Por Marcelo C. Pereira e Rafael C. Petrocchi
A discussão quanto ao conceito de embarcação e sua abrangência à luz da legislação brasileira não é nova na doutrina e na jurisprudência judicial e administrativa. O tema tem gerado acalorado debate não apenas por razões acadêmicas e regulatórias, mas precipuamente em razão da alíquota zero de Imposto de Renda na Fonte (IRRF) que incide sobre as remessas para o exterior de contraprestações de aluguel, arrendamento e afretamento de embarcações (Lei nº 9.481/97, art. 1º, e art. 691, do Regulamento do Imposto de Renda).
Em poucas palavras, se a remuneração remetida ao exterior por quem aluga ou afreta refere-se a uma embarcação, desonera-se o Imposto de Renda na Fonte; se não estivermos diante de uma embarcação, haverá tributação – na maioria dos casos, equivalente a 15%.
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Petrobras consegue suspensão parcial de interdição das obras do Comperj, diz Inea
Nielmar de Oliveira
Repórter da Agência Brasil
Repórter da Agência Brasil
Rio de Janeiro – O juiz Eduardo Ribeiro Filho, da 2ª Vara Federal de Itaboraí, determinou a suspensão parcial da decisão judicial que mandou parar as obras de cosntrução do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), informou à Agência Brasil a presidenta do Instituto Estadual do Ambiente (Inea), Marilene Ramos. Segundo ela, a decisão do juiz liberou apenas as obras “intramuro”, mantendo parada as obras de construção de dutos, polidutos e de infraestrutura fora do Comperj.
Marilena informou, ainda, que a Procuradoria-Geral do Estado (PGE) deu entrada hoje (16), no Tribunal Regional Federal da 2ª Região (TRF2), solicitando a revogação da decisão concedida pelo juiz da 2ª Vara Federal de Itaboraí suspendendo as obras do Comperj sob a alegação de irregularidades na concessão das licenças ambientais para a construção do complexo, que é vizinho a uma área de proteção ambiental.
Segundo Marilene Ramos, o Tribunal Regional Federal solicitou, porém, um prazo até a próxima segunda-feira (20) para se pronunciar sobre o assunto, uma vez que o presidente do TRF2, desembargador Sérgio Schwaitzer, disse precisar de tempo para analisar o processo diante da complexidade da questão.
“O TRF2 alegou que a matéria é complexa e que precisará de tempo para tomar ciência do assunto. Mas nós trabalhamos com a perspectiva de que a decisão da 2ª Vara Federal de Itaboraí será revista pelo TRF”. Na avaliação da presidenta do Inea, o licenciamento concedido pelo órgão “é fruto de seis anos de trabalho, envolvendo centenas de técnicos e mais de 6 mil páginas de estudos e análises ambientais”.
A suspensão das obras do Comperj foi uma decisão do juiz federal substituto da 2ª Vara Federal de Itaboraí, Eduardo Ribeiro Filho, atendendo a uma ação do Ministério Público Federal (MPF), de 2008, que apontava irregularidades na concessão das licenças ambientais para a construção do complexo, que é vizinho a uma área de proteção ambiental.
O MPF alega que a autorização do Inea não é suficiente para avaliar os impactos e os danos causados na região. Na decisão, o juiz determinou que é preciso a autorização do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama).
As informações da presidenta do Inea sobre a decisão do juiz, permitindo a retomada parcial das obras não foram confirmadas pela Petrobras, que contactada pela Agência Brasil se limitou a dizer, por meio da assessoria de imprensa, que não tinha novidades sobre o assunto.
Edição: Aécio Amado
Obras do Comperj só serão retomadas com autorização do Ibama
Da Agência Brasil
Rio de Janeiro - As obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí, região metropolitana do Rio, paralisadas por uma decisão da Justiça só poderão ser retomadas após autorização do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama). O instituto informou hoje (15) que a direção do órgão enviou um relatório referente às obras do Comperj para a Procuradoria da República do estado, e espera a resposta.
A liminar que suspendeu, desde a noite de ontem (14), as obras do Comperj foi concedida pela 2ª Vara Federal de Itaboraí, com base na ação civil pública impetrada pelo Ministério Público Federal (MPF), que apontava irregularidades na concessão das licenças ambientais para a construção do complexo, que é vizinho à uma área de proteção ambiental. O MPF alega que a autorização do Instituto Estadual do Ambiente (Inea) não é suficiente para avaliar os impactos e os danos causados na região.
Justiça determina paralisação imediata de obras do Comperj
Douglas Corrêa
Repórter da Agência Brasil
Repórter da Agência Brasil
Rio de Janeiro - A Petrobras informou, em nota, agora no final da noite, que uma decisão da Justiça determinou a suspensão imediata das obras no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), anulando as licenças ambientais emitidas pelo órgão ambiental estadual. A nota da estyatal informa em apenas duas linhas a decisão da Justiça.
"A Petrobras informa, que foi intimada, no início da noite de hoje (14) de sentença que anula as licenças ambientais emitidas pelo órgão ambiental estadual [Instituto Estadual do Ambiente - Inea] para as obras do Comperj, implicando em paralisação imediata das obras. A Petrobras informa ainda que está avaliando as medidas cabíveis".
Edição: Aécio Amado
Brasil Offshore deve girar R$ 120 milhões
Autor(es): Rosangela Capozoli | Para o Valor, de São Paulo
Valor Econômico - 21/06/2011
Antes mesmo de produzir um único barril de petróleo, o pré-sal já demonstra seu gigantismo, por enquanto, fora das plataformas. A 6ª edição da Brasil Offshore - Feira e Conferência Internacional da Indústria de Petróleo e Gás -, que acontece em Macaé, no Rio de Janeiro, se internacionalizou, ao atrair o triplo de países em relação a última edição, de 2009. A feira ocupa o Centro Municipal de Convenções Jornalista Roberto Marinho, entre os dias 14 a 17 de junho. Para se ter uma ideia, da primeira até a última edição, a Brasil Offshore cresceu 82% em área e 36% em número de expositores. "O volume de negócios deverá superar os R$ 120 milhões frente aos R$ 100 milhões obtidos em 2009. O pré-sal atraiu a atenção de novos países, saltando de oito para 24 neste ano, com destaque para a Dinamarca, que terá 12 empresas", afirma Paulo Rezende, diretor da Reed Exhibitions Alcântara Machado.
Valor Econômico - 21/06/2011
Antes mesmo de produzir um único barril de petróleo, o pré-sal já demonstra seu gigantismo, por enquanto, fora das plataformas. A 6ª edição da Brasil Offshore - Feira e Conferência Internacional da Indústria de Petróleo e Gás -, que acontece em Macaé, no Rio de Janeiro, se internacionalizou, ao atrair o triplo de países em relação a última edição, de 2009. A feira ocupa o Centro Municipal de Convenções Jornalista Roberto Marinho, entre os dias 14 a 17 de junho. Para se ter uma ideia, da primeira até a última edição, a Brasil Offshore cresceu 82% em área e 36% em número de expositores. "O volume de negócios deverá superar os R$ 120 milhões frente aos R$ 100 milhões obtidos em 2009. O pré-sal atraiu a atenção de novos países, saltando de oito para 24 neste ano, com destaque para a Dinamarca, que terá 12 empresas", afirma Paulo Rezende, diretor da Reed Exhibitions Alcântara Machado.
Petrobras compra pouco, dizem fabricantes
Valor Econômico - 29/03/2011
O slogan do Prominp, programa coordenado pelo governo para aumentar a participação das empresas nacionais como fornecedoras de bens e serviços da indústria de petróleo e gás, diz: "Agora é assim - tudo que pode ser feito no Brasil tem que ser feito no Brasil." Na prática, porém, especialistas e fornecedores da indústria reconhecem que não tem sido assim.
Os fabricantes reclamam que a Petrobras, maior operadora e investidora do país, compra muito pouco no mercado brasileiro. A estatal informa que houve grande aumento na política de contratação de bens e serviços no setor de óleo e gás. Segundo a empresa, o conteúdo nacional mínimo passou de 57%, em 2003, para 77,34%, em 2010. Mas para fontes do setor o percentual é menor porque equipamentos importantes, incluindo grandes máquinas dos módulos de geração e compressão das plataformas, por exemplo, continuam sendo importados.
O slogan do Prominp, programa coordenado pelo governo para aumentar a participação das empresas nacionais como fornecedoras de bens e serviços da indústria de petróleo e gás, diz: "Agora é assim - tudo que pode ser feito no Brasil tem que ser feito no Brasil." Na prática, porém, especialistas e fornecedores da indústria reconhecem que não tem sido assim.
Os fabricantes reclamam que a Petrobras, maior operadora e investidora do país, compra muito pouco no mercado brasileiro. A estatal informa que houve grande aumento na política de contratação de bens e serviços no setor de óleo e gás. Segundo a empresa, o conteúdo nacional mínimo passou de 57%, em 2003, para 77,34%, em 2010. Mas para fontes do setor o percentual é menor porque equipamentos importantes, incluindo grandes máquinas dos módulos de geração e compressão das plataformas, por exemplo, continuam sendo importados.
Petrobras anuncia nova descoberta
Autor(es): Rosana Hessel
Correio Braziliense - 16/02/2011
A Petrobras anunciou a descoberta de um nova reserva de petróleo na camada pré-sal da Bacia de Santos. Informalmente denominado Macunaíma, o poço tem profundidade de 2.134 metros e está localizado na área do poço de Parati e a 244 km da costa do Rio de Janeiro. O consórcio responsável pela descoberta —- a estatal tem 65% de participação — ainda realizará os investimentos necessários para a avaliação das jazidas. A conclusão está prevista para abril de 2012.
