OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 385

I – NOTICIAS
1-ESTRTEGIA PARA UMA PETROLEIRA
Uma petroleira necessita ter uma visão estratégica de futuro, e por este motivo existem áreas de atuação que são relevantes, a saber: alternativos energéticos, energias renováveis, tipo energia eólica, energia solar, biocombustíveis, pequenas centrais hidroelétricas, centrais hidroelétricas inteligentes, entre outros.

O eixo estratégico de uma petroleira está na linha vertical E&P e REFINO/ DISTRIBUIÇÃO. Há razões econômicas e estratégicas para este eixo.

Foco de manutenção por excelência nas Refinarias e Plataformas faz parte da estrutura estratégica, e evidente que as paradas programadas fazem parte do sistema de manutenção de qualquer Unidade Operacional, e impactam por um pequeno período a produção de petróleo e gás natural. Em 2018 teremos quase o dobro de paradas programadas das que foram efetuadas em 2017.

As vendas de ativos importantes de produção proporcionam corte imediato na produção, como é o caso da venda de 25% do RONCADOR, com redução de 50 mil barris/dia na produção de petróleo.

O pre-sal é uma realidade, verdadeira jóia de conhecimento geológico desenvolvido no Brasil, onde há muito interesse internacional em conhecer as descobertas e boas práticas aqui em uso. Temos que estar atentos e focar o pre-sal como instrumento de soberania para o desenvolvimento do Brasil.

Fonte: O Editor/ Eng. Ronald Carreteiro/ Ex-Diretor da PETROBRAS DISTRIBUIDORA

2-Plataformas para o pré-sal: Brasil x China
Obras iniciadas no Brasil, mas concluídas na China. A trajetória da construção da P-67, que chegou à Baía de Guanabara recentemente, se repetiu com a maior parte das plataformas próprias contratadas pela Petrobras entre 2010 e 2013 com fabricantes de módulos e integradores nacionais.

Das nove unidades contratadas no país – já se desconsiderando os FPSOs P-71, P-72 e P-73, que foram excluídas do plano de negócios da Petrobras –, somente a P-74 e a P-76 foram totalmente executadas no Brasil. A primeira foi entregue no início deste ano pelo EBR, no Rio Grande do Sul, e a segunda está sendo concluída pela Techint, no Paraná.

A integração de parte dos módulos das plataformas P-67 e P-70 foi originalmente encomendada ao consórcio. Integra (OSX-Mendes Jr.), por US$ 900 milhões. As obras chegaram a ser iniciadas no país, mas foram transferidas, em 2015, para o Estaleiro Cosco, na China.

Naquele mesmo ano, os consórcios Iesa O&G/Andrade Gutierrez e QGI (Iesa O&G, Queiroz Galvão e Camargo Corrêa) transferiram obras dos módulos das cinco unidades replicantes (P-66 à P-70) e da cessão onerosa (P-75 e P-77) para os estaleiros BJC Heavy Industries e Cosco, respectivamente.

Dentre os fabricantes de módulos, somente os consórcios MGT (DM/TKK) e Tomé-Ferrostaal conseguiram concluir as obras inteiramente no país, em seus canteiros em Santa Catarina e Alagoas, respectivamente.
O Estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ), realizou, como previsto, a integração da P-66, que hoje produz no campo de Lula, e conclui, no momento, as obras da P-69. Já o Jurong Aracruz está executando a integração da P-68 no município de Aracruz, no Espírito Santo.

Cascos
A Engevix fechou, em 2010, contrato de US$ 3,5 bilhões com a Petrobras para construir os cascos das FPSOs replicantes, mas somente três deles – da P-66, P-67 e P-68 – foram integralmente fabricados no Brasil.
Os cascos das quatro unidades da cessão onerosa tiveram sua conversão encomendada ao grupo Enseada Indústria Naval (Odebrecht, OAS e UTC Engenharia). No entanto, as obras da P-75 e P-77 foram transferidas para o Cosco, enquanto os cascos da P-74 e P-76 foram concluídos pelo EBR e Techint, respectivamente.

Fonte: Brasil Energia/ Por João Montenegro

3- EPE: 15 terminais de regaseificação na fila
Projetos de terminais de regaseificação gás natural liquefeito (GNL) em estudo podem agregar ao país uma capacidade de regaseificação de até 153 milhões m³/dia, considerando nesse total uma já cogitada expansão do terminal do Porto do Açu. Dados da EPE mostram que existem 15 projetos em diferentes estágios de maturação, desde aqueles que ainda estão em fase inicial de estudos até os mais avançados.

