Monthly Archives: fevereiro 2018

Novo Repetro traz avanços significativos para a indústria fluminense

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Representantes de empresas do mercado de petróleo e gás defenderam, em evento realizado em 27 de fevereiro na FIRJAN, a importância do novo Repetro para garantir um ambiente mais competitivo ao seu encadeamento produtivo. O evento debateu as alterações tributárias promovidas com a recente edição da Lei nº 13.586/17 e da Instrução Normativa (IN) nº 1.781/17, que regulamentaram o Repetro-Sped, como agora é chamado, bem como os impactos para a indústria.

“O novo regime equiparou as condições de importação e aquisição interna de matérias-primas, produtos intermediários e materiais de embalagem voltados para a produção de petróleo e gás. Antes, só a compra no mercado externo tinha a suspensão do pagamento dos tributos federais”, explicou Lycia Braz Moreira, membro da Comissão de Direito Aduaneiro da Ordem dos Advogados do Brasil – Seccional Rio de Janeiro (OAB/RJ).

De acordo com Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval da Federação, melhores condições apenas para produtos importados não incentivavam a compra no mercado interno. “O Repetro é uma pauta fundamental para a expansão e o desenvolvimento do mercado de petróleo, e precisa estar alinhado com outras ferramentas de incentivo à indústria, privilegiando a escolha do melhor arranjo produtivo e a maximização das oportunidades de negócios localmente. Agora, nossas empresas ganharam um instrumento que garante mais competitividade”, ponderou. Karine informou que as apresentações feitas no seminário estariam à disposição no site da Federação.

Outro benefício implementado pela nova lei é a dispensa apresentação de garantia financeira para plataformas e embarcações, bem como para os bens admitidos em decorrência de contratos de prestação de serviços de empreitada global. A legislação também traz como novidade a figura da importação definitiva, com suspensão do pagamento dos tributos federais, que poderão se converter em isenção e alíquota zero para os tributos federais, após 5 anos de permanência em território nacional.

Priscila Sakalem, coordenadora da divisão jurídica Tributária e Fiscal da Federação, ressaltou também a maior segurança jurídica do novo Repetro, já que foi implementado por lei federal. “O regime que tínhamos antes, o “Repetro antigo” era baseado em normas infralegais, ou seja, apenas em decretos e instruções normativas. As alterações às regras, então, vinham da Receita Federal e da presidência da República, com eficácia imediata, e sem passar pelo legislativo”, observa.

Visão das operadoras

Gerente de Relacionamento Externo Federal da Petrobras, Ana Paula Zettel detalhou como a empresa avalia os impactos da nova legislação. Como benefícios, ela destacou a redução do volume de bens sujeitos ao processo de liberação para entrada ou saída do país na alfândega e a simplificação dos procedimentos para habilitação e concessão do regime.

Ainda assim, Ana Paula afirma que é preciso ter atenção a alguns pontos em aberto. Um deles é a vigência conjunta do Repetro antigo e do Repetro-Sped, que acontecerá até 31 de dezembro de 2020: “Ainda não há regras claras de transição. Não sabemos, por exemplo, como se darão os procedimentos de migração dos bens amparados pelo regime antigo para o atual”. Essas condições devem ser regulamentadas pela Coordenação-Geral de Administração Aduaneira (Coana).

A eliminação de dúvidas quanto à prorrogação do Repetro e a da imprevisibilidade quanto à carga tributária para investimentos de longo prazo foram os principais ganhos com a regulamentação do novo regime, de acordo com Giselle Brito, coordenadora de Exportação e Importação da Modec, empresa japonesa que presta serviços para a indústria de petróleo e gás natural. “Agora, com a extensão do prazo para 31 de dezembro de 2040, o ambiente de negócios é mais previsível, o que permite maior planejamento para as empresas do mercado”, observou ela.

Inace entrega o último rebocador à Svitzer: ‘Svitzer Sonia’

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O estaleiro Inace entregou à Svitzer, empresa pertencente ao grupo Maersk, o último rebocador de uma série de quatro embarcações da Classe Rapport 2400.

