I – NOTICIAS
De olho em um mercado em ascensão, a Asel-Tech desenvolveu um pacote de serviços integrados para detecção de vazamentos em dutos. A empresa espera conquistar clientes que desejam cuidar da integridade de dutos sem investir em equipamentos e mão-de-obra próprios.
Julio Alonso, da Asel-Tech, explica: “Algumas vezes o investimento em ativos pode ser uma barreira para a instalação de um "Sistema de Detecção de Vazamentos em Dutos", para segurança ambiental, atendimento ao Regulamento RTDT da ANP e cuidados com a integridade do duto”.
O Regulamento Técnico de Dutos Terrestres, da ANP, estabelece os requisitos essenciais e os mínimos padrões de segurança operacional para tubulações como oleodutos e gasodutos.
Em Cingapura, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, falou sobre o crescimento do consumo mundial de petróleo nos últimos cinco anos, destacando as oportunidades que os países emergentes (como China, índia, Brasil, América do Sul e África) apresentam no cenário global de energia.
Durante o Singapore Energy Week 2011, Gabrielli especificou três desafios a serem enfrentados pelo setor nos próximos anos: os crescentes investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento para explorar e produzir em novas reservas; maior eficiência no uso e na produção de derivados do petróleo; e a necessidade de reforçar os padrões de segurança.
O presidente da Petrobras também informou que a Companhia pretende atender ao crescimento da demanda por energia, aumentando sua produção de petróleo no Brasil, de aproximadamente dois milhões de barris diários de petróleo, para 4,9 milhões de barris até 2020. No mesmo período, a empresa também aumentará sua capacidade de refino de dois milhões para três milhões de barris diários.
Ao debater os desafios enfrentados pelo setor, Gabrielli destacou a necessidade de desenvolvimento da cadeia de fornecedores. “Os maiores desafios do setor de petróleo e gás não estão abaixo do solo, mas acima dele – a cadeia de fornecedores precisa estar preparada para atender a demanda por energia", disse. Gabrielli também enfatizou que tecnologia e segurança são fatores chave para assegurar que a demanda global seja atendida de maneira eficiente.
Ao concluir sua participação, o presidente acrescentou que a eficiência energética e a responsabilidade ambiental são vitais para manter o equilíbrio entre a demanda global por energia e as mudanças climáticas.
Agência Petrobras de Notícias
A OGX anunciou na semana passada, a contratação da corretora Flow como a nova formadora de mercado da companhia. Segundo nota divulgada pela empresa, a mudança de corretora tem como objetivo fomentar a liquidez de suas ações ordinárias. O contrato em vigor anteriormente, com o Credit Suisse, foi rescindido.
Entre janeiro e setembro deste ano as ações ordinárias da petroleira registraram um volume médio diário de negócios de R$ 240,5 milhões. O valor é 6,3% superior aos R$ 226,3 milhões em volume diário de negociações apresentado no mesmo período de 2010. De janeiro a setembro de 2009, o volume diário de negociações foi de apenas R$ 47 milhões.
Fonte energiahoje
4- Luis Antonio Gomes Araujo é o novo presidente da Aker Solutions Brasil
Fonte: Redação TN Petroleo
A Aker Solutions Brasil, multinacional da indústria de petróleo e gás, anunciou Luis Antonio Gomes Araujo como novo presidente. Ele irá liderar a estruturação regional da companhia e dará suporte a todas as unidades de negócios estabelecidas no país.
"Estou muito satisfeito que Luis Araujo tenha aceitado liderar nossa empresa no Brasil. Durante este tempo de reestruturação no Brasil, sua sólida experiência e suas qualidades de liderança, adquiridos durante sua experiência no mercado de óleo e gás, serão muito importantes para a companhia. Estou ansioso para trabalhar com ele a fim de fortalecermos nossas operações no Brasil," diz Oyvind Eriksen, CEO da Aker Solutions.
Luis Araujo (52 anos) é formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Gama Filho e tem MBA pela Universidade de Edimburgo, no Reino Unido. O executivo, que tem mais de 28 anos de experiência na indústria de óleo e gás, já atuou como presidente da Wellstream, gerente geral na ABB e engenheiro, gerente de projetos e de vendas para empresas como Coflexip, Vetco e a FMC Technologies no Brasil e no exterior.
"Estou ansioso para assumir este desafio, trabalhando para uma empresa com base sólida, e com produtos e serviços de alta tecnologia no seu portfolio, além de possuir valores claros e ser um negócio que está bem posicionado e com foco no Brasil”, diz Araujo.
