Perspectivas 2014 - PETROBRAS

Foi quase possível ouvir um “ufa” na sede da Petrobras no primeiro dia do ano, quando a P-55, a maior plataforma semissubmersível já construída no país, com 10 mil m² de área, 130 metros de altura e 52 mil toneladas de peso, entrou em operação no Campo de Roncador, na Bacia de Campos, em águas com profundidade de 1.800 metros.
A festa da virada do ano foi “brindada” com petróleo na imensa plataforma, que tem capacidade para processar diariamente 180 mil barris de petróleo, comprimir 6 milhões de m³ de gás natural e injetar 290 mil barris de água. Com a interligação dos 17 poços (onze produtores e seis injetores de água), a P-55 deverá alcançar seu pico de produção no primeiro semestre de 2015.
O primeiro óleo pode até apagar da memória o atraso de quase dois anos deste projeto, de acordo com o Relatório de Impacto Ambiental (Rima) do Sistema de Produção e Escoamento de Óleo e Gás Natural nos Módulos 3 (P-55) e 4 (P-62) do Campo de Roncador. Elaborado pela Petrobras em fevereiro de 2010, previa o início da operação da unidade de produção em fevereiro de 2012. Data revista posteriormente e postergada para seis meses depois, também descumprida.
Foram vários os fatores que causaram o atraso desse projeto emblemático, que acabou por atestar a qualificação da indústria naval brasileira na construção de plataformas desse tipo e porte (com 79% de conteúdo local), na visão da classificadora Bureau Veritas.
Todos eles sinalizam que a cadeia produtiva de óleo e gás e, principalmente, a Petrobras, a maior demandante deste setor, precisam fazer algumas lições de casa se desejam atingir seus objetivos. No caso dos fornecedores de bens e serviços, capacitar-se efetivamente para atender à demanda aquecida do mercado local e alcançar voos maiores, o mercado internacional.
Para a Petrobras, é primordial, entre outros fatores, monitorar com atenção os grandes empreendimentos que vão dar suporte para que a companhia atinja suas metas de produção, gere resultados positivos aos acionistas e reposicione a petroleira brasileira entre as companhias de maior valor no setor. Sem falar na autossuficiência efetiva do país em óleo e gás.
Tempo é dinheiro – Essa é a regra número 1 em qualquer setor, principalmente das empresas que têm uma atividade de risco como a exploração e a produção de petróleo, energético crucial na economia mundial.
Quando o cumprimento de prazos depende de vários agentes e fatores, é necessário rever conceitos desde o início. O atraso na P-55 se deu, no primeiro momento, por questões de custos que levaram a estatal a cancelar o processo de licitação, por ter sido considerada economicamente inviável em face das exigências de conteúdo nacional.
Foi assim que o projeto básico das facilidades acabou por ser revisto, sofrendo mudanças substanciais, sem perda da capacidade, nas mãos da empresa holandesa Gusto Engineering. Além de mudanças em algumas especificações técnicas, que possibilitaram a redução da torre de flare (queima de gases residuais) de 100 para 70 metros, houve alterações na planta (dispensando o deck intermediário ou mezanino) e em materiais, com uso maior de aço-carbono.
Com isso, houve redução de área e também de peso –mais de 30% no topside e de 20% no deck box, além da tripulação, que caiu de 200 para 100 embarcados. Os custos caíram, viabilizando a construção no país.
Essa é a primeira lição a ser executada pela petroleira: revisão no projeto e não no meio do caminho, como costumava acontecer até há bem pouco tempo, aumentando custos, derrubando prazos e provocando gritaria entre os fornecedores. E impactando resultados e o valor das ações nas bolsas.
Os prazos foram dilatados também por fatores alheios à vontade da Petrobras, uma vez que o casco foi construído praticamente em simultâneo com o próprio Estaleiro Atlântico Sul (EAS), que ganhou a licitação. Mas esse era o preço que a petroleira estaria disposta a pagar pela chamada “retomada da indústria naval”, defendida pelo Governo Federal.
Outros projetos se atrasaram pelos mesmos fatores, além das exigências legais em tópicos ambientais, como a presença de recifes de corais em locais onde seriam instalados os arranjos submarinos (manifolds, bombas de separação, árvores de natal molhadas entre outros equipamentos que ficam sobre o leito do mar). Fatores previsíveis, se bem avaliados no planejamento.
Tudo isso se deu a despeito dos esforços da presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, que logo no primeiro ano no comando da petroleira (2012) implementou nova dinâmica de gestão e acompanhamento físico e financeiro de cada projeto. O andamento de empreendimentos estratégicos, como plataformas, refinarias, dutos etc., hoje é avaliado rotineiramente pela executiva.
