Baixar - Petróleo Latino

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Outubro/ Novembro / Dezembro / Ano 18 Número 04
R$ 8,50
TM
A N A L I S E S S O B R E P E T R Ó L E O E E N E R G I A N A A M E R I C A L AT I N A
A REVOLUÇÃO DO SHALE
Recursos não convencionais despertam o interesse de investidores na
América Latina e Caribe e podem mudar o panorama energético MUNDIAL
COMUNIDADE ANDINA
REALIZA RODADAS
EM BUSCA DE NOVOS
CONTRATOS
RIO OIL & GAS
2012: INOVANDO E
CRESCENDO
PRÉ-SAL: O POTENCIAL
PETROLÍFERO DAS BACIAS
BRASILEIRAS
Outubro / Novembro / Dezembro 2012
1
MPD|Solimões (Brasil)|YPFB (Bolivia)|Petroleo (Paraguay)|Argentina|Ecuador|Mexico
2
Oil & Gas Journal Latinoamericana
Publisher
Jean-Paul Prates | [email protected]
Outubro/Novembro/Dezembro
Ano 18 Número 04
TM
Diretoria Editorial
Neli Terra | [email protected]
MERCADOS & TECNOLOGIA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA L ATINA
SUMÁRIO
Diretoria comercial
Sérgio Caetano | [email protected]
Editorias Locais
América Central | Argentina | Bolivia | Brasil | Colombia
Ecuador | Perú | Trinidad & Tobago/Caribe | Venezuela
Gestão Administrativa e Financeira
Wagner Porpino | [email protected]
DESTAQUE
Rio Oil & Gas 2012 - inovar e crescer com responsabilidade
PANORÁMICA
Gestão de Assinaturas e Circulação
Rui Santos | [email protected]
Shale na América Latina A revolução menos pensada
Envio de Artigos Técnicos
Qualquer trabalho técnico ou correspondência para esta
revista devem ser enviados para o email [email protected].
DESTINO REGIONAL
Contatos Comerciais
América Latina (incl. Brasil)/América Central/Caribe/
México
Daniella Brito| [email protected]
Estados Unidos/Canadá
Marlene Breedlove | [email protected] |+1 713
963 6293
David Davis | [email protected] | +1713-963-6206
Stan Terry | [email protected] | +1 713 963 6208
Mike Moss | [email protected] | +1 713 963 6293
Mark Gates | [email protected] | +1 713 963 6237
Francia/Belgica/España/Portugal/Suiza(S)/Monaco/
Africa(N)
Daniel Bernard | [email protected] +33 1 3071
1119
Inglaterra/Dinamarca/Suecia/Noruega/Holanda
Roger Kingswell | [email protected] | +44 1622 721
222
Alemania/Suiza(N)/ Europa Leste/Austria/
Russia/Baltico & Eurasia
Andreas Sicking | [email protected] | +49 2903 3385
70
Italia
Ferruccio Silvera | [email protected] | +39 02 284 6716
Japão/Japón
Masaki Mori | [email protected] | +81 3 3556 1575
Singapura/Australasia/Asia-Pacífico/China
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India
Rajan Sharma | [email protected] | +91 11 628 3018
Australia/N Zel
Mike Twiss | [email protected] | +61 8 95294466
Nigeria/Angola/Africa Oeste
Dele Olaoye | [email protected] | + 234 805 687 2630
Webcasts & Serviços de Mídia Digital
Rui Anderson| [email protected] +5584 2010 0340
Mike Moss | [email protected] |+1 713 963 6221
Marlene Breedlove | [email protected] |+ 1 713 963
6293
Stan Terry | [email protected] |+ 1 713 963 6208
03
Reservas de petróleo e tecnologia não são nada sem as pessoas
08
14
DESTINO REGIONAL
Países da comunidade andina em busca de novos contratos
18
FOCUS: TECNOLOGIA
Brasil – mercado emergente, investimentos crescentes
20
FOCUS: TECNOLOGIA
Familiaridade e desafios em águas profundas trazem
mudanças para o MPD na América Latina
22
FOCUS: TECNOLOGIA
O potencial petrolífero das bacias sedimentares brasileiras
além do Pré-Sal
26
SEÇÕES
GIRO
30
AGENDA
33
PARCEIROS EDITORIAIS
O aplicativo da OGJLA está disponível,
para baixar o seu busque por “Oil & Gas
latinoamericana” e boa leitura.
Classificados (Impresso & Online)
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PRODUÇÃO
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59064-390 | 55 84 2010 0340
GLOSSÁRIO 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 (10 6 )
B = bilhão (10 9 )
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 (10 9 )
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MWh = megawatt hora
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Brasil |20024-900 | 55 21 2533 5703
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CAPA
A fotografia da capa , Seção DESTAQUE,
na edição 1804 da OGJLA é de autoria
Andreirybachuk, Dreamstime
EDITORIAL| OGJLA 1804
NELI TERRA
DIRETORA EDITORIAL
Na palma da mão
Versatilidade, praticidade, portabilidade. Palavras que,
cada vez mais, são atribuídas ao cotidiano da vida moderna,
em todo o mundo. Tempo é crucial. Informação, mais
ainda. Se pudermos aliar positivamente todas essas coisas,
então estaremos caminhando rumo à vanguarda. É o que
a Oil & Gas Journal Latinoamericana tem buscado fazer,
especialmente nos últimos anos. Primeiro lançamos nosso
site (www.ogjla.com.br), que além de trazer a atualização
das notícias veiculadas sobre o setor também conta com
duas versões digitais da revista impressa: uma para baixar
e outra para ler online.
E a mais recente inovação: a revista para iPhone, iPad
e Android. Dessa feita, fomos além, para acrescentar
conteúdos extras: álbuns de fotos, vídeos, gráficos e tudo o
mais que possa complementar as reportagens e aumentar
o seu nível de informação. E, como era esperado, a
migração dos leitores para as plataformas digitais vem
ocorrendo em grande velocidade. A ponto de nos fazer
repensar sobre a continuidade das versões impressas.
Afinal, já são mais de um milhão de smartphones em
todo o mundo. E os tablets seguem a mesma curva de
crescimento. São esses pequenos equipamentos que nos
permitem acessar uma biblioteca inteira, ou todos os
jornais e revistas que quisermos, tudo com a distância de
apenas um toque.
Pesquisas feitas no último ano mostram que houve
crescimento nas vendas de tablets em todo o mundo,
especialmente nos países da América Latina. No Brasil,
segundo a consultoria GfK, o número de equipamentos
desse tipo deve ultrapassar os 5 milhões em 2013. Entre
janeiro e agosto deste ano, o aumento nas vendas chegou
a 267% , em comparação com o mesmo período do ano
anterior. Além da oferta de aplicativos cada vez maior, a
redução dos custos e a variedade de opções disponíveis
estão entre os principais responsáveis por esses números.
4
NOVE EM CADA 10 entrevistados afirmam
que a tecnologia móvel desempenha um papel
importante tanto para a educação como para a
saúde e, para a esmagadora maioria (93%), a
tecnologia sem fio pode fazer toda a diferença
na hora das autoridades de saúde transmitirem
alertas para os profissionais do setor no País.
(FONTE: REVISTA TIME EM PARCERIA COM A QUALCOMM)
Rosental Calmon Alves, diretor do Centro Knight para
jornalismo nas Américas, da Universidade do Texas
(EUA) explica que 90% do tempo gasto hoje com leitura
nos EUA são em tela, não em papel:
A crise dos jornais dos EUA mostra o esgotamento do
modelo. O problema não é a queda de circulação, que
ocorre há 60 anos. O problema é a queda da publicidade.
Os anunciantes estão descobrindo outras formas de
anunciar, afirma.
Marcello Moraes, diretor-geral da Infoglobo, que
publica os jornais O GLOBO, “Extra” e “Expresso”
no Brasil, diz que o papel vai conviver cada vez com
mais produtos digitais.
Por tudo isso,acreditamos que o caminho da comunicação
já está traçado pela evolução tecnológica. E convidamos
você também a experimentar!
Baixe nossos aplicativos na Apple Store ou no Google
Play e passe a ter a Oil & Gas Journal Latinoamericana
ao alcance de suas mãos, sem ter que carregar peso extra
por isso.
Nesta edição você já confere conteúdos exclusivos para
as versões digitais: uma análise completa sobre a corrida
dos quatro países andinos (Bolívia, Peru, Ecuador e
Colômbia) para gerar a energia que suporte o ritmo
de crescimento das suas economias e uma reportagem
explicativa, sobre o uso do MPD (perfuração de pressão
gerenciada) na América Latina, que é cada vez maior.
Além disso, novas imagens e gráficos inéditos ilustram
as matérias que também fazem parte da versão impressa.
Para baixar o aplicativo OGJLA no seu tablet ou
smartphone, busque por “Oil & Gas latinoamericana” na
loja do seu aparelho (Apple Store ou no Google Play).
Boa leitura e até a próxima!
DESTAQUE | OGJLA 1804
RIO OIL & GAS 2012
INOVAR E CRESCER COM RESPONSABILIDADE
NELI TERRA, RIO DE JANEIRO / RJ / BRASIL
Principal evento de Petróleo e Gás da América
Latina, a Rio Oil & Gas Expo and Conference
comemorou seu 30º aniversário em 2012, com
a 16ª edição da feira, que este ano teve como
lema “Inovar e Crescer com Responsabilidade”.
Considerado entre os cinco maiores eventos de
todo mundo e referência internacional no debate e
exposição da indústria de petróleo e gás natural, este
ano a Rio Oil & Gas esteve ainda maior: além de ocupar
os cinco pavilhões do Riocentro, contou com tendas
adicionais e um novo bloco temático na conferência
– Gestão e Cenários da Indústria – que tratou com
maior profundidade de temas relevantes para o setor.
Com isso, os congressistas puderam ampliar
discussões de questões como novas fronteiras
de exploração, segurança operacional, conteúdo
nacional,
qualificação
profissional,
novas
tecnologias, responsabilidade
associada
aos
acidentes ambientais e mobilidade sustentável.
À parte da feira e das salas de conferência, um
espaço chamado de Arena+10 sediou um amplo
debate sobre responsabilidade socioambiental. O
nome dado ao evento paralelo, além de ser uma
alusão à Rio+20, marca o período de dez anos da
criação de um espaço específico para discutir o
tema sustentabilidade na indústria de petróleo e gás,
quando o Brasil sediou o 17º Congresso Mundial de
Petróleo (WPC) em conjunto com a Rio Oil & Gas.
Organizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás
e Biocombustíveis (IBP), desde sua primeira edição,
em 1982, a feira e conferência vêm colaborando na
consolidação do Rio de Janeiro como “capital do
petróleo”, já que o estado concentra 80% de todo o óleo
produzido no país, além de 50% da produção de gás. A
Exposição é uma importante vitrine para as empresas
nacionais e estrangeiras apresentarem seus produtos
e serviços, além de oportunizar discussões sobre os
principais temas relativos às inovações tecnológicas.
5
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Distribuídos em quatro plenárias e seis
blocos temáticos totalizando 27 painéis,
os participantes desta edição trataram de
temas como os segmentos de Exploração e
Produção; Abastecimento e Petroquímica; Gás
Natural; Biocombustíveis; Meio Ambiente e
Segurança Operacional; Perspectivas Jurídicas e
Econômicas; e Gestão e Cenários da Indústria.
Todas as plenárias contaram com a participação
de pelo menos um palestrante estrangeiro,
dando mais um reforço internacional ao evento.
A intenção com o conjunto de palestras é aumentar
o conhecimento dos congressistas sobre práticas
e tecnologias operacionais, além de proporcionar
a reflexão sobre o futuro do setor de energia e
auxiliar na capacitação da indústria nacional.
“A Rio Oil & Gas nasceu como um evento de
integração da cadeia do petróleo no Brasil e vem se
fortalecendo, a cada ano, com esta característica. Ela
é reconhecida pelas empresas como um congresso
internacional de referência para discussões técnicas e
tecnológicas”, ressaltou Carlos Eugênio Ressurreição,
coordenador do Comitê Técnico do evento.
LICITAÇÕES – PRESSÃO DO SETOR RESULTOU
NA RETOMADA
A urgência em se retomar as rodadas de licitações
de áreas de petróleo foi o tema predominante na
abertura da edição 2012 da Rio Oil & Gas e também
6
de alguns painéis, nos dias seguintes. Suspensas
desde 2008, as licitações são consideradas essenciais
para o avanço da indústria petroleira no Brasil. O
presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás
e Biocombustíveis (IBP), João Carlos de Luca
alertou que sem uma nova rodada que possibilite às
empresas a exploração de novas áreas, o setor está
chegando ao limite máximo. Os riscos, segundo ele,
podem atingir não somente as grandes empresas, mas
também os negócios de menor porte. A preocupação
é compartilhada por representantes de outras
instituições como FIRJAN (Federação das Indústrias
do Rio de Janeiro) e de Governos Estaduais.