A descoberta foi comprovada por meio de amostragem de óleo em teste a cabo, nos reservatórios localizados em profundidade de cerca de 5.680 metros. Além da Petrobras, operadora do bloco, o consórcio é formado ainda pelas empresas BG Group (25%) e Partex Brasil (10%). A companhia brasileira ainda não apresentou quaisquer dados sobre o potencial da área.
Apagão
Enquanto a estatal de petróleo vem dando boas notícias ao governo, ontem foi a vez de Furnas virar uma página ruim e abrir as portas ao seu novo presidente. O engenheiro Flávio Decat, de perfil técnico, foi empossado no comando da estatal como símbolo da primeira vitória da presidente Dilma Rousseff na moralização do setor elétrico, depois do apagão que deixou 8 dos 9 estados do Nordeste sem luz há 12 dias. Ao nomear um técnico para Furnas, cuja carreira foi iniciada dentro da própria companhia, Dilma marcou posição ao retomar a profissionalização da área em que ela foi ministra.
A cadeira agora ocupada por Decat foi ingrediente da disputa entre o deputado Eduardo Cunha (PMDB-RJ) e o ex-governador Anthony Garotinho (PR-RJ), ambos integrantes de partidos da base aliada ao governo. No entanto, a mudança no comando em Furnas apenas abranda a forte cortina de fumaça que recai sobre o setor elétrico. Mesmo depois das cobranças do Palácio do Planalto, as causas do corte de luz nordestino ainda não foram identificadas.
O Relatório de Análise de Perturbação (RAP), redigido pelo Observador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), ainda não está pronto. No governo, circula apenas sua versão preliminar, ainda não divulgada. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aguarda o documento para dar início às investigações oficiais. Enquanto isso, o apagão segue sem explicação.
Correio Braziliense - 16/02/2011
A Petrobras anunciou a descoberta de um nova reserva de petróleo na camada pré-sal da Bacia de Santos. Informalmente denominado Macunaíma, o poço tem profundidade de 2.134 metros e está localizado na área do poço de Parati e a 244 km da costa do Rio de Janeiro. O consórcio responsável pela descoberta —- a estatal tem 65% de participação — ainda realizará os investimentos necessários para a avaliação das jazidas. A conclusão está prevista para abril de 2012.
A descoberta foi comprovada por meio de amostragem de óleo em teste a cabo, nos reservatórios localizados em profundidade de cerca de 5.680 metros. Além da Petrobras, operadora do bloco, o consórcio é formado ainda pelas empresas BG Group (25%) e Partex Brasil (10%). A companhia brasileira ainda não apresentou quaisquer dados sobre o potencial da área.
Apagão
Enquanto a estatal de petróleo vem dando boas notícias ao governo, ontem foi a vez de Furnas virar uma página ruim e abrir as portas ao seu novo presidente. O engenheiro Flávio Decat, de perfil técnico, foi empossado no comando da estatal como símbolo da primeira vitória da presidente Dilma Rousseff na moralização do setor elétrico, depois do apagão que deixou 8 dos 9 estados do Nordeste sem luz há 12 dias. Ao nomear um técnico para Furnas, cuja carreira foi iniciada dentro da própria companhia, Dilma marcou posição ao retomar a profissionalização da área em que ela foi ministra.
A cadeira agora ocupada por Decat foi ingrediente da disputa entre o deputado Eduardo Cunha (PMDB-RJ) e o ex-governador Anthony Garotinho (PR-RJ), ambos integrantes de partidos da base aliada ao governo. No entanto, a mudança no comando em Furnas apenas abranda a forte cortina de fumaça que recai sobre o setor elétrico. Mesmo depois das cobranças do Palácio do Planalto, as causas do corte de luz nordestino ainda não foram identificadas.
O Relatório de Análise de Perturbação (RAP), redigido pelo Observador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), ainda não está pronto. No governo, circula apenas sua versão preliminar, ainda não divulgada. A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aguarda o documento para dar início às investigações oficiais. Enquanto isso, o apagão segue sem explicação.
OGX conclui perfuração de poço na Bacia de Campos
A OGX, empresa de óleo e gás natural do Grupo EBX, concluiu a perfuração do poço horizontal OGX-26HP, localizado na Bacia de Campos. Segundo nota da companhia, foi realizado um teste de formação, que identificou excelente índice de produtividade, similar a resultados obtidos nos melhores poços do País, e que confirma vazão potencial de 40.000 barris por dia.
De acordo com a OGX, no momento, este poço está sendo equipado para a realização de um Teste de Longa Duração (TLD), a ser iniciado em meados do ano de 2011, e que poderá registrar vazão de até 20.000 barris por dia, mas que também poderá atingir vazões superiores durante um projeto definitivo.
“O resultado obtido com a perfuração deste poço representa um marco na história da Companhia. O uso da tecnologia de poço horizontal confirmou altíssimos índices de produtividade em reservatórios carbonáticos do sul da Bacia de Campos, comprovando que estamos de fato diante de uma província petrolífera extraordinária”, afirmou o diretor-geral da OGX, Paulo Mendonça. “Trata-se de um dos melhores testes de produção que já vi em minha vida”, acrescentou.
De acordo com a OGX, no momento, este poço está sendo equipado para a realização de um Teste de Longa Duração (TLD), a ser iniciado em meados do ano de 2011, e que poderá registrar vazão de até 20.000 barris por dia, mas que também poderá atingir vazões superiores durante um projeto definitivo.
“O resultado obtido com a perfuração deste poço representa um marco na história da Companhia. O uso da tecnologia de poço horizontal confirmou altíssimos índices de produtividade em reservatórios carbonáticos do sul da Bacia de Campos, comprovando que estamos de fato diante de uma província petrolífera extraordinária”, afirmou o diretor-geral da OGX, Paulo Mendonça. “Trata-se de um dos melhores testes de produção que já vi em minha vida”, acrescentou.
Petrobras já planeja novo gasoduto e dez plataformas no pré-sal
Tupi é emblemático. Com ele, o pré-sal da bacia de Santos tornou-se o centro de um polo com vários reservatórios e a Petrobras mudou de patamar pelo volume de reservas estimadas e pelo valor de mercado. Entre o antes e o depois de Tupi, o valor da estatal saltou de US$ 93,2 bilhões (em outubro de 2006, quando foi concluído o poço pioneiro de Tupi), para US$ 197 bilhões em outubro de 2010.
Tupi - cuja comercialidade precisa ser declarada até sexta-feira - deverá chegar ao fim de 2011 produzindo 100 mil barris/dia de petróleo e até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Junto com a plataforma Cidade de Angra dos Reis (instalada em Tupi em outubro), os planos para a região do pré-sal já nas mãos da estatal e seus sócios incluem a chegada de mais dez plataformas (até 2016), um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros para escoar o gás da região de Tupi e entorno e novas estratégias logísticas, incluindo estações intermediárias com capacidade para armazenar (em alto mar) grandes quantidades de petróleo.
Quando virar campo, Tupi também deverá mudar de nome. Há quem aposte que se chamará Lula, já que a regra do Ibama é que os nomes dos campos venham da fauna marinha. Qualquer que seja o nome, ele detém o recorde de ser o que mais cedo entrou em produção, ainda que em fase de testes: menos de três anos entre a conclusão do primeiro poço, anunciado em outubro de 2006, e o início do teste de longa duração, em abril de 2009. Antes dele, a média era de a cinco a sete anos entre a descoberta e o primeiro óleo.
Desde 2009, quando começou o teste de longo duração de Tupi (ainda com a plataforma Cidade São Vicente) já foram produzidos mais de 7 milhões de barris de petróleo e gás na área. Para chegar aos 100 mil barris/dia, a Petrobras prevê a conexão gradual de seis poços produtores de petróleo, um poço injetor de gás, um injetor de água e outro capaz de injetar, alternadamente, água e gás.
Além da plataforma de Tupi estão previstas mais dez plataformas na área do pré-sal, sendo dois pilotos para produção antecipada em Guará (2013) e Tupi Nordeste (2014). Entre 2015 e 2016 virão as outras oito plataformas chamadas na Petrobras de "replicantes" - projetos quase idênticos, mas não iguais - a serem construídas no estaleiro Rio Grande.
Além do petróleo, Tupi também vai produzir gás natural. José Formigli, gerente-executivo de Exploração e Produção da Petrobras para o pré-sal, explica que a transferência de gás de Tupi para Mexilhão só será possível para os três primeiros pilotos (Tupi, Guará e Tupi Nordeste), limitada a 10 milhões de metros cúbicos por dia de gás. "Temos que ter outra rota em 2014, quando entrar o primeiro replicante, já que o último piloto entra em 2013", explica.
Para escoar a produção adicional de gás, uma das soluções é construir um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros saindo de Tupi-Iracema direto para Cabiúnas (RJ) , onde a Petrobras já opera estação de tratamento e poderá receber volumes adicionais sem necessidade de obra grandiosa. O projeto já está quase pronto e, segundo Formigli, só falta "terminar algumas curvas". Ele terá capacidade para transportar de 11 a 13 milhões de m3/dia.
Antes dessa fase, o gás excedente servirá para gerar energia a bordo da plataforma de Tupi e ser reinjetado ou exportado para terra por gasoduto até a plataforma de Mexilhão. De lá ele será escoado para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), onde será tratado e distribuído ao mercado. Para não queimar o gás, a Petrobras estuda plantas de liquefação de gás embarcadas, ou FSOs de gás - antes conhecidas pela sigla Gás Natural Liquefeito Embarcado (GNL-E).
Formigli lembra que a infraestrutura de gás é complexa, já que na concepção ela precisa vir junto de um projeto para comercialização do insumo, para que ele possa ser monetizado. No momento, os estudos econômicos indicam que os FSOs de gás serão instalados nos testes de longa duração (TLDs).