O rebocador “Svitzer Sonia”, que também operará em portos brasileiros, possui níveis de ruído e vibrações muito baixos em todos os seus compartimentos, oferecendo à tripulação uma experiência de trabalho diferenciada.

O seu projeto básico foi desenvolvido pela empresa canadense Robert Allan LTD e a Indústria Naval do Ceará (Inace) elaborou todo o projeto detalhado, incluindo modelos 3-D da estrutura, tubulação e acessórios de casco e convés.

O Estaleiro Inace destaca em nota que na construção dos rebocadores atendeu aos mais rigorosos requisitos de construção, às melhores políticas de segurança, meio ambiente e saúde (SMS) do mercado brasileiro e cumpriu todos os prazos contratuais estabelecidos. Já o diretor de Novas Construções da Svitzer, Esben H. Grundtvig, destaca a boa parceria. “A Svitzer pretende futuramente continuar a parceria com o Inace’’, afirma.

Todos os quatro rebocadores, “Svitzer Zoe” (casco 604), “Svitzer Jamil Darian” (casco 605), “Svitzer Setimio” (casco 606) e “Svitzer Sonia” (casco 607) possuem a classificação ABCU, que compreende um elevado grau de automação na operação e monitoração remota da propulsão, geração de energia e outros equipamentos. Todas as embarcações tiveram seu projeto e construção acompanhados e certificados pela sociedade classificadora norte-americana ABS (American Bureau of Shipping).

A Svitzer está no mercado desde 1833 com uma frota de 430 embarcações e operações em todo o mundo.

Governo quer megaleilão de gás e óleo para arrecadar R$ 58 bi

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O governo já encontrou uma saída para levantar pelo menos R$ 58 bilhões e garantir que o próximo governo cumpra a regra de ouro, que impede a União de emitir dívida em volume superior a investimentos.

Os recursos virão de um megaleilão de petróleo e gás nos campos explorados pela Petrobras na área conhecida como cessão onerosa, na bacia de Santos (SP).

Pessoas que participam das conversas afirmam que representantes do governo e da Petrobras já concordaram que o leilão seja realizado ainda neste ano e que a estatal seja indenizada. Em entrevista a Folha, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, confirmou, sem dar detalhes, que há conversas em andamento.

Segundo a Folha apurou, estima-se que, nesses campos, seja possível extrair até 12 bilhões de barris. Deste total, 5 bilhões já pertencem à estatal, segundo contrato assinado com a União em 2010.

Esse óleo foi a parte do governo na capitalização da estatal naquele ano para evitar sua diluição societária no capital da companhia.

No entanto, a cotação do petróleo naquele momento era de cerca de US$ 110 o barril e os custos de exploração eram diferentes; agora, está em US$ 65. Por isso, a Petrobras quer uma indenização de cerca de US$ 20 bilhões.

A solução encontrada foi pagar a estatal com parte dos 7 bilhões de barris de petróleo excedentes naqueles campos e leiloar a diferença. A Petrobras terá ainda preferência em 30% dos blocos e poderá buscar parceiros no mercado que aceitem entrar no negócio, pagando por isso.

A Petrobras também tem pressa. Com a definição de sócios para a área excedente, pode otimizar os planos de produção das reservas. Isso porque a área leiloada terá que ser unificada com a área que a empresa já tem sob sua concessão na mesma região.

Assim, o planejamento dos sistemas de produção, que incluem plataformas e equipamentos submarinos, deve ser revisto para produzir o volume adicional de petróleo. Os novos sócios passam a dividir com a estatal os custos e os lucros do projeto.

O plano de negócios da Petrobras prevê a instalação de cinco plataformas na área, que foi batizada de Búzios. As três primeiras começam a operar neste ano.

PROJEÇÃO

Pelos cálculos iniciais, o leilão na cessão onerosa poderá render R$ 113,7 bilhões para o governo, recursos suficientes para que a regra de ouro seja cumprida em 2019. Segundo a equipe econômica, há dinheiro para cumprir a regra em 2018 e, apesar da ajuda do leilão, o próximo presidente terá dificuldades para cumprir a regra se não resolver o deficit fiscal.