Hoje, a Aker Solutions emprega cerca de 1400 pessoas no Brasil e continua com planos e expansão na indústria brasileira de óleo e gás. Além dos investimentos significativos na unidade de produção subsea em Curitiba, mais investimentos estão sendo considerados para a base de serviços de drilling e de subsea em Rio das Ostras.
A companhia tem planos de expandir sua engenharia e os negócios da divisão de “process systems” no Rio de Janeiro. Além disso, a Aker Solutions opera no Brasil o Skandi Santos, um navio especializado na instalação e recuperação de equipamentos subsea.
5- ETH inaugura no MS sua oitava usina de cana no país
A ETH Bioenergia, braço sucroalcooleiro do grupo Odebrecht, inaugurou agora pouco em Mato Grosso do Sul sua oitava usina processadora de cana. A nova unidade, que recebeu investimentos de R$ 1 bilhão, foi instalada no município de Costa Rica e tem capacidade para moer 3,8 milhões de toneladas de cana por safra, produzir 360 milhões de litros de etanol e 380 GWh de energia elétrica a partir do bagaço. A unidade é a terceira da ETH em Mato Grosso do Sul. As operações agrícolas da usina são 100% mecanizadas.
Ainda em 2011, a empresa pretende inaugurar sua nona unidade (Goiás). Com isso, a meta é iniciar a próxima safra, a 2012/13, com capacidade instalada de moagem superior a 30 milhões de toneladas de cana, segundo informou a empresa em comunicado. Ao todo, a ETH já investiu R$ 8 bilhões em todos os seus projetos que visam elevar a companhia ao topo da produção de etanol no Brasil.
Fabiana Batista
Fonte: Valor Online
6- DEMANDA DE TRABALHADORES OIL & GAS
A indústria do petróleo e gás deve contratar, pelo menos, 212 mil trabalhadores nos próximos três anos. A estimativa é do consultor da coordenação do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), Marco Antonio Ferreira.
Ferreira participou de um debate sobre o pré-sal na sede da Federação das Indústria do Estado de São Paulo (Fiesp). Segundo ele, o Prominp fez no ano passado um estudo para saber qual a demanda de mão de obra da indústria do petróleo até 2014. O estudo apontou que pelo menos 212 mil vagas de emprego serão abertas no setor. “Essas são as lacunas que verificamos em nosso plano de negócios”, disse.
O Prominp é um programa do governo federal criado para treinar trabalhadores para atuarem no setor de petróleo e gás natural. Ferreira explicou que a coordenação do programa levanta os investimentos programados e estima quantos trabalhadores serão necessários para que os projetos sejam executados.
Quando a demanda é detectada, o Prominp promove cursos de qualificação, que treinam os trabalhadores para que estejam aptos a trabalhar nos projetos programados. De acordo com Ferreira, 78 mil trabalhadores já foram qualificados desde 2006. Número que deve aumentar por causa do desenvolvimento da cadeia do petróleo.
O consultor do Prominp disse, inclusive, que a própria estimativa do programa está sendo revisada devido aos investimentos previstos para exploração do pré-sal. Segundo ele, a demanda por trabalhadores “deve ser bem maior do que a que estava estimada.”
O presidente da Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav), Augusto Mendonça, também declarou que o setor de construção e reparação de navios demandará muitos trabalhadores devido à exploração do pré-sal. De acordo com ele, os estaleiros brasileiros, que atualmente empregam 56 mil trabalhadores, devem empregar 100 mil até 2020. “O país vive um momento mágico”, disse Mendonça, sobre as perspectiva para o setor naval. “Vamos contratar desde soldadores e auxiliares, até engenheiros navais e pessoal da área administrativa”, declarou.
Fonte: Agência Brasil/Vinicius Konchinski/Jornal do Brasil
II – COMENTÁRIOS
Tenho insistido muito neste espaço em valorizar a tecnologia como o principal fator responsável pelo extraordinário salto da produtividade e competitividade sustentável da agropecuária brasileira.
E é mundialmente reconhecido o papel da EMBRAPA neste processo. De fato, esta notável instituição ainda é muito jovem - sequer completou 40 anos - para os avanços obtidos, e a conquista do cerrado se insere no rol dos mais relevantes. Com efeito, até a década dos 70 do século passado, os produtores rurais diziam: - "Cerrado, só dado ou herdado!".