O Ministério das Minas e Energia, inicialmente
arredio às reivindicações limitou-se a informar que
a iniciativa dependeria do andamento do projeto de
lei que trata dos Royalties do petróleo, e que tramita
pelo Congresso Nacional. Mas no dia seguinte
o próprio ministro Edison Lobão veio à público
informar a retomada das licitações. A 11ª rodada foi
agendada para maio de 2013 e a primeira rodada do
Pré-Sal deve ocorrer em novembro do mesmo ano.
Segundo o presidente do IBP, a expectativa é que o
leilão de maio, aguardado há cinco anos, gere US$
1 bilhão em bônus de assinatura. Nessa rodada
serão ofertados 174 blocos, divididos meio a meio
entre onshore e offshore, na chamada Margem
Equatorial. Com as recentes descobertas anunciadas
por países africanos como Costa do Marfim e Gana,
o interesse nessas áreas tem aumentado bastante.
De Luca acredita que o fato de haver agora um
calendário definido para os leilões, pode ajudar a
pressionar o Congresso Nacional, para a aprovação
do projeto de lei que vai definir as regras para a
distribuição dos royalties do petróleo e que atualmente
é o maior empecilho à realização das rodadas.
MENORES TAMBÉM COMEMORAM
Os pequenos e médios produtores de petróleo e gás
também comemoraram o anúncio, mas pretendem
lutar por leilões específicos para a categoria. Segundo
o presidente da Associação Brasileira de Produtores
Independentes de Petróleo (ABPIP), Alessandro
Rodrigues Novaes, a expectativa é que ocorram
leilões semestrais para campos marginais de petróleo,
voltados para as pequenas e médias empresas.
Hoje existem dezenove operadores de pequeno
e médio porte em exploração onshore no Brasil,
produzindo em 39 campos. Juntos, eles representam
0,1% da produção nacional, com três mil barris/dia.
RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS
SERÃO REGULAMENTADOS
Olavo Colela Junior, assessor especial da ANP
- a Agência Nacional do Petróleo brasileira –
informou que a Agência Nacional do Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis já está definindo
regras e contratos para a exploração das reservas
não convencionais no Brasil, principalmente do gás
de xisto (shale gas). O executivo informou que os
contratos deverão prever o período de concessão, um
programa exploratório mínimo, além de exigências
de conteúdo local, segurança e meio ambiente,
principalmente no tratamento da água. Colela
acredita que não devem haver muitas dificuldades
para a regulamentação. Apenas adaptações nas
regras. Ele acrescentou que os parâmetros adotados
internacionalmente sobre meio ambiente e
integração das comunidades adjacentes aos projetos
servirão de base para a regulamentação brasileira.
Nos Estados Unidos é crescente a participação do
shale gas e do tight oil (óleo não convencional) na
matriz energética do país. Segundo o diretor da
United States Energy Information Administration
(EIA) / Department of Energy (DOE), Adam
Sieminski, com o crescimento da produção destes
insumos, aliado à maior eficiência dos derivados e
aos investimentos em biocombustíveis, os Estados
Unidos estão conseguindo reduzir a demanda por
petróleo e caminham para deixar de ser importador
e tornar-se exportador em um futuro próximo.
A COMPETITIVIDADE
O crescimento dos Estados Unidos no setor, com
a descoberta e o aproveitamento de reservas de gás
de xisto, conquistou relevância no cenário mundial
e acendeu a luz de alerta do setor petroquímico
brasileiro. Com a expansão da oferta de energia
norte-americana, o grande desafio da indústria
petroquímica brasileira passa a ser a concorrência
com outras matérias-primas como os gases
butano e propano. “Mas apesar da evolução deses
componentes, 50% da petroquímica mundial
ainda é baseada em nafta”, ressaltou Isabel Dias de
Figueiredo, diretora da Braskem, maior produtora de
resinas termoplásticas das Américas. Com 31 plantas
industriais distribuídas pelo Brasil e Estados Unidos,
a empresa produz anualmente mais de 15 milhões de
toneladas de resinas termoplásticas e outros produtos
petroquímicos. É controlada pelo grupo Odebrecht.
Para a diretora da Braskem, o caminho a seguir
pelo Brasil é o mesmo que já foi trilhado
pelos Estados Unidos: o investimento em
pesquisas e geração de novas tecnologias.
XISTO BRASILEIRO
Enquanto diversos projetos em águas profundas são desenvolvidos, 208 trilhões
de pés cúbicos ou mais de gás não convencional podem estar sob o solo
Brasileiro. Segundo a ANP, o gásestaria assim localizado:
BACIA DO PARNAÍBA
64 TRILHÕES DE PÉS CÚBICOS
BACIA DOS PARECIS
124 TRILHÕES
BACIA DO RECÔNCAVO
20 TRILHÕES
7
NOVAS TECNOLOGIAS
A busca crescente por novas tecnologias é sempre
uma das marcas da Rio Oil & Gas. Em busca de
atender às crescentes demandas de energia, melhorar
os processos e reduzir custos são as principais metas
de cem entre cem empresas do setor. E quanto mais
rápida e integrada for a aplicação dessas tecnologias,
melhor. Durante a participação em um painel sobre
gás não convencional, o chefe do departamento de
tecnologia da Shell, Gerald Schotman observou
que os desenvolvimentos técnicos no fraturamento
hidráulico que tornaram o gás de xisto econômico
criaram também espaço para mais avanços. “Um
exemplo é usar fibra ótica em poços para medir
diretamente e em tempo real quais fraturas fornecem
fluido ou não. Assim, você pode modificar diretamente
a operação, reduzindo o número de fraturas e
também a quantidade de água e energia necessárias.
Dessa forma podemos verificar não apenas se
as moléculas estão lá, mas também a dureza ou
elasticidade do reservatório”, acrescentou Schotman.
Esta estratégia poderá ser aplicada no Brasil, pois
recentemente a Shell realizou estudos sísmicos na Bacia
do São Francisco, em busca de gás não convencional.
Outro projeto que pode servir de exemplo para o Brasil
é o Prelude, na Austrália, que explora GNL offshore.
A técnica possibilita produção offshore de gás natural
liquefeito em campos menores, aumentando o limite
8
de 2 ou 3 trilhões de pés cúbicos para 10 trilhões
de pés cúbicos além de reduzir custos e minimizar a
instalação de dutos em locais de proteção ambiental.
Para ajudar a melhorar a recuperação de petróleo
no campo de óleo pesado em Peregrino, na Bacia de
Campos, na costa brasileira, a operadora norueguesa
Statoil se prepara para utilizar novos dispositivos.
Segundo o diretor de produção da companhia, Johan
Mikkelsen, nos próximos meses serão instalados
dispositivos projetados para atrasar e reduzir o impacto
do avanço da água em poços horizontais longos.
Com isso, 20 milhões de barris serão adicionados
à produção diária de Peregrino. Atualmente, a
produção neste campo é de 85 mil barris por dia,
mas até o final de dezembro deve subir para 100 mil
bpd, após a conclusão do primeiro poço multilateral.
Um separador submarino água-óleo, encomendado
pela Petrobras à empresa FMC Technologies marcou
pela inovação.O separador é o equipamento submarino
de mais alta tecnologia da atualidade e foi premiado
durante a última edição da OTC, em Houston (EUA).
Entre as tecnologias genuinamente brasileiras, uma
das que mais chamou a atenção foi o Simulador
Marítimo Hidroviário (SMH), desenvolvido pela
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo
(USP) e apresentado no estande da Petrobras.
O equipamento se destina ao treinamento de
operadores de balsas hidroviárias e possui visualização
tridimensional. O simulador já está sendo utilizado
pela Transpetro na análise de procedimentos e
dimensionamento de sistemas. Além disso, também
participa do treinamento inicial e reciclagem
de pilotos e capitães fluviais, responsáveis pelo
transporte de combustíveis na hidrovia Tietê-Paraná.
ETANOL - O DESAFIO É VOLTAR A CRESCER
Mesmo com o bom momento da indústria
automobilística e aumento de produção de veículos
bi-combustíveis, o Brasil vem encontrando
dificuldades para ajustar a relação entre os níveis de
produção e a demanda do álcool em relação à gasolina.
Considerado o maior produtor de cana-deaçúcar e segundo maior de etanol do mundo, o
Brasil vem vivenciando uma queda crescente
da participação no mercado do etanol. As
razões, segundo o presidente da Dastargo,
Plinio Nastari, envolvem a alta de custos
gerada pela adaptação do setor aos padrões
sustentáveis e à diminuição da produtividade
agrícola causada pelo desgaste dos canaviais,
além de custos maiores de mão-de-obra.
Nastari defende o retorno dos teores de
mistura do etanol para 20% ou 25%: “já
diminuiria em muito a necessidade
de importação de gasolina e
aqueceria o mercado”, ressalta.
Para o presidente da União da Indústria
de
Cana-de-Açúcar
(UNICA),
Antônio de Pádua Rodrigues, é
preciso que as indústrias do Álcool
recebam tratamento igual à indústria
do petróleo: “Se há uma política para
repor as perdas do produtor de gasolina,
que haja politica semelhante com o
etanol. O produtor não vai investir
sem planejamento a longo prazo.
“É preciso investir em pesquisa para
que haja ganhos de produtividade e
redução de custos”, afirmou Rodrigues.
Fazendo o contraponto, o gerente geral
de planejamento do abastecimento
da Petrobras, Arlindo Moreira Filho,
defendeu a necessidade de uma
ampliação do mercado do etanol e citou
os benefícios que já existem para o
setor: “há uma assimetria tributária que
favorece o etanol em relação à gasolina.
Além disso, existe um espaço enorme
no Brasil para o aumento da eficiência
da frota, inclusive com um consumo
mais racional de energia”, ressaltou.
PANORÂMICA | OGJLA 1804
SHALE
NA AMÉRICA LATINA
A REVOLUÇÃO MENOS PENSADA
DANIEL BARNEDA - ARGENTINA
Com 23% das reservas mundiais de petróleo e 4% de gás natural, a região da América Latina e do Caribe é rica
em recursos energéticos fósseis e renováveis. No entanto, esta equação poderia mudar depois da potencial descoberta
de reservas de Petróleo e Gás não convencionais na região. Poderia a América Latina seguir os passos do sucesso do
shale gas nos Estados Unidos que segundo a Agência Internacional de Energia (AIE) poderia se transformar em
2017 no primeiro produtor de petróleo do mundo desbancando a Arábia Saudita e a Rússia?
Algo está mudando na região. Os recursos não
convencionais chegaram para ficar. Nos Estados
Unidos o desenvolvimento de shale gas e shale oil
é uma realidade com uma produção superior aos
5.0 Mmbblpe/dia. A geologia, tecnologia, preços
de mercado, demanda interna insatisfeita, acesso às
áreas e indústria de serviços disponíveis têm sido os
drivers para esta quebra energética. É possível replicar
o acontecido neste país tecnologicamente mediante
a aplicação de analogias geológicas e de melhores
práticas. No entanto, a evolução em outros países e
em especial na América Latina foram truncados pelo
acesso às áreas, baixos preços ou preços regulados e
impossibilidade para ter o nível de logística adequado.
Ao menos este é o panorama que descreveu Alvaro
Ríos, Sócio Diretor da Latin America Drilling
Info e Sócio Diretor da Gas Energy no Simpósio
Latino Americano de Gás Não Convencional
realizado em Buenos Aires em setembro passado.
O que é denominado shale gas é na realidade uma
das três fontes de gás não convencional sendo:
Tight Gas Sands (gás de areias compactas); shale
gas (gás de xisto) e Coal Bed Methane (metano
de leito de carvão). O mais complicado e mais
caro para desenvolver é o gás de xisto ou shale gas.
“O termo shale – explica Gualter Chebli, consultor
em assuntos energéticos - é usado livremente mesmo
que não descreva a estrita litologia dos reservatórios.
10 Oil & Gas Journal Latinoamericana
As variações litológicas nas jazidas estudadas na
América do Norte indicam que o gás natural não só
se aloja nos xistos mas que compreende, também, um
amplo espectro de litologias e texturas, a partir do
lodo de siltitos calcários e arenitos de granulação fina,
ou seja, rochas de natureza siliciosa ou carbonato”.
O sucesso do shale gas nos Estados Unidos tem
inspirado muitos na indústria para tentar reproduzir
o fenômeno ao redor do mundo. Esse potencial da
América Latina para o gás não convencional tem
sido documentado nos últimos meses no informe
da U.S. Energy Information Administration (EIA).
