"Na democracia, o processo de formação das políticas públicas demanda participação de todos os segmentos da sociedade civil, informação confiável, representação qualificada, transparência e ética."
 
  Confederação Nacional do Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis e Energias Renováveis
 
 A Serviço do Desenvolvimento do BRASIL  

Dr. Marcílio Novaes Maxxon

 

 



     

 
 
 
 
 
 
 
Dr. Marcílio Novaes Maxxon
 
"O combate à corrupção está intimamente vinculado à transparência". 

 
 
INTELIGÊNCIA POLÍTICA
Compromisso com a TRANSPARÊNCIA CONPETRO
  

PLATAFORMAS EM PERIGO

 Plataforma explodiu dia 20 de abril 

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    Acidente na plataforma P 36 da Petrobraspor cristianoromao1001708 exibições 

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    Domingo, 18/03/2001. O mar agitado dificulta o trabalho dos técnicos na plataforma P-36, na Bacia de Campos. A operação para evitar que a ...

    Vídeos CONPETRO

    escrito por Dr. Marcílio Novaes Maxxon, agosto 26, 2010 

    É sabido que a extração de petróleo no pré-sal, a grandes profundidades, é uma tarefa complexa e de grandes dificuldades. É natural que o caso da PB provoque apreensões quanto à segurança das nossas plataformas e do emprendimento brasileiro.

    Este vídeo da NASA mostra como o desastre da mancha de óleo no Golfo do México evoluiu desde 20 de abril.
  •  Plataformas operam com documentação vencida, inclusive no pré-sal

    Marinha lista 26 embarcações com declaração de conformidade fora do prazo; outros 22 certificados também podem ter caducado  (25/08/2010). Sabrina Lorenzi, iG Rio de Janeiro.

    As normas brasileiras para as atividades de petróleo despontam entre as mais completas do mundo, mas o gigantismo da costa e a limitação da fiscalização dificultam seu pleno cumprimento. Pelo menos 26 plataformas operam com documentação vencida no País, de acordo com a última listagem de declarações de conformidade da Marinha, assinada em 15 de agosto e atualizada nesta última segunda-feira (23). Outras 22 declarações tinham vencimento previsto entre a data de assinatura da lista e ontem, dia 24 - e também já devem ter caducado.
    A maioria das plataformas com declaração de conformidade vencida, segundo a Marinha, está em processo de regularização, com perícias agendadas e em curso. O documento atesta a segurança da navegação, bem como sua capacidade de alojamento e prevenção de acidentes no meio aquaviário. As unidades com certificado fora do prazo encontram-se nas bacias de Sergipe-Alagoas, Potiguar, Campos e Santos, inclusive no pré-sal.
    A maioria das plataformas sem declarações de conformidade da Marinha é operada pela Petrobras. Entre as maiores unidades citadas com documento vencido está a plataforma Cidade São Vicente, a primeira a realizar testes de produção no pré-sal de Santos, no campo de Tupi. A profundidade desta nova fronteira (de cinco mil a sete mil metros) é alvo de alertas por parte de ambientalistas, que criticam o fato de o governo não estabelecer normas específicas de operação no pré-sal. A declaração provisória de conformidade da Marinha venceu em 25 de junho e uma nova perícia havia sido marcada para 23 de agosto.
    A sonda de perfuração Noble Dave Beard, com previsão de atingir 6.843 metros de profundidade no bloco BM-S-10, vizinho de Tupi na bacia de Santos, também é apontada na lista de documentação vencida. Foi a primeira área onde a Petrobras encontrou indícios de petróleo abaixo do sal, na Bacia de Santos. A lâmina d'agua de 2,1 mil metros nesse ambiente é uma das preocupações de especialistas, que consideram ser mais difícil manter o equilíbrio das plataformas a tamanhas profundidades.
     
    Documento provisório para a maioria
    Procurada pelo iG, a Marinha destaca que nenhuma plataforma pode iniciar sua atividade "sem ter antes obtido este documento". A empresa responsável pela embarcação deve solicitar à Marinha a realização de uma perícia, para a obtenção da declaração de conformidade.Quando a Marinha não observa nenhuma discrepância, após uma ou mais inspeções, concede o documento permanente, válido por um ano. Mas quando considera que ainda há pendências na embarcação, não impediditivas de operação, emite uma declação provisória, válida por 90 dias. A maioria das plataformas opera no País com documento provisório.
    Na lista encontrada no site da Marinha, são citados casos com certificados vencidos, plataformas com documentos vencendo até novembro e ainda as unidades com perícias solicitadas, num universo de 199 plataformas. Destas, 73 possuem documentação permanente e 126, provisória. Mas observações complementares colocadas no site nesta segunda-feira mostram que cinco delas foram desativadas.
    A Marinha acrescentou em sua listagem nesta segunda-feira que muitas das plataformas com documentação vencida estão em processo de regularização, a exemplo da Noble Dave Beard e da Cidade São Vicente.
    Já a Petrobras informa ao iG que as inspeções da Marinha não indicam pendências que comprometam "a segurança das pessoas, nem a integridade estrutural das instalações". A companhia explica, também, que algumas plataformas da empresa estão com certificados de conformidade vencidos devido a "situações excepcionais que estão sendo administradas".
     
    OGX na lista
    A declaração de conformidade da plataforma Ocean Lexington, sob responsabilidade da OGX, venceu em 11 de agosto. Segundo observação complementar da Marinha, a unidade está em processo de regularização (a perícia havia sido programada para 23 de agosto) pela Capitania dos Portos. A empresa de Eike Batista relata, porém, que a unidade já foi visitada por representantes da Marinha.
     

     

    "Sobre a questão da Diamond, a Marinha, por meio da Capitania, já esteve na sonda no dia 4 de agosto e a Diamond, que nos afreta a sonda, está apenas aguardando o certificado chegar". A sonda perfura bloco da OGX em águas rasas da bacia de Campos. A Diamond foi contratada pela OGX para perfurar o bloco.
    Caso semelhante é o da petroleira americana Anadarko. A sonda de perfuração Deepwater Millenium, que também perfura o pré-sal, na Bacia de Campos, é outra com declaração de conformidade vencida segundo listagem da Marinha. A plataforma também aguarda processo de regularização - a perícia estava agendada para esta terça-feira.
    "Nós estamos comprometidos em operar com segurança e de acordo com todas as regulações do setor. Nenhum dos itens pendentes citados pela Marinha impacta a segurança da plataforma. A Transocean já resolveu as duas pendências e a plataforma está completamente adequada às normas", diz a companhia.
     
    Perfuração terceirizada
    Contratada pela Anadarko, a Transocean opera diretamente a sonda. É comum a terceirização da atividade de perfuração, mas com o acidente que envolveu uma plataforma da Transocean, contratada pela petroleira BP, chamou atenção de ambientalistas e trabalhadores do setor para esta prática. O Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense (Sindipetro-NF) chama atenção para a repetição de acidentes por empresas terceirizadas.
    O diretor do Sindipetro-NF Marcos Breda avalia que a quantidade de plataformas e itens inspecionados é infinitamente maior que o quadro de inspetores e fiscais da Marinha e ANP. E lembra que a ausência de documentos por um determinado período não é ilegal.
    A Petrobras explica que a Marinha do Brasil promove vistorias periódicas em todas as unidades marítimas. "Quando a Marinha encontra pendências passíveis de ajuste, que não comprometem a segurança das pessoas, nem a integridade estrutural das instalações, emite um certificado provisório, que estabelece um prazo para que as pendências sejam solucionadas".
     
    Maioria no Nordeste
    A maioria das unidades com documentação vencida encontra-se no Nordeste. São plataformas de pequeno porte, do tipo fixa, algumas delas (cinco, ao todo) dirigidas apenas à distância e desabitadas. São menores que as unidades produtoras localizadas no Sudeste, onde se encontram as maiores reservas de óleo do País.
    As plataformas citadas pela Marinha na bacia do Sergipe estão localizadas na região que deu início à exploração em mar no País. A plataforma Guaricema 1, com documento vencido em 6 de julho, leva o nome do campo pioneiro da atividade marítima. Unidades que levam o nome dos antigos campos Caioba e Camorim também estão sem certificado por razões específicas citadas pela Marinha: "Desde o início do mês de maio condições adversas de tempo impedem o acesso da equipe de inspetores navais. Tem sido mantida uma programação na tentativa de abordagem em conjunto com a Petrobras". 

    Leia também:

    Certificados de conformidade: resposta ao IG

    Veja a pergunta enviada pelo IG e a resposta da Petrobras. Clique aqui para ler a matéria publicada no portal nesta quarta-feira (25/8).

    Pergunta: Estou apurando matéria sobre plataformas com documentos vencidos, conforme listagem da Marinha. Tratam-se de declarações de conformidade provisórias. Gostaria de ouvir a Petrobras sobre o assunto, se está providenciando documentação, perícia, para estas tantas plataformas (são umas 35).

    Resposta: A Petrobras informa que a Marinha do Brasil promove vistorias periódicas em todas as unidades marítimas operadas pela Companhia. Feitas as vistorias, a Capitania dos Portos emite certificados de conformidade, que podem ser permanentes ou provisórios. Os certificados permanentes indicam que a instalação vistoriada está ajustada aos padrões de segurança e operação exigidos por aquele órgão. Quando a Marinha encontra pendências passíveis de ajuste, que não comprometem a segurança das pessoas, nem a integridade estrutural das instalações, emite um certificado provisório, que estabelece um prazo para que as pendências sejam solucionadas.

    Conforme os relatórios das inspeções feitas nas unidades marítimas da Petrobras, não foram encontradas pendências que comprometessem a segurança das pessoas, nem a integridade estrutural das instalações. A Companhia informa, também, que algumas plataformas da empresa estão com certificados de conformidade vencidos devido a situações excepcionais que estão sendo administradas, caso a caso, junto à Marinha, para a prorrogação dos certificados de conformidade. Isso, entretanto, não significa que a segurança nessas unidades esteja comprometida. A Petrobras reitera, finalmente, que o fato de alguns certificados de conformidade estarem vencidos não significa que haja qualquer risco operacional ou para a segurança das pessoas que nelas trabalham e que todas providências estão sendo tomadas pela Companhia para atualização dos certificados.

     

    Transparência: carta ao Jornal O Globo

    Em relação à reportagem Estatais sem transparência (versão online), publicada pelo jornal O Globo nessa segunda-feira (30/8), a Petrobras lamenta, mais uma vez, que informações repassadas ao veículo não tenham sido utilizadas na matéria.

    Ao contrário do que afirma a reportagem, todos os contratos da Companhia e de suas subsidiárias constam no site da Petrobras, mais especificamente no link Informações para o Governo, dentro da Seção ‘Quem Somos’ e da subseção ‘Perfil’. Ou seja, diferentemente do que consta na matéria — “(as estatais) sequer criaram uma página específica no endereço eletrônico para dar publicidade a seus gastos. A Petrobras (…) está nesta lista de empresas” —, todos os investimentos e contratos são facilmente encontráveis no site da Petrobras. Os mesmos dados são repassados diariamente para o Sistema Integrado de Administração de Serviços Gerais (SIASG) e abastecem o Portal de Transparência Pública do Governo Federal.

    A empresa esclarece ainda que os recursos financeiros utilizados pela Companhia em seus empreendimentos não sofrem aportes do orçamento fiscal: têm natureza eminentemente privada.

    A Companhia reafirma que continua seguindo seus princípios de transparência e governança pelos quais já foi premiada diversas vezes: o reconhecimento mais recente, divulgado em 18 de agosto deste ano, colocou a Petrobras entre as cinco primeiras no ranking “As Empresas Mais Transparentes do Ibovespa”.

    Veja abaixo as respostas encaminhadas pela Petrobras às perguntas enviadas pelo jornal. (mais…)

    Capitalização da PETROBRAS

    Petrobras: minoritário já foi muito prejudicado

    O governo criou tanta confusão, que o minoritário já perdeu muito. A ação caiu bastante desde que começou essa conversa da capitalização, ou seja, de colocar mais dinheiro na Petrobras. Só este ano, a empresa já perdeu 30% do seu valor, R$ 88 bilhões. Então, quem tem ação perdeu dinheiro. E agora, para continuar com o mesmo percentual, cada minoritário vai precisar colocar mais dinheiro na empresa para não ser diluído, porque o preço do barril foi cotado acima do que a companhia queria, por volta de US$ 5.
    Uma coisa boa para a empresa foi que o governo resolveu colocar outros campos, além do de Franco, que só teve uma perfuração, como fonte desses barris que serão cedidos à Petrobras. Mas ainda há muita coisa para ser esclarecida para acalmar o investidor minoritário.

     

    Enviado por Míriam Leitão - 2.9.2010/14h00m - CBN

    Capitalização: governo optou por caminho complicado

    Terminou parte da novela da capitalização da Petrobras, o governo fixou o valor médio do barril em US$ 8,51 e vai entrar com US$ 42,53 bilhões. O preço ficou no meio do caminho dos valores apresentados pelas avaliadoras. Achei a decisão arbitrária, até agora não divulgaram explicação técnica.

    No passado, quando foi feita avaliação de patrimônio público, na época das privatizações, a regra era, se há diferença acima de 20%, chama-se um terceiro para avaliar, e não meia dúzia de pessoas sentar e cravar no meio. Algumas coisas mostram que não tem muita lógica. Em uma das áreas, de Peroba, não tem valor de cessão, do volume que será cedido, mas tem o do barril, que será US$ 8,53, mas estamos falando de uma área que nunca foi estudada.

    Pode ser feita uma previsão, que embute certo grau de arbitrariedade, mas cercada de dados, informações técnicas, para que não seja um chute qualquer. Dá para fazer isso, perfurando as áreas das quais sairão os barris. Inicialmente, era só o campo de Franco, onde foi feito apenas um furo. A Petrobras foi para essa conversa achando que tirar 5 bilhões de barris desse campo seria inseguro e ficou decidido que a maioria será de lá, mas o resto, de outros campos.

    Há outras complicações técnicas: em alguns campos, há empresas que ganharam a concessão e estão atuando. Vão ter de fazer um processo chamado unitização, para saber quantos pedaços ficarão com a Petrobras. Nada é simples em petróleo, e o governo resolveu fazer um caminho mais complicado.

    Há gente dizendo que pode haver contestação judicial: o minoritário, achando que foi prejudicado, e o contribuinte, por achar que entregou barato demais. O valor de US$ 8,51 significa aumento maior de dinheiro por parte do minoritário para continuar com a fatia que tinha para não ser diluído. E uma empresa como essa tem milhões de acionistas, inclusive pequenos, como aqueles que botaram parte do FGTS.

    Vamos torcer para que dê tudo certo. Tomara que amanhã, quando divulgarem nota com as explicações, comece um capítulo novo. Mas como foi misturado com a questão eleitoral, o processo foi prejudicado. Como se o crescimento do Brasil, o pré-sal e a Petrobras pertencessem a um governo e não a todo o país. Essa mistura feita deliberadamente entre o que é temporário, o governo, com o que é permanente, o país, é ruim. E a gente já viu isso ser feito no governo militar.

