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A Petrobras completa 60 anos na quinta-feira, 03, em um dos momentos cruciais de sua história.

Com o peso de ser a maior empresa brasileira e fator primordial de crescimento da economia - o que a torna objeto de interesse da classe política -, a petroleira tem como desafio dobrar a produção em sete anos e ampliar a capacidade de refino, ao mesmo tempo em que preserva a saúde financeira, motivo de preocupação de investidores e especialistas devido ao endividamento elevado.

Até 2017, a Petrobras planeja investir US$ 236,7 bilhões, uma média anual de US$ 47,34 bilhões. No período, pretende aumentar a produção de petróleo dos atuais 2 milhões de barris por dia (bpd), volume alcançando ao longo de 60 anos, para 4,2 milhões de bpd, em 2020, a partir da exploração das gigantescas reservas do pré-sal. Já a capacidade de refino irá crescer de 2 milhões de bpd para 3 milhões de bpd.
No longo prazo, as perspectivas soam ainda mais promissoras. Ao fim de 2012, as reservas de óleo e gás natural da estatal eram de 15,7 bilhões de barris, o que irá aumentar significativamente nos próximos anos. Pelas regras do regime de partilha, a Petrobras terá, no mínimo, 30% dos novos campos do pré-sal. Isso irá garantir, por exemplo, que a empresa tenha, pelo menos, 30% do campo de Libra, cujas reservas são estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris. O campo de Libra será licitado pelo governo no próximo dia 21.



Fachada da sede da empresa, localizada no Rio de Janeiro. (Foto: Estadão Conteúdo)

Além disso, a Petrobras tem direito a outros 5 bilhões de barris do processo da cessão onerosa. Os números se juntam ao potencial dos blocos arrematados dentro e fora do pré-sal nas rodadas de licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ou seja, a estatal tem, de sobra, aquilo que é o mais importante para uma empresa de petróleo: reservas.

"A Petrobras tem hoje um dos melhores portfólios do mundo. A companhia está muito bem posicionada na produção", afirma o ex-presidente da companhia e secretário de Planejamento da Bahia, José Sergio Gabrielli.
O ex-presidente listou uma série de fatores para o sucesso da empresa: posição dominante no Brasil, um dos principais mercados consumidores de derivados de petróleo do mundo (cresceu mais de 40% nos últimos quatro anos); forte produção de gás; infraestrutura logística consolidada; corpo técnico qualificado, e dona do melhor centro de pesquisas do mundo para exploração em águas profundas, o Cenpes. "A Petrobras tem todo o instrumental para se tornar uma empresa fantástica", completou.


Há 30 anos na Petrobras, a atual presidente Graça Foster se diz otimista para o futuro

O entusiasmo de Gabrielli é compartilhado pela atual presidente da Petrobras, Graça Foster. Na semana passada, em meio ao início das comemorações de aniversário da estatal, a executiva disse que nunca imaginou que a empresa chegaria ao patamar atual.
"Eu, que estou na Petrobras há 30 anos, nunca imaginei que chegaríamos a ter esse portfólio tão grande, com tantas e tão claras oportunidades, objetivas e materiais; com esse orçamento que exige uma dedicação muito grande no que se refere à disciplina de capital", revelou.
Apesar das vantagens competitivas, as ações da Petrobras não têm tido boa performance. Isso fica evidente no ranking elaborado pela consultoria internacional PFC Energy. Em 2010, ano da megacapitalização, a estatal brasileira era a terceira maior petrolífera do mundo, com valor de mercado de US$ 228,9 bilhões. Em 2012, a empresa caiu para a sétima posição, com valor de mercado de US$ 124,7 bilhões.
Para o diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires, a queda reflete o uso político da companhia. "O mercado precificou a interferência política do governo federal na gestão da Petrobras."
Nos últimos 10 anos, Pires explicou que o governo pôs a sua agenda política acima dos interesses da Petrobras, inchando a empresa, congelando preços de derivados e determinando uma série de investimentos com baixa rentabilidade. O resultado é que a alavancagem líquida da empresa saltou de 16%, em 2010, para 34%, no fim do segundo trimestre deste ano, próximo do limite considerado ideal pelas agências de rating para manter o grau de investimento. A dívida total saltou de R$ 117,9 bilhões, no fim de 2010, para R$ 249,04 bilhões, no fim de junho deste ano.
Desde que assumiu em março do ano passado, Graça Foster adotou austeridade. Até 2017, a Petrobras pretende reduzir os custos em R$ 32 bilhões, além de vender US$ 9,9 bilhões em ativos não estratégicos. Até o momento, a companhia contabiliza US$ 3,82 bilhões em desinvestimentos, entre ativos no exterior e participações no setor elétrico.
O "calcanhar de Aquiles" da Petrobras é o controle de preços dos derivados praticado pelo governo para evitar impacto na inflação. Com o aumento da importação de combustíveis para atender o forte crescimento da demanda, a política tem drenado uma parte significativa do caixa da estatal, impedida de alinhar os seus preços com o mercado internacional.
"A Petrobras está em uma encruzilhada. Ou se torna uma empresa lucrativa ou vai se tornar uma PDVSA (estatal venezuelana)", alertou Pires. Para Gabrielli, o aumento da capacidade de refino no longo prazo irá minimizar os efeitos da política de controle de preços, à medida que as importações serão substituídas pela produção local.