Isso tem obrigado os gestores dos projetos e também os fornecedores (cônscios do poder de compra de bens e serviços da estatal) a acompanhar o andamento de cada projeto nos canteiros e fábricas. Mesmo nos fins de semana e feriados. Uma rotina que Foster não vê razões para alterar, nem afrouxar o nível de cobrança, uma vez que a meta para o final da década é dobrar a produção. E isso inclui colocar não menos que 20 plataformas em operação, abrangendo também as áreas de cessão onerosa e no Campo de Libra.
Foi graças a esse choque de ordem que a Petrobras, depois de dois anos de percalços, conseguiu um feito inédito: lançar nove plataformas ao mar, na costa brasileira, em um único ano. Especialistas, engenheiros e até mesmo técnicos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) afirmam que não se tem notícia de uma única companhia de petróleo ter executado meta tão ousada.
Exatidão nas informações – Mas os analistas questionam os números divulgados pela estatal de que “nove plataformas” foram construídas em 2013, com capacidade para agregar um milhão de barris de óleo à produção nacional. As nove unidades são os FPSOs Cidade de São Paulo, Cidade de Itajaí, Cidade de Paraty, P-63, P-55, P-58 e P-62, além da primeira plataforma do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) construída no país, a P-61, que vai operar em conjunto com uma TAD (sigla para Tender Assisted Drilling). Não somente elas não foram construídas nesse período como tampouco entraram em operação ou até mesmo chegaram à locação em 2013. No total, das nove plataformas mencionadas, apenas quatro começaram a produzir em 2013.
A primeira foi o FPSO Cidade de São Paulo, concluído em outubro de 2012, que produziu o primeiro óleo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos, em janeiro de 2013. Com capacidade para 120 mil barris de óleo (30º API) e 5 milhões de m3 de gás), deve atingir o pico de produção no primeiro semestre deste ano.
O campo deverá ganhar outra unidade em 2014: o FPSO Cidade de Ilhabela, cujo casco convertido na China chegou ao Brasil em dezembro de 2013, para integração dos módulos. A unidade terá capacidade para processar diariamente 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m³ de gás.
A segunda unidade a entrar em operação em 2013, no mês de fevereiro, foi o FPSO Cidade de Itajaí, no pós-sal do Campo de Baúna (sul da Bacia de Santos), com capacidade para processar até 80 mil barris de petróleo leve (34º API) e 2 milhões de m³ de gás.
Em junho foi a vez de Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos, ter o primeiro óleo extraído comercialmente pelo FPSO Cidade de Paraty, com capacidade para processar 120 mil barris/dia de óleo e 5 milhões de m³ de gás.
Concluída em agosto, apenas em 11 de novembro a P-63 iniciou a produção do campo de Papa-Terra, também no pós-sal do sul da Bacia de Campos, com capacidade para processar, diariamente, 140 mil barris de petróleo e 1 milhão de m³ de gás, produzidos por ela e pela P-61. As outras cinco unidades apenas estavam no mar no dia 31 de dezembro.
No final de 2013, a Petrobras procurou acertar o compasso dos fatos com as informações. A P-55 saiu rumo à sua locação, em Roncador, no mês de outubro, aniversário da estatal. Mas só produziu óleo na virada do ano. Outras quatro unidades acabaram sendo praticamente “lançadas” ao mar no último mês do ano.
No dia 4 de dezembro, a P-58 deixou Rio Grande-RS em direção ao Parque das Baleias, na Bacia de Campos. Este FPSO pode processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás natural dos reservatórios do pós-sal e do pré-sal (o primeiro óleo dessa camada foi produzido lá, no campo de Jubarte, em 2009).
A Petrobras anunciou que a TAD semissubmersível SS-88, construída em estaleiros da China e dos EUA, está a caminho do Brasil, com previsão de chegada em janeiro de 2014. Ela seguiria para o campo de Papa-Terra, após a liberação pelas autoridades competentes, para atuar junto com a TLWP P-61, que saiu do estaleiro BrasFels, na baía de Angra dos Reis-RJ, no último dia do ano.
Um dia antes, o FPSO P-62, capaz de processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m³ de gás, também começou a viagem a caminho de sua locação, no Módulo IV do Campo de Roncador, saindo do Estaleiro Atlântico Sul, em Pojuca-PE.