    Ouçam aqui o comentário na CBN



    23/04/2010 - 08h13 (Folha de São Paulo).
     
       
     
    Plataformas custarão US$ 75 bi à Petrobras
     
    PEDRO SOARES
    da Sucursal do Rio
     
    A Petrobras terá de investir ao menos US$ 75 bilhões na construção de 25 novos navios-plataforma para produção e estocagem de petróleo em alto-mar para fazer frente à necessidade de ampliar a capacidade de extração de óleo até 2020, disse à Folha o presidente da estatal, José Sergio Gabrielli.
     
    A estimativa leva em conta a previsão de produção de 3,8 milhões de barris/dia em 2020 --dos quais 2 milhões vão apenas compensar o declínio natural dos campos já em operação. Hoje, a estatal produz 2 milhões de barris/dia no país.
     
    Quase metade dessas plataformas será destinada ao pré-sal da bacia de Santos --responsável por 1,8 bilhão de barris/dia de produção em 2020.
     
    Diante da necessidade de pesados investimentos, diz Gabrielli, a Petrobras foi obrigada a mudar toda a sua lógica de contratações de plataformas e buscar a redução de custos.
     
    A estatal decidiu deixar de fazer projetos "sob encomenda" e passou a adotar a contratação em grandes blocos. Antes, a Petrobras comprava um navio, mandava reformular o casco e encomendava módulos de geração de energia, produção e separação de óleo, compressão de gás e outros a serem adaptados a esse casco. Agora, todos os cascos e equipamentos serão padronizados e contratados em blocos a estaleiros e outros fornecedores.
     
    "Vamos fazer em série com um padrão único. Isso vai reduzir muito os custos", disse Gabrielli, sem revelar de quanto será a economia.
     
    Os primeiros oito cascos serão feitos pela empreiteira W Torre, no estaleiro Rio Grande (RS). O valor não foi revelado, mas um navio-plataforma completo custa entre US$ 2 bilhões e US$ 3 bilhões.
     
    Gabrielli disse não acreditar que contratos maiores com uma única empreiteira vá criar obstáculos junto ao TCU -que viu indícios de superfaturamento nas obras do Comperj, do gasoduto Coari-Manaus e na refinaria Abreu e Lima (PE).
     
    Segundo ele, o tribunal avalia as obras da estatal com parâmetros "inadequados" à indústria do petróleo ao utilizar, por exemplo, dados de estradas para serviços de terraplanagem. "O TCU analisa com a mesma severidade despesas [de empregados] com um ovo cozido em hotéis e grandes projetos [de plataforma e gasodutos.]"
     
    Capitalização
    Gabrielli afirmou ainda que, mesmo sem a participação da União, a capitalização da companhia será realizada neste ano com o objetivo de evitar a perda do grau de investimento.
     
    Disse ainda que, enquanto ela não for realizada, a estatal não assumirá novas dívidas --captação de recursos no exterior, empréstimo do BNDES ou qualquer outro mecanismo.
     
    A capitalização será feita, diz, não porque a empresa "tem problemas de caixa de curto prazo", mas para manter a relação entre a dívida e o capital total da companhia na casa de 35% --padrão das empresas com grau de investimento.
     
    Atualmente, a relação é de 31%, mas subirá dada a necessidade de ampliar o endividamento para fazer frente aos investimentos previstos neste ano --US$ 88 bilhões.
     
    Pelo projeto no Congresso, a União cederá reservas não licitadas do pré-sal em troca de ações da empresa.

    Irregularidades em obras: carta e respostas à Folha

    2 de maio de 2010 / 16:08

     
    A Petrobras reitera que não há irregularidades em suas obras, ao contrário do que insinua a matéria  ¡°Fraude na Petrobras provoca rombo de R$1,4 bi, afirma PF¡± (2/5). Como dito ao repórter Leonardo Souza, a Petrobras não teve acesso à perícia da Polícia Federal que teria apontado supostas irregularidades e, portanto, não teria como comentá-la. Em seu contato com a Companhia, o repórter se referia também a ¡°documentos do TCU¡±. Sobre isso, a Petrobras reafirmou que há divergência entre os parâmetros adotados por ela e os adotados pelo Tribunal, o que gera diferença nos valores apurados. Algumas informações importantes não foram citadas na matéria, como o fato de que a Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba teve seu projeto ampliado e sua capacidade de processamento duplicada, motivo pelo qual a primeira licitação foi cancelada e uma segunda concorrência foi realizada. A Petrobras estima os custos de seus empreendimentos de forma criteriosa e tem como prática negociar a redução de custos em suas obras.

    Leia a seguir as perguntas enviadas pelo jornal Folha de S.Paulo e as respostas encaminhadas pela Petrobras.

    Pergunta: Estamos fazendo mais uma reportagem sobre fraudes cometidas por empreiteiras que se associam em ¡°consórcios paralelos¡± para driblar licitações e repartir ¡°por fora¡± contratos públicos. Segundo documentos do TCU e perícia da Polícia Federal a que tivemos acesso, isso foi verificado em duas concorrências da Petrobras, na da Unidade de Coque e Unidades Auxiliares da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar) e também na da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA).

    De acordo com os dois órgãos, a licitação da Unidade de Coque e Unidades Auxiliares da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar) foi vencida por um consórcio liderado pela Camargo Corrêa por R$ 2,488 bilhões. Peritos dos dois órgãos confrontaram os preços contratados pela Petrobras e os preços de mercado e verificaram um sobrepreço de R$ 655 milhões nos custos dessas obras.

    - A Petrobras identificou alguma irregularidade na licitação ou na execução dessas obras? O que a Petrobras tem a dizer sobre a constatação dos peritos?

    - Quais empresas integraram o consórcio juntamente com a Camargo Corrêa nessa licitação? A Camargo Corrêa informou subcontratações para essas obras antes ou após a concorrência?

    - Em relação à Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA), por que a licitação de 2006 foi cancelada, tendo sido realizada uma nova em 2007?

    - Qual a composição do consórcio vencedor? O consórcio vencedor informou subcontratações para essa obra antes ou após a concorrência?

    Respostas

    Repar

    Sobre a implementação da unidade de coque, que integra a obra de modernização e adequação do sistema de produção da Refinaria Getúlio Vargas (REPAR), em Araucária (PR), a Petrobras nega que haja irregularidades na licitação e execução das obras. O contrato, no valor de R$ 2,488 foi firmado em 7 de julho de 2008 com o Consórcio CCPR-REPAR, integrado pelas empresas Camargo Corrêa e Promon Engenharia. Em auditoria em maio de 2009, o TCU apontou suspeitas de sobrepreço na obra. A Petrobras já demonstrou ao Tribunal que não há sobrepreço, mas sim divergência de parâmetros. O Tribunal utiliza o SINAPI (Sistema Nacional de Pesquisa de Custos e Índices da Construção Civil), critério adotado em obras de saneamento e habitação, e o SICRO (Sistema de Custos Rodoviários), usado pelo DNIT na construção de estradas. A Petrobras considera que estes critérios não se aplicam a obras como uma refinaria de petróleo, mais complexa e com especificidades próprias.

    Além disso, na formação de preços, a Petrobras também leva em conta aspectos relativos a itens de segurança, meio ambiente, saúde e responsabilidade social. Como o Tribunal não considera estes itens, ocorrem diferenças nos valores apurados pela Companhia e pelo TCU. Estes requisitos trazem importantes resultados, como baixo índice de acidentes em obras. A Petrobras apresentou sua argumentação ao Tribunal, que no momento, avalia a questão.

    Sobre subcontratação: conforme previsão em contrato, as empresas podem ser indicadas pela contratada da Petrobras durante o transcorrer da obra. A Petrobras analisa a questão e autoriza ou não a subcontratação. Neste caso, a Promon Engenharia foi indicada pelo consórcio para apresentar o projeto de detalhamento, conforme documento entregue à Petrobras em 2 de abril de 2008. Todos os trâmites legais e previstos em contrato estão, portanto, sendo seguidos.

    Caraguatatuba

    O Tribunal de Contas da União realizou duas auditorias acerca desta unidade. O Tribunal acatou as justificativas apresentadas pela Companhia e concluiu que não há sobrepreço. A conclusão, tomada em plenário, está documentada no acórdão 692/2010, de 7 de abril de 2010.

    O cancelamento da primeira licitação e realização de uma segunda concorrência deveu-se à mudança de escopo do projeto. O projeto original previa processamento do gás advindo do Campo de Mexilhão e previa capacidade de processamento de 7,5 milhões de metros cúbicos de gás por dia. A Companhia avaliou, no entanto, que poderia processar também, na mesma unidade, o gás com origem nos campos de Uruguá e Tambaú. Assim, a Petrobras ampliou o projeto e dobrou a capacidade de processamento prevista para 15 milhões de metros cúbicos de gás ao dia. A nova licitação foi vencida pelo consórcio formado por Queiroz Galvão, Camargo Corrêa e Iesa Petróleo e Gás.

    Pergunta: Perícia da PF identificou superfaturamento nas obras abaixo. Da seguinte forma:

    - Refinaria do Nordeste
    (projeto, terraplenagem, drenagem e pavimentação)
    Suspeita de superfaturamento/sobrepreço de 21,6% no contrato de R$ 429 milhões.

    - Refinaria do Vale do Paraíba
    (modernização e adequação dos sistema de produção)
    Estimativa de 35,7% de superfaturamento/sobrepreço no contrato de R$ 976 milhões.

    - UTE de Cubatão
    (projeto executivo, construção e pré-operação)
    Superfaturamento/sobrepreço estimado em 13,8% no contrato de R$ 597 milhões.

    Além disso, a PF aponta que a CNEC Engenharia, braço da Camargo Corrêa, foi responsável pela elaboração dos projetos básicos (constantes dos editais) das seguintes obras:

    - Refinaria do Vale do Paraíba (modernização e adequação dos sistema de produção), UTE de Cubatão (projeto executivo, construção e pré-operação), Unidade de Coque da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (análise e elaboração de projeto executivo, montagem eletromecânica, operação e apoio à manutenção) e Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (serviço de engenharia, fornecimento de equipamento e material, montagem e assistência técnica)

    O que a Petrobras tem a dizer sobre esses dois pontos (os superfaturamentos nas três obras acima e a participação da CNEC Engenharia na elaboração dos projetos básicos dessas quatro obras?

    Resposta: A Petrobras não teve acesso ao documento ao qual o repórter da Folha de S. Paulo se refere e, por isso, não tem como comentar em detalhes as questões levantadas. A Companhia reitera, no entanto, que há divergência entre os critérios utilizados por órgãos de fiscalização e os critérios da Petrobras na formação de custos de obras.

    Em questionamentos levantados pelo Tribunal de Contas da União, Petrobras já demonstrou que não há sobrepreço mas sim divergência de parâmetros. O TCU utiliza critérios adotados em obras de saneamento, habitação e construção de estradas. A Petrobras considera que estes critérios não se aplicam às suas obras, mais complexas e com especificidades próprias. Além disso, na formação de preços, a Petrobras também leva em conta aspectos relativos a itens de segurança, meio ambiente, saúde e responsabilidade social. Como o Tribunal não considera estes itens, ocorrem diferenças nos valores apurados pela Companhia e pelo TCU. Estes requisitos trazem importantes resultados, como baixo índice de acidentes em obras.

    Com relação à UTE de Cubatão, o preço ofertado pelo consórcio vencedor ficou dentro da estimativa inicial da Companhia, o que reforça o fato de que não há sobrepreço.

    Sobre a elaboração de projeto básico pela CNEC, não houve desrespeito a nenhuma legislação. O projeto básico não contém informações orçamentárias, apenas técnicas, que são disponibilizadas para o mercado na íntegra no edital de licitação. A estimativa de preços dos projetos a serem licitados é feita exclusivamente pelo corpo técnico da Petrobras, preservando, dessa forma, a livre concorrência entre as empresas que disputam as concorrências da Companhia.

     O jornal O Globo  também publicou matéria sobre o assunto citando o jornal Folha de S. Paulo.

    A fiscalização da segurança operacional nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural

    A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, no desempenho de suas atribuições prevista na Lei nº 9.478/1997, estabelece que o regime regulador das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo e gás natural, priorizando o cumprimento das boas práticas para a conservação e uso racional dos recursos energéticos e para a proteção do meio ambiente.

    Por meio da Resolução ANP nº 43/2007 e seu Regulamento Técnico de Segurança Operacional para Instalações Marítimas de E&P,  a Agência instituiu o Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional das Instalações Marítimas de Perfuração e de Produção de Petróleo e Gás Natural (SGSO). O cumprimento do Sistema é obrigação prevista nos contratos de concessão assinados pela ANP, em nome da União, com as empresas que atuam no setor.

    Esse regime regulador de segurança operacional marítima teve base em amplo estudo sobre as normas regulatórias de segurança adotadas em países como os EUA, Canadá, Noruega, Reino Unido e Austrália, além do aprendizado adquirido por conseqüência dos dois acidentes de grandes proporções ocorridos na Bacia de Campos – o afundamento da P-36, em 2001, e a perda de estabilidade da P-34, em 2002.

    O conjunto das regras estabelecidas pela ANP é baseado na identificação dos perigos e na avaliação dos riscos associados aos processos e às operações de cada instalação. Dessa forma, com base nas práticas de segurança previstas na Resolução ANP nº 43/2007, os concessionários devem comprovar que mantêm controlados os riscos advindos de toda e qualquer operação executada nas instalações de perfuração e de produção offshore. Trata-se de um procedimento complexo, aplicado sobre instalações nada comuns.

    Essa abordagem é um avanço em relação ao regime exclusivamente prescritivo. Nesse regime, o detalhamento dos procedimentos de instalação e operação em plataformas tende a  limitar o desenvolvimento tecnológico do setor – tendo em vista a permanente evolução dos sistemas complexos da atividade petrolífera.

    A ANP, como diversas outras agências reguladoras que tratam da segurança operacional marítima, participa regularmente do Fórum Internacional de Reguladores (IRF), em que são discutidos e tratados temas de segurança operacional. Tais participações, além de treinamentos em instituições internacionalmente reconhecidas, garantem que a ANP se mantenha permanentemente atualizada quanto à regulação de segurança operacional.

    Esse compartilhamento de experiências, que é constante e não decorrente exclusivamente de acidente, ajuda a ANP a aperfeiçoar o sistema regulatório brasileiro de segurança.


    Práticas e fiscalizações

    Antes do início das operações, que depende de permissão da Agência, cada concessionário encaminha à ANP uma coletânea de documentos para comprovar sua adequação às normas do Regulamento Técnico de Segurança Operacional para Instalações Marítimas de E&P estabelecido pela Resolução ANP nº 43/2007. A documentação é avaliada pelo setor de segurança e submetida à aprovação da Diretoria Colegiada.

    Desde 2009, a ANP analisou cerca de 500 coletâneas de segurança. Dessas, 20% foram recomendadas à Diretoria para aprovação; 80% resultaram em solicitações aos concessionários para que se adequassem aos preceitos da Resolução ANP nº 43/2007.