De acordo com a análise, a Argentina tem o maior
potencial de gás seguido pelo México e logo pelo
Brasil. A pergunta é: Será possível que o resto da
América Latina siga o caminho dos Estados Unidos
em matéria de petróleo e gás não convencional?
Jeremy M.Martin, Diretor do Programa de Energia no
Instituto das Américas na Universidade da Califórnia
de San Diego, considera que a tecnologia é um dos
elementos-chave para o desenvolvimento do shale
gas na América Latina. O acesso à tecnologia e aos
conhecimentos necessários para extrair o gás de uma
maneira efetiva em custos e uma necessidade crítica
para a região. “Alguns especialistas têm apontado que,
como a revolução do shale gas é um fenômeno muito
novo e muito significativo para a região, é possível
que a América Latina possa pular grande parte da
curva de aprendizagem. A maior preocupação é
que o êxito dos Estados Unidos tem diminuido os
preços do gás natural, debilitando o mercado para
o gás natural no resto do hemisfério. Em alguns
casos, como o do México, as forças do mercado, que
estão deprimindo os preços do gás natural, podem
levar a uma importação mais barata de gás natural
em vez de desenvolver recursos próprios”, explica.
Mas talvez o impedimento mais relevante para
o desenvolvimento do shale gas na América
Latina seja o mesmo fator ambiental que está
impactando o mercado dos Estados Unidos. Os
críticos argumentam que os métodos utilizados
para extrair gás natural de xisto, especificamente
a fratura hidráulica, ou “fracking,” são nocivos e
poluem as águas subterrâneas nas proximidades.
Além disso, os oponentes à exploração argumentam
que o desenvolvimento do shale gas requer grandes
quantidades de água, e ainda não se desenvolveu
um método efetivo de se desfazer do esgoto.
Nos anos 80 e 90 se falava do altíssimo potencial
de material orgânico dessas rochas. Ao final dos
anos 90 começou uma série de campanhas massivas
de perfuração de poços verticais. Mas só a partir
de 2003, a combinação de duas tecnologias-chave
para o desenvolvimento dessas jazidas: a perfuração
horizontal e o fraturamento hidráulico, permitiram
economicamente explorar o shale gas. No entanto,
quando se analiza a evolução de um dos maiores
xistos de gás não convencional dos Estados Unidos
(Barnett Shale), se comprova que transcorreram
15 anos desde a primeira tentativa até que se
possa desenvolver economicamente. O certo é que,
para ter uma produção comercialmente viável são
necessários fazer muitos poços desviados com
múltiplas fraturas. Por exemplo, produzir um poço
de Tight Gás custa 10 vezes mais que um poço de
uma jazida convencional e tem uma permeabilidade
10 vezes menor além de fluir muito lentamente.
A legislação existente dos Estados Unidos revelouse insuficiente para tratar dos problemas que
se apresentam, especialmente os relacionados
com a permeabilidade e impacto negativo nas
águas subterrâneas e superfície em zonas não
diretamente em contato com a exploração, com
fortes demandas sociais. A quantidade de poços
e os níveis de produção requerem maior infraestrutura, logística e suprimentos associados, o
que, consequentemente, resulta em maiores custos,
ou seja maior risco produtivo, o que exigiria
regulamentação que garanta as condições limite
deste tipo de atividade e sua manutenção no tempo.
ESTADOS UNIDOS NA VANGUARDA
Em 2005,Lee Raymond,o lendário chefe da EXXON,
declarava que a menos que se descobrisse algo muito
grande, a produção de gás nos Estados Unidos se
11
encaminhava para o declínio inexorável. O fato é
que o gás produzido nas jazidas não convencionais
nos Estados Unidos, passou de 5% para 19% do
fornecimento de gás entre 2006 e 2010. Calcula-se
que chegará a 46% em 2035. Segundo as previsões da
Agência Internacional de Energia (AIE), os Estados
Unidos “vão se tornar em 2017 no primeiro produtor
de petróleo do mundo”, na frente da Arábia Saudita
e Rússia, o que pode garantir durante anos sua
posição de primeira potência econômica mundial.
Em seu último relatório, apresentado em Londres, a
AIE prevê que, graças ao auge dos hidrocarbonetos
não convencionais, os Estados Unidos aumentarão
a sua produção até o ponto de se tornar o maior
exportador líquido de petróleo para 2030, o que teria
“enormes consequências para o panorama energético”.
“As mudanças, no setor energético americano, vão
melhorar muito rápido a sua situação econômica, já
que será fortalecida sua economia e o déficit poderá
ser reduzido, ao mesmo tempo que o dólar seria
revalorizado”, indica o economista chefe da AIE, Fatih
Birol, numa entrevista com a agência EFE. “Tudo isso
permitiria aos Estados Unidos continuar sendo uma
super potência.Os que eliminaram este país da equação
energética mundial se equivocaram”, sentenciou.
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Fonte: Ferrier, Jerome
Os Estados Unidos passaram em menos de 5 anos
de ter um problema de crescente dependência
do GNL importado, a possuir reservas para 100
anos. As numerosas plantas de regaseificação estão
praticamente operando “no vazio”. E já estão pensando
em ser exportadores de gás. É que sabem que a
relação entre exploração, produção, desenvolvimento
tecnológico e custos decrescentes entra num
círculo virtuoso com mercados em expansão. A
grande questão é: Que mercados comprarão o
gás que os Estados Unidos deixou de importar?
ARGENTINA: MAIS ANÚNCIOS DO QUE CERTEZAS
Um relatório preliminar do Advanced Resources
International Inc (ARI) para a Energy Information
Administration (EIA) “A Word Shale Resources
prevê para o ano 2016 na Argentina uma produção
adicional total de cerca de 40 milhões de m3/dia
de shale gas. Isso estaria em conformidade com um
volume total de produção nacional de 160 milhões
de m3/dia para o ano de 2015 e uns 200 milhões
de m3 para 2020. Ou seja, passar da atual produção
anual de cerca de 50 Mil MMm3 (123,4MMm3/
dia) a cerca de 70 Mil MMm3 (200 MMm3/dia) por
ano. No melhor dos cenários seriam necessários não
menos de 400/500 poços produtores. Isso implica em
pensar para o prazo de 5 anos não menos de 80/100
perfurações horizontais com fraturas por ano. Na
Argentina, boa parte das esperanças de recuperar a
autonomia energética descansam no que pode vir da
super jazida de Vaca Muerta, na província de Neuquén.
Fala-se em investimentos de 20 bilhões de dólares.
Para os mais céticos o relatório elaborado pela
EIA não reflete dados reais. “Os Estados Unidos
contrataram a consultora privada Advanced
Resources International que foi a que na realidade
fez o relatório. Não se basearam em nenhum dado
real. Por exemplo, ali se diz que as maiores reservas
de hidrocarbonetos não convencionais (do tipo
shale) se localizam na Bacia do Chaco Paranaense.
Dizem que dos 774 trilhões de pés cúbicos de
possíveis reservas, 522 estão na bacia mencionada.
Na YPF foram feitos 45 poços exploratórios
avanço do valor na bolsa de várias companhias
canadenses baseado quase que exclusivamente
nas expectativas sobre o desenvolvimento deste
novo recurso. Todo este ambiente de excitação
ao redor dos não convencionais teve, talvez, seu
clímax com a expropriação da REPSOL na YPF”.
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2030
Fonte: Ferrier, Jerome
desde a década de 40 e jamais foi encontrado
nada, nenhuma rocha geradora”, eles reclamam.
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Apesar destes resultados serem conhecidos nos Estados
Unidos, não foi até o final de 2010, momento no qual
a REPSOL YPF realizou o anúncio da megajazida
de “shale gas” em Vaca Muerta, que a Indústria e a
sociedade argentina prestaram atenção ao fenômeno.
“Lembremos – assinala Daniel Kokogian, especialista
em assuntos de petróleo - que esse anúncio envolveu
quase a totalidade da classe política do nosso país,
sem distinção entre governo e oposição. Se faltava
algum incentivo para que diferentes Operadoras se
lançassem na busca dos não convencionais, chegou
o frágil relatório preparado por uma Consultora
para a EIA, que aloca recursos para mais de 700
TCF de gás nas bacias sedimentares do nosso país.
O “forno” já estava bastante quente e para atiçar um
pouco mais o fogo chegou uma “grande invasão” e
fundos de investimento procurando freneticamente
oportunidades, para não ficar de fora da grande
“festa dos não convencionais” que está pra começar.
Por outro lado, algumas operadoras, lideradas
pela REPSOL YPF se encarregavam de manter
altas as expectativas com anúncios extremamente
positivos em relação aos avanços realizados nos
últimos dois anos. É público e notório o tremendo
E acrescenta: “Apesar de até o momento serem
poucos os poços que foram perfurados para testar o
“shale gas” tanto em Vaca Muerta como em Molles
e a informação sobre a produtividade dos mesmos
é ainda mais escassa, com o que se conhece até o
momento poderia se dizer que resultaram em poços
de produções marginais e muito longe de serem
economicamente rentáveis, ao menos sob as atuais
condições de preço e custo de perfuração. Temos que
ter em conta que as produções médias estabilizadas
da maioria dos poços de shale gas nos Estados Unidos
estão na ordem dos 5000 a 15000 m3/d. Se esta
situação é a que se poderia repetir aqui, teriamos que
colocar em sérias dúvidas o possível desenvolvimento
produtivo de Los Molles, que como todos sabemos o
gás é seco e dos setores onde Vaca Muerta se encontra
na janela de gás. Em todo caso, ainda assumindo que
os custos de poços de desenvolvimento poderiam
ser substancialmente mais baixos do que os até
aqui perfurados, a exploração massiva do “shale
gas” iria requerer um preço muito superior ao atual
e inclusive maior aos preços aprovados pelo Gas
Plus. Não é descabido pensar num preço de ao
redor dos 10 U$S o MMBtu ou ainda superior”.
Para os mais céticos o quadro regulamentar não
é suficiente. “Hoje o risco de investimento é
extremamente alto e igual que os custos de exploração.
Ou seja, existe uma necessidade de um novo quadro
para desenvolver investimentos de recursos não
convencionais. É preciso uma regulamentação
adicional para incentivar a exploração”, disparam.
PANORAMA NO BRASIL, MÉXICO,
COLÔMBIA E CHILE
De acordo com o relatório da EIA, o Brasil também
possui um grande potencial de shale gas, localizado
13
do Golfo do México. O estimado de GIP é de 67
trilhões de m3 (2,366 Tcf ), dos quais 19.3 trilhões
de m3 (681 Tcf ) são tecnicamente recuperáveis.
“Na Colômbia - avisa Alvaro Ríos - a geologia
continua sob estudo e não se tem ainda uma
produtividade comprovada. No entanto, o marco
regulatório é estável e existem fortes políticas
de incentivo para o desenvolvimento do gás não
convencional. Observa-se uma demanda interna
de gás e exportações abertas com uma importante
quantidade de companhias de serviço disponíveis”.
principalmente na região sudeste do país. No entanto,
parece que o sucesso do Brasil no desenvolvimento
offshore de petróleo, reservas de gás e etanol tem
sido relegado ao shale gas numa prioridade menor.
No último Simpósio Latino-americano de Gás Não
Convencional realizado na Argentina a maioria
dos especialistas concordou em afirmar que hoje
o panorama no Brasil está dado por uma geologia
que se encontra em fase de estudo, com empresas de
serviços disponíveis, uma demanda insatisfeita, acesso
à áreas dependentes da Agência Nacional de Petróleo
(ANP), falta de infra-estructura nas zonas, e escassa
vontade política para o desenvolvimento deste tipo de
recursos já que a Petrobras está principalmente focada
no desenvolvimento do Pre-Sal onde a produção
de gás e líquidos está em grande crescimento.
O México também aparece de forma destacada
na discussão do potencial do shale gas na região,
já que conta com o segundo maior potencial da
América Latina. Apesar disso, tem feito pouco
para desenvolver as jazidas existentes, devido em
grande parte ao enfoque da Pemex, à petrolífera
nacional, que privilegia o desenvolvimento dos
depósitos de petróleo bruto. O potencial de recursos
está localizado no nordeste e centro-este, ao longo
Enquanto isso, no Chile o gás não convencional
tecnicamente recuperável subiria a 64 TcF, o que
o posiciona como terceiro na América do Sul
- atrás da Argentina e do Brasil - e número 14
no mundo. A zona austral continuará sendo o
foco das explorações de hidrocarbonetos no país.
Especificamente, os estudos da EIA catalogam
a bacia de Magallanes, que tem uma superfície de
65.000 milhas quadradas, como uma com grande
potencial de shale gas. Esta zona contaria com
uma potencial extração de gás não convencional
de 172 Tcf, mas só 64 Tcf pertencem ao Chile.
