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Produtores Independentes

O outro Brasil do petróleo

19/03/2010 | 16h11
O outro Brasil do petróleo
O outro Brasil do petróleo O outro Brasil do petróleo

Dentre os tantos marcos da história do petróleo brasileiro, pelo menos dois dizem respeito diretamente ao estado da Bahia: a descoberta, em 1939, do petróleo em Lobato – que, mesmo considerada subcomercial incentivou as pesquisas do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) – e a campanha promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pós-Lei do Petróleo.
Visando recuperar e prolongar a vida de produção em áreas com acumulações marginais (os chamados campos marginais, aqueles cuja produção não passa 500 barris diários, um volume baixo, no limite da economicidade, em grande parte abandonados por serem considerados economicamente irrelevantes), de posse de campos devolvidos à União pela Petrobras, a Agência decidiu ofertá-los ao mercado.
Outro marco – esse, de certa forma, de impacto negativo para a região –, foi a decisão da Petrobras de explorar petróleo no mar e o deslocamento, gradativamente e a partir de então, dos investimentos para as bacias do Sudeste do país.
Até ali (início da década de 80), a atividade petrolífera no país estava concentrada nas operações de produção terrestres localizadas em regiões carentes na Bahia, Sergipe, Alagoas, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Ceará. Mas esta é uma outra história.
Com a Lei do Petróleo, veio a aprovação, pelo Governo Federal, da licitação pública de campos marginais e a consequente preocupação com sua viabilidade econômica. Foi quando ANP passou a incentivar a implantação do segmento de produtores de médio e pequeno porte, comumente chamados de ‘produtores independentes’.
Estas novas empresas teriam seu foco principal de atuação nessas bacias que já não constituíam o objetivo principal da Petrobras e das grandes companhias de petróleo, mas que ainda poderiam significar geração de riqueza e incorporação de mercado de trabalho de boa parte das populações locais.

Desenvolvimento local – Segundo a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), as petroleiras independentes já investiram cerca de R$ 2 bilhões desde 2003, quando as empresas de menor porte começaram a participar das Rodadas de Licitação de Blocos Exploratórios da ANP. Apesar da redução ao longo dos anos – o pico de produção ocorreu em 2007, com 1.800 barris por dia –, a produção destas gira, hoje, em torno de 1.500 barris diários.
No Brasil, cerca de 50% dos campos é marginal e representa perto de 1% das reservas provadas do país, um mercado atraente para as companhias petrolíferas independentes de pequeno e médio porte.
“A presença de petroleiras de pequeno e médio porte é de suma importância não só para o desenvolvimento da indústria nacional como um todo, mas para o desenvolvimento de municípios com poucas oportunidades econômicas”, avalia Oswaldo Pedrosa, presidente da Associação.
“Nos últimos anos, assistimos ao surgimento de um mercado para atender o segmento. Isso criou a possibilidade, para muitas empresas, de diversificar a atuação. Empresas locais que tinham como único cliente a Petrobras agora podiam fornecer para outras empresas, as quais, ainda que representando pouco, já começavam a gerar movimento”, explica. “Não há competição entre os produtores. Estão todos alinhados, buscando encontrar soluções para os problemas comuns.”
Isso sem contar a rede de empresas, instituições de ensino e pesquisa, cursos e universidades: “Em termos políticos, as prefeituras também perceberam que se as empresas saí-rem, o impacto será enorme”, comenta Doneivan Ferreira, professor de Economia de Petróleo do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia (Ufba).
Levando em consideração que grandes empresas operam com expectativas de retornos elevados, a atuação das pequenas e médias libera as maiores para atuarem em reservas mais estratégicas, como a do pré-sal.
“O portfólio de projetos de uma grande empresa inclui vários campos de produção diária de milhares de barris. Uma empresa com esse perfil não poderia justificar a seus acionistas a decisão de investir e direcionar esforços em recursos humanos e equipamentos, ambos escassos, em projetos de baixo retorno”, explica Doneivan.
“Poços marginais precisam de atenção especial para continuar produzindo e, compreensivelmente, grandes empresas não podem priorizar pequenos projetos em detrimento de produções mais lucrativas”, complementa.