Depois de explorar toda a bacia de Campos usando como base o aeroporto de Macaé (RJ), o pré-sal de Santos vai contar com cinco bases de apoio aéreo: Cabo Frio, Jacarepaguá, Itaguaí (todos no Rio), Itanhaém (SP) e a base aérea de Santos. Para apoio marítimo serão usados os terminais dos portos de Macaé, Rio de Janeiro, Itajaí, Itaguaí e a base de Santos, onde o aeroporto já está pronto.
A Petrobras também está analisando a criação de "plataformas-hub", uma espécie de rodoviária no mar, onde as pessoas chegarão de transporte marítimo e sairão de helicóptero até as plataformas. A estatal ainda esbarra em projetos de embarcação com estabilidade suficiente para permitir essa movimentação de barcos, helicópteros e pessoas. "Todo mundo acha que é óbvio, mas não é. E o preço? Já foi oferecido até um porta-aviões. Só que um porta-aviões se ficar parado tem o péssimo hábito de ficar virando de um lado para outro. Tem casco fininho porque precisa ter velocidade, e quando para, rola. E aí o helicóptero não pousa", afirma o executivo.
Esse é apenas um dos desafios de engenharia e projetos que a Petrobras está enfrentando para desenvolver a produção de petróleo no pré-sal. A empresa já está implantando o conceito de "hubs" na bacia de Campos onde rebocadores podem se abastecer em navios gigantes da Petrobras capazes de suprir combustível para várias embarcações durante vários dias. Mas para atender tantos navios indo e vindo para as plataformas do pré-sal esse modelo causaria o que Formigli chama de "engarrafamentos" em alto mar. Para estudar isso, a companhia criou um grupo de trabalho chamado Gerenciamento Integrado de Operações (GIOP). Mas é para o futuro.
No curto prazo, a Petrobras trabalha para permitir que seus sócios em Tupi (BG, com 25% e Galp, com 10%) e Guará (BG com 30% e Repsolcom 25%) possam ter acesso ao petróleo. Toda a produção da fase de testes de Tupi foi vendida à Petrobras.
Para ficar com sua parte na produção os sócios poderão retirar sua parte do óleo por meio de navios aliviadores com sistema de posicionamento dinâmico (o Shuttle DP, na linguagem técnica) que poderão ser carregados diretamente da plataforma de produção. À medida em que o volume aumenta, essa logística fica muito cara. Para os três primeiros testes de longa duração, a Petrobras acertou com os sócios que eles poderão usar uma estação intermediária a ser instalada em águas rasas na região da Bacia de Campos.
A estação, chamada Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE), será formada por um navio de 280 mil toneladas adaptado para funcionar como plataforma do tipo FSO (sigla para Flotation, Storage and Offloading), com capacidade de armazenar entre 1,5 a 1,8 milhão de barris de petróleo. Ela será ligada a duas monobóias e funcionará como um porto em alto-mar, no qual os navios poderão atracar, carregar e partir sem necessidade de mover-se até o continente. "Essa solução só serve para os primeiros testes de longa duração. Para as plataformas replicantes vamos definir outra estratégia. Mas os sócios também podem chegar à conclusão que o volume de óleo justifica uma estação deles", diz Formigli.
Para além do horizonte das dez plataformas (2017 em diante), a estatal pesquisa outros modais para escoar a produção, inclusive dutos. O desafio é construir bombas capazes de gerar pressão suficiente para bombear óleo diretamente de uma plataforma ou do fundo do mar, e com força suficiente para chegar na costa paulista, a 320 km de distância. "Esse modal por duto está sendo trabalhado e estão sendo buscadas soluções tecnológicas", diz Formigli.
Tupi - cuja comercialidade precisa ser declarada até sexta-feira - deverá chegar ao fim de 2011 produzindo 100 mil barris/dia de petróleo e até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Junto com a plataforma Cidade de Angra dos Reis (instalada em Tupi em outubro), os planos para a região do pré-sal já nas mãos da estatal e seus sócios incluem a chegada de mais dez plataformas (até 2016), um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros para escoar o gás da região de Tupi e entorno e novas estratégias logísticas, incluindo estações intermediárias com capacidade para armazenar (em alto mar) grandes quantidades de petróleo.
Quando virar campo, Tupi também deverá mudar de nome. Há quem aposte que se chamará Lula, já que a regra do Ibama é que os nomes dos campos venham da fauna marinha. Qualquer que seja o nome, ele detém o recorde de ser o que mais cedo entrou em produção, ainda que em fase de testes: menos de três anos entre a conclusão do primeiro poço, anunciado em outubro de 2006, e o início do teste de longa duração, em abril de 2009. Antes dele, a média era de a cinco a sete anos entre a descoberta e o primeiro óleo.
Desde 2009, quando começou o teste de longo duração de Tupi (ainda com a plataforma Cidade São Vicente) já foram produzidos mais de 7 milhões de barris de petróleo e gás na área. Para chegar aos 100 mil barris/dia, a Petrobras prevê a conexão gradual de seis poços produtores de petróleo, um poço injetor de gás, um injetor de água e outro capaz de injetar, alternadamente, água e gás.
Além da plataforma de Tupi estão previstas mais dez plataformas na área do pré-sal, sendo dois pilotos para produção antecipada em Guará (2013) e Tupi Nordeste (2014). Entre 2015 e 2016 virão as outras oito plataformas chamadas na Petrobras de "replicantes" - projetos quase idênticos, mas não iguais - a serem construídas no estaleiro Rio Grande.
Além do petróleo, Tupi também vai produzir gás natural. José Formigli, gerente-executivo de Exploração e Produção da Petrobras para o pré-sal, explica que a transferência de gás de Tupi para Mexilhão só será possível para os três primeiros pilotos (Tupi, Guará e Tupi Nordeste), limitada a 10 milhões de metros cúbicos por dia de gás. "Temos que ter outra rota em 2014, quando entrar o primeiro replicante, já que o último piloto entra em 2013", explica.
Para escoar a produção adicional de gás, uma das soluções é construir um novo gasoduto de 350 a 400 quilômetros saindo de Tupi-Iracema direto para Cabiúnas (RJ) , onde a Petrobras já opera estação de tratamento e poderá receber volumes adicionais sem necessidade de obra grandiosa. O projeto já está quase pronto e, segundo Formigli, só falta "terminar algumas curvas". Ele terá capacidade para transportar de 11 a 13 milhões de m3/dia.
Antes dessa fase, o gás excedente servirá para gerar energia a bordo da plataforma de Tupi e ser reinjetado ou exportado para terra por gasoduto até a plataforma de Mexilhão. De lá ele será escoado para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), onde será tratado e distribuído ao mercado. Para não queimar o gás, a Petrobras estuda plantas de liquefação de gás embarcadas, ou FSOs de gás - antes conhecidas pela sigla Gás Natural Liquefeito Embarcado (GNL-E).
Formigli lembra que a infraestrutura de gás é complexa, já que na concepção ela precisa vir junto de um projeto para comercialização do insumo, para que ele possa ser monetizado. No momento, os estudos econômicos indicam que os FSOs de gás serão instalados nos testes de longa duração (TLDs).
Depois de explorar toda a bacia de Campos usando como base o aeroporto de Macaé (RJ), o pré-sal de Santos vai contar com cinco bases de apoio aéreo: Cabo Frio, Jacarepaguá, Itaguaí (todos no Rio), Itanhaém (SP) e a base aérea de Santos. Para apoio marítimo serão usados os terminais dos portos de Macaé, Rio de Janeiro, Itajaí, Itaguaí e a base de Santos, onde o aeroporto já está pronto.
A Petrobras também está analisando a criação de "plataformas-hub", uma espécie de rodoviária no mar, onde as pessoas chegarão de transporte marítimo e sairão de helicóptero até as plataformas. A estatal ainda esbarra em projetos de embarcação com estabilidade suficiente para permitir essa movimentação de barcos, helicópteros e pessoas. "Todo mundo acha que é óbvio, mas não é. E o preço? Já foi oferecido até um porta-aviões. Só que um porta-aviões se ficar parado tem o péssimo hábito de ficar virando de um lado para outro. Tem casco fininho porque precisa ter velocidade, e quando para, rola. E aí o helicóptero não pousa", afirma o executivo.
Esse é apenas um dos desafios de engenharia e projetos que a Petrobras está enfrentando para desenvolver a produção de petróleo no pré-sal. A empresa já está implantando o conceito de "hubs" na bacia de Campos onde rebocadores podem se abastecer em navios gigantes da Petrobras capazes de suprir combustível para várias embarcações durante vários dias. Mas para atender tantos navios indo e vindo para as plataformas do pré-sal esse modelo causaria o que Formigli chama de "engarrafamentos" em alto mar. Para estudar isso, a companhia criou um grupo de trabalho chamado Gerenciamento Integrado de Operações (GIOP). Mas é para o futuro.
No curto prazo, a Petrobras trabalha para permitir que seus sócios em Tupi (BG, com 25% e Galp, com 10%) e Guará (BG com 30% e Repsolcom 25%) possam ter acesso ao petróleo. Toda a produção da fase de testes de Tupi foi vendida à Petrobras.
Para ficar com sua parte na produção os sócios poderão retirar sua parte do óleo por meio de navios aliviadores com sistema de posicionamento dinâmico (o Shuttle DP, na linguagem técnica) que poderão ser carregados diretamente da plataforma de produção. À medida em que o volume aumenta, essa logística fica muito cara. Para os três primeiros testes de longa duração, a Petrobras acertou com os sócios que eles poderão usar uma estação intermediária a ser instalada em águas rasas na região da Bacia de Campos.