Eles sabiam como era fraca a terra de lá e muito antes da EMBRAPA, o Instituto Agronômico de Campinas, a ESALQ de Piracicaba e instituições de pesquisa paulistas e de outros estados vinham estudando as formas de domar aquela natureza hostil à agricultura.
Mas, vitimada pelo célebre erro de Pero Vaz de Caminha ("nessa terra, em se plantando, tudo dá"), a sociedade em geral acha que a maior moleza no Brasil é ser agricultor. Não é. Nunca foi.
É verdade que as chamadas terras roxas de Ribeirão Preto, Jaú e do Norte do Paraná, ou o massapé de Campinas e Piracicaba vinham sendo cultivados com grande êxito graças aos trabalhos de pesquisa e extensão rural de órgãos públicos paulistas.
Mas o solo do cerrado, esta imensa área que representa a nossa maior fronteira agrícola, é o tal latossolo, com coloração que vai do vermelho ao amarelo, profundo, bem drenado, muito pobre em nutrientes essenciais (cálcio, magnésio, potássio) e matéria orgânica, tem grande acidez e toxidez por alumínio, de modo que, sem tecnologia adequada e com corretivos e fertilizantes, não produz nada! Bem diferente, por exemplo, do pampa argentino, planícies férteis conhecidas como os melhores solos do mundo, que precisam de menos da metade dos adubos que precisamos por hectare.
Por outro lado, grande parte do nosso cerrado, da metade do Centro-Oeste para cima, tem um clima chamado de tropical sazonal, que se caracteriza por um limitado período de chuvas durante o verão, e um inverno sequíssimo, que não permite duas culturas anuais.
Pois foram estas dificuldades naturais aparentemente insuperáveis que nossos cientistas venceram, trazendo para cá tecnologias desenvolvidas em países do hemisfério norte e tropicalizando-as, seja com variedades adaptadas à nossa edafoclimatologia, seja com tratos culturais modificados, seja com fertilização diferente e até com a irrigação apropriada. Os solos drenados do cerrado não retém a umidade, de modo que secam rapidamente. E sua acidez inibe qualquer cultivo.
Tudo isso foi enfrentado e dominado pela tecnologia. Cada pesquisador do nosso agro merece uma medalha!
Hoje competimos com produtores do mundo todo, e mesmo com o pesado Custo Brasil, avançamos no mercado internacional. Só em relação as exportações, saímos de 21 bilhões de dólares em 2000 para mais de 74 bi no ano passado. E com um saldo muito maior que o saldo do país todo, salvando com isso até nossas reservas em dólar.
E novas tecnologias vêm chegando: a Integração Lavoura Pecuária, verdadeira revolução tropical, por exemplo, permite em toda região de inverno seco, duas culturas anuais: grãos e carnes. Um verdadeiro ovo de Colombo.
A biotecnologia, a nanotecnologia, as novas máquinas agrícolas que reduzem perdas, os defensivos com moléculas muito menos agressivas, as sementes mais resistentes e rústicas, a irrigação, as biorrefinarias, e um sem número de outros temas que nos colocam na vanguarda do conhecimento científico no agro, são garantia de contínua competitividade com sustentabilidade, mesmo se se confirmarem as previsões mais pessimistas quanto ao aquecimento global: a gente se adaptará!
Por isso é absolutamente fundamental oferecer aos nossos institutos de pesquisa - IAC, IB, IZ, Pesca, Universidades, EMBRAPA - e de extensão, a CATI - os recursos indispensáveis para continuar servindo ao país.
- Texto originalmente publicado na Folha de S. Paulo, em 22/10/2011
Roberto Rodrigues
Coordenador do Centro de Agronegócio da FGV, presidente do Conselho Superior de Agronegócio da FIESP e professor de Economia Rural da UNESP/Jaboticaba
2- ATRAZO NA ENTREGA DE PLATAFORMAS
O atraso na entrega de novas plataformas e, principalmente, sondas de perfuração para áreas com profundidade acima de 2 mil metros de água preocupa o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli. O executivo menciona esse atraso para justificar o descumprimento das metas de produção da companhia, que planejava produzir uma média de 2,1 mil barris de petróleo por dia no Brasil e fechou setembro com produção diária de 2,002 milhões de barris de óleo. Esse tipo de atraso, que tem sido frequente, leva os analistas a olharem com certo ceticismo as projeções de aumento da produção nos próximos cinco a dez anos.
Gabrielli, que viajou na sexta-feira passada para a Ásia para visitar estaleiros na Coreia, Japão e Cingapura, chama a atenção para o fato de essas unidades atrasadas estarem sendo construídas no exterior. A companhia vai receber 37 sondas de perfuração - dos tipo semi-submersível e navios-sonda - até 2015, todas construídas fora do país, algumas já atrasadas.
