Novembro/Dezembro 2008 • Ano 14 • Número 6
Noviembre/Diciembre 2008 • Año 14 • Número 6
INFORMAÇÃO E TECNOLOGIA DE PETRÓLEO PARA A AMÉRICA LATINA
R$ 6,80 • US$ 4.00
INFORMACIÓN Y TECNOLOGÍA DE PETRÓLEO PARA AMÉRICA LATINA
Dutos: saída para minimizar
impacto de 180 blocos na
Região Amazônica
Ductos: salida para
minimizar el impacto
de 180 bloques en la
Región Amazónica
Leilões Subastas
ANP: 68% dos blocos foram arrematados
ANP: 68% de los bloques fueron adjudicados
ENFOQUE REGIONAL ENFOQUE REGIONAL
México e Cuba abrem petróleo para o mundo
México y Cuba abren petróleo para el mundo
Relatório setorial Reporte sectorial
Petrobras aquece estaleiros no Brasil
Petrobras estimula astilleros en Brasil
PONTO DE VISTA PUNTO DE VISTA
De olho em avanços não sísmicos
Atento
a los avances no 2008
sísmicos
Novembro/Dezembro
• Noviembre/Diciembre 2008
1
2
Oil & Gas Journal Latinoamericana
Novembro/Dezembro 2008 . Ano 14 . Número 6
Noviembre/Diciembre 2008 . Año 14 . Número 6
SUMÁRIO
SUMARIO
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Plataforma de Mexilhão
3 LEILÕES
Leilão da ANP supera expectativas
3 SUBASTAS
4 RELATÓRIO ESPECIAL
7 INFORME ESPECIAL
Dutos podem minimizar impacto de
180 blocos na Região Amazônica
10 ENFOQUE REGIONAL
Licitación de la ANP supera las
expectativas
Ductos pueden minimizar el impacto de
180 bloques en la región Amazónica
19 ENFOQUE REGIONAL
México: esboço de uma reforma
no setor de petróleo
México: el esbozo de una reforma
del sector petrolífero
22 RELATÓRIO SETORIAL
Demanda da Petrobras faz
indústria naval brasileira crescer
25 INFORME SETORIAL
La demanda de Petrobras estimula
el crecimiento de la industria naval
brasileña
32 PONTO DE VISTA
Novo presidente da SEG de
olho em avanços não sísimicos
32 PUNTO DE VISTA
El nuevo presidente de la SEG está
atento a los avances no sísmicos
Seções
Secciones
2 Editorial
36 Raio-X
40 Agenda
2 Editorial
38 Rayo-X
40 Agenda
Glossário de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
Glosario de Unidades
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008
3
E D I TO R I A L
2009: Grandes decisões nacionais pela frente
Jean-Paul Prates
2008 marca o fim de um período de grande
evolução no mundo energético mundial. Após
mais de uma década de preços do barril de
petróleo em alta, a crise financeira mundial
recoloca as fontes energéticas em competição
acirrada, agora diante de uma realidade
completamente nova quanto às renováveis. O
mundo, e os governos nacionais (isoladamente
ou em conjunto, conforme o caso), terão que
decidir que futuro terá o petróleo nas suas
vidas, por exemplo.
O novo presidente dos EUA, Barack
Obama, prometeu iniciar “uma jornada em
direção à nova fronteira energética”, afirmando
que essa será “a prioridade dominante” do
seu governo, “como um teste que definirá
a nossa época”. A Organização dos Países
Exportadores de Petróleo (Opep) anunciou
no dia 17/12 redução na sua produção diária
em 2,2 milhões de barris a partir de 01 de
janeiro de 2009, no que será o maior corte
na produção da história da organização.
Consultores da KBC Market Services (Surrey,
Inglaterra), esperam uma estabilização dos
preços em torno do patamar de US$ 80/barril
para o Brent, ao longo de 2009. De nossa
parte, preferimos vaticinar um patamar mais
conservador, em torno de US$70.
Apesar do enxugamento da liquidez nos
mercados financeiros ter jogado um balde de
água fria nas ousadas metas de investimentos
da ordem de 500 bilhões de euros em
programas de geração de energia a partir de
fontes renováveis, é certo que projetos voltados
para geração local de energia (a partir de fontes
eólicas, fotovoltaicas ou termo-solares) ainda
atrairão investimentos mesmo em meio à crise.
Segundo a consultoria especializada Edelman
(em conferência sobre o assunto, havida em
Bruxelas, no final de novembro), “ao invés de
simplesmente receberem e distribuirem energia
gerada nas plantas para o consumidor final, as
distribuidoras terão que se preparar cada vez
mais para receber energia gerada pelos seus
próprios consumidores, por vezes estocá-la
e distribuí-la para outros consumidores de
acordo com a demanda de cada um”. Isso
levará a uma verdadeira industrialização geral
dos mercados de energia e uma necessidade
que as distribuidoras de energia participem e
apóiem cada vez mais de perto o investimento
de seus consumidores em geração local
(auto-produção e co-geração, por exemplo),
diminuindo os fluxos de energia inter-estaduais
e internacionais.
Nesta edição, a última de 2008, tratamos
da Amazônia peruana e equatoriana - onde
, ao contrário do que se imagina, não é a
exploração de petróleo que mais afeta áreas
indígenas e de preservação. Falamos também
da retomada da indústria naval no Brasil – uma
realidade auspiciosa que pode contaminar
todo o continente. A perspectiva de mudanças
regulatórias no México, último reduto
monopolista e a repercussão da Administração
Obama para os cubanos também fazem parte
da agenda. Feliz 2009 a todos, lembrando que
crise é sinônimo de oportunidade.
2009: Grandes decisiones nacionales por la frente
2008 marca el final de un período de
grandes evoluciones en el mundo energético
mundial. Después de más de una década
caracterizada por el alza del precio del barril
de petróleo, la crisis financiera mundial
coloca nuevamente a las fuentes energéticas
en una fuerte competición, ahora frente a una
realidad completamente nueva con relación
a las fuentes renovables. El mundo, y los
gobiernos nacionales (de manera aislada o en
conjunto, según el caso), tendrán que decidir
qué futuro ocupará el petróleo en sus destinos,
por ejemplo.
El nuevo presidente de los EUA, Barack
Obama, ha prometido iniciar “una jornada
en dirección a la nueva frontera energética”,
afirmando que esa será la “prioridad
dominante de su gobierno”, “como una
prueba que definirá a nuestra época”. La
Organización de los Países Exportadores de
Petróleo (Opep) anunció el día 17/12 que
realizará una reducción de 2,2 millones de
barriles de su producción diaria, a partir de
01 de enero de 2009, el mayor recorte en la
4
Oil & Gas Journal Latinoamericana
producción de la historia de la organización.
Consultores de KBC Market Services (Surrey,
Inglaterra), esperan que se produzca una
estabilización de los precios, a un nivel de
aproximadamente US$ 80 / barril de Brent,
a lo largo de 2009. Por nuestra parte, no
inclinamos por un nivel más conservador, de
cerca de US$ 70 el barril.
A pesar de que la caída de la liquidez
en los mercados financieros ha arrojado un
balde de agua fría sobre las osadas metas de
inversiones del orden de los 500.000 millones
de euros en programas de generación de
energía a partir de fuentes renovables,
ciertamente los proyectos orientados a la
generación local de energía (a partir de
fuentes eólicas, fotovoltaicas o termosolares) todavía atraerán inversiones pese
al contexto de crisis. Según la consultora
especializada Edelman (en una conferencia
sobre el asunto, ocurrida en Bruselas a fines
de noviembre), “en vez de recibir y distribuir
simplemente energía generada en las plantas
hacia el consumidor final, las distribuidoras
tendrán que prepararse cada vez más para
recibir energía generada por sus propios
consumidores, debiendo, a veces, almacenarla
y distribuirla hacia los otros consumidores de
acuerdo con la demanda de cada uno”. Eso
conducirá a una verdadera industrialización
general de los mercados de energía y a
la necesidad de que las distribuidoras de
energía participen y apoyen cada vez más de
cerca la inversión en generación local de sus
consumidores (autoproducción y cogeneración,
por ejemplo), lo que disminuirá los flujos de
energía interprovinciales e internacionales.
En esta edición, la última de 2008,
tratamos del tema de la Amazonia peruana y
ecuatoriana – en donde, en contraste con lo
que se suele pensar, no es la exploración de
petróleo lo que más afecta las áreas indígenas
y de preservación. Hablamos también de
la revitalización de la industria naval en
Brasil – una realidad auspiciosa que puede
contaminar a todo el continente. La perspectiva
de cambios regulatorios en México, último
reducto monopolista y las repercusiones de
la Administración Obama para los cubanos
también hacen parte de la agenda. Feliz 2009
a todos, sin olvidar que crisis es sinónimo
de oportunidad.
L EILÕES
/
S U B A S TA S
(SREC-T3 e SREC-T4),
por dez empresas. O total
de bônus arrecadado no
setor é cerca de R$ 11,1
milhões.
Potiguar - dos 35 blocos oferecidos no
setor SPOT-T4, 14 foram arrematados por
oito empresas em um total arrecadado de R$
19,7 milhões.
Amazonas - dos sete blocos ofertados no
setor SAM-O, três foram arrematados pela
Petrobras em consórcio com a Petrogal e um
pela STR (Argentina) em consórcio com a
Agemo (Brasil). Foram arrecadados cerca
R$ 28 milhões e a previsão de investimento
mínimo na fase de exploração é de R$ 384
milhões. Foi a bacia que registrou recorde
de bônus de assinatura: R$ 13,640 milhões
oferecidos pelo consórcio Petrobras (60%) e
Petrogal (40%), pelo bloco AM-T-85.
Sergipe-Alagoas - nove blocos foram
arrematados, dos 44 ofertados, localizados no
setor SEAL-T3. A previsão de investimento
mínimo na fase de exploração é de R$ 35,7
milhões. As empresas vencedoras foram Integral
(IST - Colômbia), Severo Villares, Synergy
(Panamá), Petrobras e Nord Oil (Brasil).
Parecis - todos os seis blocos oferecidos
no setor SPRC-L, da Bacia de Parecis, foram
arrematados pela Petrobras, que desembolsou
R$ 2,7 milhões em bônus.
São Francisco - Dos 12 blocos oferecidos
Leilão da ANP supera expectativas
O leilão de 130 blocos em terra, realizado
durante a 10ª Rodada da ANP, superou as
expectativas do Programa Exploratório que
inicia com uma previsão de investimento
mínimo de R$ 611,154 milhões . Segundo a
Agência Nacional do Petróleo (ANP), foram
arrematados cerca de 48 mil km², 68% da
área oferecida com uma arrecadação total de
R$ 89,406 milhões em bônus. O maior bônus
oferecido, segundo a ANP, foi referente ao
bloco AM-T- 85, arrematado por R$ 13,640
milhões pelo consórcio Petrobrás (60%) e
Petrogal (40%).
A Petrobras levou 27 blocos liderando o
leilão e ainda está presente em quase todos
os blocos arrematados. A estatal só não
participou do bloco POT-T-603, na Bacia
do São Francisco (MG), que ficou com o
consórcio da estreante Cemig (Sipet, Comp,
Orteng e Codemig).
O diretor-geral da ANP, Haroldo Lima,
considerou o resultado do leilão muito bom e
afirmou que o objetivo de ampliar a exploração
de petróleo no interior do País foi atingido.
Resultados por bacia
Recôncavo - Foram arrematados 11
blocos, dos 21 oferecidos nos dois setores
Licitación de la ANP supera las expectativas
La licitación de 130 bloques en tierra,
realizada durante la 10ª Ronda de la ANP,
superó las expectativas del Programa
Exploratorio, que se inicia con una previsión
de inversión mínima de R$ 611,154 millones.
Según la Agencia Nacional del Petróleo
(ANP), han sido adjudicados cerca de 48
mil km², el 68% del área ofrecida, lo que
representa una recaudación total de R$ 89,406
millones en bonos de participación. El mayor
bono ofrecido, según la ANP, fue el referente
al bloque AM-T- 85, adjudicado por R$
13,640 millones al consorcio Petrobras (60%)
y Petrogal (40%).
Petrobras se llevó 27 bloques, liderando la
licitación, e incluso se encuentra presente en
todos los bloques adjudicados. La compañía
estatal solamente no obtuvo participación en
el bloque POT-T-603, el cual fue obtenido por
el consorcio de la debutante Cemig (Sipet,
Comp, Orteng y Codemig).
El director general de la ANP, Haroldo
Lima, consideró muy bueno el resultado de
la licitación y afirmó que fue alcanzado el
objetivo de ampliar la exploración de petróleo
en el interior del País.
Resultados por cuenca
Recôncavo - diez empresas se adjudicaron
11 bloques, de los 21 ofrecidos en los dos
sectores (SREC-T3 e SREC-T4). El total
de bonos recaudados en el sector es de
aproximadamente R$ 11,1 millones.
Potiguar - de los 35 bloques ofrecidos en el
sector SPOT-T4, ocho empresas se adjudicaron
14 bloques, recaudándose un total de R$ 19,7
millones.
Amazonas - de los siete bloques ofertados
en el sector SAM-O, tres fueron adjudicados
a Petrobras en consorcio con Petrogal y uno
a STR (Argentina) en consorcio con Agemo
(Brasil). Se recaudaron aproximadamente R$
28 millones y la previsión de inversión mínima
en la fase de exploración es de R$ 384 millones.
Fue la cuenca que registró un récord de bonos
de participación: R$ 13,640 millones ofrecidos
por el consorcio Petrobras (60%) y Petrogral
(40%), por el bloque AM-T-85.
Sergipe-Alagoas - se adjudicaron nueve
bloques, de los 44 ofertados, todos ubicados en
el sector SEAL-T3. La previsión de inversión
mínima en la fase de exploración es de R$ 35,7
millones. Las empresas vencedoras fueron Integral
no setor SSF-S, nove foram concedidos para
seis empresas, com destaque para as estreantes
Sipet, Cemig e Codemig, em consórcio com a
Orteng e Comp, que já são concessionárias que
arremataram juntas, quatro blocos na bacia. O
bônus total arrecadado foi de R$ 18,3 milhões.
Paraná - Somente um bloco dos cinco
oferecidos no setor SPAR-CS foi arrematado
por R$ 1,2 milhão pela empresa argentina STR.
Foto - ANP
Diretoria da ANP
Uruguai realizará leilão em 2009
O Ministério de Energia do Uruguai e a
Ancapa, empresa nacional do petróleo, deram
início em dezembro de 2008 a “Rodada Uruguai”
para as bacias de offshore.
O leilão que ocorrerá em julho de 2009 vai
oferecer as bacias de Punta del Este e Pelotas,
com profundidades variando entre 50 e 1500
metros e a bacia exterior nomeada Oriental Del
Plata. As áreas variam de 2.500km²a 10.000km.
Matéria completa na próxima edição.
(IST - Colombia), Severo Villares, Synergy
(Panamá), Petrobras y Nord Oil (Brasil).
Parecis - los seis bloques ofrecidos en el
sector SPRC-L, de la Cuenca de Parecis, fueron
adjudicados a Petrobras, que desembolsó R$ 2,7
millones para pagar los bonos de participación.
São Francisco - De los 12 bloques ofrecidos
en el sector SSF-S, nueve fueron concedidos
a seis empresas, de las que se destacan las
compañías debutantes Sipet, Cemig y Codemig,
en consorcio con Orteng y Comp, que ya son
concesionarias que se adjudicaron juntas cuatro
bloques en la cuenca. El bono de participación
total recaudado fue de R$ 18,3 millones.
Paraná - Sólo fue adjudicado uno de los
bloques, de los cinco ofrecidos en el sector
SPAR-CS, por R$ 1,2 millones, y la empresa
vencedora fue STR, de Argentina.
Uruguay realizará una licitación en 2009
El Ministerio de Energía de Uruguay y la
Ancapa, empresa nacional de petróleo, dieron
comienzo en diciembre de 2008 a la “Ronda
Uruguay” para las cuencas de offshore.
La licitación, que tendrá lugar en julio de 2009,
va a ofrecer las cuencas de Punta del Este y Pelotas,
que poseen profundidades que varían entre los 50
y los 1500 metros, además de la cuenca exterior
denominada Oriental Del Plata. Las áreas varían de
2.500km² a 10.000km². El artículo completo estará
disponible en la próxima edición.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008
5
Relatório
especial
extração ilegal de madeira e caça ilegal.
Eles sugerem que os novos projetos de
exploração façam escoar a produção por
dutos, ferrovias e hidrovias para evitar
que estradas incentivem
a grilagem em regiões
ainda inabitadas.
O gasoduto UrucuCoari-Manaus da
Petrobras foi o exemplo
citado pelo estudo
para a construção de
oleodutos sem a abertura
de estradas na região. Se
considerarmos apenas
os resultados de produção em terra, o
complexo de Urucu na bacia de Solimões
no Estado do Amazonas é o primeiro
produtor de gás natural e o segundo
maior produtor de petróleo no país.
A bacia Paleozóica do Amazonas,
com cerca de 600.000km2² já teve 213
poços perfurados, dos quais 107 foram
descobridores. Com produção média de
55,000 barris de óleo equivalente (boe)
por dia, o petróleo de Urucu é levíssimo
e aproveitado para a produção de
gasolina, nafta petroquímica, óleo diesel
e GLP (gás de cozinha).
Urucu alimenta a maior unidade de
processamento de gás natural do País,
com um volume de 10MM m3³por dia.
O processamento de GLP, que supera
1,500 toneladas diárias, equivale a 115
mil botijas de 13kg. O GLP de Urucu
abastece os estados do Pará, Amazonas,
Rondônia, Maranhão, Tocantins, Acre,
Amapá e parte da região nordeste.
Em julho desse ano a Petrobras
comemorou os 20 anos de produção em
Urucu. Ao longo desses anos, foram
implantadas estratégias de gestão
focadas em segurança, qualidade e
preservação do meio ambiente, o que
possibilitou a obtenção das certificações
OHSAS-18001 (segurança operacional
e preservação da saúde), ISO 9001
(qualidade dos processos) e ISO 14001
(preservação do meio ambiente).
Minimizar o impacto
é o maior desafio na
região Amazônica
Dayse Abrantes
Atualmente 35 majors estão operando
em 180 blocos na região Amazônica
totalizando uma área de 688,000km2,
informou um trabalho intitulado
“Projetos de Óleo e Gás na Amazônia
Ocidental: Ameaças a Floresta, a
Biodiversidade e aos Povos Indígenas”
que mapeou projetos de exploração
de petróleo em áreas do Brasil, Peru,
Colômbia, Equador e Bolívia.
Um dos autores do estudo publicado
em agosto na revista científica “PLoS
One”, o ecólogo Clinton N. Jenkins,
da Universidade Duke, EUA, destacou
que os problemas mais graves para a
segurança dos povos indígenas e para a
biodiversidade na região estão ocorrendo
no Peru e no Equador.
Para os quatro analistas que
desenvolveram o estudo, o maior risco
não é fruto direto da extração de petróleo.
O problema são as estradas que abrem
caminho para áreas remotas, criando
oportunidades para desmatamento,
6
Oil & Gas Journal Latinoamericana
Mais gás para substituir o diesel
Dos US$97.4 bilhões que a Petrobras
pretende investir em suas operações no
País até 2012, US$2.6 bilhões serão
investidos na região amazônica.
O diretor de E&P da empresa, Guilherme
Estrella, informou que os investimentos são
necessários para que a Petrobras mantenha
a produção de petróleo e incremente as
reservas de gás para cumprir um contrato
assinado com o governo do Estado do
Amazonas para o fornecimento de 5,5MM
m3/dia, por mais 20 anos.
Duas novas sondas entraram em
operação em julho com contrato de quatro
anos, a ser renovado por mais quatro. No
período de 2008 a 2011, serão perfurados
22 poços em Urucu, gerando um ganho
de produção de cerca de 30MM de barris
de óleo. Em 2011, esses novos poços
produzirão cerca de 15,000b/d.
Dos 22 poços a serem perfurados,
18 serão feitos em clareiras de poços
já existentes e o restante às margens
das rodovias já construídas, não sendo
necessária a abertura de novas estradas.
A Petrobras voltará a investir nos
projetos de desenvolvimento dos campos
de Juruá, Jaraqui e São Mateus, na Bacia
do Solimões, que estavam suspensos
devido a dificuldades de escoamento do
produto. Estrella disse que juntos, esses
campos têm reserva estimada em um
bilhão de boe (petróleo e gás).
Estrella também informou que há
uma previsão de declínio da produção
de Urucu a partir de 2012: “Os campos
de gás têm produção declinante em uma
velocidade maior que os de petróleo. E
hoje as reservas não são suficientes para
atender ao cumprimento do contrato com
o governo do Amazonas.”
“O importante é que o gás existente
em Urucu nos permite atender ao
contrato para além de 2012. Isto nos
dá tempo para fazer novas perfurações,
confirmar as reservas estimadas e
para procurar com calma as sondas
necessárias ao desenvolvimento do
projeto”, explicou o diretor.
A diretora de Gás e Energia da
Petrobras, Maria das Graças Silva Foster,
afirma que o gasoduto Urucu-CoariManaus (661km) deve entrar em operação
até setembro de 2009. “Faltam menos de
30km para a conclusão da obra.”
O gasoduto Urucu-Coari-Manaus
viabilizará o transporte inicial de 5,5
bilhões de m3 de gás natural ao mercado
amazonense a ser usado principalmente
para suprir a geração de energia
elétrica em Manaus. “Com o gasoduto
em operação, parte significativa da
energia gerada com óleo combustível
será substituída por gás natural, o que
representa um grande impacto, tanto
econômico quanto ambiental”.
A Petrobras detém a concessão de
cinco áreas na bacia Solimões, enquanto
a Oil M&S, uma empresa argentina,
adquiriu 10 áreas durante a 7ª rodada
de licitações em 2005. Na 10ª Rodada
de licitações da ANP a ser realizada em
dezembro, sete blocos perfazendo cerca
de 13.000km2 no Estado do Amazonas
foram leiloados.
Amazônia peruana
Com 15 anos de regras estáveis no
setor, o Peru tem hoje reservas de gás
que se aproximam dos 17 trilhões de
pés cúbicos ou 476 bilhões de m3. Em
setembro último, mais 22 blocos foram
licitados no Peru.
Em 2009, a Petrobras deverá investir até
US$ 100 milhões na exploração de petróleo
e gás na selva amazônica do sul do Peru,
informou recentemente Pedro Grijalba,
gerente geral da Petrobras Energia Peru,
filial peruana da estatal brasileira.
De acordo com Grijalba, a empresa
planeja perfurar dois poços no bloco 58 na
região de Cuzco, próximo da reserva de
gás de Camisea, a mais importante do país.
Além disso, continua investindo US$ 100
milhões por ano no Bloco 10, na costa norte.
O Peru representa hoje 17,7% das
reservas internacionais da Petrobras, a
segunda maior produtora de óleo e gás no
país. A produção média em 2008, diz a
estatal, se situa em torno dos 14.000b/d de
óleo e 310.000m3 de gás natural por dia.
O trabalho publicado na revista
americana constatou que, na Amazônia
peruana, 64 blocos de exploração
já cobrem 72% dos 490.000km2 de
floresta. Isso representa uma enorme
expansão, comparada com 2005,
quando a área ocupada com a atividade
petrolífera era de 15%.
As áreas que deveriam estar protegidas,
os parques nacionais e santuários
históricos, atualmente representam
apenas 12% da floresta. Mesmo assim,
58 dos 64 blocos em atividade no Peru
estão localizados em terras do território
indígena e 17 blocos estão dentro de
reservas demarcadas ou propostas para
demarcação, denunciou o estudo. Os
projetos para os blocos 39 e 67, ao norte
do país, são citados como de alto risco.
Outro projeto, o Peru LNG, com
investimento de US$ 3,8 bilhões, que está
sendo tocado pela americana Hunt Oil, a
coreana SK, a espanhola Repsol-YPF e a
japonesa Marubeni, tem capacidade para
liquefazer 14MM m3 de gás por dia. A
unidade foi concebida para fornecer gás
natural liquefeito (GNL) para o México.
Steve Suellentrop, presidente da Hunt
Oil no Peru, disse que na exploração de
um bloco em parceria com a Pluspetrol
está operando no limite físico do que
pode ser feito em matéria de tecnologia
para minimizar o impacto na floresta.
A empresa está empregando perfuração
direcional (directional drilling) em
pequenas distâncias.
Consultores de meio ambiente, em
geral recomendam planejar a logística
de exploração na selva da mesma forma
como é planejada e oceanos, com os
trabalhadores e equipamentos levados por
helicópteros até o local e com a perfuração
do menor número de poços possível.
Eles indicam a perfuração direcional
de longo alcance (extended reach
well), que significa furar um poço
verticalmente, de início, e em seguida
horizontalmente, com até 12km de
extensão, como uma solução para evitar
a instalação de um grande número de
torres de perfuração em áreas
sensíveis. Aconselham a
instalar sondas com até 20
quilômetros de distância uma
das outras o que também
diminui as despesas.
Este ano o governo peruano
procurou demonstrar que
o mega projeto de extração
de gás natural, o Camisea,
ajudou a proteger 1,5MM de
hectares de floresta tropical na
Amazônia peruana. Camisea
começou a fluir em 2004 e nos
primeiros 18 meses de operação
aconteceram cinco grandes
derramamentos de óleo. Estimase que o campo continue
produzindo por mais 30 anos.
Joseph Milewski,
especialista ambiental do
Banco Interamericano de
Desenvolvimento (BID),
recentemente falou a imprensa
internacional sobre o projeto e
mostrou no mapa os parques e
santuários que estão em torno do Bloco
88, onde a Pluspetrol está desenvolvendo
extração de gás natural de Camisea.
Ele explicou que o BID emprestou
US$75 milhões para financiar tubulações
para o projeto Camisea e US$5 milhões
para fortalecer órgãos governamentais
encarregados de supervisionar as
empresas privadas que operam na área
para evitar novos impactos ambientais.
Isso inclui também as operações da usina
Malvinas que processa o gás natural de
Camisea e o transporte do gás para Lima,
até o terminal marítimo de exportação.