Fonte: Folha SP

Plataforma P-74 deixa estaleiro no Rio Grande do Sul rumo à Bacia de Santos

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A plataforma de petróleo P-74 que estava sendo montada no Rio Grande do Sul deixou bem cedo, na manhã desta sexta-feira (23), o estaleiro EBR em São José do Norte. O casco gigante, com 326,2 metros de comprimento e 56,6 metros de largura, se despediu do estaleiro e dos escassos trabalhadores que ainda restam na estrutura por volta das 6h, conforme o Sindicato dos Metalúrgicos do Rio Grande e São José do Norte.

A encomenda é da Petrobras, que previa a saída até abril. A P-74 tem como destino o campo de Búzios I, no pré-sal da Bacia de Santos. A Petrobras já recebeu licença do Ibama para a instalação da plataforma na área, a cerca de 200 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, a uma profundidade de água de 1,6 mil a 2,1 mil metros. A licença é válida até 18 de outubro de 2021 e permite a instalação também do sistema de coleta e escoamento da produção. A plataforma terá capacidade para produzir até 150 mil barris diários de petróleo e comprimir 7 milhões de metros cúbicos de gás natural ao dia, com uma capacidade de armazenamento da 1,4 milhão de barris.

“Era para a gente estar festejando, para ter orgulho, pois é a P-74 é fruto do trabalho de milhares de trabalhadores. Mas sentimos tristeza, pois quase todos os 2,4 mil operários já foram dispensados com a conclusão da encomenda”, desabafa o vice-presidente do sindicato, Sadi Machado. O sindicalista reforça a incerteza sobre o futuro de novas encomendas e do próprio polo naval, que ressurgiu em 2003 com incentivos e demanda do pré-sal. “Hoje restam apenas 160 empregados no EBR, que devem ser demitidos”, projeta Machado. O impacto social deve ser sentido, pois, diz machado, a maioria já fixou residência em Rio Grande.

Nos últimos meses, à medida que a P-74 ia sendo finalizada, centenas de empregados do EBR foram sendo dispensados. O vice-presidente da entidade estima em 1,5 mil no prazo de seis a sete meses. “Não temos resposta sobre novas construções, apenas os anúncios da direção da estatal de que é caro fazer plataformas no Brasil. Mas, aqui, fizemos oito equipamentos em nove anos”, destaca.

Além do pessoal em atividade em São José do Norte, o polo naval gaúcho conta com mais cerca de 500 funcionários no estaleiro da QGI, ocupados em serviços nos módulos das plataformas P-75 e P-77, e apenas em torno de 70 colaboradores na Ecovix, que se encontra ociosa. Ambos os complexos estão situados em Rio Grande. O vice-presidente do sindicato dos metalúrgicos lembra que a Ecovix chegou a contratar em torno de 10 mil pessoas, em 2013. Machado lamenta que não se tenha perspectiva de pedidos de mais plataformas para serem feitos no polo naval gaúcho.

Fonte: JCRS

Impasse no Estaleiro Atlântico Sul

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Com o destino incerto devido à falta de encomendas, o Estaleiro Atlântico Sul (EAS) pode atrasar o salário dos seus funcionários pela primeira vez na história neste mês. De acordo com o Sindicato dos Metalúrgicos de Pernambuco (Sindmetal-PE), cerca de 3,7 mil trabalhadores só devem receber o salário de fevereiro no início de março e não no último dia útil do mês, como costuma fazer o empreendimento, que fica no Complexo Industrial e Portuário de Suape. “O EAS convocou os trabalhadores para uma reunião na semana passada e formalizou essa informação. Disse que a situação não está boa pela dificuldade de obter novos contratos e que, por isso, atrasaria os salários”, revelou o presidente do Sindmetal-PE, Henrique Gomes.

Ele explicou que o atraso seria consequência da falta de caixa da empresa, que só tem encomendas até este ano; além da dificuldade de obter empréstimos financeiros. É que o EAS ainda estaria devendo R$ 2 milhões do financiamento tomado no início da sua construção ao Banco Nacional do Desenvolvimento Social (BNDES), o que dificulta a tomada de novos empréstimos.

