
geológicas e de solos.

145. F
oz do Iguaçu vai ganhar a primeira planta para a produção
experimental de hidrogênio do
Paraná e a segunda da região Sul do
país. A estrutura começou a ser construída no início do mês, em uma área
de 2.000 m2, dentro do Parque Tecnológico Itaipu (PTI). A expectativa é que
a produção comece até o final do ano.
O projeto é uma parceria da Itaipu
Binacional, Eletrobras e a Fundação
Parque Tecnológico Itaipu (FPTI) e
foi desenvolvido com apoio do Centro
Nacional de Referência em Energia do
Hidrogênio (Ceneh) da Universidade
Estadual de Campinas (Unicamp).
Além da planta experimental, a
parceria com a Eletrobras (assinada
em outubro de 2011) já viabilizou a
instalação do Núcleo de Pesquisa
em Hidrogênio (Nuphi), também no
PTI. Pesquisadores e bolsistas foram
contratados para atuar no centro.
O coordenador brasileiro da Comissão Interna de Conservação de
Energia (Cice), engenheiro Marcelo
Miguel, disse que os estudos vão possibilitar, no futuro, que Itaipu aproveite a energia que hoje deixa de ser
gerada pela água excedente do reservatório para abastecer uma grande
central de produção de hidrogênio.
O mesmo modelo de produção
poderá ser adotado por outras hidrelétricas do país, abrindo a possibilidade de novas unidades de negócio
para o setor elétrico. “Com o hidrogênio, Itaipu poderá elevar em até
6% a sua eficiência energética e se
tornar referência dentro do sistema
Eletrobras para a aplicação dessa
tecnologia”, disse.
Benefícios do hidrogênio – Marcelo
Miguel comentou que o hidrogênio
é um elemento abundante na natu-
reza, com alta densidade energética e isento do carbono – um dos
responsáveis pelo chamado efeito
estufa. Ou seja, trata-se de uma alternativa economicamente viável e
ambientalmente correta.
O potencial de aplicação, segundo
ele, é amplo. Armazenado em grandes
cilindros, em forma de gás, ou em
pequenas células de combustível, o
hidrogênio pode gerar energia para
abastecer residências e indústrias,
veículos elétricos ou até mesmo ser
utilizado como bateria de telefones
celulares. “ utilização em larga escaA
la seria uma revolução energética, já
que 93% do universo se compõem de
hidrogênio”, estima Marcelo Miguel,
explicando que é possível isolar o elemento químico a partir de qualquer
material, inclusive do lixo.
No caso de Itaipu, a escolha da
extração pela água (composta por
oxigênio e hidrogênio) foi natural. “O
Brasil é o país das hidrelétricas. Outros países, para produzir o hidrogênio, precisam queimar gás, petróleo
ou carvão. Aqui, seria um processo
totalmente limpo e ainda evitaríamos
o desperdício de energia com a água
escoada pelo vertedouro.”
Frentes de pesquisa – Os estudos
desenvolvidos pelo Nuphi poderão
ser testados na futura planta experimental, com 180 m2 de construção.
O principal equipamento da unidade, chamado de eletrolisador, foi
comprado por meio de concorrência
internacional e está em processo de
fabricação pela empresa italiana
H2Nitidor. Esse equipamento permite produzir hidrogênio por meio
da eletrólise, ou seja, a separação
dos elementos químicos da água
(hidrogênio e oxigênio).
Foto: Divulgação
Planta experimental de hidrogênio
O coordenador do Nuphi, Ricardo
José Ferracin, disse que o principal
objetivo do centro é investigar o ciclo
de vida do hidrogênio, envolvendo
as etapas de produção, purificação,
compressão, armazenamento, controle de qualidade, transporte e uso final
em células a combustível e outras
aplicações. Outra frente de pesquisa
é a produção de hidrogênio a partir
da criação de algas.
O centro também pretende
promover a interação do hidro gênio com o Programa Veículo
Elétrico (VE) – para abastecer
com células de hidrogênio parte
da frota de veículos elétricos de
Itaipu. “O hidrogênio tem a perspectiva de se inserir na matriz
energética [do Brasil] até 2050,
sobretudo na área do transporte”,
explicou Ferracin, que também
é o responsável pela planta de
produção experimental.
Além da H2Nitidor e da Hytron,
empresa spin-off (termo utilizado
para descrever uma empresa que
nasceu a partir de um grupo de
pesquisa) da Unicamp, o centro já
fechou parcerias com instituições
como a Universidade Estadual do
Oeste do Paraná (Unioeste), Universidade Federal da Integração Latino-Americana (Unila), Universidade
Federal de São Carlos (UFSCar) e a
Universidade Nacional de Missiones
(Unam), da Argentina.
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TN Petróleo 91
143

146. suplemento especial
A
Reciclanip, entidade
ligada à Anip (Associação Nacional da Indústria de Pneumáticos), coletou e
destinou de forma ambientalmente correta mais de 183 mil
toneladas de pneus inservíveis
durante o primeiro semestre de
2013. A quantia equivale a 36,6
milhões de unidades de pneus
de carros de passeio.
Desde 1999, quando os
fabricantes de pneus iniciaram
esse processo, 2,46 milhões de
toneladas de pneus inservíveis
foram coletados e destinados
adequadamente, ou seja, 492
milhões de pneus deixaram de
ser jogados no meio ambiente.
O sucesso do projeto se reflete
também nos investimentos das
fabricantes de pneus, que desde
o início até junho, já destinaram
Foto: Divulgação
Reciclanip coleta mais de 183 mil
toneladas de pneus inservíveis
US$ 212,30
milhões no
programa.
“A previsão
de investimento
para 2013 é de
R$ 80 milhões,
valor superior
ao investido no ano passado.
Esses recursos são utilizados
para os gastos logísticos,
que hoje representam mais
de 60% dos nossos pagamentos, e também para todos
os investimentos de destinações. Temos hoje mais
de 800 pontos de coleta e
uma média de 60 caminhões
transitando diariamente por
cerca de 3.500 rotas”, explica Alberto Mayer, presidente do Sistema Anip.
A
s iniciativas de diversas
empresas brasileiras foram
destaque no relatório
“Economia verde e comércio –
tendência, desafios e oportunidades”, do Programa das Nações
Unidas para o Meio Ambiente
(Pnuma). No relatório, a entidade da ONU ressalta as alternativas sustentáveis para a extração
de matérias-primas no desenvolvimento de novos produtos.
O objetivo do relatório é mostrar que é possível o desenvolvimento econômico de regiões de
forma sustentável, estimulando
setores como agricultura, pesca,
energia renovável e turismo.
O documento mostra casos de
144
TN Petróleo 91
sucesso relacionados ao uso
correto da biodiversidade para
esses fins, além de exemplos
de comércio sustentável na
Amazônia, com capacitação de
comunidades rurais. O comércio
de produtos certificados está
em crescimento tanto no Brasil
como no mundo, afirma-se no
documento.
Uma das empresas brasileiras
citadas no estudo é a Natura,
que adotou o uso sustentável da
biodiversidade como referência para inovação. O relatório
lembra ainda que a companhia
desenvolveu alternativas vegetais para as matérias-primas
petroquímicas, as quais permiti-
Foto: Divulgação
Iniciativas sustentáveis são destaque
em novo relatório do Pnuma
ram reduzir o uso de carbono e
criar uma nova linha de produtos
com base no uso sustentável da
biodiversidade.

147. A
equipe do Laboratório de
Micro-ondas desenvolveu, com a participação de
Luana Cecília Mello Cantagesso,
aluna de Engenharia Química e
bolsista de Iniciação Científica do
Instituto Mauá de Tecnologia, um
processo inovador para produção
de biodiesel. O processo inovador
possui rendimento superior a 99%
e velocidade de processamento
50% superior à do tradicional
processo de transesterificação
alcalina. O projeto foi reconhecido
e premiado com o Prêmio CRQ-IV,
do Conselho Regional de Química, que foi entregue durante cerimônia promovida pelo Conselho,
em 13 de setembro.
“Graças às suas vantagens de fabricação com matérias-primas reno-
váveis e menor índice de poluição,
o biodiesel suscitou um movimento
mundial para sua utilização em
substituição ou adição ao diesel de
petróleo. Contudo, para que a produção do biodiesel seja autossustentável é necessário dispor de matéria-prima barata e de processo químico
de fabricação eficiente”, explica o
professor Luiz Alberto Jermolovicius, responsável pelo projeto.
A intenção, agora, é motivar
as empresas a se interessarem
e, em parceria com o Centro de
Pesquisas do Instituto Mauá de
Tecnologia, promover a exploração
comercial desta nova tecnologia
para produção de biodiesel. “A
premiação do Conselho Regional
de Química, sem dúvida, é um
reconhecimento e atrelada a ela
Foto: Divulgação
Instituto Mauá desenvolve processo
para produção de biodiesel
está a certeza de que o trabalho de
todos os envolvidos é importante
não apenas no meio acadêmico,
mas para o mercado também”,
encerra o professor.
TN Petróleo 91
145

148. suplemento especial
Os desafios do licenciamento ambiental portuário:
uma questão de curto,
médio e longo prazo
Para atender às demandas futuras de investimentos no setor de
infraestrutura e adequar os prazos do licenciamento às expectativas
do governo e dos investidores, o próprio governo, através do
Ministério do Meio Ambiente, se articula para propor mudanças
nos critérios de licenciamento ambiental para alguns tipos de
empreendimentos, entre eles os do setor portuário, para o qual
são esperados os maiores investimentos nos próximos anos com o
advento da Lei dos Portos (n. 12.815/13).
A
s medidas sinalizadas têm o objetivo de buscar soluções de curto
prazo para um problema de alta complexidade. Os desafios são
grandes, haja vista a dimensão legal que permeia o assunto, com
inúmeros entes intervenientes e marcos legais regulando o setor.
Além disso, as questões técnicas a serem superadas são igualmente desafiadoras.
É fundamental, portanto, olhar mais à frente e buscar também soluções
de médio e longo prazo.
Marcelo Poças Travassos é
oceanógrafo com mestrado
em geociências e área de
concentração geoquímica
ambiental, e diversos
cursos nas áreas de oceanografia química,física e
ecotoxicologia; gerenciamento costeiro; gestão/auditoria ambiental;
gestão de projetos, de resultados e da qualidade. É gerente geral da CP+ Meio Ambiente,
onde trabalha desde 1993.
146
TN Petróleo 91
Questões de curto prazo – O governo pretende definir, de forma mais objetiva, a tipologia dos empreendimentos que serão licenciados na esfera
federal, estadual ou municipal. Apesar de todos os marcos regulatórios que
tratam da competência no licenciamento (Conama 237/97 e Lei Complementar 140, de 2011), ainda há pontos que geram dúvidas e precisam ser
resolvidos para minimizar os imbróglios judiciais posteriores.
Simplificação e desburocratização do processo de licenciamento dos
Portos Organizados se apresentam como medidas eficazes para a regularização ambiental dos portos hoje instalados e, certamente, darão maior
celeridade aos processos de projetos que venham a se desenvolver dentro
dos seus polígonos.
Contudo, em relação aos novos Portos e aos projetos de Terminais de
Uso Privativo (TUP), construídos fora da área do porto organizado, os desafios continuam grandes. O processo de licenciamento desses empreendimentos tende a continuar moroso e conflituoso, seja pela falta de planejamento ao se pensar o projeto, seja pelos conflitos de interesse nas áreas de
influência diretamente afetadas, haja vista a baixa efetividade dos instrumentos de ordenamento territorial que indiquem áreas com maior vocação
para receber esses projetos e áreas que devam efetivamente ser preservadas ou destinadas a outros usos. Isso não se resolverá com as medidas

149. Foto: Flávio Berger - Ascom Suape
que estão sendo propostas, mas, sim, com ações bem
planejadas, como as descritas à frente.
No médio prazo – O ideal é que sejam conduzidas
ações antecipatórias para discutir, desde o início do
processo de licenciamento ambiental, os aspectos locacionais e os riscos socioambientais da implantação
de determinado projeto. Instrumentos como a Avaliação Ambiental Estratégica deveriam ser considerados
nas análises de viabilidade dos projetos ainda em sua
fase de planejamento, previamente à emissão dos Termos de Referência pelos órgãos ambientais, para que
os TRs já tragam essa análise prévia e direcionem os
estudos para tratar questões mais relevantes. Isso diminuiria as incertezas do processo e a insegurança dos
investidores, já que muitos dos conflitos potenciais seriam tratados ainda na fase de planejamento.
No longo prazo – Efetivamente, estamos todo o tempo
inventando a roda a cada novo processo de licenciamento. Isso tem um custo elevado e por vezes é fator
determinante dos longos prazos dedicados à elaboração
dos estudos ambientais. Mas por que isso acontece? De
forma geral, a falta de padronização no levantamento
de dados e de um Sistema Nacional de Informações
Ambientais (previsto como instrumento da Política Nacional de Meio Ambiente, Lei 6938/81) faz com que sejam gastos muito tempo e recursos na elaboração dos
Estudos de Impacto Ambiental, devido a retrabalhos e
à baixa qualidade das informações. Assim, a criação
de um Banco de Dados Ambientais se apresenta como
uma ferramenta que poderá trazer ganhos reais de prazo e eficiência ao licenciamento ambiental, permitindo
simplificar etapas e estudos.
Estes são alguns dos pontos críticos que devem ser
enfrentados hoje no processo de licenciamento, mas,
na verdade, há outros desafios. Este cenário de alta
complexidade do licenciamento ambiental só traz prejuízos aos stakeholders envolvidos no processo. Para
o investidor, gera riscos e aumento de Capex e Opex;
para o governo, prejuízos em razão da importância do
setor para a economia nacional; e para a sociedade e o
meio ambiente, muitas vezes ficam os impactos negativos de um processo mal conduzido.
Toda vez que partimos para ajustar o processo às
necessidades do momento, é como se tentássemos trocar o pneu do carro com o carro andando. Apesar da
importância dos ajustes, urge avaliar, paralelamente,
os acertos e erros do processo de licenciamento nesses
quase 30 anos de amadurecimento, adequar a estrutura do Sisnama ao que queremos e precisamos, promover a articulação interinstitucional e, aí, uniformizar as
regras e procedimentos do licenciamento.
Só assim teremos mudanças positivas, concretas
e longevas. O desafio agora é repensar o sistema
de forma integrada, inovar se preciso, planejar e,
sobretudo, executar, pois, como diz o provérbio, o
papel aceita tudo!
TN Petróleo 91
147

150. pessoas
Klüber
Lubrication tem
nova estrutura
de marketing na
América do Sul
A Klüber Lubrication, especializada em soluções com lubrificantes
especiais, anuncia a formatação de
uma nova estrutura de marketing para
a América do Sul, onde possui unidades industriais no Brasil (Alphaville e
Barueri, em São Paulo), Argentina e
Chile. Sob a liderança do gerente de
vendas, marketing e engenharia de
aplicação, Jorge Efrain Rey de Oliveira, a empresa informa a contratação
da relações públicas Fabiana Maciel
para a coordenação de marketing.
A missão da equipe, segundo
Oliveira, é fortalecer a imagem dos
pontos fortes da companhia. Entre
elas, o executivo cita o atendimento
personalizado; a preocupação com
a máxima qualidade dos produtos
desenvolvidos, produzidos e fornecidos; o foco contínuo no desenvolvimento de soluções inovadoras, de
alta tecnologia; e o respeito às pessoas
(clientes, fornecedores, colaboradores e comunidade). “Um dos nossos
principais objetivos é manter uma
comunicação aberta com o mercado
para divulgar os nossos valores e a
filosofia de trabalho”, comenta ele.
A empresa produz lubrificantes
customizados às necessidades de
cada cliente e que contribuem para
tornar os seus processos produtivos
melhores, eficientes e ágeis à medida
que melhoram o desempenho dos
equipamentos. Além disso, estas so-
luções reduzem custos operacionais
à medida que os lubrificantes têm
maior vida útil e que os equipamentos, lubrificados adequadamente, têm
um menor volume de paradas para
manutenção.
Equipe preparada para os desafios
do mercado – Um dos principais diferenciais competitivos da Klüber Lubrication é a capacitação técnica da
equipe, em todos os departamentos.
No que diz respeito à estrutura de
marketing, não é diferente. O gestor
da área, Jorge Oliveira, está na empresa há seis anos. Ele é formado em
Tecnologia Mecânica pela Universidade Estadual Paulista (Unesp), com
MBA em Administração e Negócios
pela Fundação Getúlio Vargas (FGV)
e especialização em Programação
Neurolinguística pela Universidade
da Califórnia (EUA).
Fabiana Maciel, a coordenadora de
marketing recém-contratada, é formada em Relações Públicas pela Faculdade Cásper Líbero e atualmente cursa
MBA em Marketing e Comunicação
Empresarial. Antes de chegar à Klüber Lubrication, a executiva atuou em
mercados B2B e B2E no departamento
de marketing em grandes empresas,
como a Estapar Estacionamentos e
International Paper.
Grupo Freudenberg estrutura Departamento Jurídico
O Grupo Freudenberg, conglomerado industrial de origem alemã
que atua nos segmentos de vedação,
controle de vibrações, lubrificantes
especiais, dentre outros, anunciou
a contratação da advogada Luciana
Claudia Dias Rosário para o cargo de
gerente jurídico na América do Sul.
A contratação representa “uma
importante etapa da formatação de
uma estrutura corporativa do Grupo
no continente, que culminou com a
inauguração de um Centro Corporativo em Alphaville (Barueri, SP), em
10 de julho último, para dar suporte
às estratégias de crescimento das
empresas da Freudenberg no Brasil,
Argentina, Chile, Colômbia e Venezuela”, explica a empresa.
148
TN Petróleo 91
Luciana Rosário é formada em Direito pelas Faculdades Metropolitanas
Unidas (FMU) e em Gerenciamento
de Riscos e Negócios Econômicos
pela Harvard Business School (EUA).
É pós-graduada em Direito Processual
e Direito Civil pela Escola Superior
de Advocacia e em Contratos Empresariais pelo Centro Universitário das
Faculdades Metropolitanas Unidas.
Antes de assumir o cargo na Freudenberg, foi gerente jurídica da Sika
S/A e atuou como sócia e advogada
sênior em importantes escritórios de
advocacia.
A contratação de Luciana Rosário está alinhada à política de processos, atendimentos às normas e
legislações vigentes nos países onde
estão presentes as empresas do Grupo Freudenberg. Entre os pontos da
sua missão, estão o desenvolvimento
e implantação de políticas corporativas para atendimento às normas e
legislações.