O desafio é transportar o gás sobre os
Andes em duas tubulações. O gás líquido
por 540 quilômetros de gasoduto e o gás
natural por 714 quilômetros. Para evitar
impacto direto, as empresas privadas
recuperaram a vegetação na passagem do
gasoduto, limitaram rigidamente o contato
entre funcionários e populações locais e
abriram mão da construção de estradas
levando a tubulação por via aérea e por rio.
Conflito na Colômbia
Embora mais de 90% da Amazônia
Colombiana não tenha atividade
petrolífera em andamento, o modo de
vida dos índios U’wa está mais uma
vez ameaçado pelos planos do governo
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008
7
Relatório
especial
colombiano e da estatal Ecopetrol de
avançar com o projeto Siriri para e
exploração de óleo. O Siriri é uma área
de 56,682 hectares situado sobre terras
ancestrais dos U’wa.
O problema é agravado pelo fato
da violência política entre guerrilha
de esquerda (FARC) e o governo da
Colômbia ter mantido o país por tanto
tempo em estado de guerra civil, o
que dificultou entendimentos com a
comunidade U’wa.
Dos 470 projetos em andamento no
País, segundo a Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH), apenas 36 estão
situados na bacia Caguan-Putumayo
próxima a fronteira do Brasil, na floresta
amazônica colombiana.
Desses 36 projetos, 14 áreas estão
sendo licitadas em dezembro e os
contratos serão assinados em janeiro.
Os contratos de concessões cedidos a
empresas privadas nessa área que estão
em fase de exploração são 13, totalizando
310.838 hectares.
Embora empresas como a Petrobras,
Chevron, Repsol e outras majors estejam
presentes nas outras bacias da Colombia, em
Putumayo as empresas privadas com maior
número de concessões são a Emmerald com
quatro áreas em fase de exploração e Grand
Tierra com três blocos em produção.
Em Putumayo, a Ecopetrol explora em
uma área de 50,742 hectares e produz em
oito blocos, totalizando 202.230 hectares.
Do total de 123 poços exploratórios
perfurados em todo o país até outubro
desse ano, apenas dois foram perfurados
na região amazônica, informou José
Nelson Perez, subdiretor técnico da ANH.
De acordo com Carolina Garcia,
responsável pelo setor de estatísticas de
produção da ANH, a média de produção
no país foi de 623,000b/d de óleo e
913 MM de pés cúbicos de gás até
outubro desse ano. Em 2007 a Ecopetrol
comprovou reservas de 1.4 bilhões boe.
Óleo pesado na floresta equatoriana
O governo equatoriano determinou
que 65% de suas florestas, uma área de
52.300km2, serão abertas à exploração de
petróleo. Ao contrário de outros países, a
legislação no Equador permite a exploração
de petróleo em parques nacionais.
Quando foi encontrado petróleo
no Parque Nacional de Yasuní, o
8
Oil & Gas Journal Latinoamericana
Presidente Rafael
Correa prometeu às
tribos indígenas da
região que não faria
o desenvolvimento
da produção nesse
parque se os países
ricos pagassem
US$350 MM por ano,
durante 10 anos ao
governo equatoriano,
o que corresponde a
metade dos ganhos
estimados com a
produção do campo.
Trata-se de um
dos projetos mais
promissores e que
poderia aumentar
muito a produção no
país. O campo é chamado
Ishpingo-Tapococha-Tiputini
(ITT) e fica a leste do Equador. Nessa
área foram provadas reservas de 900MM
de barris, mas o potencial estimado é de
1.3 B de barris.
Alguns analistas equatorianos estimam
que quando for desenvolvido o campo
poderá produzir pelo menos 190.000b/d.
No entanto, o óleo é tão pesado que para
ser transportado por oleoduto é necessário
misturar antes com outro óleo mais leve.
Em 2005, devido à pressão da tribo
Waorani, a Petrobras interrompeu
a construção de uma estrada que
atravessaria o parque para acessar o bloco
e redesenhou o projeto para operar com
helicópteros para montar infra-estrutura e
oleodutos para escoar produção.
Em janeiro de 2007, o governo decidiu
delimitar por decreto uma área ao sul do
Parque Yasuní, com 7.580km2, chamada
“Zona Intangible” onde passou a ser
proibido extrair óleo, gás ou madeira.
Com 4,5 B de barris, o Equador tem
a terceira maior reserva provada de
petróleo na América Latina, é membro
da Organização dos Países Exportadores
de Petróleo (OPEC) e é o segundo maior
exportador de óleo para os Estados
Unidos depois da Venezuela. Em
2008 produziu em média 520.000b/d,
mas como consome pouco mais de
150.000b/d também exporta para o Chile,
Peru e América Central.
Petroecuador, a estatal Equatoriana é
responsável por pouco mais da metade
da produção do país. As outras empresas
que mais produzem são a Repsol-YPF,
Andes Petroleum, um consorcio liderado
pela Chinese National Petroleum
Corporation (CNPC), a Perenco e Agip.
Os campos mais produtivos do
Equador são os do nordeste do país. O
maior campo, Shushufindi, é operado
pela Petroecuador. Outros principais são
Sacha (Petroecuador), Dorine (Andes), e
Eden Yuturi (Petroecuador).
O país produz duas variedades de óleo
cru: Oriente (29º API), meio pesado e
Napo (19° API), o mais pesado.
O ITT e o bloco 31 são os mais
visados pelas organizações ambientalistas,
enquanto os blocos 10 e 15 são citados
como exemplos de exploração com
técnicas de menor impacto.
Em lugar de usar tratores a população
local foi contratada para abrir caminho
com facão para a realização das pesquisas
sísmicas. Foi usado mais material de
imagens aéreas para reduzir o uso de
dinamite. Além disso, devido a pressão
dos indígenas locais, as empresas de
petróleo estão cada vez mais injetando a
água servida (suja) dos acampamentos e os
rejeitos tóxicos resultantes das operações
de volta no solo em lugar de deixar que
derramem em rios e lagos na floresta.
Informe
especial
de aberturas de rutas en la región. Si se
consideran únicamente los resultados de
producción en tierra, el complejo Urucu
en la cuenca de Solimões en el estado de
Amazonas es el primer productor de gas
natural y el segundo
mayor productor de
petróleo del país.
La cuenca
Paleozoica del
Amazonas, con cerca
de 600.000km2,
ya cuenta con 213
pozos perforados, de
los cuales 107 han
sido descubridores.
Con una producción
promedio de 55.000 barriles de petróleo
equivalente (boe) por día, el petróleo de
Urucu es muy liviano y se aprovecha
para la producción de gasolina, nafta
petroquímica, petróleo diesel y GLP
(gas de cocina).
Urucu alimenta a la mayor unidad de
procesamiento de gas natural del País,
con un volumen de 10MM m3 por día.
El procesamiento de GLP, que supera las
1.500 toneladas diarias, equivale a 115
mil garrafas de 13kg. El GLP de Urucu
abastece a los estados de Pará, Amazonas,
Rondônia, Maranhão, Tocantins, Acre,
Amapá y parte de la región Nordeste.
En julio de este año, Petrobras
festejó los 20 años de producción de
Urucu. A lo largo de estos años, fueron
implementadas estrategias de gestión que
se concentraron en la seguridad, la calidad
y la preservación del medioambiente, lo
que permitió obtener las certificaciones
OHSAS-18001 (seguridad operativa
y preservación de la salud), ISO 9001
(calidad de los procesos) e ISO 14001
(preservación del medioambiente).
Minimizar el impacto
es el mayor desafío en
la región Amazónica
Dayse Abrantes
Actualmente, 35 majors están operando
en 180 bloques en la región Amazónica, lo
que representa un área total de 688.000km2,
informó un trabajo titulado “Proyectos de
Petróleo y Gas en el Amazonas Occidental:
Amenazas a la Selva, la Biodiversidad
y a los Pueblos Indígenas” que realizó
un mapeo de proyectos de exploración
de petróleo en áreas de Brasil, Perú,
Colombia, Ecuador y Bolivia.
Uno de los autores del estudio,
publicado en agosto en la revista científica
“PLoS One”, el ecólogo Clinton N.
Jenkins, de la Universidad Duke, EUA,
destacó que los problemas más graves
para la seguridad de los pueblos indígenas
y para la biodiversidad en la región están
ocurriendo en Perú y en Ecuador.
Para los cuatro analistas que elaboraron
el estudio, el mayor riesgo no es el
resultado directo de la extracción de
petróleo. El problema está dado por las
rutas que abren camino hacia las áreas
remotas, que crean oportunidades para
la deforestación, la extracción ilegal
de madera y la caza ilegal. Los autores
recomiendan que los nuevos proyectos de
exploración realicen la transferencia de
la producción mediante ductos, vías de
ferrocarril y fluviales, a fin de evitar que las
rutas incentiven la ocupación de tierras en
regiones que aún se encuentran inhabitadas.
El gasoducto Urucu-Coari-Manaus
de Petrobras fue el ejemplo citado por el
estudio para referirse a la construcción de
oleoductos que prescinden de la realización
Más gas para reemplazar al diesel
De los US$ 97.400 millones que
Petrobras pretende invertir en sus
operaciones en el País de aquí al 2012,
US$ 2.600 millones serán invertidos en
la región amazónica.
El director de E&P de la empresa,
Guilherme Estrella, informó que las
inversiones son necesarias para que
Petrobras pueda mantener la producción
de petróleo e incremente las reservas de
gas, a fin de poder cumplir con un contrato
firmado con el gobierno del estado de
Amazonas para el abastecimiento de
5,5MM m3/día, por 20 años más.
Dos nuevas sondas entraron en
operación en julio mediante un contrato
de cuatro años, pudiendo ser renovado
por otros cuatro años más. Durante el
período 2008-2011, serán perforados 22
pozos en Urucu, lo que permitirá generar
una ganancia en la producción de cerca
de 30MM de barriles de petróleo. En
2011, esos nuevos pozos producirán
cerca de 15.000b/d.
De los 22 pozos que serán perforados,
18 se realizarán en calvas de pozos ya
existentes y el resto en los márgenes
de las carreteras ya construidas, lo que
permite prescindir de la necesidad de
abrir nuevos caminos.
Petrobras volverá a invertir en los
proyectos de desarrollo de los campos
de Juruá, Jaraqui y São Mateus, en la
Cuenca de Solimões, que se encontraban
suspendidos debido a las dificultades
para transferir el producto. Estrella dijo
que, en conjunto, esos campos poseen
una reserva estimada de 1.000 millones
de boe (petróleo y gas).
Estrella también informó que está
previsto un declive en la producción de
Urucu a partir de 2012: “los campos
de gas poseen una producción que
disminuye a una mayor velocidad
que los campos de petróleo. Y hoy las
reservas no son suficientes para poder
cumplir con el contrato establecido con
el gobierno de Amazonas.”.
“Lo importante es que el gas de Urucu
nos permite cumplir con el contrato
hasta incluso después de 2012. Esto
nos da tiempo para realizar nuevas
perforaciones, confirmar las reservas
estimadas y para buscar con calma las
sondas necesarias para el desarrollo del
proyecto”, explicó el director.
La directora de Gas y Energía de
Petrobras, Maria das Graças Silva Foster,
afirma que está previsto que el gasoducto
Urucu-Coari-Manaus (661km) comience
sus operaciones en septiembre de 2009, a
más tardar. “Faltan menos de 30km para
concluir la obra”.
El gasoducto Urucu-Coari-Manaus
viabilizará el transporte inicial de
5.500 millones de m3 de gas natural al
mercado del estado de Amazonas, que
será utilizado principalmente para suplir
la generación de energía eléctrica en
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008
9
Informe
especial
Manaos. “Con el gasoducto en operación,
una parte significativa de la energía
generada con el petróleo combustible
será substituida por gas natural, lo
que representa un gran impacto, tanto
económico como ambiental”.
Petrobras posee la concesión de cinco
áreas en la cuenca de Solimões, mientras
que Oil M&S, una empresa argentina,
adquirió 10 áreas durante la 7ª Ronda de
licitaciones, celebrada en 2005. En la 10ª
Ronda de licitaciones de la ANP, que fué
realizada en diciembre, serán licitados
siete bloques en el estado de Amazonas,
que cubren una extensión de 13.000km2.
La Amazonia peruana
Con 15 años de reglas estables para
el sector, Perú posee hoy reservas de
gas que se aproximan a los 17 billones
de pies cúbicos o 476.000 millones de
m3. En septiembre de este año, fueron
licitados en Perú otros 22 bloques más.
En 2009, Petrobras realizará
inversiones de hasta US$ 100 millones
para la exploración de petróleo y gas en la
selva amazónica del sur de Perú, informó
recientemente Pedro Grijalba, gerente
general de Petrobras Energía Perú, filial
peruana de la empresa estatal brasileña.
De acuerdo con Grijalba, la empresa
planea perforar dos pozos en el bloque 58,
en la región de Cuzco, cerca de la reserva
de gas de Camisea, la más importante del
país. Además de eso, continúa invirtiendo
US$ 100 millones por año en el Bloque
10, ubicado en la costa norte.
Perú representa hoy el 17,7% de las
reservas internacionales de Petrobras, la
segunda mayor productora de petróleo
del país. La producción promedio en
2008, dice la compañía estatal, alcanza
aproximadamente los 14.000b/d de petróleo
y los 310.000m3 de gas natural por día.
El trabajo publicado en la revista
americana constató que, en la Amazonia
peruana, 64 bloques de exploración
ya cubren el 72% de los 490.000km2
de selva. Eso representa una enorme
expansión, comparada con la situación
del año 2005, cuando el área ocupada por
la actividad petrolífera alcanzaba el 15%.
Las áreas que deberían estar protegidas,
los parques nacionales y santuarios
10 Oil & Gas Journal Latinoamericana
históricos, actualmente representan tan sólo
el 12% de la selva. Aún así, 58 de los 64
bloques en actividad en Perú se encuentran
situados en zonas que pertenecen a los
indígenas y 17 bloques están dentro de
reservas demarcadas o propuestas para
demarcación, denunció el estudio. Los
proyectos para los bloques 39 y 67, al norte
del país, son citados como de alto riesgo.
Otro de los proyectos, denominado
Perú LNG, con una inversión de US$
3.800 millones, emprendido por la
americana Hunt Oil, la coreana SK,
la española Repsol-YPF y la japonesa
Marubeni, posee capacidad para licuar
14MM m3 de gas por día. La unidad
fue concebida para proveer gas natural
licuado (GNL) a México.
Steve Suellentrop, presidente de Hunt
Oil en Perú, dijo que en la exploración de
un bloque en asociación con Pluspetrol
se está operando al límite físico de lo
que puede ser realizado en materia de
tecnología para minimizar el impacto
sobre la selva. La empresa está empleando
perforación direccional (directional
drilling) en pequeñas distancias.
Consultores de medioambiente,
recomiendan, en general, realizar
la debida planificación logística de
exploración en la selva, de la misma
manera en que se hace en los océanos, por
medio del envío de trabajadores y equipos
mediante helicópteros que se dirigen al
lugar, y realizando la perforación del
menor número posible de pozos.
Los consultores señalan a la
perforación direccional de largo alcance
(extended reach well), que implica
perforar un pozo verticalmente, desde
el inicio, y luego de manera horizontal,
con hasta 12km de extensión, como una
solución para evitar la instalación de un
gran número de torres de perforación en
áreas sensibles. Aconsejan la instalación
de sondas separadas al menos por 20
kilómetros las unas de las otras, lo que
también permite disminuir los gastos.
Este año, el gobierno peruano
intentó demostrar que el megaproyecto
de extracción de gas natural, llamado
Camisea, ha ayudado a proteger 1,5MM
de hectáreas de selva tropical en la
Amazonia peruana. Camisea comenzó a
fluir en 2004 y durante los primeros 18
meses de operación tuvieron lugar cinco
grandes derrames de petróleo. Se calcula
que el campo continuará produciendo por
30 años más.
Joseph Milewski, especialista
ambiental del Banco Interamericano de
Desarrollo (BID), hablo ante la prensa
internacional sobre el proyecto y mostró
en el mapa los parques y santuarios que
están en torno del Bloque 88, en donde
Pluspetrol está desarrollando extracción
de gas natural de Camisea.
Milewski explicó que el BID ha
prestado US$ 75 millones para financiar
tuberías para el proyecto Camisea y
US$ 5 millones para fortalecer órganos
gubernamentales encargados de supervisar
a las empresas privadas que operan en
el área, a fin de evitar nuevos impactos
ambientales. Eso incluye también a las
operaciones de la central Malvinas, la
cual procesa el gas natural de Camisea, y
el transporte de gas hacia Lima, hasta la
terminal marítima de exportación.
El desafío es transportar el gas sobre
los Andes en dos tuberías. El gas líquido
a través de 540 kilómetros y el gas
natural por medio de 714 kilómetros.
Para evitar que se produzca un impacto
directo, las empresas privadas han
procedido a recuperar la vegetación en
los sitios por donde pasa el gasoducto.
También han restringido rígidamente
el contacto entre los empleados y las
poblaciones locales y han abandonado
sus planes de construir caminos. Como
contrapartida, han optado por llevar las
tuberías por vía área y fluvial.
Conflicto en Colombia
Si bien es cierto que el 90% de la
Amazonia Colombiana no posee actividad
petrolífera activa, el modo de vida de los
indios U´wa se encuentra cada vez más
amenazado en función de los planes del
gobierno colombiano y de la compañía
estatal, Ecopetrol, de avanzar en el desarrollo
del proyecto Siriri de exploración de petróleo.
Siriri es un área de 56.682 hectáreas, situada
en tierras ancestrales de los U´wa.
El problema se agrava debido a la
situación de guerra civil que se mantiene
desde hace tanto tiempo en el país en
función de la violencia política sostenida
entre la guerrilla de izquierda (FARC) y
el gobierno de Colombia, situación que
ha dificultado los entendimientos con la
comunidad U´wa.
De los 470 proyectos en curso en
el país, según la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH), tan sólo 36 se
encuentran situadas en la cuenca CaguaPutumayo, próxima a la frontera con
Brasil, en la selva amazónica colombiana.
De esos 36 proyectos, 14 áreas están
siendo licitadas en diciembre y los
contratos se firmarán en enero. 13 son
los contratos de concesiones cedidos a
empresas privadas en esa área que están
en fase de exploración. En total, el área
cubre 310.838 hectáreas.
Si bien es cierto que empresas como
Petrobras, Chevron, Repsol y otras
majors están presentes en otras cuencas
de Colombia, en Putumayo las empresas
privadas con un mayor número de
concesiones son Emmerald, con cuatro
áreas en fase de exploración y Grand
Tierra, con tres bloques en producción.
En Putumayo, Ecopetrol explora en
un área de 50.742 hectáreas y produce
en ocho bloques, alcanzando un total de
202.230 hectáreas. Del total de los 123
pozos exploratorios perforados en todo
el país hasta octubre de este año, tan
sólo dos fueron perforados en la región
amazónica, informó José Nelson Pérez,
subdirector de la ANH.
De acuerdo con Carolina García,
responsable por el sector de estadísticas
de producción de la ANH, el promedio de
producción en el país fue de 623.000b/d
de petróleo y 913MM de pies cúbicos de
gas, hasta octubre de este año. En 2007,
Ecopetrol comprobó reservas de 1.400
millones boe.
Petróleo en la selva ecuatoriana
El gobierno ecuatoriano ha
determinado que el 65% de sus selvas,
que cubren un área de 52.300km2, se
abrirán para la exploración de petróleo. A
diferencia de otros países, la legislación
en Ecuador permite la exploración de
petróleo en parques nacionales.
Cuando se encontró petróleo en el
Parque Nacional de Yasuní, el Presidente
Rafael Correa les prometió a las tribus
indígenas de la región que no llevaría a
cabo el desarrollo de la producción en
ese parque, siempre y cuando los países
ricos le pagasen al gobierno ecuatoriano
una suma de US$ 350 MM por año,
durante 10 años, lo que corresponde
a la mitad de las ganancias estimadas
mediante la producción del campo.
Se trata de uno de los proyectos más
promisorios, que podría aumentar mucho
la producción del país. El campo ha sido
llamado Ishpingo-Tapococha-Tiputini
(ITT) y está ubicado al Este de Ecuador.
En esa área fueron probadas reservas de
900MM de barriles, aunque el potencial
estimado es de 1.300 millones de barriles.
Algunos analistas ecuatorianos prevén
que cuando se haya desarrollado el
campo, podría producir por lo menos
190.000b/d. Sin embargo, el petróleo
es tan pesado que para que pueda ser
transportardo por medio de oleoducto
es necesario mezclarlo antes con otro
petróleo más liviano.
En 2005, debido a la presión de la
tribu Waorani, Petrobras interrumpió
la construcción de un camino que iba a
atravesar el parque y que permitiría el
acceso al bloque, y reformuló el proyecto
para operar con helicópteros a fin de
montar la infraestructura y los oleoductos
necesarios para realizar la transferencia
de la producción.
En enero de 2008, el gobierno decidió
delimitar por decreto un área al sur del
Parque Yasuní, de 7.580km2, llamada
“Zona Intangible”, en donde empezó
estar prohibida la extracción de petróleo,
gas o madera.
Con 4.500M de barriles, Ecuador
posee la tercera mayor reserva probada
de petróleo de América Latina, es
miembro de la Organización de los
Países Exportadores de Petróleo (OPEC)
y es el segundo mayor exportador de
petróleo hacia los Estados Unidos,
después de Venezuela. En 2008, produjo
en promedio 520.000b/d, pero como
consume poco más de 150.000b/d
también exporta hacia Chile, Perú y
América Central.
Petroecuador, la compañía estatal
ecuatoriana, es responsable por poco más
de la mitad de la producción del país. Las
otras empresas que más producen son
Repsol-YPF, Andes Petroleum,
un consorcio liderado por la Chinese
National Petroleum Corporation (CNPC),
Perenco y Agip.
Los campos más productivos de
Ecuador son los del nordeste del país.
El mayor campo Shushufindi, está bajo
control operativo de Petroecuador. Otros
de los campos principales son Sacha
(Petroecuador), Dorine (Andes), y Eden
Yuturi (Petroecuador).
El país produce dos variedades de
petróleo crudo: Oriente (29º API), medio
pesado y Napo (19° API), el más pesado.
El ITT y el bloque 31 son los
que más están en la mira de las
organizaciones ambientalistas, mientras
que los bloques 10 y 15 son citados
como ejemplos de exploración con
técnicas de menor impacto.
En lugar de utilizar tractores, se
decidió contratar a la población local
para abrir camino con machete para la
realización de investigaciones sísmicas.
Se empleó más material de imágenes
aéreas para reducir el uso de dinamita.
Además de eso, debido a la presión de
los indígenas locales, las empresas de
petróleo están inyectando cada vez más el
agua servida (sucia) de los campamentos,
así como los residuos tóxicos, de nuevo
en el suelo, en lugar de dejar que se
derrame en ríos y lagos de la selva.
Exploración de petróleo en la Selva Amazónica
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 11
E NFOQUE
REGIONAL
não serão concedidos direitos sobre a
propriedade dos hidrocarbonetos para
os prestadores de serviço. As empresas
interessadas em investir no Golfo do
México ficaram decepcionadas.
A Pemex estima que, de um total de
54 bilhões de barris de óleo
equivalente (boe) de recursos
potenciais nas sete bacias
terrestres e marítimas do país,
55% (cerca de 30 bilhões
de boe) estão nas águas
profundas do setor mexicano
do Golfo, uma área de
550,000km quadrados que está
praticamente inexplorada.
Mesmo após a reforma as
permissões ficaram restritas a algumas
áreas, com regras contratuais severas em
que o pagamento de serviços prestados
por empresas privadas será feito por
nível de desempenho e não vinculado
à quantidade de óleo encontrado como
é comumente praticado por outros
países. Portanto, analistas consideram
que os incentivos podem não ser
suficientes para justificar investimentos
exploratórios no golfo.
O setor petrolífero mexicano não
foi desregulamentado ao estilo do
brasileiro, abrindo espaço para a
competição de companhias privadas
nacionais e estrangeiras, como quando
a Petrobras perdeu o monopólio do
upstream em 1997.
O que a Pemex conquistou com a nova
legislação foi um pouco de autonomia
em relação ao governo, incluindo mais
controle sobre o orçamento, sobre o
levantamento de capital e na contratação
de empresas de serviços. Não será
permitido o investimento do capital
privado na construção e operação de
refinarias, unidades de armazenamento
ou de transporte de petróleo.
Alguns executivos da empresa
consideram o resultado positivo porque
as alterações no marco legal permitem
que a Pemex invista maior percentagem
de seus rendimentos em exploração
e desenvolvimento. Eles acreditam
que haverá espaço para a criação de
incentivos contratuais, como prêmios aos
contratados que completarem projetos
sem atrasos e bônus por transferência de
tecnologia para a empresa.
México: o esboço
de uma reforma no
setor petrolífero
Peter Howard Wertheim
Depois que o Congresso mexicano
aprovou proposta permitindo
participação do capital privado e de
empresas internacionais na indústria
de petróleo em 23 de outubro passado,
analistas advertiram: só o processo de
elaboração dos contratos revelará a
verdadeira extensão dessa abertura.
Para as autoridades mexicanas a questão
principal também permanece em aberto:
como aumentar a produção da estatal
Petróleos Mexicanos (Pemex), a 10ª maior
companhia petrolífera do mundo.
Embora deputados e senadores
do PRI (Partido Revolucionário
Institucional) tenham apresentado ao
Congresso uma proposta bem parecida
com a proposta inicial feita em abril
pelo partido conservador do Presidente
Felipe Calderón (PAN – Partido Acción
Nacional), o projeto sofreu muitas
modificações antes de ser aprovado.
Comparada com a primeira proposta,
permitindo que a Pemex firmasse
contratos de parceria com companhias
privadas para a exploração, extração,
transporte, refino e distribuição
do petróleo e derivados, a reforma
aprovada ficou diluída e bem menos
atrativa do que o esperado.
Foram aprovadas sete novas leis
para o setor de energia, sendo que
uma delas especifica claramente que
12 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Atualmente, 40% do orçamento do
governo é oriundo da receita da Pemex.
Até o momento era a secretaria da
Fazenda a encarregada de fiscalizar o
orçamento da Pemex.
“Os investidores terão que esperar
e ver como a reforma vai refletir
na elaboração de novos contratos,”
comentou David Shields, um analista
do setor de energia baseado na capital
do México e autor do livro “Pemex: um
futuro incerto”. Ele acha que a curto
prazo e nesse contexto, não há como
evitar que a produção de óleo mexicana
diminua ainda mais.