Procurado pela reportagem, o estaleiro alegou que não haveria atraso, apenas um remanejamento de data. “O EAS adotou a medida de remanejamento da data de pagamento, dentro dos ditames legais, para ajustar as necessidades de caixa”, diz comunicado, que reitera que outras medidas estão sendo adotadas para sobrevivência da companhia e manutenção dos empregos.

De toda forma, a mudança gerou apreensão entre os trabalhadores do empreendimento. “Em dez anos de operação, o EAS nunca atrasou os salários e nunca foi tão ruim de negociação. Neste ano, se negaram a reajustar até o vale alimentação e ainda tiraram a folga de pagamento. Nunca havia chegado a esse ponto”, explicou o presidente do Sindmetal-PE, Henrique Gomes, dizendo que a preocupação atual dos trabalhadores é com a sobrevivência do estaleiro. “A informação de que os salários vão atrasar gerou muita revolta, mas também incerteza. Ficou o medo de que o estaleiro feche ou entre em recuperação judicial e, por isso, não pague os trabalhadores”, disse Gomes, lembrando que as atuais encomendas do estaleiro só geram trabalho até este ano.

Hoje, o Estaleiro está concluindo as últimas cinco embarcações da série de 15 navios que foi encomendada há alguns anos pela Petrobras. Segundo o Sindmetal, dois navios do tipo Alframax já estão quase prontos. Outro estaria na metade do processo de fabricação. E os dois últimos já teriam sido iniciados. Por isso, a equipe que trabalha na etapa inicial da produção – a fase de corte de chapas – pode ficar sem trabalho a partir de setembro, caso o Estaleiro não consiga novas encomendas. E a sensação é de que isto realmente pode acontecer.

Afinal, com a crise desencadeada pela Operação Lava-Jato, a Petrobras não fez novas encomendas para o estaleiro. E as tentativas de negociação com a iniciativa privada e com governos estrangeiros não têm apresentado bons resultados. Há cerca de quatro meses, o EAS até disse estar negociando a contratação de duas embarcações com a Inglaterra. Até agora, no entanto, este negócio não foi fechado.

Fonte: Folha de Pernambuco

ANP esclarece: 17 empresas estão inscritas para áreas de mar

A Comissão Especial de Licitação (CEL) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) esclarece que 17 empresas preencheram o formulário de inscrição para áreas marítimas, e não para participação da rodada, como constou em texto enviado anteriormente. Segue o texto novamente com o esclarecimento da ANP.

A Comissão Especial de Licitação (CEL) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou a inscrição de 14 das 17 empresas interessadas em participar da 15ª Rodada de Licitações, prevista para o dia 29 de março de 2018.

Estão aptas a participar do leilão de março na parte da manhã, quando serão leiloados os blocos marítimos, as empresas Petrobras, BP Energy, Chevron, ExxonMobil, Murphy, Petronas, Premier Oil, QPI, Repsol. Shell e Total. Para os blocos em terra tiveram a inscrição aprovada a Petrobras, Parnaíba Gás Natural, Cobra e Rosneft.

As empresas Petronas e Cobra ainda não possuem contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, informou a ANP em nota.

A agência informou ainda que na próxima reunião da CEL (5/3) serão avaliadas outras solicitações de inscrição. Ao todo, 17 empresas preencheram o formulário de inscrição para áreas marítimas e cinco para áreas terrestres. Pode haver empresas inscritas os dois tipos de áreas, esclareceu a agência.

O processo de qualificação das empresas (operadora A, B, C ou não operadora) só será feito para as empresas vencedoras no dia da sessão pública de apresentação de ofertas, procedimento adotado desde a 13ª Rodada, realizada em 2015. A relação das empresas inscritas até o momento será publicada no Diário Oficial da União e também no site Brasil Rounds.

A 15ª Rodada vai ofertar 70 blocos nas bacias sedimentares marítimas do Ceará, Potiguar, Sergipe-Alagoas, Campos e Santos e nas bacias terrestres do Parnaíba e do Paraná, totalizando 95,5 mil km2 de área.