    Iniciadas as operações, a ANP verifica, por meio de auditorias a bordo das instalações, a implementação das práticas obrigatórias de segurança nas instalações de perfuração, produção e processamento previstas nas 40 páginas da Resolução ANP nº 43/2007. Essas práticas incluem aspectos como o gerenciamento da instalação; treinamento de pessoal; integridade mecânica; identificação de perigos e análise de risco; seleção de contratadas; práticas de trabalho seguro; e operações simultâneas, entre outros. Quando identificados desvios dos sistemas de gestão de segurança operacional, petroleiras e empresas de perfuração são responsáveis por solucionar as não-conformidades constatadas.

    A prioridade para execução das auditorias é definida a partir de diversos parâmetros associados ao risco, como complexidade da planta de processo; lâmina d’água; idade da instalação; histórico de incidentes; inspeções e auditorias anteriores.

    Em média, os engenheiros da área de segurança da ANP passam 80 semanas por ano a bordo das plataformas, em verificações de segurança. Desde janeiro de 2010, vêm sendo executadas cerca de 70 perícias mensais. Após licitação com sociedades classificadoras, a Bureau Veritas, certificadora reconhecida internacionalmente, passou a ter representantes na equipe de bordo da ANP, acompanhando os engenheiros da Agência e prestando o apoio técnico durante as atividades de fiscalização de segurança operacional.

    A Agência dispõe de uma sala de monitoramento do tráfego marítimo, que permite a visualização, em tempo real, de todas as plataformas e embarcações que atuam na indústria do petróleo.

    Com vistas à racionalização dos recursos públicos e ao aprimoramento da segurança das plataformas, a ANP firmou convênio de cooperação com a Marinha do Brasil, que também realiza perícias técnicas em plataformas marítimas de perfuração, produção e armazenagem de petróleo, fundamentalmente abalizadas pelos preceitos da IMO (International Maritime Organization) e pelo código MODU (Mobile Offshore Drilling Units).

    Com base nas perícias técnicas – que envolvem a verificação dos sistemas de comunicação, amarração, casco, lastro, salvatagem, movimentação de pessoal e carga, propulsão, navegação e condições gerais, entre outros – são emitidas “Declarações de Conformidade” conjuntas, em nome da Marinha do Brasil e da ANP para cada unidade marítima. Este documento atesta o cumprimento das normas e regulamentações contidas em toda a legislação nacional e internacional relativa às atividades de exploração, produção e armazenamento de petróleo no meio aquaviário. Em 2010, vêm sendo executadas cerca de 70 perícias mensais.

    Adicionalmente o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - Ibama, vinculado ao Ministério do Meio Ambiente – MMA, é responsável pelo controle ambiental das atividades marítimas, incluindo a avaliação e a aprovação dos planos de emergência individuais, bem como pelo monitoramento da capacidade de resposta a vazamentos.

    Assim, quanto à competência legal para aprovação e verificação das atividades offshore, cabe à ANP a aprovação e supervisão das atividades de perfuração, produção e processamento dos hidrocarbonetos produzidos; cabe à Marinha a aprovação e supervisão das embarcações (navios de apoio e plataformas, tanto de perfuração como de produção); e cabe ao Ibama a aprovação da área em que a atividade será desenvolvida, sob o ponto de vista de impacto no meio ambiente, e a aprovação do Plano de Emergência Individual, requisito para o licenciamento ambiental.


    Para as instalações de exploração e produção em terra, a ANP estabeleceu o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural (Resolução ANP nº 2/2010). Esse sistema contempla medidas e procedimentos que visam à integridade mecãnica dos equipamentos, à operação segura das instalações e à proteção da vida humana e do meio ambiente.
     

     

    Atualizado em 20/08/2010 16:59:01 

  • ANP reprova segurança operacional em plataformas
  • Petroleiros denunciam 22 acidentes em plataformas em 2010
  • Faltam profissionais para fiscalizar plataformas
  • Brasil define plano antivazamento
  • "EUA deixaram setor na mão das petroleiras; Brasil, não"
  • Petrobras busca pré-sal além da fronteira oficial
  • Poço de 7,5 mil metros amplia fronteira do pré-sal

     

     
    Foto: Divulgação

    A plataforma Cidade São Vicente

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     Biblioteca Sebrae   
     


     

    As Plataformas

    Nos 100 mil quilômetros quadrados da Bacia de Campos, a Petrobras tem hoje 40 unidades de produção de petróleo, operando 546 poços, com uma produção média diária de 1 milhão 265 mil barris. Essas 40 unidades se dividem basicamente em três tipos de sistemas definitivos de produção: as plataformas fixas, as semi-submersíveis e os navios adaptados FPSO (da sigla em inglês para Floating, Production, Storage and Offloading, ou Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Escoamento).

    Inicialmente os primeiros poços produziam para os chamados sistemas antecipados de produção, que utilizavam plataformas semi -submersíveis. As 14 plataformas fixas foram as responsáveis pelo início da saga da produção na Bacia de Campos nos assim chamados sistemas definitivos. Suas colunas são fixadas em profundidades em torno dos 100 metros, na parte rasa da bacia. Carapeba 1 e 3 e Pargo 1 e 2 têm a particularidade de serem plataformas duplas, instaladas sobre o mesmo conjunto de poços, ligadas por uma passarela. Uma unidade concentra os equipamentos para a produção enquanto a outra tem as instalações de hotelaria e administração dos poços. Todas as plataformas fixas têm árvores-de-natal (os equipamentos que controlam o fluxo nos poço) secas, isto é, acima da linha d’água.

    Como 75% das reservas de óleo brasileiras estão em água profundas (entre 400 e mil metros) e ultraprofundas (a partir de mil metros), a Petrobras é hoje a empresa que tem o maior número de sistemas flutuantes no mundo, as plataformas semi-submersíveis e os navios FPSO.

    Na Bacia de Campos há 16 plataformas semi-submersíveis. Para se manter no mesmo lugar, em profundidades superiores aos mil metros, elas contam com sofisticados sistemas de amarração, que incluem oito âncoras, num sistema desenvolvido no Brasil. Balançam como um navio, ao sabor das ondas, e têm árvores de natal molhadas, apoiadas sobre o solo marinho. Algumas têm capacidade para processar até 180 mil barris por dia.

    Há também hoje, na Bacia de Campos, nove navios FPSO’s. Alguns são capazes de armazenar até 2 milhões de barris nos seus reservatórios, como a unidade P-32. Nesse caso específico, a P-32 não tem capacidade de produção, não tem nenhum poço ligado a ela. O "P" da sigra FSPO aí significa processamento (process, em inglês). Plataforma estratégica, a P-32 recebe e trata o óleo vindo de quatro plataformas semi-submersíveis, num total de 250 mil barris diários.
    Plataformas de Perfuração:
    • Petrobras:
    P-10  P-17   P-23  P-16
    • Contratadas:
    SS-37  SS-39  SS-40  SS-41  SS-43  SS-45  SS-46  SS-47
    Plataformas de Produção
    Petrobras
    • Flutuantes:
    ESPF - P-07 - P-08 - P-09 - P-12 - P-15 - P-18 - P-19 - P-20 - P-25 - P-26 - P-27 - P-31 - P-33 - P-35 - P-37 - P-40 - FPBR - FPF - FPMLS - P-43 - P-48
    • Fixas:
    PCE-1 - PCH-1 - PCH-2 - PCP-1 - PCP-2 - PGP-1 - PNA-1 - PNA-2 - PPG-1 - PPM-1 - PVM-1 - PVM-2 - PVM-3
    • Contratada:
    SS-6
    A seguir as plataformas em operação:
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
       
     

    Tipos de Plataformas

    A seguir você conhecerá os tipos de plataformas utilizados pela Petrobras e seus conceitos:
    Plataformas Fixas - Foram as primeiras unidades utilizadas. Têm sido as preferidas nos campos localizados em lâminas d`água de até 200m. Geralmente as plataformas fixas são constituídas de estruturas modulares de aço, instaladas no local de operação com estacas cravadas no fundo do mar. As plataformas fixas são projetadas para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a produção dos poços.


    Plataformas Auto-eleváveis - Sãos constituídas basicamente de uma balsa equipada com estrutura de apoio, ou pernas, que, acionadas mecânica ou hidraulicamente, movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação das ondas. Essas plataformas são móveis, sendo transportadas por rebocadores ou por propulsão própria. Destinam-se à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâmina d`água que variam de 5 a 130m.



    Plataformas Semi-submersíveis - As plataformas semi-submersíveis são compostas de uma estrutura de um ou mais conveses, apoiada em flutuadores submersos. Uma unidade flutuante sofre movimentações devido à ação das ondas, correntes e ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos a serem descidos no poço. Por isso, torna-se necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, dentro de um círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfície, operação esta a ser realizada em lamina d`água. Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante: o sistema de ancoragem e o sistema de posicionamento dinâmico.

    O sistema de ancoragem é constituído de 8 a 12 âncoras e cabos e/ou correntes, atuando como molas que produzem esforços capazes de restaurar a posição do flutuante quando é modificada pela ação das ondas, ventos e correntes.

    No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma com o fundo do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos determinam a deriva, e propulsores no casco acionados por computador restauram a posição da plataforma.

    As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão própria. De qualquer forma, apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a perfuração de poços exploratórios.

    Navios-sonda - Navio-sonda é um navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de sua posição.




    Plataformas tipo FPSO - Os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading) são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada um planta de processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos.

    O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos e/ou re-injetado no reservatório. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões de metros cúbicos por dia.

    A Logística

    Do diesel que movimenta geradores a 60 milhões de litros de água potável, de toalhas limpas a bolas de futebol que animam os entardeceres, tudo vem do continente que -distante no mlnimo uma centena de quilômetros- não é sequer uma mancha no horizonte. A cada mês, são transportadas 210 mil toneladas de carga. Mas a complexa operação logística que dá vida à bacia transporta sobretudo pessoas: por helicóptero, são 38 mil por mês; por um veloz catamarã, construido especialmente para as condições de navegação da Bacia, são mais quatro mil.
    Espalhados num raio de 100 mil quilômetros quadrados de mar azul, há 104 unidades tão distintas quanto plataformas de produção ou rebocadores, que ficam até 60 dias no mar.
    Nenhuma é auto-suficiente nem mesmo em energia. O objetivo delas é extrair das águas
    " profundas da Bacia de Campos a auto-suficiência do Brasil em petróleo. Por isso, cada polegada de convés, cada quilo de aço visam buscar óleo a profundidades recordes e dar conforto e segurança aos homens que passam 14 dias embarcados, longe do carinho da famí- lia e das facilidades da terra firme.
    Cada uma dessas unidades é uma comunidade, onde há geração de energia, tratamento
    de esgoto, necessidade de remédios. As plataformas têm todas as demandas de uma pequena cidade, isoladas no meio do mar, precisando de comida, por exemplo, a cada semana.
    Para apoiar cada uma dessas comunidades, a Petrobras controla uma esquadra de 95 embarcações e uma frota de 37 helicópteros. Cada um com cronograma próprio e missões que podem mudar tão rapidamente quanto os ventos que sopram no mar aberto. A carga pesada é transportada pelos 33 navios do tipo plataforma supply vessel, cargueiros que têm convés de até 600 metros quadrados. São os que têm a rotina mais previsível. Cada um deles faz o mesmo itinerário, duas vezes por semana. As cargas variam -numa semana, alguns milhões de litros de água a mais, noutra, em vez de uma ancora nova, vai um bote inflável que precisou de reparos ou um computador novo -mas as plataformas são sempre as mesmas. Com a repetição dos mesmos trajetos e das rotinas de atracação nos mesmos pontos, ganha-se agilidade e segurança.

    No extremo oposto, estão as velozes sete lanchas com casco de alumínio, batizadas de "expressinhos". Com duas partidas diárias, às 14h e 23h, ali uma encomenda pode ser embar- cada até com poucas horas de antecedência.
    A complicada operação para garantir que o remédio necessário numa determinada plataforma não vá parar numa outra começa num terminal de computador em cada plataforma, onde é preenchido o documento único de carga. A maioria dos itens relacionados à atividade fim da Petrobras -a exploração de petróleo- se encontra estocada nos 200 mil metros quadrados do Parque de Tubos. É ali, nos grandes armazéns da Petrobras, a apenas 13 km do porto, que ficam estocados 42 mil itens. O valor total do estoque é de US$ 280 milhões, incluindo itens de custo unitário irrisório, como porcas e parafusos, e peças de mais de US$ 1,5 milhão, como a chamada árvore-de-natal molhada- que controla o fluxo dos poços submarinos.

    No Parque de Tubos, uma equipe de 800 pessoas separa e embala cada item, colocando-os nos contêineres, endereçados a cada unidade. De lá seguem para o porto e, então, ganham o mar aberto. Todo mês, 18 mil solicitações são processadas pelo pessoal do Parque de Tubos.
    O caminho até o destino final é acompanhado 24 horas por dia através de conferências visuais, transmitidas por rádio. Cada contêiner recebe um chip eletrônico, associado a um código de barras. Antenas espalhadas pelo porto e pelo PT acompanham cada passo da carga, até a chegada às plataformas.

    O Porto de Imbetiba é o mais movimentado da indústria petrolífera no mundo. No Golfo do México ou no Mar Negro há uma movimentação total de cargas maior. Mas esses volumes são transportados por mais de uma empresa e por mais de um porto. Em Imbetiba o movimento acontece dia e noite. São 440 atracações em média por mês. Em 2000, eram transportadas em média 170 mil toneladas, a cada mês, Em 2001, foram 190 mil; em 2002 passou de 220 mil. Número que cresce ainda mais. A Petrobras não pára.
     

    Seguros Como Passáros

    Sobre as águas da Bacia de Campos, os 37 helicópteros a serviço da Petrobras passaram 45.600 horas voando, em 2001. É como se cada um deles tivesse ficado 51dias voando sem parar. Para transportar 38 mi8l pessoas por mês, são necessários 40 vôos diários, a partir dos heliportos de Macaé e do Farol de São Tomé, construído pela empresa.

     

    Plataformas Fixas

     

    Plataforma fixa - ponto-a-ponto

      

    Conceito de Plataforma Fixa

     

    Plataformas Flutuantes

     

    Conceito de Plataforma Flutuante

     

    Navio de Produção

     

    Plataforma de Perfuração

     

    A Certificação Offshore

    A Petrobras é reconhecida pela qualidade de suas atividades

    No segmento da indústria de petróleo, operando sistemas offshore a experiência da Petrobras na Bacia de Campos tornou-se referência mundial em Sistema de Gestão Integrada de Segurança, Meio Ambiente e Saúde. Após a P-17 ter sido a primeira plataforma do mundo a receber simultaneamente certificação por ter atendido às normas das ISO 14000, BS 8800 e ISM CODE, em março de 1999, a Petrobras estendeu o mérito do sistema a todas as unidades offshore da Bacia de Campos e suas instalações de terra, em uma campanha que se estendeu até maio de 2000.