O RISCO QUE NINGUÉM FALA
A poluição das águas que é provocada pela extração
de gás e petróleo bruto dos shales é preocupante,
e os efeitos serão sofridos daqui a 20 ou 30 anos.
É tão grave e inegável a técnica não convencional
que o próprio New York Times, no dia 18 de abril
de 2011, denunciou esta técnica fazendo eco de
uma investigação num artigo intitulado “Milhões
de litros de produtos químicos perigosos foram
injetados em poços de petróleo entre 2005 e 2009”.
De acordo com a Olade, a principal preocupação
ambiental sobre um crescimento futuro da exploração de
hidrocarbonetos não convencionais, é o uso de grandes
quantidades de água como fluido de fraturamento, que
se mistura com produtos químicos - a maioria tóxicos
- que a contaminam. A perfuração se realiza durante
meses injetando milhões de litros de água e esta fica
totalmente inutilizada. É extremamente poluente e
contém gás metano, benzenos, metais pesados (cromo,
mercúrio, chumbo, arsênico), substâncias químicas,
alumínio, substâncias radioativas naturais (urânio,
rádio, radão), e também grandes concentrações de sais.
Por hectare de perfuração o consumo de água chega
entre 72.000 e 210.000 toneladas de água, apenas para
fraturamento e logo 30% a mais para toda a exploração.
Um dos principais problemas da fratura hidráulica
ou “fracking”, em primeiro lugar grande parte
da água contaminada fica na terra, o que já
representa um grande impacto ambiental, logo o
refluxo (aquilo que volta á superfície) é reinjetado,
produzindo mais poluição e em alguns lugares do
mundo também terremotos.
França, Bulgária, Romênia e República Checa,
países avançados em matéria de shale gas, decidiram
suspender total ou parcialmente a exploração de
suas jazidas por motivos ecológicos, assinalou o
jornal polaco Gazeta Wyborcza. A União Europeia
se encontra cada vez mais pressionada para se
pronunciar nesse sentido, e a Polônia poderia ser o
último país que aposta por este recurso. Por outro
lado, a Inglaterra proibiu temporariamente o uso do
fraturamento hidráulico e estão investigando como
esta prática gera tremores sísmicos.
O futuro do shale gas na América Latina é promissor,
ainda que existam obstáculos importantes que
devam ser superados. O formidável potencial
indica que existem enormes possibilidades de
desenvolvimento desta indústria. Ao mesmo tempo,
a exploração do shale gas e o desenvolvimento da
indústria correspondente poderiam resultar mais
lentos que o previsto ou esperado – e sem dúvida,
muito mais caro.
15
DESTINO | OGJLA 1804
RESERVAS DE PETRÓLEO
E TECNOLOGIA NÃO SÃO
NADA SEM AS PESSOAS
RODOLFO FUENTES, LIMA, PERU
Ao palestrar no Fórum Internacional de Exploração
e Produção de Hidrocarbonetos Offshore,
organizado pela Osinergmin, o publisher da Oil
& Gas Jounal Latinoamericana, Jean-Paul Prates,
argumentou que as reservas de hidrocarbonetos
e tecnologia de ponta para seu desenvolvimento
não são suficientes se não se contar com as
pessoas que possam agregar valor a esses recursos.
A Osinergmin é o orgão de fiscalização dos
investimentos no setor de mineração e energia peruano
e, nos dias 30 e 31 de outubro realizou um evento
especializado em atividades offshore, o primeiro dessa
natureza que se realiza nesse país, e que serviu para
um intercâmbio de experiências e conhecimentos
sobre os aspectos técnicos e regulamentares que, bem
aproveitados, podem contribuir para que o Peru dê
um salto na exploração de petróleo e gás offshore.
Parte da experiência brasileira em atividades
offshore foi apresentada por Jean-Paul Prates, que
propôs aos palestrantes uma visão que transcende
a análise financeira e se concentra nos assuntos
realmente importantes relacionados com a indústria.
Ele lembrou que no caso brasileiro muito se
discute sobre as reservas do Pré-Sal, do seu papel
no desenvolvimento do Brasil, das perspectivas
econômicas que se abrem com a sua descoberta ou
dos desafios técnicos que apresenta a exploração em
águas profundas, mas que a verdadeira importância
está nas pessoas envolvidas com o recurso. “O Brasil
chegou ao ponto de reconhecer que a sua principal
riqueza são as pessoas. Pode sair dos seus problemas,
pela confiança na sua gente que contribuiu, não apenas
com trabalho, conhecimento e criatividade, mas
também o com o seu espírito empreendedor”, afirmou.
Destacou também o papel que desempenham
as energias renováveis na matriz energética
DESTINO | OGJLA 1804
brasileira e a importância que existe nos contratos
de fornecimento de gás assinados com a Bolívia.
“O Brasil tem gás mas sempre terá mercado,
não deixará de aumentar o seu consumo e pode
colocar o gás boliviano no estrangeiro”, explicou.
Argumentou que a experiência brasileira em
assuntos de prospecção e exploração offshore, tanto
operacional como de regulamentação, poderia ser
muito útil para o Peru. Nesse contexto, destacou
que a função da Petrobras não é apenas a extração
de petróleo e a sua venda no mercado, mas que
existe uma série de compensações sociais que
combinam elementos de uma economia de mercado
com as responsabilidades de uma empresa estatal.
Expressou que a porcentagem do setor que
está sujeita a regulação no Brasil é de cinco por
cento (5%), cifra que parece baixa mas que é
realmente alta de fato. Fez um parêntesis para
explicar as diferenças entre regulamentação e
regulação, uma distinção fundamental para o
trabalho de instituições como a Osinergmin.
pode se transformar num país exportador e levantou
a questão do dilema da auto-suficiência. “Essa é
uma posição que qualquer país deseja, mas o assunto
deve ser visto não apenas do ponto vista financeiro
e sim de forma mais abrangente, fazendo com que
a exportação seja benéfica para todos”, destacou.
Tem que ser assim porque no caso do Brasil existem
ainda muitas necesidades. O consumo de energia per
capita é ainda baixo, a metade do argentino. “Então a
auto-suficiência deve servir para atender a demanda
interna e pode se transformar em mais iluminação,mais
conforto e mais serviços para as pessoas”, assinalou.
“A auto-suficiência é uma boa notícia mas deve ser
aproveitada maximizando os benefícios locais e pela
primeira vez, essa é uma política oficial no Brasil. No
que se refere ao processo educativo, por exemplo, já
na campanha eleitoral a presidente Dilma Rousseff
levantou a questão de dedicar dez por cento (10%)
do PIB na melhoria da educação. A descoberta de
gigantescas reservas também não deve significar
que as energias limpas sejam relegadas”, expressou.
Disse que de acordo com as cifras que o Instituto
Brasileiro do Petróleo possui, os investimentos
esperados no setor até o ano de 2015 ascendem
a US$ 270 trilhões, dos quais US$151 trilhões
serão destinados para a área de exploração e
produção, e cerca de US$ 72 trilhões ao Pré-Sal.
Para continuar nesse ritmo até o ano de 2020
serão necessários US$600 trilhões, estimou.
Ele também se refeiriu ao poder negociador que
há no fato de o Brasil ser um país que se abastece
e está em condições de exportar o seu petróleo, em
comparação com os Estados Unidos ou a China,
por exemplo, aos quais pode-se exportar não apenas
petróleo mas também produtos petroquímicos e
combustível ou tentar o uso de mão-de-obra local.
Os
detalhes
desse
investimento
são
cuidadosamente planejados pelas autoridades
do país e sua empresa petroleira, o que dá
confiança ao mercado e maximiza a produção.
“O Brasil pode ser uma referência para o Peru, pela
sua experiência técnica e pela semelhança que existe
em cenários tanto de selva como de mar, assim como
nos aspectos regulatórios. A experiência brasileira
deve ser levada em conta para dar valor ao setor
offshore peruano e concretamente, considerar por
exemplo que será necessário trabalhar junto com
os países vizinhos para gerar uma demanda de
equipamentos que possa ser levada em conta pelos
fornecedores… contar com serviços de petróleo pode
ser muito caro quando não se unem as necessidades
do país com a de outros que tenham também
sede de petróleo”, concluiu o professor Prates.
O doutor Prates também se referiu aos critérios que
são tomados durante o processo de adjudicação nos
leilões dos blocos, destacando a importância que se dá
ao componente local nas aquisições, mecanismo que
coexiste com o projetado para a exploração do Pré-Sal.
Na parte central de seu discurso, recordou que no ano
de 2006 o Brasil alcançou o auto-abastecimento e
17
DESTINO| OGJLA 1804
PAÍSES
DA COMUNIDADE ANDINA
EM BUSCA DE NOVOS CONTRATOS
RODOLFO FUENTES, EQUADOR
Além das políticas macroeconômicas ou dos
modelos utilizados pelos governos, os quatro países
da Comunidade Andina se encontram envolvidos
numa corrida para gerar a energia que suporte o
ritmo de crescimento das suas economias. Também,
para aproveitar os preços da subida do petróleo e se
beneficiar das novas tecnologias e dos hidrocarbonetos
“não convencionais”, estão organizando concursos ou
rodadas de modo a aumentar a sua produção e suas
reservas. Da Bolívia para a Colômbia, passando pelo
Equador e Peru; os concursos estão na ordem do dia.
No fechamento desta edição, a Agência Nacional de
Hidrocarbonetos da Colômbia anunciou a adjudicação
de 49 blocos, doze deles para a sua empresa estatal; no
entanto o Equador, o Peru e a Bolívia continuavam com
o processo de organização dos concursos. Para assegurar
a sustentabilidade das operações, as autoridades do
setor estão atendendo requisitos que até pouco tempo
não faziam parte das negociações e procuram alianças
sólidas com as comunidades locais. Ao mesmo tempo,
os governos devem encontrar o ponto certo entre suas
expectativas de ganhos e os interesses das companhias.
Novos players iniciam o seu jogo nos processos de
negociações. Como, por exemplo, a forma particular de
interpretar o Convênio 169 da Organização Internacional
do Trabalho, os povos indígenas assentados na
Amazônia reclamam que devem ser considerados antes
de adjudicar os blocos demarcados em seus territórios.
Isso provocou tensões nos países e foram implementadas
diversas maneiras de solucionar os conflitos.
UMA RODADA DE SUCESSO
No dia 22 de novembro a Agência Nacional de
Hidrocarbonetos da Colômbia foi contemplada
com 49 dos 113 blocos que foram oferecidos na
denominada Rodada Colômbia 2012. Dois deles
se encontram na costa do Pacífico colombiano.
De acordo com o ministro de Minas e Energia
colombiano, Federico Renjifo, o resultado foi bom.
Espera-se que, nos próximos quatro anos sejam investidos
2,6 bilhões de dólares em trabalhos de exploração e
mesmo que não haja estimativa do potencial das áreas
a serem trabalhadas, a porcentagem de sucesso nas
zonas circundantes pressupõe resultados animadores.
“Com esses resultados a Colômbia inicia o seu caminho
para o desenvolvimento dos recursos não convencionais
e se eleva a 55 o número de contratos assinados em
2012”, afirmou no dia em que foi anunciado o nome
das empresas ganhadoras. Em sintonia com as
inquietudes das comunidades, o modelo de contrato a ser
assinado na Colômbia considera que um por cento (1%)
do investimento de exploração deve estar destinado ao
atendimento das necessidades das comunidades locais.
A SOMBRA DE SAN ANDRÉS
Um dia antes de que se informasse do fim da Rodada
Colômbia 2012, a Corte Interamericana de Justiça,
com sua sede em La Haya, certificou a soberania da
Colômbia sobre o arquipélago de San Andrés, mas ao
mesmo tempo concedeu um trecho de 200 milhas de
águas territoriais para a Nicarágua, em uma zona na
qual se supõe a existência de petróleo e na qual até dois
anos a espanhola Repsol desenvolvia suas atividades.
“No passado a Colômbia recebeu dois blocos nessa área,
mas atualmente não há nenhuma atividade” disse o
presidente da ANH, Orlando Cabrales. Nesse mesmo
dia, o ministro de Minas e Energia da Nicarágua,
Emilio Rappaccioli, assegurou que graças a essa fala,
mais empresas se aproximariam do seu país para buscar o
DESTINO| OGJLA 1804
petróleo. Alguns especialistas, de outras áreas, têm pedido
para a ONU que evite a exploração de petróleo na região.
O PERU CONSULTA ÀS COMUNIDADES
Um importante desafio para as entidades do Estado
vinculadas às indústrias de extração no Peru é a
implementação do direito à Consulta Prévia, um
mecanismo que institucionaliza o diálogo e garante o
respeito aos territórios ocupados pelos povos indígenas.