Bahia onde tudo começou

Berço do Brasil e da história do petróleo no país, foi na Bahia que a indústria nacional do petróleo deu seus primeiros passos. Responsável pela quinta maior produção de petróleo do país – em termos de produção a Bahia fica atrás do Rio de Janeiro, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Sergipe –, o estado tem consolidado o segmento de micro e pequenas empresas que atuam na cadeia de petróleo, gás e energia.
A Bahia possui, hoje, em terra e sob a concessão de produtoras independentes brasileiras, na Bacia do Recôncavo, 15 campos produtores: Canário, Uirapuru, Fazenda Santo Estevão, Lagoa do Campo Norte, Fazenda Rio Branco, Lagoa do Paulo, Bom Lugar, Santana, Jiribatuba, Juriti, Morro do Barro, Araçás Leste, Burizinho, Lagoa do Paulo Sul e Sempre-viva.
Os campos estão localizados em oito municípios: São Sebastião do Passe, Catu, Alagoinhas, Araçás, Itanagra, Vera Cruz, Entre Rios e Sátiro Dias. Metade deles, nos municípios de Catu e Araçás. E é lá que estão algumas das principais empresas independentes de petróleo em atividade no país.

 

Petrosynergy – A Petrosynergy possui 12 blocos adquiridos na segunda, terceira, quinta, sexta, sétima e nona Rodada de Licitação de Blocos da ANP. Seis deles no Recôncavo, seis na Bacia Potiguar. Com uma produção diária em torno de 800 barris/dia  e um faturamento anual de cerca de R$ 25 milhões, a Petrosynergy já perfurou 25 poços com o índice de sucesso maior que 60%.
Na Bahia, a companhia possui o campo de Uirapuru, adquirido em 2005 e localizado no município de Catu, com produção total de 108,3 boe/d (42,1 b/d de óleo, 66,2 boe/d de gás). Ainda em Catu, a Petrosynergy possui o campo de Canário, cuja produção total é de 189,4 boe/d (177,0 b/d de óleo, 12,4 boe/d de gás).
Com uma população estimada de 50 mil habitantes, Catu fica a 78 km de Salvador. Outros municípios petroleiros como Alagoinhas e São Sebastião do Passe estão no limite do município.
Os campos de Canário e Uirapuru são fruto das duas primeiras descobertas da Petrosynergy. O Uirapuru teve ainda mais um poço perfurado. Os dois campos são oriundos do bloco exploratório BT-REC-3 e a produção dos dois foram iniciadas em 2005. “As descobertas contribuíram para novos horizontes, uma vez que as formações produtoras nestes campos estavam a uma profundidade que ainda não tinha sido explorada pelas operadoras ao redor deles.”
“A campanha de exploração na Bahia foi de extrema importância para a companhia uma vez que suas descobertas foram significativas e puderam suportar novas perfurações de poços exploratórios”, explica Daniel Romeiro, engenheiro da Petrosynergy.
Hoje, a produção desses dois campos corresponde a pouco mais de 35% do que é produzido pela empresa, sendo Canário com 40 m³/dia e Uirapuru, quando os dois poços estão operando, com 6 m³/dia. A produção acumulada nesses dois campos é de 85 mil m³.
A companhia é proprietária de duas sondas, uma de perfuração (sonda PSY01) e outra de workover (PSY14). No final de janeiro, a sonda de pulling estava sendo transportada para a locação do poço do campo do Uirapuru, para realização de troca de bomba e limpeza do poço. A outra sonda, a de perfuração, está sendo transportada até a locação no bloco REC-T-153, adquirido na Nona Rodada de Licitações, para a perfuração de dois poços exploratórios. A perfuração do primeiro poço exploratório já foi iniciada e o segundo poço tem previsão de início na próxima.

 