A estação, chamada Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE), será formada por um navio de 280 mil toneladas adaptado para funcionar como plataforma do tipo FSO (sigla para Flotation, Storage and Offloading), com capacidade de armazenar entre 1,5 a 1,8 milhão de barris de petróleo. Ela será ligada a duas monobóias e funcionará como um porto em alto-mar, no qual os navios poderão atracar, carregar e partir sem necessidade de mover-se até o continente. "Essa solução só serve para os primeiros testes de longa duração. Para as plataformas replicantes vamos definir outra estratégia. Mas os sócios também podem chegar à conclusão que o volume de óleo justifica uma estação deles", diz Formigli.
Para além do horizonte das dez plataformas (2017 em diante), a estatal pesquisa outros modais para escoar a produção, inclusive dutos. O desafio é construir bombas capazes de gerar pressão suficiente para bombear óleo diretamente de uma plataforma ou do fundo do mar, e com força suficiente para chegar na costa paulista, a 320 km de distância. "Esse modal por duto está sendo trabalhado e estão sendo buscadas soluções tecnológicas", diz Formigli.
Pré-sal atrai fundos de participação
Diante do grande volume de investimento necessário para financiar os projetos de exploração de petróleo no pré-sal, os gestores brasileiros estão estruturando fundos de private equity para financiar a cadeia de fornecedores da Petrobras, que deverão somar um volume extra de recursos de cerca de R$ 4 bilhões.
Depois da Caixase associar ao Banco Modalpara o lançamento do primeiro fundo com foco nesse setor, agora o Banco do Brasilestá selecionando gestores para o lançamento de um fundo de investimento em participações (FIP) voltado para o segmento de óleo e gás. A previsão inicial de captação era de R$ 1 bilhão.
A CR2 Guittifoi uma das que participaram do processo de seleção. A gestora já estava trabalhando na estruturação de um FIP com foco na cadeia de fornecedores. Com a entrada de Rodolfo Landim (ex-EBX e BR Distribuidora) e Demian Fiocca como sócios, a empresa passou a se chamar Mare Investimentose planeja lançar um segundo veículo, voltado agora para a captação com investidores estrangeiros. "A perspectiva é lançarmos ainda no primeiro trimestre um fundo voltado para investidores institucionais locais, basicamente com fundos de pensão, que deverá levantar algo em torno de R$ 400 milhões a R$ 600 milhões e já estamos trabalhando para lançar um segundo fundo, destinado para estrangeiros, cuja expectativa é captar entre US$ 500 milhões a US$ 1 bilhão", afirma Nelson Guitti, sócio da Mare.
Os dois fundos poderão realizar aportes conjuntamente dependendo da oportunidade. A ideia é investir em cinco a sete negócios com o primeiro fundo. "Devemos aplicar, em média, R$ 100 milhões por empresa, que tenham faturamento anual acima de R$ 250 milhões. O objetivo não é ser majoritário, mas queremos ter gestão compartilhada", diz Guitti.
Para identificar as oportunidades, Guitti, com formação em engenharia, conta com a experiência de 24 anos na Petrobras, em que chegou a trabalhar em diversos segmentos, com passagem pela superintendência de engenharia da estatal, Petrobras Gás (Gaspetro) e BR Distribuidora.
Com atuação na área de estruturação de dívida, a gestora Valoratambém está montando seu primeiro fundo de private equity com foco em empresas de serviços, bens de capital e equipamentos do setor de óleo e gás.
A meta é levantar de R$ 500 milhões a R$ 800 milhões com investidores nacionais e estrangeiros. "Há uma grande lacuna na capacidade instalada e as empresas da cadeia de fornecimento precisarão de financiamento para atender a demanda por equipamentos e serviços", diz Daniel Pegorini, diretor da gestora.
A gestora Plural Capital, que tem como presidente e vice-presidente os ex-sócios do Banco Pactual, Rodolfo Riechert e André Schwartz, é outra que está estruturando um veículo para investir na cadeia produtiva de petróleo. A expectativa é captar cerca de R$ 500 milhões, para aplicar em empresas com faturamento anual entre R$ 250 milhões a R$ 700 milhões, que já estejam bem posicionadas.
A previsão é entrar com processo de registro do fundo já no início do ano que vem. "Hoje, o tamanho do patrimônio dessas empresas limita uma alavancagem maior dessas companhias com dívida", destaca Humberto Tupinambá, responsável pela área de óleo e gás da Plural. Antes de integrar a equipe da gestora, o executivo atuou na estruturação da área de private equity do Banco Modal e no lançamento do primeiro fundo com foco no setor de óleo e gás.
O ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), David Zylbersztajn, em parceria com a BR Investimentostambém estão estudando investir em empresas para financiar projetos ligados à cadeia de fornecimento.
Depois da Caixase associar ao Banco Modalpara o lançamento do primeiro fundo com foco nesse setor, agora o Banco do Brasilestá selecionando gestores para o lançamento de um fundo de investimento em participações (FIP) voltado para o segmento de óleo e gás. A previsão inicial de captação era de R$ 1 bilhão.
A CR2 Guittifoi uma das que participaram do processo de seleção. A gestora já estava trabalhando na estruturação de um FIP com foco na cadeia de fornecedores. Com a entrada de Rodolfo Landim (ex-EBX e BR Distribuidora) e Demian Fiocca como sócios, a empresa passou a se chamar Mare Investimentose planeja lançar um segundo veículo, voltado agora para a captação com investidores estrangeiros. "A perspectiva é lançarmos ainda no primeiro trimestre um fundo voltado para investidores institucionais locais, basicamente com fundos de pensão, que deverá levantar algo em torno de R$ 400 milhões a R$ 600 milhões e já estamos trabalhando para lançar um segundo fundo, destinado para estrangeiros, cuja expectativa é captar entre US$ 500 milhões a US$ 1 bilhão", afirma Nelson Guitti, sócio da Mare.
Os dois fundos poderão realizar aportes conjuntamente dependendo da oportunidade. A ideia é investir em cinco a sete negócios com o primeiro fundo. "Devemos aplicar, em média, R$ 100 milhões por empresa, que tenham faturamento anual acima de R$ 250 milhões. O objetivo não é ser majoritário, mas queremos ter gestão compartilhada", diz Guitti.
Para identificar as oportunidades, Guitti, com formação em engenharia, conta com a experiência de 24 anos na Petrobras, em que chegou a trabalhar em diversos segmentos, com passagem pela superintendência de engenharia da estatal, Petrobras Gás (Gaspetro) e BR Distribuidora.
Com atuação na área de estruturação de dívida, a gestora Valoratambém está montando seu primeiro fundo de private equity com foco em empresas de serviços, bens de capital e equipamentos do setor de óleo e gás.
A meta é levantar de R$ 500 milhões a R$ 800 milhões com investidores nacionais e estrangeiros. "Há uma grande lacuna na capacidade instalada e as empresas da cadeia de fornecimento precisarão de financiamento para atender a demanda por equipamentos e serviços", diz Daniel Pegorini, diretor da gestora.
A gestora Plural Capital, que tem como presidente e vice-presidente os ex-sócios do Banco Pactual, Rodolfo Riechert e André Schwartz, é outra que está estruturando um veículo para investir na cadeia produtiva de petróleo. A expectativa é captar cerca de R$ 500 milhões, para aplicar em empresas com faturamento anual entre R$ 250 milhões a R$ 700 milhões, que já estejam bem posicionadas.
A previsão é entrar com processo de registro do fundo já no início do ano que vem. "Hoje, o tamanho do patrimônio dessas empresas limita uma alavancagem maior dessas companhias com dívida", destaca Humberto Tupinambá, responsável pela área de óleo e gás da Plural. Antes de integrar a equipe da gestora, o executivo atuou na estruturação da área de private equity do Banco Modal e no lançamento do primeiro fundo com foco no setor de óleo e gás.
O ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), David Zylbersztajn, em parceria com a BR Investimentostambém estão estudando investir em empresas para financiar projetos ligados à cadeia de fornecimento.
Oil&Gas faz sueca IFS abrir no Rio
De olho no crescimento do segmento brasileiro de óleo e gás, a sueca IFS acaba de abrir uma unidade no Rio de Janeiro. A empresa, especializada em ERP, pretende fisgar o mercado a partir do atendimento a empresas orientadas a projetos, principalmente as que operam no setor de offshore e utilities.
"Hoje, estes setores são os alvos mundiais da IFS", afirma Lávio Falcão, presidente da companhia no Brasil. "Contamos com uma base de 15 clientes locais, entre eles prestadores de serviços que operam como fornecedores de projetos para a Petrobrás, assim como a Companhia Estadual de Águas e Esgoto do Rio de Janeiro (Cedae-RJ)", complementa.
Além disso, a empresa conta com projetos de roll out do sistema IFS Applications, focado no gerenciamento de processos, em companhias internacionais que hoje usam a tecnologia fora do Brasil, mas mantém operações no Rio, especialmente as focadas no ramo petrolífero.
"Queremos explorar no local uma particularidade de nosso sistema que é única no mercado. Trata-se de um conjunto de processos que envolve engenharia, suprimento, construção e instalação, tudo integrado ao IFS Applications", destaca Falcão.
Também estão integrados ao sistema processos relativos ao EPCI (do inglês Engineering, Procurement, Construction and Installation), como é conhecido o modelo de gestão exigido em contrato pelas empresas de offshore e que controla processos como a adequação da estrutura, aquisição de material necessário para um projeto, construção e instalação.
A IFS oferece soluções também para verticais como aéreo/defesa, setor automotivo, manufatura industrial, serviços públicos e telecomunicações.
Até hoje, a companhia atuava no Brasil por meio de um escritório em São Paulo e uma rede de dez canais, atendendo a mais de 100 clientes.
"Hoje, estes setores são os alvos mundiais da IFS", afirma Lávio Falcão, presidente da companhia no Brasil. "Contamos com uma base de 15 clientes locais, entre eles prestadores de serviços que operam como fornecedores de projetos para a Petrobrás, assim como a Companhia Estadual de Águas e Esgoto do Rio de Janeiro (Cedae-RJ)", complementa.