Entre os mais adiantados estão o terminal do Porto do Açu (RJ), com capacidade de 21 milhões de m³/dia, podendo dobrar esse volume. Outro bem avançado é o terminal de Barra dos Coqueiros (SE), cuja autorização para a FSRU Golar Nanook foi concedida no último dia 12/6.

Mas nem todos os projetos podem sair do papel. De acordo com dados da EPE, alguns enfrentam obstáculos, como o terminal de Santos (SP), que tem pouco espaço físico e intensa movimentação naval em seu entorno. O projeto de Paranaguá (PR), com capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³/dia, depende de três termelétricas venderem energia nos leilões do governo. Outro projeto que enfrenta dificuldades é o de Peruíbe, cuja prefeitura pretende barrar a térmica projetada para a região.

O superintendente Adjunto dee Gás Natural e Biocombustíveis da EPE, Marcelo Alfradique, explica que os terminais estão ancorados em térmicas e que o excedente de cada um deles deve ser destinado a outros usos nos mercados locais. O uso da infraestrutura poderia ser utilizado por terceiros, mas o PL do Gás, que define as regras para esse acesso, está parado à espera de uma votação no congresso.

Os investidores já buscam uma alternativa para escoar o excedente, caso a abertura do mercado de gás não seja suficiente. Algumas companhias já pensam em incentivar o uso de caminhões movidos a GNL nas regiões para onde pode ser enviado o excedente. Essa tecnologia, no entanto, ainda está em desenvolvimento.

GNL em estudo
Projeto Capacidade de regaseificação (MMm³/dia)
Rio Grande 14
São José do Norte/Triunfo n/d
Tramandaí n/d
Imbituba n/d
Itapoá n/d
São Francisco do Sul 15
Paranaguá 14
Peruíbe 20
Santos n/d
São João da Barra – Porto do Açu 21 (possibilidade de expansão para mais 21)
Presidente Kennedy 20
Barra do Riacho 14
Barra dos Coqueiros 14
Barcarena n/d
Foz do Rio Amazonas n/d
Total 132 (153, considerando expansão de Porto do Açu)

Fonte: EPE/ BRASIL ENERGIA/ Por Matheus Gagliano

4- O grande erro na venda de Carcará
Conforme vaticinei há meses aqui na AEPET, no Petronícias e na Carta Capital, a Equinor fez,
segundo o site Brasil Energia Petróleo, o comunicado à ANP sobre indícios promissores de hidrocarbonetos no Bloco BM-S-8, o mesmo da acumulação Carcará. Por enquanto, diz a Equinor, apenas indícios, que significam mais que uma indicação de que há óleo no Bloco, num outro prospecto, Guanxuma, não significando ainda descoberta comercial, pois esta tem que ter notificação própria. Porém e muito, porém, intuo, a notícia já deve significar uma grande descoberta, pelas seguintes razões:

1- Nas seções sísmicas, as imagens do prospecto são típicas das que indicam a presença de petróleo, e muito parecidas com as do vizinho Carcará;

2- Em poços perfurados no pré-sal, por cautela, para se evitar o risco de se perder o poço durante a perfuração, principalmente ao se atravessar as camadas de sal ou de pressões anômalas, todas as empresas minimamente cautelosas, como é o caso da Equinor, usam ferramentas LWD (Logging While Drill – Perfilagem Durante a Perfuração) ou seja, ferramentas que confirmam a presença ou não de petróleo, paripassu com a perfuração, quantificando assim, previa e preliminarmente o seu volume, através dos perfis aferidores de rocha (Raios Gamma), de porosidade (Densidade, Neutrão e/ou Ressonância Magnética) e do tipo de fluidos que saturam os reservatórios (Resistividade e/ou Ressonância Magnética), podendo comprovar até, se utilizado os perfis de ressonâncias, a identificação das rochas atravessadas com base na espectometria de massa. Em outras palavras a Equinor, interpreto, já sabe que tem petróleo no poço, qual é o seu volume parcial ou mesmo total através da porosidade dos reservatórios, como também que os espaços porosos estão preenchidos por petróleo;