Maior autonomia
Já os analistas latino-americanos
consideram a vitória política de Calderón
importante e têm esperança que a nova
legislação abra caminho para a criação
progressiva de novas modificações,
permitindo a assinatura de contratos
mais flexíveis entre a Pemex e empresas
privadas e estrangeiras.
A reforma proporcionou maior
autonomia nos âmbitos financeiro e
administrativo da Pemex, abrindo a
possibilidade da empresa criar um regime
próprio de contratação de terceiros.
Além disso, permite que a Pemex
e suas contratadas façam mudanças
nos projetos em andamento, baseadas
nas informações obtidas durante as
atividades e levando em consideração
as possíveis mudanças no preço de
matérias primas, de equipamento ou
de novas tecnologias. Essa conquista
também vai facilitar a obtenção de
material para fazer frente a emergências
em acidentes e derramamentos de óleo.
Muito tumultuada, a seção que
aprovou o projeto de reforma encerrou
meses de expectativas, especulações e
demonstrações populares da esquerda.
Pesquisas indicaram que apenas 37%
dos mexicanos são a favor da permissão
para o investimento privado na Pemex.
Qualquer tipo de reformulação
envolvendo o monopólio da Pemex é
extremamente polêmica desde que a
indústria petrolífera foi nacionalizada em
março de 1938, quando o então presidente
Lázaro Cárdenas expropriou ativos de
17 empresas e expulsou os consórcios
britânicos e norte-americanos do país.
Foto - Agência Petrobras de Notícias
de 10 anos, governo e oposição não
chegaram a um consenso sobre como
enfrentar o problema. Os resultados
negativos da empresa provocaram
acalorados debates públicos sobre má
administração, corrupção e o uso da
Pemex como fundo de reserva pelo
governo federal.
Esquerda dividida
José Sérgio Gabrielli e o presidente do México, Felipe Calderón
Desde janeiro, quando o Presidente
Calderón abriu o debate sobre reforma
na legislação do setor como proposta de
reação à queda na produção de petróleo
do país, a agitação popular foi grande.
Raúl Cardoso, que no início de
novembro foi a Lisboa representar a
Pemex em negociações para compra de
gasolina do Grupo Galp, falou com a
imprensa portuguesa sobre a queda na
produção. “Em relação a 2007, a queda
desse ano foi de 260,000b/d, sendo que
a produção média atual é de 2.8 milhões
b/d de óleo. O nosso objetivo era estar
produzindo 3.2 milhões b/d.”
O executivo também explicou
que embora a Pemex tenha investido
US$10 milhões por ano nos últimos 10
anos, não alcançou as metas esperadas
porque os investimentos não foram
suficientes para compensar o declínio da
produção em Cantarell, o maior campo
de óleo e gás do México. “Dos 2.8
milhões b/d que estamos produzindo,
aproximadamente 1.5 milhões vão
para o consumo interno e o resto é
para exportar,” comentou. Em 2006
o México havia sido o sexto maior
produtor mundial com 3.7 milhões de
b/d de óleo.
O governo não tem capital suficiente para
investir no desenvolvimento da indústria.
No terceiro trimestre desse ano a
empresa contabilizou perda líquida de
US$1.3 bilhões, admitiu o Presidente
Calderón. Compare-se com o prejuízo
de US$1.5 bilhão durante todo o ano
de 2007 devido à queda na produção
doméstica. Atualmente a empresa
importa 40% da gasolina e do diesel
consumidos no país porque em 30 anos
não construiu uma nova refinaria.
Embora a Pemex admita que as
reservas atuais vão acabar em menos
O líder das manifestações contra
a reforma, Andres Manuel Lopez
Obrador, que perdeu as eleições
presidenciais por 1% dos votos para
Calderón em 2006, tentou impedir a
votação e argumentou até o último
instante que a proposta, mesmo diluída,
era privatizante e que sua aprovação
levaria o México perder controle sobre
grande parte do seu petróleo.
Ele já havia organizado outro
bloqueio, tentando impedir que
senadores votassem, poucos dias
antes da votação dos deputados no
Congresso. A atitude de Obrador foi
tão radical que abriu uma brecha para
a aproximação entre Calderón e a ala
mais moderada do partido de esquerda
que ele lidera, Partido da Revolução
Democrática (PRD).
Ao mesmo tempo, a persistência da
crise financeira internacional levou o
Executivo mexicano a comunicar um
recuo em suas previsões de crescimento da
economia do país de 2,4% para 2,0% para
2008, e de 3,0% para 1,8% para 2009.
Para reverter esse quadro o país
precisa urgentemente encontrar novo
petróleo nas áreas ainda inexploradas
do Golfo ou na fronteira entre o Texas
e o México, onde a partir de 2010
as empresas americanas pretendem
começar a explorar.
A situação é dramática, não só para
mexicanos, como para os Estados
Unidos, que importam 10% de seu
petróleo do México, o terceiro maior
supridor depois do Canadá e da Arábia
Saudita. Se o México interromper a
exportação de petróleo, os Estados
Unidos terão que pagar mais caro pelo
transporte de lugares mais distantes para
compensar a diferença.
Recentemente, durante a Sexta
Cúpula de Negócios na cidade de
Monterrey, Rogelio Gasca Neri, ex-
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 13
E NFOQUE
REGIONAL
subsecretário de Fazenda do México,
declarou que a Pemex deverá deixar
de exportar petróleo depois de 2012,
mesmo que o México se beneficie da
reforma petroleira.
“O México exportará em 2012 perto
de um milhão de barris diários de óleo
bruto”, disse Mariano Ruiz-Funes,
no mesmo evento, ao abordar o tema
“Avaliando as implicações práticas das
leis de reforma do setor petrolífero”.
De qualquer modo, isso implica uma
forte diminuição, já que em 2008
a Pemex exportou em média 1.39
milhões b/d.
Pouca exploração de óleo
Até agora a Pemex explorou apenas
20% de suas áreas promissoras,
calculam os analistas do setor. A
maior parte das reservas comprovadas
mexicanas, imensas e de fácil acesso,
não exigiu investimentos pesados em
tecnologia e expertise para produzir. E
isso inclui o mega-campo de Cantarell,
principal jazida do país, descoberta em
1971, por acidente, por um pescador nas
águas rasas da baía de Campeche, litoral
da península de Yucatán.
Até 2004, Cantarell foi responsável
por 63% da produção mexicana. No
entanto, depois de chegar a produzir
mais de 2 milhões de b/d, a Pemex
estima que a produção vai diminuir para
cerca de 700,000b/d em 2010 e apenas
450,000b/d em 2015. Carlos Morales,
diretor de E&P da empresa já disse que
só esse ano o campo deixou de produzir
mais de 300,000b/d.
O executivo acredita que a fronteira
exploratória mais accessível para
incrementar a produção esteja nas
águas profundas do Golfo do México.
Isso porque os 30 anos de exploração
contínua do setor americano no Golfo
ainda estão rendendo mais de um
milhão de b/d.
Para tanto seria necessário acelerar
o ritmo de exploração. Enquanto a
Pemex perfurou apenas seis poços no
período de um ano em águas de 500 a
1,000 m de profundidade, na parte norte
americana do Golfo do México foram
perfurados mais de 150 novos poços.
Os executivos da área de E&P da
Pemex acreditam que poderão manter
14 Oil & Gas Journal Latinoamericana
a produção em 2.75 milhões b/d
durante 2009 se conseguirem aumentar
a produção no campo de óleo pesado
de Ku Maloob Zaap e no campo de
Chicontepec, uma área terrestre, já
bem madura. Descoberta em 1926,
Chicontepec atualmente requer a
perfuração de centenas de poços por
ano para manter a produção.
A Pemex anunciou que durante os
próximos três meses vai lançar editais
para sete licitações internacionais para
a perfuração de 2,520 poços como parte
de um programa para conseguir fazer
com que Chicontepec consiga produzir
600.000b/d em 2021.
Um projeto novo é o campo de
óleo leve, chamado Sihil, que fica por
baixo do Cantarell e que em 2009 pode
chegar a produzir 120,000 b/d de óleo,
disse Morales.
Além disso, o executivo diz que
a Pemex tem planos de expandir
atividades exploratórias em 2009, com
a perfuração de pelo menos 5 poços,
para dar uma arrancada no projeto de
perfurar 15 poços em águas profundas
até 2011. Em 2010 a Pemex pretende
estar operando com novas sondas para
águas profundas e já lançou editais
para licitações previstas para o segundo
semestre do ano que vem.
Mesmo assim será difícil repor o
óleo que Cantarell deixou de produzir,
estimam analistas americanos. O
plano de aumentar a produção em
Chicontepec de 30,000 b/d para 75,000
b/d no fim desse ano tiveram que ser
adiados devido a uma súbita interrupção
nas negociações dos contratos com as
empresas que alugam sondas.
Morales espera que de agora em
diante, como a empresa tem mais
flexibilidade e autoridade para
conduzir as negociações, essas
interrupções no andamento de contratos
deixem de ocorrer. A empresa divulgou
um trabalho onde estima que para
atender aos objetivos de produção
deveria estar perfurando cerca de 1,000
poços por ano.
Estrangeiras na expectativa
Em abril, o diretor-geral da Pemex,
Jesús Reyes Heroles estava no III
Encontro Latino-Americano do Fórum
Econômico Mundial em Cancun falando
sobre uma grande oportunidade para o
México seguir exportando e aproveitando
seus recursos de hidrocarbonetos,
especialmente em águas profundas do
Golfo do México através de parceria
tecnológica com a Petrobras.
Na mesma ocasião, o presidente
da Petrobras, José Sergio Gabrielli
confirmou que “há um convite e
estamos esperando para compartilhar
as operações em cerca de 300 poços
situados no Golfo do México”.
Como a Pemex não tem experiência
nem a tecnologia para águas profundas
a Petrobras, que já explora nos setores
americano e cubano do Golfo do
Mexico está bem posicionada para se
beneficiar das mudanças que vierem a
ocorrer a partir desse esboço inicial de
abertura no setor.
Mas por enquanto, a Constituição
mexicana continua proibindo o
compartilhamento de direitos sobre o
petróleo nacional ou de lucros oriundos
de produção de óleo com empresas
privadas ou estrangeiras.
E isso, além de impedir a realização
de investimentos conjuntos para a
exploração em águas profundas,
coloca o México em uma posição
mais radical ainda do que a da
Venezuela e de Cuba. Atualmente, a
estatal venezuelana PDVSA e a Cupet
cubana convidam empresas privadas e
estrangeiras para explorar em terra
ou no mar.
A expectativa em torno da real
dimensão da flexibilização no setor
petrolífero mexicano pode se estender
até o fim de 2009. A Pemex anunciou
recentemente que só então pretende
iniciar negociações para os primeiros
contratos de exploração e produção
de petróleo com empresas como
Petrobras, Statoil, BP, Exxon, Shell,
Chevron e Total.
Depois da reforma, Morales, diretor
de E&P da Pemex, disse a imprensa
americana que há muito que aprender
com as estrangeiras e que os primeiros
contratos serão específicos para áreas
em que a empresa tem encontrado
dificuldades técnicas como no projeto
terrestre de Chicontepec e nas áreas de
grande profundidade no Golfo.
Cuba: investimentos em águas profundas
Peter Howard Wertheim
Correspondente
Com a eleição de Barack Obama,
alguns líderes caribenhos reacenderam
a campanha para que os Estados Unidos
(EUA) suspenda o embargo que proíbe
relações econômicas e comerciais de
empresas americanas com Cuba.
O Presidente da Guyana, Bharrat
Jagdeo e os presidentes das ilhas de São
Vicente e Granadinas, Ralph Gonsalves,
de Trinidad e Tobago, Patrick Manning e
de Antígua e Barbuda, Baldwin Spencer,
enviaram mensagens a Obama pedindo
que mude a política do governo em
relação a Cuba.
O governo cubano também congratulou
Obama e reiterou o pedido de suspensão
do embargo estabelecido em 1962.
Muitos empresários americanos e até
mesmo a oposição ao governo em Cuba
acredita que o comércio com os EUA
poderá levar o novo governo cubano
a relaxar restrições também. Todos
argumentam que se existem relações
comerciais com a China comunista e com
a Venezuela socialista, não há razão para
manter o embargo a Cuba.
Pela décima sétima vez, em 29
de outubro passado, a AssembléiaGeral das Nações Unidas aprovou
quase por unanimidade uma resolução
recomendando a suspensão do embargo.
Dos 192 países, 185 votaram a favor
e apenas os EUA, Israel e Palau se
manifestaram contra. As abstenções
foram das Ilhas Marshall e Micronésia e
El Salvador e Iraque não votaram.
Em sua primeira declaração pública
sobre as eleições americanas, o
Presidente Luiz Inácio Lula da Silva
cobrou um sinal concreto de mudança na
administração de Obama, referindo-se
ao fim do embargo e lamentou “que as
resoluções da ONU não sejam cumpridas
pelos grandes, só pelos pequenos”.
O fato é que embora durante a
campanha Obama tenha se mostrado
disposto a renovar o diálogo e usar a
diplomacia com países não alinhados, ele
também declarou à Fundação de Cubanos
Americanos de Miami que manteria o
embargo. Ao mesmo tempo, no entanto,
afirmou que se encontraria com Raul
Castro e que removeria restrições às
viagens a Cuba e às remessas de dinheiro
para a ilha.
Para alguns analistas essa indefinição
não vai durar muito. A combinação de
crise econômica com altíssimo consumo
de energia, as preocupações com o meio
ambiente e lideranças novas nos dois países
poderia facilitar a suspensão do embargo.
Imensas reservas no mar
De um ponto de vista mais
pragmático, o fato da estatal Cuba
Petróleo (Cupet) estar anunciando
desde julho passado que uma área a
noroeste da ilha pode conter reservas
acima de 20 bilhões de barris, pode levar
poderosos lobistas de grandes petroleiras
americanas a decidir.
As reservas nos EUA são estimadas em
21 bilhões de barris. Se forem confirmadas
as reservas de Cuba o governo já anunciou
que vai exportar. Afinal, investir em Cuba
pode ser mais interessante do que depender
do óleo importado de países instáveis no
Oriente Médio.
O gerente de exploração da Cupet,
Rafael Perez, explicou recentemente para
a imprensa internacional que a estimativa
do Serviço Geológico dos EUA, de que
Cuba pode ter cerca de 9 B/b de óleo e
180 B/m³ de gás natural, é baixa porque
os americanos não dispõem de tantos
dados quanto os especialistas cubanos.
Segundo Tenreyro, os cálculos
cubanos se basearam na similaridade das
características geológicas da área cubana
do golfo com a geologia submarina
do gigantesco campo petrolífero das
águas mexicanas, Cantarell, na baía de
Campeche e com o campo Poza Rica
também na parte mexicana do golfo.
Na tentativa de manter sua produção
atual de 80M b/d de óleo pesado (10-12
graus API) e 20 M barris-equivalentes
de gás natural, Cuba está realizando
um projeto-piloto para aumentar a
recuperação secundária, isto é, está
injetando gás nos poços de seu campo de
Varadero, o mais importante da ilha, onde
a Cupet já produz desde a década de 1970.
Os presidentes Luiz Inácio
Lula da Silva e Raúl Castro
Como a produção atual corresponde a
apenas 50% de suas necessidades, Cuba
recebe outros 93M b/d da Venezuela,
através de um acordo assinado no ano
2000. A Venezuela vende petróleo abaixo
do preço de mercado para Cuba e, em
troca, muitos médicos cubanos trabalham
em programas sociais venezuelanos.
Quase todos os poços produtores
de Cuba estão situados na chamada
franja de óleo pesado, que tem 120.000
quilômetros de extensão e se situa entre
as baías de La Habana e Cárdenas, na
província de Matanzas. A área está
dividida em 43 blocos, 28 em águas rasas
e o resto em terra. Desse total, 11 blocos
já estão contratados e 32 disponíveis.
Nessa região, a Cupet descobriu 35
reservatórios, mas nem todos foram
desenvolvidos. Entre os que estão
produzindo, os principais são Cojímar,
Boca de Jaruco, Puerto Escondido, Vía
Blanca, Santa Cruz, Yumurí e Majaguillay.
Atualmente a empresa chinesa
Gran Muralla está participando no
desenvolvimento de uma descoberta
feita há um ano atrás pela Cupet no poço
Guanabo 2, em águas rasas da costa norte
da ilha, 25 quilômetros a leste de Havana.
Petrobras em Cuba
Em 31 de outubro, durante uma
cerimônia realizada em Cuba com a
presença dos presidentes Luiz Inácio
Lula da Silva e Raúl Castro, a Petrobras
assinou um acordo com a Cupet para a
exploração de petróleo no bloco 37 na
costa norte da ilha.
O investimento inicial para a fase de
exploração da área de 1.600 quilômetros
quadrados será de US$ 8 milhões. O
bloco 37 fica a uma distância de 3 a 12
quilômetros da costa, em profundidade
d’água que variam de 500 a 1.600 m, cerca
de 140 quilômetros a leste de Havana.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 15
E NFOQUE
REGIONAL
O acordo, assinado entre o diretor
comercial da Cupet, Rafael Arias e
José Sergio Gabrielli, presidente da
Petrobras, é válido por sete anos para
a prospecção e 25 anos para a eventual
produção. Enquanto a Cupet não
ressarcir a Petrobras pelos investimentos
na prospecção e pelo desenvolvimento da
área a produção será compartilhada entre
as duas empresas.
Essa não é a primeira experiência da
Petrobras em Cuba. Depois de investir
US$ 20 milhões nos trabalhos de
prospecção em outra área marítima há 10
anos atrás, a Petrobras desistiu.
Uma empresa canadense, a Sherritt
International Corp. também desistiu do
projeto de exploração que vinha fazendo
em águas cubanas.
Investimentos em
infraestrutura
Animada com o apoio da Venezuela e
da Rússia, recentemente Cuba anunciou
que além de modernizar uma refinaria
existente em Santiago de Cuba, pretende
construir outra refinaria perto do porto
de Matanzas para processar 150,000
b/d, com investimento de $4,3 bilhões.
O porto tem um terminal para navios
petroleiros construído há muito tempo
com ajuda da Rússia e um antigo
oleoduto que se estende até o porto de
Cienfuegos ao sul da ilha.
Em meados de outubro a Sherritt
interrompeu as atividades numa
concessão situada na área de 112,000
quilômetros quadrados que está dividida
em 59 blocos a noroeste da ilha, a
chamada Zona Econômica Exclusiva
(ZEE), considerada a mais promissora
pelo diretor Rafael Tenreyro.
A Sherritt, que antes era a maior
investidora estrangeira no setor petrolífero
cubano, ainda continua operando seus
campos produtores em terra. Estes campos
estão em Yumuri, Varadero, Canasi, e
Puerto Escondido, na costa norte de Cuba,
entre Havana e Cardenas.
Um consórcio da Cupet com a
petroleira norueguesa Norsk Hydro e
a empresa indiana Oil & Natural Gás
Corporation Limited (ONGC) continua
fazendo prospecção em seis blocos
da ZEE cubana, embora ainda não
tenham anunciado nenhuma descoberta
comercial. A ONGC Videsh Ltd (OVL)
tem outros dois blocos na ZEE.
Tenreyro informou que um consórcio
liderado pela espanhola Repsol-YPF
SA já testou alguns poços na ZEE
e vai perfurar um primeiro poço de
produção em 2009. Ele explicou que
essa produção ainda não começou devido
ao excesso de demanda mundial que
causou dificuldades para conseguir uma
plataforma de perfuração.
Outras empresas estrangeiras que
exploram na ZEE são: StatoilHydro
(Noruega), Petronas (estatal da Malásia),
Petroleos de Venezuela AS (PDVSA) e
PetroVietnam, com quatro blocos cada uma.
Em Cienfuegos, a Venezuela está
ajudando o governo cubano a reformar
uma antiga refinaria. Durante a visita do
Presidente russo Dmitry Medvedev no
fim de novembro, foi assinado um acordo
estabelecendo que a Rússia também
vai contribuir com a modernização da
refinaria de Cienfuegos e na construção
de tanques de armazenamento e
modernização de oleodutos.
Além disso, o acordo assinado entre
o Ministério de Energia da Rússia e o
Ministério da Indústria Básica de Cuba
incluiu a participação de empresas de
petróleo russas como a Lukoil Holdings,
a TNK-BP e a Rosneft no esforço de
encontrar petróleo na ZEE.
A maior produtora de gás natural no
mundo, que controla 17% das reservas
mundiais, a companhia de gás russa
Gazprom, ou mais precisamente a
unidade de petróleo da companhia, a
Gazprom Neft, também se mostrou
interessada em participar de projetos de
exploração na parte cubana do Golfo
do México.
Durante a visita, a imprensa cubana
reportou que embora a cooperação mais
comentada seja a exploração de petróleo
nas águas profundas do golfo, houve
um acordo específico com a empresa
russa Zarubezhneft, para ajudar Cuba a
melhorar a eficiência na recuperação de
petróleo nos campos maduros em terra.
Ingepet 2008: festa da indústria petroleira no Peru
A realização do Seminário Internacional
Ingepet 2008, realizado em Lima, Peru,
confirmou que esta série de eventos
alcançou a maturidade e se destacou pela
qualidade dos trabalhos expostos e por
sua visão da sustentabilidade social e
ambiental, manifestada pelos mais de 1.300
participantes provenientes de 26 países.
Comentário aparte deve ser feito sobre as
conferencias magistralmente apresentadas
pelos líderes de empresas petrolíferas que
possuem operações no Peru e a exibição
tecnológica que ocorreu em forma paralela
às 170 seções técnicas do seminário.
16 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Durante cinco dias foram debatidas
as novas tecnologias e novos conceitos
de prospecção, bem como os processos
de recuperação melhorados e novas
aplicações tecnológicas para o
desenvolvimento de petróleo bruto.
Diversos fóruns abrangeram aspectos
referentes ao forte impacto na América
Latina da abertura aos investimentos
na Colômbia, Brasil e Peru, o
desenvolvimento do petróleo bruto no
mundo e o fortalecimento do conceito de
responsabilidade social aplicado a novos
projetos na área de energia.
Com esta edição, a série de seminários
Ingepet chega a sua sexta edição e supera
vinte anos consolidando-se como uma
das principais reuniões da indústria
latino-americana. De muitas formas,
a Ingepet 2008 refletiu o que vem
ocorrendo no setor dos hidrocarbonetos
peruanos, o qual se desenvolve a margem
de comentários jornalísticos adversos,
provocados por insinuações na imprensa
de corrupção na concessão de contratos.
A respeito disto, o presidente de
Perupetro, Daniel Saba, defendeu a
clareza do processo de seleção de 2008
Alguns avanços
Executivos premiados pela qualidade de seus trabalhos técnicos durante a Ingepet 2008
e disse que não se evadirá através de
subterfúgios e batalhará até o final para
demonstrar que o processo licitatório de
Perupetro foi transparente de início a fim.
“Os funcionários de Perupetro
possuem um interesse especial em que
as investigações se conduzam com total
amplitude e rigorosidade, para assim
conseguir que a verdade prevaleça e
que se mantenha a confiança em âmbito
nacional e internacional da indústria do
petróleo.”, enfatizou Saba.
Face às investigações, a empresa estatal
demonstrou total colaboração porque seus
diretores acreditam que uma análise objetiva
e real dos fatos permitirá determinar que o
processo seletivo de 2008 foi realizado de
forma transparente e imparcial.
Aumentam as atividades de prospecção
A indústria do petróleo no Peru
atravessa um momento de dinamismo
poucas vezes visto, resultado das
atividades que se realizam nos 80 lotes
sob contrato e de um esforço mantido ao
longo de mais de 15 anos de uma política
de incentivos aos investimentos.
Ao longo do ano foram perfurados
177 poços no Peru, dos quais 160
foram executados na costa norte, região
em que nasceu a indústria petrolífera
latino-americana. Dez poços em
Zócalo Continental e sete na Amazônia
contabilizam o ritmo alcançado pela
atividade no Peru.
Com uma produção de 162mbd e
372mmpcd, estima-se que a partir no ano
2011 o país possa voltar a ser um exportador
nato de hidrocarbonetos. Espera-se que no
ano de 2009 sejam perfurados 11 poços
exploratórios e se registrem mais de sete mil
quilômetros de sísmica. Os prognósticos
para o ano de 2010 fixam em 23 os poços
exploratórios e em cinco mil os quilômetros
de sísmica adquirida.
Por outro lado, é interessante descartar
que contra todos os prognósticos, que
colocavam em dúvida a possibilidade
de que o país feche o ano com cem
contratos vigentes, a meta traçada por
Perupetro poderia ser cumprida antes
de 31 de dezembro. No fechamento
desta edição, as empresas Cepsa, Kei,
Olympic, Goleen Oil, Talismán em
sociedade com Ecopetrol, Petrolífera
Petroleum e Faulkner esperam que se
aprove o decreto supremo correspondente
para a concessão de ditos contratos pelos
lotes 130, 144, 145, 132 /132B, 158, 133
e XXVII, respectivamente.
A diretoria de Perupetro S.A. tem
aprovados 13 dos 17 contratos pelos lotes
que foram oferecidos na última licitação.
Trata-se daqueles que se subscreverão
proximamente com os consórcios Jindal
/ Enigma pelos lotes 147, 153 e 159;
Global / Petrolera Monterrico pelos
lotes 149 e 152; Pluspetrol / Petroperú /
Reliance / CNPC pelo lote 155; Kedcom
/ Consultora de Petróleo pelo lote 160 e
com as empresas Petro Tech pelos lotes
Z 51 e Z 52, Pan Andean, Petrovietnam,
Emerald e Sudamericana, pelos lotes
161, 162, 163 e 156, respectivamente.
A empresa Repsol encontra-se
avaliando as amostras obtidas na
perfuração do poço exploratório
Sipán 90-34-1X no Lote 90 e do poço
confirmatório Raya 39-04-04, no Lote
39; cuja perfuração foi concluída o
passado dia dois de novembro, a uma
profundidade de 6,103 pés. Neste último,
a empresa já selecionou a empreiteira
encarregada em realizar o estudo de
impacto ambiental necessário para iniciar
uma nova campanha sísmica.