Além disso, a empresa conta com projetos de roll out do sistema IFS Applications, focado no gerenciamento de processos, em companhias internacionais que hoje usam a tecnologia fora do Brasil, mas mantém operações no Rio, especialmente as focadas no ramo petrolífero.
"Queremos explorar no local uma particularidade de nosso sistema que é única no mercado. Trata-se de um conjunto de processos que envolve engenharia, suprimento, construção e instalação, tudo integrado ao IFS Applications", destaca Falcão.
Também estão integrados ao sistema processos relativos ao EPCI (do inglês Engineering, Procurement, Construction and Installation), como é conhecido o modelo de gestão exigido em contrato pelas empresas de offshore e que controla processos como a adequação da estrutura, aquisição de material necessário para um projeto, construção e instalação.
A IFS oferece soluções também para verticais como aéreo/defesa, setor automotivo, manufatura industrial, serviços públicos e telecomunicações.
Até hoje, a companhia atuava no Brasil por meio de um escritório em São Paulo e uma rede de dez canais, atendendo a mais de 100 clientes.
Offshore em destaque
Operação em plataformas marítimas é o tema principal do seminário da Abraphe sobre segurança de vooda RedaçãoO tema de operações offshore ganhou atenção especial no encontro da Abraphe (Associação Brasileira dos Pilotos de Helicóptero) sobre segurança de voo. Durante o seminário, nomes como Mike Hurst, o piloto chefe da PHI Inc., uma das maiores empresas do mundo em serviços de helicóptero, especialmente para o setor offshore, e Fernando Ribeiro, consultor de gestão e segurança em aviação da Petrobras, apresentaram modelos e estratégias das suas empresas voltadas a prevenir acidentes nos trabalhos envolvendo as plataformas de petróleo e os voos offshore.
A operação em plataformas marítimas se tornou um tema importante por conta da expectativa em torno da exploração das reservas petrolíferas encontradas pela Petrobras na camada do pré-sal. José Roberto Gementi, especialista em navegação aérea da Infraero, apresentou informações detalhadas sobre a circulação aérea de helicópteros na Bacia de Campos, no norte fluminense.
A operação em plataformas marítimas se tornou um tema importante por conta da expectativa em torno da exploração das reservas petrolíferas encontradas pela Petrobras na camada do pré-sal. José Roberto Gementi, especialista em navegação aérea da Infraero, apresentou informações detalhadas sobre a circulação aérea de helicópteros na Bacia de Campos, no norte fluminense.
Fonte: Aero Magazine
BG eleva estimativa para reservas no Brasil
LONDRES - O grupo britânico de petróleo e gás BG Group elevou suas estimativas para as reservas de petróleo e gás no Brasil em cerca de um terço e reportou aumento de 6,7% em seu lucro líquido do terceiro trimestre, citando forte desempenho nas operações com gás natural liquefeito.
A companhia, que tem sede no Reino Unido, informou ter adicionado 2,7 bilhões de barris de petróleo equivalente às suas estimativas brutas para os campos de petróleo Tupi, Iracema e Guará na bacia offshore de Santos, no litoral brasileiro, elevando a estimativa de recursos brutos recuperáveis de tais campos para 10,8 bilhões de barris de petróleo equivalente.
O BG Group informou que o lucro líquido nos três meses que se encerraram em 30 de setembro totalizou US$ 849 milhões, superando o lucro de US$ 796 milhões obtidos no mesmo período do ano passado. As receitas totais cresceram 21,9% para US$ 4,41 bilhões no mesmo período.
O lucro líquido ajustado avançou 27% para US$ 978 milhões, superando a expectativa de US$ 874 milhões, segundo pesquisa conduzida pela Dow Jones Newswire.
"Junto ao conjunto de bons resultados trimestrais, obtivemos significativo progresso em nosso plano de crescimento para a década seguinte", disse o diretor executivo do BG Group, Frank Chapman.
A divisão de gás natural liquefeito da BG, segunda maior participação no lucro operacional subjacente da empresa após as operações de produção e exploração, suplantou todas as demais divisões.
O lucro operacional subjacente da divisão de gás natural liquefeito cresceu 43% no terceiro trimestre, para US$ 725 milhões, em relação ao mesmo período de 2009. Segundo Chapman, o melhor desempenho da divisão foi resultado da capacidade da empresa de diversificar suas entregas para a Ásia e América do Sul, aproveitando demanda relacionada ao clima e queda nos embarques do Catar, onde manutenções prejudicaram as entregas.
A divisão de exploração e produção registrou alta de 7% no lucro operacional subjacente para US$ 761 milhões, refletindo aumento dos preços internacionais de gás natural, petróleo e derivados. O crescimento do lucro foi limitado pela produção praticamente estável no terceiro trimestre, na comparação anual.
A produção total de petróleo e gás da companhia foi de 56,5 milhões de barris no terceiro trimestre, queda de 0,4% em relação ao mesmo período do ano passado, uma vez que a elevação da produção nos Estados Unidos e no campo de Hasdrubal, na Tunísia, foi zerada pelo fechamento programado para manutenção bianual do campo de Karachaganak, no Casaquistão, e pelo fechamento não planejado do campo Panna/Mukta, na Índia.
A empresa manteve suas projeções de crescimento anual total de 6% a 8% até 2020. O BG Group elevou sua meta de investimento para 2011 e 2012, de US$ 16,5 bilhões para US$ 18,5 bilhões, e disse ter recebido aprovação do governo britânico para a primeira fase do projeto offshore Jasmine, no Mar do Norte. As informações são da Dow Jones.
Fonte: Estadão.com.br
A companhia, que tem sede no Reino Unido, informou ter adicionado 2,7 bilhões de barris de petróleo equivalente às suas estimativas brutas para os campos de petróleo Tupi, Iracema e Guará na bacia offshore de Santos, no litoral brasileiro, elevando a estimativa de recursos brutos recuperáveis de tais campos para 10,8 bilhões de barris de petróleo equivalente.
O BG Group informou que o lucro líquido nos três meses que se encerraram em 30 de setembro totalizou US$ 849 milhões, superando o lucro de US$ 796 milhões obtidos no mesmo período do ano passado. As receitas totais cresceram 21,9% para US$ 4,41 bilhões no mesmo período.
O lucro líquido ajustado avançou 27% para US$ 978 milhões, superando a expectativa de US$ 874 milhões, segundo pesquisa conduzida pela Dow Jones Newswire.
"Junto ao conjunto de bons resultados trimestrais, obtivemos significativo progresso em nosso plano de crescimento para a década seguinte", disse o diretor executivo do BG Group, Frank Chapman.
A divisão de gás natural liquefeito da BG, segunda maior participação no lucro operacional subjacente da empresa após as operações de produção e exploração, suplantou todas as demais divisões.
O lucro operacional subjacente da divisão de gás natural liquefeito cresceu 43% no terceiro trimestre, para US$ 725 milhões, em relação ao mesmo período de 2009. Segundo Chapman, o melhor desempenho da divisão foi resultado da capacidade da empresa de diversificar suas entregas para a Ásia e América do Sul, aproveitando demanda relacionada ao clima e queda nos embarques do Catar, onde manutenções prejudicaram as entregas.
A divisão de exploração e produção registrou alta de 7% no lucro operacional subjacente para US$ 761 milhões, refletindo aumento dos preços internacionais de gás natural, petróleo e derivados. O crescimento do lucro foi limitado pela produção praticamente estável no terceiro trimestre, na comparação anual.
A produção total de petróleo e gás da companhia foi de 56,5 milhões de barris no terceiro trimestre, queda de 0,4% em relação ao mesmo período do ano passado, uma vez que a elevação da produção nos Estados Unidos e no campo de Hasdrubal, na Tunísia, foi zerada pelo fechamento programado para manutenção bianual do campo de Karachaganak, no Casaquistão, e pelo fechamento não planejado do campo Panna/Mukta, na Índia.
A empresa manteve suas projeções de crescimento anual total de 6% a 8% até 2020. O BG Group elevou sua meta de investimento para 2011 e 2012, de US$ 16,5 bilhões para US$ 18,5 bilhões, e disse ter recebido aprovação do governo britânico para a primeira fase do projeto offshore Jasmine, no Mar do Norte. As informações são da Dow Jones.
Fonte: Estadão.com.br
PETROBRAS ANUNCIA DESCOBERTA DE PETRÓLEO DE ALTA QUALIDADE NA ANGOLA
A Petrobras anunciou na tarde desta segunda-feira que descobriu petróleo de alta qualidade no litoral de Angola, a 470 metros de profundidade no poço Cabaça Sudeste-2, que faz parte do Bloco 15/06 e está distante 100 km da costa, segundo noticiado pela FOLHA.COM.
Em julho, a estatal anunciou a descoberta de petróleo no mesmo bloco. O óleo foi encontrado durante a perfuração do poço Cabaça Sudeste-1, localizado a uma profundidade de 470 metros e a 100 km da costa.
De acordo com nota da Petrobras na época, as avaliações iniciais indicam a existência de pelo menos 500 milhões de barris de petróleo de alta qualidade no local.
Fonte: FOLHA.com
Em julho, a estatal anunciou a descoberta de petróleo no mesmo bloco. O óleo foi encontrado durante a perfuração do poço Cabaça Sudeste-1, localizado a uma profundidade de 470 metros e a 100 km da costa.
De acordo com nota da Petrobras na época, as avaliações iniciais indicam a existência de pelo menos 500 milhões de barris de petróleo de alta qualidade no local.
Fonte: FOLHA.com
Wärtsilä participa da Exponaval 2010
Com o tema “Indústria naval: os desafios da competitividade e da sustentabilidade”, a Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena) realizará durante toda esta semana, a 23ª edição do Congresso Nacional de Transporte Aquaviário, Construção Naval e Offshore, na sede da Firjan, no Rio de Janeiro. A multinacional finlandesa Wärtsilä participa do encontro e da Exposição de Produtos e Serviços da Área Naval (Exponaval), realizada paralelamente.