O ponto é que em agosto de 2011 foi aprovada uma
lei que visa harmonizar o direito das comunidades ao
seu território sem desatender o direito do país de sair
da pobreza gerada pelo atraso. Para as autoridades,
trata-se de uma nova linguagem que os aproxima dos
povos nativos e indígenas. Para a indústria, a natureza
tem deixado de ser um espaço selvagem pronto para ser
conquistado ou uma fonte inesgotável de recursos que
devem ser explorados ou avaliados o mais rápido possível.
Porém, esse é o discurso e a realidade é outra. Há quase dois
anos se fala de um novo “Processo de Seleção de Empresas
para a Prospecção e Exploração de Hidrocarbonetos”
em 36 lotes com potencial de hidrocarbonetos e,
sucessivamente, a data do seu lançamento é postergada.
Em setembro deste ano, a estatal Perupetro disse num
comunicado que a rodada seria lançada em novembro,
no entanto, até o final desta edição isso não foi viável.
Nessa ocasião foi dito que em conformidade com
o regulamento da Lei de Direito à Consulta Prévia
aos Povos Indígenas ou Nativos, PERUPETRO vai
realizar a consulta depois de que se tenha concedido a
oferta dos lotes e antes da assinatura dos contratos e que
dos 36 lotes, sete lotes que se encontram localizados na
plataforma continental não precisam de Consulta Prévia.
EQUADOR: UM ASSUNTO COMPLEXO
Trata-se de um evento postergado já várias vezes. De
acordo com o primeiro cronograma, a convocatória de 21
blocos deveria ter sido feita em outubro de 2011, mas isso
não ocorreu. Agora é de conhecimento geral que serão 13
blocos e que cinco deles, nos que moram povos indígenas
que se opõem à atividade do petróleo, não serão oferecidos.
Sabe-se que as estatais, estrangeiras ou equatorianas,
recebem um tratamento especial na rodada. Do mesmo
modo que a Venezuela, país que tem dado áreas na Faixa do
Orinoco à empresas nacionais que quase não tem nenhuma
experiência operacinal, como a chilena Enap e a uruguaya
Ancap; o Equador aposta pela integração energética e tem
reservado blocos para as companhias dos países amigos.
Os outros lotes serão concedidos a empresas privadas.
Para quem ganhar, o novo contrato de serviços é a única
modalidade possível, o que poderia ser acrescentado
são as facilidades que se supõem nas conversas que
existem entre a Petroperú, proprietária do Oleoduto
Nor Peruano; e as autoridades equatorianas para que
na eventualidade de uma descoberta, possam usar
essa infra-estrutura para o transporte do petróleo.
Na oferta das empresas, o programa mínimo tem
um peso definitivo. Porta-vozes da Secretaria de
Hidrocarbonetos têm assinalado que o fato de serem
estatais não vai facilitar a concessão dos lotes, e sim
que os mesmos serão entregues para a melhor oferta
mínima de exploração, ou seja, aquela que ofereça mais
informação sísmica e perfurar mais poços exploratórios.
Por outro lado, no plano sócio-ambiental se considera
que doze por cento (12%) de utilidades das empresas
privadas devem ir para um fundo administrado pelo
Banco do Estado; que irá coordenar com os governos
descentralizados a utilização desse dinheiro. No caso das
empresas estatais, doze por cento (12%) dos excedentes vão
ser administrados pela empresa Equador Estratégico, que
vai garantir que as obras a serem realizadas pelos governos
locais façam parte dos planos nacionais de desenvolvimento.
BOLÍVIA: PROCESSO CONTÍNUO
A Bolívia, um país que aparece num dos últimos
lugares de diversos rankings de competitividade, lançou
através da empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), a convocatória para duas licitações,
uma para atividades de prospecção e exploração em 15
lotes e outra para a assinatura de convênios de estudo
para avaliar o potencial de hidrocarbonetos de 46 lotes.
As áreas oferecidas possuem um potencial de 13 TCF de gás
natural e de 900 milhões de barrís de petróleo. De acordo
com as bases, os vencedores terão que operar em sociedade
com a YPFB e com um contrato de serviços. Os resultados
deverão ser anunciados no próximo dia 14 de dezembro.
19
TECNOLOGIA | OGJLA 1804
BRASIL
MERCADO EMERGENTE,
INVESTIMENTO CRESCENTE
Trelleborg inaugura terceira unidade de produção voltada para a indústria
de petróleo e gás do Brasil e países vizinhos.
NELI TERRA - SANTANA DO PARNAíBA/ SP / BRASIL
A Trelleborg, líder em desenvolvimento e fabricação
de mangueiras de petróleo e marítimas para a indústria
offshore de petróleo e gás, abriu oficialmente sua nova
instalação em Santana do Parnaíba, município próximo
a São Paulo, no último mês de outubro. O foco é a
produção de mangueiras para aplicações em superfície e
em mar profundo.
A unidade compreende área total de 15.000 m2 e é
compartilhada com a operação de soluções de impressão
da Trelleborg, que desenvolve e fabrica mantas de
impressão para a indústria de artes gráficas. Cerca de 30%
dos funcionários da unidade serão novas contratações
da região. Os objetivos da organização são continuar
desenvolvendo sua plataforma para ter presença na região
e acompanhar o crescimento em franca expansão da
indústria offshore de petróleo no Brasil. A unidade de Santana do Parnaíba foi inaugurada um
mês depois da abertura da unidade de Macaé/ RJ, que
fabrica uma grande variedade de soluções baseadas em
polímeros de alto desempenho para a exploração offshore
de petróleo e gás na superfície e sob o mar, tais como fita
isolante e produtos flutuantes. O grupo tem, ainda, outra
unidade em São José dos Campos.
No total, as três unidades empregam, atualmente, cerca
de 400 funcionários. Mas esse número pode triplicar até
2013, caso os planos de aumentar os turnos de trabalho
para três, sejam concretizados.
O presidente da Trelleborg Industrial Solutions, Mikael
Fryklund, diz que “o setor de exploração oceânica de
petróleo e gás do Brasil, em forte crescimento, justifica
os investimentos no país. Nossas vendas para o setor
de petróleo e gás no Brasil têm sido significativas já há
algum tempo. Com a nova instalação, continuaremos
aumentando a nossa força global em mangueiras de
petróleo com a produção local e a proximidade dos nossos
clientes no país”.
Para dar suporte aos clientes de offshore e na tentativa
de alcançar profundidades submarinas cada vez maiores,
a nova instalação tem a maior embarcação de teste de
pressão hidrostática do mundo.
INVESTIMENTOS NO BRASIL
No último relatório de divulgação de resultados, a Trelleborg
colocou o Brasil como um dos maiores focos de investimentos
para os próximos anos. Com isso, a empresa pretende
melhorar a divisão de suas vendas ao redor do globo. Hoje,
54% das vendas são realizadas para a Europa Ocidental. O
objetivo é que esse número seja reduzido para 40% dentro
de cinco anos.
“Está claro que viemos para ficar e vamos focar nesta parte
do mundo. O Brasil não pode mais ser considerado uma
base satélite dos Estados Unidos ou da Europa, mas sim um
país que é capaz de viver por conta própria”, disse o CEO
da empresa, Peter Nilsson, no discurso de inauguração
da nova unidade. E completou: “A indústria offshore, que
vem crescendo de maneira sólida no Brasil, justifica nossos
investimentos no País. Há algum tempo nossas vendas para
o setor de petróleo e gás no Brasil têm sido significativas”.
MAIS INVESTIMENTOS
A inauguração das novas fábricas não deve pôr fim ao ciclo
de investimento da Trelleborg no país. “Continuamos
de olho em boas oportunidades que possam aparecer
no mercado, inclusive por meio de aquisição de outras
companhias”, diz Nilsson.
OUTRAS VERTENTES
O Grupo Trelleborg apresentou vendas anuais de cerca
de 22 bilhões de coroas suecas (EUR 2,4 bilhões, USD
3,3 bilhões), com aproximadamente 15.500 funcionários
em mais de 40 países. O Grupo abrange três áreas de
negócios: Trelleborg Sealing Solutions, Trelleborg Wheel
Systems e Trelleborg Engineered Systems. Além disso, a
Trelleborg é detentora de 50 % da TrelleborgVibracoustic,
líder global em soluções de antivibração para veículos leves
e pesados, com vendas anuais de 13 bilhões de coroas
suecas (EUR 1,45 bilhões, USD 2,0 bilhões) e com
aproximadamente 8.000 funcionários em 17 países. As
ações da Trelleborg são negociadas na Bolsa de Valores
de Estocolmo desde 1964 e referenciadas na NASDAQ
OMX Nordic List, Large Cap.
Em 2011, a operação brasileira da companhia faturou R$ 388
milhões, pouco mais de 5% das vendas globais da empresa.
O resultado coloca o país como a sexta maior operação
da Trelleborg, na frente de outros mercados emergentes,
como China e Índia. “São regiões onde também queremos
fortalecer nossa presença, mas as oportunidades em cada um
desses países são muito diferentes”, explica Nilsson.
Segundo o executivo, a decisão de fortalecer a operação
brasileira está relacionada aos fatores que têm movimentado
a economia do país nos últimos anos. “O crescimento do
setor de petróleo e gás e o aumento do consumo servem
como impulso para todas as nossas áreas de negócio por
aqui”, diz Nilsson.
Não só o mercado nacional estimula os investimentos no
Brasil. A possibilidade de fornecer para outros países da
região, como Argentina e Colômbia também anima os
executivos da Trelleborg. “O Brasil não é um centro
de produção mais barata, mas sim uma base para
impulsionar nosso crescimento em toda a América
Latina”, afirma o presidente.
* a jornalista viajou a convite da Trelleborg
21
FAMILIARIDADE E DESAFIOS EM
ÁGUAS PROFUNDAS TRAZEM
MUDANÇAS PARA O
MPD NA AMÉRICA LATINA
BRIAN GRAYSON
German Castiblanco - Weatherford International Ltd.
Com o enfoque da perfuração na América Latina
cada vez maior nos prospectos de águas profundas,
as operadoras rapidamente começam a aplicar as
lições aprendidas com o MPD (perfuração de pressão
gerenciada) em outras localidades de águas profundas.
Essa pronta transferência da tecnologia MPD é o
resultado de dois fatores principais.
O primeiro, envolve uma permuta entre todas as
regiões. Na perfuração extrema em águas profundas ao
redor do mundo, o MPD se destaca pelo sucesso em
poços no mínimo difíceis (quando não impossíveis).
Esses desafios em águas profundas, normalmente
relacionados a janelas estreitas de perfuração, influxos
(kicks)/ciclos de perda, tubulação presa, baixa taxa de
penetração e perda total de líquidos de circulação, são
semelhantes àqueles encontrados ou esperados em poços
de águas profundas na América Latina. Outro fatorchave é a experiência. O MPD é uma marca douradora
na perfuração onshore na América Latina. Empresas
locais de perfuração conhecem os conceitos e aplicações
do MPD e entendem como ele pode ser utilizado.
Esse entendimento abriu caminho para a adoção offshore
das metodologias MPD. As aplicações em águas rasas,
como na Venezuela, são frequentemente conduzidas em
perfurações de desenvolvimento e exploratória.
Na medida em que a perfuração caminha em direção às
águas profundas, esta combinação de experiência global
e local começa a incentivar a aplicação das metodologias
MPD. O sucesso inicial em águas rasas e águas
profundas demonstra claramente a flexibilidade com
que os métodos MPD contribuirão para o crescimento
da perfuração em águas profundas.
MIGRAÇÃO PARA ÁGUAS PROFUNDAS O crescimento da perfuração em águas profundas
na América Latina é bem reconhecido e conta com
considerável participação e atividade no México, Trinidad
& Tobago, Venezuela, Colômbia e Brasil. A perfuração
vem progressivamente migrando para águas profundas, em
alguns poços recentes de até 3.000 pés (914 m) de água.
Com um sistema MPD, a densidade equivalente do
fluido de perfuração (ECD) do furo inferior é gerenciada
com a modificação da contrapressão na superfície de
acordo com os pontos de ajuste predeterminados. Isto
possibilita uma rápida reação a micro variações na
pressão de fundo devido a influxos ou perdas no sistema
de circulação de circuito fechado.
Essa tendência é ilustrada por dois poços: um poço
exploratório em águas rasas, que descreve o movimento
dos métodos MPD da terra para o mar e o outro em
águas profundas, que aponta para o futuro do MPD
na exploração de novas reservas em condições extremas.
Pressões de poro e gradientes de fratura incertos foram
as principais preocupações na perfuração a 10.000
pés (3.048 m) de um poço exploratório no litoral da
Venezuela. A experiência adquirida resultou em paredes
do poço que passaram perto da jazida desejada.