151. Novo gestor na Acesa Energia
A recém-criada Acesa Energia
S/A, que atua no mercado livre de
comercialização de energia elétrica,
anunciou em julho Marcos Vinicius
Gusmão como seu gestor. Gusmão
é engenheiro eletricista, M.Sc. em
Sistemas de Potência pelo Instituto
Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia
(Coppe-UFRJ) e tem 25 anos de
experiência no setor elétrico. Foi
coordenador de Pesquisas do Cepel (RJ), diretor de Novos Negócios
na Andrade & Canellas, diretor de
Energia na Braskem e diretor de
Regulação e Comercialização de
Energia na Odebrecht.
Juntamente com Sérgio Carmo,
empresário com experiência no setor
de energia com passagem pela comercializadora Compass/EIG, Indústria
Finantintas e grupos financeiros como
Finansul e Banco Nacional, Gusmão
passa a atuar como um dos gestores
da Acesa Energia
S/A, que já nasceu
com investimento
inicial superior a
R$ 5 milhões.
O Grupo Administrare também participa da
gestão da Acesa
Energia. O grupo, que atua em assessoria financeira, fusões e aquisições, securitização, investimentos e
assessoria jurídica, aposta na sinergia
da Acesa Energia com seus demais
negócios, dando à nova comercializadora a oportunidade de capitalizar
o potencial de negócios e soluções de
que o grupo dispõe.
A expectativa da Acesa é alcançar
em 2014 um faturamento superior
a R$ 200 milhões e conquistar 50
clientes no Mercado Livre de Energia. Este mercado responde por quase 50% da carga total de consumo
na alta tensão, contando com 1.500
das maiores empresas que atuam no
Brasil. O objetivo da Acesa Energia,
além do atendimento a esses clientes,
é viabilizar o ingresso de novos agentes, particularmente as empresas do
setor de middle-market.
De acordo com Marcos Vinicius
Gusmão, existe uma enorme base de
clientes que não conta com acompanhamento para questões relativas
a energia: “Queremos agregar valor com inovação, proporcionando
aos clientes eficiência energética
e capacidade de fazer um uso mais
racional de energia elétrica. Muitas
companhias ainda mantêm uma atitude passiva na gestão de energia.
Com os instrumentos de gestão da
Acesa, podemos oferecer soluções
para consumidores livres e cativos
e disponibilizar aos geradores uma
plataforma diferenciada de gestão e
comercialização.”
Schulz. Um nome
mundialmente reconhecido
como fornecedor de
produtos de última geração
em componentes de
tubulação para os setores
de petróleo, gás natural,
petroquímico, construção
naval e siderúrgico.
Av. Rio Branco, 123 - 21º, 22º e 23º andares
Centro - Rio de TN Petróleo 91 149
Janeiro - Brasil
www.schulz-al.com.br

152. perfil empresa – Lab
Redução de custos
em projetos de engenharia, compras,
suprimentos e na fabricação e montagem
de tubulações.
A Lab Consultoria realiza um trabalho diferenciado que vai desde a parte inicial
do detalhamento do projeto, inspeção, fabricação e montagem de tubulação até
pré-operação e partida dos sistemas e subsistemas de uma plataforma offshore,
unidade em refinaria ou em quaisquer empreendimentos EPC destinado ao setor
de geração de energia e óleo e gás com a finalidade de melhoria contínua.
S
egundo Lott Brito, responsável técnico da empresa, a Lab Consultoria em Tubulações tem como meta trabalhar com epecistas que
tenham interesse em evidenciar e mensurar, de forma qualitativa
e quantitativa, uma redução de custos e prazos em todos os empreendimentos EPC, de no mínimo 15% dos valores previstos
nos orçamentos para a disciplina de tubulação, direcionados para a geração de energia, óleo e gás, biodiesel,
química, petroquímica, celulose, dentre outros.
A finalidade da proposta da LAB é sensibilizar o
epcista, quanto à necessidade de inserir as premissas
básicas na engenharia de processo, tubulação e estrutura no início do projeto, aproveitando o momento de
crise financeira mundial, para introduzir e monitorar
as atividades nas disciplinas, principalmente a de tubulação, através de
um nicho de mercado, no que diz respeito a um conjunto de oportunidades de negócio com a execução das atividades básicas, na referida disciplina, com base nos custos e prazo do orçamento para cada atividade.
O foco desse trabalho é garantir a satisfação do cliente, quanto ao
prazo e custo nos empreendimentos EPC, através da redução de custos
de 15% a 20% mínimo, abaixo do valor do orçamento que será utilizado
para pagamento de alguns serviços e (END), Ensaios Não Destrutivos
que serão utilizados e aplicados, nas inspeções de juntas soldadas, durante a fabricação e montagem de tubulação.
Especificidades da nossa atuação:
E-mail: lott.brito@yahoo.com
Tel.: 53 8128-7722 / 53 8133-9697
www.labtubulacoes.com.br
150
TN Petróleo 91
• Verificação da consistência dos projetos de tubulação pelo PDS, PDMS
em confronto com os P&IDs.
• Estimativa de FEED, MTO.
• Consultas Técnicas de Engenharia e Parecer Técnico para disciplina de
Tubulação.
• Procedimento de detalhamento dos isométricos em spools.
• Definição da divisão e dimensões dos isométricos em spools “campo” e
numeração de juntas.

153. • Definição do plano para qualificação das EPS e EIS
que serão utilizadas nos empreendimentos.
• Elaboração do Procedimento de Definição dos Percentuais dos Níveis de Inspeção.
• Definição dos percentuais de ensaio não destrutíveis
em função das classes de pressão e temperatura das
linhas em uma planta de processo e/ou plataforma
offshore.
• Definição dos Quantitativos e Qualitativos dos Níveis de Inspeção.
• Garantir a Redução dos Níveis de Inspeção em no
mínimo 15% a 20% dos previstos no orçamento.
• Garantir uma mudança dos Níveis de Inspeção
de IV para II de no mínimo 20% dos quantitativos e
qualitativos de Juntas estimadas de no mínimo (4.000
mil juntas)
• Definição dos Sistemas e Subsistemas por Fluidos
de Processos, Utilidades e Segurança.
• Definição e Montagem das Pastas de Teste Hidrostático, Incluindo todos os Recursos Necessários para
Execução.
• Definição dos Diagramas das Malhas de Tubulação.
• Definição do Detalhamento dos Suportes de Tubulação (Shoping Drawing).
• Acompanhamento da fabricação e montagem de
tubulação e suporte.
• Acompanhamento do avanço físico e medição dos
serviços.
• Viabilização da redução de custos e prazos na disciplina de tubulação.
• Manuseio e conhecimento das seguintes normas:
Petrobras: N-76, N-115, N-133, I-ET-200-001/003
ASME B-31.3,31.4 E 31.8, ASTM-API-NACE.
Foto: Roberto Rosa, Consórcio Quip
Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
FPSO p-53: Marlim Leste na
Bacia de campos, construída pelo
Consórcio Quip.
Serviço realizado: verificação
de consistência do projeto de
tubulação, isométricos e spools.
Acompanhamento de fabricação
e montagem de suportes e
tubulação.
REDUC (Refinaria Duque de
Caxias): implantação e instalação
das unidades U2900; tratamento
de águas ácidas U2950;
tratamento de DEA, U3350;
tratamento de enxofre U1361;
ampliação da torre de resfriamento
e interligações offsite.
REMAN (Refinaria de Manaus):
ampliação e modernização da
UDA-2111; unidade de destilação
atmosférica: supervisão da
fabricação e da montagem dos
suportes de tubulação.
Os principais clientes da empresa no setor de óleo
e gás são: Quip S/A, Galvão Engenharia e UTC
Engenharia.
TN Petróleo 91
151

154. perfil empresa – Yokogawa
Parceria
de confiança
Enquanto nos esforçamos para aprimorar nosso valor corporativo, seguimos
comprometidos em fazer a nossa parte como parceiro de confiança do
mercado industrial contribuindo assim para uma sociedade mais próspera.
D
esde sua fundação em 1915, a
Yokogawa Electric
Corporation tem contribuído para a sociedade
através do fornecimento
de produtos de ponta
com base em medição,
controle e tecnologias de
informação para o mercado industrial. Sempre
atenta às necessidades
dos clientes, a Yokogawa
continua a transformar-se
e tornou-se uma empresa líder mundial em automação industrial e
controle de campo.
Enquanto nos esforçamos para aprimorar nosso valor corporativo,
seguimos comprometidos em fazer a nossa parte como parceiro de
confiança do mercado industrial contribuindo assim para uma sociedade mais próspera.
Automação industrial e controle - A Yokogawa é conceituada no
mercado global como uma empresa líder em Automação e Controle e pioneira no desenvolvimento de sistemas digitais de controle
distribuído para o monitoramento e controle de processos, para uma
ampla variedade de indústrias. Baseada no VigilantPlant, a visão da
Yokogawa é obter a planta ideal, desenvolver produtos e serviços que
aumentem a produtividade, fazendo máximo uso dos ativos da planta, garantindo a segurança e otimizando as operações ao longo do
ciclo de vida de toda a instalação. Essas soluções atualmente desempenham um papel vital de suporte para nossos clientes nos mercados
de óleo & gás, químico, energia, siderúrgico, celulose e papel, farmacêutico, alimentos, e outros setores.
www.yokogawa.com.br
152
TN Petróleo 91
História - A Yokogawa América do Sul possui sede em São Paulo
e filiais na Argentina, Chile, Colômbia e Peru, responsabilizando-se pelo fornecimento de sistemas, produtos e serviços de toda
a linha Yokogawa.

155. Fotos: Divulgação
Linha do tempo
A empresa está organizada em Yokogawa América do Sul (que dispõe de escritórios comerciais
e administrativos, fábrica, integração de sistemas,
fornecimento de produtos, engenharia de aplicação, desenvolvimento de produtos, laboratório de
calibração, testes e certificações e estoque) e em
Yokogawa Service (que promove as atividades de
engenharia e projetos, configuração de sistemas,
desenvolvimento de aplicativos de software, assistência técnica, manutenção, instalações de produtos e sistemas, soluções, excelência de produtividade e treinamento para clientes).
1973 - Nasce a Yokogawa Elétrica do Brasil.
1975 - Lançamento do CENTUM, primeiro sistema de
controle de processo distribuído (SDCD) do mundo.
1983 - Instalação do Laboratório de Metrologia
no Brasil.
1984 - Projeto de fabricação no Brasil, do SDCD
com tecnologia Yokogawa Electric Corporation, é
aprovado pela SEI.
1985 - Início das atividades de Engenharia de Desenvolvimento, adaptando os produtos às normas
brasileiras.
1989 - Concluído o processo de nacionalização
do SDCD.
1993 - Nasce a Yokogawa América do Sul S.A. (YSA).
1997 - Yokogawa ganha prêmio “Revelação Tecnológica do Ano“.
1998 - Junção da Yokogawa Elétrica e Yokogawa
América do Sul S.A., integrando linha de produtos,
instrumentos de medição de grandezas elétricas e
Laboratório de calibração certificado.
2000 - Yokogawa Service S.A. inicia suas atividades.
2005 - Início das atividades da filial Bahia em Lauro de Freitas.
2006 - Início das atividades YSA-Chile.
2007 - Início das atividades YSA-Argentina.
2008 - Início das atividades YSA-Colômbia.
2009 - Início das atividades YSA-Peru.
2010 - O negócio de Instrumentos de Medição
é transferido para a Yokogawa Meters & Instruments Corporation.
2011 - Anunciado Plano de Negócios Evolution 2015.
2013 - A Yokogawa completa 40 anos de presença
na América do Sul.
TN Petróleo 91
153

156. perfil empresa – Roxtec
Roxtec, presente nas vedações
de cabos e TUBOS
das plataformas e embarcações do Brasil
Fundada em 1990 numa pequena garagem do sul da Suécia, a Roxtec revolucionou os
sistemas de roteamento de cabos e de tubos em instalações industriais após a invenção do
conceito conhecido no mercado mundial como MultidiameterTM. Trata-se de uma solução de
vedação modular de alta performance, com base em módulos de elastômero especial com
camadas removíveis, que propiciam um perfeito ajuste e grande capacidade de vedação de
cabos e tubos de diâmetros diversos quando roteados através de passagens ou anteparas.
P
resente em mais de 70 países, a empresa cresce exponencialmente
desde sua fundação e, após 11 anos no Brasil atendendo a diversos
segmentos, a Roxtec está executando um grande plano de expansão
de suas atividades no país.
A Roxtec oferece um serviço personalizado, visando atender às mais
diversas demandas de seus clientes, além de todas as suas soluções serem
caracterizadas pela flexibilidade e simplicidade de instalação, contando
com uma grande variedade de componentes para customização e perfeita
adequação às necessidades de projeto.
Atendendo aos mais diversos requisitos de qualidade de seus clientes,
as soluções Roxtec são validadas pelas principais classificadoras tanto nacionais como o Inmetro, quanto mundiais. Atualmente, a empresa possui
mais de 230 certificações, cumprindo as exigências do mercado brasileiro
com ANSI/UL, ISO 9001, IECEx e até mesmo o CRCC Petrobras.
No Brasil desde 2002, a Roxtec operava na cidade de São Paulo para
dar suporte às empresas de telecomunicações, se localizando próxima das
plantas de fabricação de equipamentos para telecom. Com a crescente
demanda de suas vedações para os mercados Marine e Offshore, a Roxtec
Brasil iniciou um plano de expansão de atividades para as regiões Sul e
Sudeste. A crescente demanda dos clientes e o crescimento dos negócios
em função do pré-sal motivou a mudança de sede para a Barra da Tijuca
no Rio de Janeiro.
Acreditando no crescimento do mercado brasileiro, a Roxtec Brasil
inaugurou em 2011 sua planta local com produção das partes usinadas
das soluções e, assim, alcançou os requisitos crescentes de conteúdo local
e as demandas de projetos locais com mais velocidade com a redução do
tempo de produção.
Roxtec Latin América Ltda.
Av das Américas, 3500 – Toronto 3000,
Sala 711 – LeMonde OfficesBarra da Tijuca,
22620-140 Rio de Janeiro, Brazil
Phone: +55 21 3282 5160
Email: roxtec@roxtec.com.br
www.roxtec.com.br
154
TN Petróleo 91
Segmentos Offshore e Marine – Dentre os segmentos de maior crescimento
e consecutiva representatividade na Roxtec é o Offshore, que contempla
toda e qualquer aplicação em plataformas de perfuração e produção petrolíferas. Buscamos entender as demandas e necessidades dos clientes,
atendendo assim às necessidades e expectativas de segurança, flexibilidade,
confiabilidade. Sempre atentando às normas nacionais e internacionais.
A Roxtec está presente nas principais regiões desses mercados, entre
elas: Cingapura, Coreia do Sul, China e Brasil, garantindo uma perfeita

157. RTD – O novo RTD, Roxtec Transit Designer TM, foi
fruto de anos de pesquisas e consultas aos clientes
com relação às suas demandas e necessidades, tanto
com o projeto quanto com os documentos necessários
para um perfeito dimensionamento e detalhamento
de uma passagem de cabos ou tubos. O sistema gera
desenhos técnicos, lista de materiais e desenho dimensional editável.
Fotos: Divulgação
interação e replicação técnica do que há de mais avançado em vedação de cabos e tubos. Com a presença
global conseguimos responder às demandas Petrobras,
hoje divididas por diversos estaleiros mundo afora, dentro dos mais elevados padrões técnicos e de qualidade
pelos nossos engenheiros continuamente treinados e
capacitados.
“No Brasil estamos presentes em 99,9% dos projetos de construção offshore. Os MCTs da Roxtec foram
as soluções escolhidas para equipar as plataformas de
produção Petrobras P-43, 48, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56,
58, 61, 62, 63, PRA-1, sondas autoelevatórias P-59 e 60.
Estamos também em fase avançada de entendimentos
técnico e comercial com as empresas de engenharia e
estaleiros para o fornecimento nas principais plataformas em projeto e construção no Brasil: navios sondas
da Sete Brasil, FPSOs replicantes e cessão onerosa”,
afirma Bruno Carneiro, gerente de Vendas Offshore da
Roxtec Brasil.
A Roxtec está presente nas principais empresas de
engenharia especializadas em projetos navais, dentre
as quais se destacam Projemar, Ghenova, Doris, Radix e Progen, prestando suporte técnico e promovendo
workshops às equipes de engenharia. Junto aos armadores, o trabalho se alicerça em três pilares: segurança
de pessoal, proteção de ativos e redução do opex, afirma
Ronaldo Taranto, gerente de Vendas Marine & Naval da
Roxtec no Brasil.
No segmento Marine, que contempla as demais embarcações incluindo de defesa, as Soluções Roxtec são
amplamente utilizadas nos principais estaleiros brasileiros e também na Marinha do Brasil. “Possuímos acordos
técnicos e comerciais com os estaleiros Navegação São
Miguel, Aliança, Navship, OSX, Inace, Arpoador, Vard
e Wilson Sons. Além de acordo com a Marinha do Brasil
especificamente no projeto do submarino nuclear”, diz
Ronaldo Taranto.
Bruno Carneiro anuncia que a Roxtec Brasil recentemente fez o lançamento nacional do seu novo e remodelado
software de dimensioamento de MCTs o RTD, visando atender à demanda dos clientes por ferramentas que agilizem e
otimizem os projetos. O evento ocorreu em junho no Hotel
Windsor Guanabara, no Centro do Rio de Janeiro, contando
com a presença de importantes players, em grande maioria
engenheiros e projetistas do mercado offshore. Empresas
como Quip, Ecovix, SBM, ABB, Chemtech e Petrobras
foram alguns dos convidados presentes.
A Roxtec investiu mais de 10 milhões de Euros no
novo software, o qual está disponível para todos no site
www.roxtec.com. “O software é livre e via web, não necessita de download e permite ao usuário contato online via
chat com nossos engenheiros. A Roxtec acredita que um
bom dimensionamento é responsabilidade compartilhada
entre o projetista e o fabricante, portanto a companhia
não mede esforços para auxiliar e facilitar os projetos
de MCTs”, acrescenta Bruno Carneiro.
Novos investimentos – A Roxtec está sempre investindo em novas soluções, o mais recente investimento
em produtos foi a aquisição da empresa britânica
Sleev-it, em 2010. A Sleev-it é lider do mercado
europeu nas vedações e uniões de tubos offshore.
Dentro dos principais produtos de seu portfólio
destacam-se os selos para vedação à prova de fogo –
fire penetration seal, os selos de vedação hidrostática
– watertight penetration seal e o colar de transição
para união de duto metálico e plástico – transition
collar. “A linha Sleev-it completou o nosso portfólio
de soluções para vedação de tubos Offshore e Marine. estamos qualificando as soluções Sleev-it nos
principais estaleiros do país e já tivemos demandas
para as plataformas P-59 e P-60 já em operação”,
afirma Ronaldo Taranto.
TN Petróleo 91
155

158. perfil empresa – Totvs
Muito além do software
A divisão de Energia da TOTVS é uma alternativa brasileira para
serviços de consultoria em gestão para a indústria de óleo e gás
A TOTVS é uma empresa brasileira de software, serviços e tecnologia. Líder absoluta no Brasil, com
55,4% de participação de mercado e na América Latina, com 35%, segundo o instituto Gartner, é a
maior fabricante de softwares aplicativos sediada em países emergentes e a sexta maior do mundo. Foi
a primeira do setor de tecnologia da informação da América Latina a fazer o IPO no Novo Mercado da
Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) em 2006 e, atualmente, está presente em 23 países, conta
com mais de 26 mil clientes e uma estrutura de aproximadamente dez mil participantes em unidades
próprias e franqueadas.
C
www.totvs.com
156
TN Petróleo 91
om o objetivo de complementar a oferta de serviços oferecidos
pela TOTVS ao mercado, a área de consultoria foi projetada
para ser uma alternativa nacional na prestação de serviços de
consultoria em Negócios, Tecnologia e Energia. A divisão de Energia
conta com uma ampla gama de serviços oferecidos e
expertise comprovada em diversos clientes do setor
de óleo e gás, sendo mais um exemplo da robustez de
empresas nacionais cada vez mais capazes de reunir
excelência técnica e comercial.
“Nosso objetivo é atender cada vez melhor a indústria
nacional de óleo e gás e aumentar o nível de qualidade
dos serviços oferecidos aos principais players do mercado
através de uma área de negócios orientada ao segmento:
a TOTVS Energia. Esta área, com especial vocação para a indústria, oferece
variados serviços de consultoria, equipe de especialistas do ramo e completa
linha de soluções tecnológicas para toda a cadeia de produção, independente do tamanho e da complexidade da empresa”, afirma Laércio Cosentino,
presidente da TOTVS.
Por ser 100% nacional, a área surge como alternativa brasileira em um
cenário de negócios em que o conteúdo local tem importância estratégica para
todos os envolvidos nessa indústria. Seus mais de 250 consultores são capacitados e especializados nos principais temas da indústria, auxiliando empresas
de petróleo, gás natural, etanol ou mesmo de energias renováveis a executarem
suas estratégias de negócio com sucesso, tornando-as mais competitivas neste
mercado. Ao indicarem as melhores tecnologias e processos, os profissionais
ajudam as empresas a entregarem projetos e serviços com mais qualidade, no
prazo e com custos planejados, um grande diferencial no cenário atual.
Desde a criação do segmento de Energia, já foram desenvolvidos
diversos projetos com os principais players do mercado. Entre eles, estão
planejamento integrado de ativos de produção, desenho e implantação de
processos de negócios, soluções para conteúdo local, estratégia e modelagem de negócios, Project Management Office (PMO) de projetos de investimentos, gestão e fiscalização de contratos, desenvolvimento de projetos
estratégicos, entre outros.
Gestão integrada de ativos de produção – A unidade de negócios de
Energia da TOTVS vem atuando na área de exploração e produção da
Bacia de Campos para diversas unidades de produção das principais companhias do setor. Nesta iniciativa, a TOTVS auxilia seus clientes na elaboração e padronização do planejamento integrado dos ativos de produção,