A finlandesa passa por um momento positivo com a retomada de crescimento da área de Ship Power no terceiro trimestre. Neste segmento, a Wärtsilä enxerga boas perspectivas, sobretudo com as demandas geradas pelo pré-sal. Para isso, aposta em soluções que vão desde serviços de Front End Engineering & Design (FEED) até sistemas de energia, propulsão, elétricos e de automação.
No primeiro semestre de 2010 a empresa fechou contrato com o grupo Quip para fornecer equipamentos para a P-63 navio/plataforma com capacidade para processar e armazenar petróleo. Os investimentos são de mais de 60 milhões de euros, o maior contrato da história da finlandesa no mundo, na área naval. O objetivo agora é, cada vez mais, aumentar o uso de insumos nacionais.
Perfil- A Wärtsilä é uma empresa de origem finlandesa líder global em soluções energéticas de ciclo de vida completo para mercados marítimos e de geração de energia. A companhia já instalou mais de 4 mil usinas termelétricas no mundo, na área de Power Plants. Na área marítima (Ship Power), os motores da Wärtsilä equipam 65% dos navios de cruzeiro construídos nos últimos três anos. Criada em 1834, a Wärtsilä tem cerca de 18 mil funcionários em mais de 70 países.
A Wärtsilä no Brasil - A Wärtsilä chegou ao Brasil em 1990, onde emprega mais de 600 funcionários. Opera seu escritório matriz e um centro de serviços no Rio de Janeiro, além de outro centro de serviços em Manaus (AM) e possui presença em outros seis estados brasileiros. A empresa projetou e construiu 22 usinas no país e ultrapassou a marca de 2,0 GW de potência instalada. Na área naval, a companhia tem no Brasil base instalada com capacidade superior a 800 MW em mais de 200 navios e embarcações.
Exponaval 2010
A finlandesa passa por um momento positivo com a retomada de crescimento da área de Ship Power no terceiro trimestre. Neste segmento, a Wärtsilä enxerga boas perspectivas, sobretudo com as demandas geradas pelo pré-sal. Para isso, aposta em soluções que vão desde serviços de Front End Engineering & Design (FEED) até sistemas de energia, propulsão, elétricos e de automação.
No primeiro semestre de 2010 a empresa fechou contrato com o grupo Quip para fornecer equipamentos para a P-63 navio/plataforma com capacidade para processar e armazenar petróleo. Os investimentos são de mais de 60 milhões de euros, o maior contrato da história da finlandesa no mundo, na área naval. O objetivo agora é, cada vez mais, aumentar o uso de insumos nacionais.
Perfil- A Wärtsilä é uma empresa de origem finlandesa líder global em soluções energéticas de ciclo de vida completo para mercados marítimos e de geração de energia. A companhia já instalou mais de 4 mil usinas termelétricas no mundo, na área de Power Plants. Na área marítima (Ship Power), os motores da Wärtsilä equipam 65% dos navios de cruzeiro construídos nos últimos três anos. Criada em 1834, a Wärtsilä tem cerca de 18 mil funcionários em mais de 70 países.
A Wärtsilä no Brasil - A Wärtsilä chegou ao Brasil em 1990, onde emprega mais de 600 funcionários. Opera seu escritório matriz e um centro de serviços no Rio de Janeiro, além de outro centro de serviços em Manaus (AM) e possui presença em outros seis estados brasileiros. A empresa projetou e construiu 22 usinas no país e ultrapassou a marca de 2,0 GW de potência instalada. Na área naval, a companhia tem no Brasil base instalada com capacidade superior a 800 MW em mais de 200 navios e embarcações.
Exponaval 2010
Tupi deverá produzir 30 mil barris por dia até final do ano
Bloco petrolífero que a Galp Energia explora com uma participação de 10% terá impacto no volume de produção da companhia portuguesa já no quarto trimestre.
O Tupi, bloco petrolífero "offshore" que a Galp Energia está a explorar na bacia de Santos, no Brasil, terá uma produção estimada em 30 mil barris por dia já durante o quarto trimestre deste ano, de acordo com os números que a Galp avança num novo balanço da sua estratégia.
O "Strategy Update" que a Galp irá apresentar hoje numa conferência com analistas do mercado, e já publicado na CMVM, inclui já na produção do Tupi o contributo de 20 mil barris diários durante Novembro e Dezembro do projecto-piloto.
A Galp Energia detém 10% do consórcio que está a explorar o Tupi (a Petrobras tem 65% e a BG 25%), pelo que o volume de produção do Tupi a que terá direito deverá rondar os 3 mil barris diários durante os próximos meses.
Nos primeiros nove meses deste ano, de acordo com os resultados ontem divulgados pela Galp, a petrolífera presidida por Manuel Ferreira de Oliveira conseguiu um volume de produção para si (na base "net entitlement") de 11 mil barris diários, num total de 3 milhões de barris nos nove meses, vindo 2,6 milhões do bloco 14, em Angola, e 0,4 milhões do bloco BM-S-11, no Brasil, onde está o Tupi.
O volume de 30 mil barris diários que o Tupi deverá gerar ainda este trimestre irá subir no próximo ano, já que a Galp prevê que aquele bloco chegue ao final de 2011 com uma produção de 100 mil barris por dia.
Além do Tupi, a Galp prossegue no Brasil com outros trabalhos exploratórios. No campo Iracema já foram perfurados 9 poços, estando programados para 2011 mais 7 perfurações. No campo Iara serão mais duas perfurações durante os próximos dois anos, de acordo com o “Strategy Update” da Galp. E no campo Júpiter haverá uma nova perfuração em 2011.
O "Strategy Update" que a Galp irá apresentar hoje numa conferência com analistas do mercado, e já publicado na CMVM, inclui já na produção do Tupi o contributo de 20 mil barris diários durante Novembro e Dezembro do projecto-piloto.
A Galp Energia detém 10% do consórcio que está a explorar o Tupi (a Petrobras tem 65% e a BG 25%), pelo que o volume de produção do Tupi a que terá direito deverá rondar os 3 mil barris diários durante os próximos meses.
Nos primeiros nove meses deste ano, de acordo com os resultados ontem divulgados pela Galp, a petrolífera presidida por Manuel Ferreira de Oliveira conseguiu um volume de produção para si (na base "net entitlement") de 11 mil barris diários, num total de 3 milhões de barris nos nove meses, vindo 2,6 milhões do bloco 14, em Angola, e 0,4 milhões do bloco BM-S-11, no Brasil, onde está o Tupi.
O volume de 30 mil barris diários que o Tupi deverá gerar ainda este trimestre irá subir no próximo ano, já que a Galp prevê que aquele bloco chegue ao final de 2011 com uma produção de 100 mil barris por dia.
Além do Tupi, a Galp prossegue no Brasil com outros trabalhos exploratórios. No campo Iracema já foram perfurados 9 poços, estando programados para 2011 mais 7 perfurações. No campo Iara serão mais duas perfurações durante os próximos dois anos, de acordo com o “Strategy Update” da Galp. E no campo Júpiter haverá uma nova perfuração em 2011.
Petróleo deve gerar negócios de R$ 176 bi para São Paulo
SÃO PAULO - O setor de petróleo e gás poderá gerar negócios que deverão alcançar R$ 176 bilhões nos próximos 15 anos no Estado de São Paulo. Este é o valor que a Comissão Especial de Petróleo e Gás Natural (Cespeg), órgão da Secretaria de Desenvolvimento do estado, calculou, tendo como base as atuais áreas já licitadas da região do pré-sal. Nesta conta estão incluídos os investimentos da Petrobras, construção naval para atender o transporte do produto e as embarcações de apoio a operações offshore, montagem de equipamentos e implantação de novos terminais portuários.
De acordo com o secretário de Desenvolvimento do Estado de São Paulo, Luciano Almeida, apesar desse montante de investimentos os recursos ainda deverão se restringir a produtos de menor valor agregado, como na indústria metalomecânica, em produtos como chapas de aço para a industria naval. Além disso, o valor deverá ser aplicado em obras de infraestrutura em toda a região para atender o aumento populacional, que deve ser de cerca de 450 mil pessoas que passarão a viver na faixa litorânea que servirá de apoio à exploração na Bacia de Santos.
"É bom lembramos que esses números referem-se a apenas 30% das reservas do pré-sal que estão licitadas: a grande parte ainda está para ser colocada em leilão pelo governo, o que pode elevar muito essa previsão de investimentos", disse o executivo.
Atração
Para tornar o estado paulista mais atrativo a empresas de toda a cadeia do setor petrolífero, inclusive as que produzem componentes de maior valor agregado, o Cespeg já mapeou 136 áreas onde é possível instalar polos industriais. Até janeiro, o grupo deverá apresentar propostas para viabilizar a entrada de novas empresas no Estado de São Paulo.
Entre os setores que ainda não estão em território paulista, está o de estaleiros. O secretário disse ontem que São Paulo poderá ter até três unidades de fabricação naval -uma de grande porte, uma de médio e uma de pequeno porte -, todas para atender a demanda do setor de petróleo e gás.
Além dos estaleiros, o secretário afirmou que os itens que levam maior nível de tecnologia e que são encontrados a bordo das plataformas e navios também deverão receber incentivos, como as fornecedoras de árvores de Natal, tubulações e equipamentos, entre outros. "Esses setores também terão benefícios que já estão sendo estudados", disse.
Ele admitiu ainda que entre as medidas para atrair os estaleiros está a entrada em uma guerra fiscal, oferecendo benefícios fiscais como a redução do ICMS. "Todos os estados estão dando benefícios a essa atividade [construção naval]. Há setores aqui que já estão bem desonerados; agora a cadeia naval e as subsequentes precisam de um tratamento especial", revelou ele.
