A AMÉRICA LATINA ESTÁ PREPARADA PARA

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Outubro/Novembro/Dezembro 2011 | Ano 17 | Número 3
Octubre/Noviembre/Diciembre 2011 | Año 17 | Número 3
R$ 8,50 | US$ 4.00
TM
INFORMACIÓN Y TECNOLOGÍA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA LATINA
A AMÉRICA LATINA
ESTÁ PREPARADA PARA
TEMPOS DIFÍCEIS?
¿AMÉRICA LATINA
ESTÁ PREPARADA PARA
TIEMPOS DIFÍCILES?
ARGENTINA, BOLÍVIA E VENEZUELA: O
DILEMA ENTRE INTERVENCIONISMO E
INVESTIMENTO.
NO PERU DISCUTE
IMPACTO DE
CAMISEA
ARGENTINA, BOLIVIA Y
VENEZUELA: EL DILEMA DE LA
INTERVENCIÓN Y LA INVERSIÓN.
EN PERU, DISCUTIÓ
IMPACTO DE
CAMISEA
PETROBRAS PROMOVE
“VARREDURA” EXPLORATÓRIA
EM CAMPOS PRODUTORES
PROYECTO VARREDURA, DE
PETROBRAS, RE-EXPLORA
CAMPOS PRODUCTORES.
BG | Sinopec | Pré-Sal | Chevron | Frade | INGEPET | Brazil Onshore | Naval Offshore | OGX “first oil” | Eólicas | Smartgrids
Publisher Publicista
Jean-Paul Prates | [email protected]
Octubre/Noviembre/Diciembre 2011
Año 17 . Número 4
Outubro/Novembro/Dezembro 2011
Ano 17 . Número 4
Diretoria Editorial Directoría Editorial
TM
INFORMACIÓN Y TECNOLOGÍA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA LATINA
Marcia Fialho | [email protected]
Diretoria Comercial Directoría Comercial
SUMÁRIO SUMARIO
Sérgio Caetano | [email protected]
Editorias Locais Editorias Locales
América Central | Argentina | Bolivia | Brasil | Colombia | Ecuador |
Perú | Trinidad & Tobago/Caribe | Venezuela
DESTAQUE
3 BG quer vender participação no PréSal. Sinopec é favorita a comprar.
PANORÂMICA
DESTAQUE
BG quiere vender su participación en el presal. Sinopec es la favorita para comprar.
PANORÁMICA
Gestão Administrativa e Financeira
Gestión Administrativa y Financiera
4
Projeto Varredura contribui com
recorde de produção da Petrobras
Gestão de Assinaturas e Circulação
Gestión de Suscripciones y Circulación
ENERGIA ALTERNATIVA
ENERGÍA ALTERNATIVA
10
Energia eólica para quem
quiser comprar
Energía eólica para quién
quiera comprar
Envio de Artigos Técnicos Envio de Articulos Tecnicos
12
Argentina, Bolívia e Venezuela:
o dilema entre intervencionismo e
investimento
Contatos Comerciais Contactos Comerciales
22
OGX: totaliza no Brasil R$ 6,8
bilhões e conta os dias para
o primeiro barril
Niterói Naval Offshore
Paulo Henrique Macedo | [email protected]
Rui Santos | [email protected]
Qualquer trabalho técnico ou correspondência para esta revista
devem ser enviados para o email [email protected].
Cualquier trabajo tecnico o correspondencia para esta revista
deben ser enviados para el email [email protected].
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Marcia Fialho | [email protected] | +55 21 9800 5624
Sérgio Caetano | [email protected] | +55 21 2533 5703
Estados Unidos/Canadá
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Inglaterra/Dinamarca/Suécia/Noruega/Holanda
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Germany/Switzerland (N)/Eastern Europe/Austrian/
Russia/Baltic & Eurasia
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Itália
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Japão
Masaki Mori | [email protected] | +81 3 3219 3641
Singapore/Australasia/Asia-Pacífico/China
Michael Yee | [email protected] | +65 9616 8080
India
Rajan Sharma | [email protected] | +91 11 628 3018
Nigeria/Angola/West Africa
Dele Olaoye | [email protected] | + 234 805 687 2630
DESTINO REGIONAL
MERCADO
24
26
27
INGEPET 2011
Rio Pipeline
INOVAÇÃO
28
Redes inteligentes revolucionarão
o consumo de energia
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Maximização da peformace
na perfuração gera lucros para
campos marginais
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
REFINO
El Proyecto Varredura contribuye con el
récord de producción de Petrobras
OGX totaliza R $ 6,8 mil
millones en inversiones y conta los
días para el primer barril
INGEPET 2011
Rio Pipeline
Los cambios en el consumo de energía
por medio de los “smart grids”
La maximización del desempeño del
proceso de perforación genera ganancias
en campos marginales
40
Classificados (Impresso & Online)
Classificado (Impresso y Online)
42
44
CURTAS
CORTAS
AGENDA
AGENDA
Produção
Producción
Unigráfica Gráfica e Editora Ltda.
Glossário de Unidades Glosario de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
www.ogjla.com
29
33
REFINACIÓN
Batalha verbal no caso do
vazamento de óleo de Frade
na Bacia de Campos
Impressão Impressión
25
26
27
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Dante Araujo | [email protected] +5584 2010 0340
Mike Moss | [email protected] |+1 713 963 6221
Marlene Breedlove | [email protected] |+ 1 713 963 6293
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Glenda Harp | [email protected] | + 1 918 832 9301
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23
INNOVACIÓN
Brazil Onshore debateu o
futuro da produção terrestre
no Brasil e no continente
SEÇÕES
16
MERCADO
38
OFFSHORE
11
Argentina, Bolivia y Venezuela:
el dilema de la intervención
y la inversión
América Latina: um mercado
em crescimento para
refinarias dos EUA
Webcasts & Serviços de Mídia Digital
Webcasts & servicios del medios digitales
7
DESTINO REGIONAL
36
ONSHORE
3
América Latina: un mercado en
crecimiento para las refinerías de
los EEUU
37
ONSHORE
En “Brazil Onshore”, debatieron
obre el futuro de la producción en
tierra en Brasil y en el continente
39
OFFSHORE
Batalla verbal en el caso del
derram de petróleo en Frade en
la Cuenca de Campos
41
SECCIONES
43
44
Parceiros Editoriais
Alianzas Editoriales
Foto: Agência Petrobras de Notícias
Rua Raimundo Chaves, 2182 - Natal - RN - Brasil
CEP: 59064-390 | 55 84 2010 0340
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Corporate Headquarters
1421 S. Sheridan Rd.
74112 Tulsa, OK
www.pennwell.com
VLCC Petrobras 74 que será
convertido na FPSO P-74
para operar em Franco
(Bacia de Santos, Pré-Sal)
VLCC Petrobras 74, que se
convertirá en la FPSO P-74 para
operar en el campo de Franco
(Cuenca de Santos, pre-sal)
Los extremos
ojo a ojo
A América Latina se divide hoje em três grandes
faccões de países, quando se fala de investimentos
em petróleo e gás: um grupo, liderado por Brasil,
Colômbia e Peru, vem alcançando resultados
promissores e recebendo crescentes investimentos,
tanto nacionais quanto estrangeiros. Como resultado,
tem conseguido desenvolver indústria local, gerar
renda e empregos com base na exploração de seus
recursos, bem regulada e até imune a incidentes
indesejáveis como o recente vazamento de óleo na
Bacia de Campos.
América Latina hoy está dividida en tres facciones
principales de países, en lo que respecta a la inversión en
petróleo y gas: un grupo, liderado por Brasil, Colombia
y Perú, ha logrado resultados prometedores y aumento
de la recepción de inversión, tanto nacional como
extranjera. Como resultado, ha logrado desarrollar la
industria local, generar ingresos y puestos de trabajo
basado en la explotación de sus recursos, y, con
buena regulación, de cierta forma inmune a incidentes
indeseables, como el reciente derrame de petróleo en la
Cuenca de Campos.
Um segundo grupo é constituído de países que
não detém maiores potenciais petrolíferos e por isso
basicamente conforma-se em administrar a escassez
compensando isso com a busca e exploração de outras
riquezas naturais. É o caso do Chile, do Paraguai, do
Uruguai e dos países da América Central e do Caribe,
onde a gestão energética é um desafio de maximizar
fontes locais e minimizar a perda de divisas com
importação de combustíveis e fontes energéticas.
Un segundo grupo está formado por países que no
tienen mayor potencial energético y que básicamente se
limitan a gestionar esta escasez buscando compensarla
con la búsqueda y explotación de otros recursos
naturales. Este es el caso de Chile, Paraguay, Uruguay
y los países de Centroamérica y el Caribe, donde la
gestión de la energía es el reto de maximizar las fuentes
locales y reducir al mínimo la pérdida de divisas por la
importación de combustibles y fuentes de energía.
Finalmente, há um terceiro grupo de países onde
o excessivo grau de politização da gestão energética
aparentemente vem colocando o investimento direto
e, por consequência, o próprio potencial energético
do país, em risco. Isso tem levado a população a
sofrer efeitos pouco previsíveis quando se trata de
nações imensamente ricas em petróleo e gás como a
Venezuela, a Bolívia e a Argentina.
Por último, existe un tercer grupo de países en los
que el excesivo grado de politización de la gestión de
la energía, al parecer, ha puesto a la inversión directa
y, en consecuencia, el propio potencial energético del
país en situación de riesgo. Esto ha llevado a que las
personas sufran efectos difíciles de predecir cuando se
trata de naciones inmensamente ricas en petróleo y gas
como Venezuela, Bolivia y Argentina.
As duas facções extremas, o primeiro e o terceiro
grupo de países, desfilam nas páginas desta última
edição de Oil & Gas Journal Latinoamericana em 2011.
Os artigos e notas sobre movimentação do pré-sal
brasileiro, a produção de gás em Camisea (Peru) e no
Baixo Magdalena (Colômbia), a indústria de dutos,
a revitalização do onshore no continente e a reexploração não convencional de campos produtores
contrastam com a densa matéria exclusiva de nosso
correspondente em Buenos Aires, Daniel Barneda, em
que compara e analisa detalhadamente o estágio atual
do intervencionismo estatal energético na Argentina,
Bolívia e Venezuela.
Las dos facciones extremas, el primer grupo y la
tercera parte de los países, desfilan en las páginas de esta
última edición de Oil & Gas Journal Latinoamericana en
2011. Los artículos y notas sobre el movimiento de los
brasileños en el pre-sal, la producción de gas de Camisea
(Perú) y del Bajo Magdalena (Colombia), la industria de
tuberías, la revitalización de la actividad terrestre en
el continente y la re-exploración no convencional en
campos que ya producen, contrastan con el denso
artículo de nuestro corresponsal exclusivo de Buenos
Aires, Daniel Barneda, donde compara y analiza en
detalle el estado actual de la intervención estatal sobre
la energía en Argentina, Bolivia y Venezuela.
O que se pode apreender disso tudo? Que 2012
certamente trará muitas comparações e lições para
todos. Até lá.
¿Qué se puede concluir de todo esto? Que el 2012
seguramente traerá muchos paralelismos y lecciones
para todos. Hasta entonces.
EDITORIAL
EDITORIAL
Os extremos se
entreolham
Jean-Paul Prates
Publisher/OGJLA
2
Oil & Gas Journal Latinoamericana
Jean-Paul Prates
Publicista/OGJLA
BG quiere vender su
participación en el pre-sal
Sinopec es la favorita para comprar
Vários veículos da imprensa brasileira repercutiram este
mês a informação da Agência Reuters de que a petroleira
britânica BG estaria prestes a anunciar a venda dos seus
ativos no Pré-Sal brasileiro. O mercado aponta a estatal
chinesa Sinopec como potencial compradora. Em 2010,
quando foi formalizada a parceria com a Repsol, a Sinopec
entrou indiretamente nos campos de Guará e Carioca.
Em novembro deste ano, a chinesa adquiriu 30% da Galp
e passou a ter participação também nos campos de
Lula, Cernambi, Iara, Bem-te-vi, Caramba e Júpiter, todos
classificados como principais do pré-sal. Com a possível
entrada nos ativos da BG, que incluem o último campo da
lista de ouro do pré-sal, Parati, a Sinopec estará presente
em todos os grandes campos da região.
En varios medios de comunicación en Brasil este mes
se hizo eco de la información de la agencia Reuters que
la empresa petrolera BG estaba a punto de anunciar la
venta de sus activos en el pre-sal de Brasil. El mercado
apunta a la compañía china Sinopec como la potencial
compradora. En 2010, cuando formalizó asociación con
Repsol, Sinopec entró indirectamente en los campos
de Guará y Carioca. En noviembre de este año, compró
el 30% de Galp en los campos de Lula, Cernambi, Iara,
Bueno -te-vi, Caramba y Júpiter, todos ellos clasificados
como principales del pre-sal. Con la posible entrada en
los activos de la BG, incluyendo el último campo de la
lista de oro del pre-sal, Parati, Sinopec estará presente en
todos los campos importantes de la región.
Como majoritária nas áreas, a Petrobras possui direito
de preferência em caso de venda de participações
isoladas nos blocos, transação conhecida como farm
out. Mas se a operação ocorrer por meio de venda de
ações da subsidiária brasileira da BG, como tudo indica,
a Petrobras não terá o mesmo direito, segundo afirmou
o próprio presidente da companhia, José Sérgio Gabrielli,
respondendo a questionamento da Reuters. Gabrielli
lembra que Galp e Repsol venderam recentemente parte
de seus ativos no pré-sal em formato que não deu à
Petrobras direito de preferência. Ao contrário, destaca
ele, as companhias venderam ações de suas subsidiárias
no Brasil para a estatal chinesa Sinopec, sem farm out. O
presidente da estatal dá a entender que a Petrobras não
está negociando com a BG, dizendo que não sabe “o que
a BG está fazendo”.
Como socia mayoritaria, Petrobras tiene el derecho
de preferencia para adquisición en caso de venta de
participación en bloques exploratorios, transacción
conocida como “farm out”. Pero si la transacción se
produce a través de la venta de acciones de la filial
brasileña de BG, como parece, Petrobras no tendrá el
mismo derecho, dijo el propio presidente de la compañía,
José Sergio Gabrielli, en respuesta a las preguntas de
Reuters. Gabrielli recuerda que Galp y Repsol vendieron
recientemente parte de sus activos del pre-sal de forma
a que no se le dio el derecho de preferencia. Al opuesto,
señala, las compañías han vendido acciones de sus
subsidiarias en Brasil a la empresa estatal china Sinopec,
sin “farm out”. El presidente de la estatal implica que
Petrobras no está en conversaciones con BG, y que no
sabe “lo que está haciendo BG”.
A BG estima possuir reservas da ordem de 8 bilhões
de barris em seus blocos no pré-sal e, dependendo do
tamanho da parcela que vender, sem perder a maioria da
participação, poderá angariar até 27 bilhões de dólares.
A conta considera a venda de 49 por cento das ações da
empresa e o preço do barril negociado a 7 dólares. Se o
negócio for fechado a um preço mais baixo, de 5 dólares
cada barril, a venda da mesma participação acionária
chegaria a 20 bilhões de dólares - ainda assim a maior
cifra já alcançada neste tipo de operação no setor do
petróleo. Se seguir os números da venda de ativos da
Galp na mesma região, que vendeu 30 por cento da sua
participação nos ativos brasileiros, entre áreas nobres do
pré-sal, a negociação chegaria a cerca da metade deste
valor, uns 11 bilhões de dólares.
BG tiene reservas estimadas de 8 mil millones de
barriles en sus bloques del pre-sal y, dependiendo del
tamaño de la parcela a vender, sin perder la participación
mayoritaria, podrá recaudar hasta US$ 27 mil millones.
Este cálculo considera la venta del 49 por ciento de las
acciones de la compañía y el precio del barril cotizado en
US$ 7. Si el negocio es cerrado a un precio inferior, e.g. 5
dólares cada barril, la venta de la participación llegaría a $
20 mil millones - todavía la cifra más alta jamás alcanzada
en este tipo de operación en el sector petrolero. Si sigue los
números en la venta de activos de Galp en la misma región,
cuando se vendió el 30 por ciento de su participación en
los activos brasileños, incluyendo las áreas del pre-sal, la
negociación podría llegar a aproximadamente la mitad de
este monto, unos US $ 11 mil millones.
DESTAQUE
BG quer vender
participação no Pré-Sal
Sinopec é favorita a comprar
Outubro/Novembro/Dezembro • Octubre/Noviembre/Diciembre 2011
3
PANORÂMICA
Projeto Varredura
contribui com recorde de
produção da Petrobras
Encontrar petróleo em águas territoriais brasileiras, seja no pré-sal ou em águas rasas, em campos
já explorados, está sendo um novo desafio para a
Petrobras. Atualmente a empresa está à procura de
acumulações de petróleo remanescente de poços já
perfurados, através do recém criado Projeto Varredura que já encontrou 122 M/b/d, total que ajudou a
empresa a alcançar o recorde previsto para o final de
2011, de 2,2 MM/b/dia da produção.
20,9 bilhões que a Companhia aplicará no Estado de
São Paulo até 2015. Somando-se o investimento da
Petrobras e seus parceiros, o montante alcança US$
29,9 bilhões no período. As áreas de Exploração e
Produção (E&P) e Refino, Transporte e Comercialização (RTC) serão as mais beneficiadas, com investimentos de US$ 8,248 bilhões e US$ 9,851, respectivamente, informou a Assessoria de imprensa da
Petrobras.
Segundo o presidente da Petrobras, José Sérgio
Gabrielli, a expectativa é de aumento na procura por
petróleo nos próximos anos e a estratégia é descobrir
petróleo novo em campos que já produzem, aproveitando a estrutura existente. “O que significa que como
nós já estamos com a capacidade instalada em alguns
destes poços, temos hoje a possibilidade de, com investimentos relativamente pequenos, conseguirmos
recuperar essa capacidade produtiva rapidamente e
obter produção rápida a muito baixo custo”, disse.
Revelou ainda que cinco novos sistemas de produção
vão operar a partir do ano que vem: Tambaú, Tiro
Sidon, Roncador e - dois no pré-sal - Guará e Baleia
Azul, com capacidade para produzir 400 M/b/d. Para
2012 também há previsão de recuperar 75 postos exploratórios, entre eles 22 na Bacia de santos e 19 na
Bacia de campos.
Gabrielli reforçou no encontro que a Companhia
já tem realizado, historicamente, grandes investimentos em São Paulo e esta participação deve aumentar sensivelmente nos próximos anos com o desenvolvimento da Bacia de Santos. Atualmente, cerca de
43% do refino brasileiro está concentrado em quatro
refinarias paulistas: Revap, Replan, RPBC e Recap. A
Companhia também possui 2600 km de dutos em São
Paulo e deve aumentar a capacidade de fornecimento
de gás no estado para 22,2 milhões de m³ /dia em
2013.
Gabrielli garantiu que, para a Petrobras, o petróleo,
o gás e o carvão vão permanecer como as maiores
fontes de energia no mundo pelo menos até 2020.
“Países com recursos a serem explorados, como o
Brasil, estarão em vantagem. Atualmente, de cada
três litros de petróleo descobertos no mundo, um é
no Brasil”, declarou.
Investimentos
Durante o encontro, no Palácio dos Bandeirantes, em São Paulo, Gabrielli detalhou os mais de US$
4
Por outro lado, durante a cerimônia de entrega do
navio de produtos, Celso Furtado, no Estaleiro Mauá
(RJ), a presidente da República, Dilma Roussef, voltou
a garantir que a Petrobras vai continuar investindo
na compra de equipamentos no Brasil para atender
as demandas que vão ocorrer por navios, plataformas e sondas nos próximos anos. “Hoje estamos
aqui provando que os brasileiros sabem fazer navios e não vamos permitir, no Brasil, que se exporte
empregos para outros países”. O navio de produtos
Celso Furtado tem um índice de conteúdo nacional
de 74%. A declaração foi dada durante a cerimônia de
entrega do navio de produtos à Transpetro. O Celso
Furtado é um dos 49 petroleiros encomendas a estaleiros nacionais dentro do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). Ele
tem capacidade para transportar 56 milhões de litros
de derivados de petróleo.
Produção de petróleo e gás
Aumento de 15% no lucro líquido
No balanço do terceiro trimestral da companhia divulgado em novembro último, o diretor Financeiro e
de RI da Petrobras, Almir Barbassa, anunciou um aumento do lucro líquido de 15% sobre igual período do
ano passado, alcançando R$ 28 bilhões e 264 milhões,
com 7% de aumento na geração de caixa medida pelo
EBITDA (Earnings Before Taxes, Depreciation e Amortization).
Nos campos da empresa no exterior, foram produzidos 247.594 boed, o que elevou a produção total
da Petrobras em outubro para 2.606.919 boed: 2,9%
superior a do mesmo mês em 2010. A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais chegou a
2.001.393 boed, resultado 3,2% maior que o volume
extraído em outubro do ano passado. A produção de
gás natural dos campos nacionais atingiu, em outubro, 56,9 MM/m³/d, indicando um aumento de 3,8%
em relação ao mesmo mês de 2010.
A Petrobras informou ainda que, no exterior, a
produção alcançou 247.594 M/b/d (petróleo e gás) no
mês de outubro: índice 3,8% superior ao apresentado
em setembro de 2011. O aumento ocorreu em função
da normalização da produção dos campos de Akpo,
na Nigéria, e da Bacia Austral, na Argentina, além do
teste de produção do campo de Coulomb, nos Estados Unidos.
Há previsão de crescimento da conta também devido à entrada em operação, em setembro último, do
gasoduto Lula – Mexilhão, com capacidade para escoar até 10 MMm³ de gás natural por dia do pré-sal;
devido à confirmação do potencial de Franco, com a
perfuração do segundo poço na área; e devido à entrada em operação da P-56, em 15 de agosto passado,
que produz hoje 38,5 M/b/d com dois poços produtores. Segundo Barbassa, até o fim de 2011, a previsão
é de que a plataforma atinja aproximadamente 80% da
sua capacidade total de 100 M/b/d. Disse ainda que
houve um reajuste de 10% no preço da gasolina e 2%
no diesel, em vigor a partir de novembro. A Companhia, pelo sexto ano consecutivo, foi selecionada para
integrar o Índice Dow Jones de Sustentabilidade, o
mais importante índice mundial de sustentabilidade.