159. Foto: Divulgação
no planejamento e programação de
manutenção, entre outros serviços
operacionais offshore.
“A integração das atividades de
planejamento e programação, padronização dos processos, otimização de recursos críticos e a redução
do custo de mão de obra aplicada
são os principais resultados que
nossos clientes têm obtido com a implantação destes
projetos”, afirmou Marcelo Herskovits, diretor responsável pela operação de Energia da TOTVS.
Planejamento e controle de projetos de construção
e montagem – A disciplina Construção & Montagem
é encarregada de uma complexa missão que envolve
diversas atividades onshore e offshore, as quais requerem
planejamento para que as operadoras, empreiteiras e demais prestadoras de serviços atuem de forma integrada.
É neste contexto que se dá a atuação da equipe TOTVS.
Atualmente a empresa tem contratos focados em planejamento e controle de construção e montagem, atuando
em contingências, planejamento e execução das UMS
(Unidades de Manutenção e Segurança), paradas programadas e também em canteiros de fabricação.
Startup de plantas industriais – A atuação da área
de Energia da TOTVS é bastante diversificada e não se
restringe apenas às principais bacias offshore do país.
Atualmente equipes onshore atuam em Urucu, no estado
do Amazonas, e são responsáveis pelo acompanhamento
do startup de uma estação de compressão de gás natural.
Soluções para conteúdo local – A divisão de Energia
possui expertise no assunto gestão de conteúdo local,
tendo desenvolvido duas soluções distintas para auxiliar
grandes empresas do setor no controle de conteúdo local
e no seu reporte para a agência reguladora. “Nossas
soluções são independentes de sistemas específicos de
mercado, o que permite maior flexibilidade de atuar
desde a operadora do campo até ao fornecedor, viabilizando geração de relatórios estruturados de acordo com
os requerimentos de cada cliente”, frisou Marcelo.
Estratégia para modelagem de negócios – Na área
estratégica, a TOTVS auxiliou uma grande operadora da
indústria na análise estratégica do mercado de transporte
de gás natural e na redefinição da melhor abordagem
para atuação de acordo com as novas perspectivas de
mercado. Neste estudo foram analisados o potencial de
exploração do gás de xisto no Brasil e o impacto no aumento da exploração deste tipo de energia não convencional nos EUA, além do advento das novas regulações
relacionadas à Lei do Gás, que vêm sendo emitidas pela
ANP desde que a lei foi promulgada.
,
PMO de projetos de investimento – Projetos de investimento possuem aumento constante de sua complexidade de
gestão causando redução de performances em suas equipes.
Visando mitigar este cenário nas empresas, a TOTVS oferece
uma metodologia específica para PMO de projetos de inves-
timento, com uma abordagem específica para a gestão de
projetos e foco na operacionalização de diversas disciplinas.
Gestão e fiscalização de contratos – A TOTVS executa
o serviço de gestão e fiscalização de contratos para grandes empresas do setor na Bacia de Campos. Foi aplicada
nos projetos uma metodologia específica, conhecida como
“verificação independente” e que consiste no exame competente e imparcial de elementos críticos ao longo do ciclo
de vida dos projetos, incluindo conformidade relativa aos
critérios do contrato, monitoramento da eficácia do sistema
de controle implantado, avaliação da qualidade e confiabilidade dos documentos entregues e identificação de pontos
de melhorias a serem implantados no contrato.
Sistema de gestão integrado – A área de Energia da
TOTVS desenvolveu um sistema de gestão integrado específico e alinhado com os objetivos estratégicos de uma
empresa do setor de óleo e gás. O propósito deste projeto
foi a criação de um ambiente único colaborativo para disseminação da informação na empresa devido à complexidade de sua estrutura, ampliação da comunicação entre
as gerências e áreas, além de garantia da integridade dos
dados em todas as áreas de operação.
A área de Energia da TOTVS e seus diferenciais – A
TOTVS possui uma ampla gama de serviços e expertise
comprovada em diversos clientes do setor de óleo e gás.
Seus consultores possuem experiência e acesso a uma vasta
base de conhecimento, incluindo documentações e redes
sociais internas para troca de informações, que proporcionam a geração de produtos de qualidade diferenciada,
alinhados às boas práticas de mercado e trazendo benefícios
de curto e longo prazo para seus clientes.
Em Macaé (RJ), a TOTVS possui infraestrutura completa para o desenvolvimento de seus profissionais, com a
realização de cursos sobre diversas disciplinas específicas
da indústria, tecnologia e gestão de projetos. “Um dos
maiores benefícios que me foram oferecidos no momento do
ingresso na TOTVS Energia foi a possibilidade de desenvolvimento de uma carreira rápida e baseada no aprendizado
contínuo, com a disponibilização de diversos cursos para
todos os seus funcionários.”, ressaltou Guilherme Zimmermann, um dos mais de cem consultores contratados pela
TOTVS Energia nos últimos 12 meses.
TN Petróleo 91
157

160. perfil empresa – WWT
Preservação da
Integridade
do Revestimento
Seguindo a tendência de Preservação da Integridade do Revestimento,
dinamizada após Macondo, mais e mais os serviços de proteção de casing
vem sendo utilizados pelas companhias de petroleo no Brasil.
A
WWT DO BRASIL
Estrada do Timbó, 123 – Higienópolis
Rio de Janeiro – RJ
Tel: 55 21 2224-8357
Emails: andrew@wwtuk.com
pimentel@rpxbr.com.br
www.wwtco.com
158
TN Petróleo 91
WWT, empresa de origem americana, com presença em 23
países, tomou a decisão estratégica de implantar-se no Brasil em 2009. Em 1988 a WWT desenvolveu um protetor não
rotativo de revestimento (NRP), para instalação no drill pipe, que
se compõe de uma luva de poliuretano e 2 braçadeiras em alumínio
extrudado, visando solucionar problemas operacionais prementes na
fase de perfuração (desvios imprevistos, side-tracks com angulação
acentuada, substancial quantidade de limalhas, baixo ROP) ou que
se apresentem ainda na fase de projeto, tais como torque, arraste,
casing e rise wear, buckling, stick-slip.
A WWT orgulha-se de ser a única empresa de classe mundial que
oferece tais atributos consistentemente integrados à engenharia de
suporte, permitindo um atrativo retorno financeiro para o cliente via:
i) dispensa de trabalhos de recuperação do casing, ii) retorno à condições operacionais viáveis, no caso de limitação de torque, arraste
e outras restrições e iii) permitindo maior peso na broca (WOB) e
incremento da taxa de penetração (ROP)
A WWT é de fato um prestador de serviços de engenharia de
proteção de revestimento, através do uso de seus protetores não
rotativos-NRPs, devidamente posicionados de acordo com modelos
de simulação onde, além do uso dos mais modernos softwares de casing wear (CWPRO, CWEAR) e torque/drag (TAD-PRO, WELLPLAN),
agrega seu imenso banco de dados lastreado nos 25 anos de experiência e mais de 4.000 poços executados. Esse ferramental permite
que ainda na fase de projeto, dada uma trajetória e parâmetros de
perfuração, sejam simuladas tortuosidades, eventuais desvios e wear
factors com bastante precisão.
Durante a perfuração a WWT realiza um meticuloso acompanhamento dos parâmetros operacionais de perfuração, na sonda, por 24
horas, revisando suas simulações e eventualmente detectando no
campo condições não mapeadas nos surveys disponibilizados, tais
como desvios intermediários às estações de medição.
Face a essas especificidades os serviços de engenharia prestados
pela WWT podem ser considerados diferenciados e únicos.

161. Fotos: Divulgação
O processo de prestação dos serviços da WWT
inicia-se com a disponibilização de uma Folha de
Dados, a de ser preenchida pelo cliente, de forma
a que a engenharia da WWT possa dimensionar os
locais de instalação dos protetores, suas quantidades, tipos e o mais importante, mensurar previamente os benefícios que poderão ser alcançados,
dentre os quais destacamos:
• prevenção de casing wear;
• preservação da integridade do revestimento;
• redução de torque e arraste (muito utilizado em
sondas Heli-Transportáveis);
• aumento do ROP;
• redução de vibrações;
• minimização do heating checking;
• proteção do drill pipe;
• redução do drill string stress e fadiga;
• prevenção do desgaste no riser;
• redução de stick slip e buckling;
A WWT do Brasil possui uma bem equipada
base de operações no Rio de Janeiro onde mantem em estoque cerca de 4000 protetores nas mais
diferenciadas bitolas, equipada com unidade de
lavagem e demais facilidades operacionais, o que
lhe permite uma rápida resposta às demandas de
seus clientes.
A WWT tem como clientes as mais importantes
empresas petrolíferas do mundo, as quais enviam
dados de seus poços verticais profundos, horizontais; ERW; direcionais de alta angulação; poços
com testemunhagem e aqueles com previsão de
uso do revestimento intermediário para produção,
com o intuito de receberem sua avaliação quanto à
conveniência do uso de seus NRPs.
De igual forma, poços que durante a perfuração apresentem desvios imprevistos na superfície ou na sua seção vertical; desalinhamento
da Sonda na cabeça do poço; necessidade de
side-track; surgimento nas peneiras de aumento
acentuado de limalhas (possível dog leg); torque
errático (possível presença de stick-slip); necessidade adicional de torque e reduzidos ROP recebem rotineiramente avaliação pela engenharia
da WWT.
Seguindo a tendência mundial de preservação
de casing integrity, dinamizada a reboque das regulações implementadas após Macondo, a WWT já
prestou serviços no Brasil em 18 poços de operadoras nacionais e internacionais. Em média a WWT a
nível mundial participa de 120 a 150 poços por ano,
o que lhe confere um extraordinário acumulo de
experiência dia após dia.
TN Petróleo 91
159

162. perfil empresa – Lamons
Excelência global,
serviço local
Uma das maiores empresas fornecedoras de juntas de vedação
e fixadores do mundo, a Lamons adquiriu recentemente as Cifal
Industrial e Comercial Ltda, em São Paulo, e a Gasket Vedações
Técnicas Ltda, localizada no Rio de Janeiro, fabricantes e
distribuidores de uma linha completa de fixadores/parafusos e
juntas de vedações industriais e produtos especializados.
C
om essa aquisição a Lamons consolidou sua liderança no mercado
com uma gama maior de soluções em juntas e parafusos para pronta
entrega, produzidos com tecnologia de ponta para os mercados de
petróleo, principalmente nas operações upstream, para o qual fornece produtos para aplicação subsea em águas profundas, e também no downstream,
além dos segmentos de geração de energia e indústrias de celulose e papel.
A empresa, que também é a líder na fabricação e fornecimento de
componentes de vedação de alta qualidade, ferrolhos e produtos usinados
de especialidade, assegurou com essa aquisição a expansão de portfólio
de produtos e serviço, confiante de que pode proporcionar enormes benefícios aos clientes e ao mercado brasileiro em expansão.
“Estamos entusiasmados com a expansão de nossas
atividades no Brasil, uma região que investe fortemente
na indústria de petróleo e gás, com grandes empreendimentos na área de refino e na exploração e produção
offshore”, destaca Kurt Allen, presidente da Lamons.
“Essa aquisição reforça a nossa presença global e nos
posiciona para crescer neste mercado em expansão. Ela
também nos permite aprimorar os serviços oferecidos aos
clientes já existentes nesse mercado e amplia a nossa oferta de fixadores
no Brasil e no mundo.”
Selando Global, Servindo Local
CIFAL INDUSTRIAL E COMERCIAL LTDA.
Rua Agrimensor Sugaya, 288 - Itaquera
Cep 08260-030 / São Paulo - SP
Tel.: 55 11 3372-8060 55 11 3372-8072
Fax: 55 11 3372-8050
Email: cifal@cifal.com.br
Email: marcelo.turco@lamons.com
www.lamons.com
www.cifal.com.br
www.gasket.com.br
160
TN Petróleo 91
Expertises somadas – Cumprir os compromissos assumidos junto aos
clientes, buscando um fornecimento com a qualidade garantida e prazos
fielmente respeitados tem sido a filosofia da Cifal, desde a sua criação, em
agosto de 2001.
Criada com a finalidade de oferecer soluções em vedações industriais
para o mercado nacional e internacional de óleo & gás através de processos
de qualidade, a Gasket V.T. tem sede e fábrica na cidade do Rio de Janeiro,
com capacidade de produzir além da junta tipo anel-RTJ juntas espiraladas,
juntas para trocadores de calor, juntas frisadas (Kamprofile), flanges API,
conectores bipartidos e outros serviços de engenharia.
Instalações de produção – As principais instalações de produção da Lamon estão em Houston, Texas; Hangzhou, China; Roterdã, Países Baixos;

163. Fotos: Divulgação
e Faridabad, Índia. A Lamons possui instalações de
vendas e serviço localizadas em nos Estados Unidos,
Canadá e Europa. A empresa dispõe de licenciados e
distribuidores situados em todo o mundo, que estão
estrategicamente localizados para pronta entrega de
uma vasta linha de produtos e serviços. A Lamons
armazena e fornece ainda a mais ampla seleção de
parafusos e vedações.
As soluções de selagem da Lamons são utilizadas
em todos os principais mercados industriais no mundo
e diariamente recebe demandas e especificações dos
clientes para um rápido atendimento.
As filiais da Lamons e centros de serviço local possuem equipamentos de ponta com capacidade de respostas rápida e eficiente para qualquer demanda do
mercado. Por compreender que seus clientes operam
ininterruptamente, a capacidade de entregar um produto
de qualidade e fornecer localmente serviço profissional
é a sua chave para o sucesso.
Liderança tecnológica – A Lamons está comprometida
com produtos de selagem superiores distribuídos em
todo o mundo em conjunto com serviços pessoais e localizados da Lamons apresentam uma tecnologia líder
e instalações de fabricação de última geração capazes
de produzir produtos de selagem projetados para especificações personalizadas precisas.
Certificações – Cifal e Gasket possuem CRCC Petrobras
para fixadores e juntas de vedação.
CIFAL e Gasket são homologadas para fornecimento subsea.
A Gasket está certificada pela ISO 9001-2008 e API6A
(American Petroleum Institute), processo de fabricação
e de engenharia é acreditado mundialmente para a colocação do monograma API em nossos RTJs (Juntas tipo
anel/flange) e na API-17D. Cifal também é certificada
pela Eletronuclear para fornecimento nuclear no Brasil.
Acreditação Internacional API e ISO9001- 2008 do Rina
Produtos – Juntas metálicas; juntas semi metálicas;
juntas não- metálicas; fixadores
Produtos complementares – Acessórios de flange
Serviços – Assistência de engenharia; designs personalizados de vedação; recomendações da aplicação; desenhos
online; cálculos de carga; treinamento; treinamento no
local; seminários; apresentações; guias de instalação
Relacionamento com os clientes – A Lamons possui
um modelo de negócios único, com interface direta
com o usuário final, e esse papel ativo no atendimento
aos clientes local e personalizado acaba por contribuir no desenvolvimento de relacionamentos fortes
com os clientes finais permitindo que os mesmos
possam trabalhar mais perto do time de engenharia,
compras, qualidade e manutenção da Lamons em
suas instalações. Este serviço pessoal e local permite
à Lamons a possibilidade de fazer parte da resolução
dos problemas e do processo de tomada de decisão,
contribuindo assim para o sucesso dos resultados que
o cliente necessita.
TN Petróleo 91
161

164. perfil empresa – Habtec Mott MacDonald
liderança em
engenharia ambiental
Habtec Mott MacDonald foi formada em março de 2013 através da aquisição da consultora
de engenharia ambiental brasileira Habtec Engenharia Ambiental pela Mott MacDonald, uma
das consultoras líderes mundiais em gestão, engenharia e desenvolvimento. As habilidades e
recursos combinados das empresas oferecem aos clientes do país e da América do Sul um
serviço multidisciplinar abrangendo projetos de engenharia e de meio ambiente. A Habtec
Mott MacDonald possui uma forte equipe de 80 pessoas e sede no Rio de Janeiro. Graças
às tecnologias mundiais de ponta em comunicação, design, informação, e gerenciamento de
projeto, a empresa é capaz de atrair a experiência da equipe global da Mott MacDonald, que
tem cerca de 15.000 pessoas.
O
Habtec Mott MacDonald
Avenida 13 de Maio, 13
Grupo 1508 – Centro – RJ – Brasil
CEP 20.031-901
Tel.: 55 21 2533-0188
Fax: 55 21 2532-4340
Email: habtec@mottmac.com.br
www.habtec.com.br
www.mottmac.com
162
TN Petróleo 91
histórico de 23 anos da Habtec inclui estudos de viabilidade
de projeto, estudos de impacto socioambientais, gestão de
riscos, estratégias de mitigação, projetos de monitoramento,
auditorias de conformidade, educação ambiental e projetos de reflorestamento de áreas degradadas para clientes incluindo a Petrobras,
BG Brasil, Shell, Vale, Furnas, Repsol Sinopec e OGX. Em 2012 a
empresa foi elogiada pelo IBAMA por propor ajustes metodológicos
de qualidade, trazendo eficiência a um projeto de monitoramento na
mina de cobre Salobo, da Vale.
A linhagem de excelência técnica da Mott MacDonald data dos
anos de 1860s – ajudou a formatar diversos dos sistemas de infraestrutura que sustentam as florescentes sociedades e economias dos
dias de hoje. A empresa possui mais de 170 escritórios em 50 países,
permitindo atender às necessidades de clientes multinacionais e
multissetoriais mundialmente. A Mott MacDonald fornece projeto de
engenharia, finanças de infraestrutura, consultoria técnica, consultoria de gestão e gestão de projeto e de programas em 12 setores. Em
todos eles, a empresa possui um forte histórico de economicidade de
gastos e tempo, reduzindo riscos, aumentando a eficiência, maximizando resultados sustentáveis e utilizando as melhores práticas. Isto
é corroborado por um forte histórico de inovação, qualidade e realização, reconhecido por mais de 400 prêmios industriais vencidos pelos
projetos e pelo pessoal da Mott MacDonald nos últimos cinco anos.
A Habtec Mott MacDonald fornece: estratégias inovadoras para
consultoria em política; serviços de engenharia ambiental, civil,
estrutural, mecânica e elétrica, abrangendo todo o espectro de
infraestrutura; expertise do conceito inicial aos estudos técnicos-econômicos, design de interface e detalhado, planos de otimização e
upgrades, análises de risco e perigos, aquisição, gestão de projeto e
supervisão de campo; soluções sustentáveis, entregando performance aprimorada nos aspectos comerciais, ambientais e sociais; equipes
talentosas e entusiastas que abraçam o desafio e exploram o melhor
em novas tecnologias; compromisso com o atendimento às neces-

165. Fotos: Divulgação
sidades e aspirações do cliente, percebendo suas
metas e maximizando o valor de seu investimento;
aprimoramento contínuo que engloba o retorno do
cliente, comunicações abertas, trabalho em equipe
e confiança; soluções totais, fornecendo a experiência e suporte que os clientes precisam para atingir
suas aspirações não importa o quão complexas
A Mott MacDonald é a primeira consultoria no
mundo a ser certificada na BS 10500, o mais estrito
padrão de gestão antissuborno da GB. Todos os
funcionários são sujeitos à Lei de Suborno da GB,
através de legislação anticorrupção cobrindo as
atividades globais de empresas com matriz na GB.
A empresa é comprometida com a justiça, transparência e honestidade na base em que serve aos
melhores interesses de todos com quem trabalha –
setor privado e clientes governamentais, sociedade
e outros membros da equipe de projeto. A sustentabilidade é similarmente englobada na cultura e nos
processos da empresa.
Destaque em energia – A experiência de Mott
MacDonald engloba todo o ciclo de energia, desde
a extração e aproveitamento de hidrocarboneto
bruto, fontes de energia nuclear e renovável até a
distribuição de energia elétrica – da fonte ao cabo.
Em países produtores de petróleo e gás a empresa está contribuindo para a sustentabilidade
comercial a longo prazo otimizando a produção
através de tecnologias especiais de recuperação de
petróleo (EOR), levando à eficiência e fortalecendo
a infraestrutura de armazenamento, transmissão e
exportação. A EOR vem sendo utilizada para recuperar o petróleo, antes considerado irrecuperável,
de reservatórios, aumentando a vida útil dos campos. A Mott MacDonald tem desempenhado papel
de liderança no maior projeto de EOR do mundo,
com injeção de polímero e recuperação térmica no
Oriente Médio e em um projeto pioneiro de injeção
de CO2.
No setor de energia, a Mott MacDonald está
preparada para lidar com assuntos de hoje e amanhã por direcionar para a eficiência na geração de
energia de combustíveis fósseis; por diversificar
o suprimento e reduzir emissões de carbono com
energia renovável e nuclear nova; fortalecendo
a infraestrutura de transmissão; e desbravando
soluções de smart grid para equilibrar a demanda e
otimizar o uso das redes de eletricidade.
Abrangendo12 setores principais, o trabalho
da empresa em diversos outros setores desempenha funções vitais no suporte às indústrias de
energia. Conforme os operadores buscam fazer o
FPSO P-50
Oil Marmul
Oil Qarn Alam
melhor com os recursos existentes e desenvolver
instalações em áreas cada vez mais desafiadoras,
a necessidade do crescimento da infraestrutura
eficiente e sustentável é ainda mais importante. A
experiência da empresa engloba transporte, suprimento de água, tratamento de esgoto, gestão de
resíduos e planejamento e design de acomodações
para trabalhadores.
TN Petróleo 91
163

166. produtos e serviços
Cisco
A Cisco inaugurou seu primeiro
Centro de Inovação no Brasil, que vai
integrar o portfólio da empresa com
a tecnologia das empresas locais. Na
unidade instalada no Rio, pretende-se criar soluções para atender às
necessidades do mercado brasileiro
nas mais diversas áreas – educação,
esporte, saúde, redes elétricas inteligentes (smart grid) e petróleo e gás.
O Centro de Inovação da Cisco faz parte de um pacote de investimentos de R$ 1 bilhão, programado pela
empresa para
o Brasil, para o
período de 2012
a 2016. Dentro
desse pacote
está incluído o
aporte de recursos em fundos
de venture capital de Tecnologia
da Informação (TI).
Foto: Divulgação
Cisco inaugura centro de inovação no Rio
Para Rodrigo Dienstmann, presidente da Cisco do Brasil, a TI é a chave
para liberar a força de crescimento
através da inovação – coisa que o Brasil tem, mas que ainda não explora
como deveria. O presidente mundial
da Cisco, Rob Lloy, assegura que a
empresa quer convidar parceiros que
possam, juntos, desenvolver as tecnologias para encontrar soluções para as
diversas áreas de atuação da Cisco.
Para citar as soluções para o setor de óleo e gás, Rob opina que a
empresa vai caminhar no sentido de conectar
as tecnologias
nas plataformas
offshore, como
sistemas de rede
e de comunicação resistentes a
qualquer tipo de problema, incluindo
fenômenos naturais como o recente
furacão Katrina.
O centro de inovação conta com
um data center e está equipado com
modernos para que executivos da
Cisco e de empresas parceiras
possam trabalhar num ambiente
colaborativo para solucionar problemas reais. Estas soluções podem
se transformar em novos produtos
e gerar até mesmo o surgimento de
novas empresas.
Eaton
Eaton: painéis de baixa e média tensão
A Eaton anunciou que a plataforma global PowerXpert passará a
produzir no Brasil, em sua sede de
Jundiaí/SP os painéis de baixa ten,
são CX/CXH e os de média tensão
UX. Esses equipamentos têm sido
produzidos e montados no Brasil
com alto índice de nacionalização,
permitindo à Eaton atender oportunidades que exigem produtos com
conteúdo nacional, principalmente
nos mercados de óleo e gás, data
centers, mineração, infraestrutura
e iluminação comercial.
“O crescimento da Eaton tem
sido alavancado com aquisições
complementares em portfólio de
produtos. A estratégia é fortalecer
nossa base instalada com soluções
completas em circuitos elétricos
para indústria e distribuição de
energia que contempla tanto baixa tensão como média tensão”,
afirma o diretor de marketing da
164
TN Petróleo 91
Eaton - Grupo Distribuição Elétrica
de Energia para América Latina &
Caribe, João Vemado.
Os painéis IEC de baixa tensão
CX e CXH (para centro de controle de motores ou distribuição de
energia) podem ser aplicados em
diversos segmentos, como infraestrutura, data centers, saneamento, automobilística e indústrias em
geral. Já os painéis IEC de média
tensão UX são
indicados para
distribuições
primárias e controle de motores
nos mercado de
mineração, óleo
& gás, infraestrutura e industriais.
“O PowerXpert UX foi projetado para contínuo fornecimento de
energia em operações que demandam energia 100% de seu tempo,
com suas dimensões reduzidas,
design robusto, barramentos isolados, intertravamentos elétricos,
mecânicos e disjuntores extraíveis
livres de SF6, proporciona, baixa
manutenção, alta disponibilidade
de energia, otimização e segurança das salas elétricas”, destaca o
gerente de marketing da América
Latina e Caribe de Média Tensão
da Eaton, Fernando Bevilacqua.