A Repsol também possui a concessão
de outros dois lotes. No Lote 57 vem
realizando os trabalhos geológicos de
campo e prepara-se para adquirir dados
sísmicos e no Lote 109, além da geologia
de campo, está procurando qual empresa
realizará o estudo de impacto ambiental
para a campanha sísmica do próximo ano.
Outra empresa espanhola, a Cepsa,
também é uma das mais ativas na área
de atividade exploratória. No Lote 127
apresentou às autoridades o estudo
ambiental para a aquisição do programa
sísmico 2D e está realizando uma terceira
rodada de seminários explicativos para as
comunidades nativas da região. Por sua
vez, a companhia Geotrace Technologies
continua reprocessando 2.700km de
sísmica 2D e se prepara para adquirir
390 km de sísmica 2D. Trabalhos
semelhantes são realizados no Lote 114,
no qual foi aprovado o estudo ambiental
para a aquisição de 20km de sísmica.
No Zócalo Continental, a companhia
BPZ, constituída nos Estados Unidos por
profissionais peruanos, leva adiante um
plano de desenvolvimento orientado a
aumentar a produção da região. Dentro
do Lote Z-1, no campo de Albacora,
prepara-se a perfuração de seis poços
exploratórios. No campo Corvina
foi terminada a perfuração do poço
Corvina CX11-20XD e se avança com
a perfuração de Corvina CX11-15D.
Prepara-se também a perfuração do
primeiro poço exploratório no Lote XIX,
a qual será executada por um equipamento
especialmente construído por Petrex para
os projetos em terra e prepara o programa
sísmico 2009 do Lote XXIII.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 17
E NFOQUE
REGIONAL
México: el esbozo
de una reforma del
sector petrolífero
Peter Howard Wertheim
Luego de que el Congreso mexicano
aprobara la propuesta que permite la
participación de capital privado y de
empresas internacionales en la industria
de petróleo, el último 23 de octubre, los
analistas advirtieron: únicamente el proceso
de elaboración de los contratos revelará la
verdadera extensión de esa abertura.
Para las autoridades mexicanas, la
cuestión principal también permanece
abierta: cómo aumentar la producción
de la compañía estatal Petróleos
Mexicanos (Pemex), la 10ª mayor
compañía petrolífera del mundo.
Si bien es cierto que los diputados
y senadores del PRI (Partido
Revolucionario Institucional)
presentaron en el Congreso una
propuesta bastante parecida a la
propuesta inicial realizada en abril por
el partido conservador del Presidente
Felipe Calderón (PAN – Partido Acción
Nacional), el proyecto luego sufrió
modificaciones, antes de ser aprobado.
Comparada con la primera propuesta,
que permitía que Pemex pudiera firmar
contratos de asociación con compañías
privadas para la exploración, extracción,
transporte, refinación y distribución
del petróleo y derivados, la reforma
aprobada terminó diluida y mucho
menos atractiva de lo esperado.
Fueron aprobadas siete nuevas leyes
para el sector de energía, siendo que
una de ellas especifica, claramente, que
no serán concedidos derechos sobre la
18 Oil & Gas Journal Latinoamericana
propiedad de los hidrocarburos a los
prestadores de servicios. Las empresas
interesadas en invertir en el Golfo de
México terminaron decepcionadas.
Pemex calcula que, de un total de
54.000 millones de barriles de petróleo
equivalente (boe) de recursos
potenciales en las siete cuencas
terrestres y marítimas del país,
el 55%, o lo que equivale a cerca
de 30.000 de boe se encuentran
en aguas profundas del sector
mexicano del Golfo, un área de
550.000km cuadrados que está
prácticamente inexplorada.
Incluso después de la reforma,
los permisos han permanecido
restringidos a algunas áreas, con reglas
contractuales severas mediante las
que el pago de servicios prestados
por empresas privadas será realizado
teniendo en cuenta el nivel de
desempeño, en vez de estar vinculado
a la cantidad de petróleo encontrado,
sistema comúnmente utilizado por
otros países. Por lo tanto, los analistas
consideran que los incentivos pueden
ser insuficientes para justificar
inversiones exploratorias en el golfo.
El sector petrolífero mexicano
no fue desregulado como en Brasil,
país en donde las reformas del sector
permitieron abrir un espacio para la
competencia de compañías privadas
nacionales y extranjeras, tal como
ocurrió cuando Petrobras perdió el
monopolio del upstream en el año 1997.
Lo que Pemex ha conquistado
mediante la nueva legislación es un
poco de autonomía con relación al
gobierno, incluyendo más control
sobre el presupuesto, sobre los análisis
de capital y para la contratación de
empresas de servicios. No se permitirán
las inversiones provenientes del
capital privado para la construcción y
operación de refinerías, unidades de
almacenamiento o transporte de petróleo.
Algunos ejecutivos de la empresa
consideran que el resultado es positivo
porque las alteraciones del marco
legal permiten que Pemex invierta un
mayor porcentaje de sus ganancias
en exploración y desarrollo. Creen
que habrá espacio para la creación de
inventivos contractuales, como premios
a los contratados que finalicen proyectos
sin incurrir en atrasos, así como
gratificaciones otorgadas en función
de la transferencia de tecnología a la
empresa estatal.
Actualmente, el 40% del presupuesto
del Estado proviene de los ingresos de
Pemex. Hasta ahora, era la Secretaría
de Hacienda la entidad encargada de
controlar el presupuesto de Pemex.
“Los inversores tendrán que esperar
y ver de qué manera la reforma se va a
reflejar en la elaboración de los nuevos
contratos”, comentó David Shields, un
analista del sector de energía que se
encuentra en la capital de México y que
es autor del libro “Pemex: un futuro
incierto”. Shields cree que a corto plazo
y en este contexto, no habrá manera de
evitar que continúe disminuyendo aún
más la producción de petróleo del país.
Mayor autonomía
Los analistas latinoamericanos,
por su parte, consideran importante la
victoria política de Calderón y tienen la
esperanza de que la nueva legislación
permita abrir camino para la progresiva
creación de nuevas modificaciones, lo
que haría posible la firma de contratos
más flexibles entre Pemex y las
empresas privadas y extranjeras.
La reforma le ha proporcionado
a Pemex una mayor autonomía en
las áreas financiera y administrativa,
abriendo la posibilidad de que la
empresa pueda crear un régimen propio
de contratación de terceros.
Además de eso, permite que
Pemex y las empresas por ella
contratadas realicen cambios en los
proyectos en curso, a partir de la
información obtenida en el transcurso
de las actividades y considerando los
eventuales cambios en los precios de
las materias primas, de los equipos o de
las nuevas tecnologías. Esa conquista
también va a facilitar la obtención
de material para poder enfrentar las
emergencias relacionadas con accidentes
y derrames de petróleo.
Después de haber causado mucho
tumulto, la sección que aprobó el
proyecto de reforma concluyó con
meses de expectativas, especulaciones y
manifestaciones populares organizadas
por la izquierda. Algunas encuestas de
opinión muestran que tan sólo el 37% de
los mexicanos están a favor de que se les
otorgue permiso a las empresas privadas
para realizar inversiones en Pemex.
Cualquier tipo de reformulación que
involucre el monopolio de Pemex ha sido
extremadamente polémica desde que se
efectuó la nacionalización de la industria
petrolífera, en marzo de 1938, momento
en el que el presidente Lázaro Cárdenas
expropió los activos de 17 empresas
y expulsó del país a los consorcios
británicos y norteamericanos.
Desde enero, cuando el Presidente
Calderón abrió el debate sobre la
reforma en la legislación del sector,
como una propuesta para reaccionar
frente a la caída en la producción de
petróleo del país, la agitación popular
ha sido importante.
Raúl Cardoso, que a principios
de noviembre viajó a Lisboa en
representación de Pemex para negociar la
compra de gasolina con el Grupo Galp,
habló con la prensa portuguesa sobre la
caída en la producción. “Con relación
a 2007, la caída de este año ha sido de
260.000b/d, siendo que la producción
promedio actual es de 2,8 millones de
b/d de petróleo. Nuestro objetivo era
llegar a producir 3,2 millones de b/d.”.
El ejecutivo también explicó que
a pesar de que Pemex ha estado
invirtiendo US$10 millones por año
durante los últimos 10 años, no logró
alcanzar las metas esperadas porque
las inversiones no fueron suficientes
como para compensar el declive de
la producción en Cantarell, el mayor
campo de petróleo y gas de México.
“De los 2,8 millones de b/d que estamos
produciendo, aproximadamente 1,5
millones se destinan al consumo interno
y el resto es para exportar”, comentó
Cardoso. En 2006, México había sido el
sexto mayor productor mundial, con 3,7
millones de b/d de petróleo.
El Estado no tiene capital suficiente para
invertir en el desarrollo de la industria. En
el tercer trimestre de este año, la empresa
contabilizó una pérdida líquida de US$
1.300 millones, admitió el Presidente
Calderón. Esto puede compararse al
perjuicio de US$ 1.500 millones relativos
a todo el año 2007, en función de la caída
en la producción doméstica. Actualmente,
la empresa importa el 40% de la gasolina
y del diesel que se consumen en el país,
porque en 30 años no ha construido una
nueva refinería.
A pesar de que Pemex ha admitido
que las actuales reservas se acabarán
en menos de 10 años, el gobierno y
la oposición no han logrado llegar a
un consenso sobre cómo enfrentar el
problema. Los resultados negativos de
la empresa han provocado acalorados
debates públicos sobre la mala
administración, la corrupción y el uso de
Pemex como fondo de reserva por parte
del gobierno federal.
La izquierda dividida
El líder de las manifestaciones
contra la reforma, Andrés Manuel
López Obrador, quien perdió las
elecciones presidenciales por el
1% de los votos en 2006, contra
Calderón, intentó impedir la votación
y argumentó hasta el último instante
que la propuesta, incluso diluida, era
privatizadora y que su aprobación
llevaría a México a perder el control
sobre gran parte de su petróleo.
López Obrador ya había organizado
otro bloqueo, al intentar impedir que
los senadores votaran, pocos días
antes de la votación de los diputados
en el Congreso. La actitud Obrador
fue tan radical que abrió una brecha
que posibilitó la aproximación entre
Calderón y el ala más moderada del
partido de izquierda que él mismo
lidera, el Partido de la Revolución
Democrática (PRD).
Al mismo tiempo, la persistencia de
la crisis financiera internacional llevó
al Ejecutivo mexicano a comunicar
cambios en sus previsiones sobre el
crecimiento de la economía del país,
pasando del 2,4% anteriormente
previsto al 2,0%, para el año 2008, y
del 3,0% al 1,8% para el 2009.
A fin de revertir ese cuadro, el
país necesita urgentemente encontrar
nuevo petróleo en las áreas que aún
permanecen inexploradas en el Golfo
de México o en la frontera entre
Texas y México, ubicación en donde
las empresas americanas pretenden
comenzar a explorar en el 2010.
La situación es dramática, no sólo
para los mexicanos, sino también para
los Estados Unidos, que importan el 10%
de su petróleo de México, el tercer mayor
proveedor después de Canadá y Arabia
Saudita. Si México llegara a interrumpir
la exportación de petróleo, los Estados
Unidos tendrían que pagar más caro por
el transporte de lugares más distantes
para compensar la diferencia.
Recientemente, durante la Sexta
Cúpula de Negocios realizada en la ciudad
de Monterrey, Rogelio Gasca Neri, ex
subsecretario de Hacienda de México,
declaró que se prevé que Pemex dejará de
exportar petróleo después de 2012, incluso
si México se beneficia en función de la
reforma del sector petrolero.
“México exportará en 2012 cerca
de un millón de barriles diarios de
petróleo bruto”, dijo Mariano RuízFunes, en el mismo evento, al abordar
el tema “Evaluando las implicancias
prácticas de las leyes de reforma del
sector petrolífero”. De cualquier modo,
eso implica una fuerte disminución, ya
que en 2008 Pemex ha exportado un
promedio de 1,39 millones de b/d.
Poca exploración de petróleo
Hasta ahora, Pemex ha explorado tan
sólo el 20% de sus áreas promisoras,
calculan los analistas del sector. La
mayor parte de las reservas comprobadas
de México, inmensas y de fácil acceso,
no han exigido grandes inversiones
en tecnología y expertise para poder
producir. Y eso incluye el megacampo
de Cantarell, principal yacimiento del
país, que fue descubierto en 1971, por
accidente, por un pescador en las aguas
rasas de la bahía de Campeche, litoral de
la península de Yucatán.
Hasta el 2004, Cantarell fue
responsable por el 63% de la producción
mexicana. Sin embargo, después de
haber llegado a producir más de 2
millones de b/d, Pemex calcula que
la producción va a disminuir a cerca
de 700.000b/d en 2010 y tan sólo
450.000b/d en 2015. Carlos Morales,
director de E&P de la empresa ha dicho
que este año el campo ya ha dejado de
producir más de 300.000b/d.
El ejecutivo cree que la frontera
exploratoria más accesible para
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 19
E NFOQUE R EGIONAL
Distribuición de los recursos prospectivos de México
incrementar la producción está en
aguas profundas del Golfo de México.
Eso se explica porque los 30 años
de exploración continua del sector
americano del Golfo todavía están
rindiendo más de un millón de b/d.
Para ello, sería necesario acelerar
el ritmo de exploración. Mientras que
Pemex perforó tan sólo seis pozos durante
el período de un año en aguas profundas
de entre los 500 y los 1.000 m de
profundidad, en la parte norteamericana
del Golfo de México fueron perforados
más de 150 nuevos pozos.
Los ejecutivos del área de E&P de
Pemex creen que podrán mantener
la producción en 2,75 millones de
b/d durante 2009, en el caso de que
consigan aumentar la producción
en el campo de petróleo pesado de
Ku Maloob Zaap y en el campo de
Chicontepec, un área terrestre ya
bastante madura. Descubierta en 1926,
Chicontepec actualmente exige la
perforación de centenas de pozos por
año para mantener la producción.
Pemex ha anunciado que durante los
próximos tres meses va a lanzar pliegos
para siete licitaciones internacionales
para la perforación de 2.520 pozos,
como parte de un programa que ha sido
creado con el objetivo de lograr que
Chicontepec alcance una producción
de 600.000b/d en 2021.
Un proyecto nuevo es el campo de
petróleo liviano llamado Sihil, que
está ubicado por debajo de Cantarell
20 Oil & Gas Journal Latinoamericana
y que en 2009 podría llegar a producir
120.000 b/d de petróleo, dijo Morales.
Además de eso, el ejecutivo dice
que Pemex está planeando expandir
actividades exploratorias en 2009, lo que
incluye la perforación de por lo menos
5 pozos, a fin de ganar impulso en el
proyecto de perforar 15 pozos en aguas
profundas de aquí al 2011. En 2010,
Pemex pretende estar operando con
nuevas plataformas para aguas profundas
y ya ha lanzado pliegos previstos para el
segundo semestre del próximo año.
A pesar de esto último, será difícil lograr
reponer el petróleo que Cantarell ha dejado
de producir, calculan analistas americanos.
El proyecto de aumentar la producción en
Chicontepec, para fin de año, de 30.000b/d
a 75.000b/d, tuvo que ser pospuesto en
función de la súbita interrupción de las
negociaciones de los contratos con las
empresas que arriendan las plataformas.
Morales espera que de ahora en
adelante, como la empresa tienen más
flexibilidad y autoridad para conducir
las negociaciones, dejen de ocurrir ese
tipo de interrupción del desarrollo de los
contratos. La empresa divulgó un trabajo
en el que se calcula que para cumplir
con los objetivos de producción, debería
perforar cerca de 1.000 pozos por año.
Las empresas extranjeras en expectativa
En abril, el director general de
Pemex, Jesús Reyes Heroles, se
encontraba en el III Encuentro
Latinoamericano del Foro Económico
Mundial, celebrado en Cancún, y habló
de la gran oportunidad que México tiene
de seguir exportando y aprovechando
sus recursos de hidrocarburos,
especialmente en aguas profundas
del Golfo de México, a través de una
asociación tecnológica con Petrobras.
En esa misma ocasión, el presidente
de Petrobras, José Sergio Gabrielli,
confirmó que “existe una invitación y
estamos esperando para poder compartir
las operaciones en cerca de 300 pozos
situadas en el Golfo de México”.
Como Pemex no tiene experiencia
ni tecnología para aguas profundas,
Petrobras, que ya explora en los
sectores americano y cubano del Golfo
de México, está bien posicionada
para beneficiarse de los cambios que
pudieran llegar a ocurrir a partir de ese
esbozo inicial de abertura en el sector.
Pero por ahora, la Constitución
mexicana continúa prohibiendo la
posibilidad de compartir los derechos
sobre el petróleo nacional, o las ganancias
provenientes de la producción de petróleo,
con empresas privadas o extranjeras.
Y eso, además de impedir la
realización de inversiones conjuntas
para la exploración en aguas profundas,
coloca a México en una posición más
radical aún que la de Venezuela y
Cuba. Actualmente, la compañía estatal
venezolana PDVSA y la cubana Cupet
invitan a empresas privadas y extranjeras
para explorar en tierra y en el mar.
La expectativa en torno de la
dimensión real de la flexibilización en
el sector petrolífero de México podría
extenderse hasta fines de 2009. Pemex
ha anunciado recientemente que sólo
entonces pretende iniciar negociaciones
para los primeros contratos de
exploración y producción de petróleo
con empresas como Petrobras, Statoil,
BP, Exxon, Shell, Chevron y Total.
Después de la reforma, Morales,
director de E&P de Pemex, declaró ante
la prensa americana que hay mucho que
aprender con las empresas extranjeras
y que los primeros contratos serán
específicos para áreas en que la empresa
ha encontrado dificultades técnicas,
como en el caso del proyecto terrestre
de Chicontepec y en las áreas de gran
profundidad en el Golfo.
Cuba: inversiones en aguas profundas
Peter Howard Wertheim
Corresponsal
A partir de la elección de Barack
Obama, algunos líderes caribeños
reavivaron la campaña para que los
Estados Unidos (EUA) suspenda
el embargo que prohíbe relaciones
económicas y comerciales de empresas
americanas con Cuba.
El Presidente de Guyana, Bharrat
Jagdeo y los presidentes de las islas
de São Vicente e Granadinas, Ralpjh
Gonsalves, de Trinidad y Tobago, Patrick
Manning y de Antigua y Barbuda,
Baldwin Spencer, enviaron mensajes
a Obama solicitándole que cambie la
política del gobierno en relación a Cuba.
El gobierno cubano también felicitó a
Obama y reiteró el pedido de suspensión
del embargo establecido en 1962.
Muchos empresarios americanos y
hasta incluso la oposición al gobierno en
Cuba creen que el comercio con los EUA
también podrá llevar al nuevo gobierno
cubano a flexibilizar restricciones. Todos
argumentan que si existen relaciones
comerciales con la China comunista y
con la Venezuela socialista, no hay razón
para mantener el embargo a Cuba.
El pasado 29 de octubre, por la
decimoséptima vez, la Asamblea General
de las Naciones Unidas aprobó casi por
unanimidad una resolución mediante la que
se recomienda la suspensión del embargo.
De los 192 países, 185 votaron a favor y tan
sólo EUA, Israel y Palau se manifestaron
en contra. Las abstenciones fueron de las
Islas Marshall y Micronesia, mientras que
El Salvador e Irak no votaron.
En su primera declaración pública
sobre las elecciones americanas, el
Presidente Luiz Inácio Lula da Silva
reclamó una señal concreta de cambio en
la administración de Obama, refiriéndose
al fin del embargo y lamentó “que las
resoluciones de la ONU no sean cumplidas
por los grandes, sólo por los pequeños”.
El hecho es que a pesar de que durante
la campaña Obama se mostró dispuesto
a renovar el diálogo y usar la diplomacia
con países no alineados, también declaró
frente a la Fundación de Cubanos
Americanos de Miami que mantendría el
embargo. Al mismo tiempo, sin embargo,
afirmó que se encontraría con Raúl
Castro y que removería restricciones
a los viajes a Cuba y a las remesas de
dinero dirigidas a la isla.
Para algunos analistas, esa indefinición
no va a durar mucho. La combinación
entre crisis económica y un altísimo
consumo de energía, las preocupaciones
con el medioambiente y la existencia de
nuevos liderazgos en los dos países podría
facilitar la suspensión del embargo.
Inmensas reservas en el mar
Desde un punto de vista más
pragmático, el hecho de que la compañía
estatal Cuba Petróleo (Cupet) haya
estado anunciando, desde julio de este
año, que un área al noroeste de la isla
puede contener reservas superiores a los
20.000 millones de barriles, podría llevar
a poderosos lobistas de grandes empresas
petroleras americanas a decidirse.
Las reservas en los EUA están
calculadas en 21.000 millones de
barriles. Si se confirmaran las reservas
de Cuba, el gobierno ya ha anunciado
que va a exportar. Al final, invertir en
Cuba puede ser más interesante que tener
que depender del petróleo importado de
países inestables del Medio Oriente.
El gerente de exploración de Cupet,
Rafal Pérez, explicó recientemente ante la
prensa internacional que la estimativa del
Servicio Geológico de los EUA, de que
Cuba puede tener cerca de 9.000M/b de
petróleo y 180.000M/ m³ de gas natural,
es conservadora, porque los americanos
no disponen de tantos datos como los que
poseen los especialistas cubanos.
Según Tenreyro, los cálculos cubanos
se basan en la similitud que existe entre las
características geológicas del área cubana
del golfo y la geología submarina del
gigantesco campo petrolífero de las aguas
mexicanas, Cantarell, situado en la bahía de
Campeche, y el campo Poza Rica, también
ubicado en la parte mexicana del golfo.
En su intento de mantener su
producción actual de 80M b/d de petróleo
pesado (10-12 grados API) y 20M
barriles-equivalentes de gas natural, Cuba
está realizando un proyecto piloto para
aumentar la recuperación secundaria, esto
es, está inyectando gas en los pozos de su
campo de Varadero, el más importante de
la isla, en donde Cupet ya produce desde
la década de 1970.
Como la producción actual
corresponde a tan sólo el 50% de sus
necesidades, Cuba recibe otros 93M b/d
de Venezuela, a través de un acuerdo
firmado en el año 2000. Venezuela le
vende petróleo a Cuba por debajo del
precio de mercado y, a cambio, muchos
médicos cubanos trabajan en programas
sociales venezolanos.
Casi todos los pozos productores de Cuba
están situados en la llamada faja de petróleo
pesado, que posee 120.000 kilómetros de
extensión y se sitúa entre las bahías de
La Habana y Cárdenas, en la provincia
de Matanzas. El área está dividida en 43
bloques, 28 de los cuales se encuentran
en aguas llanas, mientras que el resto está
en tierra. De ese total, 11 bloques ya están
contratados y 32 se encuentran disponibles.
En esa región, Cupet ha descubierto
35 reservorios, aunque no todos han
sido desarrollados. Entre los que están
produciendo, los principales son Cojímar,
Boca de Jaruco, Puerto Escondido, Vía
Blanca, Santa Cruz, Yumurí y Majaguillay.
Actualmente, la empresa china Gran
Muralla está participando en el desarrollo
de un descubrimiento realizado hace un
año atrás por Cubet en el pozo Guanabo 2,
en aguas llanas de la costa norte de la isla,
a 25 kilómetros al Este de la Habana.
Petrobras en Cuba
El 31 de octubre, durante una
ceremonia realizada en Cuba y que
contó con la presencia de los presidentes
Luiz Inácio Lula da Silva y Raúl Castro,
Petrobras firmó un acuerdo con Cupet
para la exploración de petróleo en el
bloque 37, en la costa norte de la isla.
La inversión inicial para la fase de
exploración del área de 1.600 kilómetros
cuadrados será de US$ 8 millones. El
bloque 37 está a una distancia de 3 a 12
kilómetros de la costa, a una profundidad
de lámina de agua que varía de entre
los 500 a los 1.600m, cerca de 140
kilómetros al Este de la Habana.
El acuerdo, firmado entre el director
comercial de Cupet, Rafael Arias y José
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 21
E NFOQUE R EGIONAL
Sergio Gabrielli, presidente de Petrobras,
tiene una validez de 7 años para la
prospección y de 25 años para la eventual
producción. Mientras Cupet no pueda
resarcirle a Petrobras por las inversiones
en la prospección y por el desarrollo del
área, la producción se compartirá entre
las dos empresas.
Esa no es la primera experiencia de
Petrobras en Cuba. Después de haber
invertido US$ 20 millones en los trabajos
de prospección en otra área marítima, hace
10 años, Petrobras terminó desistiendo.
Una empresa canadiense, la Sherritt
International Corp. también desistió
del proyecto de exploración que venía
haciendo en aguas cubanas.
A mediados de octubre, Sherritt
interrumpió las actividades en una
Inversiones en
infraestructura
Cuba anunció recientemente que
además de modernizar una refinería
existente en Santiago de Cuba, pretende
construir otra refinería cerca del puerto
de Matanzas, para procesar 150.000b/d, a
partir de una inversión de $4.300 millones.
Esto se debió al entusiasmo que generó el
apoyo de Venezuela y de Rusia. El puerto
posee una terminal para navíos petroleros
que fue construida hace mucho tiempo
mediante la ayuda de Rusia, además de un
antiguo oleoducto que se extiende hasta el
puerto de Cienfuegos al Sur de la isla.
concesión situada en el área de 112.000
kilómetros cuadrados que está dividida
en 59 bloques al Noroeste de la isla,
la llamada Zona Económica Exclusiva
(ZEE), considerada la más promisoria
por parte del director Rafael Tenreyro.
Sherritt, que antes era el mayor
inversionista extranjero en el sector
petrolífero cubano, todavía continúa
operando sus campos productores en tierra.
Esos campos están en Yumuri, Varadero,
Canasi, y Puerto Escondido, en la costa
Norte de Cuba, entre la Habana y Cárdenas.
Un consorcio formado por Cupet,
la petrolera noruega Norsk Hydro y
la empresa india Oil & Natural Gas
Corporation Limited (ONGC) continúa
realizando prospección en seis bloques
de la ZEE cubana, a pesar de que aún no
han anunciado ningún descubrimiento
comercial. ONGC Videsh Ltd (OVL)
posee otros dos bloques en la ZEE.