Ministro anuncia dragagem de Itaguaí

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Na presença do presidente de República, Michel Temer, e do governador do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão, o ministro dos Transportes, Portos e Aviação Civil, Maurício Quintella, anunciou, nesta terça-feira (20/2), a priorização das obras de dragagem do Complexo de Itaguaí, no Rio de Janeiro. O comunicado foi feito durante o evento da Marinha do Brasil, que consolida mais uma importante fase do Programa de Desenvolvimento de Submarinos (PROSUB), iniciando a integração dos quatro submarinos convencionais da Classe Riachuelo.

Em outubro passado, uma portaria foi publicada autorizando a realização de investimentos emergenciais para a dragagem do Porto de Itaguaí. Segundo Quintella, as obras irão conter o avanço do assoreamento do canal de acesso, da bacia de evolução e dos berços portuários. “A dragagem é uma prioridade do Ministério, com o apoio da Secretaria Nacional de Portos, para garantir melhorias para a movimentação de cargas”, afirmou.

O presidente Temer destacou que a região de Itaguaí tem sido prestigiada pelo governo federal, com o investimento de mais de R$ 200 milhões em obras de infraestrutura. Temer também confirmou a priorização anunciada por Quintella sobre as obras de dragagem na região portuária.

Quintella celebrou, ainda, o grande passo para a construção naval, uma vez que 95% das importações e exportações, do comercio exterior é feito por via marítima.

PROSUB – Os submarinos estão no escopo do Programa de Desenvolvimento de Submarinos (PROSUB), e o marco desta nova fase é a montagem final do Riachuelo, o primeiro dos submarinos a ter unidas todas as seções que formam o casco e os múltiplos sistemas já instalados em cada uma delas. Esta é a última fase, antes do lançamento do submarino ao mar, que está previsto para o segundo semestre deste ano.

Visto como um dos maiores projetos tecnológicos do país, o programa prevê, além da construção dos quatro submarinos convencionais, o projeto e a construção do primeiro submarino brasileiro com propulsão nuclear e a infraestrutura necessária à construção, operação e manutenção dos dois modelos. Além disso, o Programa viabiliza a produc?a?o de quatro submarinos convencionais ( Riachuelo, Humaita, Toneleiro e Angostura) e culminará na fabricação do primeiro submarino brasileiro com propulsão nuclear, o Álvaro Alberto. Segundo o Siaf, de 2009 a 2017 já foram feitos pagamentos da ordem de R$ 16,3 bilhões. O orçamento do Programa é de aproximadamente 6,7 bilhões de euros.

Apenas seis pai?ses no mundo constroem e operam submarinos com propulsa?o nuclear – Estados Unidos, Reino Unido, Ru?ssia, Franc?a, China e I?ndia. Destes, o u?nico a concordar em transferir tecnologia ao ni?vel requerido e capacitar os brasileiros a projetar e construir submarinos foi a Franc?a. Em relação à área nuclear, toda tecnologia é desenvolvida no Brasil.

PORTO DE ITAGUAÍ – O Porto de Itaguaí é administrado pela Companhia Docas do Rio de Janeiro (CDRJ). Em 2017, foi o segundo Porto Público no ranking de movimentação com 62,9 milhões de toneladas. Entre as cargas: contêineres, produtos siderúrgicos, trigo, ferro gusa, cargas off shore, granel sólido e carga geral. É o nono no ranking de movimentação de contêineres e o sexto maior em exportação de minério de ferro do mundo.

O Porto de Itaguaí tem como principais rodovias de acesso a BR-101, a BR-040 e a BR-116, que se conectam entre si através das rodovias BR-465 e RJ-099, no acesso ferroviário, a linha em bitola larga da MRS Logística.

Fotos: Beto Barata/SECOM

Assessoria de comunicação

Ministerio dos Transportes, Portos e Aviação Civil

Galp planeja investir € 1 bilhão no pré-sal até 2020

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Uma das quatro maiores produtoras de petróleo do país, a portuguesa Galp prevê investimentos da ordem de € 1 bilhão (R$ 4 bilhões) no pré-sal brasileiro até 2020. O presidente global da companhia, Carlos Gomes da Silva, disse ontem que o Brasil continuará sendo peça-chave dentro do plano de crescimento da petroleira e que a empresa mira novas oportunidades nos leilões de blocos exploratórios deste ano.