Alvorada – Constituída em 2006, a Alvorada Petróleo é formada por quatro grupos empresariais de tradição: Construtora Empa (do grupo português Teixeira Duarte, com atuação em construção pesada, distribuição de combustíveis e Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs), Construtora Pioneira (atua na área de geofísica e construção), Grupo Asamar (atua na área de incorporações, distribuição de combustíveis, construção) e AEL (distribuição de combustíveis, construção civil e PCHs).
A Alvorada é uma empresa de exploração, produção e comercialização de petróleo onshore, embora já possua qualificações para concorrer como operadora em concessões públicas para exploração em águas rasas. Com sede em Belo Horizonte (MG), as atividades relacionadas a exploração, produção e comercialização ficam sediadas em Salvador (BA).
A petroleira possui três campos em produção, arrematados na Sétima Rodada da ANP, na região do Recôncavo Baiano e em Sergipe (Campo Bom Lugar/BA, Campo Jiribatuba/BA e Campo Cidade de Aracaju/SE), além de 11 blocos em fase exploratória, arrematados na Nona Rodada da ANP, na região do Recôncavo Baiano.
A Bacia do Recôncavo Baiano, onde está localizada a maioria dos ativos da Alvorada Petróleo, é considerada uma área de exploração madura, com risco de exploração limitado por conta disso. Até o momento já foram investidos R$ 70 milhões incluindo aí os investimentos nos campos da Sétima Rodada e o realizado até o momento nos blocos exploratórios da Nona Rodada.
Além de Bom Lugar, a Alvorada possui a concessão dos campos produtores de Jiribatuba e Aracaju. A produção atual dos três campos é da ordem de 80 barris/dia.
“Visando incrementar a produção, estão previstos estudos de reservatório e geologia e trabalhos nos campos e poços produtores, a fim de se testar novos horizontes produtores nos poços citados, bem como o potencial de novas reservas nestas áreas”, explica Ladislau Oliveira, diretor da Alvorada Petróleo. “Os blocos da Nona Rodada, pertencentes à Alvorada Petróleo, são estratégicos, dadas as excelentes características de logística e conhecida capacidade petrolífera da área. Estão próximos a grandes Campos produtores da Petrobras como Miranga, Água Grande e Mata de S. João, além de alguns deles terem sido alvo de grande interesse entre os participantes do leilão”, avalia Oliveira.

 

Novas descobertas – Em fins de 2009, a Alvorada obteve duas descobertas, referentes aos blocos 155 e 129 da Nona Rodada. Em janeiro de 2010, a petroleira executou a completação e os testes de formação a poço revestido a fim de qualificar estas descobertas identificadas durante a perfuração dos dois primeiros poços exploratórios. O poço 1-ALV1-BA mostrou-se portador de óleo com API 32° em formação Marfim, com vazão de teste de 140 barris de óleo por dia. Já o poço 1-ALV2-BA, mostrou-se portador de óleo com API 38º e gás em reservatório de formação Sergi, com vazão de teste de 700 barris de óleo por dia e 10.000 m³ de gás por dia.
Ambas as descobertas estão com seus respectivos planos de avaliação sendo finalizados e serão encaminhados para apreciação da ANP. Com estes resultados, a Alvorada trabalha para ainda no primeiro semestre deste ano colocar estes poços em produção.

 

Panergy – A Panergy foi criada como uma firma de consultoria para o setor de energia. Em 2005, com a Primeira Rodada de Leilões da ANP para áreas inativas com acumulações marginais de petróleo e gás natural, a empresa saiu vencedora do Campo de Morro do Barro, na Bacia de Camamu (BA). No ano seguinte, no segundo leilão, arrematou o campo de Espigão na Bacia de Barreirinhas (MA), ambos promissores como produtor de gás natural. 
A escolha por blocos portadores de gás natural tem sido uma estratégia da empresa. Localizado no município de Vera Cruz, Ilha de Itaparica, baía de Todos os Santos, o Campo de Morro do Barro tem hoje uma produção diária contratada com a Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás), de 35 mil m3 de gás. Já foram investidos no projeto mais de R$ 9 milhões.
Este é o primeiro projeto competitivo para reativar um campo marginal de gás natural e distribuir sua produção com o que havia de modal disponível, que era o GNC (Gás Natural Comprimido). E o primeiro contrato assinado, no país, para distribuição de gás produzido em campo maduro.
“Até então, o escoamento do gás era pensado apenas por gasoduto. Mas em uma região isolada como esta nossa, a solução era outra”, explica Normando Paes, presidente da Panergy e presidente da Associação de Empresas Produtoras de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais (Appom).
A Panergy vende todo seu gás para a Bahiagás, que atende ao mercado de cidades próximas ao Campo não servidas pela malha de dutos da Companhia. São 35 mil m³ por dia de gás contratados. O que equivale a seis a sete carretas feixe por dia. 
“Este é não só o primeiro contrato de gás natural de campo maduro no Brasil, mas a primeira vez que o GN produzido em um campo com acumulações marginais é comercializado no país”, diz. “Nosso plano agora é tocar o projeto do campo de Espigão, em Barreirinhas, no município de Santo Amaro, no Maranhão.”
A companhia também possui, em outro compartimento do campo de Morro do Barro, um único poço produtor de óleo leve, com produção estimada entre 25 e 40 barris/dia. O poço está parado por dificuldade de comercialização. Esse é um problema que ainda não está equacionado. Existe uma expectativa de comercializar essa produção com as independentes Dax Oil, na Bahia, Manguinhos, no Rio de Janeiro e Univen em São Paulo.
“A Petrobras continua reestudando as suas condições operacionais e comerciais para atender o volume de produção do pequeno produtor, mas na Bahia, ainda temos certa dificuldade para a comercialização”, observa Paes.