A empresa informou que a produção de petróleo e
gás natural da Petrobras no Brasil alcançou a média
de 2.359.325 boed (barris equivalentes de óleo por
dia) em outubro. Este volume corresponde a um aumento de 3,3% em relação ao mesmo mês de 2010.
No Estaleiro Mauá, presidente Dilma reafirma compra de navios e plataformas no Brasil.
5
Chega ao Brasil o primeiro de quatro navios para
atuar nos blocos da Cessão Onerosa
do pré-sal de Santos
No Rio de Janeiro, VLCC da Petrobras será convertido em FPSO, denominada P-74
Após conversão, VLCC se transformará no FPSO P-74
Chegou ao Rio de Janeiro, no final de novembro, o
primeiro navio VLCC (Very Large Crude Carrier) que irá
operar nos campos da cessão onerosa. Comprado pela
Petrobras na Indonésia, a embarcação passará por uma
conversão do casco e se transformará em uma plataforma
FPSO P-74 (plataforma que produz, armazena e transfere
petróleo - na sigla em inglês), para poder operar no présal da Bacia de Santos. A FPSO, renomeada “Petrobras 74”
será instalada na área de Franco e deverá ter capacidade
para processar 150 M/b/d.
Além da P-74, outros três navios destinados à conversão
de cascos para unidades da cessão onerosa virão da
Malásia e receberão os nomes de P-75, P-76 e P-77 e, assim
como o primeiro, as obras de conversão destes cascos
serão realizadas no Estaleiro Inhaúma, que ocupa as
antigas instalações do Estaleiro Ishibrás, arrendado pela
Petrobras, na Zona Portuária do Rio de Janeiro. Segundo
a Petrobras, as obras para a construção das plataformas
da cessão onerosa terão alto índice de conteúdo nacional.
A empresa já está realizando licitação para a obra de
conversão dos cascos e prevê a assinatura deste contrato
ainda no primeiro semestre de 2012. Dentre as prováveis
companhias concorrentes, que fazem parte de um grupo
de 19 convidadas pela Petrobrás, estão Andrade Gutierrez,
Keppel, Setal, Jurong e Estaleiro Enseada do Paraguaçu,
que é formada por Odebrecht, OAS e UTC. O custo total
destas reformas e adaptações encontra-se estimado em
cerca de US$ 2 bilhões, incluídos aí os quatro navios. A
entrega das unidades só deverá ocorrer entre 2015 e 2016.
Cessão onerosa
O programa exploratório da cessão onerosa refere-se a
um conjunto de blocos localizados na área do Pré-Sal da
Bacia de Santos, que foram transferidos onerosamente pela
União à Petrobras, por meio de pagamento direto e direito
de subscrição de ações, por parte do Governo Federal,
integralizadas com títulos da dívida pública mobiliária.
Conforme estabelecido na Lei 12.276 de 30 de junho de
6
2010, a Companhia terá o direito de explorar e produzir até
5 bilhões de barris de óleo equivalente nestas áreas. De
acordo com os termos da cessão onerosa de direitos, não
há previsão de pagamento de participação especial sobre
os volumes produzidos nestas áreas, mas o pagamento de
royalties está mantido nos temos praticados atualmente.
Mais sobre a Cessão Onerosa, em http://bit.ly/s2Db7f
El Proyecto Varredura
contribuye con el récord de
producción de Petrobras
Según el presidente de Petrobras, José Sérgio
Gabrielli, se espera un aumento en la búsqueda de
petróleo para los próximos años, y la estrategia consiste en descubrir petróleo nuevo en campos que ya
producen, aprovechando la estructura existente. “Lo
que significa que como nosotros ya estamos con la
capacidad instalada en algunos de esos pozos, contamos hoy con la posibilidad de conseguir recuperar
esa capacidad productiva rápidamente mediante inversiones relativamente pequeñas y obtener producción rápida a un costo muy bajo”, de acuerdo con
Gabrielli. El ejecutivo reveló también que cinco nuevos sistemas de producción van a operar a partir del
año próximo: Tambaú, Tiro Sidon, Roncador y - dos
en el presal - Guará y Baleia Azul, con capacidad para
producir 400 M/b/d. Para el 2012 también está previsto recuperar 75 puestos exploratorios, de los cuales
22 se encuentran en la Cuenca de Santos y 19 en la
Cuenca de Campos.
Gabrielli aseguró que para Petrobras, el petróleo,
el gas y el carbón van a permanecer como las mayores fuentes de energía del mundo, por lo menos hasta
el 2020. “Países con recursos que pueden ser explorados, como en el caso de Brasil, tendrán ventaja.
Actualmente, de cada tres litros de petróleo descubiertos en el mundo, uno se encuentra en Brasil”, declaró.
Inversiones
Durante el encuentro, realizado en el Palacio dos
Bandeirantes, en San Pablo, Gabrielli dió detalles so-
bre los US$ 20.900 ó más que la Compañía invertirá
en el Estado de San Pablo, hasta el 2015. Si a eso
le sumamos la inversión de Petrobras junto a sus
socios, el monto alcanza US$ 29.900 millones, valor
que será invertido durante ese período. Las áreas
de Exploración y Producción (E&P) y Refinación,
Transporte y Comercialización (RTC) serán las más
beneficiadas, con inversiones de US$ 8.248 y US$
9.851 millones, respectivamente, según informó la
agencia de prensa de Petrobras.
Gabrielli enfatizó durante el encuentro que la
Compañía ya había realizado, históricamente,
grandes inversiones en San Pablo y que esta participación va a aumentar sensiblemente durante los
próximos años a partir del desarrollo de la Cuenca
de Santos. En la actualidad, cerca del 43% de la refinación brasileña está concentrada en cuatro refinerías del estado de San Pablo: Revap, Replan, RPBC
y Recap. La Compañía también posee 2600 km de
ductos en San Pablo y está previsto un aumento de
la capacidad de provisión de gas en el estado, que
llegaría a alcanzar los 22,2 millones de m³ /día en
el 2013.
Por otro lado, durante la ceremonia de entrega
del navío de productos Celso Furtado, en el Astillero
Mauá (Río de Janeiro), la presidente de la República,
Dilma Roussef, volvió a asegurar que Petrobras continuará invirtiendo en la compra de equipos en Brasil a fin de satisfacer la demanda por navíos, plataformas y sondas, demanda que tenderá a aumentar
durante los próximos años. “Hoy estamos aquí
probando que los brasileños saben hacer navíos
y no vamos a permitir, en Brasil, que se exporten
empleos hacia otros países”. El navío de productos
Celso Furtado tiene un índice de contenido nacional
del 74%. La declaración fue realizada durante la ceremonia de entrega del navío de productos a Transpetro. El Celso Furtado es uno de los 49 petroleros
que se encomendaron a astilleros nacionales en el
marco del Programa de Modernización y Expansión
de la Flota de Transpetro (Promef). El navío tiene
una capacidad para transportar 56 millones de litros
de derivados de petróleo.
PANORÁMICA
La tarea de encontrar petróleo en aguas territoriales brasileñas, ya sea en el presal o en aguas rasas,
en campos ya explorados, se está convirtiendo en
un nuevo desafío para Petrobras. En la actualidad, la
empresa está en un proceso de búsqueda de acumulaciones de petróleo remanentes de pozos ya perforados, a través del recién creado Proyecto Varredura,
el cual ya ha permitido encontrar 122 M/b/d. Ese
total ha ayudado a la empresa a alcanzar el récord
previsto para fines del año 2011, 2,2 MM/b/día de la
producción.
7
Aumento del 15% en las ganancias líquidas
En el balance del tercer trimestre de la compañía, el cual fue divulgado en noviembre último, el
director Financiero y de RI de Petrobras, Almir Barbassa, anunció un aumento del 15% de las ganancias líquidas con relación al mismo período del año
pasado, totalizando R$ 28.264 millones, con un 7%
de aumento en la generación de caja, medida por
el EBITDA (Earnings Before Taxes, Depreciation y
Amortization).
La empresa informó que la producción de petróleo
y gas natural de Petrobras en Brasil alcanzó un promedio de 2.359.325 boed (barriles equivalentes de
petróleo por día) en octubre. Este volumen corresponde a un aumento del 3,3% en relación con el
mismo mes de 2010.
En los campos de la empresa ubicados en el exterior fueron producidos 247.594 boed, valor que elevó
la producción de Petrobras en octubre a 2.606.919
boed: un 2,9% superior a la del mismo mes del 2010.
La producción exclusiva de petróleo de los campos
nacionales llegó a 2.001.393 boed, un resultado un
3,2% mayor que el volumen extraído en octubre del
año pasado. La producción de gas natural de los
campos naturales alcanzó, en octubre, 56,9 MM/
m³/d, lo que señala un aumento del 3,8% en relación
al mismo mes del 2010.
Petrobras informó además que en el exterior la
producción alcanzó los 247.594 M/b/d (petróleo y
gas) en el mes de octubre: un índice un 3,8% superior
al presentado en septiembre del 2011. El aumento
tuvo lugar en función de la normalización de la producción de los campos de Akpo, en Nigeria, y de la
Cuenca Austral, en Argentina, además de la prueba
de producción del campo de Coulomb, en los Estados Unidos.
Se prevé un crecimiento de la cuenta en función
de la entrada en operación, en septiembre de este
año, del gasoducto Lula Mexilhão, con una capacidad para transportar hasta 10 MMm³ de gas natural
por día del presal; en virtud de la confirmación del
potencial de Franco, con la perforación del segundo
pozo en el área; y como resultado a la entrada en
operación de la P-56, el 15 de agosto de este año, la
cual produce 38,5 M/b/d con dos pozos productores. Según Barbassa, hacia finales del 2011 está previsto que la plataforma alcance aproximadamente el
80% de su capacidad total de 100 M/b/d. Barbassa
agregó que ha habido un reajuste del 10% en el precio de la gasolina y del 2% del diesel, en vigor desde
noviembre. La Compañía ha sido seleccionada, por
el sexto año consecutivo, para hacer parte del Índice
Dow Jones de Sustentabilidad, el índice de sustentabilidad más importante del mundo.
Producción de petróleo y gas
El Director Financiero y RI de Petrobras, Almir Barbassa, anuncia el balance del tercer trimestre.
8
Llega a Brasil la primera de cuatro naves para trabajar en los
bloques pré-sal de la “assignación onerosa” de Santos
En Río de Janeiro, Petrobras VLCC se convertirá en un FPSO, denominada P-74
Llegó a Río de Janeiro a finales de noviembre, el primer
VLCC (Very Large Crude Carrier) que va a operar en los
campos pré-sal de la “asignación onerosa” de la cuenca
de Santos. Petrobras compró el buque en Indonesia que
será sometido a una conversión del casco y transformado
en la FPSO P-74 (flotante de producción, almacenamiento
y descarga – sigla en Inglés), para operar en la cuenca
pre-sal de Santos. El FPSO, de nombre “Petrobras 74” se
instalará en la zona de Franco y debe tener la capacidad
para procesar 150 M/b/d.
Además de la P-74, otros tres buques vendrán de Malasia
y tendrán sus cascos convertidos para formar las unidades
que reciben las denominaciones P-75, P 76 y P-77. Todas
las conversiones se llevarán a cabo en el Astillero Inhaúma,
que ocupa las antiguas instalaciones del Astillero Ishibrás,
arrendado por Petrobras, en el puerto de Río de Janeiro.
De acuerdo a Petrobras, las obras para la construcción de
las plataformas de la “Cessão Onerosa” tendrán un alto
nivel de contenido nacional. La empresa ya está llamando
ofertas para estas obras de conversión. Se prevé la firma
de estes contratos durante en el primer semestre de
2012. Entre las empresas que probable competirán, que
forman parte de un grupo de 19 invitados por Petrobras,
están: Andrade Gutierrez, Keppel, Setal, Jurong y Estaleiro
Enseada do Paraguaçu (que está formado por Odebrecht,
OAS y UTC). El costo total de estas reformas y los ajustes
se estima al redor de US$ 2 mil millones, para la conversión
de los cuatro barcos. La entrega de las unidades debe
ocurrir entre 2015 y 2016.
“Cessão onerosa”
El programa de E&P de la “Cessão
Onerosa” (o cesión onerosa) se
refiere a un conjunto de bloques
exploratorios
ubicados
en
la
plataforma marítima de la Cuenca de
Santos, los cuales fueron transferidos
directamente por el Gobierno Federal
de Brasil a Petrobras mediante pago
directo y autorización al Gobierno a
suscribir acciones del capital social
de la Compañía e integrarlas con
títulos de la deuda pública mobiliaria
federal. Según lo establecido por la
Ley 12.276 de 30 de junio de 2010,
Petrobras tendrá el derecho a explorar
y explotar hasta 5 mil millones de
barriles equivalentes de petróleo en
estas áreas. En la propuesta de cesión
onerosa de derechos, no hay previsión
de pago de participaciones especiales
sobre los volúmenes producidos en
las áreas objeto del contrato de cesión
onerosa, pero el pago de las regalías
es mantenido según los mismos
estándares actualmente. Más sobre
la “Cessão Onerosa”, en http://bit.ly/
s2Db7f
9
Energia eólica para quem quiser comprar
Miassaba II, no Rio Grande do Norte, desenvolvido pela Bioenergy,
vai vender energia eólica no mercado livre brasileiro
O Operador Nacional do Sistema (ONS) e a Companhia
Energética do Rio Grande do Norte (Cosern) autorizaram a
entrada em operação, em teste, do primeiro parque eólico
destinado exclusivamente ao mercado livre no Brasil. O
parque de Miassaba II conta com nove aerogeradores da
GE, os primeiros a serem instalados no País, capazes de
gerar 14,4 MW, com investimentos de R$ 65 milhões.
ENERGIA ALTERNATIVA
A nova operação eólica foi oficialmente inaugurada em
dezembro, junto com o parque de Aratuá I, destinado ao
mercado cativo, que conta também com nove aerogeradores
GE, com potência e investimentos iguais ao do parque no
Ambiente de Comercialização Livre (ACL). “Somos a primeira
empresa a entregar megawatts de energia eólica nessa
modalidade, o que, por si só, assegura a nossa credibilidade”,
explica Sérgio Marques, presidente da Bioenergy.
Os projetos da Bioenergy vão alem do Rio Grande do
Norte. A empresa possui 15 projetos de usinas eólicas
no Maranhão. As iniciativas deverão movimentar
investimentos da ordem de R$ 2 bilhões. A companhia
já está há mais de dois anos realizando estudos de
medição de vento no estado, e constatou que o
potencial da região é forte. “Temos, no total, 50 projetos
previstos nessa unidade da federação”, complementa.
“Estamos bastante otimistas com o avanço da energia
verde no Brasil”, conclui.
Marques é um dos pioneiros em energia eólica no Brasil.
Começou como executivo da ABB Energy Ventures, para
depois arrematar a operação da multinacional em 2002 e
fundar a Bioenergy.
A Bionergy, fundada em 2002, foi uma das pioneiras
no Brasil em energia eólica. Conta, atualmente, com seis
empreendimentos contratados nos leilões de 2009, 2010
e 2011, assim como no mercado livre, os quais totalizam
144 MW de potência instalada e demanda investimentos
de cerca de R$ 570 milhões, todos localizados no Rio
Grande do Norte. No total, a empresa soma projetos
de mais de 1,5 mil MW de potência instalada, incluindo
as iniciativas no estado do Maranhão. Fonte: Retoque
Comunicação.
Air China realiza
primeiro teste de voo com
biocombustível
Nissan Leaf
integra posto do futuro da
Petrobras
Graças a um bem-sucedido trabalho de equipe da Air
China, PetroChina, Boeing e Honeywell UOP, o primeiro
teste de demonstração, na China, de voo de uma aeronave
abastecida com biocombustível de aviação foi realizado
a partir do Aeroporto Internacional de Pequim (Beijing
Capital International Airport) em 28 de outubro de 2011, com
base em uma cooperação na área de energia entre a China
e os Estados Unidos. Durante o voo de teste, realizado com
perfeição a partir desse aeroporto, o avião de passageiros
B747-400, que ainda estava em serviço, foi movido a
biocombustível de aviação produzido por um trabalho de
equipe entre a PetroChina e a UOP.
10 Oil & Gas Journal Latinoamericana
O Nissan Leaf, primeiro veículo 100% elétrico produzido
em larga escala no mundo, é um dos protagonistas do
projeto Posto do Futuro Petrobras, que foi inaugurado no
dia 13 de dezembro, na Barra da Tijuca, no Rio de Janeiro
(RJ).
Fruto de uma parceria entre a Petrobras e a Intel, o
Posto do Futuro reúne as mais novas tecnologias em
interatividade com o consumidor, eficiência energética
e sustentabilidade ambiental aplicadas às atividades de
abastecimento, conveniência e outros serviços agregados
ao varejo em postos de serviços.
Energía eólica para quién quiera comprar
Miassaba II, en Río Grande do Norte, desarrollado por Bioenerg y,
va a vender energía eólica en el mercado abierto de Brasil
Marques es uno de los pioneros en energía eólica en
Brasil. Comenzó como un ejecutivo de ABB Energy Ventures,
y luego adquirió la operación multinacional en 2002 y fundó
Bioenergy.
Air China hace el primer
vuelo de prueba con
biocombustible
Gracias a un exitoso trabajo en conjunto de Air China,
PetroChina, Boeing y UOP de Honeywell, se llevó a cabo
por primera vez en China una prueba de demostración,
volando en un avión cargado con biocombustible de aviación,
desde el Aeropuerto Internacional de Pekín (Beijing Capital
International Airport) el 28 de octubre de 2011, sobre la base
de la cooperación en energía entre China y Estados Unidos.
Durante el vuelo de prueba, realizado a la perfección desde
este aeropuerto, el avión de pasajeros B747-400, que aún está
en servicio, ha volado movido a biocombustible de aviación
producido por PetroChina y UOP.
La Bioenergy, fundada en 2002, fué pionera en
energía eólica en Brasil. En la actualidad, cuenta con
seis haciendas eólicas contratadas con el Gobierno
Federal de Brasil en las subastas de 2009, 2010 y 2011,
y contratos en el mercado libre, con un total de 144
MW de capacidad instalada y inversiones estimadas
alrededor de 570 millones de reales, todos ubicados
en Rio Grande do Norte. En total, la compañía tiene
proyectos en más de 1500 MW de capacidad instalada,
incluyendo las iniciativas en el estado de Maranhão.
Nissan Leaf es parte de gasolinera
del futuro de Petrobras
Nissan Leaf, el primer vehículo 100% eléctrico producido
a gran escala en el mundo, es uno de los protagonistas
del proyecto Gasolinera del Futuro Petrobras, que ha sido
inaugurado el 13 de diciembre, en Barra da Tijuca, Rio de
Janeiro (RJ).
El proyecto resulta de una alianza entre Petrobras e
Intel, y reúne la última tecnología en la interactividad con
el consumidor, la sostenibilidad ambiental y la eficiencia
energética aplicadas a las actividades de distribución de
combustibles, comércio de conveniencia y otros servicios
presentes en estaciones de servicio.
ENERGÍA ALTERNATIVA
La operación se inauguró oficialmente en diciembre, junto
con el parque Aratuá I, destinado al mercado regulado, que
también cuenta con nueve aerogeneradores de GE, con
el potencia y inversión equivalentes. “Somos la primera
compañía en ofrecer megavatios de energía eólica de este
modo, lo que garantiza nuestra credibilidad”, explica Sergio
Marques, presidente de Bioenergy.
La compañía cuenta con otros 15 proyectos de
parques eólicos en el estado de Maranhão. Las
iniciativas deben representar una inversión de 2 mil
millones de reales. La compañía ya lleva más de dos
años conduciendo estudios de medición de viento en
aquél estado, y se encontró que el potencial de la región
es fuerte. “Tenemos un total de 50 proyectos planeados
para esta unidad de la federación”, añade. “Estamos
muy optimistas sobre el avance de la energía verde en
Brasil”, concluye.
El operador nacional del sistema de transmissión de energía
de Brasil (ONS) y la empresa distribución de electricidad
del estado de Rio Grande do Norte (COSERN) autorizaron
la entrada en funcionamiento, a prueba, del primer parque
eólico exclusivamente dedicado al mercado libre del Brasil. El
parque Miassaba II cuenta con nueve turbinas eólicas de GE,
las primeras que se instalan en el país, capazes de generar
14.4 MW trás inversiones de 65 millones de reales.
11
Argentina, Bolívia e Venezuela:
o dilema entre intervencionismo e
investimento
Exclusivo - Daniel Barneda (Buenos Aires)
As políticas energéticas organizadas pelos governos
da Argentina, Bolívia e Venezuela as quais propõem
forte intervencionismo do Estado e a aplicação de
significativos subsídios, não conseguem seduzir capitais
estrangeiros para investir em projetos de petróleo, gás
e/ou energia elétrica. Na última década, a incerteza do
setor privado continua girando em torno da falta de
regras claras e de segurança jurídica.
DESTINO REGIONAL
Bolívia: reivindicam mais investimentos
No começo de 2011, os empresários da Bolívia
exigiram do governo de Evo Morales maior investimento
em hidrocarburetos, destacando que a diminuição das
reservas de gás poderia gerar uma crise energética no
país em 2016.
“Nos próximos quatro anos, não acredito que existirão
problemas econômicos pela venda dos rendimentos
das exportações para o Brasil e para a Argentina, cujos
volumes aumentaram notavelmente. Entretanto, a
partir de 2015 mais ou menos, a viabilidade econômica
de longo prazo será muito mais complicada”, explicam
os especialistas.
A Câmara de Hidrocarbonetos da Bolívia alertou em
um documento que os campos petrolíferos bolivianos,
cuja produção mostrou uma queda sustentada nos
últimos dez anos até chegar a cerca de cinco mil barris
por dia, podem se esgotar em cinco ou seis anos se não
forem feitos investimentos em exploração.
Em 2006, a produção petrolífera situou-se em 10.205
barris diários, entretanto baixou em 2010 para 4.959
barris, enquanto que a demanda interna beira os 35
mil barris e é suprida com importações de gasolina
e diesel da Venezuela e Argentina, principalmente.