167. Agito AS
A Agito AS, líder mundial em modelagem matemática e simulação de
sistemas dinâmicos complexos, anunciou a abertura da Agito Technical
Dynamics do Brasil, por considerar
o país uma das principais regiões de
desenvolvimento offshore para a produção de petróleo e gás. Entretanto,
o escritório irá atender à crescente
demanda para a análise dinâmica
e garantir que os clientes no Brasil
tenham uma representação local.
A empresa possui mais de 15
anos de experiência em modelagem, simulação e análise dinâmica,
tendo todos os recursos para realizar
análises hidráulicas, elétricas e de
fluidos. Tendo a assistência dos escritórios dos Estados Unidos, Reino
Unido e Noruega, a Agito apoia em
todos os níveis do projeto, do início
dos estudos aos testes finais e na
verificação. Utilizando um software
CAE que atende às necessidades
específicas da indústria Offshore/
Subsea, a Agito realiza análises dinâmicas e otimização de funções
críticas em sistemas, incluindo relatórios detalhados.
O software, SimulationX®, é
desenvolvido pela empresa alemã
ITI GmbH, e é o que define as tendências de simulação de sistemas
físicos. É a primeira ferramenta universal CAE a possuir uma biblioteca
específica subsea. A biblioteca foi
desenvolvida pela Agito, em parceria
com a ITI, e tem modelos prontos de
componentes submarinos, tais como,
umbilicais, módulos de controle subsea, válvulas subsea, acumuladores
de águas profundas, compensadores
subsea e stabs de ROV. O próximo
passo é o lançamento de uma biblioteca elétrica subsea, cujo desenvolvimento se encontra na última fase e
estará disponível para uso comercial
no final deste ano.
“Ferramentas CAE, tais como
SimulationX®, permitem testar
um sistema virtualmente antes
de colocá-lo em produção. É um
apoio essencial aos engenheiros
para projetar um produto melhor a
Foto: Divulgação
Agito AS abre filial no Brasil
Da esquerda para direita: Rune Lien (Agito AS), Anne
Sofie Olsen (Agito Corporation – Houston),
Carlos Witte (Agito Technical Dynamics Brasil), Gordon Haldane (Agito Technical Dynamics UK)
um custo menor e também permite
que os engenheiros realizem os
seus próprios projetos de simulação. A Agito possui uma equipe
de especialistas para apoiar os
seus projetos.”, disse Carlos Witte,
vice-presidente da Agito Technical
Dynamics do Brasil.
TN Petróleo 91
165

168. produtos e serviços
Geonavegação
A Geonavegação, uma subsidiária integral do Grupo GeoRadar, assinou contrato com a Petrobras para
a construção de cinco embarcações
de apoio marítimo e mergulho. Elas
irão atuar em toda a costa brasileira,
nas áreas em que a Petrobras for concessionária. A soma do investimento
das cinco embarcações ultrapassa R$
340 milhões.
Por um período de oito anos, com
possibilidade de renovação por mais
oito, a Geonavegação irá afretar para
a Petrobras três embarcações de
apoio às plataformas de produção e
exploração. Luiz Rala, diretor da Geonavegação, informa que serão dois
Oil Spill Recovery Vessels (OSRV),
utilizados no combate ao derramamento de óleo, com capacidade de
armazenagem de
1.080 m³ de óleo,
e um Platform Supply Vessel (PSV)
– de porte bruto
de cinco mil toneladas, que atuará
como carga geral.
As três embarcações, com prazo de entrega até 2016,
serão construídas no estaleiro Wilson
Sons, no Guarujá (SP).
Foto: Divulgação
Geonavegação assina contrato para
barcos de apoio para a Petrobras
Já as outras duas embarcações
de apoio à operação de mergulho
raso, denominadas Diving Support
Vessels (DSV), serão construídas no
estaleiro Inace (Indústria Naval do
Ceará), em Fortaleza, e, em conjunto
com a Belov, realizará intervenção
submarina com mergulho raso e Remote Operated Vehicle (ROV).
Equipadas com sistemas de
posicionamento dinâmico classe
2, propulsão em hidrojato, sistema hidroacústico e com capacidade para acomodar até 35 pessoas, as embarcações DSV serão
construídas em padrão confort
class, tecnologia que o estaleiro
Inace domina na construção de
iates – com a perspectiva de ser
entregue até junho de 2014, por
três anos, podendo ser renovada
pelo mesmo período.
Desde 2011, a Geonavegação
possui cerca de R$ 1 bilhão em
linhas de financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM)
para construção de embarcações
de apoio marítimo às atividades
de petróleo e gás. O repasse será
feito através de uma sindicalização
orquestrada pelo Banco do Brasil.
Atualmente, a empresa possui cinco embarcações, entre próprias e
gerenciadas, e pretende, nos próximos dois anos, ampliar a frota
para dez.
INFORMAÇÃO DE QUALIDADE...
A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo
acelerado. Não basta ser rápido na transmissão dos
fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a
informação e ser ágil ao transformá-la em notícia.
...na ponta dos seus dedos
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166
TN Petróleo 91

170. ancoragem
Ancoragem
offshore
Desenvolvimento de fibra HMPE
para permanente ancoragem
offshore em águas profundas
Com a exploração de campos de petróleo e gás indo mais a fundo
e mais longe da costa, os projetistas de sistemas de ancoragem são
desafiados a desenvolver sistemas de engenharia de ancoragem
que proporcionem equilíbrio entre as demandas de deslocamentos
máximos da plataforma, vento e cargas de pico da onda, e de
elevadas tensões em correntes marinhas.
C
Martin Vlasblom é
formado em engenharia
de design industrial com
MSc na Universidade de
Delft, Holanda e diretor
de Pesquisa Aplicada na
DSM Dyneema.
Jorn Boesten é graduado
pela Universidade Técnica
de Delft na Holanda em
engenharia mecânica em
1996 (mestre) e diretor
do segmento offshore da
DSM Dyneema.
Peter Davies é engenheiro de pesquisa no grupo
de Materiais e Estruturas
no Ifremer - Instituto
Francês de Investigação
de Oceanos.
Sergio Leite é formado
em Engenharia Mecânica
na Universidade do
Porto em Portugal em
1991 e diretor de vendas
para a área de cabos da
Lankhorst Ropes/divisão
offshore.
168
TN Petróleo 91
abos de poliéster são geralmente usados ​​
para ancoragem em
águas profundas. Além de 2.000 m de profundidade, no entanto,
o alongamento elevado do cabo de poliéster torna-se um problema, pois as linhas de ancoragem já permitem maiores deslocamentos horizontais. A linha de poliéster de 2.000 m pode ter alongamento
de 40 m, enquanto uma linha de 3.000 m permitiria alongamento de até
60 m sob as mesmas condições ambientais, criando maiores deslocamentos horizontais, que podem ultrapassar os limites dos “risers” (aumento
do passeio). Utilizando HMPE com semelhante tensão de ruptura desses
deslocamentos seria de apenas 12 m para uma linha de 3.000 m.
Além disso, o HMPE é agora amplamente considerado o material mais
adequado para estes maiores comprimentos de linha de ancoragem em
águas profundas. As fibras são caracterizadas por alta resistência e módulo elevado, produzindo cordas de rigidez elevadas e diâmetros menores
e mais leves, proporcionando vantagens técnicas e operacionais sobre
linhas de ancoragem de poliéster tradicionais. Um sistema mais rígido
de ancoragem em HMPE é de elevação potencialmente mais compatível
do que o poliéster. Cabos HMPE têm tipicamente um alongamento não
superior a ruptura de 2%-2,5%.
Durante estação de manutenção, movimentos de ondas impõem cargas cíclicas em linhas de ancoragem, fazendo alongamento da fibra flutuante. As linhas de ancoragem estão sujeitas a cargas de tensão-tensão
de fadiga. Cabos de fibras HMPE demonstraram uma maior vida de fadiga em comparação com cabos de poliéster para a construção do mesmo
a
cabo e não são vulneráveis ​​ fadiga de compressão axial em comparação
com a fibra de aramida (1), (2).
No entanto, a alta rigidez de HMPE também pode ser um fator
limitante. Em áreas de alto risco de tempestades e furacões o sistema
de ancoragem precisa se esticar para manter a sobrevivência da tempestade. Híbridas, que combinam linhas de ancoragem de segmentos
de cabos HMPE com segmentos de cabos de poliéster, proporcionam
a rigidez necessária para lidar com cargas máximas durante a estação

171. Geral
Fluência reduzida
Fluência ainda mais reduzida
Dyneema® fibra
SK75
SK78
DM20
Titer
1740 dtex
1740 dtex
1740 dtex
Tenacidade
35 cN / dtex
35 cN / dtex
31 cN / dtex
Módulo
1.160 cN / dtex
1.160 cN / dtex
920 cN / dtex
Alongamento à ruptura
3,5%
3,5%
3,6%
Uso típico
Cabos de trabalho
Ancoragem MODU
Ancoragem permanente
Tabela 1: Principais propriedades de alguns tipos de DSM Dyneema HMPE fibras
de manutenção na tempestade, garantindo a elasticidade suficiente para amortecer as cargas de pico
induzidas por ondas (3), (4), (5).
A pretensão é responsável para o carregamento a
longo prazo das linhas de ancoragem. Fibras HMPE
são sensíveis a estas cargas estáticas de longo prazo,
e se alongarão de modo irreversível proporcionalmente com o tempo. Este fenômeno é conhecido como fluência (creep). Fluência (creep) excessiva provoca um
aumento de deslocamento do navio atracado. O grau
de fluência (creep) é dependente do tipo de HMPE, a
temperatura de operação, a média de carga e tempo
de carregamento.
Todos os tipos de fibras HMPE têm um desempenho
diferente, em geral, as fibras a de DSM Dyneema combinam maior resistência à tração e módulo de elasticidade com a mais elevada resistência à fluência (creep).
Desenvolvimentos recentes de fibra foram destinados a
reduzir significativamente a taxa de fluência (creep) (%
de alongamento / unidade de tempo), bem como o desenvolvimento de um modelo para prever com precisão
a taxa de fluência (creep) e alongamento de fluência
(creep), e, assim, proporcionar melhores estimativas de
tempo de vida de fluência (creep) para as categorias
de qualidade oferecidas pelo DSM Dyneema.
Em 2003, a categoria de fibra SK78, um HMPE de
baixa fluência (creep), foi introduzida para ancoragem
semipermanentes da unidade de perfuração operacional móvel (MODU). A Petrobras, recentemente, fez
um pedido de um conjunto de cabos de ancoragem
SK78 com 630 toneladas carga de ruptura mínima
(MBL) para projetos de águas profundas MODU na
costa do Brasil.
Pesquisas adicionais na redução da taxa de
fluência (creep) resultaram no desenvolvimento da
categoria de fibra DM20, concebida especialmente
para águas profundas de ancoragem permanente. A
Tabela 1 apresenta as principais propriedades para os
diferentes tipos de fibra HMPE.
Fluência (creep) de HMPE em diretrizes e normas da indústria
Todos os cabos sintéticos suportam algum nível de
fluência (creep) – definido como o alongamento per-
manente do cabo sob carga. O cabo não irá recuperar
completamente quando a carga for removida. Como
afirmado anteriormente, cabos produzidos com fibra
HMPE têm até agora sofrido significativamente maiores taxas de fluência (creep) do que os de poliéster.
Modelagem preditiva
Após a publicação do DSM Dyneema em modelagem de fibra HMPE de fluência (creep) (6), as diretrizes da indústria de cabos de ancoragem especificam
agora uma variedade de documentação relacionada
incluindo a validação de modelos de fluência (creep),
fatores de falha de segurança de fluência (creep) e
tarefas de monitoramento de fluência (creep).
Quase todas as normas de sistema de ancoragem
afirmam que os modelos de estimativa de fluência
(creep), com base em dados de testes de fibras,
podem ser utilizados para apoiar os requisitos do
sistema de ancoragem de desempenho de fluência (creep) e assim limitar a necessidade de testes
completos de (sub) cabos (Tabela 2) (7), (8), (9), (10), (11), (12).
Tipicamente análises de taxa de fluência (creep),
análises de falhas de fluência (creep) e testes de previsões de fluência (creep) de cabos são necessários.
Para as análises de fluência (creep), os eventos ambientais a longo prazo podem ser representados por
uma série de condições de projetos discretas a partir
da qual o alongamento anual de fluência (creep) é
calculado, e um total previsto de tensão de fluência
(creep) para a vida de serviço do projeto determinada. Durante a avaliação de protótipos, um teste é
executado para verificar ou calibrar taxas de longo
prazo de fluência (creep) de cabos com os dados do
modelo de fluência (creep) da fibra.
Monitoramento de Fluência (creep)
Monitoramento do alongamento do cabo HMPE
é usado para medir o grau de fluência (creep). No
entanto, há uma falta de consenso entre órgãos de
normatização sobre metodologias de testes.
Algumas normas de ancoragem requerem monitoramento de fluência (creep) do cabo em uso na parte
mais crítica, geralmente a parte ou seção superior
mais próxima da superfície da água, por causa das
TN Petróleo 91
169

172. ancoragem
Diretrizes
NI 432 DTO R01E
DNV-OS-E303
DNV-OS-E301
Instruções sobre cabos de fibra
de ancoragem no
alto-mar
API-RP-2SM
ISO / PDTS 14909
Órgão expedidor
Bureau Veritas (7)
Det Norske
Veritas (8), (9)
American Bureau of Shipping (10)
American
Petroleum
Institute (11)
International Organization for Standardization (12)
Previsão de
fluência
Fluência a longo
prazo do cabo com
base em dados de
fibra de fluência.
Resistência a falha
de fluência a ser
especificado pelo
fabricante do cabo.
Análise de fluência para estimar a tensão total de fluência
durante a vida útil do projeto.
Análise de fluência com
base nas cargas média e
máxima do projeto. Análise de falhas de fluência
baseado nos dados de
teste do cabo.
Estimativa de alongamentos de taxa e
fluência admissível, em
condições de funcionamento em área mais
crítica do cabo.
Fabricante de fios
para testar a falha
de fluência do fio.
Calibrar a longo
prazo taxas de
fluência de cabos
em cabos de protótipo com dados da
fibra e modelo de
fluência.
A ser determinado
individualmente por
caso se aplicável.
Número de
amostras de teste a
serem testadas na
fluência.
Sub cabos
permitidos para
construções de
cabos paralelos.
Monitoramento de
fluência em uso
Seção mais crítica
- geralmente parte
ou seção (superior)
através de marcação adequada.
Critério de descarte de fluência
95% da força inicial
do cabo ou 10% do
comprimento do
cabo instalado.
Fator de
segurança
Com base no modelo
de propriedades de
fluência da fibra.
Modelo de fluência baseado em
fibra de dados de fluência.
Número de condições discretas
do projeto para calcular tensão
de fluência anual e tensão total
de previsão para a vida útil do
projeto.
Métodos
Testes de
fluência
do cabo
Análise de ruptura de fluência
para estimar a vida de ruptura
de fluência.
Medições de
comprimento para
avaliar a progressão da fluência.
Vários intervalos de tensão para calcular danos
de ruptura de fluência
acumulativa anual.
Teste de verificação para taxa
de fluência de cabos pelo
menos em uma carga e uma
temperatura.
Os dados de fluência são
coletados em duas tensões.
Teste continuou até pelo
menos 24 horas de uma taxa de
fluência constante até atingir o
tempo caboscabos permitidas
para construções de cabos
paralelas.
A porcentagem de fluência em 3 min., 30 min.,
300 min. e 3.000 min.
podem ser extrapoladas
em uma base semilogarítmica (fluência em escala
normal contra tempo em
escala logarítmica) para
tempos mais longos.
Calibrar a longo prazo
taxas de fluência de
cabos em cabos de escala completa durante
7 dias no máximo 55%
BS e máximo 25° C.
Sub cabos permitidos
para construções de
cabos paralelos.
Opcional (influência sobre o
fator de segurança).
Tensão de fluência total limitada
a 10% do comprimento total do
cabo HMPE.
Fator de falha de
segurança fluência
de 3 para ancoragem móvel e 5-8
para ancoragem a
longo prazo.
Fator de segurança ao longo
da vida de serviço do projeto
contra ruptura de fluência: 5
(fluência é monitorado) ou 10
(fluência não é monitorado).
Fator de segurança para
falha de fluência é 10
vezes a vida útil do cabo.
Tabela 2: Fluência de HMPE como abordada por normas e diretrizes
altas temperaturas envolvidas. Um pequeno número
de normas especifica um critério de substituição do
cabo de HMPE de 10% de tensão à fluência (creep)
do comprimento total do cabo HMPE.
Quando indicados o fator de segurança de
fluência (creep) de cabos de HMPE é diferente
para ancoragens móveis e ancoragens a longo
prazo. Difere também de como é aplicado: nas
normas e diretrizes para cabos HMPE (Tabela 2),
os fatores de segurança são baseados em ambas
as falha de fluência (creep), o tempo de ruptura
por fluência (creep) ou vida útil do projeto, que,
por definição, não são consistentes. Além disso,
o fator de segurança para um cabo monitorado
170
TN Petróleo 91
pode ser menor do que para um cabo de ancoragem não monitorado.
Há também aspectos práticos a serem considerados
quando um modelo de fluência (creep) é baseado em
dados de cabos. Para extrapolação sobre tempos mais
longos, testes de fluência (creep) em cabos HMPE devem
ser realizados no assim chamado “regime de estado estacionário de fluência (creep)”, para determinar o patamar
da taxa de fluência (creep). Como a taxa de fluência (creep) é dependente da temperatura e carga, testando até
ocorrer falha de fluência (creep) dentro de um intervalo
de tempo aceitável pode ser realizado apenas com cargas
e temperaturas elevadas, que não são representativas das
condições de operação no alto-mar. Como poderia ser

173. Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE
para permanente ancoragem offshore em águas profundas
Força de ruptura do cabos (MBL) 630 mt
Carga de ruptura do fio (YBL)
0.611 kN
0,174 g/m
Peso do cabo (W)
4,5 kg/m
Peso de fios (g/m)
Carga de Fluência
MBL 20 %
Carga de Fluência
20 % YBL
8 % YBL
Nível de estresse
270 MPa
Nível de estresse
684 MPa
270 MPa
Tabela 3: Relação entre força de ruptura do cabo e a força de ruptura de fio para um cabo típico de fibra de SK78
esperado, o custo das instalações de teste de cabos para
realizar estes testes com cargas operacionais e temperaturas pode ser muito alto.
Como resultado, os testes de fluência (creep) de
cabos são normalmente limitados a testes de taxa
fluência (creep) de cabos, para verificar o modelo de
fibra de fluência (creep) utilizado para a análise.
Dados de fluência da fibra contra dados de
fluência (creep) do cabo
Na comparação entre dados de fibra e de fluência
(creep) do cabo em uma base de carga relativa, um
fator de conversão de força de ruptura da fibra/cabo
ou fator de realização, devem ser levados em consideração. Este fator é dependente da construção do cabo,
fabricante do cabo e o tipo de fibra usado.
RF =
YBL /
w
(1)
MBl /w
Onde:
RF = fator de realização (-); YBL = carga de ruptura do
fio (kN); w = peso do fio (g/m); MBL = carga de ruptura
mínima do cabo (kN); W = peso do cabo (g/m)
Resultados do teste de fluência (creep) de uma
fibra sob força de 20% de ruptura de fibra não são
diretamente comparáveis ​​ tensão de um cabo de
à
20% sob a força da ruptura do cabo e, como tal,
nenhuma conclusão sobre o desempenho da fluência (creep) do cabo pode ser feita (ver tabela 3).
Em vez disso, comparando os dados da fluência (creep) de fibra e cabo com base em níveis
de stress comparáveis (por exemplo ​​MPa ou kN/
(g/m)) resulta em uma correlação direta, sem
a necessidade de fatores de realização. Quando o nível de stress correspondente ao nível de
carga relativa no cabo completo é determinado,
os experimentos de fluência (creep), a este nível
podem ser realizados em fibras de fios de cabo, ou
sub cabos, resultando em dados comparáveis ​​
de
fluência (creep).
Obs.: É aconselhável consultar o fabricante da
fibra, ao definir os níveis de carga e duração dos
testes de verificação em cabos HMPE, a fim de
alcançar resultados dentro de prazos aceitáveis.
Programa de teste para DM20
Testes extensivos foram efetuados no tipo de fibra
DM20 para determinar suas propriedades e o comportamento em sistemas permanentes de ancoragem
offshore, abrangendo:
• propriedades de resistência: forças de rupturas
em construções de sub cabos,
• propriedades de rigidez: rigidez dinâmica de fios
e fios de rigidez estática e rigidez de cabos,
• propriedades de fluência (creep): taxa de fluência (creep) de fibra e experimentos da vida de fluência
(creep) para o desenvolvimento do modelo de fluência (creep) e testes de fluência (creep) de cabos para
verificar esse modelo de fluência (creep),
• propriedades relacionadas com tempo de vida:
desempenho de abrasão fibra-a-fibra, vida de fadiga
em amostras de cabos, resistência UV e envelhecimento térmico em fibras, em referência ao tipo de
fibra SK78 que foi aceite pela indústria para ancoragem MODU em águas profundas.
Caracterização de fluência (creep)
de fibra DM20
Seguindo o método descrito por Vlasblom e Bosman (13) um número de taxa de fluência (creep) de
fibra e experimentos de fluência (creep) de ruptura
foram realizados a temperaturas entre 30° C a 70° C
e níveis de carga de 300 MPa a 1700 MPa, isto é comparável aos níveis acima da carga de ruptura de 20%
para um cabo típico de ancoragem offshore.
A temperatura ambiente, fibra DM20 carregada
em força de ruptura de fibra de 10% mostra uma taxa
de fluência (creep) de 0,03% ao ano; enquanto SK78
mostrou uma taxa de fluência (creep) de 2% ao ano
e SK75 uma taxa de fluência (creep) de 10% ao ano.
Como as outras fibras HMPE, um aumento de temperatura de 20° C aumentou a taxa de fluência (creep)
em aproximadamente um fator de 10.
Para testes comparativos, testes acelerados
de fluência (creep) são realizados em temperaturas elevadas para fornecer resultados em um
período de tempo aceitável. A Figura 1 mostra
um alongamento de fluência (creep) ao longo
do tempo em fibra de DM20, fibra de SK78 e a
fibra SK75 a 70° C e nível de stress de 300 MPa,
que é comparável à carga de ruptura de 20% de
um cabo de ancoragem. Devido às limitações de
tempo, o experimento em fibra DM20 terminou
TN Petróleo 91
171

174. ancoragem
Figura 1: Alongamento de fluência (creep) medido
em função do tempo em experimento de fluência
(creep) de fibra a 70° C, 300 MPa
DM20 é 50 vezes menor do que a
da SK78. Tal como SK75 e SK78, o
início da falha de fluência (creep) de
DM20 depende da carga aplicada e
da temperatura. As matérias-primas
utilizadas no HMPE, métodos de
produção, força e o módulo têm uma
influência (creep) sobre a resistência
da fibra à falha de fluência (creep).
Sob os mesmos níveis de carga,
DM20 irá atingir o início das falhas de
fluência (creep) após um tempo muito
mais longo do que SK78, (ver Figura
3), e com alongamentos inferiores. Isto
sugere que o critério de descarte de 10%
de alongamento permanente recomendada para tipos gerais de HMPE e
SK78 em diretrizes e normas da indústria deve ser reduzido para DM20.
DM20 estimativa de fluência
(creep) na condição de carga
offshore
A tendência dos cabos HMPE de
ancoragem offshore para fluência (creFigura 2: Taxa de fluência
ep) tem de ser abordada no projeto de
(creep) logarítmica medida
em função do alongamento
ancoragem permanente. Uma taxa alta
em um experimento de fluênde fluência (creep) representa um risco
cia (creep) de fibra a 70° C,
potencial de falha através da fluência
300 MPa
(creep) de ruptura. Também é necessário re-tensionamento de cabos e uma
redução na rigidez quasi-estático dos
cabos durante uma longa tempestade.
Para sistemas permanentes de ancoragem, um alongamento de fluência
Figura 3: Tempos estimados no
(creep) de 0,5% em 25 anos no total
início da falha de fluência (creep)
da linha de ancoragem é considerado
de fibra DM20 contra outros tipos
de fibra HMPE a 16° C
como aceitável. Fatores de segurança
de falha de fluência (creep) são propostos pelas várias diretrizes da indústria,
por exemplo, um fator de segurança
de 5-8 para atracações de longo prazo,
conforme recomendado pela DNV (9).
Um modelo que descreve as
propriedades de fluência (creep) foi
derivado dos experimentos de fluência (creep) de fibra e usado para
estimar a fluência (creep) para linhas
depois de mais de 900 horas. Os mesmos dados
de ancoragem offshore sob condições realísticas de
são mostrados na Figura 2 como a taxa de tensão
carregamento. Isto ilustra a grande melhoria do DM20
logarítmica sobre o alongamento, ilustrando a
sobre outros tipos de fibra HMPE (tabela 4).
redução significativa na taxa de fluência e alongamentos baixos suportados pelo DM20.
Caracterização de fluência (creep) de cabos
Experimentos de taxa de fluência (creep) de fibra
DM20
indicam que, em condições normais de carga de cabos
A Lankhorst Ropes fabricou sub cabos de dois
de ancoragem no mar, a taxa de fluência de fibra de
tamanhos para verificar as propriedades de fluência
172
TN Petróleo 91

175. Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE
para permanente ancoragem offshore em águas profundas
SK75
SK78
DM20
630 t
Força típica do cabo
Peso do cabo
(excluindo a capa)
4,2 kg/m
Alongamento
de fluência
estimado
4,4 kg/m (estimado)
Fator de segurança
de falha de fluência
Alongamento
de fluência
estimado
Fator de segurança de falha
de fluência
Alongamento
de fluência
estimado
Fator de segurança de falha
de fluência
0%
Pode ser
atingido
< 0,3 %
Pode ser
atingido
Condição de ancoragem de
MODU (5 anos de 20% BL
a 16° C)
6.6%
Não pode ser atingido
1.7 %
Pode ser
atingido
Condição de ancoragem
permanente (25 anos de
20% BL a 16° C)
6.6%
Não pode ser atingido
falha
1.7 %
Pode ser
falha atingidos
Tabela 4: Expectativas de modelo de fluência (creep) para os tipos de fibras de HMPE
(creep) muito baixa da ancoragem
de cabos DM20.
Figura 4: Interior da câmara
de temperatura
Figura 5: Ciclos de assentamento antes
do carregamento de fluência (creep)
a.
Construção: sub-cabo trançado de 8 fios
Diâmetro: 29 mm
Fabricante: Lankhorst Ropes de Portugal
Força de ruptura média: 657 kN
(terminação de fim emendado)
Local de teste: Ifremer Brest Centre
Condição de teste de fluência (creep):
30° C, 290 kN (45% BL), 30 dias
Num suporte de teste de capacidade de 1000 kN na Ifremer, um
teste de fluência (creep) foi realizado
por meio da medição da extensão da
parte central da amostra, utilizando
um transdutor de deslocamento de
fio de 500 milímetros de alongamento preso ao cabo (14).
A parte central da amostra de
8 metros de cabo olho-no-olho era
aquecida por aquecedores de ar a
30° C. Para medir a temperatura, a
sonda foi inserida em um comprimento de 1 metro de HMPE cabo
trançado do mesmo tamanho e
colocado no centro da câmara com a
amostra seguinte (Figura 4).
A amostra foi submetida a cinco
ciclos de assentamento a 290 kN
(Figura 5), e em seguida mantido a uma carga constante de 290 kN, a 30° C durante 30 dias. A Figura
6 mostra o alongamento da parte central do cabo
para a duração do teste de fluência (creep). Como
referência, o resultado de um teste idêntico realizado
em 2003 sobre um cabo feito de SK78 é mostrado na
Figura 6: Alongamento de fluência
(creep) de cabo de 29 mm com
DM20 e SK78 a 30° C
mesma figura (15). Enquanto o cabo feito com SK78
alcançou falha de fluência (creep) a 30% de alongamento, o cabo com DM20 mostrou apenas uma
pequena quantidade de tensão.
Após 30 dias, a carga no cabo feito de DM20 foi
removido e a tensão registrada durante a recuperaTN Petróleo 91
173

176. ancoragem
Figura 7: Tensão de recuperação após 30 dias de
experimento de fluência (creep) a 30° C
uma falha a 839 kN e uma taxa de
120 kN / minuto.
b.
Construção: cabo trançado de 8 fios
Diâmetro: 52 mm
Fabricante: Lankhorst Ropes de Portugal
Força de ruptura média: 1843 kN
(terminação de fim emendado)
Local de teste: Lankhorst Ropes, Portugal
Condição de teste de fluência (creep):
23° C, 30% BL / 40% BL / 50% BL, 10 dias
A Lankhorst Ropes realizou
três testes de fluência (creep) em
cabo de 52 mm de diâmetro ao
longo de 10 dias a temperatura
ambiente, o que confirma taxas
extremamente baixas de fluência (creep) sob níveis de carga
comparáveis ​​ condições de
às
tempestade no alto mar (Figura 8
e Figura 9).
Verificação de modelo de fluência
(creep) da fibra
Conforme exigido por várias normas e diretrizes da indústria, as taxas
de fluência (creep) de cabo DM20
foram comparadas com o modelo de
previsões de fluência (creep) para
Figura 8: Testes de fluência (creep) de cabos na Lankhorst Ropes
verificar o modelo de fluência (creep)
(Tabela 5).
A tabela mostra que as previsões
Figura 9: Alongamento de fluência (creep) de cabo de 52 mm com DM20 a 22° C
do modelo de fluência (creep) são muito próximas para faixas de carga normais, e conservadoras para níveis de
carga, que são significativamente acima das condições de funcionamento
normais para as linhas de ancoragem
no alto mar. Em todas as condições
testadas, o cabo apresentou uma taxa
de tensão inferior ao previsto. Embora
as diferenças relativas entre taxas
previstas e taxas de fluência (creep)
medidas parecem ser elevadas, uma
margem de erro é inevitável em previsões de longo prazo de resistência.
ção por mais 68 horas a uma carga de 5,8 kN (1% de
DSM Dyneema garantiu que estimativas do modelo de
carga ruptura nominal). Uma tensão permanente de
taxa de fluência (creep) sempre erram no lado consercerca de 1,5% foi registrada. A Figura 7 mostra a tenvador da vida útil da fluência (creep) esperada.
são em função do tempo durante a recuperação.
Deve notar-se também que a precisão do modelo
No final do teste de recuperação a amostra foi
de fluência (creep) atual, com base na taxa de fluência
completamente descarregada, um novo ciclo de
(creep) limitada e dados à fluência (creep), irá melhoassentamento foi aplicado, e o cabo acelerado para
rar ao longo do tempo.
174
TN Petróleo 91

177. Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE
para permanente ancoragem offshore em águas profundas
Local de teste
Ifremer, França
Lankhorst Ropes, Portugal
Tamanho do cabo
29 mm
52 mm
52 mm
52 mm
Condições de teste Carga
estática Duração Temperatura
30° C, Dia 30, Ruptura de carga de 45%
23° C, Dia 10,
Ruptura de carga
30%
23° C, Dia 10,
Ruptura de
carga de 40%
23° C, Dia 10, Ruptura de carga de 50%
Previsão da taxa de fluência 1,3% / mês
0,2% / mês
0,3% / mês
0,7% / mês
0,6% / mês
0,2% / mês
0,2% / mês
0,3% / mês
Medição da taxa de fluência
Tabela 5: Taxa de fluência (creep) prevista e medida no final do teste de fluência (creep) de cabo
Medidas de rigidez
Para verificar os deslocamentos
sob condições de carga pesada, a
fluência (creep) das fibras tem de ser
levada em consideração. Del Vecchio e Monteiro (16) afirmaram que a
rigidez secante equivalente, incorporando fluência (creep) das linhas
mais tensionados e mais folgadas
para durações de tempestade de 24
a 72 horas, são relevantes para a
análise de ancoragem e têm mostrado como resultados de fios pode ser
utilizado para produzir estimativas
de propriedades de cabos. O teste
de rigidez dinâmica de fios envolve
um ciclo preliminar seguido pela
medição real do ciclo de rigidez.
Desta fluência (creep) do fio é estimada com base nas alterações na
elongação nas etapas predefinidas
para períodos de até 72 horas.
Medições de rigidez foram efetuadas em tipo de fibra DM20 em
relação à fibra SK78, que abrange:
• Rigidez dos fios com base em
carga de ruptura do fio
• Rigidez do cabo
• Rigidez dos fios com base em
fator de realização típico do cabo.
Figura 10: Carga –
Resultados de tensão
medida na fibra
DM20 a temperatura
ambiente, com base
na carga de ruptura
de fio
Figura 11: Carga - Resultados de tensão medida em fibra de SK78 a temperatura
ambiente, com base na carga de ruptura de fio
Rigidez dos fios com base em Carga de Ruptura do Fio
Após este procedimento de teste, as medições
foram realizadas na fibra DM20 e fibra SK78 para determinar a quasi-estática rigidez para linhas de vento
e sotavento (Figura 10, Figura 11 e Tabela 6). Depois
de um pré-carregamento inicial (10-30 YBL%), barlavento é definido a partir do alongamento delta entre
YBL 20% (carga de ruptura do fio) e YBL 45% acima
de 24 horas (incorporando fluência (creep)) e sotavento é definido a partir do alongamento delta entre
YBL 20% e 5% YBL acima de 24 horas (incorporando
recuperação lenta).
Os valores de rigidez foram calculados de acordo
com a equação 2.
Stiffness =
(2)
ΔF /YBL
Δl /Li
Onde:
ΔF = força de gradiente de 20% a 45%, considerando
fluência (creep) de alta carga e de 20% para 5%,
considerando a recuperação da carga de baixa tensão;
ΔL = alongamento do fio correspondente ao ΔF; YBL
= carga de ruptura do fio, e, Li = Comprimento de
medida de amostra no início do teste.
TN Petróleo 91
175

178. ancoragem
Rigidez dos fios com base em carga de ruptura
Barlavento 24h
Fibra de SK78
Fibra DM20
6,8 x YBL
17,9 x YBL
Sotavento 24h
13,0 x YBL
15,5 x YBL
Rigidez dinâmica (10-30% YBL)
43,7 x YBL
44,6 x YBL
Tabela 6: Rigidez secante equivalente e rigidez dinâmica de fibra SK78 e DM20 a temperatura ambiente, com base na carga de ruptura de fio
Figura 12: Carga
– resultados de
tensão medidos
no sub-cabo de
diâmetro de 52
mm com fibra
DM20 a 22° C (18)
(tabela 7). A Figura 12 mostra o
resultado do teste de rigidez. Para
uma representação mais visual,
apenas o ponto inicial e o ponto
final de cada patamar de carga
foram plotados.
Rigidez do fio com base no fator
típico de realização de cabo
Embora testado na mesma
temperatura, os valores de rigidez
secante equivalente dos experimentos de fio baseados no fio de carga
de ruptura é muito menor que os
valores derivados do experimento de
cabo. Quando dados de rigidez têm
que ser determinados em um fio, a
carga deve ser selecionada tal que
Figura 13: Carga – resultados de tensão na fibra DM20 a temperatura ambiente,
seja comparável à carga na aplicacom base no fator típico de realização de aplicação de cabo.
ção do cabo. Isto significa que para
comparar dados de rigidez de fibra e
cabo em uma base de carga relativa, o fator de conversão de força de
ruptura da fibra/cabo, ou fator de
realização (ver equação 1), deve ser
levado em consideração. Figura 13 e
Figura 14 mostram a carga – resultados da tensão das fibras do mesmo
com base em um fator de realização
que é típico para aplicações de cabo
de ancoragem no alto mar.
Em resumo, as medidas de rigidez de fibra e cabos ilustraram que:
• Rigidez secante de DM20 é
superior a SK78 quando medida no
nível de fibra ou de cabo,
Medições de rigidez de cabos
• Rigidez dinâmica de DM20 está em linha com
HMPE é um material visco-elástico e suas caSK78 ao nível do cabo,
racterísticas de rigidez irão variar dependendo da
• De preferência os valores de rigidez deverão ser
intensidade da carga, duração do carregamento e
determinados a nível do (sub) cabo.
número de ciclos. Durante os ciclos de carga precoAssim como a fluência (creep) é uma função da
ce, o assentamento do cabo vai resultar em algum
temperatura, rigidez secante é uma função da tempealongamento inicial. A rigidez secante equivalente
ratura também.
e rigidez dinâmica do DM20 em uma construção de
cabo foi medida no diâmetro de 52 mm do subcabo
Abrasão de fibra-a-fibra
Gama98® de construção de cabos produzidos por
O American Bureau of Shipping (10) especifica
Lankhorst Ropes e comparado com dados obtidos
que a fibra HMPE deve passar o requisito mínimo
em um cabo MODU de tamanho feito de SK78
do teste de abrasão de fibra-a-fibra, de acordo com
176
TN Petróleo 91

179. Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE
para permanente ancoragem offshore em águas profundas
Rigidez do cabo
Cabo com SK78 Fibra
Cabo com DM20 Fibra
Barlavento 24h.
-
40,3 x MBL
Sotaventos 24h.
-
27,8 x MBL
Rigidez dinâmica (10-30% YBL)
60 x MBL
Tabela 7: Rigidez equivalente de secante e rigidez dinâmica de sub cabo com SK78 e fibra DM20 a 22° C
60 x MBL
(17), (18)
Rigidez do fio com base no fator de realização
Fibra de SK78
Fibra DM20
Barlavento 24h.
39,9 x YBL / RF
52,5 x YBL / RF
Sotaventos 24h.
43,3 x YBL / RF
38,9 x YBL / RF
Rigidez dinâmica (10-30% YBL)
101,6 x YBL / RF
96,6 x YBL / RF
Tabela 8: Rigidez secante equivalente e rigidez dinâmica de fibra SK78 e fibra de DM20 a temperatura ambiente, com base no fator
típico de realização de aplicação de cabo
a CI-1503 (19). No laboratório de testes
da Tension Technology Internal (Arbroath, Reino Unido), a fibra DM20
foi testada em 1-5% BL e comparados com resultados de teste de fibra
SK75 de 2009 (20). Determinou-se
que DM20 passará os requisitos
mínimos e nenhuma diferença
significativa foi detectada entre
as fibras de DM20 e SK75 e indicou-se que uma fadiga de tensão
comparável pode ser esperada
(Figura 15).
Figura 14: Carga –
resultados de tensão na
fibra de SK78 a temperatura ambiente, com
base no fator típico de
realização de aplicação
de cabo
Trabalho adicional
Além de caracterização adicional de fluências (creep) da
fibra DM20 para previsões mais
precisas do modelo de fluência
(creep), testes de laboratório
em uma ampla variedade de
fibra e testes de cabo incluindo
testes de fadiga vão continuar a
reforçar a confiabilidade sobre
a adequação deste novo tipo de
fibra HMPE para os mercados
pretendidos.
Figura 15: Resultados
do teste de abrasão de
fibra-a-fibra
Conclusões
Polietileno de alto módulo de
elasticidade é considerado o
material mais adequado para
linhas de ancoragem mais longas de águas ultra profundas
além de 2.000 m. As fibras são caracterizadas
por alta resistência e módulo de elasticidade
elevado, produzindo cabos de rigidez elevados
de diâmetros menores e mais leves, em comparação com as linhas de ancoragem de poliéster
para o mesmo MBL. No entanto, o desempenho
de fluência (creep) de HMPE impediu seu uso de
ancoragem em águas profundas a longo prazo.
Melhorias sistemáticas no desempenho de fluência (creep) por DSM Dyneema levaram primeiro
ao desenvolvimento da fibra SK78 para ancoragem semi-permanente de MODU e agora a fibra
DM20 para ancoragens permanentes de produção no alto mar.
TN Petróleo 91
177