 

PetroRecôncavo – Outra companhia que atua na região é a PetroRecôncavo. Maior operadora independente de extração de petróleo onshore no país, com foco principal de atuação em Campos Maduros e Campos Marginais localizados no Recôncavo Baiano, ela tem uma produção total nos campos operados de 1.657.112 boe no ano.
A PetroRecôncavo produz atualmente 4 mil barris/dia de óleo e gás. É uma produção extremamente relevante, sobretudo no contexto da produção independente.
A companhia começou a operar a partir de 2000 a partir de contratos de prestação de serviços para a Petrobras. A companhia opera 12 campos para a Petrobras, dentre eles os de Mata de São João, Remanso, São Pedro e Fazenda Belém, cerca de 50 km a nordeste de Salvador.
“É um modelo (o de contrato de produção de risco) que nós achamos interessante. Compete muito mais à Petrobras e a ANP do que a nós produtores avaliar qual o modelo mais interessante para ela e para o país”, avalia Marcelo Campos Magalhães, diretor-presidente da PetroRecôncavo. “Filosoficamente, estamos trazendo um modelo adotado em várias partes do mundo, nas quais você procura um perfil de operador adequado ao perfil do ativo. Então se você tem um campo maduro com baixa produção média por poço, uma empresa mais enxuta, e de atuação mais local, com maior capacidade de tomar decisões  rápidas e ágeis, tem condições de operar o ativo de forma mais eficiente”, explica. “Isso permite, por exemplo, que um poço com produção média de 5 barris se torne rentável dentro da nossa estrutura de custos. Estamos trabalhando para reduzir este limite econômico, o que implica em mais produção, royalties, impostos, empregos, etc”.
“Temos também alguns campos exploratórios que foram adquiridos ao longo dos Leilões da ANP e nas Rodadas de Campos Marginais e que são explorados através de uma subsidiária chamada Recôncavo E&P”, explica. Dentre os blocos da Recôncavo E&P estão o BT-REC-10, o BT-REC-14 e o REC-T-225.
A PetroRecôncavo adquiriu recentemente da National Oilwell Varco (NOV), hoje o maior fornecedor de sondas dos EUA, uma sonda de perfuração com previsão de chegada ao país ainda no primeiro semestre. “Nós temos hoje três sondas de trabalho. Esta nova sonda vai nos permitir um bom nível de eficiência de perfuração. A idéia é começar a perfurar no segundo semestre”, observa. “Mas ainda estamos avaliando as locações”.
A companhia tem como sócios um grupo americano, especialista em administração de campos maduros e marginais, que já atua mundialmente nesse tipo de empreendimento e dois grupos locais aqui no Brasil.

 

 


O petróleo na Bahia
Poços produtores:
1.695 (98,6% da Petrobras; 1,4,% Independentes)
Poços produtores de gás: 285: (97,9% da Petrobras; 2,1,% Independentes)
Produção diária média de petróleo: 47 mil barris/dia (98,7% da Petrobras; 1,3,% Independentes)
Produção diária média de gás: 5,25 milhões/m³ (99,8% da Petrobras; 0,2,% Independentes)
Número de poços injetores: 533; número de empresas produtoras: 9; extensão da malha de dutos (óleo + gás): 1.575 km; volume médio de petróleo refinado: 261 milhões b/d.
Obs.: ICMS pago ao Estado da Bahia (só E&P): R$ 2,9 bilhões.
Fonte: Rede Petro Bahia, 2008

 

Linha do tempo – A história do petróleo na Bahia
1858 – Primeira extração de mineral betuminoso em Maraú
1939 – Primeiro poço descobridor de petróleo em Lobato
1941 – Descobrimento do Campo de Candeias
1949 – Início da construção da refinaria RLAM
1954 – Início das operações da Petrobras
1957 – Início dos cursos de Geologia e de Perfuração
1957 – Inauguração do oleoduto Catu-Temadre
1969 – Máxima produção na Bahia (146 mil barris/dia)
1978 – Inauguração do Polo Petroquímico de Camaçari
1994 – Início das operações da Bahiagás
1997 – Criação da ANP
2000 – Descobrimento do Campo marítimo de Manati
2001 – 1º Leilão de Campos Marginais
2005 – 1º campo descoberto por operadora independente (Uirapuru – Petrosynergy)