Tenreyro informó que un consorcio
liderado por la española RepsolYPF SA ya ha probado algunos
pozos en la ZEE y va a perforar un
primer pozo de producción en 2009.
Tenreyro explicó que esa producción
todavía no ha comenzado, debido al
exceso de la demanda mundial, que
causó dificultades para conseguir una
plataforma de perforación.
Otras empresas extranjeras que
exploran en la ZEE son: StatoilHydro
(Noruega), Petronas (estatal de
Malasia), Petróleos de Venezuela AS
(PDVSA) y PetroVietnam, con cuatro
bloques cada una.
En Cienfuegos, Venezuela está
ayudando al gobierno cubano a reformar
una antigua refinería. Durante la visita del
Presidente ruso Dmitry Medvedev, a fines
de noviembre, fue firmado un acuerdo que
establece que Rusia también va a contribuir
con la modernización de la refinería de
Cienfuegos y ayudará en la construcción
de tanques de almacenamiento y
modernización de oleoductos.
Además de eso, el acuerdo firmado
entre el Ministerio de Energía de Rusia y
el Ministerio de Industria Básica de Cuba
incluye la participación de empresas de
petróleo rusas, como Lukoil Holdings,
TNK-BP y Rosneft, en un esfuerzo por
encontrar petróleo en la ZEE.
El mayor productor de gas natural del
mundo, que controla el 17% de las reservas
mundiales, la compañía de gas rusa
Gazprom, o más precisamente, la unidad de
petróleo de la compañía, la Gazprom Neft,
también se mostró interesada en participar
de los proyectos de exploración en la parte
cubana del Golfo de México.
Durante la visita, la prensa cubana
informó que a pesar de que la iniciativa de
cooperación más comentada haya sido el
tema de la exploración de petróleo en las
aguas profundas del golfo, ha habido un
acuerdo específico con la empresa rusa
Zarubezhneft, para ayudar a Cuba a mejorar
la eficiencia en la recuperación de petróleo
en los campos maduros situados en tierra.
Ingepet 2008: fiesta de la industria hidrocarburifera en Peru
La realización del Seminario
Internacional Ingepet 2008, en Lima,
Perú, confirmó que esta serie de eventos
ha alcanzado ya plena madurez y se
destacó por la calidad de los trabajos
expuestos y la visión de sostenibilidad
social y ambiental puesta de manifiesto
por más de 1300 asistentes procedentes
de 26 diferentes países. Un comentario
aparte merecen las conferencias
magistrales presentadas por líderes de las
empresas petroleras con operaciones en
22 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Perú y la exhibición tecnológica que tuvo
lugar en forma paralela a las 170 sesiones
técnicas del seminario.
Durante los cinco días se debatió
sobre nuevas tecnologías y nuevos
conceptos de exploración, así como
procesos de recuperación mejorada y
nuevas aplicaciones tecnológicas para el
desarrollo de crudos pesados. Diversos
foros cubrieron aspectos relativos al
fuerte impacto en Latinoamérica de la
apertura a la inversión en Colombia,
Brasil y Perú, el desarrollo de los crudos
pesados en el mundo y el fortalecimiento
del concepto de responsabilidad social
aplicado a los proyectos energéticos.
Con esta edición, la serie de
seminarios Ingepet llegó a su sexta
versión y pasó ya los veinte años
consolidándose como una de las
principales reuniones de la industria
latinoamericana. De muchas maneras,
Ingepet 2008 reflejó lo que viene
ocurriendo en el sector hidrocarburífero
peruano, que se desarrolla al margen
de comentario periodísticos adversos
provocados por insinuaciones
periodísticas de corrupción en la
adjudicación de contratos.
Al respecto, el presidente de Perupetro,
Daniel Saba, ha defendido la limpieza
del proceso de selección 2008 y ha dicho
que no se evadirá por la puerta falsa y
batallará hasta el final para demostrar que
el concurso de Perupetro fue transparente
desde el principio hasta el final.
“Los funcionarios de Perupetro
tienen especial interés en que las
investigaciones se lleven a cabo con
total amplitud y rigurosidad, para así
lograr que la verdad prevalezca y se
mantenga la confianza en el ámbito
nacional e internacional de la industria de
hidrocarburos”, ha remarcado Saba.
Frente a las investigaciones, la
empresa estatal ha mostrado su total
colaboración porque sus directivos
creen que un análisis objetivo y real de
los hechos permitirá determinar que el
proceso de selección 2008 se realizó de
manera transparente e imparcial.
Aumenta actividad exploratoria
La industria hidrocarburífera en Perú
atraviesa un momento de dinamismo
pocas veces visto antes, resultado de las
actividades que se realizan en los 80 lotes
bajo contrato y de un esfuerzo sostenido
a lo largo de más de 15 años de política
de incentivos a la inversión.
A lo largo del año se han perforado
177 pozos en Perú, de los cuales 160 se
hicieron en la costa norte, región en la
que nació la industria hidrocarburífera
latinoamericana. Diez pozos en el Zócalo
Continental y siete en la Amazonía, dan
cuenta del ritmo que viene alcanzando la
actividad en Perú.
Con una producción de 162 mbd
y 372 mmpcd, se estima que a partir
del año 2011 el país pueda volver a
ser exportador neto de hidrocarburos.
Se espera que el 2009 se perforen 11
pozos exploratorios y se registren más
de siete mil kilómetros de sísmica. Los
pronósticos para el año 2010 fijan en 23
los pozos exploratorios y en cinco mil los
kilómetros de sísmica adquidirida.
De otro lado, es interesante destacar
que contra todos los pronósticos que
ponían en duda la posibilidad de que
el país cierre el año con cien contratos
vigentes, la meta trazada por Perupetro
podría cumplirse antes del 31 de
diciembre. Al cierre de esta edición,
las empresas Cepsa, Kei, Olympic,
Goleen Oil, Talismán en sociedad
con Ecopetrol, Petrolífera Petroleum
y Faulkner esperan que se apruebe el
decreto supremo correspondiente para
la suscripción de sendos contratos por
los lotes 130, 144, 145, 132 /132B, 158,
133 y XXVII, respectivamente.
El directorio de Perupetro S.A. tiene
aprobados 13 de los 17 contratos por los
lotes que fueron ofrecidos en el último
concurso. Se trata los que se suscribirán
próximamente con los consorcios Jindal
/ Enigma por los lotes 147, 153 y 159;
Global / Petrolera Monterrico por los
lotes 149 y 152; Pluspetrol / Petroperú /
Reliance / CNPC por el lote 155; Kedcom
/ Consultora de Petróleo por el lote 160 y
con las empresas Petro Tech por los lotes
Z 51 y Z 52, Pan Andean, Petrovietnam,
Emerald y Sudamericana, por los lotes
161, 162, 163 y 156, respectivamente.
Algunos avances
La empresa Repsol se encuentra
evaluando las muestras obtenidas en
la perforación del pozo exploratorio
Sipán 90-34-1X en el Lote 90 y del pozo
confirmatorio Raya 39-04-04, en el Lote
39; cuya perforación culminó el pasado
dos de noviembre a una profundidad de
6,103 pies. En este último, la empresa
ha seleccionado ya a la contratista que
se encargará de realizar el estudio de
impacto ambiental necesario para iniciar
una nueva campaña sísmica.
Repsol tiene adjudicados además otros
dos lotes. En el Lote 57 viene realizando
trabajos de geología de campo y se
prepara para adquirir datos sísmicos y
en el Lote 109, además de la geología
de campo, está viendo con qué empresa
realiza el estudio de impacto ambiental
para la campaña sísmica del año entrante.
Otra empresa española, Cepsa, es
también una de las más activas en el
campo de la actividad exploratoria. En el
Lote 127ha presentado a las autoridades
el estudio ambiental para la adquisición
del programa sísmico 2d y está llevando
a cabo una tercera ronda de talleres
explicativos con las comunidades nativas
de la zona. A su vez, La compañía
Geotrace Technologies continúa
reprocesando 2700km de sísmica 2d
y se prepara la adquisición de 390 km
de sísmica 2d. Trabajos similares se
realizan en el Lote 114, en el cual tiene
aprobado ya el estudio ambiental para la
adquisición de 200km de sísmica.
En el Zócalo Continental, la compañía
BPZ, constituida en los Estados Unidos
por profesionales peruanos, lleva
adelante un plan de desarrollo orientado
a elevar la producción de la zona. Dentro
del Lote Z-1, en el campo Albacora,
se alista para perforar seis pozos
exploratorios. En el campo Corvina
terminado la perforación del pozo
Corvina CX11-20XD y avanza con la del
Corvina CX11-15D. Prepara también la
perforación del primer pozo exploratorio
en el Lote XIX, que estará a cargo de
un equipo especialmente construido por
Petrex para los proyectos en tierra y
viene preparando el programa sísmico
2009 del Lote XXIII.
OIL & GAS JOURNAL LATINOAMERICANA
Este é o décimo-quarto ano da edição latinoamericana da mais importante publicação internacional da indústria do petróleo: o Oil & Gas Journal.
A Oil & Gas Journal Latinoamericana, sua edição continental, é bimestral e editada em espanhol e português, com cobertura exclusivamente
voltada para o mercado latino-americano. É editada, produzida e distribuída a partir do Brasil para mais de 10.000 assinantes dos quais 80%
domiciliados na região e 20% na América do Norte (gerentes e diretores encarregados das operações na América Latina).
A Oil & Gas Journal Latinoamericana é o veículo ideal para as empresas que desejam se comunicar com a América Latina, com foco e sem
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Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 23
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Relatório
s e to r i a l
não haverá retração de investimentos
porque “a empresa está entre as melhores
do mercado e com melhores projetos e,
portanto, há perspectivas de estar muito
bem situada na retomada da economia”.
Processar aço
Processar aço é a
palavra de comando
de todos os estaleiros.
Otimista, o presidente
do Sindicato Nacional
da Indústria da
Construção e Reparação
Naval e Offshore
(Sinaval), Ariovaldo
Rocha, afirmou que
a Indústria Naval
brasileira está se preparando para a grande
demanda de 338 unidades (navios e
plataformas) que despontam no mercado
nos próximos oito anos. Segundo ele,
a indústria naval vai fechar o ano com
40 mil empregos diretos e uma carteira
de encomendas de US$ 6 bilhões, com
previsão de 55 mil empregos diretos e
encomendas firmes de US$ 9 bilhões em
2009. São 26 estaleiros de porte médio com
4,7 milhões de metros de área ocupada e
capacidade de processar, por ano, 570 mil
toneladas de aço. Além da capacidade já
instalada, Ariovaldo Rocha informou que
os estaleiros estão investindo também em
equipamentos, em tecnologias avançadas
e mão-de-obra qualificada . “O objetivo
Demanda da Petrobras
faz indústria naval
brasileira crescer
Marcia Fialho
Os estaleiros brasileiros que
aguardavam ansiosamente as encomendas
do segmento de petróleo para começar
a navegar de vento em popa, podem
comemorar. Apesar das últimas
turbulências da economia mundial, a
Indústria Naval Brasileira segue em mar
de almirante. A Petrobras já deu o pontapé
inicial com as encomendas da Transpetro,
maior armadora da América Latina e
braço logístico da Petrobras, através dos
Programas de Modernização e Expansão
da Frota (Promef I e II) que contarão com
investimentos totais de US$ 4,7 bilhões
nas duas fases. (Veja quadros).
A expectativa do mercado em relação
às unidades de E&P continuará até janeiro,
quando a Petrobras divulgará seu Plano
de Negócios para o período 2009/2013
(previsão anterior de US$ 112,4 bilhões).
A definição de quanto, do total, a empresa
investirá junto a Indústria Naval Brasileira
ainda não está 100% definido em função
da atual volatilidade do mercado. Mas,
é certo que a estatal pretende contratar
até 2017, em estaleiros brasileiros 48
navios petroleiros, 146 barcos de apoio,
oito FPSOs e 28 sondas. A empresa
também tem previsão de afretar 21
navios do tipo VLCC (Very Large Crude
Carrier), com capacidade para 300 mil
tpb, de armadores nacionais que se
comprometam a construir esses petroleiros
em estaleiros brasileiros. Um memorando
de entendimentos já foi assinado com a
Noroil Empresa de Navegação Ltda para
o afretamento dos dois primeiros navios
dentro deste sistema. O presidente da
Petrobras, Sérgio Gabrielli, ressaltou que
24 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Promef I
é acompanhar o desenvolvimento do
mercado mundial e atender as exigências
da Petrobras. Por exemplo: o Brasil
realizou uma inovação no uso dos arranjos
produtivos locais (clusters), com o uso
dinâmico da capacidade produtiva dos
estaleiros de uma mesma região”, ressaltou.
Em terra firme
Em terra firme a modernização dos
estaleiros já começou. O Estaleiro
Atlântico Sul entrou em operação em
2005, quando foi criado através da
participação acionária das brasileiras
Camargo Segundo o presidente do
Sinaval, os estaleiros brasileiros estão
planejando o seu futuro contando
com os seguintes elementos: o
aumento da participação do transporte
aquaviário no Brasil; o atendimento das
encomendas para produção de petróleo;
o desenvolvimento do capital humano;
a programação das encomendas de aço;
e o desenvolvimento do fornecimento
de navipeças, além de assegurar uma
correta visão fiscal no cumprimento dos
regimes tributários especiais, nas vendas
aos estaleiros e no aprimoramento das
relações trabalhistas.
Com o aquecimento da indústria
naval, o Sinaval estima a ampliação
dos empregos diretos em 20 mil novos
postos de trabalho, sobre uma base já
existente estimada em 40 mil pessoas.
Segundo Ariovaldo, essa realidade exerce
Na primeira fase do Programa de Modernização e Expansão da Frota serão
construídos 26 navios. As empresas ganhadoras do processo de licitação foram:
• Estaleiro Atlântico Sul (PE): 10 navios Suezmax
Preço global: US$ 1.209.500 mil
Preço médio por navio: US$ 120.950 mil
Assinatura dos contratos: 31 de janeiro de 2007, em Pernambuco
• Estaleiro Atlântico Sul (PE): 5 navios Aframax
Preço global: US$ 517 milhões
Preço médio por navio: US$ 103.400 mil.
Assinatura dos contratos: 11 de abril de 2007, no Rio de Janeiro
• Estaleiro Eisa: 4 navios Panamax
Preço global: US$ 349 milhões
Preço médio por navio: US$ 87.250 mil
Assinatura dos contratos: 11 de abril de 2007, no Rio de Janeiro
• Estaleiro Mauá (RJ): 4 navios de produtos
Preço global: US$ 277.079.543,00
Preço médio por navio: US$ 69.269.886,00
Assinatura dos contratos: 30 de novembro de 2007, em Niterói (RJ)
• Estaleiro Itajaí S.A. (SC) - 3 navios gaseiros. Preço global:
US$ 130.900.000,00. Preço médio por navio: US$ 43.633.334,00.
pressão sobre a formação de capital
humano. Informou que existem programas
Correia, Queiroz Galvão, PJMR e a sócia
internacional Samsung Heavy Industries.
Com um investimento de R$ 1,4 bilhões,
o estaleiro, que foi construído em Suape
(PE), nordeste brasileiro, atualmente
pode processar 160 mil toneladas de aço/
ano e é considerado o mais moderno do
setor de construção naval e offshore do
hemisfério sul, figurando no seleto time
das plantas navais de quarta geração,
junto aos estaleiros asiáticos, segundo
seu presidente, Angelo Bellelis. Ele
acrescentou que estão preparados para
atender qualquer tipo de encomenda
de navio até 500mil tpbs, além de
plataformas de offshore dos tipos
semi-submersíveis, FPSO (Sistemas
Flutuantes de Produção, Armazenamento
e Transferência de Petróleo), TLP
(Plataformas de Pernas Atirantadas) e
SPAR. Para isso, o estaleiro conta com
uma área de 1 milhão e 620 mil metros²de
terreno, área coberta de 130 mil metros² e
um dique seco de 400m de extensão, 73m
de largura e 12m de profundidade, além
de um cais de acabamento de 730m de
extensão equipado com dois guindastes
de 35 ton. Também possui um cais de
680m destinado a construção e reparo de
plataformas. Atualmente o Atlântico Sul
conta com uma carteira de encomendas de
10 suezmax, cinco Aframax e o casco da
plataforma P-55 para a Petrobras, além do
navio Very Large Crude Carrier (VLCC)
para a Noroil Navegação.
O Estaleiro Atlântico Sul é focado na
produção de navios cargueiros, petroleiros,
porta-containeres, graneleiros e de carga
geral, além de plataformas offshore, navios
de perfuração e barcos de apoio marítimo.
Tradição do Barão de Mauá
Presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielle e Presidente do Sinaval, Ariovaldo Rocha
CEC) e outra no Caximbau, na Ilha da
Conceição, todos em Niterói. Os três
estão plenamente reativados e prontos
para atender encomendas, nas atividades de
construção de navios, offshore e reparo naval.
O Mauá possui em carteira atualmente
quatro navios para transporte de produtos
claros encomendados pela Transpetro;
a conclusão da Plataforma de Mexilhão
que produzirá gás na Bacia de Santos;
a finalização da modernização da
plataforma semi-submersível Olinda Star,
da Queiroz Galvão, que é considerado o
maior upgrade ocorrido no Brasil, e o
reparo e modernização das plataformas
de perfuração, Ocean Worker e Ocean
Whittington, que pertencem à Brasdril.
A Plataforma de Mexilhão, que terá
capacidade de produzir 15 mm/m3/d
de Gás Natural, será peça fundamental
do programa de auto-suficiência de gás
natural para o Brasil.
Os “topsides” dos FPSOs da Petrobras
P-43, P-48, P-50 e P-54 foram construídos
pelo Mauá, assim como os serviços de
integração e comissionamento dos FPSOs
P-43, P-50 e P-54.
O acervo de equipamentos do estaleiro
ganhou mais uma força, a balsa elevatória
submersível Gávea Lifter, que vai atender
ao mercado de reparos navais e mais
especificamente de grandes plataformas.
Com capacidade de levantar embarcações
até 50 mil toneladas, a balsa foi arrendada
pelo Mauá por três anos. “A incorporação
desse equipamento consolida o Estaleiro
Mauá como centro de referência no reparo
e conversão de plataformas de perfuração
e produção que atuam no mar territorial
brasileiro. A balsa elevatória já esteve
a serviço do estaleiro em 2005 durante
as obras de reparo do navio sonda Leo
Segerius e da plataforma de perfuração
Paul Wolff, ambas pertencentes à Noble
Drilling”, informou o presidente do
Estaleiro Mauá, Domingos D’Arco.
Após adquirir experiência em
equipamentos offhsore, o presidente do
Com a tradição de 163 anos e
credibilidade que vem da época do barão
de Mauá (1845) somadas à experiência
das mais modernas tecnologias do
mercado, hoje, o
Estaleiro Mauá é
Promef II
considerado um dos
A) 20 navios reunidos nos seguintes lotes:
maiores centros de
construção e integração
Lote 1 - 4 Suezmax DP (Posicionamento Dinâmico);
de unidades flutuantes
Lote 2 - 3 Aframax DP (Posicionamento Dinâmico);
de produção de petróleo
Lote 3 - 3 para Produtos Claros 45.000 toneladas;
e gás em todo o mundo.
Pode processar 40 mil
Lote 4 - 3 para Produtos Claros 30.000 toneladas e 2 para Produtos Escuros 30.000 toneladas;
toneladas de aço/ano
Lote 5 - 2 Gaseiros semi-pressurizados 12.000m3;
em suas três unidades
Lote 6 - 3 Gaseiros pressurizados 4.000m3;
industriais: uma na
Ponta D’Areia, uma
B) 3 navios para bunker (combustível para embarcação) em um único lote.
na Ilha do Caju (antiga
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 25
Relatório
s e to r i a l
Mauá considera que as unidades do grupo
estão prontas para novas encomendas.
“Entretanto, o fato mais importante em
2008 é que o estaleiro voltou a construir
navios, depois de mais de 10 anos
dedicados somente à construção offshore
e reparo de navios e plataformas. Estamos
entrando em todos os nichos do mercado e
investindo maciçamente na modernização e
ampliação de nossas instalações industriais
e nos preparando para a construção de uma
nova sede administrativa aqui na Ponta D´
Areia, em Niterói”.
Apesar da atual crise econômica
mundial, Domingos D’Arco está
confiante em um novo momento positivo
da indústria naval e do petróleo. “
Estamos investindo justamente durante
a crise. A indústria do petróleo é de
longa maturação. Entre a descoberta
dos campos de petróleo e a entrada em
produção levam vários anos, por isso
estamos nos preparando para o novo
momento da indústria naval e do petróleo.
Nossos investimentos na modernização
e ampliação do estaleiro mostram essa
confiança”, concluiu.
Também faz parte do grupo o Estaleiro
Eisa, na Ilha do Governador, com
capacidade de processar 50 mil toneladas
de aço/ano e considerado um estaleiro
Arquivo Estaleiro Mauá
Estaleiro EISA
26 Oil & Gas Journal Latinoamericana
exportador. Ele acaba de receber a
encomenda de quatro petroleiros Panamax,
para a Tanspetro, e ainda possui 18 navios
em carteira: cinco full-containers, para a
Log-in (Brasil), 10 Panamax, para a PDVSA
(Venezuela), um PSV, para a Ultrapetrol
(Argentina), um casco para embarcação
offshore do tipo OSCV-6 encomendada
pela Aker-Promar (STX) e um graneleiro
do tipo Self-unloading para a Gypsum
Transportation Limited - GTL (EUA).
Participação ativa
Localizado em Angra dos Reis (RJ)
em uma área de 410.000m², o estaleiro
BrasFels também participa ativamente
do desenvolvimento da Indústria Naval
Brasileira. Recentemente lançou ao
mar a P-51, primeira plataforma semisubmersível construída integramente no
Brasil e com 75% de nacionalização. A
BrasFels começou a operar em 2000 e
tem a seu favor a tradição asiática que
herdou da empresa mãe, Keppel Fels, de
Cingapura que já projetou e construiu
mais de 250 navios e plataformas
(sistemas móveis de perfuração offshore,
sistemas flutuantes de produção, plantas
de operação flutuante, plataformas fixas
e de perfuração). Segundo o presidente
do BrasFels, Gilberto Israel, o estaleiro
tem como meta atender ao mercado de
construção naval, offhsore e de óleo e
gás. “A nossa experiência e capacitação
estarão a serviço dos mercados de óleo
e gás nas plataformas continentais do
Brasil e do oeste-africano. Utilizando as
melhores facilidades e infra-estrutura da
América do Sul, aliadas à execução de
projetos suportada por avançados recursos
computacionais, a Keppel Fels Brasil
buscará assegurar a satisfação do cliente
através de preços e prazos competitivos”,
ressaltou Israel. O estaleiro pode processar
50 mil ton. de aço/ano, construir navios
de até 600 mil tpb, além de plataformas.
Possui três carreiras, um dique seco, um
pórtico para 660 toneladas, sete guindastes
e dois cais de acabamento.
Atualmente o estaleiro está centralizando
seu trabalho na plataforma P-56, com data
de entrega prevista para dezembro de 2010
e na fabricação dos módulos da P-57,
também para o segundo semestre de 2010.
Outro estaleiro que vem conquistando
o mercado de petróleo é o Itajaí, que
recentemente teve seu controle acionário
assumido pela empresa de navegação
Elcano, (espanhola). Em suas carreiras
já estão sendo construídos três navios
gaseiros contratados pela Petrobras pelo
preço global de US$ 130.900 milhões.
Demanda por infraestrutura no Brasil
Navios
Descrição
Programa/
Qt
Armador
PROMEF 1
(26)
PROMEF 2
(23)
Afretamento
(23)
PDVSA (10)
Prazo
Tipo
Local
Obs.
10
Suezmax
EAS
iniciado
5
Aframax
Rio Naval
aguardando
início
4
Panamax
Rio Naval
aguardando
início
3
Gaseiros
EISA
(Itajaí)
aguardando
início
4
Produtos
Mauá
aguardando
início
4
Suezmax
(BID)
a licitar
3
Aframax
(BID)
a licitar
8
Produtos
(BID)
a licitar
5
Gaseiros
(BID)
a licitar
3
Bunker
(BID)
a licitar
10
Produtos
(BID)
a licitar
3
Gaseiros
(BID)
a licitar
6
Bunker
(BID)
a licitar
2
VLCC
EAS
a licitar
2
PC
EISA (RJ)
iniciado
8
Panamax
EISA (RJ)
iniciado
GTL
1
Graneleiro
EISA (RJ)
iniciado
LOG-IN (5)
5
Container
EISA (RJ)
iniciado
2008.1
2008.2
2009.1
2009.2
2010.1
2010.2
2011.1
2011.2
2012.1
2012.2
2013.1
2013,2
Fonte: Petrobras
Petróleo aquece estaleiros brasileiros
O megaplano para os estaleiros, fruto
do pré-sal, vai aquecer até 2017 os
estaleiros brasileiros. O Banco Nacional
de Desenvolvimento Econômico e
Social (BNDES), acaba de aprovar o
financiamento de US$ 5 bilhões para o
programa de modernização da indústria
naval brasileira. A intenção é financiar
mais de 25 projetos, desde navios,
rebocadores a unidades de offshore.
Os recursos do BNDES também vão
financiar a construção da Plataforma de
Mexilhão. A Companhia Mexilhão do
Brasil (CMB), sociedade de propósito
específico (SPE) vinculada à Petrobras,
assinou um contrato de financiamento
de R$ 528 milhões destinados a
construção da Plataforma de Mexilhão
1 (PMXL-1) no Estaleiro Mauá. Com
227m de altura, capacidade para
produzir até 15MMm3 de gás natural
dia, a unidade irá operar no Campo de
Mexilhão a 145km da costa.
A Petrobras vai contratar oito de 10
novas unidades de produção de petróleo
do tipo FPSO para a área de pré-sal na
Bacia de Santos, na indústria nacional.
A capacidade de produção diária das
oito plataformas que pertencerão a
Petrobras é de 120M/b de petróleo cada
e 5MMm3³ de gás natural.
A diretoria da empresa aprovou ainda
a contratação de 40 sondas de perfuração,
das quais 12 serão construídas no exterior
e 28 no Brasil e operadas por empresas
brasileiras, cerca de US$ 19 bilhões de
investimento. Apesar da escassez de
financiamento no mercado mundial, a
empresa continua otimista.