3- Adicionalmente, pelo tempo de início do poço, há mais de dois meses, a sonda já deve ter atravessado expressiva coluna de hidrocarbonetos e, assim, a Equinor já deve saber também da presença reservatório microbial cheio de petróleo, e quais são as espessuras dos reservatórios que, por sísmica, devem ser menores que as dos de Carcará (elevações sísmicas relativas menos proeminentes) e também a sua profundidade (o topo dos reservatório), que deve estar mais enterrado, estimo, cerca de 450m a 500m abaixo da de Carcará, com base do que me recordo quando interpretei a área. Isso tem dois importantes significados : a- que deve haver uma nova e relevante descoberta, o que valoriza sobremaneira o Bloco BM-S- 8; e, b- se os fluidos perfurados têm alinhamento de gradiente e continuidade hidráulica com as mesmas propriedades das dos fluídos de Carcará, então, também concluo, a coluna de óleo de Carcará, vizinho, é muito maior, em pelo menos 50 m que a lá constatada (> 450m), como aliás, já estava implícito pelas análises de gradiente dos fluidos e no de pressão de Carcará, ou seja – os volumes em Carcará são muito superiores aos 1,3 bilhões de barris de óleo equivalentes (boe) ditos pela Equinor por ocasião da compra do ativo, como também é muito maior que os 2 bilhões de barris, dito depois, em outra publicação da Equinor, e que eu também tinha calculado, além dos volumes -. Por consequência, os volumes do Bloco BM-S-8 são substancialmente maiores que os calculados até agora como confirmado pela descoberta ora anunciada, confirmando nossos vaticínios prévios.

Quais as consequências práticas disso, apesar de nefastas para a Petrobras: as áreas de Carcará e Carcará Norte encerram volumes de petróleo recuperáveis maiores que os 4 bilhões boe expectados (2 bilhões de cada); o Bloco BM-S-8, sozinho, encerra, pelo menos, só no reservatório principal, os microbiais, cerca de 2,6 bilhões boe, sendo 2 bilhões de Carcará e 0,6 bilhões de Guanxuma (intuo e muito provavelmente a Equinor sabe quanto é). Isso sem contar com o petróleo encerrado nas rochas inferiores, erroneamente denominadas de exclusivamente vulcânicas, onde devem ter volumes adicionais de petróleo e de montante ainda não estimado, num outro play exploratório mais profundo, que os geólogos chamam de reservatórios da fase rifte, ou seja, algo como todos os reservatórios que produzem na Bacia do Recôncavo, com as devidas ressalvas as idiossincrasias de cada bacia. Ainda não se conhece o limite vertical inferior da ocorrência de petróleo no Bloco BM-S-8, pois nele ainda não foram detectadas a presença de água.

Tudo isso corrobora as nossas assertivas passadas que venda do Bloco BM-S-8, com Carcará incluído, foi feita a preço de banana e que, também, o não exercício do direito, na área de Carcará Norte, decidida pelos senhores Pullen Parente e séquito, foi um terrível, crasso e abominável erro na gestão de ativos valiosos. Não faltaram alertas prévios em diversas matérias que eu e outros publicamos sobre este assunto. Tem mais: se for confirmada, em Guanxuma, as pressões anormalmente elevadas exibidas em Carcará, o mesmo gradiente do óleo e igual razão de solubilidade, esta será uma das maiores (senão a maior) províncias gaseíferas do Brasil. Tudo isso sem contar com quaisquer fluidos porventura existentes no Bloco Uirapuru, recém adquirido pelo consórcio e de mesmo contexto, onde a Petrobrás acertamente exerceu o seu direito aos 30%, após a sua proposta consorciadas ter sido perdedora no leilão. Tudo isso nos leva a outra certeza de que, como também alertado antecipadamente, a venda da transportadora NTS foi uma atitude igualmente irresponsável e que levará a Petrobrás a pagar caro, valores absurdos mesmo, e somente por aluguel, desmistificando assim o selo que os oportunistas tentaram nos colar de sermos apenas ideológicos, e que queríamos somente obstar as decisões de venda de ativos com viés exclusivamente político, os ativos que considerávamos como vendas deletérias. A História com H maiúsculo sempre repõe a verdade e, curiosamente, também nos mostra que a famosa alavancagem de 2,5, dita como saudável, poderá ser obtida até o final do ano sem a venda deletéria e açodada dos ativos ou seja, apenas com mudança internacional e conjuntural dos preços internacionais do petróleo, aliada ao aumento da cotação do dólar e ao alongamento dos prazos de dívida. Isto é uma prova contundente que estávamos absolutamente certos nas nossas assertivas, conforme as análises de cada tópico feitas separadamente, pela AEPET e todos nós que nos expomos e fomos severamente criticados.