 

Sonda compartilhada
Além da distribuição, outra dificuldade enfrentada pelos independentes é a contratação de sondas. “Mesmo as grandes petroleiras enfrentam esse obstáculo. A OGX, por exemplo, está com dificuldade de contratação de sondas.”
Em 2005, os associados da Appom se reuniram em consórcio para viabilizar um contrato anual de uma sonda que, dentro de um cronograma, interviesse em todos os poços das concessionárias que entraram em 2005.
“Como todas as sondas estavam naquele momento contratadas pela Petrobras, dificilmente teríamos uma janela de sonda para atender aos 16 blocos que foram licitados.” A ideia era conseguir uma sonda que pudesse atender a todos os poços, de 3.000 a 600 m de profundidade. “Como a distância entre Sergipe e Bahia não é significativa, conseguimos atender a todos”, recorda Normando.
Na Segunda Rodada de Licitações de Campos Marginais da ANP, esse modelo se estendeu para as capixabas Cheim Transportes e da Koch Petróleo do Brasil, empresas que arremataram lotes no Espírito Santo.
Dentro de um plano estratégico da companhia, posteriormente a Panergy decidiu adquirir sua própria sonda. “Na época, parecia uma boa ideia ter uma sonda para atender ao mercado.” Com a crise, a Panergy resolveu sair momentaneamente da atividade, entregando a sonda para um outro grupo operar. “A sonda ainda é nossa, mas temos planos de nos desfazer do ativo”, comenta Paes. “Ainda não está compensando.”

 

Retomada de sucesso
Um bom exemplo da revitalização é o Projeto Campo-Escola, iniciativa pioneira que vem assegurando resultados positivos

Idealizado por Newton Monteiro, o Projeto Campo-Escola (PCE) foi criado, em julho de 2003, pela ANP, em parceria com a Ufba, e apoio da Fundação de Apoio à Pesquisa e à Extensão (Fapex), com a finalidade de gerir e operacionalizar os campos de Quiambina, Fazenda Mamoeiro, Caracatu, Riacho Sesmaria e Bela Vista.
Com isso, a ANP esperava atingir vários objetivos, dentre eles a capacitação de mão de obra local, treinada em operação de campos de petróleo e gás, e pronta para atuar nas pequenas e médias empresas operadoras de campos de petróleo.
O campo de Quiambina, descoberto em abril de 1983 pela Petrobras e fechado e devolvido à ANP em 1997, o primeiro revitalizado pelo projeto, possui um único poço produtor de óleo e está equipado com bombeio mecânico.
Sua retomada produtiva ocorreu em janeiro de 2004. O poço alcançou uma produção acumulada de mais de 14 mil barris em março de 2007. Atualmente, a produção mensal do poço está variando entre 290 e 310 barris/mês.
O campo de Fazenda Mamoeiro, escolhido para entrar em operação em junho de 2007, foi descoberto e colocado em produção em 1982, sendo fechado em 1987. Os volumes in situ de óleo e gás são de 19,3 milhões de barris e 1,28 bilhões de m³, respectivamente. De acordo com o programa de reabilitação elaborado pela ANP e pela Ufba, a previsão de produção de gás encontra-se entre 5 mil a 10 mil m³/dia e 30 barris por dia de óleo.
O Fazenda Mamoeiro está pronto para produzir gás (mas aguarda o resultado de uma licitação para um operador terceirizado – outro operador independente). Os outros três campos (Bela Vista, Caracatu e Riacho Sesmaria) estão sendo avaliados pelo Instituto de Geociências. Esses campos poderão abrigar outros projetos de produção ou uma variedade de projetos de pesquisa aplicada.
Além disso, hoje vem sendo desenvolvido no PCE o Curso de Especialização em Engenharia de Petróleo, com carga horária de 629 horas. Já em sua terceira turma.

 


Impactos socioeconômicos do ouro negro – Retomada das operações fortalece a economia local
De 1997 a 2005, no Recôncavo, foram gerados e distribuídos mais de R$ 2 bilhões em royalties para municípios e estado da Bahia.