    Para realizar a tarefa, todas as gerências foram sensibilizadas sobre as exigências do novo sistema de gestão SMS e, tanto as unidades offshore, quanto as de terra tiveram os "aspectos" e "impactos" da atividade levantados e avaliados minuciosamente.

    O marco inicial do processo de certificações foi em janeiro de 1998, quando o projeto foi apresentado a todos os gerentes da Bacia de Campos e definida a certificação das sondas próprias de perfuração como o passo inicial, o que serviria de subsídio para a implantação do sistema nas demais unidades. Começou-se então o diagnóstico de todos os potenciais riscos que poderiam causar prejuízos ao meio ambiente, à segurança e à saúde ocupacional. Foram traçados os objetivos, as metas e os programas. O levantamento dos "aspectos" e "impactos" funcionam no sistema como uma espécie de bússola para apontar as soluções mais apropriadas.

    Nesse processo, as ações gerenciais, administrativas e operacionais do cotidiano devem estar voltadas para a segurança do pessoal e instalações, saúde de todos os envolvidos no processo produtivo, sem causar danos ao meio ambiente.

    As certificações das atividades são feitas por organismos externos, reconhecidos internacionalmente, com base nas normas internacionais ISO 14000, BS 8800 e IBM CODE. No caso da Petrobras, a entidade certificadora é a Bureau Veritas Quality International (BVQI).

    Para atender ao nível de exigência das certificações, surgiu a necessidade de criação de novos procedimentos operacionais e revisão dos antigos, sempre com foco na política de SMS, com conseqOente aumento da satisfação e produtividade dos empregados.

    Os ganhos significativos com o novo sistema vão desde a mudança de visão dos empregados, o nível de consciência das próprias responsabilidades sobre o meio ambiente, segurança e saúde, até efetivos aumentos de produtividade, redução de passivos, confiança dos investidores, redução dos prêmios dos seguros, etc.

    No entanto, a meta de certificar todas as unidades de exploração e produção da Bacia de Campos não se limitaram à Petrobras, mas se estendem a toda a cadeia produtiva. Todas as empresas prestadoras de serviços são sensibilizadas quanto aos novos requisitos do modelo de gestão e estão cientes dos "aspectos" e "impactos" de suas atividades, sendo estimuladas a adotar as mesmas práticas de gestão, atendendo a um requisito normativo de influenciar a cadeia de fornecedores na adoção destas melhores práticas. Este movimento conjunto contribui para que toda a sociedade se beneficie na medida de que são mapeados e reduzidos os impactos das atividades de cada um, assegurando uma melhor qualidade de vida aos trabalhadores, com menos agressões ao meio ambiente, rastreabilidade nos resíduos industriais, enfim um sem número de efeitos colaterais positivos.

    Os Campos de Petróleo na Bacia de CAMPOS/RJ

     

    Campo Espadarte

    O campo de Espadarte está localizado na Bacia de Campos, distando aproximadamente 110 Km do litoral, a profundidade deste campo varia de 750 a 1.500m. O bloco principal da concessão foi descoberto em 1994, através do poço RJS-409. O desenvolvimento do campo é efetuado através de 13 poços, sendo 8 produtores e 5 injetores, produzindo para um FPSO, que contempla ainda a produção da porção leste do campo de Marimbá. A produção iniciou-se em agosto de 2000 e o pico de produção em torno de 40.000 bpd se dará em 2006. O projeto tem financiamento externo do tipo "project finance", do qual também fazem parte os campos de Voador e Marimba.

    Projeto Espadarte Fase II - área do poço RJS-409

    FPSO Espadarte

    • Poços Produtores: 9Poços Injetores: 8
    • Pico de Produção de Espadarte (área ESP-Fase I): 37.000 em 2003
    • Pico de Produção do FPSO (Espadarte e Marimbá): 45.000 bpd em 2003
    • Da descoberta até o 1º óleo: 6 anos
    • Produção Média de óleo em 2007: 19.972 bpd

    FPSO Cidade do Rio de Janeiro

    • Poços Produtores Previstos: 5
    • Poços Injetores Previstos: 4 
    • Pico de Produção Previsto do FPSO (área ESP-Fase II): 68.000 bpd em meados de 2008
    • Da descoberta até o 1º óleo: 18 anos
    • Produção Média de óleo em 2007: 35.159 bpd

     

    Campo Barracuda & Caratinga

    Barracuda

    O Campo de Barracuda foi descoberto em abril de 1989, através do poço 4-RJS-381. Está localizado na Bacia de Campos, distante aproximadamente 95 Km do litoral, sob lâmina d’água de 600 a 1.100 m e ocupando uma área de 233 km2.

    O Campo de Barracuda foi desenvolvido em etapas: Sistema Piloto (já desativado) e Sistema Definitivo.

    O início da produção do Campo ocorreu em setembro de 1997, com o poço 1-RJS-383, do Sistema Piloto, cuja Unidade Estacionária de Produção (UEP) foi do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO) e era denominada P-34.

    O início de produção do Sistema Definitivo ocorreu em dezembro de 2004. Este Sistema consiste do FPSO (P-43), ancorado pelo sistema SMS (Spread Mooring System) em LDA de 800 metros. Tem capacidade nominal de processo de 150.000 barris de líquido por dia e compressão nominal de 6.000 MNm³/d de gás. Na P-43, onde estão interligados os poços injetores e produtores, é realizado o processamento e a estocagem do óleo para posterior alívio em tandem. O gás disponível para venda é comprimido e enviado para a plataforma PNA-1 no campo de Namorado, através de um gasoduto submarino misto (parte flexível e parte rígido) de 12” de diâmetro e cerca de 22 quilômetros de extensão. A partir da PNA-1, o gás incorpora-se ao Sistema de Escoamento de Gás da Bacia de Campos para as instalações em terra.

    O Sistema inclui um total de 34 poços, sendo 20 produtores e 14 injetores. Estão considerados neste total 8 poços do campo pertencentes ao Sistema Piloto. Está prevista a perfuração de mais 7 poços (4 produtores e 3 injetores) e aproveitamento de um poço existente como injetor, que compreendem o Desenvolvimento Complementar do Campo e ainda, 1 poço para adensamento de malha do Campo de Barracuda.

    Para suportar o projeto foi desenvolvida uma estrutura financeira do tipo Project Finance onde bancos e trading companies são responsáveis pelo aporte do capital a ser investido. Para tanto foi constituída uma companhia de propósito específico Special Purpose Company (SPC), cujo nome é Barracuda Caratinga Leasing Company (BCLC),

    Para a execução do Projeto, a SPC assinou um contrato de engenharia, suprimento e construção (Engineering, Procurement and Construction - EPC) com a Kellogg Brown and Root (KBR), que foi responsável por todos os serviços de implantação. A PETROBRAS foi subcontratada para a execução dos poços.

    Caratinga

    O Campo de Caratinga foi descoberto em fevereiro de 1994, através do poço 1-RJS-491. Está localizado na Bacia de Campos, distante aproximadamente 100 Km do litoral, sob lâmina d’água de 850 a 1.350 m e ocupando uma área de 261 km2.

    O Campo de Caratinga foi desenvolvido em etapas: Sistema Piloto (já desativado) e Sistema Definitivo.

    O início da produção do Campo ocorreu em novembro de 1997, com o poço 1-RJS-491, do Sistema Piloto, o mesmo do campo de Barracuda.

    O início de produção do Sistema Definitivo ocorreu em fevereiro de 2005. Este Sistema consiste do FPSO (P-48), ancorado pelo sistema SMS (Spread Mooring System) em LDA de 1040 metros. Tem capacidade nominal de processo de 150.000 barris de líquido por dia e compressão nominal de 6.000 MNm³/d de gás. Na P-48, onde estão interligados os poços injetores e produtores, é realizado o processamento e a estocagem do óleo para posterior alívio em tandem. O gás disponível para venda é comprimido e enviado para a plataforma PNA-1 no campo de Namorado, através do mesmo gasoduto do campo de Barracuda.

    O Sistema inclui atualmente um total de 21 poços, sendo 13 produtores, incluindo 1 poço adicional de adensamento de malha a partir de setembro de 2006 e 8 injetores. Esta prevista ainda a perfuração de mais 2 poços produtores para adensamento de malha.

    A mesma estrutura financeira e contrato de engenharia desenvolvidos para implantar o Sistema Definitivo de Barracuda, foram utilizados em Caratinga.

    Barracuda

    • Poços Produtores: 20
    • Poções Injetores: 14
    • Início da produção: Dezembro 2004
    • Pico de produção em 2006: 188.851 bpd
    • Produção média de óleo em 2006: 169.903 bpd

    Caratinga  

    • Poços Produtores: 13 
    • Poções Injetores: 8 
    • Início da produção: fevereiro 2005
    • Pico de produção em 2006: 160.579 bpd
    • Produção média de óleo em 2006: 141.198 bpd

     

    Campo de Marlin

    O Campo de Marlim foi descoberto em janeiro de 1985, através do poço RJS219A. Está localizado na Bacia de Campos, distante aproximadamente 110 Km do litoral do Rio de Janeiro. Devido ao vulto e à complexidade do projeto, o desenvolvimento deste campo foi planejado em 5 módulos com sete unidades de produção (quatro do tipo plataforma SS "semi-submersível" - e 3 do tipo FPSO "Floating, Production, Storage and Offloading") e 1 unidade de tratamento e estocagem (do tipo FSO "Floating, Storage and Offloading"). A coleta do óleo dos poços até as unidades de produção é feita através linhas/risers flexíveis e manifolds.

    O desenvolvimento definitivo do campo iniciou-se pelo Módulo um, com a instalação da plataforma P-18 em maio de 1994. O pico de produção de óleo foi de 586.315 bpd em 2002, com a implantação do Módulo cinco (FPSO P-37). O óleo de Marlim é tratado nas suas unidades, e transferido para navios-aliviadores que transportam a produção do campo para o continente. Todo o gás produzido associado ao óleo é comprimido nas plataformas/FPSOs e escoado para o continente através da infraestrutura de gasodutos da Bacia de Campos.

    Em 2005 será instalado mais um FSO com a planta (P-47). Essa unidade além de ampliar a capacidade de tratamento de óleo de Marlim, irá especificar esse fluido no padrão internacional para exportação.

    5 Módulos em desenvolvimento
    Poços Produtores: 83
    Poços Injetores de Água: 46
    Pico de Produção: 586.315 bpd em 2002
    Produção Média de óleo em 2004: 482.580 bpd

     

    Campo de Marlin Sul

    O Campo de Marlim Sul, descoberto em novembro de 1987 através do poço RJS-382, está situado a cerca de 120 km do litoral norte do Estado do Rio de Janeiro, sob profundidade d’água de 850 a 2400 m e ocupando uma área de aproximadamente 600 km2 (Fig. 1).

    • 4 Módulos, sendo 3 em desenvolvimento e 1 em estudo
    • Poços Produtores: 60 
    • Poços Injetores: 46 
    • Pico de Produção 287.911: bpd em 2013 
    • Produção Média de óleo em 2007: 162.709 bpd

    Inicialmente foi implantada a denominada Fase Piloto, destinada a coletar informações dos reservatórios e testar tecnologias de operações em poços em águas profundas, subsidiando o desenho das fases subseqüentes do campo. A concepção atual de desenvolvimento do campo abrange quatro etapas de produção, denominadas Módulos 1, 2, 3 e 4 (Fig. 2).

    Em 30 de abril de 1994 iniciou-se a produção do campo com o poço 3-MRL-4-RJS, interligado à plataforma PETROBRAS-20, situada no campo de Marlim. Atualmente esse poço produz para a plataforma PETROBRAS-40, do campo de Marlim Sul. Ainda em caráter piloto, em 04 de agosto de 1997, foi colocado em produção o poço 6-MLS-3B-RJS na área do Módulo 3, conectado a um navio do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), o FPSO-II, ancorado em lâmina d’água de 1.430 metros. Sua produção foi encerrada em outubro de 1998, após o término da campanha de coleta de dados.

    Posteriormente, o FPSO II foi deslocado para a área do Módulo 2, iniciando o Projeto Piloto de Produção deste módulo, com a entrada em produção do poço 3-MLS-2-RJS, em novembro de 1999, e do poço 4-RJS-442, em dezembro de 2000. Em dezembro de 2001, esta fase foi encerrada com o fechamento desses poços e a desmobilização do FPSO II.

    Em 16 de dezembro de 2001, entrou em a operação a plataforma PETROBRAS-40 (P-40), com o início da produção do poço 7-MLS-10HPB-RJS, na área do Módulo 1. O Módulo 1 compreende a produção de poços diretamente para a plataforma semi-submersível P-40, em lâmina d’água de 1.080 metros. O óleo produzido, após sofrer tratamento na P-40, é transferido para um navio do tipo Floating Storage and Offloading (FSO), denominado PETROBRAS-38 (P-38), ancorado em lâmina d’água de 1.020 metros. O óleo armazenado na P-38 é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais no continente. O gás produzido é comprimido na P-40 e escoado para a Plataforma de Namorado-1 (PNA-1), no Campo de Namorado, se incorporando, a partir deste ponto, à malha de gasodutos da Bacia de Campos. A P-40 possui em operação 21 poços, sendo 13 produtores e 8 injetores.

    Devido à alta produtividade e injetividade dos poços da P-40, foi concebido e viabilizado um Projeto de Desenvolvimento Complementar do Módulo 1. Este projeto contemplou a plataforma FPSO-Marlim Sul (FPSO-MLS), afretada, que foi ancorada próxima à P-40, em lâmina d’água de 1.180 metros. O óleo armazenado no FPSO-MLS é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais no continente. O gás produzido é comprimido e escoado para a P-40. O FPSO-MLS possui 11 poços em operação, sendo 6 produtores e 5 injetores. Encontra-se em fase de construção um poço injetor que entrará em operação no FPSO-MLS em 2006.

    Ainda dentro do escopo do Módulo 1, estão em operação 1 poço produtor e 1 injetor interligados à plataforma PETROBRAS-37 (P-37) e 1 produtor e 1 injetor interligados à Plataforma PETROBRAS-26 (P-26). As plataformas P-26 e P37 fazem parte do campo de Marlim.

    Com isso, a malha de drenagem para o Módulo 1 totalizará 37 poços, sendo 22 produtores e 15 injetores.

    O Módulo 2 de Marlim Sul encontra-se em fase de implantação. Este Módulo compreende a instalação de uma unidade de produção designada de PETROBRAS-51 (P-51), em lâmina d’água de 1.255 metros. O escoamento do óleo será realizado por oleodutos ligados às Plataformas P-38, FPSO-MLS e a uma plataforma fixa, a ser instalada em águas rasas, a Plataforma de Rebombeio Autônoma-1 (PRA-1). O gás produzido será enviado para a Plataforma P-40 e para o PLEM (Pipeline End Manifold) de Barracuda. O início de operação da P-51 está previsto para fevereiro de 2008.