A YPFB anunciou que em 2011 foram programados
investimentos de 1.751 bilhões de dólares no setor,
assim como a execução de um plano de investimentos
de 1.531 bilhões de dólares destinados à exploração até
2015.
O presidente da Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, admitiu justamente
que o país vive sob um descuido de investimentos
desde 2009. Por sua vez, os ex-ministros de
Hidrocarbonetos, Luis Vincenti e Jorge Tellez, advertiram
que a nacionalização dos hidrocarbonetos na Bolívia
interrompeu os investimentos das empresas petrolíferas
estrangeiras nos últimos anos.
Parece que a falta de interesse das empresas
petrolíferas em investir na Bolívia ocorre devido à
insegurança jurídica e ao baixo custo de remuneração,
o que fez com que essas empresas realizassem
investimentos no Peru e no Brasil. Soma-se a isto, a
demora na entrega das reservas de gás por parte do
Ministério de Hidrocarbonetos e da estatal petrolífera,
o que também gerou incertezas nas companhias para
efetuar investimentos em perfuração e exploração.
Através de um estudo realizado pelo Centro de
Documentación e Información Bolivia, foi publicado
que as reservas de gás na Bolívia – calculadas entre
8 e 12 trilhões de pés cúbicos (TCF) – são super
exploradas e que foram consumidos campos que
estavam destinados ao abastecimento por mais 24
anos. Devido às reservas de gás, planejam-se programas
de exploração que são justificados. O governo boliviano
destacou, entretanto, que as cifras sobre as reservas
bolivianas de hidrocarbonetos foram aumentadas
pelas administrações anteriores. Especialistas no tema
concebem a hipótese de que as reservas realmente
existiam, mas que desapareceram devido a uma
exploração irracional.
Como se não bastasse, o déficit na geração de
energia elétrica já obrigou os empresários a adquirir
seus próprios equipamentos geradores de energia.
O Mercado Eléctrico Mayorista Boliviano está em
funcionamento desde maio de 1996 quando foi formado
com a participação de quatro geradores, um transmissor
e seis distribuidoras. A oferta de capacidade então foi
de 687 MW com uma produção total de 2.889 GWk. A
demanda máxima de potência alcançou 544 MW. No
ano de 2011, a oferta total de capacidade de geração
alcançou 1.267 MW, ou seja, em um período de quinze
anos foi registrado um aumento de 84%. Entretanto,
a produção de energia elétrica prevista para o ano de
2011 alcançará um valor de 6.369 GWh que representa
um aumento de 120% em relação ao ano de 1996. A
demanda máxima de potência estimada para 2011 é de
1.089 MW o que representa um aumento de 99 % em
relação ao ano de 1996. O próprio Evo Morales admitiu
a gravidade da situação e pediu para que a população
faça um uso “racional e eficiente” da eletricidade para
evitar possíveis apagões.
Segundo dados fornecidos pela YPFB, já foi iniciado
um plano agressivo de exploração que se estenderá
até o ano de 2020 e que prevê que seja adicionado às
reservas de gás natural cerca de 7,79 trilhões de pés
cúbicos (TCF). Serão adicionados, além disso, 117,31
milhões de barris (MMBbl) de condensado e 29,39
MMBbl de petróleo. Estima-se um investimento de
1.073 bilhões de dólares.
O Programa de Investimentos 2011 assinala - além
disso - que as operadoras privadas investirão US$110,9
milhões em perfuração e US$561,5 milhões em
exploração de hidrocarbonetos.
Em relação aos projetos do Plano de Investimentos
2009 – 2015 pode-se destacar os mais importantes;
entre eles está a incorporação de 18 milhões de metros
cúbicos dia de Gás Natural a partir do ano 2014 como
resultado de um novo Plano de Desenvolvimento
no bloco Caipipendi que, no ano indicado e
posteriormente, significará quase 25% da produção
total nacional, com efeitos positivos na produção
de líquidos, cumprimento de mercados internos e de
exportação e a captação de investimentos. Isto será
possível a partir de um investimento intensivo de U$S
1.600 MM no qüinqüênio 2010-2014. No Upstream, no
ano de 2015, está previsto um investimento de U$S
5.333 MM, U$S. 4149,3 MM em exploração e U$S 1.184
MM em perfuração. O investimento em perfuração tem
como objetivo incrementar reservas certificadas de
hidrocarbonetos e a produção em volumes importantes
a partir do ano de 2014; entretanto, o salto qualitativo
nesta atividade hidrocarburífera deve ocorrer a partir de
um plano específico que garanta nos próximos cinco
anos um investimento suficiente para aumentar as
reservas certificadas de hidrocarbonetos em direção a
uma meta de 50% de acréscimo.
Venezuela e a fraqueza de seu sistema elétrico
A Venezuela, o principal exportador de petróleo da
América do Sul, não encontra solução para a fraqueza
de seu sistema elétrico que opera no limite há vários
anos. Em janeiro de 2011, o presidente Hugo Chávez
havia dado como superada a crise elétrica, porém os
problemas persistem. Os problemas no setor, que
foi nacionalizado em 2007, originam-se da falta de
investimentos ao longo dos anos, concordam analistas,
e residem não apenas na geração de energia, mas
também em falhas na transmissão e distribuição. O
aumento da demanda, que cresceu de 12.000 para
18.000 megawatts na última década, também tem
contribuído para que o sistema elétrico venezuelano
opere no limite.
O governo, que mantém as tarifas elétricas subsidiadas
há dez anos e descarta aumentá-las, tem uma previsão
de aumento de 9.000 megawatts à oferta energética até
o final de 2012. Entretanto, de acordo com as cifras da
Oficina de Operación de Sistemas Interconectados, o
governo de Chávez completou menos da metade dos
investimentos em geração termoelétrica planejados em
Gasoduto em construção na Bolívia
13
2005 e o clima de insegurança jurídica não estimula a
chegada de novos investimentos. O certo é que, durante
2011, devido à crise e ao déficit de energia elétrica, a
Venezuela tem importado eletricidade da Colômbia.
natural alcançou 6 mil 961 milhões de pés cúbicos por
dia. Para 2030, o desenvolvimento da Faixa Petrolífera
do Orinoco permitirá a incorporação de 3,8 milhões de
barris diários (MMBD) de produção.
No setor de petróleo, o cenário é ambicioso. A PDVSA
investirá 212.600 bilhões de dólares entre 2011 e 2021.
O dado foi fornecido pela Embaixada da República
Bolivariana da Venezuela na Argentina. A estatal
venezuelana informou que os recursos destinados a
atividades medulares se distribuirão em: Exploração e
Produção (21%); Faixa Petrolífera do Orinoco (26%); Gás
(21%); Refino Nacional (13%); Refino Internacional (6%),
entre outros. A Petróleos de Venezuela S.A. fechou o
ano de 2010 com 94.929 bilhões de dólares de renda
bruta, 28,59% a mais que em 2009 (73.819 bilhões
de dólares). O patrimônio da estatal venezuelana
passou de 38,056 bilhões de dólares em 2000 para
75,314 bilhões de dólares em 2010, o que significa
um crescimento de 105%. Este nível de renda permitiu
que a PDVSA alavancasse suas operações e apoiasse o
Desenvolvimento Social na Venezuela.
Para o período de 2011 a 2015, as principais metas
contemplam: incrementar a capacidade de produção
de cru até 4,15 milhões de barris diários; elevar a
capacidade instalada de refinamento até 3,5 milhões de
barris diários e exportar um volume de crus e produtos
de quatro milhões de barris diários, potencializando o
desenvolvimento das imensas reservas de crus pesados
e extrapesados e de gás natural com os quais conta a
Venezuela.
Em cumprimento à política de preços estabelecida
na Organização de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP), a produção média da PDVSA para o ano de
2010 foi de 2 milhões e 975 mil barris diários e a de gás
A demanda interna energética em crescimento
sustentado, a forte dependência da matriz energética
argentina dos hidrocarbonetos (88% de toda energia
primária que consumimos é petróleo e gás natural), a
diminuição alarmante das reservas de hidrocarbonetos
nos últimos oito anos que implica em uma perda de
capital fixo que em valor de substituição supera 100
bilhões de dólares, a diminuição no investimento
exploratório de risco a níveis menores que 50 % aos
realizados nas décadas anteriores, os investimentos
públicos e privados insuficientes para abastecer
a demanda energética em todas as categorias, as
tarifas congeladas que subsidiam o consumo de toda
a população em vez de focar somente na população
carente engrossam uma lista de assuntos pendentes
que o próximo governo deverá resolver.
Argentina: política energética sob a mira
A Argentina apresenta em seu setor energético um
conjunto de problemas sem solução. Esses problemas
sem dúvida acompanharão a gestão de Cristina
Fernández de Kirchner, recentemente reeleita como
presidente do país até 2015.
Segundo um documento apresentado em junho de
2011, que leva a assinatura de oito ex-Secretários de
Energia da Argentina (Emilio Apud, Julio César Araoz,
Enrique Devoto, Roberto Echarte, Alieto Guadagni, Jorge
Lapeña, Daniel Montamat, Raúl Olocco), a diminuição
crônica da produção de hidrocarbonetos de nosso país,
em um contexto regional onde a maioria dos países
latino-americanos a aumenta, tem como causa direta a
queda das reservas que ocorreu nos últimos anos e que
Os investimentos para o setor de refino foram praticamente nulos, no período Kirchner.
o governo nacional agravou. A diminuição das reservas
está associada à falta de investimento de risco; por sua
vez, o investimento de risco insuficiente, à falta de uma
política pública adequada.
Entre 2002 e 2009, pela diminuição do estoque
de reservas de petróleo e gás natural, a Argentina se
descapitalizou em mais de 100 bilhões de dólares em
valores de substituição atuais.
O desenvolvimento de jazidas Tight Gas e Shale Gas é
uma boa notícia que abre uma nova fronteira tecnológica
e estimula expectativas sobre as potencialidades
geológicas do país. Entretanto, o relato oficial com os
anúncios realizados nos últimos meses leva a confusões
entre recursos e reservas provadas e induz a população
a acreditar que a recuperação das reservas e a produção
de petróleo e gás argentinos serão imediatas. Não é
assim: os recursos não convencionais de petróleo e gás,
tanto para a exploração como para desenvolvimento e
produção, requerem tecnologia mais complexa e mais
custosa que as requeridas pelas tarefas convencionais.
É necessário evidenciar que a falta de equipamentos
especiais é uma limitação para somar perfurações.
A Argentina, que em 2006 tinha um saldo comercial
positivo para o setor energético de 5,6 bilhões de
dólares, terminará 2011 com um saldo negativo estimado
de 3 bilhões de dólares. As importações crescerão
muito mais nos próximos anos, tanto em volume como
em preço; os preços internos da energia deprimidos
estimularão, por sua vez, o crescimento já insustentável
dos subsídios energéticos que comprometerão recursos
fiscais em uma porcentagem elevada do PIB.
A dependência de importações mais caras tem seu
correspondente em subsídios mais onerosos para
sustentar preços e tarifas internas que não recuperam
custos. Esses subsídios energéticos que no ano
passado ascenderam a 26 bilhões de pesos, este ano
podem chegar a duplicar, considerando o que ocorreu
no primeiro trimestre.
Durante o período de Néstor Kirchner e Cristina
Fernández de Kirchner (2003 até atualmente), foram
realizadas várias obras, como oleodutos e gasodutos,
para o transporte de petróleo e gás. Entretanto, os
investimentos para a exploração e produção de novos
recursos petrolíferos foram escassos e as promessas de
investimento para a ampliação do setor de refinação
foram praticamente nulas, a tal ponto que tanto a
Petrobrás como a ESSO preferiram vender suas unidades
de negócio antes de fazer frente aos investimentos
necessários para melhorar a qualidade de combustíveis.
Nos últimos anos, as quinze províncias petrolíferas
outorgaram 166 concessões a investidores privados que
se comprometeram a investir em tarefas exploratórias
algo em torno de U$S 1,7 bilhões. A questão é
que mais da metade dessas concessões (95) foram
outorgadas a empresas sem muita experiência técnica
na área petrolífera. Nessas áreas concedidas não foi
concretizado até o presente nenhum descobrimento
porque na maioria delas não foram realizados
investimentos sérios ainda.
Nas últimas décadas, distingue-se claramente no
período entre 1990 e 1998 que a produção aumentou
em cerca de 75,3 %, sendo que em 1998 o nível de
produção de 49,831 milhões de m3 foi o maior de toda
história da Argentina. A partir desse ano começou um
período que já leva doze anos consecutivos de declínio.
A cada ano se produz menos que no ano anterior,
chegando ao ano de 2010 com uma produção de 35,365
milhões de m3, quase 30% menos que em 1998.
No caso do gás, a produção vinha crescendo todos
os anos desde 1990 até o ano de 2004, passando nesse
período de 23.000 de m3 a 52,4, ou seja, um aumento
de 127,8 %. No ano de 2004, alcançou o nível máximo
e, a partir do mesmo, a produção começou a cair todos
os anos, ficando em 45,7 milhões de m3.
O outro problema associado é a qualidade de crus
processados; para otimizar seu funcionamento e
maximizar a produção de diesel ou naftas (gasolina),
as refinarias realizam diferentes “blending” de crus.
Assim como em 1998 se maximizava a gasolina, agora
se maximiza diesel.
A falta de investimento em exploração fica evidente
quando observamos que durante os anos 80 foram
perfurados uma média de 116 poços exploratórios
por ano. A perfuração média anual durante os anos 90
alcançou 103 poços exploratórios e chegou a seu maior
valor no ano de 1995 com 165 postos. É interessante
registrar que o preço médio do petróleo (WTI) durante
essa década ficava em um valor médio de 18 dólares o
barril. Durante a última década a média foi de 49 poços
exploratórios.
Se a tendência persistir, ainda admitindo no futuro
um crescimento econômico moderado de cerca de
3% acumulado anual, o déficit do balanço comercial
energético está projetado em 20 bilhões de dólares até
o ano de 2025.
Para aumentar a exploração e descobrir novas reservas,
para desenvolver os recursos não convencionais e
reverter a queda produtiva, para ampliar a capacidade
de refinamento e para incorporar entre 1000 e 1200
MW de potência por ano diversificando as fontes de
geração, a Argentina necessitará de 10 bilhões de
dólares por ano. Uma cifra praticamente inalcançável,
levando em consideração que a atual política energética
dificilmente sofrerá variações.
15
Argentina, Bolivia y Venezuela:
el dilema de la intervención
y la inversión
Exclusivo - Daniel Barneda (Buenos Aires)
Las políticas energéticas instrumentadas por los gobiernos de Argentina, Bolivia y Venezuela, que proponen
un fuerte intervencionismo del Estado y la aplicación
designifictaivos subsidios, no logran seducir a capitales
extranjeros para invertir en proyectos de petróleo, gas
y/o energía eléctrica. En los última década la incertidumbre del sector privado sigue girando en torno a la falta
de reglas claras y de seguridad jurídica.
DESTINO REGIONAL
Bolivia: reclaman mayor inversión
A principios de 2011 los empresarios de Bolivia
exigían al gobierno de Evo Morales mayor inversión en
hidrocarburos al señalar que la disminución de reservas
de gas podía generar una crisis energética en el país
en 2016.
“En los próximos cuatro años no creo que existan
problemas económicos por la venta de ingresos de las
exportaciones a Brasil y Argentina, cuyos volúmenes se
incrementarán notablemente. Sin embargo a partir de
2015, más o menos, la viabilidad económica de largo
plazo es mucho más complicada”, explican los expertos.
La Cámara de Hidrocarburos de Bolivia alertó en un
documento que los campos petroleros bolivianos, cuya
producción mostró una baja sostenida en los últimos
10 años hasta situarse en unos 5.000 barriles por día,
pueden agotarse en cinco o seis años si no se realizan
inversiones en exploración.
La producción petrolera se situó en 2006 en 10.205
barriles diarios, sin embargo ésta descendió en 2010 a
4.959 barriles, mientras que la demanda interna bordea
los 35.000 barriles, que son cubiertos con importaciones
en gasolina y diesel de Venezuela y Argentina, principalmente. YPFB anunció que en 2011 se programaron
inversiones por 1.751 millones de dólares en el sector,
así como la ejecución un plan de inversiones por 1.531
millones de dólares destinados a la exploración hasta
2015.
Precisamente el presidente de Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, admitió que el
país vive un descuido de inversiones desde 2009. Por su
parte, los ex ministros de Hidrocarburos, Luis Vincenti
y Jorge Tellez, advirtieron que la nacionalización de los
hidrocarburos en Bolivia frenó las inversiones de las
empresas petroleras extranjeras en los últimos años.
Tal parece la falta de interés de las empresas petroleras
de invertir en Bolivia se da por la inseguridad jurídica y
por el bajo costo de remuneración, lo que las llevó a
realizar inversiones en Perú y Brasil. A esto se suma la
demora en la entrega de las reservas de gas por parte
del Ministerio de Hidrocarburos y la estatal petrolera,
que también generó una incertidumbre en las compañías
para efectuar inversiones en exploración y explotación.
Un estudio realizado por el Centro de Documentación
e Información Bolivia arrojó que las reservas de gas en
Bolivia –calculadas entre8 y 12 trillones de pies cúbicos
(TCF)- son sobreexplotadas y que se consumieron campos que estaban destinados a abastecer por 24 años más.
En función a las reservas de gas se plantea programas de
exploración justificados. El gobierno bolivianosubrayó,
sin embargo, que las cifras sobre las reservas bolivianas
de hidrocarburos fueron infladas por las administraciones
anteriores. Especialistas en el tema plantean la hipótesis
de que las reservas sí existieron, pero las hicieron desaparecer con una explotación irracional.
Como si esto no alcanzara, el déficit en la generación
de energía eléctrica ya obligó a los empresarios a adquirir
sus propios equipos generadores de energía. El Mercado
Eléctrico Mayorista Boliviano está en funcionamiento
desde mayo de 1996 cuando se conformó con la participación de 4 Generadoras, 1 transmisora y 6 Distribuidoras. La oferta de capacidad entonces fue de 687 MW con
una producción total de 2,889 GWh. La demanda máxima
de potencia alcanzó a 544 MW. Al año 2011, la oferta total
de capacidad de generación alcanza a 1,267 MW, es decir
que en un período de 15 años se ha registrado un incremento de 84%. Sin embargo, la producción de energía
eléctrica prevista para este 2011 alcanzará un valor de
6,369 GWh, que representa un incremento de 120% en
relación al año 1996. La demanda máxima de potencia
estimada para el 2011 es de 1,089 MW que representa
un incremento de 99 % en relación al año 1996.El propio
Evo Morales admitió la gravedad de la situación y pidió
a la población hacer un uso “racional y eficiente” de la
electricidad para evitar posibles apagones
Según datos aportados por YPFB ya se puso en marcha
un plan agresivo de exploración que se extenderá hasta
el año 2020 y que prevé adicionar a las reservas de gas
natural alrededor de 7,79 trillones de pies cúbicos (TCF).
Se adicionarán, además, 117,31 millones de barriles
(MMBbl) de condensado y 29,39 MMBbl de petróleo. Se
estima una inversión de 1.073 millones de dólares.
El Programa de Inversiones 2011 señala- además- que
las operadoras privadas invertirán US$110,9 millones en
exploración y US$561,5 millones en explotación hidrocarburífera.
En cuanto a los proyectos del Plan de Inversiones
2009 – 2015 de YPFB Corporación, se pueden destacar
los más importantes, entre ellos está la incorporación
de 18 millones de metros cúbicos día de Gas Natural a
partir del año 2014 como resultado de un nuevo Plan de
Desarrollo en el bloque Caipipendi, que en el indicado
año y en forma posterior significará casi el 25% de la
producción total nacional, con los efectos positivos en
la producción de líquidos, el cumplimiento de mercados
interno y de exportación y la captación de ingresos,
lo cual será posible a partir de una inversión intensiva
aproximada de U$S 1.600 MM en el quinquenio 20102014. En el Upstream, al año 2015, se prevé una inversión
de U$S 5.333 MM, U$S. 4149,3 MM en explotación y U$S
1.184 MM en exploración. La inversión en exploración
tiene por objeto incrementar reservas certificadas de
hidrocarburos y producción, en volúmenes importantes
a partir del año 2014; sin embargo, el salto cualitativo
en esta actividad hidrocarburífera debe darse a partir de
un plan específico que en los próximos 5 años garantice
una inversión suficiente para aumentar las reservas
certificadas de hidrocarburos hacia una meta de 50 por
ciento de incremento.
en la generación de energía, sino también en fallas en la
transmisión y distribución. El aumento de la demanda,
que creció de 12.000 a 18.000 megavatios en la última
década, también ha contribuido para que el sistema
eléctrico venezolano opere al límite.
El gobierno, que mantiene subsidiadas las tarifas
eléctricas desde hace 10 años y descarta incrementarlas,
tiene previsto aumentar en 9.000 megavatios la oferta
energética para fines de 2012. Sin embargo, de acuerdo
a cifras de la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados, el gobierno de Chávez completó menos de la
mitad de las inversiones en generación termoeléctrica
planeadas en 2005 y el clima de inseguridad jurídica no
alienta la llegada de nuevas inversiones. Lo cierto es que
durante 2011a causa de la crisis y déficit de energía eléctrica, Venezuela hoy importa electricidad desde Colombia.
En Oil& Gas el escenario es ambicioso.PDVSA invertirá
212.600 millones de dólares entre 2011-2021. El dato fue
suministrado por laEmbajada de la República Bolivariana
de Venezuela en Argentina. La estatal venezolana informó
que los recursos destinados a actividades medulares se
distribuirán en: Exploración y Producción (21%); Faja
Petrolífera del Orinoco (26%); Gas (21%); Refinación Nacional (13%); Refinación Internacional (6%); entre otras.
Venezuela y la debilidad de su sistema eléctrico
Venezuela, el principal exportador de petróleo de Sudamérica, no le encuentra solución a la debilidad de su
sistema eléctrico que opera desde hace años al límite.
En enero de 2011 el presidente Hugo Chávez había
dado por superada la crisis eléctrica, pero los problemas
persisten. Los problemas en el sector, que fue nacionalizado en 2007, se originan en la falta de inversiones a lo
largo de los años, coinciden analistas, y radica no sólo
La producción petrolera boliviana bajó de 10.205 barriles
Outubro/Novembro/Dezembro
• Octubre/Noviembre/Diciembre
2011
diários en 2006 para 4.959 barriles
diários en 2010.