180. ancoragem
As propriedades de fluência (creep) a longo prazo
do DM20 atendem as exigências da indústria para a
duração de ancoragem permanente.
Conforme solicitado por várias normas e diretrizes,
foi desenvolvido um modelo de estimativa de fluência
(creep) baseado em dados de fibra para DM20 para
demonstrar a capacidade da fibra para cumprir requisitos de desempenho de fluência (creep) e assim limitar
a necessidade de testes completos de cabo. As propriedades de taxa de fluência (creep) de fibra foram confirmadas por testes de fluência (creep) em sub cabos.
Devido a seus extremos baixos alongamentos de
fluência (creep), o critério de descarte de alongamento permanente de 10% – sugerido nas diretrizes da
indústria e normas para os tipos gerais de HMPE e
categoria SK78 de MODU – precisa ser reconsiderado para DM20.
Rigidez dinâmica de DM20 é igual a SK78, enquanto a rigidez secante de DM20 é superior a SK78,
confirmando a fluência (creep) reduzida desta nova
fibra. Recomenda-se determinar os valores de rigidez
no nível de (sub)cabos.
Referências
(1) The manufacture, properties and applications of
high strength, high modulus polyethylene fibers, M. P.
Vlasblom, J. L. J. van Dingenen, Chapter 13 in Handbook of
tensile properties of textile and technical fibres, Woodhead
Publishing, 2009
(2) Enabling Ultra-Deepwater Mooring with Aramid
Fiber Rope Technology, C.H.Chi, E.M.Lundhild, T.Veselis,
M.B.Huntley, OTC 20074, Offshore Technology Conference,
May 2009
(3) HMPE Mooring Lines for Deepwater MODUs,
S.Leite, J.Boesten, OTC 22486, Offshore Technology Conference, May 2011
(4) The use of HMPE mooring lines in deepwater MODU
mooring systems, R.Garrity, W.Fronzaglia, Oceans, 2008
(5) Mooring line, WO2007096121, World International
Patent Organization, 2007
(6) Predicting the Creep Lifetime of HMPE Mooring Rope
Applications, M.P. Vlasblom, R.L.M. Bosman, Oceans, 2006
(7) Certification Of Fibre Ropes For Deepwater Offshore
Services, Guidance Note, NI 432 DTO R01E, November 2007
(8) Offshore Mooring Fibre Ropes, Offshore Standard
DNV-OS-E303, Det Norske Veritas, October 2010
(9) Position Mooring, Offshore Standard DNV-OS-E301,
Det Norske Veritas, October 2010
(10) Guidance Notes On The Application Of Fiber Rope For
Offshore Mooring, American Bureau of Shipping, August 2011
(11) Recommended Practice 2SM, March 2001, Addendum, May 2007
(11) Recommended Practice for Design, Manufacture,
Installation, and Maintenance of Synthetic Fiber Ropes for
Offshore Mooring, API Recommended Practice 2SM, DRAFT
Second Edition, American Petroleum Institute, 2010-12-07
(12) Fibre ropes for offshore stationkeeping – High modulus polyethylene (HMPE), ISO/PDTS 14909, ISO, 2011
(13) Predicting the Creep Lifetime of HMPE Mooring Rope Applications, M.P. Vlasblom, R.L.M. Bosman,
Oceans, 2006
(14) Creep test on improved HMPE ULC rope, RDT/MS
D11 022 YLG, P.Davies, N.Lacotte, Ifremer, 2011
(15) Creep Rupture Testing of modified HMPE fibre rope,
TMSI-RED-MS-03-06, P.Davies, N.Lacotte, Ifremer, May 2003
(16) Quasi-staticproperties of high stiffness fibre
ropes for ultra-deep water moorings, C.M.J. Del Vecchio,
A.H.Monteiro, OIPEEC Conference, ODN 0872, March 2011
(17 Testing Of Dyneema Modu Tethers, Report No. BGN-R2303244, Det Norske Veritas, 2003
(18) Internal report, Lankhorst Ropes, 2011
(19) Test Method for Yarn-on-Yarn Abrasion – Wet and
Dry, Cordage Institute, CI 1503-00, August 2001
(20) Report on the testing of ULC HMPE yarn sample for
abrasion resistance, J.Nichols, Tension Technology International, 2011
Dyneema® e Dyneema®, a fibra mais forte do mundo™ são marcas registradas da Royal DSM. Uso destas marcas registradas é estritamente proibida, salvo autorização. DSM Dyneema BV Gama98® é uma marca registrada de Lankhorst Ropes. O uso desta marca registrada é estritamente proibido, a menos que autorizado.
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ou a utilização de informações ou produtos por parte do comprador. O Comprador deverá (i) assumir tal responsabilidade, e (ii) verificar as
informações e os produtos Direitos Autorais 2012, Conferência de Tecnologia Offshore. Este documento foi preparado para apresentação
na Conferência de Tecnologia Offshore realizada em Houston, Texas, EUA, 30 abril - 3 maio 2012.
Este trabalho foi selecionado para apresentação de um comitê de programa da CTO seguindo revisão de informação contida em um resu
mo apresentado pelo(s) autor(es). O conteúdo do trabalho não foi examinado pela Conferência de Tecnologia Offshore e está sujeito a
correção pelo(s) autor (es). O material não reflete, necessariamente, qualquer postura da Conferência de Tecnologia Offshore, de seus
executivos, ou membros. Reprodução eletrônica, distribuição ou armazenamento de qualquer parte deste documento sem autorização por
escrito da Conferência de Tecnologia Offshore é proibida. Permissão para reproduzir em papel se restringe a um resumo de não mais de
300 palavras, as ilustrações não podem ser copiadas. O resumo deve conter o reconhecimento visível de direitos autorais da CTO.
178
TN Petróleo 91

182. financiamento
Step-in right
no direito brasileiro
Os projetos de infraestrutura desenvolvidos ao longo das duas
últimas décadas no Brasil consolidaram a utilização da modalidade de
financiamento internacionalmente conhecida como project finance ou
“financiamento de projetos”.
E
José Virgílio Lopes Enei
é sócio do escritório
Machado Meyer, Sendacz
e Opice
Antonio Paulo Kubli
Vieira é associado do escritório Machado Meyer,
Sendacz e Opice.
180
TN Petróleo 91
m financiamentos dessa natureza, o fluxo de caixa do empreendimento é a fonte primária de recursos para pagamento da dívida
contraída e a análise dos riscos do financiamento baseia-se, primordialmente, nos riscos do projeto em si e na capacidade dos
empreendedores de implementá-lo. Assim, o sucesso do empreendimento
é chave; diferentemente das modalidades tradicionais de financiamento
(também conhecidas como corporate finance), que dependem em essência
de garantias pessoais ou corporativas lastreadas no patrimônio dos donos
ou controladores do projeto (como o aval ou a fiança).
Nas operações realizadas sob a modalidade project finance, as principais garantias oferecidas aos financiadores são garantias reais (como o
penhor, a hipoteca, a cessão fiduciária, a cessão condicional, entre outros)
sobre as receitas operacionais, ativos do projeto e as ações ou quotas da
sociedade responsável pelo projeto.
Além das garantias reais, diante da importância do sucesso do empreendimento para os financiadores, é bastante usual que a estes sejam
outorgados certos direitos de ingerência nas atividades da sociedade responsável pelo projeto. Por exemplo, com o intuito de possibilitar o acompanhamento de aspectos financeiros da sociedade, é comum que se preveja
a obrigação da empresa de disponibilizar periodicamente as suas demonstrações financeiras aos financiadores, cumulada com a obrigação de atender a determinados índices financeiros, em especial aqueles relacionados
ao endividamento e à capacidade de gerar caixa suficiente para pagamento do financiamento.
Outro exemplo é o direito de veto. No âmbito do contrato de penhor
ou alienação fiduciária de ações, é permitida a outorga aos financiadores de direitos de veto em certas deliberações da sociedade, o que pode
constituir um importante instrumento de ingerência dos financiadores
nas decisões mais relevantes da sociedade. Além de direitos de veto, os
contratos de penhor ou alienação fiduciária de ações costumam contemplar outra poderosa forma de controle pelos financiadores: o step-in
right ou direito de assunção do controle da sociedade financiada.
O step-in right é uma técnica contratual, oriunda dos países de origem
anglo-saxônica, que possibilita a intervenção dos financiadores na sociedade financiada quando a atual gestão ameaçar o sucesso do projeto ou a
sua capacidade de honrar o financiamento contratado. A cláusula de step-in autoriza a assunção pelo financiador do controle direto da sociedade
que se encontra em situação de inadimplemento no âmbito do contrato

183. Foto: Depositphotos
de financiamento. Por meio da assunção do controle,
o financiador exercerá pessoalmente o direito de voto
na assembleia geral da sociedade, em substituição ao
acionista original, podendo, inclusive, destituir a administração empossada e eleger outros membros de
sua confiança. O objetivo último do step-in é sanear
o inadimplemento e/ou crise financeira incorrida pela
sociedade, salvaguardando o crédito do financiador,
ou mesmo preparando a sociedade para sua venda em
uma futura excussão das garantias. Por óbvio, o instrumento deve ser utilizado somente em situações extremas, de grave inadimplemento, tendo em vista a intensidade da medida e as responsabilidades que pode
suscitar ao financiador.
Do ponto de vista contratual, o step-in costuma ser
instrumentalizado mediante a outorga ao financiador
do penhor sobre as ações da sociedade financiada,
cumulado com o usufruto condicional sobre as mesmas
ações empenhadas, a saber, um usufruto sujeito a condição suspensiva, que é justamente o inadimplemento
da sociedade perante o financiador, seguido de uma
notificação do financiador optando pela efetivação de
tal mecanismo.
A adoção do step-in no Brasil não é livre de dúvidas,
considerando que tal instituto foge à nossa tradição jurídica romano-germânica e que sua legalidade, além de
não ter sido testada em nossos tribunais, pode ser questionada em vista da vedação ao pacto comissório – isto
é, a proibição do financiador de ficar com o objeto da garantia, caso a dívida não seja paga no seu vencimento.
Vale ressaltar que, no direito brasileiro, o credor deve,
necessariamente, alienar o objeto da garantia – as ações
da sociedade, por exemplo – a um terceiro e utilizar o
produto dessa alienação na amortização dos valores devidos e não pagos no âmbito do financiamento, devolvendo o montante que porventura sobejar.
Para não incorrer na vedação ao pacto comissório,
a assunção do controle direto sobre a sociedade, via
exercício dos direitos políticos próprios da ação, deve-
ria ser obtida temporariamente, com o intuito limitado
de preparar a sociedade para a alienação de suas ações.
Além disso, caso o inadimplemento fosse regularizado
durante a fase de exercício do step-in, incumbiria ao
financiador devolver as ações ao acionista original, eis
que não haveria fundamento para a excussão da garantia sem saldo devedor vencido e não pago que a justifique. No entanto, é de se destacar que a lei não fixou
um prazo máximo durante o qual o credor pignoratício
pode manter a custódia do bem dado em garantia em
preparação de sua excussão.
Não obstante o step-in right, já existia no Brasil
desde a década de 1990, o primeiro diploma legal
a autorizar expressamente a sua utilização foi a Lei
11.079, de 30 de dezembro de 2004, Lei de Parcerias
Público-Privadas (PPPs), em seu artigo 5º, §2º, inciso I. Tal dispositivo estabeleceu que os contratos de
PPPs poderão prever “os requisitos e condições em
que o parceiro público autorizará a transferência do
controle da sociedade de propósito específico para os
seus financiadores, com o objetivo de promover a sua
reestruturação financeira e assegurar a continuidade
da prestação dos serviços, não se aplicando para este
efeito o previsto no inciso I do parágrafo único do art.
27 da Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995”.
Trata-se de uma autorização legal para a inclusão,
nos contratos de PPPs, da cláusula de step-in, permitindo ao financiador assumir o controle direto da sociedade em caso de crise financeira. Na mesma linha,
a Lei 11.196, de 21 de novembro de 2005 – a “Lei do
Bem” – alterou o artigo 27 da Lei 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 (Lei de Concessões) para autorizar, expressamente, a possibilidade de previsão, no contrato
de concessão de serviço público, das condições pelas
quais será permitida a assunção provisória do controle da concessionária pelos financiadores.
Vale ressaltar que tanto a Lei de PPPs quanto a Lei
de Concessões dispensaram o atendimento dos requisitos de capacidade técnica e idoneidade financeira
pelos financiadores para exercício do step-in. Tais requisitos, em primeiro lugar, poderiam inviabilizar o
exercício do direito de assunção de controle pelos financiadores, já que estes dificilmente teriam os atributos técnicos necessários à prestação do serviço e, por
conta do perfil diferenciado de endividamento das instituições financeiras, poderiam não atender aos requisitos de idoneidade financeira exigidos originalmente
da sociedade concessionária. Em segundo lugar, o não
atendimento desses requisitos pelos financiadores em
nada afetaria a qualidade da prestação dos serviços,
já que, mediante o exercício do step-in, os financiadores assumem apenas o controle da sociedade concessionária, não a efetiva e direta prestação dos serviços.
Pressupõe-se que a sociedade concessionária já possui,
por si só, os bens, a tecnologia e os recursos humanos
e financeiros necessários à adequada prestação do serTN Petróleo 91
181

184. financiamento
viço, e, nesse sentido, a mudança do controle da sociedade não alteraria esse cenário.
Fora do contexto das PPPs e das concessões de serviços públicos, todavia permanecem alguns dos problemas e dúvidas gerais relacionados à utilização do
direito de step-in. As concessões do setor de petróleo e
gás, por exemplo, possuem um regime jurídico próprio,
não se aplicando a ele as regras sobre step-in ou transferência de controle aplicáveis às concessões comuns.
A Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997 – Lei do Petróleo –, em seu artigo 29, previu que a transferência do
contrato de concessão dependerá da prévia e expressa
autorização da Agência Nacional do Petróleo (ANP),
sendo que o novo concessionário deverá atender aos
requisitos técnicos, econômicos e jurídicos por ela estabelecidos.
A Lei do Petróleo, todavia, não tratou especificamente do tema da transferência de controle da concessionária, tampouco da possibilidade de se outorgar
o direito de assunção provisória do seu controle por
um financiador. Assim, tendo em vista essas lacunas
legais, o mais recomendável seria prever no contrato
de penhor de ações (ou outro instrumento contratual
que disciplinar o step-in) que a assunção do controle
182
TN Petróleo 91
da concessionária do setor de petróleo pelo financiador dependerá da prévia aprovação da ANP Perma.
neceria, entretanto, a incerteza sobre quais requisitos
seriam estabelecidos pela ANP para aprovar o step-in, bem como se seria necessário o atendimento pelo
financiador de requisitos de capacidade técnica ou
idoneidade financeira (requisitos dispensados para os
contratos de PPP e de concessão comum).
Em suma, apesar de a criação de um marco regulatório para o exercício do direito de step-in ter representado importante avanço para a sua utilização, o fato de
a legislação sobre o tema se aplicar apenas aos contratos de PPP e aos contratos de concessão de serviços públicos faz com que permaneçam as antigas dúvidas e
potenciais questionamentos referentes à utilização do
step-in nos demais contextos. Entendemos, dessa forma, que a legislação brasileira ainda pode ser aperfeiçoada para enfrentar alguns dos problemas atinentes
ao direito de step-in: a conciliação do exercício do step-in diante da vedação ao pacto comissório; os prazos e
limites para a utilização desse mecanismo; a possibilidade de utilização do step-in em setores regulados,
porém não sujeitos ao regime jurídico dos contratos de
concessão de serviço público, entre outros.

185. gestão
opinião
Migração improvável
A
té os anos 1980, o job description do gerente tributário em uma empresa significava acompanhar a edição de novas normas e implementá-las.
Uma atividade relevantemente burocrática, cujo principal objetivo era garantir a correção dos pagamentos dos impostos da empresa.
A partir desse momento, o aumento da complexidade das normas tributárias
e a necessidade de interpretá-las, ou até mesmo discuti-las em juízo, fez com que
cada vez mais as áreas tributárias fossem lideradas por juristas. Estes, em sua
maioria, vinham dos escritórios de advocacia e empresas de consultoria / auditoria,
os quais recebiam este movimento de muito bom grado, pois os profissionais que
emigravam tornavam-se potenciais novos clientes.
Essa prática funcionou muito bem por mais de duas décadas e a área fiscal perdeu seu caráter meramente burocrático para ganhar ares jurídicos. Em algumas
empresas, as áreas fiscais foram, inclusive, integradas aos departamentos jurídicos
e surgiram as grandes discussões processuais tributárias dos anos 1980 e 90.
O incremento da complexidade da legislação tributária, entretanto, permaneceu
crescente e alçou a área fiscal das empresas a uma posição bastante relevante para
o negócio da empresa. Ao mesmo tempo, a profusão de novas normas e o próprio
amadurecimento da atividade de fiscalização acabaram por desenvolver estruturas
tributárias próprias para cada segmento de indústria.
Com todas essas mudanças, nada mais natural que uma transformação no perfil
do líder da área tributária. Não há mais espaço nas empresas para o advogado que
restringe sua atividade a divulgar normas e emitir pareceres complexos.
Hoje, o profissional tributário precisa conhecer bem o negócio da organização em que trabalha e saber traduzir para seus diretores e acionistas quais os
impactos e riscos fiscais do seu negócio. E tudo isso de forma prática e mensurável. Além do conhecimento técnico, ele tem que ser um dos guardiões da
saúde financeira e da imagem da instituição. Assim vemos nascer a figura do
gestor tributário.
Empresas de grande porte hoje possuem diretorias tributárias e as estratégias e
decisões fiscais são parte relevante das discussões do board. Baseiam-se não mais
apenas em pareceres técnicos, mas em planilhas com demonstração de impactos
financeiros, matrizes de avaliação de riscos, planos de ação etc.
Na área de petróleo e gás, em especial, na qual a legislação tributária é
ainda imatura, a gestão fiscal depende de muita interpretação e experiência na
tomada de decisões.
Ações rotineiras como a simples mudança de estruturas logísticas para
atender demandas de conteúdo local ou até o recebimento de uma fiscalização
devem ser feitas com muito cuidado e por quem efetivamente conhece tão bem
o negócio quanto a tributação a fim de se evitarem perdas ou embates tributários desnecessários.
A recente estruturação das obrigações fiscais eletrônicas e a adoção cada vez
maior de sistemas de informática integrados fazem com que este gestor tenha
que ter, também, conhecimentos da estrutura de tecnologia de sua empresa.
Saem de cena, pois, os juristas puros de ontem que não demonstram habilidade para implementar e gerir controles e ações e surgem nos organogramas
das empresas, líderes tributários com formações diversas que buscam assessoria
técnica robusta, mas que têm como alvo fazer com que a área tributária seja vista
como parte integrante do negócio da empresa.
O caminho até consolidar o perfil deste gestor tributário é longo. Mas, nesse
novo ciclo, quem pode assessorar estes gestores?
Que venha o futuro!
Na contramão
da prática em
que advogados
migram de
escritórios e
empresas de
consultoria
para gerenciar
departamentos
fiscais, grandes
multinacionais
estão perdendo
diretores
tributários, que
agora optam
por atuar como
advogados e
consultores
externos.
Beth Pessoa Ramos
trabalhou mais de 20
anos como executiva
e, recentemente,
deixou o cargo de
diretora tributária de uma das maiores
empresas multinacionais do país para
fazer sua “migração improvável” e lançar-se advogada e consultora tributária de
empresas como sócia líder no escritório
Beth Pessoa Ramos Advogados.
TN Petróleo 91
183

