Bacias Terrestres Pequenas Empresas

Outubro / Novembro / Dezembro 2012 1

Outubro/ Novembro / Dezembro / Ano 18 Número 04

R$ 8,50

ANAL ISES SOBRE PETRÓLEO E ENERGIA NA AMERICA L AT INA

COMUNIDADE ANDINA REALIZA RODADAS EM BUSCA DE NOVOS CONTRATOS

RIO OIL & GAS 2012: INOVANDO E

CRESCENDO

PRÉ-SAL: O POTENCIAL PETROLÍFERO DAS BACIAS

BRASILEIRAS

A REVOLUÇÃO DO SHALE

TM

RecuRsos não convencionais despeRtam o inteResse de investidoRes na améRica Latina e caRibe e podem mudaR o panoRama eneRgético mundiaL

MPD|Solimões (Brasil)|YPFB (Bolivia)|Petroleo (Paraguay)|Argentina|Ecuador|Mexico

2 Oil & Gas Journal Latinoamericana

Publisher Jean-Paul Prates | [email protected]

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Diretoria comercialSérgio Caetano | [email protected]

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Diagramação e publicação digital LivingFor Publicações e Eventos Ltda

Outubro/Novembro/DezembroAno 18 Número 04

gLossÁRio de unidades l = litrom³= metro cúbicob = barril de petróleot = tonelada métricah = hora; d = dia; a = anoBtu = British thermal unitM = mil (10³)MM = milhão (10 )B = bilhão (10 )MW = megawattMWh = megawatt hora

SUMÁRIO

Rio Oil & Gas 2012 - inovar e crescer com responsabilidade

Corporate Headquarters1421 S. Sheridan Rd.74112 Tulsa, OKwww.pennwell.com

PARCEIROS EDITORIAIS

Rua Raimundo Chaves, 2182 - Natal - RN - Brasil59064-390 | 55 84 2010 0340

Av. Erasmo Braga, 227 - sl 1111 - Rio de Janeiro - RJ Brasil |20024-900 | 55 21 2533 5703

PRODUÇÃO

PANORÁMICA

DESTINO REGIONAL

FOCUS: TECNOLOGIA

SEÇÕES

03

08

AGENDA

CAPAA fotografia da capa , Seção DESTAQUE, na edição 1804 da OGJLA é de autoria

Andreirybachuk, Dreamstime

l = litrom³= metro cubicob = barril de petróleot = tonelada metricah = hora; d = día; a = añoBtu = British thermal unitM = mil (10³)MM = millón (10 )B = mil millones (10 )MW = megawattMWh = megawatt hora

Países da comunidade andina em busca de novos contratos

O potencial petrolífero das bacias sedimentares brasileiras além do Pré-Sal

Familiaridade e desafios em águas profundas trazem mudanças para o MPD na América Latina

Shale na América Latina A revolução menos pensada

Brasil – mercado emergente, investimentos crescentes

FOCUS: TECNOLOGIA

66

9 9

Under license from:

O aplicativo da OGJLA está disponível, para baixar o seu busque por “Oil & Gas

latinoamericana” e boa leitura.

DESTINO REGIONAL

14Reservas de petróleo e tecnologia não são nada sem as pessoas

DESTAQUE

FOCUS: TECNOLOGIA

GIRO

MERCADOS & TECNOLOGIA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA LATINA

TM

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EDITORIAL| OGJLA 1804

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!

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.

NELI TERRA DIRETORA EDITORIAL

Na palma da mão

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)


DESTAQUE | OGJLA 1804

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.

RIO OIL & GAS 2012 NELI TERRA, RIO DE JANEIRO / RJ / BRASIL

INOVAR E CRESCER COM RESPONSABILIDADE


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

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.

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:

XISTO BRASILEIRO

BACIA DO PARNAÍBA

BACIA DOS PARECIS

BACIA DO RECÔNCAVO

64 TRILHÕES DE PÉS CÚBICOS

124 TRILHÕES

20 TRILHÕES


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

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-de-açúcar 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.



A REVOLUÇÃO MENOS PENSADANA AMÉRICA LATINA

SHALECom 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.

PANORÂMICA | OGJLA 1804

DANIEL BARNEDA - ARGENTINA



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 revelou-se 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 infra-estrutura, 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


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.

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

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Fonte: Ferrier, Jerome


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desde a década de 40 e jamais foi encontrado nada, nenhuma rocha geradora”, eles reclamam.

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

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”.

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


Fonte: Ferrier, Jerome


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

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”.

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.