17
Petróleos de Venezuela S.A. cerró el
año 2010 con 94.929 millones de
dólares de ingresos brutos, 28,59%
más que en 2009 (73.819 millones de
dólares). El patrimonio de la estatal
venezolana pasó de 38.056 millones
de dólares en 2000, a 75.314 millones
de dólares en 2010, lo que significa
un crecimiento de 105%. Este nivel de
ingreso permitió a PDVSA el apalancamiento de sus operaciones y el apoyo
al Desarrollo Social de Venezuela.
En cumplimiento de la política
de precios, establecidas en la Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP), la producción
promedio de PDVSA para el año 2010
fue de 2 millones 975 mil barriles
diarios y la de gas natural alcanzó 6
mil 961 millones de pies cúbicos por
día.Para 2030, el desarrollo de la Faja
Petrolífera del Orinoco permitirá la
incorporación de 3,8 Millones de Barriles Diarios (MMBD) de producción.
Para el período 2011- 2015 las
principales metas contemplan: incrementar la capacidad de producción de crudo hasta 4,15 millones de
barriles diarios; elevar la capacidad
instalada de refinación hasta 3,5 millones de barriles diarios y exportar
un volumen de crudos y productos
de 4 millones de barriles diarios,
potenciando el desarrollo de las inmensas reservas de crudos pesados
y extrapesados y gas natural con los
que cuenta Venezuela.
En Argentina, la falta de equipos especiales es una limitación para sumar perforaciones
Argentina presenta en su sector energético un conjunto de problemas irresueltos. Estos problemas sin
duda acompañarán la gestión de Cristina Fernández de
Kirchner, recientemente reelecta como presidenta de ese
país hasta el año 2015.
niveles menores al 50% a las realizadas en décadas anteriores; inversiones públicas y privadas insuficientes para
abastecer la demanda energética en todos los rubros;
tarifas congeladas que subsidian el consumo de toda
la población en vez de focalizarse solo en la población
careciente; engrosan una lista de asuntos pendientes que
deberá resolver el próximo gobierno.
Demanda interna energética en crecimiento sostenido;
fuerte dependencia de la matriz energética argentina de
los hidrocarburos (el 88% de toda la energía primaria que
consumimos es petróleo y gas natural); disminución alarmante de las reservas de hidrocarburos en los últimos 8
años que implican una pérdida de capital fijo que a valor
de reposición supera los 100.000 millones de dólares;
disminución en la inversión exploratoria de riesgo a
Según un documento presentado en junio de 2011
que lleva la firma de 8 ex secretarios de Energía de la
Nación Argentina (Emilio Apud; Julio César Araoz; Enrique Devoto; Roberto Echarte; Alieto Guadagni; Jorge
Lapeña; Daniel Montamat; Raúl Olocco), la disminución
crónica de la producción de hidrocarburos de nuestro
país, en un contexto regional donde la mayoría de los
países latinoamericanos la aumenta, tiene como causal
Argentina: política energética bajo la lupa
directa la caída de las reservas que se ha dado en los
últimos años y que el gobierno nacional ha agravado. La
disminución de las reservas está asociada a la falta de
inversión de riesgo; y a su vez la insuficiente inversión
de riesgo, a la falta de una política pública adecuada.
Entre 2002 y 2009 por disminución del stock de
reservas de petróleo y gas natural, la Argentina se ha
descapitalizado en más de 100 mil millones de dólares
a valores de reposición actuales.
El desarrollo de yacimientos Tight Gas y Shale Gas
es una buena noticia que abre una nueva frontera tecnológica y alienta expectativas sobre las potencialidades
geológicas del país. Pero el relato oficial con los anuncios realizados en los últimos meses lleva a confundir
recursos con reservas probadas e induce a la población
a creer que la recuperación de las reservas y la producción de petróleo y gas argentinos serán inmediatas. No
es así, los recursos no convencionales de petróleo y gas
tanto para la exploración como desarrollo y producción
requieren de tecnología más compleja y más costosa
que las requeridas por las labores convencionales. Es
necesario poner de manifiesto que la falta de equipos
especiales es una limitación para sumar perforaciones.
Argentina que en 2006 tenía un saldo comercial positivo para el sector energético de 5600 millones de dólaresterminará 2011 con un saldo negativo estimado de
3000 millones de dólares. Las importaciones crecerán en
los próximos años mucho más tanto en volumen como
en precio y los precios internos de la energía deprimidos
alentarán por su parte el crecimiento ya insostenible de
los subsidios energéticos que comprometerán recursos
fiscales en un porcentaje elevado del PBI.
En tanto, la dependencia de importaciones más
caras tiene su correlato en subsidios más onerosos para
sostener precios y tarifas internos que no recuperan
costos. Esos subsidios energéticos que el año pasado
treparon a 26.000 mil millones de pesos, este año pueden llegar a duplicarse considerando lo sucedido en
el primer trimestre.
Durante el periodo de Néstor Kirchner y Cristina
Fernández de Kirchner (2003-actualidad), se realizaron
varias obras como oleoductos y gasoductos para el
transporte de petróleo y gas. Sin embargo las inversiones
para la exploración y producción de nuevos recursos
petroleros fueron escasas y las promesas de inversión
para la ampliación del sector refinación, prácticamente
nulas, a tal punto que tanto Petrobras como ESSO
prefirieron vender sus unidades de negocio antes de
hacer frente a las inversiones obligadas para mejorar la
calidad de combustibles.
En los últimos años las 15 provincias petroleras han
otorgado 166 concesiones a inversores privados, que
se comprometieron a invertir en tareas exploratorias
algo más de U$S 1700 millones. El caso es que más de
la mitad de estas concesiones (95) fueron otorgadas
a empresas sin demasiada experiencia técnica en el
área petrolera. En esas áreas concesionadas no se ha
concretado hasta el presente ningún descubrimiento,
porque en la mayoría de ellas no se han realizado inversiones comprometidas todavía.
En las últimas dos décadas se distingue claramente
en el periodo 1990-1998 que la producción aumentó
en un 75,3 % siendo 1998 el nivel de producción de
49,831 millones de m3; el mayor de toda la historia
argentina. A partir de ese año comenzó un periodo que
ya lleva 12 años consecutivos de declinación. Cada año
se produce menos que en el año anterior llegando al
año 2010 una producción de 35,365 millones de m3
casi un 30% menos que en 1998.
En el caso del gas, la producción vino creciendo
todos los años desde 1990 hasta el año 2004, pasando
en ese período de 23 miles de m3 a 52,4 es decir un
aumento del 127,8 %. En el año 2004 alcanzó el máximo
nivel y a partir del mismo la producción comenzó a
caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3.
El otro problema asociado es la calidad de crudos
procesados, las refinerías para optimizar su funcionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas
realizan distintos blending de crudos, así como en el
1998 se maximizaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil.
La falta de inversión en exploración resulta evidente
cuando vemos que durante los años 80 se perforaron
en promedio 116 pozos exploratorios por año. La perforación promedio anual durante los años 90 alcanzó
los 103 pozos exploratorios y llegó a su mayor valor en
el año 1995 con 165 pozos. Es interesante consignar
que el precio promedio del petróleo (WTI) durante esa
década se ubicaba en un valor promedio de 18 dólares
el barril. Durante la última década el promedio es de
49 pozos exploratorios.
De persistir la tendencia, aun asumiendo a futuro un
crecimiento económico moderado de un 3% acumulado
anual, el déficit del balance comercial energético se
proyecta en 20.000 millones de dólares hacia el 2025.
Para aumentar la exploración y descubrir nuevas
reservas, para desarrollar los recursos no convencionales y revertir la caída productiva, para ampliar la
capacidad de refinación, y para incorporar entre 1000 y
1200 MW de potencia por año diversificando las fuentes
de generación, Argentina requerirá de 10.000 millones
de dólares al año. Una cifra prácticamente inalcanzable
teniendo en cuenta que la actual política energética
difícilmente sufra variaciones.
19
OGX: totaliza no Brasil R$ 6,8 bilhões
e conta os dias para o primeiro barril
A OGX fechou o terceiro trimestre com investimentos
de R$ 2,2 bilhões em exploração e produção (E&P) no Brasil
em 2011. Atualmente, a companhia possui nove sondas
de perfuração contratadas e mais de 6.000 funcionários
envolvidos em suas atividades, dos quais 305 próprios.
MERCADO
“O período foi marcado pela intensa execução nas
operações da companhia, com importantes avanços
rumo ao primeiro óleo, início do desenvolvimento na
bacia do Parnaíba e resultados representativos nos testes
da bacia de Santos. Ainda no âmbito exploratório, foram
confirmadas as extensões e características de acumulações
descobertas. Rumo ao início de uma robusta geração de
caixa, assinamos contrato de comercialização de nossa
primeira carga com a Shell, atestando a qualidade do óleo
de Waimea”, destaca Paulo Mendonça, Diretor Geral e de
Exploração da OGX.
A empresa informou também que neste trimestre
continuou focada na campanha exploratória na bacia de
Campos, onde perfurou 9 poços de delimitação e 1 poço
pioneiro. Foi iniciada a fase de testes de formação na bacia
de Santos, com resultados bastante positivos, a partir da
confirmação da presença de gás e condensado. Na bacia
do Parnaíba, a OGX Maranhão iniciou a perfuração do
primeiro poço produtor e concluiu a perfuração de um
importante poço pioneiro.
A OGX iniciou em novembro sua campanha exploratória
na Bacia do Espírito Santo. O primeiro poço, batizado de
Moriche-1, está sendo perfurado pela sócia e operadora
Perenco, no bloco BM-ES-37, e está localizado a cerca
de 95 km da costa do Espírito Santo, em lâmina d’água
de 1.148 metros. Segundo a empresa, a perfuração deste
poço, que está sendo feita pela sonda semi-submersível
“Ocean Star”, deve durar cerca de dois meses e, após sua
conclusão, o equipamento será deslocado para o bloco
BM-ES-38, na mesma bacia, para iniciar a perfuração do
prospecto Guarapari.
A OGX possui 50% de participação em cinco blocos
exploratórios nesta bacia e a parceira Perenco detém os
demais 50%, sendo também responsável pela operação.
Todos os blocos estão localizados em águas profundas.
As empresas planejam perfurar até seis poços na região
nos próximos três anos.Com o início deste poço, a OGX
passa a ter atividades em andamento em quatro bacias
brasileiras: Campos, Santos, Parnaíba (terrestre) e Espírito
Santo.
Tendo em vista o início da produção, a OGX recebeu
a licença de instalação (LI), referente ao Teste de Longa
Duração (TLD) e desenvolvimento da produção de Waimea,
concedida pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e
Recursos Naturais Renováveis (IBAMA). Com isso, iniciouse a instalação do sistema de ancoragem do FPSO OSX1 e dos equipamentos submarinos para interligação
do primeiro poço produtor (OGX-26HP). Todos os
equipamentos necessários para o TLD de Waimea já foram
entregues, inclusive o FPSO OSX-1, que chegou ao Brasil
no início de outubro.
O processo de preparação para a conexão do poço
OGX-26HP ao FPSO OSX-1 resultou na instalação de 10
estacas do sistema de ancoragem, 10 amarras, um arco
flutuante submerso e a bóia do turret desconectável. A OGX
também está finalizando a instalação das linhas flexíveis,
concluindo assim etapas importantes que antecedem à
chegada do FPSO OSX-1 à acumulação de Waimea.
Além disso, a OSX continua com sua equipe trabalhando
a bordo do FPSO OSX-1, que está atracado no cais do
Porto do Rio de Janeiro, cumprindo o programa de testes
dos equipamentos e sistemas.
De acordo com o cronograma informado, os principais
passos previstos para o início da produção são:
(i) 25/dez: Saída do FPSO OSX-1 do porto do Rio de Janeiro
(ii) 26/dez: Vistoria final ao FPSO OSX-1
(iii) 7/jan: Conexão do FPSO OSX-1 ao turret
(iv) 23/jan: FPSO OSX-1 preparado e início da produção
OGX totaliza R $ 6,8 mil millones
en inversiones y conta los días para
el primer barril
OGX terminó el tercer trimestre con inversiones de
R $ 2,2 mil millones en exploración y producción (E & P)
en Brasil en 2011. La compañía cuenta actualmente con
nueve equipos de perforación contratados y más de 6.000
empleados que participan en sus actividades, de los cuales
305 propios.
“El período se caracterizó por un progreso significativo
hacia el primer barril de petróleo, el início del desarrollo
de la cuenca Parnaíba, y resultados representativos de la
exploración en la cuenca de Santos. Firmamos el contrato
de comercialización de nuestro primer cargamento con
Shell, con certificación de calidad del petróleo de Waimea”,
dice Paulo Mendonça, Director General y exploración de
OGX.
OGX comenzó en noviembre la campaña exploratoria
en la Cuenca de Espírito Santo. El primer pozo, llamado
Moriches-1 está siendo perforado por su socio y operadora
Perenco en el bloque BM-ES-37, y se encuentra a unos 95
km de la costa de Espirito Santo, en profundidades de
agua de 1.148 metros. Según la compañía, la perforación
de este pozo, que está siendo realizada por la plataforma
semisumergible “Ocean Star”, debe durar unos dos meses
y una vez completado, el equipo se trasladará al bloque
BM-ES-38, en el misma cuenca, para comenzar a perforar
el prospecto Guarapari.
OGX tiene una participación del 50% en cinco bloques
de exploración en la cuenca y socio de Perenco el 50%

restante y también fue responsable de la operación.
Todos los bloques están ubicados en aguas profundas.

La compañía también informó que en este trimestre Las compañías planean perforar seis pozos en la región
siguió centrándose en la campaña de exploración de durante los próximos tres años. Con el inicio de este pozo,

la cuenca de Campos, con la perforación nueve pozos OGX pasa a actuar en cuatro cuencas brasileñas: Campos,
de delimitación y un pozo exploratorio. Ha comenzado Santos, Parnaíba (terrestre) y el Espírito Santo.
las pruebas de formación en la cuenca de Santos, con

resultados muy positivos a partir de la confirmación
OGX recibió la licencia de instalación (LI) para prueba de
de la presencia de gas y condensado. En la cuenca de producción en Waimea, otorgada por el Instituto Brasileño

Parnaíba, OGX Maranhão inició la perforación del primer de Medio Ambiente y Recursos Naturales (IBAMA).
pozo de producción y completó la perforación de un pozo
exploratorio pionero.
De este modo, comenzó la instalación del sistema de
amarre de la FPSO OSX-1 y sus equipos submarino para
la interconexión de la producción del primer pozo (OGX26HP). Todo el equipo necesario para el teste en Waimea
se han entregado, incluyendo OSX-1, que llegó a Brasil a
principios de octubre.
OSX sigue trabajando con su equipo a bordo de la FPSO
OSX-1, que está amarrado en el puerto de Río de Janeiro,
el cumplimiento del programa de pruebas de equipos y
sistemas.
De acuerdo con el calendario previsto, las principales
medidas previstas para el inicio de la producción son los
siguientes:
(I) 25/dez: Deja-uno de los puertos OSX de Río de Janeiro
(Ii) 26/dez: la inspección final OSX-1
(Iii) 7/jan: Conexión de OSX-1 a la torreta
(Iv) 23 de enero: OSX-preparado por primera vez y comienzo
de la producción
23
Conteúdo nacional na indústria naval
e logística offshore são destaques na
O conteúdo nacional para os equipamentos que serão
utilizados na exploração e produção do pré-sal e a logística
para o transporte de óleo a 300 quilômetros da costa
brasileira foram os destaques da Niterói Naval Offshore
2011 (NNO), feira e conferência que reuniu os grandes
players da indústria naval e offshore brasileira. O evento
recebeu 16.500 visitantes, no Caminho Niemeyer, em
Niterói, Rio de Janeiro, de 7 a 10 de novembro, ocupando
uma área de 7.200 metros quadrados, com 118 empresas
expositoras.
MERCADO
A defesa da indústria brasileira e do conteúdo nacional
foi o ponto central do painel “Oportunidades do Pós e
do Pré-Sal”. O representante da Associação Brasileira
da Indústria de Máquinas (Abimaq), Alberto Machado,
falou da importância do fortalecimento dos fornecedores
locais. “A desnacionalização do setor preocupa. Não terá
conteúdo local sem indústria local com condições para
competir. É preciso planejar o futuro, para garantir geração
de empregos”, completou.
Para o representante do Sindicato Nacional da Indústria
de Construção e Reparação Naval (Sinaval), Alberto
Padilla, a missão é acompanhar o horizonte novo do présal, garantindo a competitividade da indústria. “Temos
26 estaleiros fortes em operação e 12 em implantação,
capazes de processar 570 mil toneladas de aço por ano.
E a demanda será de 1 milhão, temos que duplicar a
capacidade”, disse Padilla, que também é da Associação
Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav).
Durante as conferências, os números altos e as
dificuldades operacionais para extração do petróleo
em águas profundas impressionaram a platéia. Ao
mesmo tempo em que ouvia os detalhes da logística
para o transporte do óleo a 300 quilômetros da costa
brasileira, o público era lembrado da importância da
qualificação profissional e do conteúdo local para garantir
o desenvolvimento do país.
“Estamos repensando a logística de transporte de cargas
e pessoal para as plataformas no pré-sal com segurança.
Não existe um modelo em prateleira, é um trabalho
pioneiro que resultará em novas tecnologias. Pensamos
num terminal oceânico a cerca de 100 quilômetros da
costa, no meio do caminho, para fazer o abastecimento de
navios no mar. Dali, parte do óleo seguirá para exportação,
sem precisar passar por terra, e a outra virá para nossas
refinarias, como a do Comperj”, explicou o gerente
executivo da Transpetro, Paulo Penchiná.
Ao participar do painel “Logística de Apoio”, o
representante da Transpetro calculou que o número
de barcos de apoio subirá de 287 para 560, em 2020.
“Temos que estar estruturados, não só nos estaleiros de
construção naval como nos de reparo.”
Para o representante da Brasil Supply, Edgar Strauss
Junior, os desafios logísticos são enormes, mas precisam
ser vencidos, no apoio offshore. Sediada em Vitória (ES),
a empresa tem a Petrobras Distribuidora como uma das
parceiras e investe em novas unidades no litoral. Serão
construídas unidades de fluidos em Angra dos Reis e na
Baía de Guanabara (RJ), além de Santos (SP) e Aracaju (SE),
para acompanhar o ritmo da produção de petróleo.
Foto: Celso Rebello Avila
Contenido nacional en la industria naval
y logística offshore son el enfoque de Naval
Offshore en Niterói, Brasil
del fortalecimiento de los proveedores locales. “La
desnacionalización del sector está en cuestión. No habrá
contenido local sin que la industria local pueda competir.
Uno debe planificar con anticipación para asegurar la
creación de empleos”, agregó.
Para el representante de la Unión Nacional de Industria
de la Construcción y Reparación (Sinaval), Alberto Padilla,
la misión es seguir el nuevo horizonte de la pre-sal, para
garantizar la competitividad de la industria. “Tenemos 26
astilleros fuertes en funcionamiento y 12 en construcción,
con capacidad para procesar 570 mil toneladas de acero por
año. Y la demanda será de 1 millón: tenemos que duplicar
la capacidad “, dijo Padilla, quien también es la Asociación
Brasileña de la Industria Naval y Offshore (Abenav).
Durante las conferencias, las cifras elevadas y las
dificultades operativas para la extracción de petróleo en
aguas profundas, impresionaron a la audiencia. Al mismo
tiempo, se enteró el público de los detalles de la logística
del transporte del petróleo a 300 km de la costa brasileña,
y se le recordó la importancia de la formación profesional
y del contenido local para garantizar el desarrollo del país.
“Estamos repensando la logística del transporte de
carga y personal a las plataformas en el pre- sal en forma
segura. No existe un modelo listo, es un trabajo pionero
que se traducirá en nuevas tecnologías. Creemos en una
terminal oceánica a los 100 km de la costa, al medio del
camino, para hacer el suministro a los barcos en el mar.
De ahí también seguirá el petróleo para la exportación, sin
tener que venir a tierra, y la otra parte llegará a nuestras
refinerías, como Comperj”, dijo el director ejecutivo de
Transpetro, Paul Penchiná.
El contenido local de los equipos a ser utilizados en la
exploración y producción en el pre-sal y la logística para
el transporte de petróleo a 300 km de la costa brasileña
fueron los aspectos más destacados de Niterói Naval
Offshore 2011 (NNO), la exposición y conferencia que
reunió a los principales actores de la construcción de
buques en alta mar en Brasil. El evento recibió 16.500
visitantes en el Camino Niemeyer, en Niterói, Río de Janeiro,
7-10 de noviembre, y ha ocupado 7.200 metros cuadrados,
con 118 empresas expositoras.
La defensa de la industria brasileña y el contenido
nacional fue el tema central del panel donde el representante
de la Asociación Brasileña de la Industria de Máquinas
(Abimaq), Alberto Machado, habló de la importancia
Al participar en el panel sobre “apoyo logístico”, el
representante de Transpetro calculó que el número de
embarcaciones de apoyo se elevará desde 287 hasta 560
en 2020, en esta área. “Tenemos que estar estructurados,
no sólo en la construcción naval como en la reparación”.
Para el representante de Brasil Supply, Edgar Strauss
Junior, los retos logísticos son enormes, pero hay que
superarlos. Con sede en Vitória (Espírito Santo), la
compañía tiene a Petrobras Distribuidora, como uno de
los socios e invierte en nuevas plantas en la costa: plantas
de fluido serán construidas en Angra dos Reis, en la Baia
de Guanabara (Río de Janeiro), en Santos (São Paulo) y en
Aracaju (Sergipe), para acompañar al ritmo de producción
de petróleo.
25
MERCADO
INGEPET 2011 discutiu o
impacto do Gás de Camisea na
economia da América Latina e
outros temas relevantes
INGEPET 2011 discutió el
impacto del gas de Camisea en la
economía de América Latina y otros
temas relevantes
O desenvolvimento da produção de gás em Camisea
foi o grande destaque da sétima edição do maior evento
de engenharia de petróleo e gás no Peru: a INGEPET
2011. Mais uma vez, o evento tornou a concentrar sua
atenção no empreendimento que transformou a história
hidrocarbonífera do Peru, renovando sua importância
para a economia local e deixando claro que o futuro
energético do país está associado a estes projetos.