186. gás não convencional
STOP FRACKING?
Os impactos da exploração do Gás de Folhelho Betuminoso no mundo e
a situação do Brasil frente à recente e promissora incursão em busca do
gás não convencional.
O início da exploração com fins comerciais dos recursos de gás não convencional do Brasil
tem data marcada para o ano de 2013. Os blocos exploratórios onshore previamente oferecidos
nas bacias do Paraná e São Francisco já passam por sísmicas e testes avaliativos, porém, com
o advento da 11ª e 12ª rodadas de licitações da ANP – esta última ofertando de forma inédita
somente blocos de gás, esperada para novembro de 2013 – a incursão brasileira na busca
pelo desenvolvimento do seu plantel energético tem mais um capítulo importante a se iniciar.
A
atual dependência nacional do gás natural boliviano, que chega
a atingir quase 40% da parcela que esse recurso ocupa na matriz
energética nacional (cerca de 10%), e o fato de que os importantes 15% em energia oriundos de fontes hidrelétricas estarem
sujeitos a fatores climáticos, o que traz quase que anualmente o receio de
um “apagão” energético, demonstra a importância de dar uma finalidade
estratégica a esse recurso de gás não convencional que, segundo estimativas do Departamento de Energia dos Estados Unidos (EIA), está entre
os dez maiores reservatórios do mundo.
Enquanto na França o Fracking foi proibido inclusive para fins de
pesquisa e na América do Norte o método e suas implicações técnico-ambientais são debatidos e pesquisados há anos nos meios científico e
civil, chegando a repercutir nas televisões em documentários, como Gasland, Truthland, e em Hollywood com o filme Promised Land, no Brasil
não há pesquisas relativas à técnica aplicada para produção de Gás em
Folhelhos Betuminosos – processo que difere do Fraturamento Hidráulico
tradicional, em que órgãos como o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente
e Recursos Naturais Renováveis (Ibama), Ministério do Meio Ambiente
(MMA) e a Agência Nacional de Água (ANA) admitem não existir nada
específico sendo estudado.
Desenvolvimento
Gabriel Santos Cerqueira é engenheiro de
petróleo pela Universidade Vila Velha, no
Espírito Santo.
184
TN Petróleo 91
O Fraturamento Hidráulico em Grande Volume, High Volume
Hydraulic Fracturign (HVHF), conhecido como Fracking é um método
de estimulação de poços utilizado para maximizar sua produtividade ou
injetividade por meio do bombeio de um fluido acima da pressão de fratura da formação. O fluido fraturante contém basicamente água, aditivos
químicos e um agente de sustentação, conhecido como propante, que tem
por finalidade sustentar as fraturas que admitem o curso de fluidos da
formação para o poço (US EPA, 2011).
Segundo Bamberger e Oswald (2013), o poço do Cel. Drake em 1859
na cidade de Titusville, Pensilvânia, é historicamente difundido como
o início da exploração comercial de petróleo. Outrossim, a cidade de
Fredonia, Nova York, é o berço da indústria do gás natural, o que remete

187. Foto: Stock.xcng
ao ano de 1821. Através dos três séculos seguintes,
milhões de poços de gás natural foram perfurados e, a
partir de 1948, também fraturados ao redor do mundo
sem muitos protestos. Porém, com a adoção da técnica
de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume o processo (nesse caso para produção em reservatórios não
convencionais) passou a ser visto com grande receio
pela comunidade técnica, científica e civil, trazendo
consigo desconfianças quanto à sua segurança e sustentabilidade.
A recente e revolucionária técnica de estimulação
para a produção em reservatórios não convencionais,
como é o caso do Gás de Folhelho Betuminoso (Shale
Gas), difere do Fraturamento Hidráulico utilizado em
reservatórios convencionais que teve início na indústria do petróleo há cerca de 65 anos. Os estudos de
Bamberger e Oswald (2013) mostram que a prática de
fraturar hidraulicamente foi introduzida na indústria
do petróleo para aumentar a produção de hidrocarbonetos em reservatórios de permeabilidade limitada
quando poços verticais eram perfurados e quantidades relativamente pequenas de água e pressão
introduzidas na formação, fraturando-a e propiciando
o fluxo de óleo e gás. Estima-se que hoje, no HVHF,
para cada estágio de faturamento sejam utilizados até
5 milhões de galões de fluido.
Ao considerar a espessura relativamente pequena
dos reservatórios de gás de folhelho betuminoso, que
nos Estados Unidos não excede 90 m, a indústria
petrolífera aderiu, de acordo com os estudos de Wood
et al. (2011), à técnica de Perfuração Direcional (Di-
rectional Drilling), que permite fornecer ao poço horizontalidade e seguir a perfuração em profundidade,
propiciando maior alcance à típica grande extensão
dos reservatórios de Shale Gas, maximizando assim
sua produtividade por área e consequentemente o
retorno financeiro. Um poço de 1 km de lateralidade
pode sofrer até 13 estágios de fraturamento onde
se utiliza pressões de 5.000 a 10.000 psi. Desde as
primeiras experiências com Gás de Folhelhos Betuminosos, novas técnicas têm sido desenvolvidas para
tornar esse recurso rentável e hoje o processo de
recuperação de gás destes reservatórios está estabelecido basicamente pelos dois processos previamente elucidados, High Volume Hydraulic Fracturing e
Directional Drilling, além dos Arranjos de Múltiplos
Poços (Multi-well pads) que agrupam em pequeno
espaço em média seis a oito poços direcionais e
a técnica de Fraturamento com Fluido Gelificado
(Slickwater Fracturing) que se utiliza de compostos
químicos em gel para redução da fricção do fluido e
consequente perda de carga de bombeio.
Com a união de métodos relativamente novos, a
viabilização da indústria do gás de folhelho betuminoso trouxe consigo problemas técnicos e ambientais
não tão recentes. Como todo empreendimento de
grande porte, a extração do gás não convencional tem
levado a pequenas cidades de alguns países do mundo, mas principalmente dos Estados Unidos, sérios
problemas ambientais. Superpovoamento, contaminação da água, do ar e aumento do tráfego de veículos pesados são alguns dos relatos negativos mais
TN Petróleo 91
185

188. gás não convencional
comuns, assim como em outra perspectiva a diversificação da economia local, o pagamento de royalties,
investimentos em infraestrutura e a drástica baixa do
preço do gás nos últimos anos são impactos também
levados em consideração. As preocupações relativas
ao uso e contaminação das águas subterrâneas e do
ar são as que mais levam o clamor público a reagir
perante a comunidade, companhias produtoras de
gás e também frente à mídia. Tamanho é o rogo que
Hollywood lançou em 2012 o filme Promised Land,
que trata dos problemas enfrentados por uma pequena
cidade na qual grandes empresas começam a explorar
o Shale Gas, este precedido por dois documentários
que rodaram o mundo, Gasland e Truthland, os quais
mostram distintamente uma face dos impactos da
indústria do gás de folhelho betuminoso.
Em vista das denúncias e disseminações especulativas por mídias muitas vezes não especializadas,
a comunidade científica mundial tem se dedicado a
explorar o que é mito e o que é fato quando se trata
da obtenção de gás não convencional via HVHF. Dois
dos maiores e mais famosos especialistas nos temas
Fracking e Shale Gas são os norte-americanos Anthony R. Igraffea e Terry Engelder. Protagonistas de
debates em todo o território estadunidense, Igraffea,
Ph.D. em Engenharia Civil e professor da Universidade de Cornell (NY) é mais cético quanto à utilização
da técnica. Em contrapartida, Engelder, Ph.D. em
Geociências e professor da Universidade Penn State
(Pensilvânia) é defensor dos atuais métodos de exploração e tido como o “pai” da grande acumulação de
Marcellus Shale, no mesmo estado.
Visões à parte, ambos os pesquisadores trabalham
com a teoria que em zona produtora, poço e locação,
a maior parte dos problemas técnico-ambientais que
impactam o ambiente e a saúde humana estão relacionados com a Migração de Metano (Methane Migration) e a Intrusão de Lama contaminada em Aquíferos
(Mud Intrusion on Groundwater), ou The Meth-Mud
Problem, o que leva a se considerar que tais questões
estão relacionadas basicamente à má completação e
cimentação dos poços além da corrosão dos revestimentos por substâncias tóxicas, dispensando as possibilidades remotas de migração dos fluidos do reservatório até aquíferos rasos via formação rochosa.
As polêmicas relacionadas à utilização do Fracking
para explorar os depósitos de gás de folhelho betuminoso tem se tornado cada vez mais frequentes não só
nos Estados Unidos más em todo o mundo. Das Américas até o eixo Ásia-Oceania, os países que contêm
estimativas de reservatórios vêm sofrendo processos
contínuos de proibição e admissão da prática de fraturamento para produzir gás de fonte não convencional.
Com suas acumulações significativas, baseadas nos
estudos do Serviço Geológico Norte-americano, a
Índia já manifestou o interesse em desenvolver essa
186
TN Petróleo 91
possível fonte de energia a fim de sustentar a pujança
do crescimento interno. A exemplo do Brasil, o ministro do Petróleo local anunciou que pretende realizar
leilões de blocos de Shale Gas até o fim de 2013. A
China, detentora da maior reserva desse recurso no
mundo, tem planos ambiciosos – como lhe é característico – de iniciar a produção em larga escala de
gás não convencional em cinco anos, porém o fato de
o Estado chinês ser detentor de todas as reservas do
país faz com que os investimentos privados se tornem
menos atrativos ou aconteçam de forma lenta.
A Austrália, assim como a China, está entre os países detentores das maiores acumulações e tem planos
de se tornar o maior exportador mundial de LGN. Empresas como a Chevron, que lidera com investimentos da ordem de 350 milhões de dólares na Bacia de
Cooper, buscam replicar o fenômeno visto nos Estados
Unidos. Porém em um país que sofre anualmente com
grandes secas, a utilização de água em larga escala
traz grandes preocupações. Lugares como New South
Wales e o estado de Victoria experimentam proibições
ao método de fraturamento até que o governo determine uma regulação própria.
Na Europa, países como França, Bulgária, Romênia, República Tcheca, Áustria e Suíça, dentre outros, passam por processo de proibição do Fracking,
porém Reino Unido e Polônia se encontram em
constante pesquisa a fim de acessar seus recursos
de gás não convencional. Apesar do pioneirismo na
proibição do Fraturamento Hidráulico em Grande Volume, inclusive para fins de pesquisa, que
começou no governo Sarkozy e manteve-se no atual
governo Hollande, a França manifestou seu interesse em cooperar com a exploração e desenvolvimento
dos grandes recursos de Shale Gas dos países do
Norte da África, em especial a Argélia, que teve a
exploração de gás não convencional oficialmente
autorizada em março de 2013.
Juntamente com os países da parte norte do Saara,
a África do Sul é hoje o país tido como detentor da
quinta maior reserva de gás de folhelho betuminoso
do mundo. Em setembro de 2012 o governo da África
do Sul destituiu a proibição da prática de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume que vingava no
país. O gás de folhelho betuminoso ainda não é parte
do plantel energético do continente africano, porém a
determinação política dos países do norte demonstra
uma perspectiva futura de abastecimento da Europa
com o gás não convencional do norte do Saara.
Seguindo o exemplo dos Estados Unidos, o México, detentor da quarta maior reserva mundial, começou um programa de exploração de três anos através
da sua empresa estatal, a Pemex. O início da produção das acumulações nacionais que rondam os 680
trilhões de metros cúbicos (tcf) é esperado para cinco
ou oito anos sendo parte de um programa da política

189. estratégica de energia do governo. A Argentina, que
também ronda entre as cinco maiores acumulações de
Shale Gas do mundo, tem como líder na exploração
em seu território a estatal YPF que planeja uma gama
de 132 poços na acumulação de Vaca Muerta até o
ano de 2014, visando reduzir a dependência de importação de gás boliviano, situação esta que compartilha
com o Brasil.
Os depósitos brasileiros, hoje entre os dez
maiores do mundo podem vir a crescer de forma
dramática, pois os estudos ainda prematuros das
acumulações nacionais somente levam em consideração a Bacia do Paraná. Grandes acumulações são
esperadas nas bacias do Solimões, São Francisco,
Recôncavo e Parecis, podendo elevar as reservas de
gás não convencional brasileira, que já é tida como
maior que o potencial de gás do pré-sal, para níveis
que rondam as cinco maiores acumulações de gás
não convencional do mundo.
A imaturidade da pesquisa nacional relacionada tanto a essa fonte revolucionária e abundante de
hidrocarboneto quanto ao método aplicado à sua extração é hoje um dos principais problemas do início da
exploração sustentável do gás de folhelho betuminoso
brasileiro. Assim, chega o momento de se dá o início
formal da incursão brasileira ao gás não convencional com a Rodada de Licitações da ANP que será um
marco na exploração de hidrocarbonetos no Brasil por
visar única e exclusivamente a exploração dos reservatórios nacionais de Gás de Folhelho Betuminoso e
Gás convencional.
A dependência nacional do gás boliviano e os
problemas técnico-logísticos que remetem à utilização do gás do pré-sal são fontes de motivação para o
desenvolvimento da indústria do gás não convencional
brasileiro. Devido ao grande percentual de energia gerado por fontes hidrelétricas estarem sujeitos a secas e
estiagens, que este ano já levaram a discussões quanto
a uma extensão do contrato de fornecimento do gás
boliviano, o Brasil se mostra, apesar de uma economia
crescente, frágil em um setor primordial ao desenvolvimento e diversificação do plantel econômico nacional.
Assim, o incentivo à pesquisa, em prol do desenvolvimento sustentável de uma fonte que promete ser o elo
transitório entre os combustíveis fósseis poluentes e
as energias renováveis e de baixo carbono, se mostra
primordial, pioneiro e, em certo modo, graças ao foco
unidirecional rumo ao pré-sal, um pouco tardio.
Por meio dos exemplos de pesquisa, desenvolvimento, prática e proibição do método de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume para
reservatórios de gás de folhelho betuminoso em
países como China, Argentina, África do Sul, Reino
Unido, França, Canadá e, principalmente, Estados
Unidos, o governo deve incentivar – não somente em meio técnico, mas também acadêmico – as
pesquisas relacionadas às diferentes frentes de
aproximação que levarão ao entendimento e definição das melhores práticas para a regulamentação e
fiscalização da exploração dos recursos de gás de
folhelho betuminoso nacional.
O caminho para tal entendimento passa pela
devida observação dos exemplos mundiais expostos e em especial à experiência norte-americana
que, devido à sua legislação (a autonomia dos
estados em produzirem suas próprias leis mesmo
que relacionadas a problemas comuns) traz um
leque incomensurável de aproximações, adequadas ou não, à regulamentação da indústria do
gás não convencional brasileiro. A investigação
dos “Mitos do Fracking” como a migração de
fluidos do reservatório de gás para os aquíferos em subsuperfície já vem sendo estudada ao
redor do mundo e leva às conclusões que caso
não haja um estudo de sísmica ruim, o qual não
identifique fraturas preexistentes que ligam o
reservatório a fontes de águas em subsuperfície,
a migração de fluidos via formação é técnica e
cientificamente improvável.
Outro caminho que busca sanar o problema do
provável elo fraco entre a exploração comercial
dos recursos de gás de folhelho betuminoso e a
sustentabilidade da referente indústria é o desenvolvimento de técnicas de completação e cimentação de poços, passando desde estágios
de simulação computacional, técnica amplamente
utilizada por diversas indústrias além da petrolífera, pelo desenvolvimento de novas tecnologias
como as Green Completions que buscam reduzir
as emissões de metano, até a síntese ou descoberta de aditivos ao cimento que busquem sanar
problemas quanto à migração de gases em anular
de poço que também fora o elemento desencadeador do maior desastre da indústria do petróleo na
plataforma Deepwater Horizon, poço de Macondo, Golfo do México em 2010.
Referências
US EPA. Plan to study the potential impacts of hydraulic fracturing on drink water resources. Washington, D.C. USEPA,
2011. (EPA/600/R-11/122).
BAMBERGER, M.; OSWALD, R. E. Sience and Politics of Shale Gas Extraction. New Solutions: A Journal of Environmental and Occupational Health Policy. 23, 9-12p, 2013.
WOOD, R. et al. Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Relatório da Universidade de Manchester , Manchester, 2011.
TN Petróleo 91
187

190. regime aduaneiro
A mudança no regime especial de
entreposto aduaneiro
A Lei 10.833, de 29/12/2003, em seu artigo 62, autorizou, quando de sua
publicação naquele mesmo ano, que o regime de entreposto aduaneiro
fosse operado também em plataformas destinadas à pesquisa e lavra
de jazidas de petróleo e gás natural em construção ou conversão no
Brasil, contratadas por empresas sediadas no exterior.
A
Ana Paula Alves Rocha é
diretora de Operações da
LDC Comex. É formada
em Psicologia (UFF), pós-graduada em Negócios
de Petróleo e Gás Natural (Coppe/UFRJ) e
em Comércio Exterior/Ecex (UFRJ). Consultora com sólido conhecimento e domínio das
legislações e regimes referentes a comércio
exterior e aduana, é sócia fundadora da LDC
Comex Experienced, onde é responsável
pela diretoria de Operações.
188
TN Petróleo 91
utorizou, ainda, sua operação em estaleiros navais ou em outras instalações industriais, localizadas à beira-mar, destinadas
à construção de estruturas marítimas, plataformas de petróleo
e módulos para plataformas. Esta autorização estava condicionada
à autorização prévia da Secretaria da Receita Federal, responsável
também por estabelecer os requisitos e condições para a operação do
regime nestas novas situações.
Sendo assim, a Secretaria da Receita Federal publicou a Instrução
Normativa SRF 513, de 17/02/2005, dispondo sobre a operação do
regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro em plataformas,
sendo o grande benefício deste regime permitir a importação e a
aquisição de mercadorias nacionais com a suspensão dos impostos
federais.
A autorização concedida pela Lei 10.833, em 2003, surgiu da necessidade de um regime aduaneiro especial que concedesse benefícios tributários a empresas brasileiras exportadoras do mercado de
óleo e gás, para que se tornassem mais competitivas internacionalmente. O regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro não só
tornou a indústria nacional mais competitiva, mas permitiu que sua
qualificação em curva ascendente, além do grandioso renascimento
da indústria naval brasileira.
Após a construção de muitas plataformas de petróleo, a indústria
nacional relacionada a plataformas, estruturas marítimas, módulos,
cascos e outros equipamentos relacionados expandiu-se e qualificou-se. A indústria da construção naval, segundo dados do Sindicato
Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval e Offshore
(Sinaval), passou de dois mil empregos em 2000 para mais de 56 mil
empregos em 2010. Os financiamentos anuais do Fundo de Marinha
Mercante (FMM) aumentaram de R$ 300 milhões em 2001 para R$
2,4 bilhões em 2009.
Assim, constatamos a importância do artigo 62 da Lei 10.833.
A indústria cresceu, e também cresceu a demanda por construção de
plataformas, módulos, cascos, navios-sonda, e outros equipamentos
necessários ao crescimento da prospecção e exploração de petróleo
em campos brasileiros. E surge outra vez a necessidade de espaço

191. Foto: Divulgação Estaleiro Mauá
para que a indústria nacional possa acompanhar
este crescimento. (E mais uma vez falamos do
artigo 62 da Lei 10.833. Este artigo foi alterado pelo
artigo 23 da Lei 12.844, de 19/07/2013, introduzindo alterações significativas para o setor.)
Antes da Lei 12.844, o regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro para construção
de plataformas podia ser operado em: instalações
portuárias de uso privativo misto, plataformas de
petróleo destinadas à pesquisa e lavra de jazidas
de petróleo e gás natural em construção ou conversão no país, contratadas por empresas sediadas no
exterior, e também em estaleiros navais ou outras
instalações industriais localizadas à beira-mar, destinadas à construção de estruturas marítimas, plataformas de petróleo e módulos para plataformas.
Agora, após a publicação da Lei 12.844, o regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro
para a construção de plataformas podia ser operado
em: instalações portuárias; bens destinados à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural
em construção ou conversão no país, contratadas
por empresas sediadas no exterior e relacionados
em ato de Poder Executivo; estaleiros navais ou em
outras instalações industriais, destinadas à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural em
construção ou conversão no país, contratadas por
empresas sediadas no exterior e relacionados em
ato de Poder Executivo.
A primeira alteração refere-se à autorização
para operação do regime em instalações portuárias,
sem haver a exigência de tratar-se de instalação
portuária de uso privativo misto. Esta alteração
tem impacto para empresas que operam o regime
de entreposto aduaneiro sob a regulamentação da
Instrução Normativa 241, de 06/11/2002.
A segunda alteração amplia a aplicabilidade do
regime a bens em construção ou conversão no país,
vinculando-a a uma lista que deverá ser definida
em ato do Poder Executivo. A última alteração
retira a obrigatoriedade das instalações industriais
que podem ser autorizadas a operar o regime de
situar-se à beira-mar.
De fato, a segunda alteração foi a mais impactante para o mercado. O fato de vincular a aplicabilidade do regime de entreposto aduaneiro a uma
lista previamente definida de certa forma engessa
toda a indústria.
Concluímos então que a definição dos equipamentos que constarão nesta lista é fundamental
para o futuro da indústria de óleo e gás brasileira.
Não podemos correr o risco de deixar equipamentos essenciais à prospecção e produção e petróleo
fora desta lista, fato que tornaria projetos inteiros
inviáveis do ponto de vista econômico, afetando diretamente não só a indústria nacional, mas também
todos os trabalhadores que se beneficiam com o
crescimento e qualificação de nossa indústria.
TN Petróleo 91
189

192. fino gosto
Escondidinho,
a revelação da boa comida brasileira
por Orlando Santos
Localizado num dos becos do centro histórico do Rio, o Escondidinho é,
seguramente, um dos restaurantes mais conhecidos e festejados da cidade, em
especial pela sua fiel clientela, muitos com idade superior à do estabelecimento,
que tem mais de seis décadas. O Escondidinho funciona no mesmo lugar desde
1947. E aos 66 anos exibe uma invejável vitalidade.
m
Escondidinho
Beco dos Barbeiros, 12
Entre as ruas Primeiro de Março
e do Carmo
Telefone: 2242-2234
190
TN Petróleo 91
Maior prova disso é o fato de que, diante de tantos clientes, a direção da
casa reativou recentemente o salão superior que só atendia a grupos especiais. Uma boa alternativa para todos, já que a casa teve sua capacidade
aumentada em mais de trinta lugares, além do espaço para cem comensais
do salão principal.
As filas na porta, em especial às sextas-feiras, continuam chamando a
atenção de quem passa por ali... todos em busca de pratos bem servidos, o que
transformou esta singela casa num ponto de referência da culinária brasileira.
O chef José Hugo Celidonio é um dos entusiastas do lugar e já manifestou essa impressão mais de uma vez, em especial pela predileção
por um dos pratos mais solicitados: a costela bovina com farofa de ovo
e feijão-manteiga.