Outra constatações que podemos extrair da descoberta de Guanxuma (indícios por enquanto anunciados) é o papel que têm as imagens dos atributos da sísmica obtidos, de excelente qualidade (amplitude e outros) como identificadores de petróleo no pré-sal. Na linguagem de negócio isso significa mitigação de riscos exploratórios por exibirem excelente acuidade em se achar novas descobertas, vis-à-vis as mesmas características exibidas em outras áreas alhures às do pré-sal.

Quando alguém fala ou escreve que óleo enterrado no sub-solo não tem valor, eu fico irritado e faço uma pergunta simples. Por que então se investe tanto em exploração? Lógico que tais afirmações não passam de galhofas. Só pode! Tais áreas exploratórias têm muito valor sim, lógico que menor que uma área já perfurada onde o petróleo visual vira real, e esta, menor que uma área já delimitada e, todas citadas, muito menor que um campo de petróleo com infraestruturas de produção, escoamento, etc., prontas. Ademais, nas áreas de contexto ainda exploratório do pré-sal, como já está provado, a sísmica mitiga e muito o risco e, por isso, elas ganham maior valor nas negociações, a exemplo de Guanxuma, pois a estatística é uma ferramenta de tabulação e constatação de probabilidades, calcadas nas ocorrências de todos os valores transformados depois em probabilidades. E nas outras áreas exploratórias como isso deveria funcionar? Onde isto ficou expresso, nas negociações e leilões até então realizadas contemplando tal vantagem relativa de mitigação de risco? Ouso dizer que em nenhuma! Assim chamo a atenção também à ANP que deve estabelecer valores elevados e adicionais relativos à mitigação de riscos, nos futuros leilões de áreas do pré-sal. Está é a principal razão do índice exploratório de quase 100% na área do pre-sal, mui diferente e quase 10 vezes superior a taxas de risco exploratório antiga da ordem de 10%.

Em recente visita a Associação de Engenheiros da Petrobrás (AEPET,) o senhor Ivan Monteiro e pequeno séquito, reafirmou, que venda de Carcará e da NTS, como também não participação na licitação da área de Carcará Norte foram bons negócios. Pergunto a vocês: Foram? Apenas concordamos com a aquisição dos 30% do bloco Uirapuru, por força da lei da partilha que o senador José Serra e o deputado Aleluia (o último na venda do petróleo da cessão onerosa e doses excedentes bastante prejudiciais a nação brasileira) modificam a qualquer preço.

Para finalizar ainda temos que lembrar da vantagem relativa do petróleo das áreas acima comentadas, sem os contaminantes CO2 e H2S. De um jeito ou de outras tais contaminantes, muito poluentes, são comuns nas demais áreas do pré-sal e eles têm que ser sequestrados por ocasião da produção. Primeiro, reinjetando-os nos reservatórios já produzidos para repor as suas energias perdidas. Acontece que nas áreas com pressões de reservatórios anormalmente elevadas como Carcará e similares, a reposição de energia só será necessária numa fase mais tardia. Assim, os contaminantes têm que ser armazenados em sub-superfície, e os melhores locais parecem ser vacuidades a serem criadas nas espessas camadas dos sais existentes e tal assunto já é objeto de estudos pela Petrobrás, apesar da perda de recursos alocados para o seu centro de pesquisas (CENPES) e nos convênios com as Universidades. Para se fazer vacuidades nas tais de camadas de sais existentes ou seja para edificá-las, os sais lá existentes têm que ser produzidos, principalmente os mais solúveis, os de potássio, que afortunadamente são os fertilizantes que o Brasil, tal potência agrícola, é importador em montantes elevados. Se bem elaborados, os projetos do pré-sal precisam estar bem integrados contemplando uma extensa cadeia que, por exemplo, também tornar o Brasil auto-suficiente em fertilizantes que abundam no pré-sal. Isto a Petrobrás sempre fez por ser uma empresa integrada e verticalizada, do poço ao posto, passando pela agricultura. Vender ativos que compõem um ou mais elo da cadeia compromete os projetos, sempre com aumento, as vezes exponenciais nos custos, perdendo-se assim vantagens relativas e comparativas. Não sou contra recebermos investimentos estrangeiros na atividade petróleo. O que não concordamos é a venda e compra de ativos já sem riscos e por preço subestimados como vem ocorrendo. Também o discurso de que o monopólio de fato e não de direito atrapalha é falacioso, pois quem tem competência se estabelece. Tem exemplos de sucessos em nichos nacionais que deveriam ser imitados pelas majores, verdadeiramente investindo no risco mitigado ou não, pagando preço justo.