    O Projeto de Desenvolvimento da Produção do Módulo 3 de Marlim Sul contempla a interligação de 22 poços (11 produtores e 11 injetores) à plataforma Petrobras 56 (P-56) do tipo semi-submersível, com capacidade de processamento de 100 mil bopd, compressão de 6.000 mil Nm³/dia de gás e injeção de 45.000 m³/dia de água. Um oleoduto escoará o óleo para a plataforma Petrobras 38 (P-38) e um gasoduto exportará o gás para a plataforma Petrobras 51 (P-51), em lâmina d’água de 1650 metros. Seu EVTE básico foi aprovado em setembro de 2007 e o primeiro óleo está previsto para dezembro de 2010.

    O Módulos 4, que atualmente se encontra em fase de estudos de reservatórios, compreenderá a explotação do restante do campo, que possui um óleo mais pesado e depende de novas tecnologias, e estão situados em lâminas d’água superiores a 1.500 metros.

     

    Campo Marlim Leste

    Desenvolvimento do Campo Marlim Leste

    O campo de Marlim Leste foi descoberto em janeiro de 1987 através do poço RJS-359, em lâmina d’água de 1.251m e distando aproximadamente 120 Km do litoral. O desenvolvimento do campo começou com uma Fase Piloto de produção, através da completação e interligação do poços 1-RJS-359 à plataforma P-26 do campo de Marlim, entre abril de 2000 e junho de 2002, para a obtenção de informações de reservatório e escoamento. Para o desenvolvimento complementar do campo é prevista a instalação de um navio de produção (FPU) - P-53 - e a perfuração e interligação individual através de dutos flexíveis à FPU de 14 poços produtores e 8 poços injetores de água. Este sistema tem seu início de produção previsto para 2008. Após separação e pré-tratamento, o óleo produzido será escoado via oleodutos e plataforma de rebombeio (PRA-1) para a terra. O gás será exportado para P-26, no Campo de Marlim.

    • 1 Fase piloto (RJS-359)
    • 1 Módulo Definitivo
    • Poços Produtores: 14
    • Poços Injetores: 08
    • Pico de Produção: 160.000 bpd em 2009
    • Volume Produzido pelo poço RJS-359: 3,72 MM boe
    • Produção Média de óleo em 2005: 0 bpd

     

    Campo de Albacora

    O campo de Albacora compreende uma área de 455 km2 e está situado na área norte da Bacia de Campos, em profundidade d’água variando de 150 m a 1100 m, distando cerca de 110 km do cabo de São Tomé, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro.

    O pico de produção do Campo de Albacora ocorreu em dezembro de 1998 com a produção média de 199.800 boe/d.

    O início da produção aconteceu em outubro de 1987, com o poço 1-RJS-297 produzindo do reservatório Namorado. Este e mais cinco poços integraram a denominada Fase I de exploração do campo. Os poços produziam por manifold (MSP-1) para o navio de processamento P. P. Moraes. Os principais objetivos desta Fase eram a antecipação de produção e a coleta de dados de produção e de reservatórios visando auxiliar na continuidade exploratória do campo.

    Posteriormente, em 1989, com a instalação de mais um manifold de produção foi possível interligar mais seis poços, sendo cinco no Arenito Marlim e um no Arenito Namorado, dando início a Fase IA que foi concluída em 1993, com a substituição do P.P. Moraes pela plataforma P-24 e a interligação de mais dois poços produtores no Arenito Marlim e um no Namorado.

    A Fase IIA compreendeu o desenvolvimento complementar da área norte do reservatório Marlim para a plataforma de produção P-25, o início da produção ocorreu em setembro de 1996 com 3 poços. Até o final de 1997 entraram em produção mais 25 poços. A Fase II B compreendeu o início da operação do FPSO P-31.

    Após o remanejamento dos poços produtores para a P-31, a P-24 encerrou a produção em 31/12/2000, ficando o campo produzindo apenas pelas plataformas P-25 e FPSO P-31.

    A entrada em produção do poço 9-AB-65-RJS, em maio de 2002, para a P-25, e do poço 9-AB-66-RJS, em setembro de 2003, para a P-31, marcaram o início de uma nova fase de desenvolvimento do Campo de Albacora.

    Foram então criados mais dois projetos, o BC0107 para interligar 3 poços satélites à P-25, aproveitando as facilidades de produção já existentes, com pico de produção de 31.100 bpd de óleo em agosto de 2004 e o BC0105 para interligar um poço à P-25 (com pico de produção de 3535 bpd em novembro de 2003) e um poço à P-31 (com pico de produção de 1565 bpd em setembro de 2006).

    Encontra-se na fase de execução o projeto BC1213, com os poços produtores de óleo 7-ABL-71HP-RJS e 7-AB-89HP-RJS e o poço auto-injetor 8-AB-90-RJS em operação, prevê a perfuração e a completação de mais 8 poços produtores de óleo e 8 poços injetores de água interligados à P-25 e à P-31. Seu pico de produção será de 52.401 bpd em 2010.

    Encontra-se na fase de identificação das oportunidades o BC1927, com início previsto para 2011. Escopo inicial são 3 poços autoinjetores, 04 poços com desvios horizontais, 04 poços produtores. Seu pico de produção será de 21.205 bpd em 2014.

    O escoamento da produção de óleo é feito para navios aliviadores. O gás é comprimido para o continente através de gasoduto que passa pela Plataforma de Garoupa (PGP-1).

    Atualmente temos:

    • Poços Produtores em Operação: 42
    • Poços Injetores em Operação: 3
    • Poços Injetores Perfurados: 5
    • Pico de Produção: 199.800 boe/d em Dez 1998
    • Produção Média de óleo em 2007: 107.140 bpd

     

    Campo de Albacora Leste

    Desenvolvimento do Campo de Albacora Leste

    O Campo de Albacora Leste foi descoberto em março de 1986, através do poço RJS342A, e está localizado na Bacia de Campos distante aproximadamente 120 Km do litoral. O Desenvolvimento do Campo está previsto para ocorrer em Fase única. Uma unidade flutuante de produção, do tipo FPSO (P-50), foi instalada no campo e a produção se iniciou em abril de 2006. O arranjo submarino consiste de 32 poços (17 produtores e 15 injetores) interligados através de linhas flexíveis à plataforma de produção P-50, onde o óleo será tratado e posteriormente transferido para navios aliviadores que o transportarão para o continente. O projeto é desenvolvido em parceria com a Repsol-YPF.

    Em desenvolvimento:

    • Poços Produtores: 17
    • Poços Injetores: 15
    • Produção Média de óleo em 2006: 62.408 bpd
    • Exportação Média de gás em 2006: 382 mil m3/d
    • Pico de Produção: 174.375 bpd em fev/2007
    • Produção Média de óleo em 2007: 159.890 bpd
    • Exportação Média de gás em 2007: 1.002 mil m3/d

     

    Campo petrolífero de Roncador

    O Campo de Roncador, localizado na área norte da Bacia de Campos, a cerca de 125 km do Cabo de São Tomé, foi descoberto em outubro de 1996, com a perfuração do poço 1-RJS-436A.

    O Campo de Roncador possui uma área de 111 km² e está sob uma lâmina d’água (LDA) que varia de 1.500 a 1.900 metros.

    Devido à extensão de sua área e ao grande volume de hidrocarbonetos existente, o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em módulos, num total de 4. O óleo de cada um desses módulos possui diferentes densidades, distribuídas da seguinte forma:

    Módulo 1A - 28º a 31º API
    Módulo 2 - 18º API
    Módulo 3 - 22º API
    Módulo 4 - 18º API

    A produção do campo teve início em 23 de janeiro de 1999, quando o navio de produção de posicionamento dinâmico (DP FPSO) SEILLEAN foi interligado ao poço 1-RJS-436A por um sistema pioneiro de completação submarina, que representou, à época, recorde mundial de lâmina d’água: 1.853m. Em março de 2001 esse sistema piloto de produção foi transferido para poço 9-RO-20-RJS, localizado no Módulo 3 de Roncador, onde permaneceu até maio de 2002, produzindo cerca de 15.000 bpd.

    Em maio de 2000 entrou em operação o Sistema de Produção do Módulo 1 de Roncador. Composto pela unidade de produção semi-submersível (SS) P-36 e pelo navio de estocagem (FSO) P-47, esse sistema foi projetado para ter um total de 28 poços, sendo 21 produtores e 7 injetores de água.

    As inovações tecnológicas aplicadas pela Petrobras na implantação do Sistema Piloto de Roncador e no Sistema de Produção do Módulo 1 renderam à companhia o Distinguished Achievement Award da OTC 2001.

    Após o acidente com a plataforma P-36, em 15 de março de 2001, que resultou no seu afundamento 4 dias depois, a concepção de desenvolvimento de Roncador foi revista e o Módulo 1 foi rebatizado como Módulo 1A, passando a ser dividido em 2 fases. A Fase 1, concebida como uma solução de curto prazo para a retomada da produção do campo, foi composta inicialmente por 8 poços produtores, além do poço produtor RO-42, do Módulo 2 , e 3 injetores interligados a uma unidade de produção do tipo FPSO.

    Esse FPSO, denominado FPSO-BRASIL, foi afretado à empresa SBM - Single Buoy Moorings Inc. e convertido em tempo recorde, tendo retomado a produção dos poços que estavam interligados à P-36 em 8 de dezembro de 2002, menos de 20 meses após o acidente ocorrido com a plataforma, com as seguintes características:

    • Capacidade de processamento de óleo              100.000 bpd
    • Capacidade de compressão                               5,0 milhões de m³/d
    • Capacidade de injeção de água                          15.000 m³/dia
    • Estocagem                                                         1,7 milhão de barris
    • PDA                                                                  1.290 m

    Atualmente o projeto da Fase 1 do Módulo 1A de Roncador é composto por 7 poços produtores, sendo 6 do Módulo 1A e 1 do Módulo 2, todos com suas linhas de produção de óleo conectadas diretamente ao FPSO-BRASIL, e 4 deles com suas linhas de gas-lift conectadas a um manifold submarino de gas-lift (MSGL-RO-01). Esse equipamento apresenta a vantagem de diminuir a carga sobre o FPSO ao permitir que apenas uma linha de injeção de gás possa ser ramificada para atender a mais de um poço, além de possibilitar, de subsuperfície, o comando eletro-hidráulico das válvulas de cada poço individualmente, a partir de sistemas de controle instalados diretamente no manifold. A injeção de água é feita através de dois poços satélites, também interligados ao FPSO-Brasil.

    O óleo produzido é armazenado no FPSO e, periodicamente, é transferido para um navio aliviador. Um gasoduto escoa o gás para o continente, através das Plataformas de Namorado 1 (PNA-1) ou Garoupa (PGP-1). O FPSO BRASIL permanecerá em Roncador até 2012, quando então será feito o remanejamento de seus poços para a unidade de produção da Fase 2 do Módulo 1A, com exceção de dois deles, que devem ser remanejados no final de 2008: RO-17 para P-52 (Módulo 1A - Fase 2) e RO-50 para P-54 (Módulo 2).

    A Fase 2, etapa de conclusão do Módulo 1A, entrou em produção em 23/novembro/2007 e compreende a utilização de uma unidade do tipo semi-submersível (SS), denominada P-52, com as seguintes características:  

    • Capacidade de processamento de óleo        180.000 bpd
    • Capacidade de compressão                         9,3 milhões de m³/d
    • Capacidade de injeção de água                  48.000 m³/dia
    • PDA                                                          1.800 m 

    Vinte e nove poços serão interligados à plataforma, sendo 18 produtores e 11 injetores de água.

    A exportação de óleo da P-52 é feita através de dutos submarinos a serem interligados a uma plataforma fixa situada em águas rasas, denominada Plataforma de Rebombeio Autônomo (PRA-1). O gás é exportado para o continente através das Plataformas de Namorado 1 (PNA-1) ou Garoupa (PGP-1). A P-52 permanecerá em operação até o final da vida produtiva do campo de Roncador.

    O Módulo 2 consiste na utilização de uma embarcação do tipo FPSO, denominada P-54, que iniciou a produção em 12/dezembro/2007, com as seguintes características:

    • Capacidade de processamento de óleo             180.000 bpd
    • Capacidade de compressão                             6,0 milhões de m³/d
    • Capacidade de injeção de água                        39.000 m³/dia
    • Estocagem                                                       1,5 milhão de barris
    • PDA                                                                1.400 m 

    Dezessete poços serão interligados à plataforma, sendo 11 produtores e 6 injetores de água.

    O escoamento do óleo é feito em tandem, através de um navio aliviador, enquanto o gás será escoado através das Plataformas de Namorado 1 (PNA-1) ou Garoupa (PGP-1).

    O Módulo 3 consistirá de uma embarcação tipo semi-submersível (SS), denominada P-55, que iniciará sua produção no ano de 2013, com as seguintes características:

    Capacidade de processamento de óleo      180.000 bpd 
    Capacidade de compressão                       6,0 milhões de m³/d
    Capacidade de injeção de água                  46.000 m³/dia
    PDA                                                          1.790 m
     
    Serão interligados dezoito poços a esta plataforma, sendo 11 produtores e 7 injetores.

    O escoamento do óleo será realizado através de 2 oleodutos, um direcionado à Plataforma de Rebombeio Autônomo (PRA-1) e o segundo direcionado para a P-54. Já o gás será exportado por um gasoduto que seguirá para PGP-1/PNA-1.

    O Módulo 4 de Roncador encontra-se atualmente em fase de elaboração de EVTE Conceitual. O projeto consistirá em uma embarcação tipo FPSO, denominada P-62, que iniciará sua produção em 2012. Estará ancorado em LDA de 1.800 m e terá capacidade de processamento para 180.000 bpd de óleo. Serão interligados dezesseis poços, sendo 10 produtores e 6 injetores.

    A Petrobras, segundo estimativa realizada em janeiro de 2008, esperava atingir em dezembro/2008 uma produção de óleo de 380.000 bpd em Roncador, projetando pico de produção para 2014, onde espera ultrapassar a marca dos 480.000 barris/dia de produção.

    Em resumo:

    • 4 módulos: 2 em produção, 1 em desenvolvimento e 1 em estudo
    • Poços Produtores: 50 (módulos 1, 2, 3 e 4)
    • Poços Injetores: 30 (módulos 1, 2, 3 e 4)
    • Pico de produção: 484 mil bpd em 2014
    • Produção Média Realizada (óleo): 82 mil bpd em 2007 
    • Produção Média Projetada (óleo): 265 mil bpd em 2008

    A Localização da Bacia de Campos

    A área sedimentar conhecida pelo nome de Bacia de Campos tem cerca de 100 mil quilômetros quadrados e se estende do Espírito Santo (próximo a Vitória) até Cabo Frio, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro. Em terra, os limites da bacia podem ser definidos pelos morros que a cercam.

     

    A Bacia de Campos

    A aventura da produção de petróleo na mais rica bacia petrolífera do País já nasceu sob a marca da inventividade e do arrojo. Diante das pressões externas do dólar e do preço do barril, não havia tempo para fincar colunas a 123 metros de lâmina d’água. Plataformas flutuantes, que até então só serviam para perfurar poços, foram adaptadas para extrair petróleo. Era preciso produzir rápido, era preciso mostrar para os brasileiros e para o mundo que o futuro estava embaixo d’água.