Operações no Brasil geram prejuízos à Subsea 7

O site Energia Hoje informa que perda contábil de US$ 13 milhões foi causada por custos adicionais no projeto Sapinhoá-Lula NE.
A Subsea 7 registrou prejuízo de US$ 13 milhões no segundo trimestre do ano, frente a lucro de US$ 411 milhões apurado em igual período de 2012. O resultado é fruto principalmente dos gastos da ordem de US$ 294 milhões, acima do previsto, no projeto Sapinhoá-Lula NE, no pré-sal da Bacia de Santos.

A empresa não revela os motivos da revisão de custos, mas no ano passado, devido a disputas judiciais com a Petrobras e atraso na entrega de equipamentos submarinos, a fornecedora havia provisionado US$ 52 milhões para este mesmo projeto.
A Petrobras contratou a Subsea 7 para engenharia, aquisição, instalação e comissionamento de umbilicais, risers e linhas submarinas dos campos  no pré-sal da Bacia de Santos. O valor do contrato é de US$ 1 bilhão.

Isso também impactou na geração de caixa medida pelo Ebitda, que ficou em US$ 139 milhões, 57% menor, na comparação anual. A companhia projeta, contudo, um crescimento na geração de caixa este ano, excluídas as operações no Brasil.
No país, a companhia aguarda a renovação dos contratos dos PLSVs Kommandor 3000, Normand Seven e Seven Phoenix, e discute a renovação da Seven Mar e da Condor.

As demais áreas de atuação da companhia apresentaram bons resultados. No Mar do Norte e Canadá, a companhia registro lucro de US$ 136 milhões; na África, Golfo do México e Mediterrâneo, os ganhos foram de US$ 133 milhões, e, na Ásia e Oriente Médio, de US$ 33 milhões.
A companhia conta com reservas de US$ 10 bilhões para execução de seus projetos.

Petrobras inicia operação da Unidade de Manutenção e Segurança Cidade de Carapebus

Nova plataforma de serviço chega para intensificar o plano de manutenção da Bacia de Campos, que recupera a eficiência dos sistemas de produção
A Petrobras colocou em operação, nesta terça-feira (13/08), a Unidade de Manutenção e Segurança - UMS Cidade de Carapebus, que atuará na manutenção das plataformas de produção da Bacia de Campos nos próximos cinco anos. O objetivo é prolongar a vida útil das unidades de produção, garantindo a segurança da força de trabalho, a integridade de suas instalações marítimas e o aumento da eficiência operacional.
Para o gerente geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UO-BC), Joelson Falcão Mendes, a UMS é imprescindível para o futuro da Petrobras. "No dia em que completa 36 anos de produção, a Bacia de Campos reafirma a sua contribuição para a concretização das metas previstas no Plano de Negócios e Gestão da companhia. A manutenção das nossas plataformas, que já operam há mais de 20, 30 anos, é fundamental para este sucesso".

A UMS Cidade de Carapebus é um navio equipado com sistema de posicionamento dinâmico, composto por oito thrusters (hélices), totalizando 17,65 MW de potência. Por conta do posicionamento dinâmico, a UMS pode se conectar a qualquer tipo de plataforma, pois seus diversos sensores com GPS e um sofisticado sistema de hélices acompanham a movimentação da unidade com total segurança. A embarcação é interligada às plataformas por meio de uma ponte telescópica automatizada, chamada de gangway.
Em sua primeira campanha, a Cidade de Carapebus está acoplada à P-8, onde realizará o trabalho de pintura e caldeiraria, reforma do casario, do heliponto e do guindaste, quitação de recomendações técnicas de inspeções e de demandas de órgãos legais e ações de melhoria da eficiência operacional e segurança da unidade.
Com um comprimento total de 180 metros, a embarcação poderá alojar 533 profissionais. Além das oficinas de manutenção, pintura e caldeiraria, a UMS conta com área de armazenamento e um espaço de trabalho e armazenagem fechado. A unidade de manutenção e segurança é capaz de gerar 30 MW de energia total (suficiente para o abastecimento de uma cidade de 200 mil habitantes) e de produzir 180 m³/dia de água potável.