Para o segmento de embarcações
de apoio a exploração e produção
marítima de petróleo da companhia, a
Petrobras pretende gastar US$ 5 bilhões,
com a encomenda no Brasil de 146
novas unidades. As embarcações serão
encomendadas ao longo de seis anos
através de sete licitações. A primeira em
andamento, prevê a contratação de 24
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 27
Relatório
s e to r i a l
embarcações e as demais serão feitas até
2014, com prazos contratuais de oito anos.
A crise econômica mundial não
atrapalhou os planos da Transpetro.
A empresa tem suas encomendas de
navios com financiamento garantido,
pelo Fundo de Marinha Mercante
(FMM), segundo sua assessoria de
imprensa. Serão investidos US$ 4,7
bilhões nos Promefs I e II. Os recursos
desse fundo são vinculados e destinados,
especificamente, aos investimentos
na construção naval e na navegação
comercial. Os 26 navios do Promef I
têm, no mínimo, prioridade definida
(reserva de recursos) pelo Conselho
Diretor do FMM, informou a empresa.
O Promef II, que teve a licitação
iniciada em julho deste ano, entra agora
em dezembro na fase de apresentação
das propostas. O inconveniente,
De olho no mercado
A demanda do segmento de petróleo
para construção de novas embarcações
e plataformas está movimentando
investidores estrangeiro e brasileiros.
Eles pretendem construir no Brasil
novos estaleiros com a intenção de
aproveitar o mercado que está em
ebulição com as perspectivas do pré-sal.
O grupo chinês Sinopacific
Shipbuilding pretende montar um
estaleiro de grande porte em Outeiro
(PA), com investimentos de US$ 1,2
bilhões. O Sinopacific tem experiência
na construção de navios de grande
porte, navios-tanque, petroleiros,
28 Oil & Gas Journal Latinoamericana
queixou-se a empresa, é que houve
fortes oscilações nos preços das
matérias-primas desde o início das
negociações.
A expectativa da Transpetro é assinar
o contrato entre o BNDES e os estaleiros
vencedores do Promef II, ao longo do
primeiro semestre de 2009. Em relação
aos prazos contratuais de entrega das
unidades, a empresa disse que só
começa a contar a partir da concessão
da eficácia, o que evitaria o problema
do atraso na conclusão das etapas de
construção. A empresa também espera
concluir 95% das contratações do Promef
I até dezembro de 2008.
A Transpetro aventou a possibilidade
de recorrer aos estaleiros da América
do Sul, caso haja necessidade de
garantir cronogramas, em função das
perspectivas de demanda do pré-
sal. informou ainda que os planos
de expansão, tanto da frota quanto
das sondas, embarcações de apoio e
plataformas de exploração da Petrobras
são ambiciosos e deverão consolidar
os estaleiros do País, de acordo com a
determinação do presidente Luiz Inácio
Lula da Silva, para a construção naval
brasileira. ”Como os planos estratégicos
foram formulados sem um diagnóstico
mais completo das possibilidades do
pré-sal, e no nosso caso com base
exclusivamente nas perspectivas de
produção da plataforma continental
em camadas mais superficiais (póssal), é razoável supor novas e grandes
demandas. Nesse caso, para garantir os
cronogramas, será necessário recorrer à
capacidade adicional, e os parceiros da
América do Sul deverão ter prioridade”,
informou a Transpetro.
de transporte de gás, de productos
químicos, além de plataformas.
Também o Estaleiro Mauá está
investindo em uma nova unidade
em São Gonçalo, Niterói, onde
funcionará o Mauá Gradim, numa
área de 40 mil m2 e onde serão abertos
inicialmente 800 postos de trabalho.
Segundo o presidente da empresa,
Domingos D’Arco, o Gradim
possibilitará a entrada do grupo na
concorrência para construção dos
navios da Marinha do Brasil que
estão para entrar em licitação.
Outras empresas estão investindo
na Indústria Naval. Na Bahia, uma
joint-venture entre o Estaleiro da
Bahia S/A a OAS e a Setal, além da
Piemonte Investimentos, vai aplicar
US$ 400 milhões na construção de
um estaleiro para produzir sondas,
plataformas e navios de apoio
marítimo. O estaleiro deverá ser
construído em Maragosipe, Recôncavo
baiano e deverá entrar em operação
até 2010. O governo baiano está dando
incentivo ao setor através do programa
Pronaval e ainda espera novos
investidores, entre eles a Odebrecht.
Também a Rolls-Royce entra no
mercado de reparo naval e offshore.
O presidente da empresa, Francisco
Itazina e o prefeito de Niterói,
Godofredo Pinto descerraram a pedra
fundamental das instalções da RollsRoyce Marine na Ilha do Cajú, Niterói,
tem previsão de começar a operar no
primeiro semestre de 2009.
Informe
s e c to r i a l
entendimientos con Noroil Empresa de
Navegación Ltda para el arrendamiento
de los dos primeros navíos según este
sistema. El presidente de Petrobras,
Sérgio Gabrielli, resaltó que no habrá
La demanda de Petrobras
estimula el crecimiento de la
industria naval brasileña
Marcia Fialho
Los astilleros brasileños que
esperaban ansiosamente los encargos
del segmento de petróleo para comenzar
a navegar a toda máquina ya pueden
festejar. A pesar de las últimas
turbulencias de la economía mundial, la
Industria Naval Brasileña sigue viento en
popa. Petrobras ya ha dado el puntapié
inicial con los encargos de Transpetro,
el mayor armador de América Latina
y brazo derecho de Petrobras, a través
de los Programas de Modernización y
Expansión de la Flota (Promef I y II),
que contarán con inversiones totales de
US$ 4.700 millones en sus dos fases.
(Ver cuadros).
La expectativa del sector con relación
a las unidades de E&P continuará
hasta enero, mes en que Petrobras va
a divulgar su Plan de Negocios para el
período 2009/2013 (previsión anterior
de US$ 112.400 millones). La definición
de cuanto, del total, invertirá la empresa
en la Industria Naval Brasileña todavía
no se ha confirmado 100%, en función
de la actual volatilidad del mercado.
Sin embargo, lo que es seguro es que
la compañía estatal pretende contratar
de aquí al 2017 en astilleros brasileños
48 navíos petroleros, 146 barcos de
apoyo, ocho FPSOs y 28 sondas. La
empresa también planea arrendar 21
navíos de tipo VLCC (Very Large
Crude Carrier), con capacidad para
300 mil tpb, a armadores nacionales
que se han comprometido a construir
esos petroleros en astilleros brasileños.
Ya ha sido firmado un memorando de
retracción de inversiones porque “la
empresa está entre las mejores del
mercado y tiene los mejores proyectos y,
por lo tanto, hay perspectivas de que esté
mucho mejor situada cuando se produzca
la recuperación de la economía”.
Procesar acero
Procesar acero está a la orden del
día en todos los astilleros. Optimista,
el presidente del Sindicato Nacional
de la Industria de la Construcción y
Reparación Naval y Offshore (Sinaval),
Ariovaldo Rocha, afirmó que la Industria
Naval brasileña se está preparando para
una gran demanda de 338 unidades
(navíos y plataformas) que se avecina
en el mercado en los próximos ocho
años. Según él, la industria naval va a
terminar el año habiendo creado 40 mil
empleos directos y con una cartera de
encargos que ascienden a los US$ 6.000
millones. Además, para el 2009, existe
una previsión de 55 mil empleos directos
Promef I
En la primera fase del Programa de Modernización y Expansión de la Flota serán
construidos 26 navíos. Las empresas ganadoras del proceso de licitación fueron:
• Astillero Atlântico Sul (PE): 10 navíos Suezmax
Precio global: US$ 1.209.500 mil
Precio medio por navío: US$ 120.950 mil
Firma de los contratos: 31 de enero de 2007, en Pernambuco
• Astillero Atlântico Sul (EP): 5 navíos Aframax
Precio global: US$ 517 millones
Precio medio por navío: US$ 103.400 mil.
Firma de los contratos: 11 de abril de 2007, en Rio de Janeiro
• Astillero Eisa: 4 navíos Panamax
Precio global: US$ 349 millones
Precio medio por navío: US$ 87.250 mil
Firma de los contratos: 11 de abril de 2007, en Rio de Janeiro
• Astillero Mauá (RJ): 4 navíos de productos
Precio global: US$ 277.079.543,00
Precio medio por navío: US$ 69.269.886,00
Firma de los contratos: 30 de noviembre de 2007, en Niterói (RJ)
• Astillero Itajaí S.A. (SC) - 3 navíos gaseros. Precio global:
US$ 130.900.000,00. Precio medio por navío: US$ 43.633.334,00.
Promef II
A) 20 navíos agrupados en los siguientes lotes:
Lote 1 - 4 Suezmax DP (Posicionamento Dinámico);
Lote 2 - 3 Aframax DP (Posicionamento Dinámico);
Lote 3 - 3 para Productos Claros 45.000 toneladas;
Lote 4 - 3 para Productos Claros 30.000 toneladas e 2 para Productos Oscuros
30.000 toneladas;
Lote 5 - 2 Gaseros semipresurizados 12.000m3;
Lote 6 - 3 Gaseros presurizados 4.000m3;
B) 3 navíos para bunker (carga y descarga de combustible para embarcación)
en un único lote.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 29
Informe
s e c to r i a l
Arquivo Estaleiro Atlântico Sul - foto Eudes Santana
Estaleiro Atlântico Sul
y encargos efectivos de US$ 9.000
millones. Son 26 astilleros medianos que
poseen un área ocupada de 4,7 millones
de m² y una capacidad de procesar 570
mil toneladas de acero por año. Además
de la capacidad ya instalada, Ariovaldo
Rocha informó que los astilleros
también están invirtiendo en equipos, en
tecnologías avanzadas y en mano de obra
calificada. “El objetivo es estar a la altura
del desarrollo del mercado mundial y
satisfacer las exigencias de Petrobras. Por
ejemplo: Brasil realizó una innovación
en el uso de arreglos productivos locales
(clusters), mediante el uso dinámico de la
capacidad productiva de los astilleros de
una misma región”, resaltó.
Según el presidente del Sinaval, los
astilleros brasileños están planificando
su futuro y para ello están contando con
los siguientes elementos: el aumento de
la participación del transporte por vías
acuáticas en Brasil; el cumplimiento
de los encargos para la producción
de petróleo; el desarrollo de capital
humano; la programación de los
encargos de acero; y el desarrollo de la
provisión de piezas para navíos, además
de asegurar una correcta visión fiscal
con relación al cumplimiento de los
regímenes tributarios especiales, a las
ventas a los astilleros y a la mejora de
las relaciones laborales.
A partir del estímulo que vive hoy
la industria naval, el Sinaval calcula
que se producirá un crecimiento de 20
mil nuevos puestos de trabajo directos,
sobre una base ya existente estimada
30 Oil & Gas Journal Latinoamericana
de 40 mil empleos. Según Ariovaldo,
esa realidad ejerce presión sobre la
capacitación de capital humano. Informó
que existen programas de capacitación
de personal en prácticamente todos los
astilleros, en el Senai y en el Prominp
(Programa de Movilización de la
Industria Nacional del Petróleo y Gas
Natural), del Ministerio de Minas y
Energía. El Sinaval está promoviendo
una articulación con las Universidades
con el objetivo de definir un programa
de capacitación de personal de nivel
superior, iniciado por los ingenieros.
En tierra firme
En tierra firme, ya ha comenzado
la modernización de los astilleros.
El Astillero Atlântico Sul inició sus
operaciones en 2005, cuando fue creado
a través de la participación accionaria
de las empresas brasileñas Camargo
Correia, Queiroz Galvão, PJMR y la
socia internacional Samsung Heavy
Industries. Con un inversión de R$ 1.400
millones, el astillero, que fue construido
en Suape (estado de Pernambuco),
nordeste brasileño, actualmente puede
procesar 160 mil toneladas de acero/
año y está considerado como el más
moderno del sector de construcción
naval y offshore del hemisferio sur. El
astillero figura en el selecto grupo de las
plantas navales de cuarta generación,
junto a los astilleros asiáticos, según
su presidente, Angelo Bellelis. El
ejecutivo agregó que están preparados
para poder cumplir con cualquier tipo
de encargo de navíos de hasta 500
mil tpbs, además de plataformas de
offshore de tipo semisumergible, FPSO
(Sistemas Flotantes de Producción,
Almacenamiento y Transferencia
de Petróleo), TLP (Plataformas de
Piernas Tensionadas) y SPAR. Para
ello, el astillero cuenta con un área de
1.620.000m2²de terreno, área cubierta
de 130 mil m2 y un dique seco de 400m
de extensión, 73m de ancho y 12m de
profundidad, además de un muelle para
acabado de 730m de extensión, equipado
con dos grúas de 35 toneladas. También
posee un muelle de 680m destinado
a la construcción y reparación de
plataformas. Actualmente, el Atlântico
Sul cuenta con una cartera de encargos
de 10 suezmax, cinco Aframax y el caso
de la plataforma P-55 para Petrobras,
además del navío Very Large Crude
Carrier (VLCC) para Noroil Navegación.
El astillero Atlântico Sul se
especializa en la producción de navíos
de carga, petroleros, portacontenedores,
graneleros y de carga general, además
de plataformas offshore, navíos de
perforación y barcos de apoyo marítimo.
Tradición del Barón de Mauá
Con 163 años de tradición y
credibilidad que se remontan a la
época del barón de Mauá (1845),
sumadas a la experiencia de las más
modernas tecnologías del mercado,
hoy, el Astillero Mauá está considerado
como uno de los mayores centros de
construcción e integración de unidades
flotantes de producción de petróleo
y gas del mundo. Puede procesar 40
mil toneladas de acero/año en sus tres
unidades industriales: una situada
en Ponta D’Areia, otra en la Ilha do
Caju (antigua CEC) y la tercera en
Caximbau, en la Ilha da Conceição,
todas en Niterói. Las tres están
plenamente reactivadas y listas para
cumplir con encargos, en las actividades
de construcción de navíos, offshore y
reparación naval.
El Atillero Mauá posee actualmente
en su cartera cuatro navíos de transporte
de productos claros encargados
por Transpetro; la conclusión de
la Plataforma de Mexilhão, la cual
producirá gas en la Cuenca de Santos;
la finalización de la modernización de
la plataforma semisumergible Olinda
Star, de Queiroz Galvão, que está
considerado como el mayor upgrade
realizado en Brasil, y la reparación y
modernización de la plataformas de
perforación, Ocean Worker y Ocean
Whittington, que pertenecen a Brasdril.
La Plataforma de Mexilhão, que
tendrá una capacidad para producir
15 mm/m3/d de Gas Natural, será una
pieza fundamental en el programa de
autosuficiencia de gas natural para Brasil.
Los “topsides” de los FPSOs de
Petrobras P-43, P-48, P-50 y P-54, fueron
construidos por el Astillero Mauá, que
también estuvo a cargo de los servicios de
integración y entrada en funcionamiento
de los FPSOs P-43, P-50 y P-54.
El inventario de equipos del astillero
ha sido ampliado tras la incorporación de
la balsa de elevación sumergible Gávea
Lifter, la cual se encargará del mercado
de reparaciones, y, más específicamente,
de grandes plataformas. Con una
capacidad para levantar embarcaciones de
hasta 50 mil toneladas, el astillero Mauá
ha arrendado la balsa por un período
de tres años. “La incorporación de ese
equipo consolida al Astillero Mauá como
centro de referencia para la reparación y
conversión de plataformas de perforación
y producción que operan en el mar
territorial brasileño. La balsa de elevación
ya había estado al servicio del astillero
en 2005, durante las obras de reparación
del navío sonda Leo Segerius y de la
plataforma de perforación Paul Wolff,
ambas de propiedad de Noble Drilling”,
según lo informado por el presidente del
Astillero Mauá, Domingos D´Arco.
Después de haber adquirido
experiencia en equipos offshore, el
presidente del astillero considera que
las unidades del grupo están listas para
cumplir con nuevos encargos. “El hecho
más importante de 2008, sin embargo,
es que el astillero volvió a construir
navíos, después de más de 10 años
dedicados únicamente a la construcción
offshore y a la reparación de navíos y
plataformas. Estamos entrando en todos
los nichos del mercado e invirtiendo
masivamente en la modernización y
ampliación de nuestras instalaciones
industriales. También estamos
preparándonos para la construcción de
una nueva sede administrativa ubicada
aquí en Ponta D´Areia, en Niterói”.
A pesar de la actual crisis económica
mundial, Domingos D´Arco confía en
un nuevo momento positivo para la
industria naval y del petróleo. “Estamos
invirtiendo justamente durante la crisis.
La industria del petróleo es de larga
maduración. Entre el descubrimiento
de los campos de petróleo y el inicio
de la producción pasan varios años, y
por eso no estamos preparando para el
nuevo momento de la industria naval y
del petróleo. Nuestras inversiones en la
modernización del astillero muestran
esa confianza”, concluyó.
El Astillero Eisa, ubicado en la Ilha
do Governador, también forma parte
del grupo. El Eisa tiene una capacidad
Demanda por infraestructura en Brasil
Plataformas
Descripción
Plazo
Petrobras
Tipo
Local
Obs.
P-51
SS
Keppel/
Brasfels
En curso
P-53
FPSO
Puerto
Rio
Grande
En curso
P-55
SS
Rio
Grande /
EAS
En curso
P-56
SS
Keppel/
Brasfels
En curso
P-57
FPSO
Keppel/
Brasfels
En curso
PMXL-1
Jaqueta
Maua
En curso
P-59 / P-60
PA
Sao
Roque
En
licitación
P-58
FPSO /
Baleia
Azul
No
difinido
a licitar
P-61
TLWP /
PPT
No
difinido
a licitar
P-62
FPSO /
RO
Maua
En
negociación
P-63
FPSO /
PPT
No
difinido
a licitar
Cascos
FPSO
Dique Rio
Grande
En estudio
Top Side
Módulos
Varios
Canteros de
obra
2008.1
2008.2
2009.1
2009.2
2010.1
2010.2
2011.1
2011.2
2012.1
2012.2
2013
2014
2015
2016
Fuente: Petrobras
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 31
Informe
s e c to r i a l
para procesar 50 mil toneladas de
acero/año y está considerado como
un astillero exportador. Acaba de
recibir el encargo de cuatro petroleros
Panamax, para Transpetro, y ya tiene
incluso 18 navíos en su cartera: cinco
full-containers, para la empresa Login (Brasil), 10 Panamax, para PDVSA
(Venezuela), un PSV, para Ultrapetrol
(Argentina), un casco para embarcación
offshore de tipo OSCV-6 solicitada
por Aker-Promar (STX) y un granelero
de tipo Self-unloading para Gypsum
Transportation Limited - GTL (EUA).
Participación activa
Localizado en Angra dos Reis
(Estado de Rio de Janeiro), en un área
de 410.000m2, el astillero BrasFels
también participa activamente del
desarrollo de la Industria Naval
Brasileña. Recientemente lanzó al
mar la P-51, primera plataforma
semisumergible construida íntegramente
en Brasil y que posee un 75% de
contenido nacional. El astillero
Brasfiels comenzó a operar en 2000
y tiene a su favor la tradición asiática
que heredó de la empresa madre,
Keppel Fels, de Singapur, que ya ha
diseñado y construido más de 250
navíos y plataformas (sistemas móviles
de perforación offshore, sistemas
flotantes de producción, plantas de
operación flotante, plataformas fijas y
de perforación). Según el presidente
del astillero BrasFels, Gilberto Israel,
el astillero tiene como meta lograr
satisfacer el mercado de construcción
naval, offshore y de petróleo y gas.
“Nuestra experiencia y capacitación
estarán al servicio de los mercados
de petróleo y gas en las plataformas
continentales de Brasil y del Oeste
africano. Utilizando las mejores
facilidades e infraestructura de América
del Sur, aliadas a la ejecución de
proyectos y apoyada por recursos de
computación avanzados, Keppel Fels
Brasil buscará asegurar la satisfacción
del cliente a través de precios y plazos
competitivos”, resaltó Israel. El astillero
puede procesar 50 mil toneladas de
acero/año, construir navíos de hasta 600
mil tpb, además de plataformas. Posee
tres carriles, un dique seco, un pórtico
para 660 toneladas, siete grúas y dos
muelles para acabado.
Actualmente, el astillero está
concentrando su trabajo en la plataforma
P-56, cuya fecha de entrega está
prevista para diciembre de 2010, y en
la fabricación de los módulos de la
P-57, también previstos para el segundo
semestre de 2010.
Otro astillero que ha venido
conquistando el mercado de
petróleo es el astillero Itajaí, cuyo
control accionario ha sido asumido
recientemente por la empresa de
navegación Elcano (española). En
sus instalaciones ya están siendo
construidos tres navíos gaseros
contratados por Petrobras, por un precio
global de US$ 130,900 millones.
El Petróleo estimula a los astilleros brasileños
Foto Agência Petrobras de Notícias
La Plataforma P-53 llegó procedente de Singapur y fue reformada en Brasil
El megaplan para los astilleros, fruto
del presal, va a estimular, de aquí al
2017, a los astilleros brasileños. El Banco
Nacional de Desarrollo Económico
y Social (BNDES), ha aprobado
recientemente el financiamiento de
32 Oil & Gas Journal Latinoamericana
US$ 5.000 millones para el programa
de modernización de la industria naval
brasileña. La intención es financiar más
de 25 proyectos, que incluyen navíos,
remolcadores y unidades de offshore.
Los recursos del BNDES también
van a financiar la construcción de la
Plataforma de Mexilhão. La compañía
Mexilhão do Brasil (CMB), sociedad
de propósito específico (SPE) vinculada
a Petrobras, firmó un contrato de
financiamiento de R$ 528 millones,
destinados a la construcción de la
Plataforma de Mexilhão 1 (PMXL-1)
en el Astillero Mauá. Con 227m de
altura, una capacidad para producir hasta
15MMm3 de de gas natural por día, la
unidad operará en el campo de Mexilhão,
situado a 145km de la costa.
Petrobras va a recurrir a la industria
nacional para la contratación de ocho de
las 10 nuevas unidades de producción
de petróleo de tipo FPSO destinadas al
área del presal en la cuenca de Santos.
Cada una de las ocho plataformas que
pertenecerán a Petrobras tendrá una
capacidad de producción diaria de 120M/b
de petróleo y 5MMm3 de gas natural.
La dirección de la empresa ha
aprobado además la contratación de 40
sondas de perforación, de las cuales
12 serán construidas en el exterior
y 28 en Brasil. Las mismas serán
operadas por empresas brasileñas.
Estas contrataciones insumirán cerca
de US$ 19.000 millones. A pesar de la
escasez de financiamiento en el mercado
mundial, la empresa continúa optimista.
Con relación al segmento de
embarcaciones de apoyo a la exploración
y producción marítima de petróleo de la
compañía, Petrobras tiene la intención
de gastar US$ 5.000 millones para
encargar 146 nuevas unidades en Brasil.
Las embarcaciones serán encargadas a
lo largo de seis años, a través de siete
licitaciones. La primera, que ya está
en marcha, prevé la contratación de
24 embarcaciones. Las demás serán
realizadas a lo largo de los próximos
años, hasta el año 2014, y contarán con
plazos contractuales de ocho años.
La crisis económica mundial no
afectó los planes de Transpetro. Según
el servicio de prensa de la compañía,
Transpetro tiene garantizado el
financiamiento para realizar encargas
de navíos, mediante el Fondo de
la Marina Mercante (FMM). Serán
invertidos US$ 4.700 millones en los
Promefs I y II. Los recursos de ese
fondo están vinculados y destinados,
específicamente, a las inversiones para
la construcción naval y la navegación
comercial. Según la empresa, los 26
navíos del Promef I tienen, como
mínimo, una prioridad definida
(recursos reservados) por parte del
Consejo Directivo del FMM. El Promef
II, cuya licitación se inició en julio de
este año, entra ahora en diciembre en la
fase de presentación de propuestas. El
inconveniente, según la empresa, es que
desde el inicio de las negociaciones se
han producido fuertes oscilaciones en
los precios de las materias primas.
Transpetro tiene la expectativa de
firmar el contrato entre el BNDES y
los astilleros ganadores del Promef II
en el transcurso del primer semestre
de 2009. Con relación a los plazos
contractuales de entrega de las unidades,
la empresa ha dicho que sólo comienza
a contar a partir de la concesión de la
eficacia, lo que evitaría el problema de
eventuales atrasos en la conclusión de
las etapas de construcción. La compañía
también espera poder concluir el 95%
de las contrataciones del Promef I para
diciembre de 2008.
Transpetro ventiló la posibilidad
de recurrir a los astilleros de América
del Sur, en el caso de que exista la
necesidad de garantizar cronogramas,
en función de las perspectivas de
demanda del presal. Informó, además,
que los planes de expansión, tanto
de la flota como de las sondas,
embarcaciones de apoyo y plataformas
de exploración de Petrobras son
ambiciosos y servirán para consolidar
los astilleros del País, de acuerdo
a la decisión del presidente Luiz
Inácio Lula da Silva sobre la industria
naval brasileña. “Como los planes
estratégicos fueron formulados sin que
hubiera un diagnóstico más completo
de las posibilidades del presal, y, en
nuestro caso, con base exclusivamente
en las perspectivas de producción de la
plataforma continental en las capas más
superficiales (pos sal), es razonable
suponer que habrá nuevas y grandes
demandas. En ese caso, para garantizar
los cronogramas, será necesario
recurrir a la capacidad adicional, y
los socios de América del Sur tendrán
prioridad”, informó Transpetro.
Con la atención puesta en el mercado
La demanda del segmento de
petróleo relativa a la construcción
de nuevas embarcaciones está
movilizando a inversores brasileños
y extranjeros. Estos inversores
tienen la intención de construir
nuevos astilleros en Brasil, a fin
de aprovechar el mercado, que se
encuentra muy agitado a partir de las
perspectivas creadas con el presal.
El grupo chino Sinopacific
Shipbuilding tiene la intención de
montar un gran astillero en Outeiro
(Estado de Pará), mediante una
inversión de US$ 1.200 millones.
Sinopacific Shipbuilding posee
experiencia en la construcción
de navíos de gran envergadura,
tanqueros, petroleros, de transporte
de gas, de productos químicos,
además de plataformas.