Sexta maior economia do Brasil, com um PIB superior a R$ 90 bilhões, a Bahia tem o nono pior IDH do país (0,742 em 2005), equivalente ao IDH de 2005 do Sri Lanka, que é o 99º do mundo, com 0,743. No entanto, segundo a ANP, no período de 1997 a 2005, no Recôncavo foram gerados e distribuídos mais de R$ 2 bilhões em royalties para municípios e o estado baiano. Não é difícil imaginar o impacto positivo dessa arrecadação.
Ao mesmo tempo, Lobato, marco da descoberta do petróleo no Brasil, virou uma favela, após a interrupção, na década de 1970, da produção de petróleo (ver box na página 31).
A presença de pequenas operações e de qualquer eventual aumento de produção se reflete em royalties, mais receita e impostos, compensações ambientais e geração de renda. Além, obviamente, do aumento da necessidade de contratação de mão de obra direta ou indireta, local ou regional.
Com a presença das operadoras, a infraestrutura dos municípios também melhora. Muitas vezes estradas são abertas, pavimentadas e mantidas pelas operadoras. Chegam bancos e agências dos correios.
A presença das operadoras também possibilita o estabelecimento de restaurantes, pousadas, hotéis e outros comércios, como aluguel de carros e transportes e contratação de serviços de segurança, fazendo circular a moeda dentro do município e comunidades circunvizinhas.
O mesmo acontece com a eletricidade, com a solicitação de linhas ou aumento de carga junto às concessionárias de energia elétrica. “Com isso, a população também se beneficia”, assegura Marcelo Campos Magalhães, da PetroRecôncavo. “É uma equação simples: se gerarmos mais royalties e mais atividade econômica local as prefeituras podem melhorar a prestação de serviços, a educação, a infra-estrutura e podemos dar inicio a um circulo virtuoso.”
“É preciso lembrar que grande parte das operações encontra-se em áreas isoladas e de baixo Índice de Desenvolvimento Humano (IDH)”, observa o professor Doneivan Ferreira, do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia. “A retomada de operações temporariamente abandonadas e o prolongamento da vida de operações maduras fortalecem as economias locais enfraquecidas”.

 

Aposta nos independentes
Dax Oil – Investimentos sem contrato de fornecimento
Uma alternativa para a comercialização da produção dos produtores independentes, que atualmente contam apenas com a Petrobras, Manguinhos (RJ) e a refinaria paulista Univen, em Itupeva (SP), é a Dax Oil.
Implantada há sete anos, localizada no polo petroquímico de Camaçari, a companhia produz solventes a partir do refino da nafta e correntes petroquímicas. No momento, está promovendo adequação das instalações para processar o óleo do Recôncavo. Apostando na região e na produção independente, a companhia inaugura em março a segunda coluna para refino do óleo.
“Resolvemos investir sem termos sequer contratos de fornecimento, mas acreditando no potencial de produção da região”, comenta Cyro Valentini Jr, da Dax Oil. “Já sofremos a falta de matéria-prima. Essa dificuldade de comercialização dos independentes vai nos facilitar essa aquisição.”
A instalação terá capacidade para 2.500 barris/dia, um volume que, hoje, não está disponível no mercado. A ideia é que sejam produzidas na coluna três correntes petroquímicas, uma nafta bruta pelo topo, uma mistura de diesel e querosene no meio (uma das aplicações poderia ser diluente para ligas de asfalto) e RAT (resíduo atmosférico) que poderá ser comercializado como óleo combustível, com boa colocação no mercado).
A companhia processa, hoje, condensado de gás vindo do campo de Manati. “Temos um contrato de compra de toda a produção da Queiroz Galvão. A matéria-prima é transformada em três tipos de solventes.” Dentre os clientes da Dax Oil estão BR, Quantic, Ipiranga Química e Aruja Petróleo.