Somente a partir de 2015 e até 2020 começarão a ser entregues as 28 novas sondas que estão em processo de licitação e que serão construídas no Brasil. O presidente da Petrobras cita esses números para rebater argumentações de que o atraso se deve à decisão do governo de exigir maior conteúdo nacional das encomendas da estatal. "O que tem de atraso de sondas e de fornecedores é culpa da crise internacional, não tem nada a ver com o Brasil. Foi a falta de financiamento para os estaleiros e os compradores", explicou o executivo em entrevista ao Valor.
"Até agora [o atraso] não teve nada a ver com o Brasil. Se vai atrasar daqui para frente é outra questão. Nós estamos trabalhando para não atrasarem, para fazerem. Estamos atuando preventivamente", acrescentou.
Ele comentou um relatório do Credit Suisse mostrando preocupação com a queda dos níveis de produção da Petrobras na bacia de Campos, que respondem por 44% da produção da companhia no país. Segundo o banco, a taxa de depleção (nome técnico para redução da produção decorrente da queda de pressão de um reservatório ou das reservas de um campo) de alguns campos importantes na região "vem se acelerando de forma constante desde 2009".
Em alguns casos, como o do campo gigante de Marlim, os analistas do Credit Suisse encontraram queda de 20%. Trata-se de um campo importante, que já foi o maior produtor do país e responsável pela totalidade das exportações de 600 mil barris diários, mas que hoje ocupa o terceiro lugar, com produção de 213 mil barris/dia. Essa queda estaria também sendo registrada em outros gigantes como Roncador, Albacora, Albacora Leste, Barracuda e até Roncador, o maior produtor do país com 306 mil barris/dia segundo a Agência Nacional do Petróleo.
Os números mencionados pelo Credit Suisse são bem superiores aos 7,5% que a estatal vem usando com sua média de depleção, que é normal nessa indústria considerando que se trata de reservas finitas que são reduzidas ano a ano até o esgotamento. E cada vez mais a indústria utiliza tecnologias para atrasar esse "esgotamento".
Ao Valor, Gabrielli admitiu o problema dizendo que é causado por fatores tecnológicos e não por esgotamento dos hidrocarbonetos depositados nesses reservatórios, o que mostraria uma razão geológica. "O problema de declínio não é geológico. É um problema econômico, de infraestrutura para viabilizar um aumento da produtividade, e da produção", afirma. "Campos maduros produzem mais água. E na medida que você produz mais água é necessário injetar mais água para continuar produzindo petróleo", ensina.
O executivo cita o que considera dificuldades que explicam os motivos da produção não crescer como o esperado. A primeira delas é o atraso da entrega das sondas. "Sem sondas não se perfura poços e nem se consegue cumprir a rampa de aumento da produção", ressalta, acrescentando que isso "está praticamente equacionado".
Em segundo ele cita duas tecnologias em teste. Uma delas para separar o óleo da água que vem de dentro do reservatório ainda no fundo do mar. Outra tecnologia em teste é a injeção de água do fundo do mar, usando água do mar nos reservatórios, sem que ela seja bombeada da plataforma. "Na medida que fizermos essas duas coisas se terá um aumento rápido da capacidade de processamento com as instalações existentes". A terceira dificuldade é aumentar a produção dos campos já concedidos, apelidado de Projeto Varredura.
Fonte: Valor Econômico/Por Cláudia Schüffner
3-Brasil servirá de base para TNK-BP
Fonte: Valor Econômico
Depois de anunciar um investimento de US$ 1 bilhão na aquisição de 45% dos ativos da novata HRT na Amazônia, o próximo movimento da petrolífera anglo-russa TNK-BP é abrir um escritório no Brasil. Já criou a TNK-BP Brasil e não há decisão ainda sobre a cidade que abrigará a sede da subsidiária brasileira, que terá uma estrutura independente da operação no Solimões.
O vice-presidente executivo da companhia, responsável pela área de exploração e produção, Alexander Dodds, disse que inicialmente será aberto um escritório de representação que poderá ficar no Rio ou em Manaus. "Vamos ter um representante para construir a reputação da empresa, interagir com a ANP e autoridades brasileiras, para mostrarmos que somos a TNK-BP e que queremos nos estabelecer no Brasil", explicou.