    Sete anos depois, em 1984, sete plataformas tinham suas bases solidamente plantadas no fundo da bacia. Mas não houve tempo para comemorar. Um novo desafio batia à porta do alojamento de cada empregado da Petrobras. Era necessário quebrar recordes mundiais, sucessivamente. Era preciso produzir, em 1984, a 383 metros; em 1992, a 781 metros e, em 2000, a 1.877 metros, recorde até hoje.

    Até 2007, a incrível soma de US$ 17,6 bilhões será investida na Bacia de Campos. O objetivo não é apenas continuar o mergulho vertiginoso até os 3.000 metros. Essa façanha será alcançada, mas com a calma e a segurança da empresa detentora de dois prêmios da Offshore Technology Conference -o Oscar da indústria petrolífera. O maior desafio, hoje, não é mais domar os caprichos da natureza, que teima em esconder o óleo brasileiro em profundidades onde o homem jamais foi. O desafio hoje tem as cores das bandeiras das multinacionais já fincadas na Bacia de Campos. A empresa precisa produzir com mais agilidade e mais rentabilidade que elas.

    Mas a Petrobras tem ao seu lado a inventividade do brasileiro, o saber acumulado em 26 anos de exploração em águas profundas e tem também a maior estrutura logística já montada por uma única empresa, num mesmo campo petrolífero. São 4.200 quilômetros de dutos sub-marinos, ligados a 546 poços. Na superfície, é Incessante o vaivêm de 94 navios e de quase 40 vôos.

    A capacidade de escoar 1,2 milhão de barris por dia -82% da produção nacional- ou transportar 42 mil funcionários por mês pode não ter o glamour; o sentido épico da aventura tecnológica que é bater recordes de produção a profundidades onde a luz não chega. Mas é um feito ímpar, uma vantagem competitiva difícil de ser superada pelos concorrentes estrangeiros.
     
    A Petrobras se prepara para produzir 2,2 milhão de barris em 2007, quando o Brasil alcançará a auto-suficiência, e as apostas para o futuro se concentram na Bacia de Campos, onde estão, neste momento as maiores perspectivas de descoberta de novas jazidas e as melhores oportunidades exploratórias. Mesmo que não se encontre mais nada, com as reservas atuais e mantendo os níveis de produção, ainda assim o futuro está garantido pelos pr6ximos 20 anos. Pouquíssimas empresas no mundo têm uma relação tão confortável entre produção e reservas.

    Mas a Petrobras e a Bacia de Campos não crescem sózinhas. O frenesi no mar-aberto é acompanhado pelo desenvolvimento acelerado no continente. Apenas em 2001, foram recolhidos R$ 3,4 bilhões na forma de impostos e royalties. No Estado do Rio, 60 municípios foram beneficiados com participações especiais nos royalties. Investir na educação e na formação de mão-de-obra qualificada também é compromisso da empresa. Na Bacia de Campos, a empresa emprega diretamente 35 mil pessoas, número que triplica quando são considerados os postos de trabalho criados indiretamente.

    Com a construção do LENEP - Laboratório de Exploração e Produção de Petróleo da Universidade Estadual do Norte Fluminense, a Petrobras trouxe para a região professores que estão formando a mão-de-obra do futuro. O objetivo maior, é criar um pólo de excelência composto não só pela Petrobras, mas também por todas empresas prestadoras de serviços e todos os municípios diretamente ligados a empresa. São condições extremamente favoráveis, com uma indústria crescente e uma boa infra-estrutura de ensino, que resultou numa escolaridade superior a média do País.

     

    Intuição de pioneiro abriu caminhos em águas profundas

    "Um visionário, um descobridor de caminhos". Talvez sejam essas as definições que mais se ajustem à trajetória de vida de Carlos Walter Marinho Campos, um pioneiro da exploração de petróleo no Brasil. Não é por acaso que elas estão apostas em um grande painel no memorial em homenagem ao geólogo, na sede da Unidade de Negócios da Bacia de Campos, em Imbetiba, Macaé.

    Durante quase três décadas, Marinho Campos dedicou-se a campanhas exploratórias em toda a plataforma continental, formou uma geração de geológos de petróleo e foi um obstinado defensor da capacitação tecnológica brasileira em águas profundas.

    É questão de justiça reconhecer que a estruturação da Bacia de Campos como a mais sólida província petrolífera do País muito se deve à competência, ao empenho e, sobretudo, à intuição de Marinho Campos. Em 1977, ainda nos primórdios da Bacia de Campos, ele afirmava: "O início da exploração de petróleo foi marcada por homens desprovidos de conhecimento geológico, mas dotados de notável intuição sobre onde buscá-lo". Foi essa intuição que levou Marinho Campos a convencer o governo federal a investir na exploração de petróleo em águas profundas -o que acabou se revelando uma vocação da indústria petrolífera nacional.

    O Memorial CarlosWalter Marinho Campos homenageia o pioneiro da exploração de petróleo no Brasil

    Mineiro de Barbacena, nascido a 15 de fevereiro de 1928, Marinho Campos formou-se em Engenharia pela Escola de Minas de Ouro Preto, em 1952. Já no ano seguinte ingressou como geólogo assistente no Conselho Nacional do Petróleo e realizou seus primeiros trabalhos de campo no Maranhão e no PiauÍ. Em 1954 foi admitido na Petrobras, onde galgou diversos cargos, até chegar ao posto de diretor. Entre 1979 e 1985 formulou a política de exploração em águas profundas, concentrando pesquisas na Bacia de Campos. São desse período as descobertas dos campos de Marlim e Albacora, duas evidências de que a intuição de Marinho Campos estava certa.

    Casado com Zélia Marinho Campos, cinco filhos e sete netos, o geólogo aposentou-se na Petrobras em outubro de 1985 e passou a se dedicar à iniciativa privada até o seu falecimento, em 19 de fevereiro de 2000, aos 72 anos.

    O Perfil da Bacia de Campos

    O crescimento registrado nesses anos de produção da Bacia de Campos, permite que ela possa ser comparada a uma cidade com população em torno de 40 mil pessoas. Esses habitantes, muitos dos quais se revezam em 14 dias de trabalho confinado, dividem-se por 64 plataformas de perfuração e produção, garantindo uma produção de 1 milhão 250 mil barris de petróleo por dia, e 17 milhões de metros cúbicos de gás natural também por dia. A produção de petróleo da Bacia de Campos equivale à de alguns países da OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo).

    A Petrobras tem 39 campos de petróleo na Bacia de Campos, que garantem mais de 80% da produção nacional. Esses campos, batizados com nomes de peixes da costa fluminense, contêm reservas de óleo equivalente da ordem de 9,7 bilhões de barris. Eles se espalham por uma área de 115 mil quilômetros quadrados, em profundidade d’água de até 3.400 metros.

    Além das plataformas e navios, a complexa rede de produção e escoamento da Bacia de Campos compreende cerca de 4.200 quilômetros de dutos submarinos. Parte da produção é escoada por dutovias, desde as plataformas até o terminal de Cabiúnas, próximo de Macaé, e daí até as refinarias de Duque de Caxias (Reduc) no Rio de Janeiro e Gabriel Passos (Regap) em Minas Gerais. O restante da produção é transferida por navios para os teminais de Madre de Deus (BA), de Ilha Grande (RJ), de São Sebastião (SP), de São Francisco do Sul (SC) e Tramandaí (RS).

    A trajetória de sucesso da Bacia de Campos deverá prosseguir por muitos anos. Mais do que uma cidade, ela se transformou nos últimos anos, em uma gigantesca indústria onde são utilizadas e aperfeiçoadas as tecnologias de produção de petróleo em águas profundas, que conduziram o Brasil à liderança mundial nessa área e servem de referência às maiores empresas internacionais do setor.

    Essa vocação se amplia com as novas descobertas na região e os projetos e encomendas de novas plataformas. No planejamento da Petrobras para o período 2003-2007, for prevista a entrada de 10 novas plataformas nos campos descobertos em águas profundas.

    Além da geração de empregos diretos e indiretos e da contribuição compulsória representada pelo recolhimento de impostos, taxas e pagamentos de royalties, - somente estes em torno de R$ 2 bilhões e 500 milhões no ano de 2002 - em benefício da União, estados e municípios, a Petrobras está presente na área de influência da Bacia de Campos através de diversos projetos sócio-comunitários, culturais, ambientais e de infra-estrutura.

    Os programas da Petrobras para a região da Bacia de Campos abrangem os setores educacional, cultural, esportivo e de preservação ambiental. Entre outros, destacam-se: Plantando o Futuro (educação agrícola-ambiental com plantio de hortas nas escolas). Programa de Criança (iniciação esportiva, cultural, recreativa e assistência de saúde na rede pública de ensino). Programa de Leitura ( bibliotecas volantes). Projeto Sentrinho (apoio a portadores de distúrbios neurológicos). Projeto Tamar (preservação de tartarugas marinhas). Ecolagoas (estudo e monitoramento das lagoas do Norte Fluminense). Reciclar (reciclagem de resíduos com lucros revertidos através de cestas básicas para a comunidade) e diversos projetos de desenvolvimento da infra-estrutura regional de apoio a entidades.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    O nome dos campos de petróleo

    Enchova, Marlim Sul, Barracuda, Badejo etc, são nomes que fazem parte do dia-a-dia dos trabalhadores da Petrobras. Estes, e muitos outros seres submarinos, emprestam seus nomes aos campos de petróleo da plataforma continental brasileira. Mas como essa história começou?

    É no mar que a Petrobras concentra seus maiores êxitos na exploração de petróleo e, foi em 1968, com a perfuração do primeiro poço na costa do Sergipe, que surgiu o primeiro campo de petróleo com nome de peixe: o Guaricema. A escolha do nome foi do geólogo José Carlos Braga, que se inspirou no livro "Os peixes do Brasil".

    A partir desta data, todos os campos da plataforma continental passavam a ser batizados com nomes de peixes. As descobertas continuaram e, no final de 1969, foi a vez de Cioba. Logo vieram Dourado, Camorim, Tigre, Arraia e Robalo, este último em 1973. As descobertas ainda eram modestas e os nomes eram escolhidos sem muito critério.

    Somente a partir de 1973 foram desenvolvidas normas para a escolha dos nomes dos campos. Deveria ser de um peixe brasileiro comum na região da descoberta. Outra determinação era evitar peixes com nomes vulgares. Tantas descobertas de campos de petróleo, geraram escassez de nomes de peixes, o que levou a Petrobras a escolher seres marinhos para o batizar seus campos. Assim nasceram Estrela do Mar, Caravela, Coral, Tartaruga, Cachalote, Jubarte, Baleia Franca, entre outros. Veja a galeria com as imagens e informações sobre alguns peixes e seres marinhos, que dão nome aos campos explorados pela Petrobras.

       
       
       
       
       
       
       
       
       

     

    Porque Campos

    Da mesma forma que as cidades, os sítios geológicos - no caso, as bacias sedimentares - recebem nomes de acidentes geográficos ou cidades próximas. Este procedimento é seguido internacionalmente e regido pelo "Código de Nomenclatura Estratigráfica", adotado pelos geólogos. Assim foi batizada a Bacia de Campos, como o foram as de Pelotas, Santos, Foz do Amazonas, Recôncavo Baiano e outras.

    Curiosamente, no caso de Campos, a cidade devolveu a um acidente geográfico o nome que recebeu em razão dos campos formados pelos sedimentos acumulados em milhões de anos.

    Como Surgiu a Bacia de Campos

    Há cerca de 100 milhões de anos, a separação dos continentes sul-americano e africano começou a definir os limites atuais da costa brasileira. Como resultado desse afastamento, surgiu uma grande bacia, denominada Bacia Atlântica, que ainda hoje continua se expandindo a uma taxa de, aproximadamente, dois centímetros por ano. No início da separação, formaram-se, localmente, junto ao limite dos novos continentes, bacias sedimentares, como as de Pelotas, Campos e Espírito Santo (no lado oriental do Brasil) e Cuanza, Gabão e Cabinda (no lado ocidental da África), entre outras.

    Nos milhões de anos seguintes, as variações climáticas, os movimentos da crosta terrestre e outros eventos locais provocaram rebaixamentos ou elevações no nível do mar, alterando o limite da linha da costa. Na região em questão, um dos fatores dessas modificações foi o "aterro natural", formado por sedimentos despejados pelo Rio Paraíba do Sul no Oceano Atlântico ao longo do tempo, formando uma planície com vastos campos, que deram origem ao nome da cidade: Campos dos Goytacases.

     

    Ela é responsável por 85% da produção nacional de petróleo

    A Bacia de Campos em números:

    No dia 13 de agosto de 1977 que se deu início a produção comercial de petróleo na Bacia de Campos, que atualmente é responsável por 85% da produção nacional do “ouro negro”. O poço escolhido para inaugurar a região foi o 3-EM-1-RJS, como vazão de 10 mil barris diários utilizando a plataforma semi-submersível Sedco 135-D.

    Os trabalhos, no entanto, começaram em 1971, na exploração de sete primeiros poços perfurados, considerados secos. Dois anos depois, em 1973, começou a perfuração do poço 1-RJS-7, em lâmina d’água de 110 metros. O poço era considerado difícil e a intenção era chegar aos 3.500 metros de profundidade e alcançar a Formação Macaé, composta de rochas calcárias – um tipo de rocha que produz grandes quantidades de petróleo.
    Outras descobertas foram feitas na Bacia de Campos, como o Campo de Garoupa (1974), que começou a produzir apenas em 1979. Depois vieram os Campos de Namorado, Enchova e, posteriormente, Pampo, Badejo, Bonito, Linguado, Bicudo e Corvina, dentro outros.

    As conquistas deram continuidade ao longo dos anos quando, em abril de 2006, o Brasil venceu mais um desafio: a auto-suficiência em petróleo com a plataforma P-50, localizada na Bacia de Campos.

    Dados da Bacia de Campos

    Área – A área sedimentar, conhecida pelo nome de Bacia de Campos, tem cerca de 100 mil quilômetros quadrados, abrangendo uma área terrestre e marítima que se estende do estado do Espírito Santo (próximo a Vitória) até Arraial do Cabo, no litoral norte do Estado do Rio de Janeiro.