193. Fotos: TN Petróleo
As sugestões
Carnes: Costela tradicional
Escondidinho com farofa de ovo;
Costela especial com agrião e aipim
Peixes: Cabeça de peixe Escondidinho; Polvo com arroz e brócolis, ou à
espanhola; Polvo com arroz e brócolis
e camarão, regado no azeite
Especiais do Dia
2ª feira – Frango com quiabo e feijão-manteiga
3ª feira – Rabada com polenta e agrião
4ª feira – Cozido à portuguesa
5ª feira – Lombo de Minas
6ª feira – Moqueca à baiana
Fotos: Divulgação
Nas redes sociais, os comensais garantem que esse
prato é inesquecível! Às sextas-feiras são servidos perto de cem deles... a costela chega à mesa do cliente
quase desmanchando.
Outro prato que desperta a atenção é a cabeça de
cherne (ou badejo), em geral solicitada com um dia
de antecedência, para que a direção possa adquirir o
peixe e prepará-lo para o cliente. Esse prato é servido
há 30 anos na casa!
Na cozinha, quatro cozinheiros, todos com mais de
20 anos de casa, cuidam, desde cedo, da preparação dos
pratos que integram o cardápio e que serão servidos de
segunda a sexta. A começar pelo frango com quiabo,
passando pelo cozido à portuguesa, a rabada e a moqueca baiana – servida às sextas, com os ingredientes
da culinária típica, não faltando o tradicional azeite de
dendê e o leite de coco.
Comando português - Fundado em 1947 pela mineira
de Três Corações, Maria de Lourdes, já falecida, e pelo
português Delfin Pereira Felgueiras, hoje com 90 anos,
o Escondidinho começou modestamente pelas mãos do
casal. Aos 66 anos é um ponto de referência gastronômica do Rio.
Há mais de cinco anos a casa está sob o comando
do português Abílio Rodrigues, de 68 anos, e de seu
filho Alexandre, de 38. Eles são os principais responsáveis por dar continuidade ao empreendimento que
é símbolo de uma gastronomia que preserva os ingredientes brasileiros, a preços modestos e com bastante
fartura: qualquer prato do cardápio dá tranquilamente
para três pessoas!
O Escondidinho tem, além dos clientes fiéis, a frequência de uma nova geração formada principalmente
por advogados, profissionais do mercado financeiro e
executivos da área de petróleo, gás e energia, cujas empresas são localizadas nas proximidades do restaurante.
Novas casas, como a Lampadosa, da chef Simone,
e o Uniko, na Galeria do antigo prédio da Sul América, e o Maneniko, no mesmo espaço, chegaram para
valorizar o polo gastronômico do Centro Histórico.
E assim, o Escondidinho continua reinando absoluto
quando se trata de pratos típicos do nosso imenso e
rico cardápio regional. É só conferir.
TN Petróleo 91
191

194. Foto 1: Arquivo Claudio Garofalo
Foto 2: Arquivo fotográfico Musei Capitolini
coffee break
A herança
do sagrado:
por Orlando Santos
a fé e a esperança em forma de arte
Dentre os legados que a visita do papa Francisco deixou na cidade, um ainda
permanece fisicamente no Centro do Rio, atraindo milhares de pessoas. Tratase da belíssima exposição A Herança do Sagrado: Obras-primas do Vaticano e
de Museus Italianos, montada no segundo andar do Museu Nacional de Belas
Artes, e que vai até 13 de outubro – devendo receber mais alguns milhares de
visitantes que não querem perder esta rara oportunidade.
192
TN Petróleo 91

195. S
Foto: Fabbrica di San Pietro in Vaticano
Foto: Arquivo fotográfico – Civici Musei d’Arte e Storia di Brescia
Mostra única - O professor Giovanni Morello, curador, e a
diretora do MNBA, Monica Xexeo, são unânimes em afirmar
que esta mostra, aberta juntamente com a Jornada Mundial da
Juventude, em julho, no Rio, é única em razão da amplitude do
seu tema e por reunir grandes mestres e artistas dos períodos
artísticos do Renascimento e do Barroco italianos.
Para Monica, esta é, sem dúvida, uma das exposições mais
relevantes realizadas na América do Sul, abordando a arte de
um dos períodos mais criativos da arte italiana.
Se o papa Francisco já tinha deixado tantos legados durante
a sua passagem de uma semana pela cidade, alguns até hoje
nas mentes e corações de todos os brasileiros, esta exposição,
sem dúvida, reacende a fé e a esperança em valores permanentes na busca de uma sociedade mais justa e equilibrada, tendo
como pano de fundo a beleza da criação artística.
Foto: Biblioteca Apostólica Vaticana
agrado, como é simplesmente chamado nas rodas
de bate-papos sobre arte, apresenta mais de cem
obras-primas de grandes mestres da tradição pictórica italiana, como Michelangelo, Leonardo da Vinci,
Caravaggio, Bernini, Ticiano, Andrea Mantegna,
entre outros.
As sete salas da exposição reúnem pinturas, esculturas, joias
e relíquias divididas em quatro módulos.
O primeiro abrange as representações dos diversos episódios da vida de Cristo, com obras de Ticiano e Peter Paul
Rubens.
O segundo módulo é rico em obras da tradição antiga e
exibe um achado arqueológico vindo dos museus vaticanos: as
imagens dos apóstolos Pedro e Paulo, representados com vestes
romanas – neste módulo, destaque para a obra Conversão de
São Paulo, de Baciccio.
Tendo como tema a Virgem Maria, o terceiro módulo começa com um livro de horas, manuscrito da Biblioteca Apostólica Vaticana, aberto na página que contém uma iluminura de
Francesco Rosselli, um dos maiores miniaturistas da Renascença Florentina, representando a Anunciação. Merece destaque
a Pietá, um baixo-relevo atribuído a Michelangelo Buonarroti,
também proveniente da Biblioteca Vaticana, onde o curador
da mostra, Giovanni Marello, trabalhou por 30 anos. Ao redor
dessas obras-primas, destacam-se trabalhos de grandes mestres
e um destaque especial: Nossa Senhora Aparecida, padroeira
do Brasil.
O último módulo é uma grande galeria de pinturas de santos, entre os quais São Sebastião, padroeiro do Rio de Janeiro.
Essa obra de Guido Reni, proveniente da Pinacoteca Capitolina
de Roma, está acompanhada de um antigo relicário do século IX, que conservava a cabeça de São Sebastião, vindo dos
museus vaticanos. Junto a esse relicário estão expostos outros
objetos preciosos, obras de artistas renomados ou de artesãos
desconhecidos, além de obras-primas de Ticiano, Caravaggio,
Guido Reni, e Maratta, entre outros.
A Herança do Sagrado:
Obras-primas do Vaticano
e de Museus Italianos
De 10 de julho a 13 de outubro de 2013.
Museu Nacional de Belas Artes
Av. Rio Branco, 199 – Cinelândia, Rio de Janeiro/RJ
Funcionamento: das 9h às 21h, de terça a domingo
Entrada gratuita
Informações sobre a exposição e visitas
guiadas: (21) 2219 8474
TN Petróleo 91
193

196. indicadores tn
feiras e congressos
Setembro
16 a 19 - Cingapura
14th Annual FPSO Congress 2013
Local: Cingapura
Tel.: +65 6722 9451
email: dinesh.kumar@iqpc.com.sg
www.iqpc.com.sg
Outubro
7 a 10 - Argentina
Argentina Oil & Gas 2013
Local: Buenos Aires, Argentina
Tel. +54 11 4322 0916
email: aog@uniline.com.ar
www.aog.com.ar
29 a 31 - Brasil
OTC Brasil 2013
Local: Rio de Janeiro
Tel.: (21) 2112 9000
email: otcbrasil@ibp.org.br
www.otcbrasil.org/2013
Novembro
23 a 25 - Dubai
Arabian Water & Power Forum
Local: Dubai
Tel.: +44 20 7978 0336
email: kwetselaar@thecwcgroup.com
www.thecwcgroup.com
24 a 26 - Brasil
Rio Pipeline
Local: Rio de Janeiro
Tel.: (21) 2112 9033
email: eventos@ibp.org.br
www.ibp.org.br
29 a 2 - Barein
Mepec 2013
Local: Barein, Golfo Pérsico
Tel.: +44(0) 7818 458 634
email: Hisae@inami.co.uk
www.inami.co.uk
15 a 16 - Holanda
Deepwater Operations 2013
Local: Amsterdam, Holanda
Tel.: +0031 10 209 2675
email: ls@navingo.com
www.offshore-energy.biz
21 e 22 - Brasil
13ª Conferência Internacional
DATAGRO sobre Açúcar e Etanol
Local: São Paulo
Tel: +55 11 4191 6994
email: conferencia@datagro.com.br
www.conferenciadatagro.com.br
28 a 30 - Inglaterra
NOCs & Governments Summit
Local: Londres, Inglaterra
Tel. 44 20 7978 0029
email: emcginn@thecwcgroup.com
www.thecwcgroup.com
5 a 7 - Estados Unidos
Deepwater Operations 2013
Local: Galveston - Texas
Tel.: +1 888 299 8016
email: registration@pennwell.com
www.deepwateroperations.com
6 a 8 - Colombia
NGV 2013 Colombia
Local: Cartagena, Colombia
Tel.: +39 335 189 3249
email: info@ngv2013colombia.com
www.ngv2013colombia.com
2 a 4 - México
Latin Oil & Gas Deepwater
Local: Cidade do México, néxico
Tel.: 44 20 7978 0029
email: emcginn@thecwcgroup.com
www.thecwcgroup.com
Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br
194
TN Petróleo 91

197. de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos e membro do Comitê de RH do IBGC
opinião
Desvio de conduta
é um risco iminente
O desafio de conseguir bons profissionais é cada vez mais intenso e qualquer deslize
na hora de escolher o perfil certo acarreta grandes prejuízos potenciais. Para o
setor de petróleo e gás, o problema toma uma dimensão ainda maior: executivos
com desvios de conduta e sem preparação podem levar a danos não só materiais
e de imagem, mas a falhas catastróficas, com prejuízos ambientais e até a morte
de colaboradores ou outros envolvidos no processo de produção.
A
HSD realizou um levantamento a partir
dos processos de assesment realizados
por sua equipe em empresas de médio/
grande porte dos mais diversos setores
econômicos, inclusive petróleo e gás. Após compilarmos os dados, os resultados nos surpreenderam
e alarmaram: 20% das cinco mil pessoas ocupantes
de cargos executivos avaliadas possuem desvio de
conduta, com potencial risco de prejuízos financeiros. Todos os que faziam parte deste percentual
mentiam e escondiam seus erros.
Sim, percebemos que um em cada cinco profissionais pensam mais em como tirar proveito da
organização na qual trabalham do que em como
podem contribuir para o crescimento da empresa
como um todo. E, como todos os envolvidos na
pesquisa encontravam-se em posições estratégicas,
o risco é inerente.
Mas, e se essa pessoa for responsável pela área de
exploração de petróleo e gás? Qual é a garantia de que
as providências de segurança e os controles estão corretos? O risco sai apenas do âmbito financeiro e dá até
calafrios de pensar.
Nossa pesquisa foi ainda mais longe. Dentre os
20% que apresentam desvio de conduta, 25% têm
desvio de caráter com tendência a desvio de valores
financeiros, ou seja, cobram comissões de fornecedores, desviam mercadorias ou apropriam-se indevidamente de recursos. Tal fato faz me lembrar as
diversas histórias de prédios que desabaram porque
a construtora usou areia do mar...
Surpreendentemente, o perfil comportamental
do ser humano nas empresas, seja do setor de petróleo e gás, ou qualquer outro, não é tratado como
risco nas organizações. Algumas empresas, inclusive, relutam em tomar decisões para o desligamento de executivos e a justificativa é de que estes
“profissionais” trazem resultados para o negócio.
Ora, se há desvio de conduta comprovada, uma
ação imediata e contundente deveria ser a ordem e
não uma discussão.
E há outro problema ligado especificamente ao
setor de petróleo e gás: faltam profissionais qualificados nesse segmento. Assim, quando o desvio de
conduta chega ao alto escalão, uma das perguntas
é: por quem vou trocar? Já foi tão difícil conseguir
esse... Tal desculpa é até compreensível, porém
não aceitável, sobretudo no momento atual em
que falamos de governança, sustentabilidade e da
necessidade de uma boa gestão de risco. Portanto,
o mapeamento de perfil comportamental torna-se
prioritário em cargos estratégicos. Caso contrário, o
dano material, de imagem e ambiental torna-se um
perigo iminente.
Como as empresas podem atuar preventivamente?
1. Mapear o perfil comportamental de todos os
profissionais selecionados (e não somente comTN Petróleo 91
195

198. opinião
Comportamento
%
Impacto
Omite/esconde erros*
100
Relatórios gerenciais alterados ou maquiados/Falta de transparência
nos processos/Falta de clareza na condução da área
Desvio de caráter devido à
autoimagem inflada
28
Não respeita limites/Passa por cima de regras/Passa por cima
das pessoas/Manutenção da imagem autocriada
Desvio de caráter, com tendência a desvio de valores
financeiros
25
Cobra comissões de Fornecedores/Desvios de mercadorias/
Apropriação indevida de valores
Dissimulação/mentira/
intriga
22
Apresenta situações diferentes da realidade/Enfeita as situações
para ficar “bem na fita”/Esconde as reais intenções/Finge emoções
que não sente
Desvio de caráter devido a
baixa autoconfiança
13
Manipulador para seus próprios interesses/Volátil, muda de posicionamento de acordo com as situações, somente para não se
comprometer/Não interage com seus pares e equipe/Desconfiado/
Centralizador, não delega
Desvio de caráter devido
a estrutura emocional fragilizada
8
Cria-se uma dependência patológica da equipe/Não traz assertividade em suas colocações (fala, mas, não diz)/Fica em “cima do
muro” em todas as situações
Desvio do comportamento
sexual
4
Assédio sexual/Assédio moral
*O comportamento esconder/omitir erros está associado aos demais comportamentos, por isso aparece como 100% dos casos avaliados.
portamentos observáveis, mas também os fatores
estruturantes da personalidade);
2. Ter seus sistemas de controle aperfeiçoados para
não ter dependência humana no que tange os indicadores gerenciais, principalmente;
3. Ter processos integrados que assegurem entradas,
processamentos e saídas que possam ser controlados.
4. Desenvolver a cultura de ética e integridade nas
organizações com plano de consequências;
5. Valorizar os resultados no médio e longo prazo;
6. Rever o sistema de bônus executivo, vinculando
seu ganho aos resultados de longo prazo;
7. Desenvolver políticas de RH que sejam permeadas pela visão de gerenciamento de riscos.
ANUNCIANTES DA EDIÇÃO
ABS - pág. 7 e 47
Aerodinâmica - pág. 29
Alimaq - pág. 139
Altus - pág. 103
Asa Brasil - pág. 105
Bahia Gás - pág. 65
Baritech - pág. 143
BP - pág. 1
Brasfels - pág. 55
Bravante - pág. 64
C&C - pág. 53
Caixa Econômica - pág. 51
Cashco - pág. 33
CdS - pág. 52
CGG - pág. 43
Chemtech - pág. 119
Clariant - pág. 39
CMO - pág. 73
Ecopetrol - pág. 61
Enmac - pág. 99
Falcão Bauer - pág 13
Fiamm - pág. 145
Firjan - pág. 21
FMC Technologies - pág. 41
FNQ - pág. 87
Forship - pág. 81
Habtec Mott MacDonald - pág. 162
Ilhas Marshall - pág. 15
Italbronze - pág. 49
Jereh - 2a capa
JRE Inspeções - pág. 90
Kobelco - pág. 35
Lab Consultoria - pág 150
Lamons - pág. 160
Latin Oil & Gas - pág. 91
Levent - pág. 115
Mecan - pág. 101
Mokveld - pág. 111
Nalco Champion - pág. 57
NBCC Noruega - pág. 107
Nocs & Governments
Summit - pág. 137
Oakwell - pág. 113
OilFinder - pág. 93
OTC Brasil - pág. 135
OTZ - pág. 57
Panalpina - pág. 125
Petroleum Protection - pág. 141
PGS - pág. 59
Phd Soft - pág. 11
Poleoduto - pág. 67
Prysmian - pág. 63
PUC RJ - pág. 31
Rhmed - pág. 85
Roxtec - pág. 154
SAP - pág. 45
Santos Offshore - pág. 167
Schneider Eletric - pág. 17
Schulz - pág. 149
Sebrae - pág. 29
Sermap - pág. 77
Sobena - pág. 130
SPE 80 Spectro - pág. 165
Teledyne - pág. 125
Telelok - pág. 19
TenarisHydril - pág. 2 e 3
Tiger Rentank - pág. 4 e 5
Tinôco - pág. 69
Totvs - pág. 156
UTC - pág. 9
Vallourec - 3a e 4a capa
Vanasa Multigás - pág. 89
Villares Metals - pág. 23
Wilhelsen Ships - pág. 16
WWT - pág. 158
Yokogawa - pág. 152
Zap - pág. 106
A impressão e o papel que o seu anúncio merece!
Anuncie. 21 3221-7500 • www.tnpetroleo.com.br
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TN Petróleo 91

199. TRANSFORMAR
NOSSA EXCELÊNCIA
NA EXCELÊNCIA DOS OUTROS:
ISSO É CONFIANÇA,
ISSO É SER VALLOUREC.
vallourec.com/br
Fundada como Mannesmann, a V & M do BRASIL agora é Vallourec.
Uma marca presente em 21 países, capaz de produzir, com paixão,
diversidade e excelência, tubos de aço sem costura que ajudam o país
na exploração e produção de petróleo, na infraestrutura de aeroportos,
estádios, equipamentos e indústrias. Uma empresa com diversidade de
culturas que permite resolver qualquer desafio, em qualquer condição,
não importa o mercado, oferecendo soluções sob medida, de forma
pioneira. É assim que conquistamos a confiança total dos nossos clientes.
Vallourec. A solução para grandes desafios.

200. Há 60 anos, a
Vallourec é
parceira da
petrobras na
conquista de
noVos territórios.
vallourec.com/br
Há 60 anos, o Brasil marcou presença em um dos pontos mais
importantes do país: o subsolo. Assim nascia a Petrobras. E com
ela, uma parceria que dura seis décadas: a Mannesmann, hoje
Vallourec, veio para o Brasil com a missão de atender à demanda
da nascente indústria petrolífera brasileira. Desde então, com
muito investimento em tecnologia e em novas soluções, essa
parceria ultrapassou barreiras e alcançou um novo patamar: a
conquista do Pré-Sal - grande marco na história da indústria de
petróleo e gás no país. Com paixão, excelência e diversidade,
a Vallourec - líder mundial em soluções premium para tubos de aço
sem costura - se orgulha de fazer parte da história da Petrobras.
Vallourec. Soluções para grandes desafios.