Baixar - Petróleo Latino

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Julho/Agosto/Setembro 2013
Ano 19 . Número 3
Venezuela: o desafio pós-Chávez
México: a retomada no
crescimento de E & P
Libra: a nova aposta do
governo brasileiro
Tubulações: Robôs aprimoram
qualidade dos cortes
Equador: governo exige
reparação à Chevron
Oil & Gas Journal
Latinoamericana
| Jul/Ago/Set - 2013
Argentina
| Venezuela
| México
| Bolívia | Colômbia | Peru
1
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para llegar hasta las plataformas y pozos petrolíferos más remotos.
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2
Oil & Gas Journal Latinoamericana | Jul/Ago/Set - 2013
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Julho/Agosto/Setembro 2013
Ano 19 . Número 3
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Russia/Baltic & Eurasia
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DESTAQUE
O novo cenário do petróleo na América Latina pós-Chávez
5
MONITOR REGIONAL
Indústria de petróleo do México quer retomar crescimento
Leilão de Libra: a grande aposta do governo brasileiro
7
11
PANORÂMICA
VI Congresso na Bolívia: desafios do trilema energético e contexto regional 14
TECNOLOGIA
16
Tecnologia submarina de controle remoto
GIRO
Notas por país (petróleo, gás e energia)
20
AGENDA
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Glossário de Unidades
l = litro
m3= metro cúbico
b = barril de petróleo
t = tonelada métrica
h = hora; d = dia; a = ano
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = milhão (106)
B = bilhão (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
l = litro
m3= metro cubico
b = barril de petróleo
t = tonelada metrica
h = hora; d = día; a = año
Btu = British thermal unit
M = mil (103)
MM = millón (106)
B = mil millones (109)
MW = megawatt
MWh = megawatt hora
capa
Foto-montagem
oriunda de imagens
da AP e Reuters
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Destaque
O novo cenário do petróleo na
América Latina pós-Chávez
Neli Terra – NATAL, BRASIL
A Venezuela é o maior produtor de petróleo da
América do Sul. Produz em média três milhões de
barris diários e tem as maiores reservas mundiais
de petróleo com 297,57 bilhões de barris,
segundo cifras das autoridades venezuelanas
divulgadas em março de 2012.
Após a morte do líder Hugo Chávez, em
março deste ano, os rumos da economia do país
começaram a ser questionados. A tendência do
novo presidente, Nicolás Maduro, tem sido seguir
os mesmos modelos econômicos e financeiros
que eram defendidos por Chavez, à despeito
das muitas críticas, oriundas de economistas e
especialistas do setor.
Para tentar viabilizar o desenvolvimento
do setor petrolífero, Maduro recorreu a
empréstimos de outros países. Da China vieram
US$ 4 bilhões, que se juntaram a pelo menos
outros US$ 35 bilhões em crédito fornecido
por Pequim, basicamente em troca de futuras
remessas de petróleo.
Nos últimos meses, a Venezuela realizou
também uma série de acordos de financiamento
com parceiros, que incluem a russa Rosneft e a
norte-americana Chevron. A intenção é angariar
recursos para expandir mais rapidamente a
produção de petróleo no país.
Em outro acordo, a Venezuela assegurou do
governo chinês um empréstimo, em separado,
de US$ 4 bilhões, destinado ao incremento
na produção da Petrolera Sinovensa, uma
joint venture entre a PDVSA e a China National
Petroleum Corp. no Cinturão de Orinoco. A meta
é elevar a produção para 4 milhões de barris por
dia até 2014 e 6 milhões de barris por dia até 2016.
O aumento na produção deverá ser absorvido
totlamente pelo próprio mercado asiático.
Outra estratégia do governo venezuelano
tem sido a de buscar manter a cotação de US$
100 por barril. Segundo o ministro de Petróleo,
Rafael Ramírez, que também é o presidente da
estatal Petróleo da Venezuela (PDVSA), o país
5
Destaque
busca controlar essa cotação reduzindo a produção e variando a oferta
de petróleo no mercado. “Temos um nível de produção acordado de 30
milhões de barris diários. Esse nível pode ser mantido para conservar o
preço a U$100”, disse o ministro a jornalistas. Ramírez afirmou também
que alguns membros do bloco produzem mais por razões geopolíticas, o
que deveria ser revisto pela OPEP.
OS DESAFIOS
O 56º presidente da Venezuela ficou conhecido pelo temperamento
controverso e carismático. Desde que chegou à presidência em 1999, Hugo
Chávez introduziu mudanças radicais e terminou por conquistar o apoio não
somente dos seus compatriotas, mas de vários líderes latino-americanos.
Entre os principais feitos de Chávez estão a redução nas desigualdades
da população por meio da distribuição de renda e o estímulo ao
crescimento vertiginoso do Produto Interno Bruto (PIB). Apesar
de ser considerado extremamente centralizador na política, Hugo
Chávez manteve o foco considerado populista e conseguiu alavancar
sensivelmente os indicadores econômicos do país e derrubar os índices
de desemprego (de 14,5% para 8%). O resultado foi um aumento no PIB
per capita, de US$ 8,2 mil para US$ 13,2 mil.
Politicamente, Chávez substituiu Fidel Castro na liderança da esquerda
latino-americana. Usando os imensos recursos naturais da Venezuela,
entre eles as maiores reservas comprovadas de petróleo do mundo,
como fonte fundamental de ajuda econômica, colocou o país em posição
de destaque na América Latina.