Desde 2005, a Petrobras contrata Unidades de Manutenção e Segurança voltadas para revitalização e manutenção das plataformas. Atualmente, três delas trabalham na  Bacia de Campos: as unidades Cidade de Casimiro de Abreu e Cidade de Arraial do Cabo, operadas pela UO-BC, além da UMS Cidade de Quissamã, sob gestão da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Rio de Janeiro (UO-RIO).
Ainda este ano, outras duas UMSs estarão disponíveis para a UO-BC, consolidando a utilização dessas unidades como essenciais para a revitalização das plataformas de produção em atividade.

Petrobras vence Prêmio ANP de Inovação Tecnológica

Tecnologia offshore pioneira no mundo é reconhecida pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
A Petrobras recebeu, no dia 6 de agosto, o Prêmio de Inovação Tecnológica concedido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em reconhecimento ao desenvolvimento do Sistema de Separação Submarina Água-Óleo (SSAO), instalado no campo de Marlim, na Bacia de Campos (RJ).

Em sua primeira edição, a premiação, realizada na Escola de Guerra Naval da Marinha do Brasil, no Rio de Janeiro, prestigiou a tecnologia offshore que mais se destacou no ano. Na mesma solenidade, foram assinados os contratos de 13 dos 24 blocos exploratórios arrematados pela Petrobras e parceiros na 11ª Rodada de Licitações, promovida em maio pela agência.
O SSAO é considerado um salto tecnológico mundial por envolver, simultaneamente, lâmina d'água profunda (cerca de 1.000 m) e óleo pesado (19º API).

O principal diferencial dessa tecnologia é permitir a separação da água e óleo ainda no fundo do mar, assim como a reinjeção dessa água no próprio reservatório. Com isso, o sistema cria uma folga na planta de processo, gerando economia de espaço na plataforma e aumento da capacidade disponível da unidade para processar mais óleo.

O protótipo dessa tecnologia foi desenvolvido pela Petrobras e pela FMC Technologies, em parceria com a Framo (fornecedora de bombas para uso submarino), a Prysmian (fornecedora de umbilicais), o Centro de Pesquisas da Statoil – onde foram realizados alguns testes de laboratório –, além da empresa ESSS, especialista em Dinâmica de Fluidos Computacional (CFD). Esse projeto irá gerar informações para a futura utilização dos sistemas em escala comercial e representa um passo importante para aumentar a produção de campos maduros.

Outros projetos que concorreram ao prêmio
Além do SSAO, outras quatro tecnologias utilizadas Petrobras concorreram ao prêmio. São elas:

Boia de Sustentação de Riser (BSR) - A Petrobras irá instalar, neste ano, a Boia de Sustentação de Riser (BSR) nos campos de Lula Nordeste e Sapinhoá, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Trata-se de um sistema inovador composto por uma boia submersa, ancorada no fundo do mar por tendões. O objetivo é isolar o movimento dos risers (dutos) rígidos dos movimentos das plataformas instaladas em águas ultraprofundas.Participaram do desenvolvimento dessa tecnologia as instituições e empresas IPT, Coppe/UFRJ, Marin, SubSea 7, Bureau Veritas, E-xcellentia, Marinha do Brasil, USP, Sermetal, Consunave e Cassinú.

Bomba Multifásica Submarina Hélico-Axial (BMSHA) - Esse sistema, que opera no campo de Barracuda, na Bacia de Campos, representa um avanço na tecnologia convencional de bombeio multifásico submarino hélico-axial. Sua vantagem é a capacidade de suportar maior diferencial de pressão de escoamento em comparação às bombas convencionais. Essa tecnologia incorpora uma nova técnica denominada HighBoost, desenvolvida em conjunto com a Framo Engineering. Em alguns cenários operados pela Petrobras, essa tecnologia pode permitir não só a ampliação da vazão de produção, bem como o aumento do fator de recuperação do campo.