Dodds mencionou interesse em novos ativos não só no Brasil como também em outros países da América do Sul, mas deixou claro que no momento o foco é o Solimões. O primeiro trabalho será focar na análise técnica dos ativos na Amazônia, como imagens sísmicas, análise das rochas e o melhor desenho para perfuração de poços na região. Foi a pedido dos russos que a HRT pôs o pé no freio no seu programa de perfurações este ano.
Chris Eichcomb, vice-presidente de projetos e exploração da área internacional da TNK-BP, será o responsável direto pela operação no Brasil, respondendo a Dodds. Ambos continuarão baseados em Moscou, onde fica a sede da TNK-BP. É de lá que vão partir as primeiras análises e sugestões sobre a exploração dos 21 blocos amazônicos, dos quais comprou 45% esta semana. Ainda não há decisão sobre o time de executivos da operação brasileira. Só que serão comandados por Eichcomb.
A TNK-BP produz 1,77 milhão de barris de óleo equivalente por dia e suas cinco refinarias são capazes de processar 46% do óleo extraído por ela. Parte dessa produção é obtida na Sibéria, região de clima extremo que sofre variações de temperatura de 100 graus centígrados, de 60 graus negativos a 40 graus positivos. A empresa é a décima no ranking das maiores petrolíferas do mundo - quatro posições abaixo da Petrobras - se consideradas apenas as de capital aberto. Isso exclui, por exemplo, a gigante Saudi Aramco, da Arábia Saudita, PDVSA e Pemex.
Dodds, um escocês que morou no Qatar por sete anos trabalhando na ExxonMobil e antes disso morou no Canadá e teve passagem, inclusive, pelo Brasil, disse que a empresa quer estar presente no país. Para cuidar dos ativos em comum com a HRT, as duas sócias vão começar a se conhecer melhor. O presidente da HRT, Marcio Mello, fez questão de frisar, na terça-feira (1º), que as duas companhias vão somar forças na exploração e produção na Amazônia. "Eu sei descobrir petróleo e eles sabem produzir", afirmou.
O presidente da HRT negou enfaticamente que a empresa deixará de ser operadora do projeto no Solimões em 30 meses se a TNK-BP exercer a opção que a permite adquirir uma participação adicional de 10%, o que tornaria a russa majoritária no projeto, com 55%. "A TNK-BP reconhece a HRT como operadora. É uma relação de transparência e flexibilidade. [A troca de controle] pode ocorrer ou não. Mas o pensamento hoje é que do jeito que as coisas serão, isso não vai ocorrer", disse Mello.
O executivo, e acionista, que tem uma relação absolutamente emocional com a empresa que criou, evitou de todo modo admitir que no vencimento da opção possa perder o controle operacional da HRT no Solimões.
Uma fonte próxima das negociações explicou assim a cláusula: "Essa opção possibilita que quem tiver mais capacidade para gerir o projeto seja o gestor. É um direito. Se a TNK-BP entender que a HRT não está fazendo um bom trabalho tem o direito de comprar mais 10% e passar, com aprovação da ANP, a ser operadora do projeto", explicou, garantindo que a opção pode não ser exercida se a TNK-BP estiver satisfeita com a condução da operação no Solimões.
Na entrevista ao Valor, Dodds deixou claro que ainda não seria possível assumir a operação da HRT na Amazônia se a anglo-russa exercesse essa opção hoje. Mesmo a contratação de pessoal para a operação brasileira também não está definida. Eichcomb explicou que a TNK-BP ainda não tem uma estrutura internacional organizada, pois apenas no ano passado adquiriu ativos no Vietnã e na Venezuela, onde produz 35 mil barris por dia em quatro projetos em parceria com a PDVSA. "Só agora estamos olhando para o exterior".
O executivo mencionou ainda duas questões importantes que, segundo ele, são relevantes para a internacionalização da TNK-BP, que tem apenas oito anos de existência. A primeira é a da língua. "Os russos não falam inglês. E há uma questão cultural, pois a maioria deles só trabalharam na Rússia. Não entendem negócios internacionais e o que vamos ganhar. Então, para tentar estabelecer uma organização [internacional], temos de levar em conta língua e cultura".
Eichcomb destacou que mesmo quando a empresa chegar a um nível que permita ter funcionários expatriados, o número deles será pequeno. "Não quer dizer que vamos ter duas mil ou três mil pessoas, provavelmente serão 100 pessoas [no Brasil]. Aconteça o que acontecer, a organização está aprendendo com esse projeto". Por disso, frisou, não interessa quem vai ser o operador [na Amazônia]".
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