Fico curioso em saber das razões porque notícias como esta, os indícios, em Guanxuma, não são nem propagadas à exaustão e nem ao menos analisadas de forma integrada e cuidadosa como boas perspectivas, principalmente em ano eleitoral, onde deveríamos estar discutindo o papel do gás como gerador substituto de energia, o que fazer no Brasil com a renda do petróleo abundante do pré-sal, como agilitar os projetos, e como enfrentaremos a mudança da matriz energética poluidora em energia ecológica como a solar, nuclear e eólica, etc., ou seja como transformarmos verdadeiramente a Petrobras numa empresa de energia, como planejado na sua fundação e como fazem as empresas da pequena e rica Noruega, onde vemos as suas empresas pujantes atuarem do seus midstream e downstream e nos dos outros como no nosso e em outros países. Enquanto isso nossos deputados federais, capitaneados pelo baiano Aleluia, fazem leis que enfraquecem a Petrobrás e esta se torna cada vez menos pujante e acéfala. Quando alguns a defendem com vigor e à nossa indústria nacional, são chamados de ideológicos e de viés político contrário. Pior, o desmonte da nação é referendado pela maioria dos tribunais e dos seus componentes , os do legislativo (TCU) e os do judiciário, que liberam as mudanças de leis que aprovam os desinvestimentos e privatizações absurdas, no conteúdo e no preço, sem pensar num projeto de um País Brasil ,e no futuro dos próprios filhos, netos. Pior é que minguando o Estado, os seus salários, alguns absurdamente inchados por penduricalhos, um dia se tornaram absolutamente pífios por falta de provimentos no erário público. Acho que morrerei procurando as razões e as lógicas disso, fora os pessoais e até as de ignorância, intuo, as intestinas (deles) e de curto prazo, as pessoalmente urgentes e pouco importantes na toada o Brasil que se dane!

Como não vou conseguir o País que eu quero, principalmente sob os auspícios da grande mídia, como está na moda, acho que vou pedir cidadania norueguesa, pois os atos deles são mais condizentes com o que penso (como norueguês) para o Brasil, incluíndo também a perspicácia de realizar “bons negócios” negociando com os brasileiros “patriotas”. Aprenderei como diminuir, então, a desigualdade social e distribuir renda no meu Brasil varonil, lá de fora, claro, pois os feudos daqui pertencem apenas aos moradores do andar de cima e, circunstancialmente, cabe a classe média ludibriada, que pensa compartilhar do paraíso efêmero e fugaz e que está dando um passo ascendente. O andar de cima apesar de imenso, é mui pequeno para mais um. Os excedentes serão expulsos quando for conveniente.

Fonte: AEPET/ Escrito por Luciano Chagas( o texto expressa o pensamento do autor)

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOSs
1- IOCs mapeiam mercado de logística
As majors Chevron e Shell estão mapeando o mercado de logística para atender a seus próximos projetos offshore no país. A expectativa é que as petroleiras busquem no mercado esses serviços nos próximos meses.

A Shell buscará berços de atracação, embarcações e helicópteros para Gato do Mato, bloco arrematado na 2ª rodada de partilha da ANP, em 2017. A petroleira planeja perfurar ao menos dois poços exploratórios em áreas de partilha em 2019.

A Chevron, por sua vez, deve buscar apoio marítimo e aéreo para a nova fase de desenvolvimento de Frade, na Bacia de Campos, onde planeja perfurar nove poços no próximo ano. A companhia já possui um contrato com o grupo Edison Chouest para utilizar berços no Porto do Açu (RJ).

Além do Açu e de bases em Macaé, Campos e na Baía de Guanabara, poderão surgir como alternativa de apoio logístico para a Shell portos em Sepetiba e Angra dos Reis, também no estado do Rio de Janeiro.

Há ainda expectativas em relação à ExxonMobil, que precisará contratar serviços para apoiar os primeiros trabalhos em áreas adquiridas nos leilões de 2017. Na 14ª rodada, a companhia levou dez ativos e na 2ª rodada de partilha da produção, a área de Norte de Carcará.

Petrobras
A principal operadora do país promove atualmente uma grande licitação de apoio logístico voltada à área de Libra e deve lançar, nos próximos meses, bids para atender novos projetos que estão no horizonte de seu plano de negócios.
Hoje, a Petrobras utiliza a base da Triunfo Logística, no porto do Rio, para atender à maior parte de seus ativos no pré-sal de Santos. A permanência da estatal em uma das áreas operadas pela Triunfo está, contudo, ameaçada devido a irregularidades apontadas pela Antaq.

Fonte: Brasil Energia/ Por João Montenegro

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