 

Cadeia produtiva baiana
Bahia tem empresas com perfil adequado aos pequenos produtores

Depois do pioneirismo dos anos 1940 e 50, quando mesmo enfrentando a ausência de equipamentos e utilizando métodos e ferramentais quase artesanais o estado entrou para o mapa das regiões petrolíferas produtoras, a Bahia assiste, nos últimos anos, ao ressurgimento das oportunidades de negócios como consequência da reativação dos campos onshore e descobertas em bacias offshore.
E todos acreditam que poderá ser uma fase das mesmas dimensões do período de bonança dos anos 1960, 70 e 80, quando a intensa atividade exploratória da Petrobras permitiu o crescimento e consolidação de um parque supridor local, processo que naufragou na crise nos anos 90 – uma das maiores da história do estado.
“A chegada de novas empresas operadoras de campos de petróleo é um fato sem precedentes”, observa Nicolas Honorato, coordenador executivo da RedePetro Bahia. “Regiões em que a atividade petroleira ainda é associada à Petrobras começam a perceber uma tímida, mas firme pulverização industrial, o que gera uma dinamização da economia.” E assegura: “Com isso, o estado pode estabelecer as bases de um sólido polo industrial e de autoproteção de eventuais crises no setor, no futuro.”
Honorato opina que, com o tempo, muitas empresas passarão a desenvolver equipamentos específicos para o setor, para as petroleiras de pequeno porte, pequenas produções, baixas vazões e do setor onshore. “Temos uma série de equipamentos para campos de baixa produção que não são fabricados no Brasil, mas que existem em países com tradição onshore”, comenta. “Infelizmente existe alguma incerteza. As empresas estão esperando para saber se o mercado vai deslanchar ou não”, destaca. “Pena que essa dinamização tem ficado estagnada nos últimos meses. Não houve novas rodadas, não houve a entrada de novas companhias. Infelizmente, não temos assistido a grandes investimentos de exploração. A cadeia de fornecedores só vai crescer quando existirem investimentos na Bahia e no Nordeste em geral”, avalia Honorato. “Se o mercado não for apoiado e desenvolvido, infelizmente essas empresas não vão para a frente.”

 

Rede fortalece a cadeia de fornecedores
Criada em maio de 2006, com três anos de atividades, a RedePetro Bahia tem gerado negócios e reduzido custos para as empresas associadas por meio de ações de capacitação, encontros de negócios, missões empresariais e programas cooperativos. As empresas associadas à Rede fabricam bens ou prestam serviços que atendem aos segmentos de exploração, produção, refino, petroquímica, transporte e distribuição de óleo e gás.
A Rede hoje reúne cerca de 50 empresários e tem o apoio não só do Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e da Petrobras, mas de empresas como Bahiagás e Braskem, e instituições como a ANP, o Governo do Estado e a Appom.
Em dezembro de 2006, após quase um ano de pesquisa, a Rede divulgou os resultados do Diagnóstico da Cadeia de Petróleo e Gás do Estado da Bahia (DiagPetro).

 


Inovação para campos maduros
Tratador de óleo in situ

Um exemplo de empresa que busca soluções adequadas para o perfil dos produtores independentes é a Fluxotécnica. Ela vem desenvolvendo um tratador de óleo para campos de baixa produção. O equipamento, móvel e adaptável, não é fabricado no Brasil. A ideia é que o mesmo vá de campo em campo coletando produção dos pequenos produtores.
“Tínhamos um projeto de desenvolvimento de um sistema de aumento de produção de gás. Quando passamos a vivenciar mais do que acontece no campo, percebemos a dificuldade que os produtores têm de tratar o óleo”, recorda João Paulo Paschoarelli, da Fluxotécnica. Falta info.
Os campos marginais e maduros produzem uma quantidade de água muito elevada, o que traz uma série de transtornos, por sobrecarregar as estações de tratamento existentes – cada vez que se aumenta a capacidade de tratatamento da água é reduzida a capacidade de tratar o óleo.
As produtoras independentes não possuem estações de tratamento, o que gera um problema de preço, tornando a produção economicamente inviável. Logo, existe uma carência muito grande de tratadores.
“A produção de água aumentou muito e as estações estavam sobrecarregadas. Outro problema era de logística. Quando você transporta a emulsão não tratada (e um poço pode produzir até 95% de água), você pode estar transportando basicamente água, ou muito mais água que óleo”, explica. “Isso nos motivou a buscar uma solução para resolver esse problema. Para fazer esse tratamento não nas estações que estavam sobrecarregadas, mas perto da região produtora dos poços”.