O governo defende ainda a reforma no modelo de divisão dos recursos do petróleo pelos estados e municípios. Para Almeida, o ideal seria encontrar uma forma alternativa às existentes. Em sua opinião, nem o modelo atual nem o novo, aprovado pelo Senado Federal, estão corretos. A maior parte do dinheiro (80%) deveria ir para um Fundo Soberano ao invés de 50% serem distribuídos pelos municípios de todo o Brasil. Além disso, aponta que apenas as regiões que passam por algum efeito negativo com a exploração do petróleo devem receber os 20% restantes em decorrência da atividade, como compensação.
Se a lei não for mudada, o valor que o estado arrecadaria com o pré-sal chegaria a R$ 136 bilhões, mas, com a alteração, recuaria a apenas R$ 3,3 bilhões em um cenário em que os volumes do pré-sal fossem de 60 bilhões de barris. Atualmente, a receita estadual do petróleo é de pouco mais de R$ 4 milhões ao ano.
O problema, disse Almeida, é que essa diferença ficaria em sua grande parte no País, não no exterior, para evitar a doença holandesa (sobrevalorização da moeda local sobre o dólar) e minar a competitividade da indústria local. O fato também foi destacado pelo diretor-geral da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Eloi Fernandéz Y Fernandéz, que indicou a possibilidade de desindustrialização do País com o real forte, além da alta carga tributária brasileira.
O setor de petróleo e gás poderá gerar negócios de até R$ 176 bilhões nos próximos 15 anos no Estado de São Paulo, tendo como base as atuais áreas já licitadas do pré-sal.
Fonte: DCI
De acordo com o secretário de Desenvolvimento do Estado de São Paulo, Luciano Almeida, apesar desse montante de investimentos os recursos ainda deverão se restringir a produtos de menor valor agregado, como na indústria metalomecânica, em produtos como chapas de aço para a industria naval. Além disso, o valor deverá ser aplicado em obras de infraestrutura em toda a região para atender o aumento populacional, que deve ser de cerca de 450 mil pessoas que passarão a viver na faixa litorânea que servirá de apoio à exploração na Bacia de Santos.
"É bom lembramos que esses números referem-se a apenas 30% das reservas do pré-sal que estão licitadas: a grande parte ainda está para ser colocada em leilão pelo governo, o que pode elevar muito essa previsão de investimentos", disse o executivo.
Atração
Para tornar o estado paulista mais atrativo a empresas de toda a cadeia do setor petrolífero, inclusive as que produzem componentes de maior valor agregado, o Cespeg já mapeou 136 áreas onde é possível instalar polos industriais. Até janeiro, o grupo deverá apresentar propostas para viabilizar a entrada de novas empresas no Estado de São Paulo.
Entre os setores que ainda não estão em território paulista, está o de estaleiros. O secretário disse ontem que São Paulo poderá ter até três unidades de fabricação naval -uma de grande porte, uma de médio e uma de pequeno porte -, todas para atender a demanda do setor de petróleo e gás.
Além dos estaleiros, o secretário afirmou que os itens que levam maior nível de tecnologia e que são encontrados a bordo das plataformas e navios também deverão receber incentivos, como as fornecedoras de árvores de Natal, tubulações e equipamentos, entre outros. "Esses setores também terão benefícios que já estão sendo estudados", disse.
Ele admitiu ainda que entre as medidas para atrair os estaleiros está a entrada em uma guerra fiscal, oferecendo benefícios fiscais como a redução do ICMS. "Todos os estados estão dando benefícios a essa atividade [construção naval]. Há setores aqui que já estão bem desonerados; agora a cadeia naval e as subsequentes precisam de um tratamento especial", revelou ele.
O governo defende ainda a reforma no modelo de divisão dos recursos do petróleo pelos estados e municípios. Para Almeida, o ideal seria encontrar uma forma alternativa às existentes. Em sua opinião, nem o modelo atual nem o novo, aprovado pelo Senado Federal, estão corretos. A maior parte do dinheiro (80%) deveria ir para um Fundo Soberano ao invés de 50% serem distribuídos pelos municípios de todo o Brasil. Além disso, aponta que apenas as regiões que passam por algum efeito negativo com a exploração do petróleo devem receber os 20% restantes em decorrência da atividade, como compensação.
Se a lei não for mudada, o valor que o estado arrecadaria com o pré-sal chegaria a R$ 136 bilhões, mas, com a alteração, recuaria a apenas R$ 3,3 bilhões em um cenário em que os volumes do pré-sal fossem de 60 bilhões de barris. Atualmente, a receita estadual do petróleo é de pouco mais de R$ 4 milhões ao ano.
O problema, disse Almeida, é que essa diferença ficaria em sua grande parte no País, não no exterior, para evitar a doença holandesa (sobrevalorização da moeda local sobre o dólar) e minar a competitividade da indústria local. O fato também foi destacado pelo diretor-geral da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Eloi Fernandéz Y Fernandéz, que indicou a possibilidade de desindustrialização do País com o real forte, além da alta carga tributária brasileira.
O setor de petróleo e gás poderá gerar negócios de até R$ 176 bilhões nos próximos 15 anos no Estado de São Paulo, tendo como base as atuais áreas já licitadas do pré-sal.
Fonte: DCI
Caixa quer se inserir no mercado de petróleo e gás
A Caixa Econômica Federal anunciou que pretende ser um dos três maiores bancos inseridos no mercado de petróleo e gás do País nos próximos três anos. “Estamos em uma fase de estabelecer o primeiro relacionamento com essa cadeia. É também uma fase de aprendizado para a Caixa”, disse a presidente da Caixa, Maria Fernanda Ramos Coelho, durante visita a Santos Offshore Oil & Gas Expo 2010.
Segundo ela, o objetivo é que, no futuro, a imagem do banco estatal seja tão forte no mercado de petróleo e gás como hoje é na habitação. Para isso, a Caixa pretende lançar diferentes linhas de crédito para atender ao mercado, principalmente aos fornecedores da Petrobras.
Além disso, Maria Fernanda afirmou que o banco assinou a participação de um fundo com a Marinha Mercante que permitirá investimentos na indústria naval nacional. “A ideia é que a cada dia, a cada semana, surjam novos produtos absolutamente adequados a esse segmento”, completou o superintendente regional da Caixa na Baixada Santista, José Paulo Gomes de Amorim.
Lançada há cerca de um mês, uma linha de crédito criada para atender a fornecedores da Petrobras está operando de maneira piloto em 18 superintendências da CEF, entre elas a Baixada Santista, devendo ser estendida para todo o País em dezembro. “Os juros podem variar de 1,75% a 2,5% ao mês dependendo da análise de risco”, afirma o gerente regional da Caixa, Daniel Monte Rodrigues, explicando que a linha atende pequenas e médias empresas que sejam fornecedores da Petrobras até o quinto nível, não apenas os diretos. O banco pode financiar até 50% do valor desse contrato.
Segundo o executivo, somente neste mês, cerca de 20 clientes da Baixada Santista procuraram a Caixa e estão negociando o novo crédito. “São clientes no processo entre visita, avaliação de risco e precificação da operação de crédito”, completando que o valor mais alto que está sendo negociado na região é de R$ 12 milhões.
Fonte: Agência Estado
Segundo ela, o objetivo é que, no futuro, a imagem do banco estatal seja tão forte no mercado de petróleo e gás como hoje é na habitação. Para isso, a Caixa pretende lançar diferentes linhas de crédito para atender ao mercado, principalmente aos fornecedores da Petrobras.
Além disso, Maria Fernanda afirmou que o banco assinou a participação de um fundo com a Marinha Mercante que permitirá investimentos na indústria naval nacional. “A ideia é que a cada dia, a cada semana, surjam novos produtos absolutamente adequados a esse segmento”, completou o superintendente regional da Caixa na Baixada Santista, José Paulo Gomes de Amorim.
Lançada há cerca de um mês, uma linha de crédito criada para atender a fornecedores da Petrobras está operando de maneira piloto em 18 superintendências da CEF, entre elas a Baixada Santista, devendo ser estendida para todo o País em dezembro. “Os juros podem variar de 1,75% a 2,5% ao mês dependendo da análise de risco”, afirma o gerente regional da Caixa, Daniel Monte Rodrigues, explicando que a linha atende pequenas e médias empresas que sejam fornecedores da Petrobras até o quinto nível, não apenas os diretos. O banco pode financiar até 50% do valor desse contrato.
Segundo o executivo, somente neste mês, cerca de 20 clientes da Baixada Santista procuraram a Caixa e estão negociando o novo crédito. “São clientes no processo entre visita, avaliação de risco e precificação da operação de crédito”, completando que o valor mais alto que está sendo negociado na região é de R$ 12 milhões.
Fonte: Agência Estado
Galp descobre mais petróleo no Brasil
A nova descoberta da Galp foi em terra, num poço perfurado em Sergipe-Alagoas. Mas a Petrobras, num consórcio offshore onde a Galp participa em 10%, também voltou a descobrir mais petróleo perto do campo Tupi.
A Galp anunciou a descoberta de petróleo num bloco terrestre localizado na bacia de Sergipe-Alagoas, no Brasil, refere a Galp.
O bloco é o SEAL-T-429, é operado pela Galp e o respectivo poço tem uma profundidade de 1070 metros.
Na zona offshore, na bacia de Santos, a Petrobras também anunciou uma nova descoberta no bloco BM-S-11, num consórcio onde a Galp tem 10%.Na zona terrestre, os indícios de petróleo foram descobertos no bloco SEAL-T-429, que foi adquirido pela Galp em consórcio com a Petrobras na sétima Rodada de Licitações efetuada pelas autoridades brasileiras em 2005.