El desarrollo de la producción de gas de Camisea fue
el asunto más destacado de la séptima edición del evento
más importante de la ingeniería de petróleo y gas en el
Perú: INGEPET 2011. Una vez más, el evento ha centrado su
atención en el desarrollo que ha transformado la historia
de la explotación petrolera el Perú, y su importancia para la
economía local, dejando claro que el futuro energético del
país se asocia con estos proyectos.
Os expositores mais importantes concordaram que,
por enquanto, serão apenas dois lotes operados pela
argentina Pluspetrol, os chamados Lote 56 e Lote 88, que
contribuem no aspecto produtivo, mas que logo terá que
ser agregado o Lote 57, operado pela Repsol e o Lote 58,
a cargo da Petrobrás; acabarão as dúvidas que existem
sobre o potencial gasífero da selva peruana.
Los más importantes expositores coincidieron en que
por ahora son solo dos lotes operados por la argentina
Pluspetrol, los denominados Lote 56 y Lote 88, los que
aportan en el aspecto productivo, pero pronto habrá que
agregar el Lote 57, operado por Repsol y el Lote 58, a cargo
de Petrobras; y se despejarán las dudas que existen sobre
el potencial gasífero de la selva peruana.
A unidade de fracionamento de Pisco está sendo
ampliada para aumentar sua capacidade de 85 para
120 mbd. Simultaneamente, um agressivo programa de
exploração, prevê a perfuração de 11 ou 14 poços nos
lotes 56 e 88. Atualmente, no campo Mipaya já foram
perfurados dois poços com sucesso, e já foi iniciada a
construção dos dutos para o transporte de gás até a
usina de Malvinas.
La planta de fraccionamiento de Pisco está siendo
ampliada para aumentar su capacidad de 85 a 120 mbd.
Simultáneamente se lleva adelante un agresivo programa
de exploración, previéndose la perforación de once ó 14
pozos en los lotes 56 y 88. Por lo pronto, en el campo
Mipaya ya fueron perforados, con éxito, dos pozos y
empezó ya la construcción de los ductos para el transporte
del gas a la planta de Malvinas.
A programação do Ingepet 2011 incluiu três
conferências magistrais, sessões plenárias e exposições
simultâneas que foram oferecidas por especialistas
reconhecidos em suas áreas. No primeiro dia, destaque
para novas fronteiras e exploração não-convencional,
recuperação da produção em campos marginais. No
segundo, o impacto do gás na economia da América
Latina e projetos multinacionais de integração energética.
O terceiro dia do evento foi dedicado aos temas
ambientais, um assunto particularmente sensível no Peru
devido às modificações legais que foram introduzidas nos
últimos meses e que estão relacionadas ao papel que as
organizações sociais possuem no processo de consulta
que acompanha o outorgamento das permissões.
El programa de Ingepet 2011 incluyó tres conferencias
magistrales, sesiones plenarias y exposiciones en simultáneo
que fueron ofrecidas por reconocidos especialistas en sus
áreas. El primer día ha destacado las nuevas fronteras, la
exploración de recursos no convencionales y la recuperación
de producción en campos marginales. En el segundo día se
desarrolló el tema del Impacto del gas en la economía de
América Latinay proyectos multinacionales de integración
energética. El tercer día del evento estuvo dedicado a los
temas ambientales, un asunto particularmente sensible
en el Perú debido a las modificaciones legales que se han
introducido en los últimos meses y están relacionadas
con el rol que tienen las organizaciones sociales en el
proceso de consulta que acompaña al otorgamiento de los
permisos.
O evento reservou um dia inteiro, antes da inauguração,
para a participação dos futuros profissionais da
indústria petroleira. Assim, foi dada aos estudantes
dos últimos períodos de carreiras afins à indústria de
hidrocarbonetos, a oportunidade de participar de um
concurso de trabalhos que superou as expectativas.
Ao final, a tradicional noite peruana, realizada no
Parque María Reiche, em Miraflores, permitiu que a
beleza do folclore peruano fosse apreciada, bem como
a grande variedade da cozinha local, mostrada em torno
das três regiões geográficas mais conhecidas – costa,
serra e selva.
INGEPET 2011 también ha reservado todo un día
antes de la inauguración a la participación de los futuros
profesionales de la industria petroleira: a los estudiantes de
los últimos ciclos de carreras afines con la industria de los
hidrocarburos se les dio la oportunidad de participar en un
concurso de trabajos que superó las expectativas.
Al final, la tradicional noche peruana en el Parque María
Reiche de Miraflores permitió apreciar la belleza del folclore
peruano y la gran variedad de la cocina local, mostrada en
torno a tres de las regiones geográficas más conocidas,
costa, sierra y selva.
Rio Pipeline destaca segurança
ambiental e capacitação
Rio Pipeline destaca la seguridad
ambiental y capacitación
O crescente mercado de dutos no Brasil elevou em
10% o número de expositores da oitava edição da Rio
Pipeline, segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo
(IBP). Este ano foram 150 empresas expositoras, 1.300
congressistas, de 27 países, e cerca de 2.000 visitantes.
Durante o evento as discussões apontavam para a
preocupação com meio ambiente, formação de mão de
obra e treinamento.
El creciente mercado de ductos en Brasil hizo
aumentar en un 10% el número de expositores en la VIII
Edición de Rio Pipeline, según el Instituto Brasileño de
Petróleo (IBP). Este año fueron 150 expositores, 1.300
delegados de 27 países y alrededor de 2.000 visitantes.
Durante el evento los debates señalaron la preocupación
por el medio ambiente, formación de personal y
entrenamiento técnico.
Durante o evento, a American Society of Mechanical
Engineers (ASME) e a Associação Brasileira de Ciências
Mecânicas (ABCM) assinaram acordo de parceria no
Brasil, que prevê que a ABCM seja o braço da ASME
no país. O IBP foi o anfitrião do encontro que reuniu,
além das duas entidades, representantes da Petrobras,
Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC),
Eletronuclear e TSSC.
Durante el evento, la Sociedad Americana de
Ingenieros Mecánicos (ASME) y la Asociación Brasileña
de Ciencias Mecánicas (ABCM) firmaron acuerdo
de cooperación en Brasil, que dispone que ABCM
funcionará como el brazo de ASME en el país. El IBP
fue el anfitrión de la reunión que congregó, además
de las dos entidades, representantes de Petrobras, la
Universidad Católica de Río de Janeiro
(PUC), TSSC y Eletronuclear.
A Liderroll foi a vencedora do “Global
Pipeline Award”, promovido pela American
Society of Mechanical Engineers (ASME),
que escolhe a empresa que apresenta
a melhor tecnologia para a indústria
dutoviária.
Liderroll ha salido ganadora del
“Global Pipeline Award”, promovido
por la American Society of Mechanical
Engineers (ASME), quien selecciona a la
empresa que presenta la mejor tecnología
para la industria de ductos.
Na ocasião, os representantes do setor pediram que
o acordo dê prioridade à formação e ao treinamento de
engenheiros, maior suporte em tecnologia e aumento
da participação de brasileiros na ASME. Para o diretorpresidente da Refinaria Abreu e Lima – RNEST da
Petrobras, Marcelino Gomes, o acordo fará com que a
ASME comece a olhar para o Brasil com mais detalhes.
“Desejamos e precisamos da ASME mais presente no
país. Conseguir mais engenheiros para o Brasil será um
fantástico desafio para a ASME e a ABCM”, destacou.
Durante o encontro, o presidente da ASME, Marc
Goldsmith, afirmou que pretende ampliar a participação
de membros da associação em todo o mundo com a
finalidade de responder melhor às demandas do setor.
Los representantes del sector han pedido que el
acuerdo dedique prioridad a la educación y la formación
de ingenieros, un mayor apoyo en la tecnología y la
creciente participación de los brasileños en la ASME.
Para el director general de la Refineria Abreu e Lima –
RNEST, de Petrobras, Marcelino Gomes, el acuerdo hará
que ASME mire a Brasil con más detalle. “Necesitamos
que ASME esté más presente en el país. Conquistar más
ingenieros para Brasil será un reto fantástico para ASME
y ABCM “, dijo. El presidente de ASME, Marc Goldsmith,
declaró que es su intención aumentar la participación de
los miembros de la asociación en el mundo con el fin de
responder mejor a las demandas del sector.
Em sessão técnica no último dia da
Rio Pipeline, a Samarco Mineradora
apresentou proposta para regulamentação
do segmento de minerodutos. Baseada
no RTDT (Regulamento Técnico de Dutos
Terrestres para Movimentação de Petróleo,
Derivados e Gás Natural), da ANP (Agência
Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis), a proposta da Samarco tem como alvo
principal o controle da corrosão e da erosão, problemas
que afetam os dutos de minério em maior intensidade
que os de óleo e gás.
En la sesión técnica del último día
de Rio Pipeline, Samarco Mineradora
ha propuesto un proyecto para regular
el segmento de tuberías. Sobre la base
del RTDT (Reglamento Técnico para el
Manejo de Ductos Terrestres de Petróleo,
Derivados y Gás Natural) de ANP (Agencia
Nacional de Petróleo, Gas Natural y
Biocombustibles), la propuesta de Samarco se dirige
especialmente a las áreas de control de corrosión y
erosión, problemas que afectan a los conductos de
mineral a una mayor intensidad que los de petróleo y gas.
27
Redes inteligentes revolucionarão
o consumo de energia
Reginaldo Gonçalves
Gerente de produtos da NetService
Smart Grid ou, em português, redes inteligentes, tratase de um conjunto de tecnologias e de regulamentações
governamentais, comumente atrelado ao consumo de
energia elétrica, que vem ganhando cada vez mais espaço
no cenário mundial. Apesar de suas múltiplas possibilidades
de aplicação, o conceito de Smart Grid ganha destaque ao
proporcionar um novo jeito de olhar para o consumo de
energia.
INOVAÇÃO
Você já pensou em abastecer seu veículo elétrico em
pontos de abastecimento espalhados pela cidade e através
de um número ou código, esse consumo vai direto para a
sua conta de energia? Ou ainda ter informações reais do seu
consumo de energia em cada hora do dia, possibilitando
ter mais controle sobre o consumo e tarifas diferenciadas?
Em um primeiro momento, a smart grid inicia sua
configuração com a instalação de medidores de energia
elétrica inteligente – muito mais complexos que os leitores
de consumo conhecidos hoje no mercado. Os medidores
inteligentes são uma via bidirecional entre a concessionária
e o consumidor final pois, com eles, a concessionária terá
em mãos uma série de informações antes impossíveis de
serem obtidas com os medidores comuns. Um exemplo
disto é a possibilidade de saber que em determinado horário
do dia foi consumido mais ou menos energia em cada casa,
tornando o serviço mais inteligente e customizado.
Neste caso, o avanço tecnológico proporcionado pela
Smart Grid traz em si, também questões éticas. Se, por
um lado, ganhamos poder por meio do controle do uso
da energia, de forma econômica e inteligente, do outro há
um entrave, uma questão cultural que precisa ser muito
bem discutida no Brasil. Com os medidores inteligentes
as concessionárias terão em mãos informações em tempo
real dos consumidores, tais como: o horário que há mais
pessoas nas casas, quantos aparelhos de televisão estão
ligados, quantos banhos foram tomados. O governo, junto
às concessionárias, terá que encontrar uma saída para essa
questão: manter a privacidade do consumidor pensando
até que ponto esse verdadeiro “big brother elétrico”
pode ir, sem deixar de garantir ao consumidor que essas
informações não serão usadas de forma inadequada.
Falando ainda nas tecnologias que envolvem a Smart
Grid, a automação, seja ela industrial, predial, residencial,
de sistemas elétricos, é outro elemento fundamental que,
integrado ao medidor inteligente, será capaz de programar
diversas tarefas. Em um simples exemplo: programar a
máquina de lavar roupa para que ela funcione às 3h da
manhã porque nesse horário a tarifa é mais barata. Fora
do País esse conceito é conhecido como Building Manager
Energy, ou seja, gestão de energia em edificações.
Ainda dentro do segmento de automação, podemos
abordar outro conceito: resposta à demanda. Este
conceito consiste no controle da energia conforme o
consumo da usina. Em outras palavras, em horários de
pico - de 18h às 20h (horário em que as pessoas saem
do trabalho, chegam em casa e tomam banho) - a usina
pode diminuir seu consumo interno, canalizando tudo
para a geração de energia para a população. Nesse
período, a usina poderia diminuir ou parar o consumo de
ar condicionado de seus corredores.
Outra possibilidade dentro da tecnologia da automação
é a geração distribuída de energia, ou seja, fazer com que
a energia excedente possa ser redistribuída. Uma casa
com teto solar, que alterne seu consumo entre energia
solar e energia elétrica, pode ter um excedente ao fim do
mês que pode ser “vendido” para a usina.
Estas são algumas das aplicabilidades da Smart
Grid. É evidente que ainda temos muito a percorrer se
comparado a países como EUA, China, Japão e Europa,
que já possuem diversos sistemas implantados e estão
com o conceito muito mais desenvolvido. Entretanto, o
Brasil, em relação a esses países, tem um diferencial muito
grande: a energia que geramos aqui é “limpa”, vem de
nossa extensa bacia hidrográfica, enquanto outros países
utilizam carvão, energia nuclear e energia termoelétrica
para suprir o seu consumo.
Há quem possa dizer “mas com isso vamos precisar
de mais usinas” - e, consequentemente, haveria um
grande desequilíbrio ambiental com desmatamentos,
alagamentos de regiões, mudanças de curso de rios,
desapropriações etc. Porém, a ideia do Smart Grid é
justamente o contrário: com o consumo de energia
inteligente e eficiente, não precisaríamos mais de tantas
usinas, mesmo com o iminente aumento do consumo da
energia.
Los cambios en el consumo de energía
por medio de los “smart grids”
Reginaldo Gonçalves
Gerente de produtos da NetService
¿Usted ya pensó en abastecer su vehículo eléctrico
en puntos de abastecimiento diseminados por la ciudad
y por medio de un número o código, y que ese consumo
vaya directo a su cuenta de energía? ¿O también tener
informaciones reales sobre su consumo de energía en
cada hora del día, posibilitando tener más control sobre el
consumo y tarifas diferenciadas?
En un primer momento, la smart grid inicia su
configuración con la instalación de medidores de energía
eléctrica inteligente, mucho más complejos que los lectores
de consumo conocidos hoy en el mercado. Los medidores
inteligentes son una vía bidireccional entre la concesionaria
y el consumidor final pues, con ellos, la concesionaria tendrá
en manos una serie de informaciones antes imposibles de
ser obtenidas con los medidores comunes. Un ejemplo de
esto es la posibilidad de saber que en determinado horario
del día fue consumido más o menos energía en cada casa,
haciendo el servicio más inteligente y personalizado.
En este caso, el avance tecnológico proporcionado por
Smart Grid trae en sí mismo, también cuestiones éticas. Si,
por un lado, ganamos poder por medio del control del uso
de la energía, de forma económica e inteligente, del otro
hay un obstáculo, una cuestión cultural que precisa ser muy
bien discutida en Brasil. Con los medidores inteligentes
las concesionarias tendrán en manos informaciones en
tiempo real de los consumidores, tales como: el horario
que hay más personas en sus casas, cuántos aparatos
de televisión están encendidos, cuántos baños fueron
tomados. El gobierno, junto con las concesionarias, tendrá
que encontrar una salida para esta cuestión: mantener la
privacidad del consumidor pensando hasta qué punto ese
verdadero «big brother eléctrico» puede llegar, sin dejar de
garantizarle al consumidor que estas informaciones no
serán usadas de forma inadecuada.
Hablando también de las tecnologías que involucran la
Smart Grid, la automatización, sea ella industrial, predial,
residencial, de sistemas eléctricos, es otro elemento
fundamental que, integrado al medidor inteligente, será
capaz de programar diversas tareas. En un simple ejemplo:
programar el lavarropas para que ella funcione a las 3 de
la mañana porque en ese horario la tarifa es más barata.
Fuera del país ese concepto es conocido como Building
Manager Energy, o sea, gestión de energía en edificios.
También dentro del segmento de automatización,
podemos abordar otro concepto: respuesta a la demanda.
Este concepto consiste en el control de la energía según el
consumo de la central. En otras palabras, en horarios pico de 18 a 20 hs (horario en que las personas salen del trabajo,
llegan a casa y toman baño) – las empresas o demás
edificaciones y residencias podrían disminuir su consumo
interno don determinados equipamientos, de esta forma
las centrales de energía y empresas de distribución podrían
canalizar toda la energía hacia donde ella fuese más
solicitada. En ese periodo, los clientes preestablecidos en
contrato podrían por ejemplo disminuir o parar el consumo
de aire acondicionado de sus corredores o reducir y
apagar iluminaciones de corredores o áreas que no fuesen
esenciales.
Otra posibilidad dentro de la tecnología de la
automatización es la generación distribuida de energía, o
sea, los clientes podrían en lugar de solo consumir energía,
también generar energía limpia para su consumo y hacer
que la energía excedente pueda ser redistribuida. Una casa
podría tener paneles de energía solar en su tejado y alternar
su consumo entre energía solar y energía convencional, y
así su producción excedente de energía a fin de mes podría
ser «vendida» a las concesionarias.
Estas son algunas de las aplicaciones de las Smart Grid.
Es evidente que aún tenemos mucho por recorrer si nos
comparamos a países como EE.UU., China, Japón y Europa,
que ya poseen diversos sistemas implementados y están
con el concepto mucho más desarrollado. Sin embargo,
Brasil, con relación a esos países, tiene un diferencial
muy grande: la energía que generamos aquí es en su gran
parte, energía «limpia», viene de nuestra extensa cuenca
hidrográfica, mientras que otros países utilizan carbón,
energía nuclear y energía termoeléctrica para suministrar
su consumo.
INNOVACIÓN
Smart Grid o, en español, redes inteligentes, se trata de
un conjunto de tecnologías y de nuevas reglamentaciones
gubernamentales, comúnmente atado al consumo
de energía eléctrica, que está ganando cada vez más
espacio en el escenario mundial. A pesar de sus múltiples
posibilidades de aplicación, el concepto de Smart Grid
gana destaque al proporcionar una nueva forma de mirar
el consumo de energía.
Hay quien pueda decir «pero con eso vamos a precisar
de más centrales», y, en consecuencia, habría un gran
desequilibrio ambiental con deforestación, inundación de
regiones, cambios de curso de ríos, expropiaciones, etc.
Pero, la idea de las Smart Grid es justamente lo contrario:
Con el consumo de energía inteligente y eficiente, no
precisaríamos más de tantas centrales eléctricas, incluso
con el inminente aumento del consumo de la energía, el
país pasaría a consumir la energía de forma más eficiente
evitando principalmente los desperdicios.
29
Maximização da performance na perfuração
gera lucros para campos marginais
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
Ruairidh MacLure
Scott Mabon
Sandy Dunn
Tom Reeve
Tim Blasdale
Schlumberger
Extrair lucro de reservatórios menores e menos econômicos exige o máximo aproveitamento das ferramentas
atualmente disponíveis para garantir a entrega de poços
dentro do prazo e orçamento previstos.
Para se atingir essa meta de obtenção de lucro, são
necessárias as melhores práticas assim como novas
técnicas para ultrapassar os limites da performance
de perfuração. Um trabalho de equipe coeso, aliado a
novas tecnologias e à aplicação de práticas inovadoras,
demonstrou sua importância em um campo do Mar do
Norte antes considerado não rentável.
Gerrard Ipenburg
Charles Taylor
Mohammad Pajouhesh
Dirk De Clercq
Neil Meldrum
EnQuest
A área de Don compreende vários pequenos campos
petrolíferos a aproximadamente 145 mi (230 km) a nordeste das Ilhas Shetland no setor do Reino Unido ao norte
do Mar do Norte. Os reservatórios foram descobertos
em 1975 e o primeiro óleo foi produzido em 1989. Em
2005, os então proprietários do campo interromperam a
produção e iniciaram os preparativos para a desativação
das instalações.
O relatório do Programa de Desativação informou que
“O campo de Don chegou ao fim de sua vida econômica”.
Contudo, ao invés da desativação das instalações, as
BHA 04 and 05 Drilling Weights = Pesos de
Perfuração 04 e 05 do BHA;
Shoe at 6,317 ft = Sapata a 6.317 pés;
9 5/8-in Casing = Revestimento de 9 5/8 pol.;
Friction Factors = Fatores de Atrito;
Casing = Revestimento;
Open hole = Poço aberto;
Inclination = Inclinação;
Weigh up mud = Lama de peso aumentado;
Measured depth, ft = Profundidade medida, pés;
81/2-in Open hole = Poço aberto de 8,5 pol.;
Lower ROP = Taxa de penetração (ROP) inferior;
Increased friction in reservoir = Aumento de
atrito no reservatório;
Slack-off wt = Peso de entrada no poço;
Rotating Wt = Peso de rotação;
Pick/up Wt = Peso de levantamento;
TD at 13,599 ft = Profundidade total a 13.599
pés;
Hookloads, klbs = Cargas no gancho, klbs
Foram observadas tendências de
estabilidade na limpeza do poço
durante a perfuração até mesmo
com taxas de penetração mais
elevadas.
participações foram vendidas
para a Petrofac Energy Developments Ltd (PEDL), uma empresa
matriz da atual detentora da
licença, EnQuest, uma empresa
de petróleo e gás independente
com foco no desenvolvimento e produção de reservas
descobertas, ativos de idade
avançada e avaliação e exploração de campos próximos na
plataforma continental do Reino Unido. A empresa informou
que tem planos de “expansão
através da broca”, aproveitando
as oportunidades apresentadas
pelas tecnologias modernas de
perfuração direcional.
Em 2007, um novo programa
de desenvolvimento de campo
(Field Development Program
- FDP) foi apresentado para o
campo de West Don, que previa
o desenvolvimento em conjunto com o campo do Sudoeste
de Don, usando-se poços produtores de
alto ângulo. A aprovação regulamentar foi
concedida no ano seguinte e a perfuração
iniciou-se no fim de julho de 2008. A produção do campo de West Don foi reiniciada em
28 de abril de 2009. Nos primeiros quatro
meses de 2011, os campos de Don produziram uma média superior a 15.000 boe/d e
o campo do sudoeste de Don recentemente
entregou o seu décimo milionésimo barril
de petróleo.