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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

RODOLFO FUENTES, LIMA, PERU

RESERVAS DE PETRÓLEO E TECNOLOGIA NÃO SÃO

NADA SEM AS PESSOAS


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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.

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.

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 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

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.

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.

“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.


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EM BUSCA DE NOVOS CONTRATOSDA COMUNIDADE ANDINAPAÍSESRODOLFO 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


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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.


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Trelleborg inaugura terceira unidade de produção voltada para a indústria de petróleo e gás do Brasil e países vizinhos.

MERCADO EMERGENTE, INVESTIMENTO CRESCENTE

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”.

NELI TERRA - SANTANA DO PARNAÍBA/ SP / BRASIL



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”.

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.

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.

* a jornalista viajou a convite da Trelleborg



FAMILIARIDADE E DESAFIOS EM ÁGUAS PROFUNDAS TRAZEM MUDANÇAS PARA O

MPD NA AMÉRICA LATINABRIAN GRAYSONGerman 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 fator-chave 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.



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.

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.

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



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).

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.

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.

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.

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.

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.



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-a-dia (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). BACIAS MARÍTIMAS (OFFSHORE)

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

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 Pará-Maranhão 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.

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.

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

O POTENCIAL PETROLÍFERO DAS BACIAS SEDIMENTARES BRASILEIRAS ALÉM DO PRÉ-SALPEDRO VICTOR ZALÁNZAG Consultoria em Exploração de Petróleo Ltda



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 Sergipe-Alagoas, 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.

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, Pé-de-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,

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.



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

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.



ANP e as companhias que operam nesta bacia estão exemplarmente realizando.

As pequenas bacias terrestres Potiguar, Sergipe-Alagoas, 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. Destacam-se, 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.

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

Gabriel Nudelman

Realce


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BRASIL – Petrobras, HRT e TNK-Brasil celebram acordo para monetizar gás da Bacia do Solimões

Assessoria Petrobras

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 Diarioda 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.

A Petrobras, a HRT O&G e a TNK-Brasil assina-ram 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 Pro-tocolo 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, poden-do 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-

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 op-era 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 desen-volvimento. É um dos melhores poços já perfurados e testados em área terrestre do Brasil, levando-se em conta a qualidade do reservatório. A descoberta rep-resenta 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 atu-almente a maior produtora de gás e a quinta de óleo condensado do Brasil.


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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

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 Claríne 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.

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”.


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MÉXICO - Descoberta no México de poço com reservas de até 500 milhões de barris de petróleo

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 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 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 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.

EMOL


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JANEIRO 2013

FEVEREIRO 2013

MARÇO 2013

4 ° Latin-American Meeting of Energy Economics (ELAEE)08.04.2013 - 09.04.2013Montevideo - Uruguay

2° Congresso Brasileiro de Co2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis08.04.2013 - 10.04.2013Hotel Sofitel Rio de Janeiro

CO2: Desafios e Oportunidades08.04.2013 - 10.04.2013Rio de Janeiro - Brasil

National Hydropower Association Annual Conference22.04.2013 - 24.04.2013Capital Hilton, Washington D.C

Offshore Asia Conference & Exhibi-tion06.03.2013 - 08.03.2013Kuala Lumpur convention centre (klcc) - Kuala Lumpur, Malaysia

Offshore West Africa Conference & Exhibition19.03.2013 - 21.03.2013International Conference Centre - Accra, Ghana

World Future Energy Summit15.01.2013 - 17.01.2013Abu Dhabi

Offshore Middle East Conference & Exhibition21.01.2013 - 23.01.2013Doha - Qatar

Electric Light & Power Executive Conference27.01.2013 - 28.01.2013

EnerGen LatAm 201328.01.2013 - 29.01.2013Rio de Janeiro - Brasil

DistribuTECH29.01.2013 - 31.01.2013San Diego Convention Center - San Diego, Calif

Lasers & Photonics Marketplace Seminar04.02.2013 - 04.02.2013W Hotel - San Francisco, CA

Avionics Europe20.02.2013 - 21.02.2013Munich - Germany

ABRIL 2013

FDIC Indy22.04.2013 - 27.04.2013Indiana Convention Center - Indianapolis

ABRIL 2013

MAIO 2013

POWER-GEN India & Central Asia06.05.2013 - 08.05.2013Mumbai - India

Offshore Technology Conference (OTC)06.05.2013 - 09.05.2013Houston - USA

V Congreso de Producción y De-sarrollo de Reservas22.05.2013 - 24.05.2013Rosario

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