 
Maximizando a produção – Outro exemplo de inovação é a Quantas Biotecnologia. Ela cultiva bactérias que ajudam na perfuração e completação dos poços de petróleo. O resultado dessa cultura biológica é um biopolímero de alto peso molecular, denominado goma xantana, um dos componentes do fluido de perfuração usado como uma espécie de lubrificante para proteger as brocas de perfuração contra o desgaste e maximizar a produção.
Melhor ainda: trata-se de matéria-prima renovável, decompondo-se mais rapidamente na natureza. O produto hoje é 100% importado, de interesse da Petrobras e obviamente dos pequenos produtores.
O projeto conta com a parceria e o apoio de diversos organismos e instituições, como o Instituto Baiano de Biotecnologia (IBB), a Rede Nordeste de Biotecnologia, a RedePetro Bahia e a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado da Bahia (Fapesb). A ideia é que, no médio prazo, o volume de biopolímero produzido atenda a todo o mercado nacional, substituindo plenamente as importações e possibilitando ao Brasil tornar-se um país exportador desse produto.

 

Lobato: Promessa na ficção, abandono na vida real
Em fevereiro de 2008, o jornal Folha de S. Paulo publicou uma reportagem mostrando que Lobato, marco da descoberta do petróleo no Brasil, havia se transformado em uma grande favela, com a interrupção, na década de 1970, da produção de petróleo. Casas chegaram a ser construídas em cima de locais onde antes existiam poços de petróleo. 
A descoberta de petróleo em Lobato ocorreu no final da década de 1930, quando o engenheiro Manoel Inácio Bastos começou a fazer coletas no local. Procurou o presidente Getúlio Vargas em 1932 para mostrar a ocorrência de óleo.
A perfuração do poço foi feita em 21 de janeiro de 1939, logo após a criação do Conselho Nacional de Petróleo. A partir daí, a exploração de petróleo ganhou fôlego na Bahia e permitiu a descoberta de outros campos no Recôncavo Baiano.
Monteiro Lobato, entusiasta da exploração do petróleo no país, escreveu sobre o fato em O poço do visconde, de 1937. No livro, o visconde de Sabugosa encontra petróleo no Sítio do Pica-pau Amarelo e o óleo passa a ser explorado pela “Companhia Donabetense de Petróleo”. Visconde afirma que no dia em que o Brasil tivesse petróleo, ele não veria mais “milhões de brasileiros descalços, analfabetos, andrajosos na miséria”.
“Tendo sob os pés até 1 milhão de barris, cerca de 1.500 moradores de Lobato convivem com saneamento precário, desemprego e pobreza”, escreve a repórter da Folha, Janaína Lage. Com a matéria, ela recebeu o merecido Prêmio Onip de Jornalismo em 2009.
“Do papel que desempenhou no impulso à indústria petrolífera do país pouco restou em Lobato: uma réplica de um cavalo (equipamento usado para bombear petróleo), uma placa de cimento onde ficava o primeiro poço e um painel da Petrobras que diz: “Aqui começou o sonho da autossuficiência”, descreve.
Para a ANP, ainda existe em Lobato um volume entre 500 mil a 1 milhão de barris de petróleo...  

 

Sigpetro: banco de dados integrado e georreferenciado para o upstream onshore

Um sistema confiável e inteligente que possibilite o acesso e a participação de outras instituições de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) aos dados de campos do projeto. Essa é a ideia do Sistema de Inteligência Integrada de Acesso a Dados do Setor de Petróleo (Sigpetro), que vem sendo desenvolvido pelo Instituto de Geociências do Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada da Universidade Federal da Bahia (Ufba).
“Levando em consideração o mercado emergente de pequenos produtores e os planos da ANP de oferecer mais áreas inativas com potencial de reativação para o projeto Campo-Escola, o acesso à informação geográfica é um dos fatores mais críticos em vários processos de suporte a decisão”, explica o professor Doneivan Ferreira, da Ufba.
“Muitos objetivos que diversas organizações pretendem atingir em conjunto só podem ser alcançados se a informação geográfica consistente e de boa qualidade estiver disponível e acessível”, avalia o professor, que é autor e organizador do livro Produção de petróleo e gás em campos marginais: um nascente mercado no Brasil. “Infelizmente, a produção de dados geográficos ainda é cara e consome muito tempo.”
O Sigpetro ainda tem como objetivo estabelecer o Projeto Campo-Escola da ANP/Ufba como um importante agente gerador de produtos científicos, tecnológicos e de formação de Recursos Humanos, criando modelos que possam ser replicados em outras áreas de produção.
Dentre os beneficiários diretos dessa ferramenta estão os novos players do setor, os pequenos concessionários, empresas de infraestrutura e órgãos reguladores. A iniciativa tem também potencial de lançar as bases tecnológicas para uma série de produtos (equipamentos e serviços) considerados gargalos críticos do segmento.

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Fonte: TN Petróleo 70
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