Novamente em operação
Manter o desenvolvimento dos campos
de Don econômico exigiria uma baixa base
de custo e a entrega garantida dos poços.
A EnQuest contratou a semi-submersível
John Shaw, construída em 1982, e selecionou a Schlumberger para os serviços de
perfuração direcional necessários. Uma
equipe de projeto integrada foi rapidamente
reunida, incluindo especialistas da operadora, da empresa responsável pela sonda,
da Schlumberger e de outras empresas
de serviços. A empresa M-I SWACO, da
Schlumberger, forneceu a lama de perfuração e as operações de coleta e transporte
de cascalho. Todos os membros da equipe
foram encorajados a assumir a responsabilidade pela execução do empreendimento
como um todo, e identificaram entre eles
maneiras de otimizar o desenvolvimento,
que incluíram três abordagens inovadoras:
Stick Slip = Deslize aos solavancos; Rig position = Posição da sonda; Trip at 12,275 ft = Manobra a 12.275 pés; StethoScope
tests at 12,836 ft = Ensaios com Estetoscópio a 12.836 pés; Rig Position tracks tide with the variation in the signal reflecting the
amount of heave = A Posição da Sonda monitora a maré com a variação no sinal refletindo a arfagem (heave); Torque and Stick
Slip increase as heave increases = O Torque e Deslize aos Solavancos aumentam com o aumento da arfagem (heave)
Demonstrou-se que o deslize aos solavancos está relacionado com a arfagem. Decidiu-se lidar
com o problema ao invés de tratar de questões relacionadas à compensação de arfagem.
• Desvios exploratórios foram perfurados a partir dos poços de produção antes da seção do reservatório e depois tamponados novamente,
eliminando a necessidade de perfurar seções superficiais dedicadas para
esses poços.
O progresso inicial superou as expectativas. O primeiro óleo foi produzido menos de um ano após a aprovação do programa de desenvolvimento do campo. A Fase 1 do programa de perfuração foi concluída
em julho de 2009, quando o poço S4 atingiu a profundidade total. Esse
foi o sétimo poço de desenvolvimento perfurado em um ano, mais três
• O programa de perfuração foi plane- desvios exploratórios adicionais.
jado para permitir o ajuste em bateladas
Avaliação
de poços desde o poço da parte superior
até a profundidade total em poços próxiA Fase II do programa de perfuração ocorreu após um período de
mos. Isso possibilitou a reutilização dos
serviços
no estaleiro, quando foram instalados novos guindastes e
conjuntos de fundo de poço (BHAs) e
equipamentos
para o manuseio de cascalhos. A mesma equipe de
outros equipamentos para a conclusão da
desenvolvimento
do Don foi contratada visando o aproveitamento
perfuração de cada tamanho de poço para
dos
conhecimentos
adquiridos durante a primeira fase das atividades
aqueles próximos o suficiente para serem
de
perfuração.
A
EnQuest
utilizou a pausa na perfuração para dar aos
colocados sobre skids antes da troca do
membros
da
equipe
a
oportunidade
de desafiarem limites e recomendar
BHA para dar início à perfuração do próximais
e
melhores
soluções
com
base
no bom desempenho inicial. Dentre
mo tamanho de poço.
as mudanças de procedimento introduzidas no início de 2010 pode-se
• O maior número possível de com- mencionar as seguintes:
ponentes do BHA – incluindo brocas –
• Uma estratégia de revestimento reduzido, substituindo o poço de
foram ajustados em terra e o projeto do
5
seções
anteriormente usado por um de 4 seções, com a seção do
conjunto de fundo de poço (BHA) foi mais
reservatório
final sendo perfurada a partir de uma posição estratigráfica
desenvolvido para otimizar o manuseio. Os
mais
elevada.
Isso exigiu um controle cuidadoso do peso da lama para a
conjuntos de fundo de poço (BHAs) previaestabilidade
do
poço, bem como da densidade de circulação equivalente
mente fabricados economizaram tempo e
(equivalent
circulating
density - ECD) para o gradiente de fratura e a prisão
reduziram a exposição aos riscos associapor
diferencial.
A
nova
abordagem criou uma seção longa de poço aberdos ao deslocamento de itens pesados nas
to
através
do
reservatório,
exigindo, portanto, um revestimento longo.
sondas móveis.
31
• Os projetos de conjuntos de fundo de poço (BHAs)
foram ajustados para carregarrem a maior parte do BHA
através das três seções superiores, reduzindo, assim, o
tempo, os riscos e as necessidades logísticas no manuseio do BHA.
Os procedimentos de perfuração foram ajustados,
com o desenvolvimento de práticas específicas para
cada seção para reduzir os riscos locais. Por exemplo,
a trajetória projetada e os procedimentos de conexão
através das formações mais fracas foram ajustados para
minimizar a exposição à condição de tubo preso, e foram
tomados cuidados adicionais para evitar a aplicação de
tensão nessas seções mais fracas.
Observou-se que o principal fator limitador para o
aumento das taxas de penetração foi a limpeza do poço
- relacionado tanto à limpeza do anular quanto ao manuseio dos cascalhos na superfície. Os serviços no estaleiro
se dedicaram a melhorar o manuseio de cascalhos na
superfície e analisou-se a percepção de limpeza deficiente
no anular através do monitoramento da limpeza do poço
por meio do rastreamento do torque, arrasto e tendências
de ECD. As análises indicaram que o desempenho da taxa
de penetração poderia ser melhorado, levando a antiga
sonda a superar seus limites de capacidade anteriormente
previstos ao mesmo tempo em que providenciava o monitoramento cuidadoso dos parâmetros de perfuração.
Acelerando as mudanças
Uma mudança significativa na taxa de penetração foi
alcançada na Fase II do programa de perfuração, com melhorias observadas em todas as seções. O monitoramento
cuidadoso das condições no fundo do poço possibilitou
aumentos significativos na taxa de penetração, e oportunidades para maiores mudanças incrementais foram
constantemente analisadas. O principal obstáculo que
ainda restava para um melhor desempenho foi o deslize
aos solavancos (stick-slip) variando de grande a severo,
visto apenas no fundo, particularmente com brocas PDC
na seção do reservatório. A análise do problema indicou
que estava relacionado com o compensador de arfagem,
pois o deslize aos solavancos era baixo em boas condições climáticas e em semi-submersíveis próximos com
compensadores mais novos.
Foi adotada uma abordagem pragmática, em que se
considerou que a alternativa mais simples era lidar com
o deslize aos solavancos através do conjunto de fundo
de poço (BHA) e do projeto do poço, acomodando os
problemas inerentes da melhor forma possível. Para essa
finalidade foram selecionadas brocas que apresentavam
a maior resistência ao desgaste no ressalto – a área
mais suscetível a danos provocados pelo deslize aos
solavancos.
Foi utilizada a ferramenta conhecida como “point-thebit PowerDrive Xceed RSS”. Projetada para condições
extremas, essa ferramenta pode suportar um deslize aos
solavancos (stick slip) de até 350 rpm, e a perfuração foi
estendida para limitar o período de tempo de exposição ao choque. Demonstrou-se que as ferramentas de
perfuração eram altamente robustas. Apesar de serem
periodicamente expostas a um deslize aos solavancos
severo 150 a 200% superior à rpm superficial, durante os
três anos até a data em que este artigo foi escrito, houve
apenas três manobras para qualquer falha de ferramenta
de fundo do poço, incluindo as ferramentas de medição
durante a perfuração (measurement-while-drilling -MWD)
e de perfilagem durante a perfuração (logging-whiledrilling - LWD); e uma dessas manobras foi devida a um
desmoronamento.
Economia de custo
Um dos poços mais recentes perfurados a partir da
submersível John Shaw foi projetado como um poço com
perfuração de grande afastamento (extended reach drilling
- ERD) para perfurar o reservatório do sudoeste de Don
previamente subdesenvolvido. O Poço S7 foi um avanço
desafiador que aumentaria a capacidade da sonda, mas
economizaria mais de US$30 milhões apenas em hardware
em comparação com a necessidade de se executar uma
conexão submarina a partir de um local de superfície fechado. O BHA incluiu ferramentas de perfilagem durante
a perfuração (LWD) com múltiplas funções avançadas, de
pressão de formação durante a perfuração e de telemetria
de alta velocidade, fornecendo medições de alta qualidade
num poço que poderia ser difícil de perfilar posteriormente
usando-se um cabo.
O DLS foi controlado durante todo o aumento de uma
tangente de 18º a 67º, resultando em baixos fatores de
atrito (<0,1 OH FF) observados para o torque. O poço S7
foi perfurado com sucesso com uma seção de 12.505 pés
(3.812 m) de comprimento e um diâmetro de 8,5 pol. perfurada em duas manobras, a primeira manobra de 11.650
pés (3.551 m) sendo um recorde no Mar do Norte antes da
retirada para a troca da broca. Foi perfurada em 95 horas
com uma taxa de penetração média no fundo do poço de
122 pés/hora. O sucesso da S7 possibilitou o planejamento
de metas de perfuração de grande afastamento no futuro.
Aumentando os lucros
A EnQuest tem todos os motivos para se orgulhar do
desempenho de sua equipe de perfuração. Uma combinação de planejamento integrado e execução eficaz possibilitou que o campo fosse economicamente desenvolvido
no início do século XXI, usando-se uma sonda projetada
para os desafios dos anos 80. Os tempos recordes de
perfuração atingidos em 2010 foram proporcionados
por equipes que vêm trabalhado juntas – muitas vezes
na mesma sonda - em um fluxo constante de projetos
sucessivos. Os poços para os quais se previa um período
de 70 dias para serem acabados foram concluídos em
apenas 35 dias. A performance foi maximizada através do
desenvolvimento conjunto de procedimentos adequados e
do uso de ferramentas altamente confiáveis, gerando confiança no aumento de metas operacionais e na abertura
de novas possibilidades de desenvolvimentos futuros. O
sucesso da abordagem é demonstrado por um comentário
no relatório anual de 2010 da EnQuest plc, que informou
que: “a entrega dos poços perfurados nos campos de Don
antes do prazo previsto foi um fator fundamental para a
performance de 2010”.
La maximización del desempeño del proceso de
perforación genera ganancias en campos marginales
Obtener ganancias de reservorios menores y menos
relevantes desde el punto de vista económico exige un
máximo aprovechamiento de las herramientas que se
encuentran disponibles actualmente, a fin de garantizar
la entrega de pozos dentro del plazo y presupuesto
previstos.
Para alcanzar las metas previstas de obtención de
ganancias, son necesarias mejores prácticas, así como
nuevas técnicas que permitan superar los límites del
desempeño del proceso de perforación. Una combinación de un buen trabajo de equipo, nuevas tecnologías
y aplicación de técnicas innovadoras demostró el éxito
de esta estrategia en un campo del Mar del Norte que
antes era considerado no rentable.
El área de Don comprende varios campos petrolíferos
pequeños, localizados a aproximadamente 145 mi (230
km) al nordeste de las Islas Shetland en el sector del
Reino Unido, al norte del Mar del Norte. Los reservorios
fueron descubiertos en 1975 y el primer petróleo fue
producido en 1989.
En 2005, los entonces
propietarios del campo interrumpieron la
producción e iniciaron
los preparativos para el
desmantelamiento de
las instalaciones.
El informe del Programa de Desmantelamiento informó que
“el campo de Don
ha llegado al final de
su vida económica”.
Sin embargo, en vez
de proceder con el
desmantelamiento de
las instalaciones, las
participaciones fueron
vendidas a Petrofac
Energy Developments
Ltd (PEDL), una empresa matriz de la actual
dueña de la licencia,
EnQuest, empresa independiente de pe-
Gerrard Ipenburg
Charles Taylor
Mohammad Pajouhesh
Dirk De Clercq
Neil Meldrum
EnQuest
tróleo y gas especializada en el desarrollo y producción
de reservas descubiertas, activos de edad avanzada y
evaluación y exploración de campos próximos en la
plataforma continental del Reino Unido. La empresa
informó que tiene por objetivo la “expansión a través
de la broca”, aprovechando las oportunidades ofrecidas
por las tecnologías modernas de perforación direccional.
En 2007, se presentó un nuevo programa de desarrollo
de campo (Field Development Program - FDP) para el
campo de West Don. El programa preveía el desarrollo en
conjunto con un campo del Sudeste de Don, mediante
la utilización de pozos productores de ángulo elevado.
La autorización del ente regulatorio fue concedida el año
siguiente, lo que permitió que la perforación comenzara
a fines de julio de 2008. La producción del campo de
West Don fue reiniciada el 28 de abril de 2009. Durante
los primeros cuatro meses de 2011, los campos de
Don produjeron una media superior a 15.000 boe/d y el
campo del sudoeste de Don entregó, recientemente, su
millonésimo barril de petróleo.
BHA 04 and 05 Drilling Weights = Pesos de
Perforación 04 y 05 del BHA;
Shoe at 6,317 ft = Zapato a 6.317 pies;
9 5/8-in Casing = Revestimiento de 9 5/8
pulgadas;
Friction Factors: = Factores de Fricción;
Casing = Revestimiento; Open hole = Pozo
abierto;
Inclination = Inclinación;
Weigh up mud = Lodo de peso aumentado;
Measured depth, ft = Profundidad medida, pies;
81/2-in Open hole = Pozo abierto de 8,5
pulgadas;
Lower ROP = Ritmo de penetración (ROP) inferior;
Increased friction in reservoir = Aumento de
fricción en el reservorio;
Slack-off wt = Peso de entrada en el pozo;
Rotating Wt = Peso de rotación; Pick/up Wt =
Peso de levante;
TD at 13,599 ft = Profundidad total a 13.599 pies;
Hookloads, klbs = Cargas en el gancho, klbs
Se observaron tendencias de
estabilidad en la limpieza del pozo
durante la perforación, incluso con
ritmos de penetración más elevados.
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Ruairidh MacLure
Scott Mabon
Sandy Dunn
Tom Reeve
Tim Blasdale
Schlumberger
33
Nuevamente en operación
Para hacer que el desarrollo de los campos de Don
fuera interesante desde el punto de vista económico,
era fundamental mantener los costos bajos, así como
garantizar la entrega de los pozos. EnQuest contrató el
semisumergible John Shaw, construido en 1982, y seleccionó a Schlumberger para los servicios de perforación
direccional necesarios. Se formó rápidamente un equipo
integrado para el proyecto, incluyendo especialistas de
la operadora, de la empresa responsable por la sonda,
de Schlumberger y de otras empresas prestadoras de
servicios. La empresa M-I SWACO, de Schlumberger,
proveyó el lodo de perforación y las operaciones de recolección y transporte de cascajo. Todos los miembros
del equipo fueron estimulados para que asumieran la
responsabilidad de la ejecución del emprendimiento
considerándolo como un todo, e identificaran entre ellos
maneras de optimizar el desarrollo, lo cual incluía tres
abordajes innovadores:
• El programa de perforación fue planificado de tal
forma de permitir el ajuste de pozos por lotes, desde
el pozo de la parte superior hasta la profundidad total
en pozos cercanos. Eso posibilitó la reutilización de los
conjuntos de fondo de pozo (BHAs) y otros equipos para
la conclusión de la perforación de cada tamaño de pozo
en aquellos pozos lo suficientemente próximos para ser
ubicados sobre skids antes del cambio del BHA para
dar inicio a la perforación del próximo tamaño de pozo.
• El mayor número posible de piezas del BHA – incluyendo brocas – fueron ajustados en tierra y el diseño
del conjunto de fondo de pozo (BHA) se mejoró a fin de
optimizar la manipulación. Los conjuntos de fondo de
pozo (BHAs) previamente fabricados permitieron ahorrar
tiempo y redujeron la exposición a los riesgos asociados
con el desplazamiento de piezas pesadas en las sondas
móviles.
• Se perforaron desvíos exploratorios a partir de los
pozos de producción antes de la sección del reservorio.
Posteriormente, se los tapó nuevamente, a fin de eliminar
la necesidad de perforar secciones superficiales dedicadas
para esos pozos.
El progreso inicial superó las expectativas. El primer
petróleo fue producido menos de un año después de la
obtención de la autorización para el programa de desarrollo del campo. La Fase 1 del programa de perforación
concluyó en julio de 2009, momento en que el pozo S4
alcanzó la profundidad total. Ese fue el séptimo pozo de
desarrollo perforado en un año, además de tres desvíos
exploratorios adicionales.
Evaluación
La Fase II del programa de perforación tuvo lugar después de un período durante el cual se realizaron trabajos
en el astillero. Las tareas incluyeron la instalación de grúas
y equipos para la manipulación de cascajos. Se contrató al
mismo equipo de desarrollo del Don, a fin de aprovechar
los conocimientos adquiridos durante la primera fase de
las actividades de perforación. EnQuest utilizó el período
de pausa en las tareas de perforación para incentivar a
los miembros del equipo a aprovechar la oportunidad de
desafiar los límites y recomendar más y mejores soluciones con base en el desempeño inicial. Entre los cambios
que fueron introducidos en el procedimiento, podemos
mencionar los siguientes:
• Una estrategia de revestimiento reducido, substituyendo el pozo de 5 secciones usado anteriormente por
uno de 4 secciones, con la sección del reservorio final
siendo perforada a partir de una posición estratigráfica
más elevada. Eso exigió un control cuidadoso del peso
del lodo para la estabilidad del pozo, así como de la densidad de circulación equivalente (equivalent circulating
density - ECD) para el gradiente de fractura y la prisión
por diferencial. El nuevo abordaje
creó una sección larga de pozo
abierto a través del reservorio,
Fue
posible exigiendo, por lo tanto, un revesdemostrar que timiento largo.
el deslizamiento
a las sacudidas
• Los diseños de los conjuntos
está relacionado de fondo de pozo (BHAs) se ajuscon el empuje. Se taron para que cargaran la mayor
decidió enfrentar parte del BHA a través de las tres
el problema en secciones superiores, reducienvez de tratar de do, de esta manera, el tiempo, los
las
cuestiones riesgos y las necesidades logístirelacionadas con cas relacionadas con el proceso
la compensación de manipulación del BHA.
de empuje.
Se procedió a realizar el ajuste
de los procedimientos de perforación, lo cual incluyó el desarrollo
Stick Slip = Deslizamiento a las sacudidas; Rig position = Posición de la sonda; Trip at 12,275 ft = Maniobra a
de prácticas específicas para
12.275 pies; StethoScope tests at 12,836 ft = Ensayos con Estetoscopio a 12.836 pies; Rig Position tracks tide with
cada sección a fin de reducir los
the variation in the signal reflecting the amount of heave = La Posición de la Sonda monitorea la marea con la
riesgos locales. Por ejemplo, la
variación en la señal reflejando el empuje (heave); Torque and Stick Slip increase as heave increases = El Torque y
trayectoria diseñada y los proceDeslizamiento a las Sacudidas aumentan con el aumento del empuje (heave).
dimientos de conexión a través
de las formaciones más débiles fueron ajustados a fin
de minimizar la exposición a la condición de tubo fijo.
Se tomaron también cuidados adicionales para evitar la
aplicación de tensión en esas secciones más débiles.
Fue posible observar que el principal factor limitador
con relación al aumento del ritmo de penetración era la
limpieza del pozo – algo vinculado tanto a la limpieza
del anular como a la manipulación de los cascajos en la
superficie. Los trabajos realizados en el astillero tuvieron
por finalidad mejorar la manipulación de cascajos en la
superficie y se analizó la percepción de limpieza deficiente en el anular a través del monitoreo de la limpieza del
pozo por medio del rastreo del torque, arrastre y tendencias de ECD. Los análisis indicaron que sería posible
mejorar el desempeño del ritmo de penetración llevando
a la antigua sonda a superar sus límites de capacidad
anteriormente previstos al mismo tiempo en que se monitorea cuidadosamente los parámetros de perforación.
Acelerando los cambios
Se alcanzó un cambio significativo en el ritmo de penetración durante la Fase II del programa de perforación,
incluyendo mejoras en todas las secciones. El monitoreo
cuidadoso de las condiciones en el fondo del pozo posibilitó un aumento significativo en el ritmo de penetración.
También fueron analizadas de manera constante oportunidades para cambios incrementales de mayor magnitud.
El principal obstáculo que todavía se interponía en el
camino hacia un mejor desempeño era el deslizamiento
a las sacudidas (stick-slip) variando de grande a severo,
visto solamente en el fondo, particularmente con brocas
PDC en la sección del reservorio. El análisis del problema
indicó que ello estaba relacionado con el compensador
de empuje, pues el deslizamiento a las sacudidas era bajo
en buenas condiciones climáticas y en semisumergibles
cercanos con compensadores más nuevos.
Se adoptó un abordaje pragmático, mediante el cual
se consideró que la alternativa más sencilla era lidiar con
el deslizamiento a las sacudidas a través del conjunto
de fondo de pozo (BHA) y del proyecto del pozo, lo que
implicaba adaptarse a los problemas inherentes de la
mejor forma posible. Para esa finalidad fueron seleccionadas brocas que presentaban la mayor resistencia al
desgaste en el resalto – el área más susceptible a daños
provocados por el deslizamiento a las sacudidas.
Fue utilizada la herramienta
conocida como “point-the-bit PowerDrive Xceed
RSS”. Diseñada para operar en condiciones extremas,
esa herramienta puede soportar un deslizamiento a las
sacudidas (stick slip) de hasta 350 rpm. Además, se procedió a extender la perforación a fin de limitar el período
de exposición al choque. Fue posible demostrar que las
herramientas de perforación eran altamente robustas.
A pesar de haber sido periódicamente expuestas a un
deslizamiento a las sacudidas severo, del orden del 150%
al 200% superior al rpm superficial, durante los tres años
hasta el momento en el que fue escrito este artículo, se
produjeron únicamente tres maniobras para todas las
fallas relacionadas con las herramientas de fondo de
pozo, incluyendo las herramientas de medición utilizadas durante la perforación (measurement-while-drilling
-MWD) y de perfilaje durante la perforación (logging-whiledrilling - LWD); cabe agregar que una de esas maniobras
fue el resultado de un desmoronamiento.