O plano de negócios da companhia, sócia minoritária da Petrobras em Lula, o maior campo em produção no país, prevê investimentos globais de € 3 bilhões até 2020. A expectativa é que 70% desse valor (€ 2,1 bilhões) seja destinado ao setor de exploração e produção de óleo e gás e que o Brasil, principal fonte de produção da companhia no mundo, concentre metade do orçamento para E&P.

O Brasil responde, atualmente, por mais de 90% do volume produzido pela empresa no mundo. A Galp detém, por meio da Petrogal, uma sociedade com a chinesa Sinopec (30%), uma fatia de 10% nas concessões BM-S-11 (Lula e Iracema) e BM-S-11A (Berbigão, Sururu e Atapu), operadas pela Petrobras.

A portuguesa produz cerca de 100 mil barris diários de óleo equivalente (BOE/dia) e prevê aumentar em 50% esse volume até 2020, para 150 mil BOE/dia. Para este ano, a meta é crescer entre 15% e 20%, com destaque para a entrada em operação de duas novas plataformas (Lula Norte e Lula Extremo Sul).

Para Gomes da Silva, 2018 será um “ano crucial” para novas aquisições no Brasil. Ele disse que a Galp pretende conciliar o crescimento orgânico com aquisições, mas destacou que a empresa não está “desesperada” para comprar novos ativos.

“2018 é um ano crucial, assim como 2019, no que diz respeito ao Brasil… O Brasil está cheio de oportunidades de crescimento inorgânico”, disse o executivo, em encontro com investidores em Londres, na Inglaterra, ao se refererir ao calendário de leilões deste ano.

Ele citou as oportunidades oferecidas na 15ª Rodada de concessões, de março, e a 4ª Rodada de partilha do pré-sal, em junho, além do desejo do governo de realizar o leilão dos excedentes da cessão onerosa ainda este ano.

“O Brasil é uma das regiões que pode nos trazer alguma novidade [em termos de aquisições]”, disse. “Mas não estamos desesperados, ansiosos para trazer mais projetos para nosso portfólio. É mais importante para nós conseguirmos tirar mas barris, mais valor, do portfólio atual, do que nos expormos em projetos inorgânicos. Temos que combinar os dois. E vamos fazer isso”, afirmou.

Segundo o executivo, o consórcio que opera Lula – Petrobras (65%), Shell (25%) e Petrogal (10%) – está “perto de completar” a primeira fase de produção do projeto, mas o plano, a partir de agora, é aumentar a recuperação de óleo do campo. A Galp vê espaço para que o fator de recuperação – que mede quanto é possível extrair do reservatório – possa ser elevado dos atuais 31% para 40% no campo de Lula.

Já para o longo prazo, a Galp deposita muitas expectativas em torno do projeto de Carcará. A empresa adquiriu, na 2ª rodada de partilha, no ano passado, 20% de Carcará Norte. Essa área é adjacente à descoberta na concessão BM-S-8, onde a empresa terá 17%, após fechamento de um acordo societário com a ExxonMobil e a Statoil.

Carcará é, hoje, o ativo mais relevante da carteira de novos projetos com produção prevista para a próxima década, ao lado da produção de gás natural em Moçambique. A expectativa é que a partir deste ano os investimentos na avaliação da descoberta e no desenvolvimento da produção de Carcará sejam acelerados. O projeto está previsto para começar a produzir entre 2023 e 2024.

Fonte: Valor

União prevê obter R$ 1 bi da partilha este ano

Espírito Santo: primeiro poço a extrair petróleo da camada pré-sal

Espírito Santo: primeiro poço a extrair petróleo da camada pré-sal

O governo federal estima arrecadação potencial de R$ 1 bilhão em 2018 com a comercialização de petróleo e gás natural da União produzidos no pré-sal sob regime de partilha. O montante considera não só a produção futura de campos como Mero (área noroeste de Libra) e Sapinhoá, como também valores incluídos num acerto de contas sobre a produção passada de campos que passarão por acordos de unitização com a PPSA, estatal que representa os direitos da União nos contratos de partilha.