A operadora aplicou os métodos MPD de uma sonda
auto-elevável para perfurar o primeiro poço na concessão
para atingir o alvo. Em seu primeiro uso pela operadora,
o monitoramento e o controle MPD contribuíram para
mitigar diversos eventos de perda e foram fundamentais
para o êxito na perfuração do poço.
O monitoramento e controle em tempo real permitiram
a identificação precoce dos eventos relacionados à
pressão, como o efeito balão (ballooning), influxos
(kicks) e perdas, além da capacidade de mitigá-los muito
precisamente com o uso da contrapressão de superfície.
A capacidade foi importante na reação às mudanças de
pressão de poro e gradientes de fratura que definiram a
janela de operação incerta do poço.
Um objetivo importante da aplicação do MPD foi de
permitir uma redução segura no peso da lama para
melhorar as taxas de penetração durante a perfuração.
No buraco de 12¼-pol., o sistema MPD criou a ECD
de fundo de 16.4 ppg necessária utilizando um peso de
fluido de lama mais leve de 14.3 ppg e 500 psi aplicando
contrapressão de superfície. Diferentes ECD foram
obtidos com a diminuição da contrapressão de 500 psi
para a contrapressão natural ao invés do lento processo
de redução do peso da lama.
Para a seção 8½-pol., a perfuração começou com a
mesma abordagem utilizada no buraco anterior de 12
¼-pol. com peso da lama de 13,5 ppg e 500 psi de
contrapressão, que criou um ECD de 15.2 ppg. Essa
contrapressão representou 1.15 ppg ECD a 8.700 pés
(2.650 m). Conforme previsto, o calcário fraturado
naturalmente resultou na diminuição do peso da lama de
13,5 para 10,8 para evitar eventos de perda de circulação
e alcançar o ponto de revestimento de 7 pol.
A precisão dos sensores de pressão permitiu a identificação
precoce dos problemas normais de perfuração, como
problemas na bomba de lama, nos motores de lama e
torque na coluna de perfuração. As medições MPD
de fluxo também permitiram a identificação de alguns
problemas não possíveis de se detectar nas fases iniciais
sem o sistema, tais como perdas de lama de fundo ou
superfície, zonas exauridas e influxo.
Além dos benefícios alcançados durante a perfuração,
as capacidades de monitoramento do MPD também
permitiram a coleta detalhada de informações de pressão
importantes para o planejamento de futuros poços.
Painéis exclusivos para a interface de dados na sonda
permitiram com que o cliente e a empresa de perfuração
tivessem acesso imediato aos dados coletados, como
pressões da bomba, contador de impulsos da bomba, e
fluxos de entrada e saída. O acesso a todos esses
23
parâmetros em tempo real possibilitou a detecção e
filtragem da maioria dos eventos de perfuração.
Dados do sistema MPD foram fornecidos na sonda
e remotamente. O sistema apresentou um servidor de
banco de dados com adaptador Ethernet permitindo
conexão à Internet quando disponível. A conexão do
servidor foi utilizada na transmissão de dados da sonda
ao servidor de dados central onde estava disponível para
análise em tempo quase real. A plotagem das variáveis
recebidas pelo sistema foi rapidamente utilizada para
identificar os diversos problemas de perfuração.
POÇOS DE SUCESSO
Diversas realizações foram observadas na perfuração
desse poço. O mais crítico foi a capacidade de monitorar
e detectar influxos e perdas. Esse foi o principal benefício
do sistema. Seu principal ponto de vantagem sobre
os sistemas convencionais é a criação de um sistema
de circuito fechado instalando na parede do poço um
dispositivo de controle rotacional (RCD) que permite a
interpretação precisa dos eventos relacionados à pressão.
Assim que a equipe de perfuração estiver mais segura
no sistema, o MPD foi o único método confiável para
se determinar inicialmente o estado da parede do poço
e retomar o controle do mesmo após a detecção de uma
perda ou influxo.
Perdas e influxos foram detectados bem cedo para
evitar problemas e prevenir um agravamento. Além
da precisão, o sistema MPD detecta variações muito
mais rapidamente do que os sistemas de circulação
convencionais que estavam expostos à atmosfera.
A capacidade do sistema de mensurar micro-influxos
e perdas (< 2 bbl) oferece dois benefícios essenciais: o
influxo ou perda PE é minimizado, e com uma detecção
rápida e precisa, a equipe de perfuração é capaz de
responder de forma adequada e precisa, aumentando os
quesitos de segurança e eficiência.
A perfuração com contrapressão aplicada dispensou
a necessidade de se aumentar o peso da lama. Como
resposta padrão da indústria a um influxo, o aumento
do peso da lama é a única ferramenta real que uma
equipe de perfuração tem se não estiverem utilizando
um sistema de circulação de circuito fechado.
O fechamento do circuito com um RCD permite
a aplicação da contrapressão. Esta adição à equação
convencional é um poderoso componente. Neste poço,
ele permitiu com que a equipe de perfuração pudesse
gerenciar os parâmetros de perfuração sem aumentar o
peso da lama.
Uma vantagem notável do sistema MPD foi a capacidade
de monitorar a eficiência do tratamento da perda de
material de circulação (LCM) ao girar o tampão. Dois
eventos de perda total ocorreram enquanto o sistema
MPD estava no local.
Utilizando-se medições altamente precisas e confiáveis
de influxo e saída, a eficácia do LCM na redução de
perdas pode ser observada em tempo real. Como
conseqüência, a equipe de perfuração pode minimizar o
volume de tempo necessário para determinar se o poço
havia se estabilizado para então reiniciar perfuração.
Um entendimento mais preciso sobre a pressão de poro
e os gradientes de fratura também foi um benefício
importante para o sistema MPD. Uma das principais
descobertas foi a confirmação da capacidade do sistema
de testar os limites superior e inferior da janela de
perfuração para determinar mais precisamente o regime
de pressão.
As informações são importantes para futuros poços
na otimização do projeto do poço e nas operações de
perfuração o máximo possível. Um excelente exemplo
disso ocorreu quando um teste de pressão de poro foi
realizado com o uso do sistema MPD para diminuir
gradativamente a contrapressão para determinar o
limite da janela de perfuração.
ÁGUAS PROFUNDAS DO MÉXICO
A primeira utilização de um sistema automatizado
MPD no Golfo do México resultou em benefícios
importantes para o sucesso da operação de perfuração.
O poço se deparou com desafios significativos
comuns na perfuração offshore, como variações na
pressão de poro, reservas exauridas e, em muitos
casos, carbonatos altamente fraturados representados
por perdas totais de circulação.
Essas condições elevaram muito o tempo de perfuração
com circulação de perda e/ou influxos de gás em
formações de alta pressão, processos de controle de
poço, tubulação presa, poços com desvio e, em alguns
casos, resultando em abandono de poço.
Essas foram todas as preocupações na perfuração
deste poço de desenvolvimento em um campo onde as
reservas estão entre 16,000 pés (5.000m) ou mais fundo,
e a temperaturas de 10,650 psi (750 kg/cm2) e 340° F
(170° C). O sistema MPD automatizado foi utilizado
para mitigar esses problemas.
O principal objetivo do MPD foi apresentar uma
tecnologia alternativa para se alcançar a profundidade
total na seção de produção de 8½-pol. com o mínimo de
NPT possível. Com isso, o monitoramento automático
e as capacidades de resposta iriam identificar e controlar
eventos indesejáveis como influxos, perdas, e o efeito
balão. O MPD sistema permitiria um rígido controle
sobre a pressão de circulação de fundo e encontrar um
ponto de equilíbrio que tornaria possível minimizar
perdas e possíveis influxos.
Planejadores de poço previram alguns eventos de NPT,
como a perfuração em carbonato fraturado onde não
existia nenhuma janela operacional entre a pressão de
poro e o gradiente de fratura. Como consequencia, as
perdas totais de circulação já eram esperadas, juntamente
com influxos de fluidos de formação, prisão por pressão
diferencial e baixa taxa de penetração (ROP).
A operação de perfuração produziu muitos resultados
interessantes. O sistema automatizado MPD
possibilitou a determinação e controle automático de
um influxo em profundidade de aproximadamente
13.000 pés (4.426 m), sem precisar interromper as
operações de perfuração. O influxo foi de quase 1.5
bbl e seu controle foi recuperado em menos de dois
minutos. Assim que o influxo atingiu a superfície, ele
passou apenas por um pequeno aumento na pressão
anular e uma redução na densidade de saída da lama,
conforme determinado pelo medidor de vazão Coriolis
quando marcava a chegada do influxo à superfície.
Com a aplicação do sistema de controle automatizado,
foi possível determinar a pressão de poro de 15.4 ppg
para a formação de alta pressão.
A segurança propiciada pelo sistema automatizado permitiu
que as operações começassem com uma lama de densidade
mais baixa, equivalente a uma pressão menor àquela
prevista para a tampa do gás, a apenas 30 m da sapata de
revestimento. Em um cenário convencional, a densidade de
lama teria sido superdimensionada, e não teria sido possível
determinar a pressão de poro em tempo real.
O plano MPD para lidar com essas condições extremas
incluiu o uso de peso de lama mais leve que aquele
usado na perfuração convencional. A intenção era
de aumentar o ROP, determinar a pressão de poro,
diminuir excedentes e evitar problemas de formação.
A perfuração do poço com os métodos MPD reduziu
o potencial de NPT decorrente de procedimentos de
controle de poço e manobras ao perfurar uma formação
de alta pressão por meios convencionais. A ocorrência
de um influxo é normalmente confirmada após o
aumento dos barris de 10 a 20 bbl. A situação implica
na necessidade de rapidamente gerenciar altas pressões
devido ao pico de gás produzido quando o influxo
alcança a superfície, e os altos riscos inerentes colocados
por estas operações.
Assim, o sistema automatizado MPD foi utilizado
para detectar, controlar e circular influxos com a
determinação de pressão de poro. Ele propiciou a
detecção prematura das perdas de circulação através
da determinação do gradiente de fratura. O sistema
também detectou e confirmou eventos inesperados
de poço tais como alargamentos (washouts) e efeito
balão (ballooning), e ajudaram na determinação e
manutenção de uma pressão de circulação constante de
fundo para reduzir circulação de perda e evitar influxos.
O melhor desempenho de perfuração foi outro
benefício do MPD. As taxas de penetração mais altas
são atingidas quando é possível perfurar com um
ECD muito próximo à pressão de poro. A aplicação do
MPD perfurou a seção de 8½-pol. em apenas 26 dias
comparados aos 59 e 38 dias para os poços de correlação
perfurados convencionalmente. As taxas de penetração
chegaram a aproximadamente 19 pés /h comparados
aos 6 pés /h nos poços de correlação.
25
O POTENCIAL PETROLÍFERO DAS BACIAS
SEDIMENTARES BRASILEIRAS ALÉM DO PRÉ-SAL
PEDRO VICTOR ZALÁN
ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo Ltda
O anúncio feito pelo Ministro de Minas e Energia,
Edison Lobão, de que a 11ª rodada da ANP de licitação
de blocos exploratórios de petróleo e gás (Bid 11) estava
finalmente confirmada para Maio de 2013, me impeliu a
escrever um artigo sobre a potencialidade petrolífera das
áreas sedimentares brasileiras fora da chamada “picanha
azul”, polígono famoso com área de 149.000 km2 que
delimita o tão decantado pré-sal nas Bacias de Santos,
Campos e Espírito Santo. Tentarei passar a mensagem
de que o potencial brasileiro para hidrocarbonetos
vai além do sistema petrolífero chamado de pré-sal
destas bacias. É possível que em nenhuma outra bacia
encontremos sistemas petrolíferos tão ricos quanto
este, mas, com uma alta probabilidade, encontraremos
ao longo das próximas décadas sistemas petrolíferos
diversos significativamente ricos em óleo e gás. O Brasil
possui 30 bacias sedimentares que apresentam potencial
para descobertas de hidrocarbonetos.
Este apanhado de conceitos e idéias é fruto de
34 anos de vida profissional em uma das maiores
e mais importantes companhias de petróleo do
mundo, a Petrobras, e espero que contribua para uma
homogeneização de conhecimentos em todos os ramos
que lidam com a indústria petrolífera do Brasil no dia-adia (operadores, prestadores de serviços, bancos, fundos
de investimentos, políticos, repórteres, etc...). Serão aqui
analisados o potencial de recursos convencionais das
bacias marítimas (offshore) e terrestres (onshore).
turbidíticos do Cretáceo Superior. Destes, o campo de
Jubilee é o mais notável, com reservas estimadas em
cerca de 1 bilhão de barris de óleo e 1 TCF de gás. A
implicação direta é que as Bacias de Barreirinhas e ParáMaranhão que são as bacias homólogas apresentam uma
grande probabilidade de conterem o mesmo sistema
petrolífero bem sucedido do Cretáceo Superior em suas
águas profundas.