También el Astillero Mauá está
invirtiendo en una nueva unidad
en São Gonçalo, Niterói, en donde
funcionará el astillero Mauá Gradim,
en un área de 40 mil m2, inversión
que generará inicialmente 800 puestos
de trabajo. Según el presidente de
la empresa, Domingos D´Arco,
el astillero Gradim posibilitará el
ingreso del grupo en la competencia
generada para la construcción de
navíos de la Marina de Brasil, que
están listos para entrar en licitación.
Otras empresas están invirtiendo
en la Industria Naval. En el estado
de Bahía, una joint venture entre el
Astillero da Bahia S/A, las empresas
OAS, Setal, además de la compañía
Piemonte Inversiones invertirán
US$ 400 millones en la construcción
de un astillero para producir sondas,
plataformas y navíos de apoyo
marítimo. El astillero será construido
en Maragosipe, Recôncavo bahiano
y se prevé que inicie sus operaciones
en el año 2010, a más tardar. El
gobierno del estado de Bahía le está
dando un incentivo al sector a través
del programa Pronaval, y además está
esperando nuevos inversores, entre
ellos, la empresa Odebrecht.
La empresa Rolls Royce también
ingresa en el mercado de reparaciones
navales y offshore. El presidente de
la empresa, Francisco Itazina y el
alcalde de Niterói, Godofredo Pinto
exhibieron la piedra fundamental de
las instalaciones de la compañía
Rolls Royce Marine en la Ilha do
Cajú, Niterói. El inicio de sus
operaciones está previsto para el
primer semestre de 2009.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 33
P O N TO
D E V I S TA
desloca as reflexões sísmicas para
seus locais corretos no espaço em
áreas onde as velocidades do som
em subsuperfície sofrem mudanças
rápidas incomuns. Como
o processamento ocorre
antes da soma dos dados
de reflexão, conhecida
como empilhamento, a
etapa exige uma potência
de cálculo considerável.)
“No início da minha
carreira, na década de
70, tais métodos estavam
apenas começando a
surgir, ao passo que hoje
os levantamentos sísmicos 3D são o
padrão”, disse Lines. “Tais avanços
surgiram quando nos demos conta das
limitações dos métodos convencionais
na exploração de petróleo e gás”.
Os avanços na tecnologia de
computação possibilitou a criação de
imagens 3D, disse ele, acrescentando que
“para nós é instrutivo acompanharmos
a evolução das novas tecnologias para
deixarmos de lado nossos métodos
restritivos do passado.”
Novo presidente
da SEG de olho em
avanços não sísmicos
Bob Tippee
Passar os novos métodos sísmicos da
teoria para a prática pode exigir atenção
ao progresso de disciplinas científicas
e de engenharia separadas, mas
relacionadas, disse o novo presidente da
Sociedade de Geofísicos de Exploração.
“Muitas vezes são necessárias
experiências com outros conjuntos de
dados” para a aplicação comercial de
um novo método geofísico no campo,
disse Larry Lines, professor de geofísica
da Universidade de Calgary.
As técnicas geofísicas mais
inovadoras muitas vezes podem levar
uma década para serem implementadas,
observa Lines, que tornou-se presidente
na reunião anual da SEG em Las Vegas
nessa semana.
“Às vezes isso envolve a
implementação de métodos de uma
maneira simples e robusta”, explicou ele.
“Às vezes existem questões de custo.”
Ao simplificar as novas técnicas para
o nível necessário para a prática no diaa-dia”, “O fundamental é estar ciente
dos avanços em outras áreas”, tais como
a eletrônica, a computação e outras
áreas da ciência.
Foi o progresso na tecnologia de
computação, por exemplo, que tornou
possível o mais importante avanço que
Lines já testemunhou em sua carreira: o
uso difundido de métodos sísmicos 3D.
Dentro dessa categoria de prática
ocorreram avanços importantes
na aquisição, no processamento
(especialmente na migração de préempilhamento em profundidade em
3D), e na interpretação, com o advento
dos workshops de sísmica. (A migração
de pré-empilhamento em profundidade
34 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Simulação aperfeiçoada
Com 17 anos de experiência em uma
grande empresa de petróleo e 15 anos
no meio acadêmico, Lines possuiu uma
ampla visão do progresso passado e
atual em métodos sísmicos e outros na
área de geofísica.
“Em termos de produção de petróleo
e gás”, diz ele, “Acredito que a área
mais importante seja a aplicação da
geofísica de reservatório à engenharia
de reservatório”.
Técnicas como a sismologia de lapso de
tempo (4D) e o uso da física de rochas, para
a estimativa de parâmetros significativos na
simulação de reservatórios, tornaram-se o
padrão, mas melhorias cada vez maiores na
tomada de decisões no contexto de campos
de petróleo.
“A melhoria nas simulações de
reservatórios e a comparação com o
histórico de produção devem nos permitir
compreender a programação de processos
de recuperação avançada de petróleo e de
perfuração to tipo infill”, disse Lines.
Inevitavelmente, o progresso em
algumas áreas aparenta ter parado.
“Eu sempre me perguntei porque o
gravímetro de poço de vetor não foi
promovido ou utilizado de maneira
mais ampla para encontrar anomalias
de densidade devidas a depósitos de gás
natural”, disse Lines.
Ao contrário do instrumento
tradicional, o gravímetro de poço de vetor
não considera apenas um componente de
campo de gravidade vertical anômalo e,
dessa forma, pode identificar variações de
densidade entre as massas posicionadas
lateralmente na subsuperfície.
“Talvez seja uma questão de
espaçamento de poço ou o fato de que as
pessoas acham que os métodos sísmicos
são adequados”, disse Lines sobre o uso
limitado do gravímetro de vetor.
Áreas promissoras
Quando lhe perguntaram sobre
as áreas promissoras do progresso
geofísico, o novo presidente da SEG
indicou o seguinte:
- Descrição de onda elástica da
terra através do registro de múltiplos
componentes.
A tecnologia de múltiplos componentes
permite que os geofones registrem as
reflexões de ondas elásticas induzidas
sonicamente em que o movimento da
partícula é não apenas paralelo ao sentido
de deslocamento (ondas compressionais),
como também perpendicular ao sentido
de deslocamento (ondas cisalhantes).
A interpretação baseada em uma
combinação dos dados de ondas
compressionais (P) e cisalhantes (S)
pode apresentar uma idéia mais ampla
do movimento da onda através da
subsuperfície do que as informações
disponíveis em trabalhos tradicionais
baseados apenas em dados de ondas
compressionais (P).
O registro de múltiplos componentes
foi aperfeiçoado através da
aplicação da tecnologia de sistemas
microeletromecânicos (MEMS) aos
acelerômetros, que permite que os
geofones registrem um espectro mais
amplo de freqüências sônicas do que
os sistemas anteriores, explicou Lines.
Uma largura de banda maior significa
mais informações sobre a subsuperfície.
A partir das informações sobre
o comportamento da onda elástica
disponíveis através do registro
de múltiplos componentes, os
interpretadores podem agora fazer
deduções sobre os tipos de rochas e
outras características da formação. Mas
embora a aquisição de dados de múltiplos
componentes envolva custos quase tão
baixos quanto a de dados apenas de
onda P, os custos do processamento e
interpretação de tais dados de múltiplos
componentes são muito mais elevados.
Um motivo para isso, explicou Lines, é
que as reflexões de onda S geralmente
possuem uma largura de banda mais
limitada, sem altas freqüências,
“basicamente devido à Mãe Terra.”
“Para nós é instrutivo
acompanharmos a evolução
das novas tecnologias para
deixarmos de lados nossos
métodos restritivos do passado.”
Laurence (Larry) Lines, professor de
geofísica, Universidade de Calgary
Lines observa uma ironia nos
trabalhos sísmicos modernos: Uma
grande parte dos registros de múltiplos
componentes produtivos é feita no mar.
As ondas S não se propagam através da
água, mas os avanços em instrumentos
de fundo do mar permitem o registro
de dados a partir do que os geofísicos
denominam ondas convertidas, que são
ondas S induzidas quando as ondas P na
água atingem o fundo do mar.
• Levantamentos 3D de ângulo amplo.
Com arranjos de receptores amplos e
muitos receptores por tiro, as empreiteiras
sísmicas fazem uma amostragem maior
do campo de ondas refletidas do que
as informações disponíveis através de
projetos de levantamento mais oblongos e
convencionais. A melhoria na geometria
dos levantamentos aumenta a capacidade
do registro de múltiplos componentes de
descrever o campo de onda elástica na terra.
- Imagens de equação de onda
generalizadas através da migração em
tempo reverso.
Na migração em tempo reverso, os
interpretadores modelam os impulsos
sônicos com deslocamento descendente e
as reflexões com deslocamento ascendente
através do uso da equação de onda, que
descreve a posição da onda sísmica num
determinado momento. A migração de
equação de onda convencional modela
apenas a onda de impulso até os pontos de
reflexão na subsuperfície.
Por ser intensa em termos
computacionais, a migração em tempo
reverso sobrecarrega o computador.
Contudo, permite que os interpretadores
utilizem uma parte maior das
informações disponíveis a partir do
registro sísmico do que lhes é possível
com outros métodos de migração.
Melhora, assim, a criação de imagens
das características da subsuperfície
envolvendo mergulhos acentuados
e mudanças abruptas nas velocidade
sônicas, tais como corpos salinos.
Os geofísicos usavam de forma
limitada a migração em tempo reverso
há 25 anos, disse Lines. Mas a técnica
era cara devido à carga computacional.
“Agora os computadores passaram a
adotar normalmente o algoritmo,” disse
ele, observando “um imenso interesse
nessa área” e acrescentando, “Alguns de
nós nos sentimos de alma lavada.”
• Extensões nos modelos da física
de rochas.
À medida que os geofísicos
conseguem descrever melhor as
camadas de rocha com os avanços
nas técnicas, tais como o registro de
múltiplos componentes, disse Lines, é
necessário que as ferramentas da física
de rochas também sejam aperfeiçoadas.
Ele cita a equação de Gassman, uma
ferramenta para a análise da propagação de
ondas que pressupõe que uma propriedade
elástica crucial, o módulo de cisalhamento,
é igual para rochas saturadas e secas.
“Agora observamos diferentes
problemas da física de rochas que se
estendem além desse modelo”, disse
Lines. Precisamos ir além de Gassman.”
Ele vê a necessidade de mais medições
capazes de melhorar o entendimento
dos principais fatores da interpretação,
tais como a atenuação, ou o efeito de
filtragem da terra sobre a energia sísmica
e os módulos de elasticidade.
Lines considera a física de rochas
“o principal elo entre o que medimos
sismicamente e o que lemos na
simulação de reservatório”.
• Uso de métodos eletromagnéticos e
medições de campos potenciais de
alta resolução.
A criação de imagens
eletromagnéticas de fonte controlada
(CSEM), que utiliza as diferenças de
resistividade entre os fluidos salinos e
os hidrocarbonetos, “está começando a
parecer produtiva”, disse Lines.
Ele também observa melhorias na
resolução de dados aeromagnéticos
e de aerogravidade, que, como o
CSEM, podem “complementar muito
bem os métodos sísmicos” e ajudar na
interpretação quando as propriedades
de rochas divergirem do que os dados
sísmicos demonstram.
Todas essas áreas promissoras, diz Lines,
“estendem os métodos convencionais de
exploração geofísica e abolem as restrições
de métodos convencionais”.
Destaques da carreira
Laurence (Larry) Lines é professor de
geofísica da Universidade de Calgary.
Trabalho
Lines tornou-se professor universitário
em 1993 após trabalhar 17 anos na Amoco
Corp. em Tulsa e Calgary. Ele foi professor
catedrático da NSERC/Petro-Canada em
sismologia aplicada na Memorial University
of Newfoundland de 1993 a 1997 e tornouse professor catedrático de geofísica de
exploração na Universidade de Calgary em
1997. Na mesma universidade, trabalhou
como chefe do Departamento de Geologia e
Geofísica de 2002 a 2007.
Educação
Ele obteve o título de BSc e MSc em
geofísica na Universidade de Alberta e
de PhD em geofísica da Universidade da
Columbia Britânica.
Afiliações
Na SEG, Lines trabalhou como
editor de Geofísica, orador de renome,
editor associado de Geofísica, editor de
traduções, presidente de publicações e
membro do conselho editorial da The
Leading Edge. Ele trabalhou como editor
e editor associado para a Sociedade
Canadense de Geofísicos de Exploração.
Lines e co-autores ganharam o Prêmio da
SEG de Melhor Trabalho sobre Geofísica em
1986 e 1998 e receberam menção honrosa
pelo melhor trabalho em 1986 e 1998. Ele
é membro honorário da SEG, CSEG e da
Sociedade Geofísica de Tulsa.
Também é membro da Associação de
Engenheiros Profissionais, Geólogos e
Geofísicos de Alberta, da União Geofísica
Canadense, da Associação Européia de
Geocientistas e Engenheiros e da Associação
Americana de Geólogos de Petróleo.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 35
P u n to
d e v i s ta
sísmica. (La migración de pre apilamiento
en profundidad traslada las reflexiones
sísmicas hacia sus lugares correctos
en el espacio en áreas en donde las
velocidades del sonido
en subsuperficie sufren
cambios rápidos y
poco comunes. Como
el procesamiento
tiene lugar antes de la
suma de los datos de
reflexión, conocida como
apilamiento, la etapa
exige una potencia de
cálculo considerable.).
“A inicios de mi carrera,
en la década de 1970,
tales métodos estaban apenas comenzando
a surgir, mientras que en la actualidad los
relevamientos sísmicos 3D son el método
estándar”, dijo Lines. “Tales avances
surgieron cuando nos percatamos de
las limitaciones que tenían los métodos
convencionales para la exploración de
petróleo y gas”.
Los avances en la tecnología de
computación hicieron posible la creación
de imágenes 3D, dijo Lines, y agregó que
“para nosotros, resulta instructivo seguir
la evolución de las nuevas tecnologías ya
que nos permite dejar de lado nuestros
métodos restrictivos del pasado”.
El nuevo presidente de
la SEG está atento a los
avances no sísmicos
Bob Tippee
Pasar a los nuevos métodos sísmicos
de la teoría a la práctica puede exigir una
debida atención al progreso de ciertas
disciplinas científicas y de ingeniería
que se encuentran separadas, aunque
relacionadas, dijo el nuevo presidente de
la Sociedad de Geofísicos de Exploración.
“Muchas veces son necesarias
experiencias con otros conjuntos de
datos” para la aplicación comercial de
un nuevo método geofísico en el campo,
dijo Larry Lines, profesor de geofísica
de la Universidad de Calgary.
Las técnicas geofísicas más innovadoras
pueden llevar muchas veces una década
hasta que se logre su implementación,
observa Lines, que se convirtió en
presidente en la reunión anual de la SEG,
realizada esta semana en Las Vegas.
“A veces esto incluye la
implementación de métodos de una
manera simple y robusta”, explicó Lines.
“A veces, existen cuestiones de costo.”.
Al simplificar las nuevas técnicas
hasta que se pueda alcanzar el nivel
necesario para la práctica del día a día”,
“Lo fundamental es ser consciente de
los avances en otras áreas”, tales como
la electrónica, la computación y otras
áreas de la ciencia.
Fue el progreso en la tecnología de
la computación, por ejemplo, lo que
tornó posible el avance más importante
presenciado por Lines durante toda su
carrera: el uso difundido de los métodos
sísmicos 3D.
Dentro de esa categoría de práctica
tuvieron lugar avances importantes en la
adquisición, procesamiento (especialmente
en lo relativo a la migración de pre
apilamiento en profundidad en 3D),
así como en la interpretación, a partir
del advenimiento de los workshops de
36 Oil & Gas Journal Latinoamericana
Simulación perfeccionada
Con 17 años de experiencia en una
gran empresa de petróleo y 15 en el medio
académico, Lines ha tenido una amplia
visión del progreso anterior y actual de
los métodos sísmicos, así como de otros
métodos en el área de la geofísica.
“En términos de producción de petróleo
y gas”, dice, “creo que el área más
importante es la aplicación de la geofísica
de reservorio a la ingeniería de reservorio”.
Algunas técnicas como la sismología de
lapso de tiempo (4D) y el uso de la física de
rocas para calcular parámetros significativos
en la simulación de reservorios, no
sólo se han convertido estándares, sino
que representan mejoras cada vez más
adelantadas en la toma de decisiones
relativas a los campos de petróleo.
“La mejora en las simulaciones de
reservorios y la comparación con los
antecedentes de producción nos permitirán
comprender la programación de procesos
de recuperación avanzada de petróleo y de
perforación de tipo infill”, dijo Lines.
De manera inevitable, parece que se ha
interrumpido el progreso en algunas áreas.
“Yo siempre me he preguntado por qué
el gravímetro de pozo de vector nunca
se difundió o por qué nunca se lo utilizó
de manera más amplia para encontrar
anomalías de densidad vinculadas a
depósitos de gas natural”, dijo Lines.
A diferencia del instrumento
tradicional, el gravímetro de pozo de
vector no considera únicamente un
componente de campo de gravedad
vertical anómalo y, de esta manera,
puede identificar variaciones de
densidad entre las masas ubicadas
lateralmente en la subsuperficie.
“Tal vez sea una cuestión de
espaciamiento de pozo o el hecho de que
la gente cree que los métodos sísmicos
son adecuados”, dijo Lines, al referirse al
uso limitado del gravímetro de vector.
Áreas promisoras
Al ser indagado sobre las áreas
promisoras del progreso geofísico, el nuevo
presidente de la SEG señaló lo siguiente:
- Descripción de onda elástica
de la tierra a través del registro de
componentes múltiples.
La tecnología de componentes
múltiples permite que los geofones
registren las reflexiones de onda
elásticas inducidas sónicamente en que
el movimiento de partícula es no sólo
paralelo al sentido del desplazamiento
(ondas compresionales), sino
también perpendicular al sentido del
desplazamiento (ondas cizallantes). La
interpretación basada en una combinación
de los datos de ondas compresionales
(P) y cizallantes (S) puede presentar una
idea más amplia del movimiento de la
onda a través de la subsuperficie que
la información disponible en trabajos
tradicionales basados únicamente en datos
de ondas compresionales (P).
El registro de componentes
múltiple fue perfeccionado a través
de la aplicación de la tecnología de
sistemas microelectromecánicos
(MEMS) a los acelerómetros, lo que
permite que los geofones registren un
espectro más amplio de frecuencias
sónicas, en comparación con los
sistemas anteriores, explicó Lines. Un
mayor ancho de banda significa más
información sobre la subsuperficie.
A partir de la información disponible
sobre el comportamiento de la onda
elástica, a través del registro de
componentes múltiples, los responsables
por la interpretación pueden ahora
realizar deducciones sobre los tipos de
rocas, así como otras características de
la formación. Aunque la adquisición
de datos de componentes múltiples
involucra costos casi tan bajos como la
obtención de datos realizada únicamente
mediante ondas P, los costos del
procesamiento e interpretación de tales
datos de componentes múltiples resultan
mucho más elevados. Uno motivo que
explica esto último, explicó Lines, es
que las reflexiones de onda S poseen
por lo general un ancho de banda más
limitada, sin altas frecuencias, “debido,
básicamente, a la Madre Tierra.”.
“Para nosotros, resulta instructivo
seguir la evolución de las nuevas
tecnologías ya que nos permite
dejar de lado nuestros métodos
restrictivos del pasado”.
Laurence (Larry) Lines, profesor de
geofísica, Universidad de Calgary
Lines observa una ironía en los
trabajos sísmicos modernos: una gran
parte de los registros productivos de
componentes múltiples se realiza en el
mar. Las ondas S no se propagan a través
del agua, pero los avances alcanzados
en los instrumentos de fondo del mar
permiten realizar el registro de datos
a partir de aquello que los geofísicos
denominan ondas convertidas, que son
ondas S inducidas cuando las ondas P en
el agua alcanzan el fondo del mar.
• Relevamientos 3D de ángulo amplio.
Con dispositivos de receptores
amplios y muchos receptores por
tiro, las empresas que se dedican
a los estudios sísmicos realizan un
mayor muestreo del campo de ondas
reflejadas, en comparación con las
informaciones disponibles a través
de proyectos de relevamientos más
oblongos y convencionales. La mejora
en la geometría de los relevamientos
aumenta la capacidad del registro de
componentes múltiples de describir el
campo de onda elástica en la tierra.
- Imágenes de ecuación de ondas
generalizadas a través de la migración
en tiempo revertido.
En la migración en tiempo revertido,
los responsables por la interpretación
modelan los impulsos sónicos con
desplazamiento descendente y las
reflexiones con desplazamiento
ascendente a través del uso de la
ecuación de onda, que describe la
posición de la onda sísmica en un
determinado momento. La migración de
ecuación de onda convencional modela
únicamente la onda de impulso hasta los
puntos de reflexión en la subsuperficie.
Al ser intensa en términos de procesos
de computación demandados, la migración
en tiempo revertido sobrecarga el ordenador.
Sin embargo, permite que los responsables
por la interpretación utilicen una mayor
parte de la información disponible a partir
del registro sísmico, en comparación con
aquello que es posible mediante el empleo
de otros métodos de migración. Mejora, de
esta manera, la creación de imágenes de
las características de la subsuperficie que
incluye inmersiones acentuadas y cambios
abruptos en las velocidades sónicas, tales
como cuerpos salinos.
Hace 25 años, los geofísicos usaban
de forma limitada la migración en
tiempo revertido, dijo Lines. Pero la
técnica era cara en función de la carga
de los procesos de computación.
“Ahora los ordenadores han pasado a
adoptar normalmente el algoritmo”, dijo el
profesor, quien posee un “inmenso interés
en esa área”. “Algunos de nosotros nos
sentimos reivindicados”, agregó Lines.
• Extensiones en los modelos de la
física de rocas.
A medida que los geofísicos logran
describir mejor las capas de roca
mediante los avances de las técnicas,
tales como el registro de componentes
múltiples, dijo Lines, es hace necesario
que las herramientas de física de rocas
también sean mejoradas.
Lines cita la ecuación de Gassman,
una herramienta para el análisis de la
propagación de ondas que presupone
que una propiedad elástica crucial, el
módulo de cizallamiento, es el mismo
para las rocas saturadas y las secas.
“Ahora observamos diferentes problemas
de la física de rocas que se extienden más
allá de ese modelo”, dijo Lines. Necesitamos
ir más allá de Gassman.”.
Lines ve la necesidad de que existan
más mediciones capaces de mejorar la
comprensión de los principales factores
de la interpretación, tales como la
atenuación, o el efecto de filtrado de
la tierra sobre la energía sísmica y los
módulos de elasticidad.
Considera a la física de rocas como
“el principal eslabón entre lo que
medimos sísmicamente y lo que leemos
en la simulación de reservorio”.
• Uso de métodos electromagnéticos
y mediciones de campos potenciales de
alta resolución.
La creación de imágenes
electromagnéticas de fuente controlada
(CSEM), que utiliza las diferencias de
resistividad entre los fluidos salinos y
los hidrocarburos, “está comenzando a
parecer productiva”, dijo Lines.
También observa mejoras en la
resolución de datos aeromagnéticos y de
aerogravedad, que, del mismo modo que
el CESM, pueden “complementar muy
bien los métodos sísmicos” y ayudar en
la interpretación en los casos en los que
las propiedades de las rocas divergen
con relación a aquello que los datos
sísmicos demuestran.
Todas esas áreas promisorias,
dice Lines, “extienden los métodos
convencionales de exploración geofísica
y acaban con las restricciones que
imponen los métodos convencionales”.
Puntos destacados en su carrera
Laurence (Larry) Lines es profesor de
geofísica de la Universidad de Calgary.
Trabajo
Lines se convirtió en profesor
universitario en 1993, después de haber
trabajado 17 años en Amoco Corp. en Tulsa
y Calgary. Fue profesor catedrático de la
NSERC/Petro-Candada en sismología
aplicada en el Memorial University of
Newfoundland, de 1993 a 1997 y se
convirtió en profesor catedrático de geofísica
de exploración en la Universidad de Calgary
en 1997. En la misma universidad, trabajó
como jefe del Departamento de Geología y
Geofísica, de 2002 a 2007.
Educação
Obtuvo el título de BSc y MSc en
geofísica en la Universidad de Alberta y
de PhD en geofísica en la Universidad de
la Columbia Británica.
Afiliaciones
En la SEG, Lines trabajó como editor
de Geofísica, orador de renombre,
editor asociado de Geofísica, editor de
traducciones, presidente de publicaciones
y miembro del consejo editorial de The
Leading Edge. Trabajó como editor
y editor asociado para la Sociedad
Canadiense de Geofísicos de Exploración.
Lines y otros coautores ganaron el Premio
de la SEG al Mejor Trabajo sobre Geofísica
en 1986 y 1998 y recibieron mención de
honor por el mejor trabajo en 1986 y 1998. Es
miembro honorario de la SEG, CSEG y de la
Sociedad Geofísica de Tulsa.
También es miembro de la Asociación
de Ingenieros Profesionales, Geólogos
y Geofísicos de Alberta, de la Unión
Geofísica Canadiense, de la Asociación
de Europea de Geocientíficos e
Ingenieros y de la Asociación Americana
de Geólogos de Petróleo.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 37
R AIO
X
A receita operacional da empresa
cresceu, passando de R$ 125 bilhões para
quase R$ 169 bilhões, com R$ 44
bilhões de reais a mais, o que reflete
o resultado do crescimento de todos
os segmentos, inclusive o aumento
da produção de petróleo cru, do
refino e da produção de gás.
Petrobras tem
lucro líquido
histórico em 2008
A Petrobras conseguiu nos nove
primeiros meses do ano um lucro líquido
de R$ 26 bilhões e R$ 560 milhões e,
no terceiro trimestre, de R$ 10 bilhões
e 852 milhões, conforme divulgou o
diretor Financeiro e de Relações com os
Investidores Almir Barbassa . Ao avaliar
o ano, afirmou que o impacto maior foi
no aumento das vendas, da produção e
dos preços. “Esses foram os principais
fatores que produziram o resultado do
ano. Ambos foram recordes. No trimestre
o efeito cambial também teve um efeito
significativo”, disse.