    Força trabalho direta: 50 mil pessoas

    Confira alguns números da Bacia de Campos::

    • Seu descobrimento: Ocorreu em 1974 (poço 1-RJS-9A) - GAROUPA
    • Pessoas Embarcadas  - 48.829
    • Pib do município  de Macaé-  R$ 11 mil per capita/ano

    Produção da UN-BC

    • Total de Plataformas de produção – 33, sendo 31 de produção e 2 de armazenamento
    • Poços perfurados – 2.203
    • Dutos – 3682 e quantitativo em metros  3.919.743
    • Produção de Petróleo + LGN – 811.516 (bdp) barris por dia (dados de 2006)
    • Produção de Gás Associado e não Associado  – 11.943 mil metros cúbicos por
      dia (dados de 2006)
    • Geração Média de Energia nas plataformas – 645 megawatts

    Transportes

    • Pessoas transportadas por mês – 49.763 (Dez 2006)
    • Embarcações de apoio - 124
    • Vôos de Helicópteros – 2.343 vôos (janeiro/2007)
    • Número de Helicópteros da Petrobras- 48
    • Toneladas Transportadas por mês – 213.056

    Cidades que compõem a Bacia de Campos

    Saiba de algumas características

    • Campos- O município de Campos dos Goytacazes, tem vocação para atividades agrícolas, agropecuárias e  atividades industriais, principalmente com a instalação do pólo petroquímico na cidade.
    • Carapebus- A cidade de Carapebus tem vocação para o setor agrícola, no entanto, possui belas praias e um patrimônio histórico riquíssimo, movimentando o segmento turístico no local.
    • Macaé- Conhecida internacionalmente como a “Capital do Petróleo”, o petróleo é maior força econômica de Macaé. Nos próximos dois anos, a meta é da Petrobras é produzir 2 milhões e 200 mil barris de óleo por dia. Até 2010, a Petrobras vai investir US$ 25,7 bilhões na Bacia de Campos, o equivalente a 80% dos recursos da empresa em Exploração e Produção para todo o país. O município tem a maior taxa de criação de novos postos de trabalho do interior do estado, de acordo com pesquisa feita pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan): 13,2% ao ano.
    • Quissamã- Quissamã é um município historicamente agrícola, tendo na cana-de-açúcar uma importante atividade econômica, principalmente até o início da década de 90. Hoje a diversificação de culturas, incentivada pela prefeitura, tem modificado esta realidade, sendo o cultivo do coco uma atividade em franco crescimento.
    • Rio das Ostras-  O grande atrativo do município é sem dúvida as belas praias, que movimentam o turismo. Mas, além disso, a cidade possui a Zona de Negócios (Zen) que trouxe várias empresas para o local.
    • Búzios- Conhecida como o Balneário mais charmoso do mundo pelas suas belas praias. Foi este o vilarejo encontrado por Brigitte Bardot quando, no início dos anos 60, chegou a Búzios. Encantada com a localidade estendeu sua permanência, despertando a atenção mundial para a região, que entrou na agenda do turismo internacional como um lugar simples, porém sofisticado.
    • Arraial do Cabo- Paraíso do Atlântico, como é chamada por seus habitantes, Arraial do Cabo reúne algumas das mais belas paisagens de nosso litoral: dunas, restingas, lagoas, praias e costões paradisíacos. Toda esta natureza, junto com o jeito simples de seu povo, sua arquitetura e tamanho de cidade do interior, a apenas 140 km do Rio de Janeiro, fazem desta cidade um convite ao turista. Mas para os mergulhadores Arraial revela um tesouro: seu fundo do mar.
    • Cabo Frio- O município tem vocação turística, e é conhecido pelas suas belas praias que ficam movimentadas principalmente na alta temporada do verão. Além do turismo, a cidade de Cabo Frio possui uma indústria do pescado forte e é produtora de sal, com as suas famosas salinas.
    • Casimiro de Abreu- Terra do poeta Casimiro de Abreu. O município além de ter um turismo forte com atrações turísticas, como as praias de Barra de São João, prédios históricos, tem vocação também para a produção de peixes na região, plantio de mudas e agricultura.
    • Conceição de Macabu- Conceição de Macabu é um município historicamente agrícola, e a sua principal atividade econômica continua sendo a agropecuária. Grande parte dos produtos cultivados abastece o mercado do Rio de Janeiro. Outro grande potencial econômico é o turismo, que está em fase de desenvolvimento. O município possui cinco hotéis, pousadas e belas cachoeiras de águas limpas além do patrimônio histórico, como a antiga estação ferroviária, o que levará esta atividade a ter, em pouco tempo, uma grande importância conômica.                                                                                                            
    • São Francisco do Itabapoana- O município possui como principal atividade econômica a agropecuária. No entanto, nos últimos quatro anos e meio, o setor de turismo vem se fortalecendo com os projetos e eventos realizados na cidade.
    • São João da Barra- O município tem como principal atividade o turismo. Com belas praias que são procuradas durante o ano todo, o município também para atrair mais turistas, possui um calendário fixo de eventos, garantindo muito lazer para os moradores e visitantes.
    • São Pedro da Aldeia- A cidade de São Pedro da Aldeia tem como principais atividades, o comércio, turismo, onde se destaca a Casa da Fflor, localizada  no alto de um outeiro, com uma escadaria de pedras irregulares, e vários jarros de fores petrificadas, cujas pétalas são formadas por cacos de pratos marcando os níveis da escada. Além das sua belíssimas praias.  

     

    Diagrama do Fluxo do Petróleo na Bacia de Campos

     

    Organograma da Bacia

    As atividades de exploração e produção na área conhecida como Bacia de Campos estão ligadas ao E&P Sul-Sudeste, que compreende quatro Unidades de Negócio (UN) regionais (UN-Espírito Santo, UN-Bacia de Campos, UN-Rio de Janeiro e UN-Itajaí). Por sua vez, os campos de petróleo da Bacia de Campos passaram a constituir ativos de produção, ligados às Unidades de Negócio regionais do Espírito Santo, Macaé e Rio.

     

    A importância da produção em águas profundas

    No final de 2002, a Petrobras provou que as reservas de petróleo e gás chegavam a 11.01 bilhões de barris de óleo equivalente, de acordo com a metodologia SPE. É importante mencionar que 46.0% do total estão localizados em profundidade de água de 400 a 1.000 m e 29.9% em profundidade de água com mais de 1.000 m, ou seja, mais de 75% de todas as reservas se encontram em águas profundas e ultra-profundas.

    Refletindo essa distribuição, nossa produção em águas profundas e ultraprofundas tem aumentado sistematicamente de 1.7%, em 1987, até mais de 66%, em 2002, da produção média anual, conforme mostrado na Figura 1. Em 14 de março de 2003, a produção de óleo diária doméstica mais alta da Petrobras foi de 1.640.509 bopd (figura 2), sendo 64% também de águas profundas e ultraprofundas. Essas cifras colocam a Petrobras como maior produtora em águas profundas do mundo.

    A empresa planeja alcançar uma produção de 1,9-milhão de bopd em 2006, com cerca de 70% provenientes de águas profundas e ultraprofundas.5

    Além disso, é provável que a maioria das novas descobertas estarão localizadas em águas ultraprofundas. A Petrobras tem cerca de 65% da área de seus blocos exploratórios offshore em profundidades de água de mais de 400 m. Em conseqüência, nos últimos anos, a empresa tem aumentado suas atividades de perfuração exploratória em águas cada vez mais profundas.

     

    Porque Águas Profundas

    Até 1984, foram descobertos diversos outros campos menores. Como os levantamentos de superfície (sísmica) indicavam a existência de grandes estruturas favoráveis à ocorrência de petróleo em lâminas d’água superiores a 200 metros de profundidade, a Companhia partiu para conquistar essas novas fronteiras. O desafio logo surtia efeito com a descoberta, em 1985, do primeiro campo gigante do País - Albacora - em águas além dos 200 metros de profundidade.
    Posteriormente, foram localizados outros dois campos gigantes: Marlim e Barracuda.

    Situado à profundidade de 1.877 metros, o poço 7-RO-8 do campo de Roncador é o de maior lâmina d’água não apenas do País, mas também do mundo.
     
    Estudos recentes indicam que 50% das reservas ainda por descobrir no Brasil se situam em águas profundas. A previsão é de que, em 2004, cerca de 85% da produção nacional de petróleo venha de campos nessas áreas.

     

    Sistema de Produção Inicial de Enchova

    A primeira fase do desenvolvimento do Campo de Enchova empregou a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície por meio de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout e do riser (BOP, do inglês Blowout Preventer). O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O petróleo cru era então transferido por meio de uma mangueira flutuante a um petroleiro ancorado nas cercanias, preso por um sistema de ancoragem de quatro pontos.
     
    Na segunda fase, outra plataforma de perfuração semi-submersível, a Penrod-72, também parcialmente convertida em Plataforma Flutuante de Produção foi utilizada. Como na fase anterior, a plataforma foi posicionada sobre um poço produtivo utilizando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção por meio de uma árvore molhada, em lâmina d´água a uma profundidade recorde de 189 m. A corrente fluía da árvore submarina até a Penrod-72 por meio de um sistema flutuante de linha de fluxo e riser flexíveis, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O petróleo processado vindo dos dois poços era transportado por uma linha de fluxo e riser flexíveis até uma monobóia de ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM (do inglês Catenary Anchor Leg Mooring). Uma segunda linha de fluxo e riser flexíveis ficava conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.

    Vale a pena notar que pelo menos quatro novas tecnologias importantes - a árvore submarina, o sistema de produção flexível de riser, a instalação monobóia para petroleiros, e o conector de engate/desengate rápido, o QCDC (do inglês Quick Connection/Disconnection Coupler) - foram introduzidos nesta fase. Foi o começo do Sistema de Produção Inicial, capaz de antecipar a produção e, ao mesmo tempo, proporcionar dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados eram então introduzidos para permitir o planejamento do sistema permanente de explotação, que uma vez instalado permitia o remanejamento do EPS para outra área. A vantagem de utilizar risers flexíveis era a acomodação dos movimentos das unidades flutuantes e a sua facilidade de instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizados ou remanejados em novos sistemas.

    Apesar de ser o segundo sistema flutuante de produção instalado no mundo (o Argyll, no Mar do Norte, foi o primeiro em 1975), o sistema realmente só foi ganhar força no Brasil. A confiabilidade surpreendentemente alta e o baixo custo mostraram que o EPS era a solução para a produção em águas profundas, pelo menos nessa parte do hemisfério.

     

    Sistema de Produção Inicial de Garoupa/Namorado

    Este sistema pioneiro começou a produzir em fevereiro de 1979 e era composto por quatro poços produtivos do campo de Garoupa, em 120m de lâmina d´água, e quatro poços do Campo de Namorado, em 160m. Todos os poços foram completados com árvores-de-natal secas encapsuladas em câmaras submarinas mantidas à pressão atmosférica da Lockheed (cápsulas das cabeças de poço).

    As linhas de fluxo foram misturadas a um manifold atmosférico central a partir do qual a corrente de produção era dirigida para uma torre de processo articulada. O navio processador, o PP Moraes, ficava amarrado à torre. Ele tinha uma capacidade de processamento de até 60.000 bpd (barris por dia). O gás era queimado e o petróleo bombeado para um navio petroleiro amarrado a uma torre de carga separada. As árvores-de-natal e válvulas centrais do manifold eram originalmente acionadas por controles elétrico-hidráulicos, que não tinham um bom desempenho devido a constantes defeitos elétricos.

    Considerando a experiência obtida nesse EPS e os limites apresentados pelos conectores elétricos submarinos, a Petrobras decidiu a partir de então adotar o controle hidráulico direto como solução para os futuros sistemas.

    Em setembro de 1980 a torre de processamento sofreu uma falha estrutural devido à fadiga e foi substituída por uma bóia única da Imodco, que recebia o fluxo de produção e a linha de exportação.

    As intervenções nas cápsulas das cabeças de poço, assim como no manifold central, foram realizadas por meio de uma cápsula chamada de módulo de serviço, que era movimentada e controlada por um navio dedicado, o Stad Troll. Apesar do sucesso técnico, o sistema seco de Garoupa foi desmobilizado em 1984, com o início das operações nas plataformas fixas de Garoupa e Namorado. O conceito não continuou a ser usado depois disso, devido aos altos custos operacionais com as intervenções atmosféricas.

    É importante observar que a maior parte da tecnologia empregada em Garoupa era pioneira no mundo, como, por exemplo, a cápsula da cabeça do poço, o manifold atmosférico central e o sistema de intervenção. Acredita-se que o sistema tenha ajudado a estabelecer uma curva de aprendizado, principalmente em relação aos sistemas submarinos, pavimentando o caminho para os desenvolvimentos em águas profundas. Outro benefício foi que a Petrobras adquiriu confiança para lidar com a nova tecnologia diretamente no campo.

     

    Desenvolvimentos da produção em águas profundas

    Em 1984, o Campo de Albacora foi descoberto, seguido pelo de Marlim em 1985. Com essas descobertas, a Bacia de Campos começou a mostrar todo seu potencial, isto é, a existência de gigantescos campos em águas profundas. No entanto, essas novas descobertas estavam localizadas em águas ainda mais profundas, que iam de 300 a mais de 1.000m. Por isso, tornaram-se a principal força motora no aumento do esforço para desenvolver e testar os novos conceitos, mais uma vez, diretamente no campo.

    Outras descobertas igualmente importantes seguiram: Albacora Leste (1986), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989), Espadarte (1994), Roncador (1996), Jubarte (2002) e Cachalote (2002).

     

    Sistemas permanentes em águas rasas

    Em 1983, outro passo importante foi tomado para o desenvolvimento da Bacia. Sete plataformas fixas foram instaladas em seqüência, a PNA-1, a PCE-1 (Central), a PCH-2, a PNA-2, a PGP-1 (Central), a PCH-1 e a PPM-1 (Central), em lâminas d´água de no máximo 170, com o gás sendo enviado para a costa por meio de tubulações rígidas. As plataformas centrais foram equipadas com plantas completas de processo de produção, sistemas de compressão e tratamento de gás, sistemas de segurança e de utilidades bem como módulo de acomodação de pessoal. A capacidade de processamento ia de 100.000 a 200.000 bopd.

    Embora utilizassem a tecnologia de árvore seca convencional, as novas plataformas se transformaram em hospedeiras para os novos poços satélites, além da infra-estrutura para os sistemas flutuantes de produção novos ou já existentes.

     

    Programas de Desenvolvimento Tecnológico em Águas Profundas

    A Petrobras, pioneira no uso do conceito de produção flutuante, nos últimos 23 anos enfatizou sempre a inovação e o aperfeiçoamento, com base em sua experiência profissional.

    A curva de aprendizado começou em 1986, quando foi lançado o primeiro PROCAP (Programa da Petrobras de Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas). Esse Programa foi executado em seis anos e empreendeu 109 projetos interdisciplinares. O principal objetivo do PROCAP foi o de melhorar a competência técnica da Empresa na produção de petróleo e gás natural em águas com profundidade de até 1.000m, visando o desenvolvimento dos campos de Albacora e Marlim. Seu principal resultado foi a plena capacidade tecnológica, obtida através do Sistema de Produção Flutuante baseado em semi-submersíveis, que permitiu à Petrobras produzir em profundidade de água de até 1.000m.

    Os resultados obtidos no primeiro programa e as outras descobertas em águas mais profundas encorajaram a Empresa a criar, em 1993, um novo programa chamado PROCAP-2000, Programa de Inovação Tecnológica da Petrobras para Sistemas de Exploração em Águas Profundas - um desafio muito maior do que o anterior. Foi implementado para dar continuidade aos esforços do primeiro programa.