Ahorro en los costes
Uno de los pozos perforados recientemente a partir
del sumergible John Shaw fue diseñado como un pozo
con perforación de alcance extendido (extended reach
drilling - ERD) para perforar el reservorio del sudoeste de
Don desarrollado previamente. El pozo S7 representó
un avance desafiante que aumentaría la capacidad de la
sonda, aunque permitiría ahorrar más de US$ 30 millones
únicamente en hardware, en comparación con la necesidad de ejecutar una conexión submarina a partir de un
lugar de superficie cerrado. El BHA incluye herramientas
de perfilaje durante la perforación (LWD) con múltiples
funciones avanzadas, de presión de formación durante
la perforación y de telemetría de alta velocidad, lo cual
permite ofrecer mediciones de alta calidad en un pozo
que podría ser difícil de perfilar posteriormente mediante
la utilización de un cable.
El DLS fue controlado durante todo el aumento de una
tangente de 18º a 67º, lo que resultó en bajos factores de
fricción (<0,1 OH FF) observados para el torque. El pozo
S7 fue perforado con éxito con una sección de 12.505
pies (3.812 m) de longitud y un diámetro de 8,5 pulgadas
perforada en dos maniobras, la primera de ellas de 11.650
pies (3.551 m) lo que representó un récord en el Mar del
Norte, antes de que fuera retirada para el cambio de la
broca. Fue perforada en 95 horas con un ritmo de penetración medio en el fondo del pozo de 122 pies/hora.
El éxito de la S7 posibilitó la planificación de metas de
perforación de alcance extendido previstas para el futuro.
Aumento de las ganancias
La empresa EnQuest tiene todos los motivos para enorgullecerse del desempeño de su equipo de perforación.
Una combinación de planificación integrada y ejecución
eficaz hizo posible que el campo fuera desarrollado
económicamente a principios del siglo XXI, mediante la
utilización de una sonda diseñada para enfrentar los desafíos de los años 80. Los tiempos récord de perforación
alcanzados en 2010 fueron el resultado de la labor de
equipos que trabajan juntos – muchas veces en la misma
sonda – en un flujo constante de proyectos que se van
sucediendo. Los pozos para los cuales estaba previsto un
período de 70 días para su finalización fueron concluidos
en tan sólo 35 días. El desempeño fue maximizado a través del desarrollo conjunto de procedimientos adecuados
y del uso de herramientas altamente confiables, lo que
permitió generar confianza en el aumento de metas operativas, así como en la abertura de nuevas posibilidades
de desarrollos futuros. Un comentario presente en el
informe anual de EnQuest plc del año 2010 representa
una prueba muy clara del éxito de este abordaje: “la
entrega de los pozos perforados en los campos de Don
antes del plazo previsto ha sido un factor fundamental
para el desempeño de 2010”.
35
América Latina: um mercado em
crescimento para refinarias dos EUA
Sam Fletcher - Analista Sênior OGJ
As expansões nas refinarias latino-americanas
planejadas para esta década não serão suficientes para
conter a dependência crescente da região de combustíveis
importados dos EUA, segundo analistas do Deutsche Bank
AG (DB). De acordo com eles, o crescimento estrutural no
comércio entre os EUA e a América Latina de gasolina e
gasóleo irá continuar, com tais exportações desempenhando
um papel cada vez mais importante na balança de petróleo
dos EUA e nas margens de lucro do país.
REFINO
Enquanto os mercados de petróleo têm se concentrado
na expansão da demanda asiática – particularmente da
China - o crescimento da demanda latino-americana
está definindo não apenas a balança de petróleo para as
Américas, como também a dinâmica fundamental global,
segundo Soozhana Choi, chefe de pesquisa de commodities
da Ásia no DB. A média de crescimento da demanda de
petróleo na América Latina foi de 3,8% durante o período de
2006 a 2008. Contudo, em 2010, a média do crescimento da
demanda na região foi de 4% em relação ao mesmo período
do ano anterior, “uma forte recuperação em relação a 2009,
quando a demanda de petróleo da região caiu 0,7%”, disse
ela.
O aumento médio da demanda da América Latina
previsto para 2011 e 2012 é de 3%, uma taxa moderada em
relação à recuperação de 2010, mas ainda acima da média
de 10 anos. Funcionários do DB esperam que o crescimento
da demanda na América Latina se “normalize” entre 2011
e 2012. Segundo Choi, “Um bom crescimento econômico
nos anos logo antes de 2009 e agora após 2009 foi, em
grande parte, motivado pelos preços estruturalmente mais
elevados das matérias primas, cuja região é uma grande
produtora e exportadora global, incluindo muitas das
principais commodities de energia, metais e agricultura.
No Brasil, a maior economia da América Latina, as
commodities representam 65% das exportações totais
do país. Segundo Choi, “O crescimento da receita na
América Latina, com o auxílio dos regimes de subsídios
a combustíveis de uma forma ou de outra, resultou numa
demanda de petróleo nacional que está aumentando
rapidamente. Isso pode ser claramente observado nas
fortes vendas de automóveis”.
Demanda ultrapassa capacidade de refino
O DB informou que está prevista a construção de uma
capacidade de refino (base de destilação) de 1,5 milhão
de barris diários no período de 2012 a 2017, incluindo a
capacidade de 1 milhão de barris diários a ser implantada
no Brasil. Entretanto, a Petrobrás poderá destinar menos
fundos ao setor downstream, optando por maiores
investimentos no setor de exploração e produção. Choi
disse que mesmo que todos os projetos de refino sejam
levados adiante conforme planejado, a região terá cada
vez menos gasóleo e gasolina.
Segundo Choi, “a demanda de gasolina, que
representa 30% da demanda total de petróleo da
região, tem crescido de modo consistente nos últimos
anos, até mesmo em 2009”. “Desde o início do ano até
o momento, a demanda de gasolina da América Latina
aumentou 5,4% em relação ao mesmo período do ano
anterior, um aumento certamente forte em comparação
à taxa dos EUA, onde, desde o início do ano até agora,
o crescimento da demanda caiu mais do que 1% em
relação ao mesmo período do ano anterior.” A demanda
de gasóleo, representando um terço da demanda de
petróleo total da América Latina, aumentou 4,4% desde
o início do ano até o momento, enquanto que a demanda
dos EUA por destilados permanece estável.
Devido ao menor crescimento da demanda em
seu mercado interno, as refinarias dos EUA possuem
uma capacidade de refino excedente e uma produção
disponível para os mercados de exportação, com a
América Latina sendo o destino de metade de todas as
exportações de petróleo norte-americanas. “O México é
o destinatário de 20% das exportações totais dos EUA,
e 10% são enviadas ao Brasil, Argentina e Chile juntos”,
segundo Choi, acrescentando que “a importância
crescente das exportações para a balança de produtos
refinados dos EUA reflete-se no fato de que as
exportações atualmente representam 15% da produção
total de refino dos EUA, um aumento de 6% em relação
a 2002.”
Choi declarou o seguinte: “Desde 2007, vimos
triplicarem as exportações combinadas de gasóleo
e gasolina para a América Latina. As importações de
diesel do Brasil têm apresentado uma maior tendência
de alta nos últimos anos e mais do que dobraram em
2010 para 155.000 b/d desde 2006. A demanda crescente
de diesel no Brasil levou o país a acrescentar biodiesel a
sua mistura de combustível de transporte, sendo a soja
a matéria-prima principal. Espera-se que o contrato com
o Brasil determine um aumento de uma mistura de 2%
em 2008 para uma mistura de 5% nos próximos anos”,
disse ela.
O Brasil se tornou um importador líquido de gasolina
no primeiro semestre de 2010 devido às restrições na
oferta de etanol, que geraram desequilíbrios nos preços;
os preços do etanol não são controlados, ao contrário
dos da gasolina. “Uma situação semelhante parece estar
se desenvolvendo esse ano devido às expectativas de
queda na produção de açúcar, que pode fazer com que
o governo reduza a mistura de etanol no “pool” de oferta
de gasolina de 25% para 18%”, segundo Choi.
América Latina: un mercado en crecimiento
para las refinerías de los EEUU
Sam Fletcher - Analista Senior OGJ
Mientras los mercados de petróleo se han concentrado
en la expansión de la demanda asiática –especialmente en
China- el crecimiento de la demanda latinoamericana está
definiendo no sólo la balanza de petróleo para América,
sino también la dinámica global, según Soozhana Choi,
jefe de investigaciones de commodities en Asia en DB.
El cociente de crecimiento de la demanda de petróleo en
America Latina fue de 3,8% durante el período de 2006
a 2008. No obstante, en 2010 tal promedio de demanda
en la región fue de 4% en relación al mismo período del
año anterior, “una gran recuperación en relación a 2009,
cuando la demanda de petróleo de la región había caído
0,7%”.
El promedio en el aumento de la demanda de América
latina, previsto para 2011 y 2012, es de 3%, una tasa
moderada en relación a la recuperación de 2010, pero aún
por encima del promedio de 10 años. Trabajadores de DB
esperan que el crecimiento de la demanda en América
Latina se “normalice” entre 2011 y 2012. Según Choi, “Un
buen crecimiento económico en los años anteriores a 2009
y posteriores a 2009 fue, en gran parte, ocasionado por
los precios estructuralmente más elevados de las materias
primas, cuya región es una fuerte productora y exportadora
global, incluyendo las principales commodities de energía,
metales y agricultura.
En Brasil, cuya economía se considera la mayor de
América Latina, las commodities representan 65% del total
de sus exportaciones. Según Choi, “El crecimiento de los
ingresos en América Latina, con auxilio de los sistemas
de subsidios a los combustibles, de una forma o de otra,
generó una demanda de petróleo nacional que está
aumentando rápidamente. Esto se aprecia claramente en
el aumento considerable de las ventas de automóviles”.
La demanda supera la capacidad de refino
DB informó su previsión en ampliar la capacidad de refino
(base de destilación) en 1,5 millones de barriles diarios en
el período de 2012 a 2017, incluyendo la capacidad de 1
millón de barriles diarios que será implantada en Brasil.
Mientras tanto, Petrobras podrá destinar menos fondos al
sector downstream, inclinándose por inversiones mayores
en el sector de exploración y producción. Choi afirmó
que aunque se realicen todos los proyectos de refino de
acuerdo a lo planificado, la región tendrá cada vez menos
gasóleo y gasolina.
Segun Choi, “la demanda de gasolina, que representa
30% de la demanda total de petróleo de la región, ha
crecido de modo consistente en los últimos años, inclusive
en 2009”. “Desde el comienzo del año hasta el momento,
la demanda de gasolina de América Latina aumentó 5,4%
en relación al mismo período del año anterior, un aumento
realmente grande en comparación a la tasa de EEUU
donde, desde el inicio del año hasta ahora, el crecimiento
de la demanda cayó más del 1% en relación al mismo
período del año anterior.” La demanda de gasóleo, que
representa un tercio de la demanda total de petróleo de
América Latina, aumentó 4,4% desde principios de año
hasta ahora, mientras que la demanda de los EEUU por
destilados permanece estable.
Como consecuencia de la disminución de la demanda
en el mercado interno, las refinerías de los EEUU detentan
una capacidad de refino excedente y una producción
disponible para los mercados de exportación, con
América Latina como destino de la mitad de todas las
exportaciones de petróleo norteamericanas. “ México
es el destinatario del 20% de las exportaciones totales
de los EEUU, mientras que un 10% son enviadas a Brasil,
Argentina y Chile juntos”, segundo Choi, añadiendo que “la
importancia creciente de las exportaciones para la balanza
de productos refinados de EEUU, se refleja en el hecho de
que las exportaciones actualmente representan un15% de
la producción total de refino de los EEUU, un aumento por
tanto de 6% en relación a 2002.”
Choi realizó la siguiente declaración: “Desde 2007,
hemos podido ver cómo se triplicaban las exportaciones
conjuntas de gasóleo y gasolina para América Latina.
Las importaciones brasileñas de diesel han acusado una
tendencia al alta en los últimos años y se duplicaron en
2010 para 155.000 b/d desde 2006. La demanda creciente
de diesel en el país, llevó a Brasil a tener que añadir biodiesel
a su mezcla de combustible de transporte, siendo la soja
la principal materia prima. Se espera que el contrato con
Brasil determine un aumento de la mezcla de 2% en 2008
para una mezcla de 5% en los próximos años”.
REFINACIÓN
La expansión de las refinerías latinoamericanas
planificadas para esta década no serán suficientes para
contener la dependencia en crecimiento de la región de
combustibles importados de EEUU, según analistas del
Deutsche Bank AG (DB). En su opinión, se prolongará
el crecimiento estructural del comercio de gasolina y
gasóleo entre EEUU y América Latina, ejerciendo tales
exportaciones un papel cada vez más importante en la
balanza de petróleo de los EEUU y en los márgenes de
lucro del país.
Brasil se tornó un importador líquido de gasolina en
el primer semestre de 2010 debido a las restricciones en
la oferta de etanol, que generaron desequilibrios en los
precios por no encontrarse sometidos a un control, al
contrario de los de la gasolina. “Una situación semejante
parece estar produciéndose este año debido a las
expectativas de baja en la producción de azúcar, lo que
podría ocasionar que el gobierno redujese la mezcla de
etanol en el “pool” de oferta de gasolina de 25% para 18%”,
según Choi.
37
Brazil Onshore debateu o futuro
da produção terrestre no
Brasil e no continente
ONSHORE
Cerca de 350 congressistas brasileiros e estrangeiros
discutiram os caminhos da atividade onshore e os
desafios e soluções tecnológicas para a produção de
petróleo terrestre no Brasil e no continente, nos dias 28-30
de novembro, em Natal, estado do Rio Grande do Norte,
Brasil.
Jacques Salies, presidente da Seção Brasil da SPE - Society
of Petroleum Engineers.
A Feira e Congresso BRAZIL ONSHORE 2011 é o maior
evento brasileiro especificamente voltado para atividades
petrolíferas em terra. Organizada pelo Instituto Brasileiro
do Petróleo,Gás e Biocombustíveis (IBP) e pela Society of
Petroleum Engineers (SPE), a Brazil Onshore 2011 reúne, a
cada dois anos, os principais representantes do setor de
óleo e gás voltados para a exploração e produção em terra.
“O Brasil comemorará, em breve, 70 anos de atividade
petrolífera. Pelo menos a metade desta história tem a
participação efetiva e bem sucedida do Rio Grande do
Norte, e de seus campos terrestres. O Brasil tem 8.991
poços em produção. Dos 3551 poços do Rio Grande do
Norte, 3440 são poços terrestres. É justo e louvável que
tenhamos trazido para cá o maior evento brasileiro deste
segmento que ainda tem muito o que mostrar e produzir
para o Brasil e para os brasileiros”, explica Jean-Paul Prates,
diretor-geral do CERNE e correspondente local do IBP para
os estados RN, CE e PB.
Na área de exposições de 650m2 da feira, estão 51
empresas como Baker Hughes, Halliburton, Petrobrás,
Schlumberger, OGX, Frontier, Cameron e Wheatherford.
Essas empresas compartilharam o espaço com
fornecedores de equipamentos e empresas locais - de
Mossoró-RN, de Sergipe, da Bahia e de outros estados.
Nos stands, houve demonstração de produtos, exposição
de credenciais técnicas e habilidades tecnológicas.
No discurso de abertura, o secretário executivo do IBP,
Alvaro Teixeira, citou a importância da realização da Brasil
Onshore no Rio Grande do Norte.” Natal, por sua posicão
estratégica e pela infra-estrutura adequada, continuará a
ser o centro de inteligência dessas atividades no Brasil.
Além disso, é a capital do Estado que ostenta a posição
de maior produtor de petróleo em campos terrestres. Daí a
relevância da realização da Brasil Onshore aqui”.
No Brasil há 76 empresas trabalhando na exploração e
produção de petróleo em terra, sendo 40 brasileiras e 36
estrangeiras, a maior parte delas pequenas e com operação
onshore.
O Governo do Canadá, em conjunto com a Província
de Alberta também organizaram um workshop paralelo,
durante a Brazil Onshore 2011. O evento “Brasil-Canadá:
Oportunidades no Setor Onshore” trouxe empresas do
Canadá para debaterem a exploração em terra, atividade
em que o país é um dos mais fortes do mundo.
Na conferência, realizada simultaneamente ao evento,
realizaram-se debates e palestras sobre viabilidade
econômica de campos marginais, licenciamento ambiental
de poços terrestres e temas técnicos, como automação
da produção (“smartfields”), produção de óleo pesado
em terra, tecnologias acessíveis para campos terrestres
marginais, e reservatórios não convencionais.
“O evento é uma grande oportunidade para levantar a
discussão de como será o cenário das atividades terrestres
(onshore) no país e investimentos futuros. Diversas
companhias estão investindo em seu portfólio exploratório
terrestre e as primeiras descobertas já estão surgindo.
Além disso, por apresentar custos mais baixos e menores
complicações logísticas, os campos em terra funcionam
como um grande laboratório para tecnologias que serão
posteriormente utilizadas em ambiente offshore”, afirmou
Congressistas discutem os caminhos
da atividade onshore, em Natal (RGN)
En “Brazil Onshore”, debatieron
sobre el futuro de la producción en
tierra en Brasil y en el continente
La Feria y Congreso BRAZIL ONSHORE 2011 es el
evento más grande de Brasil centrado específicamente
en las actividades petroleras en tierra. Organizado por el
Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP)
y la Society of Petroleum Engineers (SPE), la Brazil Onshore
2011 reúne, cada dos años, los principales representantes
de la indústria de petróleo y gas enfocada en la exploración
y producción terrestre.
En un área de exposición de 650m2, 51 expusieron
compañías como Baker Hughes, Halliburton, Petrobras,
Schlumberger, OGX, Frontier, Wheatherford y Cameron.
Estas empresas comparten el espacio con los proveedores
de equipos y las empresas locales. Ahí pudieran realizar
demostraciones de productos, técnicas y habilidades
tecnológicas, y enseñar sus credenciales.
En Brasil hay 76 empresas que trabajan en exploración
y producción de petróleo en tierra, 40 brasileñas y 36
extranjeras, en su mayoría pequeñas y con operaciones en
tierra.
En la conferencia, que se celebró de forma simultánea
con el evento, hubo debates y presentaciones sobre
la viabilidad económica de los campos marginales, las
licencias ambientales de los pozos en tierra y cuestiones
técnicas, como la automatización de la producción
(“smartfields”), la producción de petróleo pesado en tierra,
la tecnología accesible para campos marginales terrestres y
para yacimientos no convencionales.
“El evento es una gran oportunidad para elevar la
discusión de cómo va quedase el escenario de actividades
realizadas en tierra (onshore) y las inversiones futuras en
este sector. Varias compañías están invirtiendo en su cartera
de exploración y los primeros nuevos descubrimientos
terrestres ya están surgiendo. Además, debido a su menor
costo y menores complicaciones logísticas, el trabajo
en tierra funciona como un gran laboratorio para las
tecnologías que se utilizarán posteriormente en el offshore
“, dijo Jacques Saliés, presidente de la Sección de Brasil de la
SPE - Sociedad de Ingenieros de Petróleo.
“Brasil va a celebrar pronto 70 años de extracción de
petróleo. Al menos la mitad de esta historia tiene que ver con
la efectiva y exitosa actividad en Rio Grande do Norte, y sus
campos terrestres. Brasil tiene 8.991 pozos en producción.
De los 3.551 pozos de Rio Grande do Norte, 3.440 son pozos
en tierra. Es justo y loable que se produjo acá el evento más
grande de Brasil en este segmento, que todavía tiene mucho
para enseñar y producir para Brasil y los brasileños”, dijo
Jean-Paul Prates, director general del CERNE y corresponsal
local para el IBP en los estados de Rio Grande do Norte,
Ceará y Paraíba, en Brasil.
En su discurso inaugural, el secretario ejecutivo del IBP,
Alvaro Teixeira, señaló la importancia de la celebración Brazil
Onshore, en Río Grande do Norte. “Natal, por su posición
estratégica e infraestructura adecuada, seguirá siendo
el centro de inteligencia de estas actividades en Brasil.
Además, es la capital del estado que cuenta con el mayor
volumen de producción de petróleo en campos terrestres.
De ahí la importancia de hacer aquí la Brazil Onshore.”
Representantes de la industria de petróleo y gás discutieron los
caminos de la atividad onshore en Congreso Brazil Onshore 2011
ONSHORE
En noviembre 28-30, en Natal, estado de Rio Grande
do Norte, Brasil, 350 delegados brasileños y extranjeros
discutieron caminos de la actividad petrolera onshore,
sus desafíos y soluciones tecnológicas para la producción
terrestre de petróleo en Brasil y en el continente.
El Gobierno de Canadá, junto con la provincia de Alberta,
organizó también un workshop paralelo, durante el Brazil
Onshore 2011. El evento “Brasil-Canadá: Oportunidades
en el sector terrestre” ha traído empresas de Canadá para
discutir la exploración en tierra, actividad en la cual el país
es uno de los más fuertes del mundo.
39
Batalha verbal no caso do vazamento
de óleo de Frade na Bacia de Campos
A cobertura da imprensa brasileira sobre o
derramamento de óleo ocorrido no campo de Frade
(Bacia de Campos), operado pela Chevron, rendeu uma
verdadeira batalha verbal nos jornais e revistas do país e
do exterior.
OFFSHORE
Em entrevista publicada pelo Wall Street Journal, o
presidente da companhia norte-americana para a África
e para a América Latina, Ali Moshiri, disse que estava
intrigado com a atitude dos brasileiros em relação ao
vazamento. “Nunca vi um vazamento tão pequeno gerar
tamanha reação”, afirmou o executivo, que ainda classificou
de exagerada a reação do Brasil. Moshiri também deixou
escapar que o acidente em Campos não foi uma coisa
pontual e, em sua opinião, pode acontecer novamente. “Se
alguém acha que esse tipo de incidente não vai se repetir,
eu gostaria de conversar com essa pessoa”, disse.