Injeção Submarina de Água do Mar (RWI) - Essa tecnologia, instalada no campo de Albacora, na Bacia de Campos, permite captar e bombear água do mar e injetá-la diretamente nos poços, sem passar pela plataforma. Com essa solução, é possível simplificar o sistema de tratamento de água para injeção, reduzindo o investimento em plantas de processo na plataforma e, ao mesmo tempo, ampliando a capacidade de injeção no reservatório de petr. A grande vantagem é aumentar o fator de recuperação do reservatório sem ampliar os sistemas de superfície. O RWI foi desenvolvido em conjunto com a Framo Engineering, com participação da FMC Technologies, como fornecedora da Framo para a execução de parte do escopo submarino.

Monitoramento Sísmico Permanente em Águas Profundas no Campo de Jubarte (MSP de Jubarte) - A plataforma P-57, instalada no campo de Jubarte, na porção capixaba da Bacia de Campos, é equipada com uma tecnologia de última geração: o sistema de monitoramento sísmico permanente, que incorpora a tecnologia 4D. Desenvolvida em parceria com a Petroleum Geophysical Service (PSG), a nova solução fornece, por meio de um sistema de cabos sísmicos de fibra ótica conectados à plataforma, informações em tempo real sobre o movimento de fluidos no reservatório, identifica oportunidades para aumentar o fator de recuperação do campo, além de monitorar as diversas etapas do processo produtivo.

Petrobras faz descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos

Poço informalmente chamado de Iguaçu-Mirim, fica a 303 km do litoral de São Paulo e 34 km ao sul do poço descobridor
A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo no poço 3-SPS-101 (3-BRSA-1179-SPS), localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta de Carioca, no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos.

O poço, informalmente denominado de Iguaçu Mirim, está localizado a 303 km do litoral do estado de São Paulo, 34 km ao sul do poço descobridor (1-SPS-50 - Carioca) e a 9 km ao sul do poço Iguaçu (4-BRSA-709-SPS), em local onde a profundidade de água é de 2.158 metros.

Esta nova descoberta foi comprovada com amostragens de petróleo de cerca de 20 graus API, por teste a cabo, em reservatórios carbonáticos do pré-sal, a partir de 4.850 metros de profundidade.
O Consórcio BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%) em parceria com a BG E&P Brasil (30%) e Repsol Sinopec Brasil (25%). O prazo para a Declaração de Comercialidade é 31 de dezembro de 2013.

 

Petrobras inicia produção comercial do campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos

O navio-plataforma Cidade de São Paulo é do tipo FPSO e entrou em operação no último dia 5. Tem capacidade para processar, diariamente, 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás.


Com a entrada em operação do navio-plataforma Cidade de São Paulo, na manhã do último dia 5, a Petrobras deu início à produção comercial do campo de Sapinhoá, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. O campo teve seu início de produção antecipado. A previsão original de entrada em operação, conforme o Plano de Negócios e Gestão da Petrobras  2012-2016, era 13 de janeiro de 2013.
 A plataforma Cidade de São Paulo é do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo). Está ancorada na profundidade de água de 2.140 metros, a 310 km da costa, tem capacidade para processar, diariamente, 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás. O poço 1-SPS-55, o primeiro a ser interligado à plataforma, tem potencial de produção superior a 25 mil barris de petróleo por dia. Sua produção, entretanto, ficará restrita a cerca de 15 mil barris por dia, até que sejam concluídas as ações de comissionamento dos sistemas para processamento e reinjeção do gás natural, com duração prevista de 90 dias. O petróleo produzido, de média densidade (30º API) e de elevada qualidade, será escoado por navios aliviadores.
O escoamento da parcela do gás não utilizado para reinjeção no campo será feito pelo gasoduto Sapinhoá-Lula-Mexilhão até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba, no litoral paulista. Outros 10 poços (cinco produtores e cinco injetores) serão interligados à plataforma ao longo dos próximos meses. A previsão é que o pico de produção, de 120 mil barris de petróleo por dia, seja atingido no primeiro semestre de 2014.
O campo de Sapinhoá é um dos maiores campos de petróleo do Brasil, com volume recuperável total estimado em 2,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), e entra em produção comercial quatro anos e meio após a sua descoberta, ocorrida em julho de 2008.
O Plano de Desenvolvimento do campo de Sapinhoá prevê, ainda, uma segunda plataforma: o FPSO Cidade de Ilhabela, cujo casco está em fase de conversão, e terá capacidade para 150 mil barris por dia de petróleo e 6 milhões de m3/dia de gás. A previsão é que entre em operação no segundo semestre de 2014.
O bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e a Repsol Sinopec Brasil S.A. (25%).