    A Petrobras recebeu o premio Distinguished Achievement OTC 1992 devido às várias realizações técnicas obtidas no PROCAP no período de 1986 a 1992. Estas realizações foram relacionadas ao desenvolvimento de sistemas de produção em águas profundas, dos quais destacam-se: a descida da primeira árvore de natal molhada sem cabos guias (diverless lay-away tree); a instalação de uma árvore de natal em profundidade de água (PDA) de 752 m; a colocação de uma monobóia em PDA de 405 m; a instalação de linhas flexíveis em PDA de 752 m; e a ancoragem de um sistema de produção flutuante (FPU) em uma PDA de 625 m. Além disso, este prêmio refere-se ao estabelecimento de programas de desenvolvimento, com a participação das comunidades técnico e científica, direcionados a melhorar os sistemas de produção de petróleo em águas profundas.

     

    Os desafios da Engenharia Submarina

    O desenvolvimento do PROCAP viabiliza a produção de petróleo em águas profundas

    Nos últimos anos, a Petrobras realizou importantes descobertas em áreas offshore em lâminas d’água profundas e ultra-profundas, o que foi encarado como a única forma capaz de se atingir os níveis de produção compatíveis com as necessidades do País.

    Uma componente de peso neste processo foi a Engenharia Submarina que passou por diversas fases durante os 26 anos de produção da Bacia de Campos, buscando atender às demandas tecnológicas em águas cada vez mais profundas, e para isto desenvolveu equipamentos e técnicas que permitem lidar com esta demanda.

    Na primeira fase de desenvolvimento da Bacia de Campos, entre 1977 e 1983, a Engenharia Submarina teve papel discreto, pois a produção se concentrava em campos de pequena profundidade, entre 100 e 170 metros, onde predominavam as plataformas fixas, com jaquetas metálicas assentadas no solo marinho e árvores de natal secas. Exceção a tal regra foram os Sistemas de Produção Antecipada -SPA, que utilizavam plataformas semi-submersíveis, com caráter temporário, visando conhecer melhor o reservatório e antecipar a receita.

    A faixa de profundidade seguinte, até cerca de 300 metros, foi atendida pelos sistemas flutuantes, já que a economicidade das jaquetas fixas começava a ficar comprometida pelo maior custo da estrutura e tempo necessário para iniciar a produção. Em profundidades maiores, era necessário um salto tecnológico, uma vez que a intervenção humana através de mergulho se tornava inviável.

    Para enfrentar esse desafio, em 1986, implantou-se um programa de capacitação tecnológica com o objetivo de alcançar 1000 metros de lâmina d’água. o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas -PROCAP.

    Hoje, a Engenharia Submarina engaja-se na viabilização de alternativas que permitirão produzir os campos descobertos em águas ultra-profundas. através do PROCAP 2000, em fase final de implantação dos projetos e do já em andamento PROCAP.3000. caminhando para viabilizar a produção de petróleo em até 3000 metros de lâmina d’água.

    São diversos recordes mundiais e utilizações pioneiras, que propiciaram a chegada aos 3000 metros, dentre eles: a monobóia; o primeiro "manifold", conjunto de válvulas que controlam fluxo de petróleo, instalado no sistema provisório de Garoupa, que tinha como principais características o controle multiplexado e os equipamentos no interior de capsulas com pressão atmosférica, permitindo intervenção humana em um ambiente atmosférico; a unidade de produção de petróleo ancorada em maior lâmina d’água e a primeira plataforma e primeiro FPSO ancorados utilizando, pioneiramente, poliéster. No processo de desenvolvimento, surgiu o "manifold" tipo "diver assisted -DA", com uso de mergulhador, e posteriormente, foram desenvolvidos e instalados vários outros "manifolds" em profundidades superiores a 800 metros, por exemplo para o campo de Roncador.

    A quantidade de dutos flexíveis lançados na Bacia de Campos, mais de 3300 Km, posiciona a Petrobras como uma das maiores no uso desta vertente tecnológica. Inicialmente aplicada em águas rasas, teve sua faixa de aplicação ampliada também devido à demanda na Bacia de Campos, que hoje, dispõe de estruturas para até 2000 metros de lâmina d’água. Toda essa tecnologia é inovadora, e manterá os olhos dos técnicos do mundo todo voltados para as operações da Petrobras na Bacia de Campos por longo tempo.

     

    Um Laboratório em Escala Real

    A Geologia Marinha vem coletando dados e elaborando estudos aprofundados para apoiar e subsidiar a exploração e a explotação de petróleo, contribuindo para minimizar custos e aumentar a segurança dos projetos e instalações.



     

     

     

     


     

    A evolução da Geologia Marinha na Petrobras deu-se em função do contínuo avanço da exploração de petróleo para águas profundas. Inicialmente, a atividade de geologia marinha foi conduzida descentralizadamente; muitos dados eram coletados, mas não agrupados de forma a permitir o aumento do conhecimento integrado sobre a região, muito voltados a cada projeto individualmente.


    Criou-se informalmente, no final de 1987, o Grupo de Trabalho de Estudos do Fundo do Mar, a fim de montar o quebra-cabeças composto por dados de diferentes origens: levantamentos ambientais, oceanografia, geotecnia, perfuração de poços, estudos de fundo etc.
    Em maio de 1989, este grupo de trabalho evoluiu para a formalização organizacional, com uma gerência específica criada com o objetivo de gerenciar e melhor utilizar os dados disponíveis. Iniciou-se, assim, a formação de um banco de dados, que permitiu uma abordagem moderna e localizada dos dados geológicos e ambientais do fundo do mar.

    A necessidade era investigar o fundo do mar como suporte para novos avanços, integrando as técnicas de exploração de petróleo ao conhecimento da geologia marinha. O grupo se mantinha atento aos saltos tecnológicos e colaborava para a melhoria do produto, sempre antecipando-se às necessidades da atividade. Esta primeira fase serviu para montar um cenário regional integrado do fundo do mar e visualizar as informações encontradas, focando melhor a atuação de suporte à engenharia e à exploração de petróleo. Esses estudos pioneiros avaliavam a estabilidade do solo oceânico para a instalação de equipamentos no fundo do mar.

    Na escalada da Geologia Marinha consta a participação no Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas -Procap-1000. Foram analisados dados de alta resolução e estudos sísmicos pioneiros sobre o talude continental das áreas de Marlim e Albacora, os limites mais profundos de exploração daquela época na Bacia de Campos.

    O reconhecimento da necessidade e da qualidade destes trabalhos propiciou ao grupo de profissionais mergulhar na segunda fase, que consistiu na coleta de informações de alta resolução a nível regional, incluindo a participação no Procap-2000. Hoje, praticamente toda operação de engenharia desenvolvida no solo oceânico é precedida por estudos da equipe de geologia marinha.

    O grupo hoje é estrategicamente qualificado, e se envolve em avançados estudos científicos de reputação internacional. Também representa a Petrobras na Comissão Interministerial de Recursos do Mar -CIRM, órgão ligado à Marinha do Brasil, atuando no Programa de Avaliação da Potencialidade Mineral da Plataforma Continental Jurídica. Seus principais clientes são as gerências de Engenharia e de Exploração da Companhia, também a área de Meio Ambiente, além do Centro de Pesquisas (CENPES).

    Com a contribuição da geologia marinha, a Bacia de Campos continuará sendo utilizada como laboratório em escala real para o desenvolvimento de novas tecnologias nos próximos anos.

     

    Procap 2000

    Ele foi executado de 1993 a 1999 através de 20 projetos sistêmicos no total, que representavam as tecnologias essenciais para que a Petrobras atingisse as metas daquele programa. Para assegurar resultados significativos e efetivos nesses projetos, os produtos finais deveriam ser apresentados como protótipos, ensaios de campo, modelos em pequena escala, simuladores em computador ou projetos básicos.

    A Petrobras recebeu o premio Distinguished Achievement OTC 2001 devido ao desenvolvimento em tempo recorde do Campo de Roncador. Durante o PROCAP 2000, no período de 1993 a 2001, foram feitos avanços tecnológicos que permitiram colocar o campo de Roncador em produção em 27 meses, a partir da descoberta até a primeira produção de óleo em uma profundidade de água superior a 1800 metros. Isso somente se tornou possível pelo uso de um sistema de produção antecipada com posicionamento dinâmico, e um sistema de produção dedicado utilizando um sistema de exportação com Steel Catenary Risers (SCR), ancoragem tipo taut-leg e cabos de poliés.

    As principais realizações do PROCAP-2000 foram as seguintes:

    • Projeto e execução de um Poço Avançado (ERW) em águas profundas (Marlim Sul - extensão até 4.400m de desvio).
    • Desenvolvimento de procedimentos de controle de poços em águas profundas.
    • Desenvolvimento de técnicas de fluidos leves ou de perfuração de desequilíbrio a menor (underbalanced).
    • Desenvolvimento de equipamentos submarinos para águas profundas como:
    1. - Árvores de Natal horizontais para profundidade de água de 2.500m.
    2. - Riser de Tubo de Perfuração como um Riser de Completação para águas ultraprofundas (um Riser de Tubo de Perfuração sem similar foi especialmente desenvolvido para ser usado por uma unidade FPSO Dinamicamente Posicionada).
    3. - Poços Estreitos para águas ultraprofundas (até agora, mais de 50 poços estreitos já foram perfurados com êxito na Bacia de Campos, reduzindo assim o tempo de perfuração e economizando custos de sonda e logísticos).
    4. - Acionador de manifold compartilhado - Mac Manifold.
    • Desenvolvimento, instalação e operação de uma Bomba Elétrica Submersível (BES) em poço submarino de águas profundas. O sistema, que abrange uma árvore horizontal, cabos de força, conectores e um transformador de tensão, tudo para funcionar em águas profundas, foi instalado em profundidade de água de 1.109 metros, no campo petrolífero de Albacora Leste. A BES está bombeando quase 600 m3/d de petróleo, desde 2 de junho de 1998, para a P-25 FPU, localizada a quase 7 km de distância, na vizinhança do campo de petróleo de Albacora.
    • Desenvolvimento de Sistema de Separação Submarina - VASPS (Sistema de Bombeamento e Separação Anular Vertical), concebido em conjunto com a ENI-Agip, a Mobil e União Européia - o Protótipo Submarino, programado para funcionar em janeiro de 2001, no campo de Marimbá.
    • Desenvolvimento, instalação e operação de sistema Multifásico de Medição Submarina (SMFM-1000) em águas profundas (campo de Albacora, profundidade de água de 450m, em uso desde maio de 1999).
    • Desenvolvimento de métodos para prever, prevenir e diminuir o acúmulo de cera e de hidratos nas linhas de escoamento e equipamentos submarinos (dispositivos de operação limpa-tubos) (pigging devices), gama de aplicações para espuma e pigs de tamanhos variados, inibidores químicos, SGNTM - uma reação química exotérmica para derreter os depósitos de cera das paredes do tubo, com mais de 200 operações realizadas com êxito, até hoje, na Bacia de Campos; trabalho teórico e experimental com tampões de hidrato (hydrate plugs) em fluxo multifásico, técnicas para localizar e dissolver tampões em dutos submarinos).
    • Desenvolvimento de alternativas para a exploração de petróleo pesado em cenários de águas profundas no Brasil.
    • Projeto conceitual de unidades de completação secas para águas profundas da Bacia de Campos, como Plataformas com Pernas Tracionadas (TLPs) e Navios de Vaso 1 de Grande Calado (DDCVs), com ou sem capacidade de estocagem.
    • Desenvolvimento de tecnologia para sistemas de perfuração, produção e escoamento, com amarração, em profundidade de água de até 2.000m, como sistemas de pernas laterais atirantadas, com o uso de cordas de fibra de poliester. Essa tecnologia pioneira foi introduzida internacionalmente em 1998 com a instalação em 3 das unidades Semi: P-19, P-26 e P-27.
    • Desenvolvimento do Sistema de Ancoragem e Flexibilidade Diferenciadas, DICAS, que consiste, basicamente, em um sistema de amarração extenso, para navios de unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Exportação (FPSO) com diferente rigidez na popa e na proa da embarcação. Esse sistema inovador permite a remoção de dispositivos complexos e caros como turrets e argolas móveis.
    • Desenvolvimento das Âncoras de Carga Vertical (VLA), que podem resistir a cargas puramente horizontais até cargas totalmente verticais (considerado o primeiro desse tipo no mundo, esse sistema inovador de ancoragem foi instalado na plataforma semi-submersível P-27, no campo de Voador, a uma profundidade de 530m, em abril de 1999).
    • Desenvolvimento e instalação de uma nova estaca de queda livre, denominada estaca TORPEDO. Ela tem sido usada para fixar as linhas flexíveis de Unidades de Produção Flutuantes depois que estas tocam o fundo; as estacas torpedo já foram usadas até agora em 9 instalações no campo de Marlim e sua utilização está planejada em outras 65 na Bacia de Campos.
    • Aquisição e processamento de dados geotécnicos, geofísicos, geológicos e ambientais da Bacia de Campos em profundidade de água de até 2.000m.
    • Desenvolvimento de risers flexíveis para águas profundas, linhas de escoamento, umbilicais e conexões submarinas para profundidade de água de até 1.500m.
    • Desenvolvimento, Instalação e Operação do Sistema de Conexão Vertical para conectar em linhas de escoamento flexíveis tanto árvores submarinas quanto manifolds. Esses sistemas foram testados através de protótipos e estão em utilização desde 1992, com mais de 100 operações bem sucedidas na Bacia de Campos. Mais recentemente, um novo conceito de conexão vertical direta foi projetado para permitir que a árvore seja instalada antes ou depois da instalação da linha de escoamento.
    • Desenvolvimento e Instalação de um Riser de Aço em Catenária (SCR), usado pela primeira vez na plataforma semi-submersível de produção P-18, no campo de Marlim, em setembro de 99.

     

    Procap 3000 - A Nova Fronteira

    Movida pelo desejo de colocar em produção seus campos já descobertos em águas profundas, assim como os campos potenciais a serem descobertos em profundidade de água de cerca de 3.000 metros, a indústria petrolífera está ampliando e desenvolvendo um conjunto de novas tecnologias. Desta maneira, a Petrobras lançou o PROCAP-3000 (Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de Exploração em Águas Ultraprofundas) para atingir as seguintes metas:

    Produzir e dar suporte às novas fases de Marlim Sul e Roncador, Marlim Leste e Albacora Leste, Jubarte e Cachalote todas elas em profundidade de água superior a 1.000m com diferentes características de fluidos e de reservatórios.

    Viabilizar a produção de novas descobertas em profundidade de água de até 3.000 metros.
    Reduzir os Gastos de Capital em desenvolvimento de produção em profundidade de água além de 1.000 metros.
    Reduzir o Custo de Lifting Cost nos campos atualmente em produção, em profundidade de água além de 1.000 metros.

    O PROCAP-3000 tem 5 anos de duração, de 2000 a 2004, e seu orçamento está estimado em US$ 130 milhões, incluindo os custos de cerca de 450.000 homens/horas, envolvendo mais de 350 funcionários da Petrobras. Este orçamento está totalmente fundamentado no fluxo de caixa interno da empresa.

    Inicialmente, o PROCAP-3000 será executado por meio de projetos sistêmicos focalizando as principais tecnologias consideradas de importância estratégica para os cenários de águas ultraprofundas da Empresa.




      
     


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