Novo poço a 5260 metros de profundidade
Na zona offshore, no mar da bacia de Santos, a Petrobras também notificou a descoberta de indícios de petróleo, na zona do campo Tupi, no bloco BM-S-11. O poço desta nova descoberta offshore deverá ser perfurado até uma profundidade de 5260 metros. A exploração do bloco BM-S-11 pertence ao consórcio formado pela Petrobras (65%), BG (25%) e Galp (10%).
No desenvolvimento da exploração petrolífera terrestre, a Galp já participou na perfuração de quatro poços de exploração na bacia de Sergipe-Alagoas, designadamente, o Ananda, o Krishna, o Sati e o Maya, e um poço de avaliação, o Svara.
Duas descobertas: Ananda e Krishna
A Galp refere que, destes poços perfurados em Sergipe-Alagoas, foram anunciadas duas descobertas no Ananda e no Krishna.
"Foi já apresentado um plano de avaliação à Agência Nacional de Petróleo (ANP) e neste momento estão a decorrer estudos relacionados com esta avaliação", explica a Galp.
Na bacia de Sergipe-Alagoas, a Galp já tinha devolvido à ANP, em 2009, o bloco SEAL-T-456. Por outro lado, devido a condições climatéricas adversas, tinha adiado para 2010 os testes de longa duração nos dois blocos que foram mantidos nesta bacia.
Em dimensão e potencial, as operações terrestres não são comparáveis com as que são desenvolvidas no offshore marítimo, mas a Galp encara os projectos terrestres como "uma forma de adquirir experiência como operador" e, igualmente, "aumentar os níveis de produção no Brasil".
O bloco é o SEAL-T-429, é operado pela Galp e o respectivo poço tem uma profundidade de 1070 metros.
Na zona offshore, na bacia de Santos, a Petrobras também anunciou uma nova descoberta no bloco BM-S-11, num consórcio onde a Galp tem 10%.Na zona terrestre, os indícios de petróleo foram descobertos no bloco SEAL-T-429, que foi adquirido pela Galp em consórcio com a Petrobras na sétima Rodada de Licitações efetuada pelas autoridades brasileiras em 2005.
Novo poço a 5260 metros de profundidade
Na zona offshore, no mar da bacia de Santos, a Petrobras também notificou a descoberta de indícios de petróleo, na zona do campo Tupi, no bloco BM-S-11. O poço desta nova descoberta offshore deverá ser perfurado até uma profundidade de 5260 metros. A exploração do bloco BM-S-11 pertence ao consórcio formado pela Petrobras (65%), BG (25%) e Galp (10%).
No desenvolvimento da exploração petrolífera terrestre, a Galp já participou na perfuração de quatro poços de exploração na bacia de Sergipe-Alagoas, designadamente, o Ananda, o Krishna, o Sati e o Maya, e um poço de avaliação, o Svara.
Duas descobertas: Ananda e Krishna
A Galp refere que, destes poços perfurados em Sergipe-Alagoas, foram anunciadas duas descobertas no Ananda e no Krishna.
"Foi já apresentado um plano de avaliação à Agência Nacional de Petróleo (ANP) e neste momento estão a decorrer estudos relacionados com esta avaliação", explica a Galp.
Na bacia de Sergipe-Alagoas, a Galp já tinha devolvido à ANP, em 2009, o bloco SEAL-T-456. Por outro lado, devido a condições climatéricas adversas, tinha adiado para 2010 os testes de longa duração nos dois blocos que foram mantidos nesta bacia.
Em dimensão e potencial, as operações terrestres não são comparáveis com as que são desenvolvidas no offshore marítimo, mas a Galp encara os projectos terrestres como "uma forma de adquirir experiência como operador" e, igualmente, "aumentar os níveis de produção no Brasil".
Petrobras inaugura Polo Naval do Rio Grande
A Petrobras realiza no dia 20 de outubro (quarta-feira), cerimônia de inauguração do Polo Naval do Rio Grande, em Rio Grande (RS), com a presença do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva. O Polo consiste em uma infraestrutura de 430 mil m2 para construção e reparos de unidades marítimas (offshore) para a indústria do petróleo, tais como plataformas flutuantes de perfuração, produção e de apoio. A nova estrutura permitirá o aumento da competitividade nas licitações com a entrada de novas empresas, possibilitando redução nos preços e nos prazos dos futuros projetos.
A construção do Polo Naval teve início em agosto de 2006 e sua obra gerou cerca de 1.400 empregos diretos (média mensal). A principal instalação do Polo é o dique seco, com 350m de comprimento, 130m de largura e 17,1m de altura e equipado com um pórtico capaz de erguer até 600 toneladas. Um dique dessas dimensões (entre os maiores do mundo) permite a construção simultânea de dois navios petroleiros ou duas plataformas. No dique também poderão ser docadas plataformas ou navios para realização de reformas, conversões ou reparos.
O Polo Naval inclui também ampla área para montagem de estruturas e de equipamentos, cabines climatizadas para pintura, equipamentos para movimentação de carga, dois cais de atracação que permitem os serviços de acabamento, oficinas para processamento de aço e tubulação e diversos sistemas, tais como: ar comprimido, gases industriais, elétrico, coleta e tratamento de efluentes etc. As instalações do Polo estão dimensionadas para comportar até 5 mil pessoas trabalhando e permitirão também que se forme mão deo bra especializada em construção offshore.
Revitalização da Indústria - A construção do Polo Naval irá revitalizar a indústria de bens e serviços de Rio Grande e cidades vizinhas, gerando empregos diretos e indiretos. Uma vez que o país não possui instalações de porte similar, esse empreendimento vai permitir que serviços antes feitos no exterior possam ser feitos no Brasil, ampliando o conteúdo nacional das obras.
O Polo também vai permitir que sejam construídos em série cascos para plataformas, o que trará vantagens como o aumento da produtividade, padronização de processos e redução de custos, além de evitar a dispersão de mão de obra ao fim dos projetos.
As instalações do Polo Naval já estão sendo utilizadas para a construção dos módulos da plataforma P-55. O deckbox da plataforma, cuja montagem está em andamento no local, receberá os módulos e equipamentos que compõem a unidade. A união (mating) do casco inferior, que está sendo construído em Pernambuco, com o topside e a integração final da P-55 serão executadas em Rio Grande.
A partir do primeiro semestre de 2011 também deve começar a construção de oito cascos para plataformas do tipo FPSO. A Petrobras tem o direito de uso exclusivo do Polo por 10 anos, através de contrato de locação.
Dados do Polo Naval do Rio Grande: Área total do Polo Naval: 430.000 m2- Área das oficinas: 20.000 m2 - Dimensões úteis do dique seco: 130,0 X 350,0 X 17,1 m- Área útil do Dique Seco 45,5 mil m2, comprimento do Cais Norte de 42 m, comprimento do Cais Sul 350 m- Capacidade do pórtico: 600 t, capacidade da oficina de estruturas 1.000 t/mês, capacidade da oficina de tubulação de 4.000 spools/mês (trechos de tubulações) e permite a construção de qualquer tipo de plataforma.
Fonte: Revista Fator
A construção do Polo Naval teve início em agosto de 2006 e sua obra gerou cerca de 1.400 empregos diretos (média mensal). A principal instalação do Polo é o dique seco, com 350m de comprimento, 130m de largura e 17,1m de altura e equipado com um pórtico capaz de erguer até 600 toneladas. Um dique dessas dimensões (entre os maiores do mundo) permite a construção simultânea de dois navios petroleiros ou duas plataformas. No dique também poderão ser docadas plataformas ou navios para realização de reformas, conversões ou reparos.
O Polo Naval inclui também ampla área para montagem de estruturas e de equipamentos, cabines climatizadas para pintura, equipamentos para movimentação de carga, dois cais de atracação que permitem os serviços de acabamento, oficinas para processamento de aço e tubulação e diversos sistemas, tais como: ar comprimido, gases industriais, elétrico, coleta e tratamento de efluentes etc. As instalações do Polo estão dimensionadas para comportar até 5 mil pessoas trabalhando e permitirão também que se forme mão deo bra especializada em construção offshore.
Revitalização da Indústria - A construção do Polo Naval irá revitalizar a indústria de bens e serviços de Rio Grande e cidades vizinhas, gerando empregos diretos e indiretos. Uma vez que o país não possui instalações de porte similar, esse empreendimento vai permitir que serviços antes feitos no exterior possam ser feitos no Brasil, ampliando o conteúdo nacional das obras.
O Polo também vai permitir que sejam construídos em série cascos para plataformas, o que trará vantagens como o aumento da produtividade, padronização de processos e redução de custos, além de evitar a dispersão de mão de obra ao fim dos projetos.
As instalações do Polo Naval já estão sendo utilizadas para a construção dos módulos da plataforma P-55. O deckbox da plataforma, cuja montagem está em andamento no local, receberá os módulos e equipamentos que compõem a unidade. A união (mating) do casco inferior, que está sendo construído em Pernambuco, com o topside e a integração final da P-55 serão executadas em Rio Grande.
A partir do primeiro semestre de 2011 também deve começar a construção de oito cascos para plataformas do tipo FPSO. A Petrobras tem o direito de uso exclusivo do Polo por 10 anos, através de contrato de locação.
Dados do Polo Naval do Rio Grande: Área total do Polo Naval: 430.000 m2- Área das oficinas: 20.000 m2 - Dimensões úteis do dique seco: 130,0 X 350,0 X 17,1 m- Área útil do Dique Seco 45,5 mil m2, comprimento do Cais Norte de 42 m, comprimento do Cais Sul 350 m- Capacidade do pórtico: 600 t, capacidade da oficina de estruturas 1.000 t/mês, capacidade da oficina de tubulação de 4.000 spools/mês (trechos de tubulações) e permite a construção de qualquer tipo de plataforma.
Fonte: Revista Fator
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