Para estimular ainda mais a excitação dos exploracionistas,
descobriu-se, na Guiana Francesa, a 50 km da fronteira
marítima com o Amapá, o campo de Zaedyus, com
estimativas iniciais de cerca de 800 milhões de barris
de óleo recuperáveis, oriundos do mesmo sistema
petrolífero do Cretáceo Superior. Imediatamente,
a Bacia da Foz do Amazonas, sua vizinha e muito
maior, passou a ser considerada como potencialmente
portadora da mesma riqueza. Em suma, a imensa faixa
marítima de águas profundas (acima de 600 m de
lâmina d’água) em frente aos estados do Amapá, Pará,
Maranhão e Piauí encontra-se hoje entre as áreas mais
cobiçadas pela indústria petrolífera mundial.
BACIAS MARÍTIMAS (OFFSHORE)
Paralelamente a isto, a Petrobras anunciou a descoberta
de Pecém nas águas ultra-profundas (acima dew 1800 m
de lâmina d’água) do Ceará. Embora não tenham sido
revelados maiores detalhes referentes a esta descoberta,
exploracionistas experientes consideram-na de grande
impacto para todas as águas profundas das bacias
marítimas do Ceará e Potiguar, em sistema petrolífero
diferente daquele bem sucedido em Gana.
Neste universo, despontam imediatamente as bacias
da margem equatorial (Potiguar, Ceará, Barreirinhas,
Pará-Maranhão e Foz do Amazonas, que não possuem
o sal Aptiano). Porquê? Por que nos últimos cinco anos,
diversas descobertas de campos de óleo, gás e condensado
foram feitas nas águas profundas de Gana, do outro
lado do Oceano Atlântico Equatorial. Cerca de 15
acumulações de óleo leve foram descobertas em arenitos
E é exatamente nesta margem equatorial que a ANP
colocará 87 blocos em licitação nesta próxima 11ª
rodada. É absolutamente previsível antecipar que várias
associações de grandes e médias companhias petrolíferas
competirão ferozmente por alguns destes blocos, com
bônus de assinaturas que certamente estarão na casa das
dezenas de milhões de reais, e, muito provavelmente,
centenas de milhões de reais. A probabilidade de haver
numerosas descobertas de óleo leve e gás nas águas
profundas da margem equatorial, ainda nesta década, é
muito, muito alta. E nada disto é pré-sal....
Outra bacia marítima cuja área de águas profundas
está sofrendo um tremendo upgrade em seu potencial
petrolífero é a Bacia de Sergipe-Alagoas. De maneira
gradual, silenciosa e competente, a Petrobras está abrindo
uma nova fronteira exploratória com grande sucesso.
Após a descoberta do campo de Piranema, o qual já se
encontra em produção desde 2007, um campo gigante
de gás, condensado e óleo foi anunciado (acumulação
de Barra) e sua avaliação está sendo bem sucedida.
Recentemente, mais uma descoberta de características
similares foi anunciada pela Petrobras, Moita Bonita.
Consolida-se assim um sistema petrolífero pós-sal (sim,
pois a bacia possui o sal Aptiano) de gás, condensado
e óleo em arenitos turbidíticos do Cretáceo Superior,
semelhante ao que já era conhecido nas águas profundas
da Guiné Equatorial, sua bacia homóloga no Oeste da
África. A reboque deste sucesso da bacia de SergipeAlagoas, ficam as menos conhecidas bacias de Jacuípe
(a sul) e Pernambuco-Paraíba, a norte. Ambas possuem
geologias semelhantes e, consequentemente, é justo
extrapolar para elas um potencial petrolífero significativo.
A probabilidade de haver mais algumas descobertas
significativas de óleo leve e gás nestas três bacias, ainda
nesta década, é alta; desde que, naturalmente, seus blocos
sejam licitados.
permitindo assim o aproveitamento comercial das
mesmas. Neste aspecto, a experiência internacional
da Petrobras nestes países foi de grande importância
no sucesso comercial da Bacia do Espírito Santo. E
descobertas semelhantes deverão continuar a ser feitas
nos próximos cinco anos.
Apresentadas as bacias marítimas de maior potencial,
passamos a analisar as bacias com um potencial
mais desconhecido. As bacias de Cumuruxatiba,
Jequitinhonha, Almada e Camamu compõem o que se
chama de bacias da Bahia Sul. Muito embora já haja
produção de gás no campo de Manati, em Camamu,
e várias outras descobertas sub-comerciais tenham sido
anunciadas ao longo de 3 décadas de exploração, não
houve ainda uma descoberta de impacto que pudesse
caracterizar uma província petrolífera emergente.
Entretanto, diz a lógica geológica que, em qualquer
bacia que apresente a quantidade de indícios e
descobertas sub-comerciais que estas bacias apresentam,
as possibilidades de ocorrer uma ou mais descobertas
comerciais brevemente são grandes. Consideramos ser
questão de tempo a descoberta de sistemas petrolíferos
produtores de hidrocarbonetos nestas bacias. O que falta
aos exploracionistas é descobrir qual é o play geológico
(ou carbonatos pré-sal, ou carbonatos albianos, ou
turbiditos do Cretáceo Superior, ou um outro ainda
desconhecido) que funcione com sucesso. Uma vez
detectado o rabo do elefante rapidamente se descobre
o resto do animal.
A Bacia do Espírito Santo já é atualmente a quarta maior
produtora de petróleo do Brasil. Além disso, depois de
Santos e Campos, é a bacia que tem apresentado o maior
número de descobertas significativas, notadamente nas
águas profundas de seu pós-sal, nos últimos dez anos.
Depois do Complexo de Golfinho, que já se encontra
em produção declinante, descobertas de gás e óleo como
Canapu, Carapu, Camarupim, Tot, Indra, Cocada, Péde-Moleque, Quindim, Malombe e Grana Padano têm
demonstrado o grande potencial petrolífero desta bacia.
Todas as descobertas são em arenitos turbidíticos do
Cretáceo Superior e Cenozóico. A geologia das águas
profundas e ultra-profundas desta bacia é extremamente
complexa, semelhante em alguns aspectos às do Golfo
do México e de Angola. As acumulações são geralmente
pequenas, mas numerosas e próximas umas das outras,
27
Lembra-se aqui a necessidade de o IBAMA rever sua
decisão de proibir permanentemente a exploração de
petróleo na promissora bacia de Cumuruxatiba.
Já a gigantesca Bacia de Pelotas é mais problemática.
Ela é uma bacia de margem vulcânica. Embora não
possua o sal Aptiano, as correlações geológicas com a
vizinha Bacia de Santos permitem especular que a seção
de mesma idade do pré-sal de Santos seja praticamente
toda composta de rochas vulcânicas. Em sendo assim,
a probabilidade de ocorrência de grandes volumes de
petróleo seria bastante reduzida. Mas, ressalta-se aqui
que o conhecimento atual da bacia permite apenas
uma especulação. Mais dados e mais perfurações
poderiam mudar este cenário. Caso a dominância de
rochas vulcânicas fosse confirmada, restaria a seção
equivalente ao pós-sal da Bacia de Santos, que é
significativamente espessa, mas geologicamente pouco
perturbada (característica ruim para a ocorrência de
hidrocarbonetos). A Bacia de Pelotas situa-se hoje em dia
na categoria de grande fronteira exploratória, região de
altíssimo risco e prêmio desconhecido. Talvez seu maior
trunfo seja justamente o que ainda não conhecemos
dela. Uma equipe de exploracionistas com uma idéia
revolucionária na área da geologia de petróleo poderá,
eventualmente, levar uma companhia a descobertas de
impacto global numa bacia com as dimensões da Bacia
de Pelotas. Aparentemente, foi isto que levou várias
companhias multinacionais (BP, BG, Total, Tullow) a
adquirir todos os blocos vizinhos a Pelotas na margem
continental uruguaia, em recente licitação realizada com
grande sucesso.
BACIAS TERRESTRES (ONSHORE)
As bacias terrestres brasileiras podem ser divididas
em três grupos: as gigantescas bacias de idade
Paleozóica (Solimões, Amazonas, Parnaíba e Paraná),
as gigantescas bacias do São Francisco e do Parecis, de
idade Précambriana, e as diminutas bacias terrestres
de idade Cretácica (Potiguar, Sergipe-Alagoas,
Recôncavo, Espírito Santo), meras continuações em
terra de bacias marítimas muito maiores, mas, muitas
vezes, mais importantes que estas em termos de
produção petrolífera.
As bacias paleozóicas sempre alimentaram o sonho das
grandes descobertas petrolíferas no Brasil, mas só entre
1978 e 1985, a Petrobras concretizou o sonho de uma
bacia paleozóica com reservas e produção significativas
com as descobertas de gás e óleo leve nas áreas de Juruá
e Urucu. Pouca gente se apercebeu que nos últimos 10
anos a bacia do Solimões foi frequentemente a segunda
unidade de toda a Petrobras em termos de produção de
barris de óleo equivalente, superando grandes unidades
produtoras como a Bacia Potiguar, o Recôncavo, o
Espírito Santo, a Argentina e a Bolívia. No momento, a
Bacia do Solimões é a terceira maior produtora do Brasil.
(105.000 boepd) A Petrobras viria ainda a descobrir
duas pequenas acumulações comerciais de gás na bacia
do Amazonas, e duas acumulações sub-comerciais de
gás, uma na bacia do Paraná e outra na do Parnaíba.
Posteriormente, próximo a esta última, verificaram-se
duas descobertas comerciais da OGX.
Os problemas principais destas bacias, notadamente
Paraná, Parnaíba e Amazonas, são as dimensões
gigantescas, uma geologia complexa dominada por
derrames de rochas vulcânicas basálticas na superfíce,
intrusões de rochas ígneas chamadas de diabásios em
profundidade e uma deficiência no imageamento
sísmico de sua subsuperfície derivada desta geologia
complexa. A falta de dados geológicos e geofísicos nestas
bacias é cronica. Mesmo assim, após uma campanha
bem orquestrada pela ANP de aquisição de dados
geofísicos e de licitação de blocos, e de uma campanha
exploratória baseada em sísmica 3D, a OGX conseguiu
descobrir duas acumulações comerciais de gás na bacia
do Parnaíba.
Estes novos dados obtidos demonstraram que, ao
contrário do dogma geológico predominante de
que a geologia destas imensas bacias fosse simples e
monótona, a estrutura em sub-superfície mostrou-se
altamente complexa e extremamente variável através de
pequenas áreas. Considera-se que para uma exploração
efetiva nestas bacias a utilização de sísmica 3D seja
indispensável. A existência de numerosas ocorrências
de hidrocarbonetos na superfície e sub-superfície destas
bacias aponta para uma razoável probabilidade de
descobertas mais significativas. A ANP tem efetuado
um esforço consistente e louvável de aquisição de
dados geofísicos nestas três grandes bacias e que,
certamente, resultará em um maior interesse por parte
das companhias de petróleo, licitações de blocos bem
sucedidas (já agora no Bid 11 para o Parnaíba), uma
maior atividade exploratória e, consequentemente, em
descobertas comerciais nas próximas duas décadas.
As Bacias do São Francisco e Parecis sofrem de uma
discriminação de origem geológica, qual seja, a da idade
de suas rochas, Précambrianas. Rochas destas idades (mais
velhas que 560 milhões de anos) são mundialmente muito
pobres em reservas de petróleo. Entretanto, exsudações
de gás em superfície e indícios de gás em alguns poços,
ativaram e mantêm a esperança de descobertas de campos
de gás. Principalmente, na Bacia do São Francisco, esta
esperança resultou na venda total de blocos oferecidos
durante a Sétima Rodada e, depois, na Décima Rodada da
ANP. Hoje em dia, esta é a única bacia brasileira que tem
a totalidade de seus blocos adjudicados. As perfurações
realizadas pela Orteng e pela Petra têm confirmado a
ocorrência de gás em sub-superfície, mas, a declaração
da comercialidade das mesmas ainda demandará mais
pesquisa e mais investimento.