O vilão da história – O mercado financeiro não viu com bons olhos a dubiedade nas informações. A única alta se deu em virtude do reajuste do preço dos combustíveis, o grande vilão das finanças da Petrobras, que apresentou ao governo, em dezembro, uma proposta de metodologia de precificação, uma espécie de calendário de reajustes de preços dos combustíveis, para dar maior previsibilidade ao caixa da Petrobras em momentos de oscilação do dólar e do preço do petróleo. Com isso, a estatal buscava maior equilíbrio entre os preços internos e os valores praticados no mercado internacional, a fim de reduzir o déficit comercial decorrente do aumento das importações para atender ao aumento da demanda local.
“Por razões comerciais, os parâmetros da metodologia de precificação serão estritamente internos à companhia”, informou em nota oficial a estatal. Mas o governo não gostou da iniciativa. Não somente pela estatal criar um mecanismo de preços sem consultar o “dono” das finanças, o Ministério da Fazenda, assim como por ser visto como uma maneira de indexar a economia e, dessa forma, pressionar a inflação.
O governo acabou por dar aumento de preço no último dia de novembro de 2013. Mas muitos não acreditam que a proposta de precificação seja adotada na íntegra e que o combustível continue pesando nas contas da petroleira.
Mas há analistas acreditando que a Petrobras é mais importante que a inflação neste momento e, por isso, o governo vai apostar mais fichas na companhia que move a economia do país em ano de eleições. E indicam que os investidores devem aproveitar a baixa atual nos preços das ações para adquirir papéis, com possibilidades de grandes ganhos em 2014.
Acelerar e antecipar – Mas as lições devem ser cumpridas especialmente no principal ativo da empresa: suas reservas e seus projetos de desenvolvimento da produção. Antecipar e acelerar. Esta continua sendo a grande lição de casa a ser feita pela Petrobras em 2014. E os testes de longa duração (TLDs) são um dos exercícios básicos da petroleira.
Com duração média de 5 a 6 meses, o principal objetivo desses testes é “minimizar incertezas técnicas quanto ao escoamento e sobre a dinâmica dos reservatórios, assim como avaliar a capacidade de produção dos poços e adquirir dados do comportamento da pressão de fundo e das vazões de óleo, gás e água”.
Esses são alguns dos argumentos apresentados pela estatal no relatório “Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 2”, apresentado ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).
Em uma apresentação na Apimec-Rio, em setembro, Paulo Henrique Costacurta, gerente geral da área de estratégia e gestão de portfólio de E&P da Petrobras, afirmou que a petroleira previa realizar um total de oito TLDS em 2013 (Traca 2, Espadarte 42, Nordeste de Tupi, Franco, Lula Sul, Sapinhoá Norte, Lula Alto, Lula Central). Nem todos se realizaram.
Para este ano a empresa prevê sete TLDs: Parque dos Doces, RJS-701 Aruanã, Alto Ângulo, Luala Norte e nas áreas de cessão onerosa – Franco (atual Búzios) Sudoeste e Franco Sul e Entorno de Iara. Outros quatro estão previstos para 2015: um nas águas profundas do campo de Sergipe, dois em Franco – na parte Leste e Nordeste dessa área de cessão onerosa –e um em Lula Oeste.
Até 2017, haverá pelo menos cinco TLDs, inclusive na área de cessão onerosa de Florim e em Libra, previsto para 2016 e com orçamento aprovado pelo consórcio comprador desse bloco, no primeiro leilão do pré-sal.
A Petrobras deve evitar atrasos nos TLDs e ficar atenta a incidentes, como o que ocorreu com o FPSO BW Dynamic Producer, da Petroserv, que teve problemas com a coluna de drill pipe quando estava operando em Carioca Nordeste, na Bacia de Santos. Essa embarcação é uma das principais ferramentas da Petrobras para avaliar campos da cessão onerosa: vai fazer os TLDs de Franco Nordeste, Noroeste e Leste. Outro BW, o Cidade de São Vicente, fará os TLDs de Franco Sudoeste, Entorno de Iara e Florim.
Produzir é prioridade – No final de outubro do ano passado, ao falar sobre “Planejamento e Gestão de Oportunidades Offshore no Brasil: a Perspectiva da Petrobras”, Graça Foster reafirmou aquilo que todos sabem ser mais do que uma meta, uma questão de honra para a primeira presidente da estatal. “Nos próximos cinco, seis anos, será mais importante para nós o ‘P’ de produção do que o ‘E’ de exploração”, afirmou.
Daí o entusiasmo que a levou a ‘tropeçar’ nos números quando falou que a estatal iria adicionar 1 milhão de barris por dia de capacidade de produção em 2013, referindo-se àquelas nove unidades – das quais uma foi entregue em 2012; e outra, no início deste ano. Mas, sem dúvida, as nove plataformas vão ser decisivas para a estatal atingir a meta de 4,2 milhões de barris de petróleo em 2020 e, mais ainda, os seus resultados em 2014.