A informação, publicada pela “Reuters”, foi confirmada ao Valor pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix. “A expectativa nossa é contribuir com R$ 1 bilhão, que é a soma da venda de óleo e gás com o que vai equalizar”, disse.

A estimativa do governo é que a União tem direito a uma parcela de 5 milhões de barris, referentes a volumes de campos que já produzem há alguns anos no pré-sal (como Lula e Sapinhoá), mas cujos reservatórios se estendem para fora de suas áreas de concessão para áreas ainda não contratadas.

Nesses casos, as empresas que operam essas concessões têm que fechar um acordo de individualização da produção (AIP), destinando parte da produção da jazida para a União. Conforme esses acordos sejam celebrados, a União passa a ter direito a receber valores retroativos relativos à produção dessas áreas. Félix disse, ainda, que a projeção de receitas toma como base um barril de petróleo abaixo dos US$ 60.

Em janeiro, a PPSA havia estimado que as receitas com a venda do óleo e gás da União totalizariam R$ 300 milhões. A diferença, segundo Félix, é que a projeção de R$ 1 bilhão inclui montantes envolvidos nas equalizações da produção dos campos em fase de unitização.

Fonte: Valor

Shell desenvolve sistema de captação de água para FPSOs

Focada em criar e desenvolver novas tecnologias que permitam reduzir custos e aumentar a produtividade, a Shell firmou um acordo com a Universidade de São Paulo (USP) e a SBM Offshore em projeto de sistema de captação de água de resfriamento em profundidades elevadas para plataformas flutuantes do tipo FPSO, com investimento previsto de até US$ 2 milhões. A água, obtida em temperaturas mais baixas, vai gerar melhorias na eficiência dos sistemas de geração de energia, compressão de gás, entre outras utilidades, gerando expressivos benefícios ambientais, além de otimização de custos operacionais.

“No mundo de hoje, inovação e desenvolvimento sustentável são pilares fundamentais da estratégia de qualquer empresa. Através deste projeto, teremos a oportunidade única de aplicar o conhecimento e as habilidades de engenheiros brasileiros em estudos para a otimização e eliminação de gargalos em plantas de processo e utilidades de FPSOs”, destaca José Ferrari, Gerente de Tecnologia da Shell.

O projeto consiste em um tubo de grande diâmetro e comprimento entre 600m e 1000m, feito de material especial. Atualmente, a captação de água de resfriamento se dá através de mangotes flexíveis cujo comprimento gira em torno de 80m, obtendo água em temperaturas próximas de 25oC. A expectativa é de que, com o novo sistema, seja possível reduzir essa temperatura em até 15 graus.

“É uma honra para a SBM Offshore apoiar o desenvolvimento tecnológico no Brasil por meio deste projeto, cujo impacto é muito significativo na exploração e produção de petróleo, em particular tendo em vista a complexidade e os desafios dos campos brasileiros do pré-sal. A SBM também vê o acordo como uma ótima oportunidade para reforçar o seu compromisso dos últimos 20 anos de investir no Brasil”, celebra Guilherme Pinto, Gerente de Engenharia & Tecnologia da SBM Offshore do Brasil.

A expectativa dos parceiros é que o projeto seja executado em 15 meses, até que atinja um nível elevado de maturidade tecnológica. Obtendo resultados positivos nesta primeira fase, a implementação em FPSOs, após a realização de testes de campo em escala real, será em um prazo de três anos.

“A realização deste relevante projeto é um brilhante exemplo do desenvolvimento de tecnologia a partir de conhecimento cunhado na universidade para atender as demandas por inovação da indústria”, ressalta Kazuo Nishimoto, professor da Escola Politécnica da USP.

A nova tecnologia será financiada com recursos da cláusula de Pesquisa & Desenvolvimento dos contratos de concessão da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), e conta ainda com o apoio do Instituto Oceanográfico da USP, do Centro de Caracterização e Desenvolvimento de Materiais da Universidade Federal de São Carlos e da Empresa de Base Tecnológica Argonáutica Engenharia e Pesquisas.