Aqui também, a ANP tem realizado um louvável esforço
de fomento à exploração através da aquisição de dados
geofísicos de caráter regional. Na Bacia do Parecis, por
exemplo, suas linhas sísmicas confirmaram a existência
de um tipo de deformação até agora não conhecida
em bacias sedimentares brasileiras, ou seja, faixas de
dobramentos e cavalgamentos de grande porte. Em
qualquer bacia de idade mais nova que o Précambriano
este fato teria enorme impacto no upgrade de seu
potencial petrolífero. As duas bacias précambrianas
constituem áreas de novas fronteiras, de alto risco
exploratório e prêmio desconhecido. A probabilidade
de descobertas comerciais de gás convencional na
Bacia do São Francisco, nos próximos cinco anos, é
de média a pequena. Para a Bacia do Parecis, com os
dados atuais conhecidos, esta probabilidade ainda é
pequena. Entretanto, a exploração de petróleo avança
através da contínua aquisição de dados geológicos e
geofísicos seguida da constante reinterpretação dos
mesmos e reavaliação do potencial estimado. E isto, a
ANP e as companhias que operam nesta bacia estão
exemplarmente realizando.
As pequenas bacias terrestres Potiguar, SergipeAlagoas, Recôncavo e Espírito Santo (de idade
cretácica) já cumpriram o seu papel de bacias-escola
para o aprendizado exploratório da Petrobras e de bacias
pioneiras que sustentaram a produção nacional de óleo
e gás nas quatro primeiras décadas de existência da
companhia. Atualmente, todas podem ser consideradas
como bacias maduras ou super-maduras, com a maior
parte de seu potencial petrolífero esgotado no que
concerne ao interesse de grandes companhias de
petróleo. Hoje em dia, estas bacias devem ser olhadas
como bacias-piloto e bacias-escola para as pequenas
e nascentes companhias brasileiras de petróleo, que se
desenvolverão e se firmarão gerenciando acumulações
pequenas. Estas empresas serão as sementes das
futuras empresas médias e grandes de uma indústria
petrolífera genuinamente nacional, muito mais ampla e
diversificada que a atual. O potencial petrolífero destas
bacias é inquestionável, tanto que já foi descoberto e
praticamente esgotado. Existe potencial indubitável
para descobertas convencionais de óleo e gás, mas
as probabilidades de elas serem significativas são
pequenas. Portanto, é mister deixar que companhias
de porte compatível corram tais riscos e para isto há
que se realizar frequentemente as licitações de campos
maduros e blocos exploratórios (como agora no Bid 11).
CONCLUSÕES
Apesar de o assunto principal de E&P no mundo ser o
pré-sal das Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo
no Brasil, há várias outras bacias sedimentares no país
com potencial significativo para novas e importantes
descobertas de óleo e gás em um futuro próximo, em
sistemas petrolíferos diferentes do pré-sal. Destacamse, no mar, as bacias cretácicas da margem equatorial
e as águas profundas e ultra-profundas das Bacias
de Sergipe-Alagoas e Espírito Santo. Nas Bacias de
Santos e Campos o potencial da seção pós-sal também
é grande. Em terra, as probabilidades de descobertas de
gás convencional nas bacias paleozóicas serão grandes,
assim que o desafio de um melhor imageamento sísmico
de suas sub-superficies for vencido.
29
GIRO | OGJLA 1804
BRASIL – Petrobras, HRT e TNK-Brasil celebram acordo para monetizar gás da Bacia do Solimões
A Petrobras, a HRT O&G e a TNK-Brasil assinaram protocolo de intenções para a monetização do
gás da Bacia do Solimões (AM), onde se concentra
a segunda maior reserva do país. O objetivo do Protocolo é integrar esforços para avaliar a viabilidade
técnica, econômica, ambiental, financeira, jurídica,
regulatória e tributária para a implementação da
monetização do gás natural vinculado às concessões
em áreas contíguas ao Campo de Juruá , visando à
elaboração de um modelo de negócio denominado
Projeto Solimões. O Protocolo prevê a elaboração de
um plano de trabalho, em até 30 dias, que definirá
atividades e cronogramas referentes ao projeto. O
Protocolo tem prazo de vigência de 6 meses, podendo ser prorrogado mediante aditivo e não acarreta
obrigação de firmar negócios futuros.
O Grupo HRT é composto por uma das maiores
empresas independentes de exploração e produção
de óleo e gás natural do Brasil. Possui oito principais
subsidiárias: a IPEX (Integrated Petroleum Exper-
Assessoria Petrobras
tise Company Serviços em Petróleo Ltda.), a HRT
O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda.,
a HRT Netherlands B.V., a HRT África Petróleo
S.A., a HRT América Inc., a Air Amazônia Serviços
Aéreos Ltda. e a HRT Canada Inc. A Companhia
tambem detém 55% de participação em 21 blocos
exploratórios localizados na Bacia do Solimões. E opera em dez blocos exploratórios na costa da Namíbia.
O teste de formação do poço 1-HRT-9, na Bacia
do Solimões, indicou um potencial de produção de
até 3 milhões de metros cúbicos de gás natural por
dia na estrutura, quando atingir sua fase de desenvolvimento. É um dos melhores poços já perfurados
e testados em área terrestre do Brasil, levando-se em
conta a qualidade do reservatório. A descoberta representa a abertura de uma nova área de exploração
a sudoeste da Bacia do Solimões. Registre-se que
Solimões produz óleo e gás há 25 anos, sendo atualmente a maior produtora de gás e a quinta de óleo
condensado do Brasil.
BOLÍVIA - A YPFB Refinación faz pedido para compra de três novos turbogeradores
YPFB Corporación, através da sua subsidiária YPFB
Refinación, prevê a compra de três turbogeradores a gás
natural para incrementar a geração de energia elétrica
de 7,3 a 19,5 megawatts (MW) e contribuir para a
confiabilidade operacional das refinarias Gualberto
Villarroel e Guillermo Elder Bell.
Estes projetos são concebidos para atender a demanda
crescente de energia elétrica causada pelo funcionamento
de novas unidades de processos, adaptações e ampliações
El Diario
da capacidade de produção que estão se realizando nas
refinarias.
As atuais turbinas que fornecem energia elétrica às
refinarias estão em operação desde 1978 e a implementação
dos projetos de aquisição de novos turbogeradores
vai permitir que as refinarias contem com modernas
unidades de geração de energia elétrica com novos
sistemas de controle, contribuindo para a modernização
das refinarias.
GIRO | OGJLA 1804
CHILE - ENAP registra perdas de US$ 236 milhões em 2012
SANTIAGO - A Empresa Nacional do Petróleo
(ENAP) assinalou que entre 1° de janeiro e 30 de
setembro de 2012 acumulou perdas de US$ 236 milhões,
ou seja, uma variação negativa de US$ 265 milhões em
comparação ao mesmo período de 2011.
De acordo com um comunicado da empresa estatal, parte
importante deste resultado está marcado pelas cifras do
primeiro trimestre, que atingiu os US$ -110 milhões,
consequentemente os resultados do segundo e terceiro
trimestre atingiram os US$ -60 e US$ -66 milhões
respectivamente.
A empresa especificou que “a complexa situação
internacional da indústria desde o segundo semestre
EMOL
de 2011, os altos custos do petróleo bruto que a ENAP
teve acesso durante os últimos meses de 2011 e que
afetaram os custos do primeiro trimestre de 2012, além
do incremento nos preços da energia e gás natural, tem
marcado o resultado da empresa no terceiro trimestre
de 2012”.
Não obstante o acima exposto, “as mudanças
implementadas nos processos das refinarias, na
estrutura da ENAP e na gestão de custos da empresa,
tem permitido ratificar que o nível de perdas do
segundo e terceiro trimestre estiveram em torno dos
US$ -60 milhões em comparação com o nível de perdas
do primeiro trimestre”.
PARAGUAY - Paraguai já pensa em se tornar exportador
O presidente do Paraguai, Federico Franco, mostrou-se
entusiasmado com a descoberta de petróleo no seu país e
garantiu que é de alta qualidade, o que vai permitir que se
torne num país produtor e exportador. “Vamos exportar
combustível para outras regiões”, afirmou.
A descoberta foi feita na bacia do rio Pirity, no noroeste
do país, na fronteira com a Bolívia. O presidente garantiu
que a partir de meados do próximo ano já estarão
produzindo hidrocarbonetos no seu país.
Embora ainda seja preciso fazer uma exploração muito
mais profunda para determinar a extensão da bacia
petrolífera, o presidente se mostrou convencido. “Eu
gerencio a informação de que há petróleo em quantidade
e qualidade; isto vai mudar la vida do Chaco, com isto se
confirma que a guerra entre Paraguai e Bolívia foi pelo
petróleo”, disse Franco à Rádio Primero de Marzo.
As empresas encarregadas da prospecção e exploração são
as americanas Crescent Global Oil (filial da Crescent Oil)
EL Clarín
e Pirity Hidrocarburo (filial da PetroVictory).
O presidente da Pirity Hidrocarburos, Richard
González, assinalou que na região explorada “existe
petróleo em quantidades economicamente exploráveis”,
tão consideráveis a ponto de acabar com a dependência
externa absoluta do Paraguai deste produto.
O Chaco paraguaio é uma vasta região semidesértica e
pouco povoada que ocupa a metade norte do país. Foi
justamente com essa região que Asunción ficou logo
depois da curta, mas sangrenta guerra que travou contra
a vizinha Bolívia na década de 30.
Faz anos que o Paraguai procura petróleo nessa região,
para não depender de suprimentos estrangeiros. O
país já dispõe de grandes recursos energéticos graças
às duas hidroelétricas que compartilha com o Brasil e
com a Argentina sobre o rio Paraná, porém o país cede
a maioria do que produz aos dois vizinhos em troca de
compensações econômicas.
31
GIRO | OGJLA 1804
MÉXICO - Descoberta no México de poço com reservas de até 500 milhões de barris de petróleo
EMOL
CIDADE DO MÉXICO - A empresa estatal Petróleos
Mexicanos (Pemex) anunciou em Novembro a descoberta
de petróleo num poço que pode ter reservas de até 500
milhões de barris e que é a maior descoberta onshore na
última década, confirmaram à Efe fontes da empresa.
O presidente mexicano, Felipe Calderón, disse durante
a inauguração de uma planta criogênica em Poza Rica
(Veracruz) que “se calcula que esta é uma das maiores
descobertas nos últimos 10 anos, particularmente, em
terra firme (onshore)”.
O poço “Navegante 1” está localizado no estado
sulista de Tabasco, a 20 quilómetros da capital
Villahermosa, e nele foi encontrado petróleo leve
a 6 quilómetros de profundidade, de acordo com
as fontes.
O total das reservas 3P (provadas, possíveis e prováveis)
deste poço é de 500 milhões de barris, embora, de acordo
com o que explicaram fontes da empresa está previsto para
que ocorram novas perfurações em poços delimitadores,
nos quais se encontrariam até 1 bilhão de barris.
AGENDA | OGJLA 1804
JANEIRO 2013
MARÇO 2013
Offshore Asia Conference & Exhibition
06.03.2013 - 08.03.2013
Kuala Lumpur convention centre
Offshore Middle East Conference (klcc) - Kuala Lumpur, Malaysia
& Exhibition
Offshore West Africa Conference &
21.01.2013 - 23.01.2013
Exhibition
Doha - Qatar
19.03.2013 - 21.03.2013
International Conference Centre Electric Light & Power Executive
Accra, Ghana
Conference
27.01.2013 - 28.01.2013
ABRIL 2013
World Future Energy Summit
15.01.2013 - 17.01.2013
Abu Dhabi
EnerGen LatAm 2013
28.01.2013 - 29.01.2013
Rio de Janeiro - Brasil
4 ° Latin-American Meeting of
Energy Economics (ELAEE)
08.04.2013 - 09.04.2013
Montevideo - Uruguay
DistribuTECH
2° Congresso Brasileiro de Co2
29.01.2013 - 31.01.2013
San Diego Convention Center - na Indústria de Petróleo, Gás e
Biocombustíveis
San Diego, Calif
08.04.2013 - 10.04.2013
Hotel Sofitel Rio de Janeiro
FEVEREIRO 2013
Lasers & Photonics Marketplace
Seminar
04.02.2013 - 04.02.2013
W Hotel - San Francisco, CA
Avionics Europe
20.02.2013 - 21.02.2013
Munich - Germany
ABRIL 2013
FDIC Indy
22.04.2013 - 27.04.2013
Indiana Convention Center Indianapolis
MAIO 2013
POWER-GEN India & Central
Asia
06.05.2013 - 08.05.2013
Mumbai - India
Offshore Technology Conference
(OTC)
06.05.2013 - 09.05.2013
Houston - USA
V Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas
22.05.2013 - 24.05.2013
Rosario
CO2: Desafios e Oportunidades
08.04.2013 - 10.04.2013
Rio de Janeiro - Brasil
National Hydropower Association
Annual Conference
22.04.2013 - 24.04.2013
Capital Hilton, Washington D.C
outros eventos:
www.ogjla.com.br
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será de US$ 35,00 (6 edições). Se desejar fazer a Assinatura Plena (independente de aprovação do perfil do assinante) o preço, para a Região Principal, será de US$ 22,00 (Brasil), US$
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