O diretor de Exploração e Produção, José Formigli, lembrou que de 2013 a 2017 nada menos que 25 unidades entrarão em produção, somando um total de 38 até 2020. “Pouquíssimas empresas no mundo têm tal demanda de unidades novas. E isso é porque elas não têm o nosso portfólio”, destacou Formigli. O executivo reforçou esse ponto ao lembrar que o índice de sucesso exploratório no pré-sal é de 82%, enquanto a média mundial é de aproximadamente 30%.
Graça Foster confirmou recentemente que até 2020 vão entrar em produção mais 20 plataformas –média de quase três por ano, a começar em janeiro de 2014. Somente não esclareceu se estava contabilizando a P-55, P-58, P-61 e a P-62, que devem começar a produzir no primeiro trimestre deste ano, impactando positivamente os resultados da estatal.
Além da P-62, estão confirmadas para iniciar produção em 2014 o FPSO Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte, e o FPSO Cidade de Mangaratiba, em Iracema Sul, ambos com capacidade para 150 mil barris/dia. Em 2015, por enquanto, de projeto definitivo de desenvolvimento da produção, está programado apenas um FPSO afretado para Iracema Norte, com igual capacidade (150 mil barris de óleo).
Apenas em 2016, a estatal pretende superar seu feito de 2013, colocando sete unidades em produção, além dos TLDs já mencionados. Seis delas de 150 mil barris/dia de óleo, das quais quatro para o desenvolvimento do gigante campo de Lula, o primeiro do pré-sal: Lula Alto, Lula Central, Lula Norte e Lula Sul Norte. Duas para a cessão onerosa: Franco 1 e Franco Sudoeste (SW). Um FPSO afretado, de 100 mil barris/dia de óleo de capacidade, irá para Carioca.
Outras sete estão previstas para 2017 e nove para 2018, três em 2019 e duas em 2020. O que daria 30 unidades entre 2014 e 2020. Isso sinaliza a possibilidade de que não sejam concluídas a tempo todas as unidades previstas na apresentação de Costacurta aos investidores, em setembro passado.
Reestruturação – Outra lição a fazer é contabilizar e acertar os números na revisão do plano de negócios da estatal, previsto para ser divulgado no primeiro ou no início do segundo trimestre deste ano. Antes, teremos os resultados da estatal em 2013, que teve um pífio crescimento de reservas e de produção.
Foi com este intuito, talvez, que a presidente da estatal, no dia 23 de dezembro, anunciou mudanças na estrutura de gestão da área de Exploração e Produção. A principal foi a criação de uma Gerência Executiva de Avaliação Exploratória, Desenvolvimento da Produção e Gestão dos Investimentos de Libra (E&P-Libra).
O comando foi entregue à engenheira de petróleo Anelise Quintão Lara, que tem entre suas atribuições delimitar, conceber e gerir os investimentos, além de implantar os projetos de desenvolvimento da produção de Libra, que teve orçamento global aprovado para este ano entre US$ 400 milhões e US$ 500 milhões em 2014.
Como Foster, a nova gerente tem uma vasta folha de serviços na companhia: atuou no Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) e estava na área de Exploração e Produção desde 2003, onde comandava, até então, o Desenvolvimento de Projetos da Gerência Executiva E&P-Pré-sal.
Seu novo trabalho demandará muita diplomacia, uma vez que Libra, operada pela Petrobras com 40% de participação, tem sócios de peso: Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). Ela também terá de sentar-se à mesa com a direção da Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), que vai representar a União nos contratos de partilha. Mas, dessa vez, terá pela frente um velho conhecido, Oswaldo Pedrosa.
No mesmo dia foi anunciada a fusão de duas gerências executivas, a Engenharia de Produção e a Corporativa, que passam a responder tanto pela gestão do portfólio e controle quanto pelas atividades de aprimoramento técnico, desenvolvimento tecnológico e aplicação de boas práticas nos processos de desenvolvimento e manutenção da produção de petróleo e gás.
O comando foi assumido pela engenheira de petróleo Solange da Silva Guedes, que respondia, desde 2008, pela então Engenharia de Produção. O gerente corporativo, o geólogo José Jorge Moraes, foi transferido para a área internacional.
Dessa forma, a Petrobras se prepara para operar com sócios que têm muito a dizer e a opinar. Afinal, viabilizaram a aquisição de uma única área que pode dobrar suas reservas.
Fonte: Petróleo Energia
Por: Bia Teixeira 

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