Produção
Cada uma das plataformas
instaladas desde o ano passado,
segundo o executivo, tem
contribuído com uma participação de
5% no resultado total do petróleo e gás
produzidos no Brasil. O crescimento da
produção da P-52 e P-54, juntas, somam
hoje uma média de 155 e 105Mb/dia. “Se
olharmos o gás, em separado, houve um
crescimento de 17%. O gás cresceu mais
que o petróleo”, informou Barbassa.
Quanto ao pré-sal, foi assegurado
que a Petrobras não vai alterar em nada
os investimentos. “A produção do présal vai acontecer naturalmente. Vamos
começar os testes de longa duração em
Tupi em março do ano que vem. O
projeto piloto para produzir 100mil barris
está programado e deverá ser executado
até o final de 2010”, revelou.
A empresa vai receber, até janeiro,
mais três plataformas: a P-51, a P-53 e
a FPSO-Cidade Niterói. Segundo ele, a
perspectiva de continuar a produção é
positiva tendo em vista estas unidades que
vão agregar 460M b/dia de capacidade.
Otimista, o diretor da Petrobras
informou que os investimentos
consolidados da Petrobras cresceram
11% em relação ao mesmo período
do ano passado. Este ano a empresa
investiu R$ 34 bilhões e 50 milhões e
a expectativa é de ultrapassar os R$ 45
bilhões priorizando as áreas de E & P, de
Abastecimento e investindo no Plangás.
A intenção é melhorar a qualidade dos
produtos, preparar as refinarias para
processar mais óleo nacional (pesado)
e investir no Plangás para entregas do
produto em mercados consumidores.
Veja a seguir mais detalhes do balanço
fornecido pela Petrobras.
Lucro Líquido recorde nos 3º trimestre e nos nove primeiros meses de 2008
Contribuíram para o resultado no
acumulado dos primeiros nove meses
o crescimento em 4% da produção
total associado ao aumento nos preços
médios de realização de petróleo e
derivados e a menor despesa com plano
de pensão. Dessa forma, o lucro líquido
consolidado do período atingiu o recorde
de R$ 26 bilhões 560 milhões, um
aumento de 1% quando comparado com
o mesmo período de 2007. A Geração
Operacional de Caixa, medida pelo
EBITDA, aumentou 24%, alcançando
R$ 47 bilhões 686 milhões no período.
Este montante, em conjunto com o
lucro líquido alcançado no período,
reflete o bom desempenho operacional,
econômico e financeiro da Companhia,
assegurando recursos ao plano de
investimentos da Petrobras. Cabe
destacar que também contribuiu para
a elevação do lucro líquido no período
o ganho financeiro líquido de R$ 641
milhões nos nove primeiros meses de
2008, devido, principalmente, ao efeito
da depreciação do Real sobre os ativos
líquidos expostos à variação cambial,
em contrapartida a uma perda financeira
líquida de R$ 3.2 bilhões no período dos
9M07 (variação de R$ 3,8 bilhões). A
Receita Operacional Líquida registrou
avanço de 35%, quando comparada
com mesmo período do ano anterior,
atingindo R$ 168 bilhões 921 milhões.
No trimestre, o lucro líquido
alcançou R$ 10 bilhões 852 milhões,
96% superior ao do 3º trimestre de
2007. Este resultado se deve ao aumento
da produção, assim como dos preços
médios de realização de petróleo,
dos derivados e das exportações.
Adicionalmente, o resultado financeiro
líquido positivo (R$ 2 bilhões 843
milhões) também contribuiu para o
resultado do trimestre.
Indicadores Econômicos Consolidados
Milhões de Reais (R$)
9M08
9M07
Receita Operacional Líquida
168.921
125.161
9M08/9M07
35%
3T08
67.460
3T07
44.469
3T08/3T07
52%
Custo dos Produtos Vendidos
(109.728)
(75.445)
45%
(46.757)
(27.264)
71%
Lucro Bruto
59.193
49.716
19%
20.703
17.205
20%
Despesas Operacionais
(19.767)
(19.249)
3%
(8.122)
(6.919)
17%
Lucro Operacional (1)
39.426
30.467
29%
12.581
10.286
22%
Resultado Financeiro
641
(3.161)
-
2.843
(1.091)
-
Equiv. Patrimonial e Desp. Não Operac.
379
(477)
-
108
(341)
-
Imposto de Renda/Contribuição Social
(14.169)
(8.915)
59%
(5.641)
(2.779)
103%
Lucro Líquido
26.560
16.459
61%
10.852
5.528
96%
47.686
38.321
24%
15.680
13.075
20%
EBITDA
(2)
(1) Lucro antes das receitas e despesas financeiras, da equivalência patrimonial e dos impostos.
(2) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da equivalência patrimonial + depreciação/amortização.
Lucro Líquido da Petrobras no 3º trimestre é 96% superior ao mesmo período de 2007
• O Lucro Líquido da Petrobras foi
recorde nos primeiros nove meses e no
terceiro trimestre de 2008;
• No terceiro trimestre, o Lucro
Líquido foi de R$ 10 bilhões 852 milhões;
• Nos primeiros nove meses, o
Lucro Líquido atingiu R$ 26 bilhões
560 milhões, 61%superior ao mesmo
período de 2007;
• Neste mesmo período, a Geração
Operacional de Caixa (EBITDA) foi de R$
47 bilhões 686 milhões e os investimentos
recordes com R$ 34 bilhões;
• Ganho financeiro líquido de R$ 641
milhões nos nove primeiros meses de
2008 devido, principalmente, ao efeito
Lucro Líquido Trimestral (R$ milhões)
Fonte: Petrobras
Lucro Líquido – Acumulado Jan-Set (R$ milhões)
da depreciação do Real sobre os ativos
líquidos expostos à variação cambial,
em contrapartida a uma perda financeira
líquida de R$ 3 bilhões 161milhões no
período dos primeiros nove meses de 2007;
• No trimestre, resultado financeiro
líquido positivo foi de R$ 2 bilhões
843 milhões.
Empresa firma acordo para fornecer diesel com menor teor de enxofre a partir de 2009
A Petrobras passará a fornecer diesel
com menor teor de enxofre para frotas
cativas de ônibus urbanos das cidades de
São Paulo e Rio de Janeiro. A decisão foi
tomada através de um acordo assinado
no Ministério Público Federal no final
do mês de outubro. O acordo foi firmado
entre Petrobras, Instituto Brasileiro de Meio
Ambiente e Recursos Renováveis (Ibama),
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural
e Biocombustíveis (ANP), Fabricantes
de Veículos, Fabricantes de Motores,
Associação Nacional de Fabricantes
de Veículos Automotores (Anfavea) e
Companhia de Tecnologia de Saneamento
Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb),
ligada à Secretaria do Meio Ambiente do
Governo de São Paulo). A Petrobras já havia
garantido publicamente o fornecimento do
diesel para os veículos com tecnologia P-6.
O objetivo, segundo o diretor de
Abastecimento da Petrobras, Paulo
Roberto Costa, é atender a Resolução
315/2002 do Conselho Nacional de
Meio Ambiente (Conama), que fixou
novos limites de emissões para veículos
pesados a diesel, produzidos a partir de
janeiro de 2009, com tecnologia P-6. O
diesel que será utilizado nos veículos
com essa nova tecnologia deverá ser do
tipo S-50, que tem 50 ppm (partículas
por milhão de enxofre). No acordo
firmado, a Petrobras se compromete a
fornecer o diesel S-50 mesmo sem a
disponibilização do motor diesel P-6 no
mercado brasileiro, em um cronograma a
ser definido sob orientação do Ministério
do Meio Ambiente. O diesel S-50 tem
um teor de enxofre menor do que o S-500
(com 500 partículas por milhão), adotado
atualmente nas regiões metropolitanas.
Paulo Roberto Costa afirmou em
entrevista coletiva, que de acordo com
o cronograma acertado, o diesel estará
disponível para toda a frota de veículos
metropolitanos em Fortaleza (CE), Recife
(PE) e Belém (PA) a partir de maio de 2009.
Disse ainda que a partir de agosto, o
diesel S-50 estará disponível para as frotas
cativas de ônibus urbanos de Curitiba
(PR). Segundo o diretor de Abastecimento,
em janeiro de 2010, o combustível será
disponibilizado para as frotas cativas de
ônibus urbanos de Porto Alegre (RS), Belo
Horizonte (MG) e Salvador (BA) e da
Região Metropolitana da Cidade de São
Paulo. “Em janeiro de 2011, o combustível
será fornecido também às frotas cativas
de ônibus urbanos das outras três Regiões
Metropolitanas do Estado de São Paulo
- Baixada Santista, Campinas e São José
dos Campos e da Região Metropolitana
do Estado do Rio de Janeiro”, acrescentou
Paulo Roberto.
A Petrobras comprometeu-se ainda
a promover as atividades do Programa
Nacional da Racionalização do Uso
dos Derivados de Petróleo e do Gás
Natural (Conpet) para São Paulo, Rio
de Janeiro, Curitiba, Porto Alegre,
Belo Horizonte, Salvador e Vitória. O
principal objetivo do Conpet é incentivar
o uso eficiente de fontes de energia
não renováveis no transporte, nas
residências, no comércio, na indústria e
na agropecuária. O programa estabelece
convênios de cooperação técnica e
parcerias com órgãos governamentais,
não-governamentais, representantes de
entidades ligadas ao tema e também
organiza e promove projetos.
No acordo também foram ajustadas
as condições para a antecipação de uma
nova fase do Programa de Controle da
Poluição do Ar por Veículos Automotores
(Proconve) para 2012, que está sendo
regulamentada pelo Conama. A Petrobras
contribuirá com a indústria automobilística
no atendimento a esses novos limites de
emissões (denominados de fase P-7) para
os veículos a diesel. Nesta fase, que é
equivalente aos limites Europeus Euro 5,
esses motores deverão utilizar, a partir de
janeiro de 2013, um diesel com 10 ppm de
enxofre. O acordo estabeleceu ações para
as várias entidades envolvidas na questão.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 39
R AIO
X
Los ingresos operativos de la empresa
crecieron, pasando de R$ 125.000
millones a casi R$ 169.044
millones, es decir, 44.000
millones más, lo que refleja el
resultado del crecimiento de
todos los segmentos, inclusive
el aumento de la producción de
petróleo crudo, de la refinación y
de la producción de gas.
Petrobras alcanza
ganancias líquidas
históricas en 2008
Durante los primeros nueve meses
del año, Petrobras consiguió ganancias
líquidas de R$ 26.560 millones y, en el
tercer trimestre, de R$ 10.852 millones,
de acuerdo a lo divulgado por el director
financiero y de Relaciones con los
Inversores, Almir Barbassa. Al evaluar
el año, el ejecutivo afirmó que el mayor
impacto estuvo dado por el aumento de las
ventas, de la producción y de los precios.
“Esos fueron los principales factores que
produjeron el resultado de este año. Ambos
fueron records. Durante el trimestre, el
efecto cambiario también tuvo un efecto
significativo”, dijo Barbassa.
Producción
Cada una de las plataformas
instaladas desde el año pasado,
según el ejecutivo, ha contribuido con
una participación del 5% en el resultado
total del petróleo y gas producidos en
Brasil. El crecimiento de la producción
de la P-52 y de la P-54, juntas, suman
hoy un promedio de 155 y 105 Mb/día.
“si observamos el gas, por separado, ha
habido un crecimiento del 17%. El gas
ha crecido más que el petróleo”, informó
Barbassa.
Con relación al presal, ha sido
garantizado que Petrobras no va a alterar
en nada las inversiones. “La producción
del presal va a tener lugar de manera
natural”. Vamos a comenzar las pruebas
de larga duración en Tupi en marzo del
año que viene. El proyecto piloto para
producir 100 mil barriles está programado
y deberá ser ejecutado, a más tardar, a
fines de 2010”, reveló Barbassa.
La empresa va a recibir en enero, a
más tardar, tres plataformas más: la P-51,
la P-53 y la FPSO – Cidade de Niterói.
Según el ejecutivo, la perspectiva de
continuar la producción es positiva, si se
tienen en cuenta estas unidades, las cuales
agregarán 460 M b/día de capacidad.
Optimista, el director de Petrobras
informó que las inversiones consolidadas
de Petrobras han crecido un 11% en
relación al mismo período del año
pasado. Este año la empresa invirtió R$
34.050 millones, y la expectativa es que
se superarán los R$ 45.000 millones,
priorizando las áreas de E&P, de
Abastecimiento, además de las inversiones
previstas para el Plangas. La intención
es mejorar la calidad de los productos,
preparar las refinerías para procesar más
petróleo nacional (pesado) e invertir en
el Plangas para efectuar entregas del
producto en mercados consumidores.
Vea a continuación más detalles del
balance ofrecido por Petrobras.
Récord del Beneficio Neto en el 3º trimestre y en los nueve primeros meses de 2008
Aportó al resultado acumulado de los
primeros nueve meses el crecimiento de
un 4% de la producción total asociado a
la subida del promedio de los precios de
realización del crudo y de los derivados
y a la reducción de los gastos con el plan
de pensiones. De este modo, el beneficio
neto consolidado del período logró el
récord de 26.560 millones de reales, un
61% superior al volumen registrado en el
mismo período de 2007. La Generación
Operativa de Caja (EBITDA) aumentó
un 24% y alcanzó los 47.686 millones
de reales en este período. Este monto,
sumado al beneficio neto alcanzado en
el período, muestra el buen rendimiento
operativo, económico y financiero de la
Compañía, asegurando recursos al plan
de inversiones de Petrobras. Resulta
importante destacar que aportó aun al
alza del beneficio neto en el período la
ganancia financiera neta de 641millones
de reales en los nueve primeros meses
de 2008, especialmente en razón del
efecto de la depreciación del real sobre
los activos netos expuestos a la variación
cambiaria, frente a la pérdida financiera
neta de 3.200 millones de reales en
el período de los 9M07 (variación de
3.800 millones de reales). Los Ingresos
Operativos Netos registraron una subida
de un 35% frente al volumen registrado
en el mismo período del año anterior,
alcanzando los 168.921 millones de
reales. En el trimestre, el beneficio
neto llegó a 10.852 millones, un 96%
superior al del 3º trimestre de 2007.
Este resultado se debe al incremento de
la producción, así como también a la
subida del promedio de los precios de
realización del crudo, de los derivados y
de las exportaciones. Asimismo, aportó
al resultado del trimestre el resultado
financiero neto positivo (2.843 millones
de reales).
Indicadores Económicos Consolidados
Millones de Reales
9M08
9M07
Ingresos Operativos Netos
168.921
Costo de los Productos Vendidos
(109.728)
Beneficio Bruto
125.161
9M08/9M07
35%
3T08
67.460
3T07
44.469
3T08/3T07
52%
(75.445)
45%
(46.757)
(27.264)
71%
49.716
19%
20.703
17.205
20%
Gastos Operativos
(19.767)
(19.249)
3%
(8.122)
(6.919)
17%
Beneficio Operativo(1)
39.426
30.467
29%
12.581
10.286
22%
Resultado Financiero
641
(3.161)
-
2.843
(1.091)
-
Equiv. Patrimonial y Gastos No Operat.
379
(477)
-
108
(341)
-
Impuesto s/ la Renta / Contribución Social
(14.169)
(8.915)
59%
(5.641)
(2.779)
103%
Beneficio Neto
26.560
16.459
61%
10.852
5.528
96%
EBITDA(2)
47.686
38.321
24%
15.680
13.075
(1) Beneficio antes de los ingresos y gastos financieros, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos.
(2) Beneficio operativo antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + depreciación / amortización.
20%
Ganancia Líquida de Petrobras en el 3º trimestre es un 96% superior al mismo período de 2007
• La Ganancia Líquida de Petrobras
fue record en los primeros nueve meses y
en el tercer trimestre de 2008;
• En el tercer trimestre, la Ganancia
Líquida fue de R$ 10.852 millones;
• En los primeros nueve meses, la
Ganancia Líquida alcanzó R$ 26.560
millones, un 61% superior al mismo
período de 2007;
• En este mismo período, la Generación
Operativa de Caja (EBITDA) fue de R$
47.686 millones y las inversiones fueron
record, alcanzando R$ 34.000 millones.
• Lucro financiero líquido de R$ 641
millones en los primeros nueve meses de
2008 debido, principalmente, al efecto
de la depreciación del Real sobre los
Beneficio Neto Trimestral (millones de reales)
Fuente: Petrobras
Benef. Neto – Acum. Ene-Sep (millones de reales)
activos líquidos expuestos a variación
cambial, en contraposición a una pérdida
financiera lí quida de R$ 3.161 millones
durante el período de los nueve primeros
peses de 2007;
• En el trimestre, el resultado
financiero líquido positivo fue de R$
2.843 millones.
Empresa firma acuerdo para proveer diesel con menor contenido de azufre a partir de 2009
Petrobras empezará a proveer diesel con
menor contenido de azufre para flotas cautivas
de autobuses urbanos de las ciudades de São
Paulo y Rio de Janeiro. La decisión surgió
de un acuerdo firmado en el Ministerio del
Interior Federal, a fines del mes de octubre. El
acuerdo fue firmado por Petrobras, el Instituto
Brasileño de Medioambiente y Recursos
Renovables (Ibama), la Agencia Nacional
del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles
(ANP), Fabricantes de Vehículos, Fabricantes de
Motores, la Asociación Nacional de Fabricantes
de Vehículos Automotores (Anfavea) y la
Compañía de Tecnología de Saneamiento
Ambiental del Estado de São Paulo (Cetesb),
vinculada a la Secretaría de Medioambiente
del Gobierno de São Paulo. Petrobras ya había
garantizado públicamente la provisión del diesel
para vehículos con tecnología P-6.
EL objetivo, según el director de
Abastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto
Costa, es cumplir con la Resolución
315/2002 del Consejo Nacional de
Medioambiente (Conama), la cual estableció
nuevos límites de emisiones para vehículos
pesados movidos a diesel, producidos a
partir de enero de 2009, con tecnología
P-6. El diesel que será utilizado en los
vehículos con esa nueva tecnología será de
tipo S-50, que posee 50 ppm (partículas por
millón de azufre). En el acuerdo firmado,
Petrobras se compromete a proveer el diesel
S-50 incluso si no se llegara a contar con
disponibilidad del motor diesel P-6 en el
mercado brasileño, en un cronograma que
será definido bajo orientación del Ministerio
del Medioambiente. El diesel S-50 posee
un contenido de azufre menor que el S-500
(con 500 partículas por millón), adoptado
actualmente en las regiones metropolitanas.
Paulo Roberto Costa afirmó en una rueda
de prensa que de acuerdo con el cronograma
convenido, el diesel estará disponible para
toda la flota de vehículos metropolitanos en
Fortaleza (estado de Ceará), Recife (estado
de Pernambuco) y Belém (estado de Pará) a
partir de mayo de 2009.
Costa dijo además que a partir de
agosto, el diesel S-50 estará disponible
para todas las flotas cautivas de autobuses
urbanos de Curitiba (estado de Paraná).
Según el director de Abastecimiento,
en enero de 2010, el combustible será
ofrecido a las flotas cautivas de autobuses
urbanos de Porto Alegre (estado de Rio
Grande do Sul), Belo Horizonte (estado
de Minas Gerais) y Salvador (estado de
Bahia) y de la Región Metropolitana de la
Ciudad de São Paulo. “En enero de 2011,
el combustible se ofrecerá también a las
flotas cautivas de autobuses urbanos de
otras tres Regiones Metropolitanas del
estado de São Paulo - Baixada Santista,
Campinas y São José dos Campos y de la
Región Metropolitana del estado de Rio de
Janeiro”, agregó el ejecutivo.
Petrobras también se comprometió a
promover las actividades del Programa
Nacional de Racionalización del Uso de los
Derivados del Petróleo y del Gas Natural
(Conpet) para São Paulo, Rio de Janeiro,
Curitiba, Porto Alegre, Belo Horizonte,
Salvador y Vitória. El principal objetivo
del Conpet es incentivar el uso eficiente
de fuentes de energía no renovables en
el transporte, en las residencias, en los
comercios, en la industria y en el sector
agropecuario. El programa establece
convenios de cooperación técnica y
asociaciones con órganos gubernamentales,
no gubernamentales, representantes de
entidades vinculadas al tema. El programa
también organiza y promueve proyectos.
En el acuerdo también fueron ajustadas
las condiciones para lograr el adelanto de
una nueva fase del Programa de Control de
la Contaminación del Aire por Vehículos
Automotores (Proconve) para el 2012,
el cual está siendo reglamentado por el
Conama. Petrobras contribuirá con la
industria automovilística en lo relativo al
cumplimiento de esos nuevos límites de
emisiones (denominados de fase P-7) en el
caso de los vehículos diesel. En esa fase, que
equivale a los límites europeos Euro 5, esos
motores deberán utilizar, a partir de enero
de 2013, un diesel con 10 ppm de azufre.
El acuerdo estableció medidas para varias
entidades involucradas en esa cuestión.
Novembro/Dezembro 2008 • Noviembre/Diciembre 2008 41
A GENDA
JANEIRO/ENERO 2009
Pipeline Rehabilitation & Maintenance
Conference & Exhibition
19 – 21, Manama – Bahrein e-mail:[email protected]
www.piipeline-rehab.com
Turkish International Oil & Gas
Conference & Showcase (TUROGE)
10 – 12, Ankara Turkey
Email: [email protected]
Middle East Oil & Gas Show & Conference (MEOS)
15 – 18, Manama, BAH
Email: [email protected]
Offshore Arabia Conference & Exhibition 2009
19 – 21, Dubai – Emirados Árabes
[email protected]
Asian Biofuels Roundtable
24 – 25, Kuala Lumpur, MAL
Email: [email protected]
World Future Energy Summit
19 – 21, Abu Dhabi United Arab Emirates
Email: [email protected]
NPRA International Petrochemical Conference
29 – 31, San Antonio, Tex. US
Email: [email protected]
FEVEREIRO/FEBRERO 2009
Deep Offshore Technology
International
Conference & Exhibition
3 – 5, New Orleans, La - USA
www.dotinternational.net
Global Petrochemicals Conference & Annual
Meeting
3 – 5, Cologne Germany
Email: [email protected]
Pipeline Pigging & Integrity Management
Conference
9 – 12, Houston US
Email: [email protected]
Wind Forum Brazil 2009
16 – 17, São Paulo - SP
www.iqpc.com.br
International Petrochemicals Technology
Conference & Exhibition
16 – 17, London England
Email: [email protected]
International Downstream Technology & Catalyst
Conference & Exhibition
18 – 19, London England
Email: [email protected]
MARÇO/MARZO 2009
EAGE North African/Mediterranean Petroleum
and Geosciences Conference & Exhibition
2 – 4, Tunis Tunisia
Email: [email protected]
SPE Research & Development Conference
3 – 4, Lisbon Portugal
Email: [email protected]
Subsea Tieback Forum & Exhibition
3 – 5, San Antonio, Tx – EUA
www.subseatiebackforum.com
ABRIL/ABRIL 2009
Georgian International Oil,
Gas, Energy and Infrastructure
Conference & Showcase (GIOGIE)
2 – 3, Tbilisi Georgia
Email: [email protected]
ATYRAU Regional Oil & Gas
Exhibition & OilTech Kazakhstan
Petroleum Technology Conference
7 – 9, Atyrau, Kazakhstan
Email: [email protected]
Sea Asia
21 – 23, Singapura
www.sea-asia.com
CPS/SEG International Geophysical Conference &
Exposition
24 – 27, Beijing, China
Email: [email protected]
EAGE European Symposium on Improved Oil
Recovery
27 – 29, Paris, França
Email: [email protected]
MAIO/MAYO 2009
Offshore Technology Conference (OTC)
4 – 7, Houston, Tex. US
Email: [email protected]
EAGE International Petroleum Conference &
Exhibition
4 – 6, Shiraz, Iran
Email: [email protected]
The 9th Annual International Capacity-Building
Program: New Era in Oil, Gas & Power Value Creation
11 – 22, Houston, TX USA
Email: [email protected]
Africa’s Big 3 - Exhibition
12 - 14, Gallagher Estate Midrand, Johannesburg
www.fairconsultants.com
Uzbekistan International Oil & Gas
Exhibition & Conference
12 – 14, Tashkent Uzbekistan
Email: [email protected]
10° COTEQ- Conferência sobre Tecnologia de
Equipamentos
12 -15, Salvador – Ba
www.portosenavios.com.br
JUNHO/JUNIO 2009
Caspian International Oil & Gas/
Refining & Petrochemicals
Exhibition & Conference
2 - 5, Baku
[email protected]
www.oilgas-events.com
ONS 2009 – Nor Shipping
9 – 12, Oslo, Noruega
www.marinenorway.com
Brasil Offshore
16 – 19, Macaé – RJ
E-mail:[email protected]
Moscow International Oil & Gas
Exhibition (MIOGE) & Russian
Petroleum & Gas Congress
23 – 26, Moscow, Russia
Email: [email protected]
JULHO/JULIO 2009
Oil Sands and Heavy Oil Technologies
Conference & Exhibition
14 – 16, Calgary – Canada
www.oilsandstechnologies.com
AGOSTO/AGOSTO 2009
Energy Summit
11 – 13, Rio de Janeiro – RJ
www.energysummit.com.br
OUTUBRO/OCTUBRE 2009
24TH World Gas Conference & Exhibition
5 – 9, Buenos Aires – Argentina
[email protected]
Kazakhstan International Oil & Gas
Exhibition & Conference
6 – 9, Almaty, Kazakhstan
Phone: +44 (0) 207 596 5233
Fax: +44 (0) 207 596 5106
Email: [email protected]
International Oil & Gas Exploration &
Refining Exhibition
14 – 17, Jakarta
www.allworldexhibitions.com
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da assinatura controlada (Ficha de Assinatura aprovada) será de US$ 35,00 (6 edições). Se desejar fazer a Assinatura Plena (independente de aprovação do perfil do assinante) o
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Región Principal, el precio de la suscripción controlada (con Tarjeta de Subscripción aprobada) será de US$ 35,00 (6 ediciones). Si desear, puede hacer la suscripción standard
(independiente de la aprobación del perfil del suscriptor), el precio para la Región Principal será US$ 22,00 (Brasil), US$ 35,00 (otros en la Región Principal) y, para el resto del
mundo, US$ 55,00. Subscripciónes para archivo electrônico (PDF) integral, incluso publicidad, son grátis. Oil & Gas Journal Latinoamerica y OGJLA son marcas registradas de
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