Enquanto isso, a Agência Nacional de Petróleo (ANP)
interditou um dos dez poços de produção de petróleo da
Chevron no Campo de Frade. A petrolífera americana foi
autuada pela agência por ter sido detectada a existência
de gás sulfídrico na plataforma. A autuação aconteceu 25
dias após o início do derramamento de óleo no poço 9-FR50DP-RJS, operado pela Chevron, também no Campo do
Frade, de onde vazaram cerca de 2.400 barris de petróleo.
A atividade exploratória estava sendo feita a 1,2 mil metros
de profundidade, a cerca de 370 km do costa carioca, e
a mancha de óleo estava a cerca de 120 km da costa nos
últimos dias.
Em seguida ao incidente, a ANP divulgou que a Chevron
seria proibida de perfurar no Brasil. Por sua vez, a empresa
publicou uma nota em seu site afirmando que suspendeu
voluntariamente as atividades. O presidente da Chevron
para África e América Latina, Ali Moshiri, se reuniu com
o Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, e disse
que o acidente pode ter ocorrido em função da geologia
complexa encontrada na região do campo de Frade. O
executivo afirmou que o vazamento está sob controle e
que a mancha de óleo praticamente desapareceu.
No início de dezembro a Polícia Federal brasileira
anunciou que suas investigações concluíram que o
vazamento ocorreu por “falha humana”. “Não tenho dúvida
de que houve falha humana. Acidente não foi. O que não
dá ainda é a quem atribuir ou a quantas pessoas podem
ser atribuídas. Isso ainda será descoberto ao longo das
investigações”, diz o delegado Fábio Scliar, da Delegacia de
Meio Ambiente e Patrimônio Histórico, da Polícia Federal,
no Rio.
A petroleira americana Chevron pode ser punida em R$
260 milhões pelo vazamento de óleo do campo de Frade
e já foi multada em novembro pelo órgão regulador federal
do meio ambiente (IBAMA), em R$ 50 milhões.
O governador do Rio de Janeiro também fez declarações
um seminário em Nova York sobre o incidente, afirmando
que “não vai tolerar este tipo de erro nos mares cariocas”
e que vai buscar a punição de quem causar danos
ambientais que pudessem ser evitados. “O que aconteceu
foi absoluta falta de cautela e um desejo de explorar um
campo envelhecido, em fim de produção, de maneira
irresponsável. Eles têm que assumir e dizer ‘nós erramos’”,
afirmou Cabral.
O tom mais agressivo das discussões sobre o caso é
atribuído à conexão com o debate sobre a distribuição
dos royalties do Pré-Sal, onde estados não-produtores
reivindicam o direito de receber até a metade destes
recursos, enquanto estados produtores como o Rio de
Janeiro, defendem que os royalties são uma compensação
também por danos ambientais causados pela indústria.
Além dos pedidos de indenização, das multas e da
proibição temporária para perfurar novos poços de
petróleo no Brasil, a Chevron enfrenta, agora, uma ação
na Justiça para tirá-la totalmente do Brasil. O Ministério
Público Federal de Campos abriu uma ação civil pública
cobrando a mais pesada indenização da petroleira – 20
bilhões de reais, por danos ambientais e sociais – e um
pedido de liminar para suspender todas as atividades da
empresa no Brasil, bem como da Transocean, que atuava
na perfuração do poço no Campo do Frade, na Bacia de
Campos. Os procuradores do MPF propuseram ainda multa
diária de 500 milhões de reais, no caso de descumprimento
da decisão judicial para suspensão das atividades.
Batalla verbal en el caso del derrame
de petróleo en Frade en la Cuenca de Campos
La cobertura de la prensa brasileña sobre el derrame
de petróleo en el campo de Frade (Cuenca de Campos),
operado por Chevron, dio lugar a una batalla verbal en los
periódicos y revistas del país y del extranjero.
En una entrevista publicada por el Wall Street Journal,
el presidente de la empresa estadounidense para África y
América Latina, Ali Moshiri, dijo que estaba desconcertado
por la actitud de los brasileños hacia el incidente. “Nunca
he visto una fuga de lo más pequeña que generara una
tamaña reacción”, dijo el ejecutivo, quien también lo
describe como una reacción exagerada de Brasil. Moshiri
también dejó entrever que el accidente en Campos no
fue una cosa puntual y que, en su opinión, puede volver
a ocurrir. “Si alguien piensa que este tipo de incidente no
vuelve a suceder, me gustaría hablar con esta persona”,
dijo.
Mientras tanto, la Agencia Nacional de Petróleo (ANP)
prohibió la operación de uno de los diez pozos que
producen petróleo en el campo Frade, de Chevron. La
petrolera estadounidense ha sido inspeccionada por
la agencia cuando fue detectada la presencia de gas
sulfhídrico en la plataforma. La penalización se llevó a cabo
25 días después del inicio del derrame de petróleo en el
pozo 9-RJS-50DP-FR, operado por Chevron, también en el
campo de Frade, del cerca de 2.400 barriles de petróleo. La
actividad exploratoria se está haciendo a los 1200 metros
de profundidad, unos 370 km de la costa de Río de Janeiro,
y la mancha de petróleo estuvo a aproximadamente 120
km de la costa en los últimos días.
Tras el incidente, la ANP anunció prohibición a que
Chevron siga su perforación en Brasil. A su vez, la compañía
publicó un comunicado en su página web indicando que
suspendió voluntariamente las actividades. El presidente
de Chevron para África y América Latina, Ali Moshiri, se
reunió con el Ministro de Minas y Energía, Edison Lobão,
y dijo que el accidente pudo haber ocurrido debido a
la compleja geología en la región del campo Frade. El
ejecutivo dijo que la fuga está bajo control y que la marea
negra ha desaparecido prácticamente.
A principios de diciembre la Policía Federal brasileña dijo
que su investigación concluyó que la fuga se produjo por
un “error humano”. “No tengo ninguna duda de que hubo
un error humano. No fue accidente. Lo que aún nos falta
saber es a quién o a cuántas personas se puede asignar
culpa. Sin embargo, esto será descubierto durante las
investigaciones”, dice el oficial Fabio Scliar, de la Oficina
de Medio Ambiente y Patrimonio de la Policía Federal de
Brasil, en Río de Janeiro.
Ali Moshiri - Presidente - Chevron - África/América Latina
La compañía petrolera Chevron puede ser multada con
R$ 260 millones por el derrame de petróleo en el campo de
Frade. En noviembre ya ha sido multada por el regulador
federal del medio ambiente (IBAMA), por R$ 50 millones.
El gobernador de Río de Janeiro también hizo
declaraciones en un seminario en Nueva York sobre el
incidente, diciendo que “no tolerará este tipo de error en
los mares de Río”, y que buscará el castigo de aquellos que
causan daños al medio ambiente que podrían ser evitados.
“Lo que sucedió fue una absoluta falta de precaución y un
deseo de explorar un campo viejo, en fines de producción,
de manera irresponsable. Tienen que hacerse cargo y decir
‘nos equivocamos’ “, dijo Cabral.
El tono agresivo de las discusiones sobre el caso se
asigna a la relación con el debate sobre la distribución
de regalías del pre-sal, donde los estados productores
reclaman el derecho a recibir hasta la mitad de estos
recursos, mientras que los estados productores, como Río
de Janeiro, argumentan que las regalías son también una
indemnización por los daños ambientales causados por la
industria.
Además de las reclamaciones, multas y la prohibición
temporal para la perforación de nuevos pozos de petróleo
en Brasil, Chevron se enfrenta ahora una acción legal para
eliminarlo por completo de Brasil. El Ministerio Público
Federal abrió una compensación de campo acción civil
demandando a partir del aceite pesado - 20 millones de
dólares por daños ambientales - y una solicitud de una
orden judicial para detener todas las actividades de la
empresa en Brasil, así como Transocean, que trabajaban en
la perforación del Campo de Frade, la Cuenca de Campos.
Los fiscales también propuseran multa diaria de 500
millones de reales en el caso de incumplimiento de la corte
para la suspensión de actividades.
41
Reservas de gás
significativas na Colômbia
A Energy Company, Inc., através de sua subsidiária
integral, Geoproduction Oil & Gas Company, da Colômbia,
anunciou a conclusão e o teste bem sucedidos do poço
de desenvolvimento Nelson-4, uma derivação a nordeste
do poço de descobrimento Nelson-2, localizado na
concessão Esperanza na Bacia do Baixo Magdalena, na
Colômbia. Essa concessão é 100% mantida e operada pela
Geoproduction.
Guilherme Estrella homenageado
pelo World Petroleum Congress
Fórum Nacional debate
desenvolvimento eólico
brasileiro em Natal
Dezenas de empresários, especialistas e representantes de
instituições envolvidas com o setor energético brasileiro
participaram dos debates promovidos pela 3a. Edição do
Fórum Nacional Eólico, realizado em Natal, no início de
dezembro. O tema predominante foram os gargalos que
impedem ou retardam o desenvolvimento da energia eólica
no Brasil e a infraestrutura necessária para a expansão da
geração de energia eólica nos estados.
CURTAS
CURTAS
A organização do 20° Congresso Mundial de Petróleo
(WPC), realizado em Doha, no Catar, entregou o prêmio
Dewhurst 2011, que leva o nome do fundador do WPC,
Thomas Dewhurst, ao diretor de exploração e produção da
Petrobrás, Guilherme Estrella, em reconhecimento ao seu
trabalho pela indústria do petróleo, mundialmente.
Durante o evento, representantes dos governos dos estados
e empreendedores também ratificaram a necessidade
de se investir em capacitação e treinamento de mãode-obra especializada, bem como nas obras das novas
linhas de transmissão e nas questões burocráticas quanto
à logística de instalação dos parques em construção. O
setor concluiu também que, para que as fontes energéticas
complementares possam desenvolver a competitividade,
é preciso que sejam realizados regularmente os leilões
federais incluindo energia solar, biomassa e eólica.
Em Natal (RGN), fórum debate os gargalos para
o desenvolvimento da energia eólica no Brasil
Transferência de bloco
A QGEP Participações S.A. (BM&FBovespa: QGEP3)
comunicou que a transferência da operação do bloco BS-4
da Shell para a Queiroz Galvão Exploração e Produção
(QGEP) foi aprovada pelo consórcio. O Bloco BS-4 esta
localizado a 185 km da costa em lamina d’água de 1550m
e possui duas descobertas, Atlanta e Oliva, em fase de
desenvolvimento. A transferência de 30% dos direitos de
participação e da operação do Bloco BS-4 da Shell para a
QGEP estão sujeitas a aprovação da ANP.
GE Energy
A GE Energy do Brasil inaugurou, em outubro, seu Centro
de Manutenção de turbinas industriais a gás aeroderivadas,
localizado em Petrópolis (RJ). Este será o primeiro Centro
de Manutenção da GE na América Latina.
Sistema de Informação Geográfico
Com o aumento da exploração e produção de óleo e gás no
país, as empresas estão investindo cada vez mais em novas
tecnologias para reduzir falhas e aumentar a produtividade.
Ferramentas corporativas como o GIS (Sistemas de
Informação Geográfica) permitem avaliar o potencial de
produção de óleo e gás das áreas consideradas promissoras
por meio de análises de imagens de satélite, mosaicos digitais,
dados sísmicos, estudos geológicos, análises de subsolo, entre
outras. No mercado, a empresa Imagem, líder no mercado
de GIS na América Latina, está oferecendo soluções capazes
de relacionar estes dados por meio de mapas digitais.
Prêmio TOP Etanol
Integrantes de áreas técnicas, universitários, pós-graduados,
mestres, doutores, jornalistas, fotógrafos e inventores têm até
o dia 29 de fevereiro de 2012 para inscrever seus trabalhos
e participar da terceira edição do Prêmio TOP Etanol.
Iniciativa do Projeto AGORA, uma das mais importantes
ações de marketing e comunicação da cadeia produtiva
sucroenergética brasileira, o TOP Etanol traz nesta edição
uma série de novidades e premiação total de R$ 109.500,00.
Mais informações no site www.premiotopetanol.com.br
Bardot in Rio
Inaugurado no Rio de Janeiro o escritório de
desenvolvimento de negócios da Bardot Ventures do
Brasil. O anúncio foi feito durante a Brasil Offshore,
em Macaé, Rio de Janeiro, pelo presidente do Grupo
Bardot, Guy M. Bardot. Segundo ele, além do escritório
do Rio, em 2012 a empresa vai instalar um complexo
industrial em Macaé. Bardot anunciou ainda que o
grupo instalou um novo Centro de Pesquisas na costa
mediterrânea francesa e afirmou que todos os novos
investimentos vão reduzir o tempo de programação e
custos de entrega dos polímeros e compostos auxiliares
para umbilicais, risers e linhas de fluxo fornecidos pela
empresa.
Importantes reservas de
gas en Colombia
La empresa Energy Company, Inc., a través de su afiliada
integral en Colombia, Geoproduction Oil & Gas Company,
anunció la finalización exitosa de las pruebas del pozo de
desarrollo Nelson-4, un derivado, al NE, del descubrimiento
Nelson-2, ubicado en la concessión Esperanza, en la
Cuenca del Bajo Magdalena, Colombia. Esta concessión es
100% propiedad de Geoproduction.
Transferencia de bloque
QGEP Participaciones S.A. (BM&FBovespa: QGEP3)
comunicó que la transferencia de la operación del bloque
BS-4 de Shell a Queiroz Galvão Exploración y Producción
(QGEP) fue autorizada por el consorcio. El Bloque BS-4
está localizado a 185 km de la costa, a una lámina de agua
de 1550m y posee dos descubrimientos, Atlanta y Oliva,
ambos en fase de desarrollo. La transferencia del 30% de
los derechos de participación y de la operación del Bloque
BS-4 de Shell a QGEP aún dependen de la autorización de
la ANP.
Guilherme Estrella honrado por el
Congreso Mundial del Petróleo
GE Energy
Foro Nacional debate el
desarrollo eólico en Natal, Brasil
Decenas de empresarios, expertos y representantes
de instituciones involucradas con el sector energético
brasileño han participado en los debates del Tercero
Foro Nacional Eólico, celebrada en Natal, a principios de
diciembre. El tema predominante fue los obstáculos que
impiden o retrasan el desarrollo de la energía eólica en
Brasil y la infraestructura necesaria para la expansión de la
generación de la energía eólica en los estados.
Durante el evento, los representantes de los gobiernos
estatales y los empresarios destacaron la necesidad de
invertir en la capacitación y formación de mano de obra
calificada, así como en las obras de nuevas líneas de
transmisión y los problemas burocráticos y logísticos
para la instalación de plantas en construcción. El sector
también llegó a la conclusión de que, para aumentar la
competitividad de las fuentes de energía complementarias,
es necesario que se celebren periódicamente las subastas
federales de energía, incluyendo a las fuentes solar,
biomasa y eólica.
En octubre, GE Energy de Brasil inauguró su Centro de
Mantenimiento de turbinas industriales a gas aeroderivadas,
ubicado en Petrópolis (estado de Río de Janeiro). Se trata del
primer Centro de Mantenimiento de GE en América Latina.
Sistema de Información Geográfico
Con el aumento de la exploración y producción de
petróleo y gas en Brasil, las empresas están invirtiendo
cada vez más en nuevas tecnologías a fin de reducir fallas
y aumentar la productividad. Herramientas corporativas,
como el GIS (Sistema de Información Geográfica) permiten
evaluar el potencial de producción de petróleo y gas de las
áreas consideradas promisoras, por medio de análisis de
imágenes de satélite, mosaicos digitales, datos sísmicos,
estudios geológicos, análisis del subsuelo, entre otros. En
el mercado, la empresa Imagen, líder en el mercado de GIS
en América Latina, está ofreciendo soluciones capaces de
relacionar estos datos por medio de mapas digitales.
Premio TOP Etanol
CORTASCORTAS
La organización del 20° Congreso Mundial del Petróleo
(WPC), celebrado en Doha, Qatar, entregó el premio
Dewhurst 2011, que lleva el nombre del fundador del WPC,
Thomas Dewhurst, al director de exploración y producción
de Petrobras, Guilherme Estrella, en reconocimiento a su
trabajo en la industria petrolera mundial.
Integrantes de áreas técnicas, universitarios, posgraduados,
magísteres, doctores, periodistas, fotógrafos e inventores
tienen hasta el día 29 de febrero de 2012 para inscribir sus
trabajos y participar de la tercera edición del Premio TOP
Etanol. TOP etanol, iniciativa del Proyecto AGORA, una de
las más importantes acciones de marketing y comunicación
de la cadena productiva sucroenergética, trae en esta
edición una serie de novedades y un premio total de R$
109.500,00 (60.000 dólares aproximadamente). Para mayor
información, se recomienda consultar el sitio
www.premiotopetanol.com.br
Bardot en Río
Fué abierta en Río de Janeiro la oficina de desarollo de
negocios de Bardot Ventures do Brasil. El anuncio fue
hecho durante Brasil Offshore, en Macaé, Rio de Janeiro,
por el presidente del Grupo Bardot, Guy M. Bardot. Según
él, además de la oficina de Río, en 2012 la empresa instalará
un complejo industrial en Macaé. Bardot anunció también
que el grupo ha instalado un nuevo centro de investigación
en la costa mediterránea francesa y dijo que, con todas las
nuevas inversiones, se reducirá el tiempo de programación
y los costos de entrega de los polímeros y compuestos
Empresarios y representantes de instituciones envolvidas con el auxiliares umbilicales, tubos y líneas de flujo suministrados
sector energético en 3º Foro Nacional Eólico, en Natal (RGN) por la empresa.
43
AGENDA
AGENDA
JANEIRO/ENERO 2012
11º Fórum de Direito de Energia Elétrica
02/01/2012 - São Paulo BRA
www.apine.com.br/site/zpublisher/secoes/Eventos_Setor.asp
Shale Gas & Tight Oil Argentina
24-26/01/2012 - Buenos Aires ARG
www.shale-gas-tight-oil-argentina.com
Offshore West Africa 2012
24-26/01/2012 - Abuja NGA
www.offshorewestafrica.com/index.html
Direito Empresarial Ambiental
30-31/01/2012 - São Paulo BRA
www.ibcbrasil.com.br
2º Brazil Gas Congress
31/01-02/02/2012 São Paulo BRA (OGJLA)
www.brazilgascongress.com/Event
Topsides, Plataforms & Hulls
31/01-02/02/2012 New Orleans USA
www.topsidesevent.com/index.html
FEVEREIRO/FEBRERO 2012
Licenciamento Ambiental em Obras
07/02/2012 - São Paulo BRA
www.viex-americas.com.br
Wind Forum Brazil 2012
4º Fórum Nacional para
Geração Eólica
7-9/02/2012 - São Paulo BRA
www.windforumbrazil.com/Event.
aspx?id=575076
Offshore Asia
Conference & Exhibition
21-23/02/2012 - Kuala Lumpur - MYS
www.offshoreasiaevent.com
MARÇO/MARZO 2012
Maritime Summit
Portos e Terminais
7-8/03/2012 - Rio de Janeiro BRA
http://www.viex-americas.com.br/
eventos
2012 Subsea Tieback
Forum & Exhibition
06-08/03/2012 - Galveston EUA
www.subseatiebackforum.com
Santos Pré-sal
13-14/03/2012 – Santos BRA
http://www.viex-americas.com.br/
eventos
Colombia Oil & Gas
13-16/03/2012 - Cartagena COL
www.cwccolombia.com
CCS: Converting CO2 from Waste into Profit
21-22/03/2012 - Rio de Janeiro BRA (OGJLA)
www.spe.org/events
Integrated Intelligent
Completions
www.spe.org/events
Sugar & Ethanol Brazil 2012
26-28/03/2012 - São Paulo BRA
http://ethanolbrazil.agraevents.com/
JULHO /JULIO 2012
4º Conferência Latino Americana de Segurança de Processo do CCPS
www.ibp.org.br
AGOSTO/AGOSTO 2012
ABRIL/ABRIL 2012
LACPEC 12 SPE
Latin American And Caribbean
16-18/04/2012 - Cid. do México MEX
www.spe.org/events/lacpec/2012/en/
IADC International Deepwater
Drilling Conference & Exhibition
17-18/ABR/2012 - Rio de Janeiro BRA
www.iadc.org/conferences
Offshore Technology
Conference 2012
30/04–03/05/2012 Houston, TX – EUA
www.otcnet.org/2012
MAIO/MAYO 2012
Intercorr 2012
14-18/04/2012 - Salvador BRA
www.abraco.org.br/intercorr2012/
FIMA Brasil - Feira Industrial de Manutenção
e Automação
15-18/05/2012 - Santos BRA
www.fimabrasil.com.br
4º Seminário de Laboratório
www.ibp.org.br
Accelerate Brazil
Infrastructure & Investment
ExpoForum
www.acceratebrazil.com
JUNHO /JUNIO 2012
2012 Energy Conference Developing Resources for Sustainability
11-13/06/2012 Port-of-Spain T&T
www.spettconf.org/
Offshore Patrol Vessel Latin America
www.offshorepatrolamericas.com/Event
SPWLA Annual Symposium
16-20/06/2012 - Cartagena COL
www.spwla.org
Navalshore 2012
www.ubmnavalshore.com.br
Congresso Latinoamericano y del Caribe
de Perforación, Terminación, Reparación y
Servicio de Pozos
7-10/08/2012 - Buenos Aires ARG
www.iapg.org.ar/sectores/eventos/eventos/listados/
listado_todos_los_eventos.htm
SETEMBRO/SEPTIEMBRE 2012
Rio Oil & Gas 2012
www.ibp.org.br
OUTUBRO/OCTOBRE 2012
3º Congreso Latinoamericano y del Caribe
de Refinación
30/10-2/11/2012 Buenos Aires ARG
www.iapg.org.ar/sectores/eventos/eventos/listados/listado_todos_los_eventos.htm
NOVEMBRO/NOVIEMBRE 2012
Deepwater Operations
6-8/11/2012 Galveston TX EUA
www.deepwateroperations.com
Feira Brasil Petróleo, Gás e
Biocombustível
20 -23 Nov/2012 – Salvador BRA
www.multifeirascongressos.com.br
Oil Sands Heavy
Oil Technologies
24-26/11/2012 - Calgary CAN
www.oilsandstechnologies.com
Deep Offshore Technology
International
27-29/11/2012 - Perth AUS
www.deepoffshoretechnology.com
Encontre outros eventos em nosso site:
www.ogjla.com.br
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