Alavancou a economia de países vizinhos como Nicarágua, Bolívia,
Haiti entre outros, ao firmar acordos de fornecimento de petróleo a juros
baixos e, muitas vezes, com pagamentos negociados em produtos locais,
como cereais e confecções. Com isso, criou uma grande dependência
desses países em relação à Venezuela, que se viram obrigados a importar
grande parte ou mesmo a totalidade do petróleo que hoje consomem.
Para Nicolás Maduro, o desafio agora é superar a genialidade de
Chávez e encontrar a chave para a equação que mantenha equilibrados o
incremento na produção de petróleo e consequente fornecimento para o
mercado asiático com o fornecimento já estabelecido aos pequenos países
circunvizinhos, de modo a permitir que esses países continuem a crescer
e a Venezuela se mantenha também no rumo do crescimento econômico.
6
monitor regional
Indústria de petróleo do México quer
retomar crescimento
O declínio da produção tem levado a um incremento no
investimento na expansão da frota e a planos ambiciosos
de E & P
Terry Hickey – ABS Group
Paul Delaire – ABS
O México é um dos 10 maiores produtores de
petróleo do mundo e o terceiro maior no hemisfério
ocidental. Enquanto permanece na liderança, o
México enfrenta o declínio na produção interna.
Quase uma década atrás, a produção começou a
diminuir a partir da Baía de Campeche, no Golfo
do México. As estimativas de reservas no país são
altas, mas sem um aumento nos investimentos, os
enormes recursos do país permanecerão no solo.
De acordo com o órgão que administra as
informacões sobre energia nos Estados Unidos
(EIA), aproximadamente 1.9MMb/d de petróleo
são produzidos na Baía de Campeche. Mais
da metade da produção mexicana vem de dois
campos offshore na região nordeste da baía.
O campo Cantarell, o maior do mundo, foi
descoberto em 1976 e começou a produzir em
1981. Compreende Akal, Nohoch, Chac, Kutz e a
descoberta mais recente, o campo de Sihil. KuMaloob-Zaap (KMZ), atualmente o campo mais
produtivo da baía de Campeche, iniciou com a
descoberta do campo de Ku em 1980, o campo
Maloob descoberto em 1984 e a descoberta do
campo de Zaap em 1991. O campo de Ku começou a
produzir em 1981. Atualmente, o desenvolvimento
cobre 121 sq km (47 sq mi) e inclui os campos de Ku,
Maloob, Zaap, Bacab, Lum e Zazil-Ha. A produção
adicional GoM vem dos projetos Abkatun-Pol-Chuc
e Litoral de Tabasco, no setor sudoeste da baía
offshore no estado de Tabasco.
O campo de Cantarell, que atingiu o pico de
produção a 2.1MMb/d em 2003, declinou para
7
monitor regional
400.000 b/d em 2011, de acordo com o Ministério
de Energia Mexicano. Embora os números da
produção tenham subido e estabilizado nos últimos
dois anos, não há dúvidas de que o campo está
em sério declínio. Enquanto a produção offshore
esperada para o México caiu com o passar do
tempo, o declínio rápido do campo de Cantarell
criou uma situação muito séria porque nenhum
desenvolvimento de projetos adicionais foi iniciado.
A produção média foi de 2.96 MMboe/d em 2011,
de acordo com a EIA. O petróleo cru responde por
2.55 MMb/d, ou 86% da produção total. O fato de
que a produção de petróleo ficou relativamente
estagnada desde 2009 criou um dilema devido
à forte dependência que o país tem das receitas
vindas do petróleo. Segundo a EIA, a indústria
do petróleo (incluindo impostos e pagamentos
diretos da estatal Petróleos Mexicanos (PEMEX),
respondeu por 34% da receita total do governo
em 2011. Com o crescimento do consumo e o
decréscimo na produção, o México tornou-se
incapaz de manter os níveis de exportação. Este
fato poderia impactar seriamente o crescimento
do país. A necessidade de petróleo fez aumentar os
investimentos nas atividades de exploração, com o
objetivo de encontrar, desenvolver e gerar reservas
adicionais financeiras o mais rápido possível.
Mesmo que a situação seja crítica, ela está longe
de ser irreparável, pois o México tem recursos
potenciais para suportar uma recuperação a
longo prazo. A Agência Central de Inteligência dos
EUA estima as reservas provadas de petróleo do
México em 10,4 Bbbl. No entanto, existe um atraso
tecnológico que representa um sério obstáculo,
principalmente para o desenvolvimento de gás
de xisto e de águas profundas. Enquanto há
um entendimento geral sobre o valor potencial
do desenvolvimento em águas profundas e na
produção onshore de gás de xisto, a falta de
capacidade técnica nacional impede o México de
concretizar seu potencial pleno. O resultado é
que, nos próximos anos, o aumento da produção
virá de campos maduros, em águas rasas e campos
terrestres, que são mais fáceis de perfurar e
produzir.
Planos de Governo
O governo mexicano tem avaliado a produção
em declínio e desenvolveu planos para mudar
os números. Um dos componentes da solução
vem do Ministério da Energia, que implementou
uma estratégia energética que atinge três áreas
específicas de foco: segurança energética,
eficiência econômica e sustentabilidade ambiental.
Os objetivos-chave da estratégia nacional do
Ministério são: restaurar as reservas, reverter
o declínio na produção de petróleo e manter a
produção de gás natural. Realizar estes objetivos
será um desafio, mas a PEMEX está determinada
a vencer. Criada em 1938 como a única operadora
de petróleo no país, PEMEX é a maior empresa no
México e uma das maiores empresas de petróleo
do mundo. Como a única operadora do país, a
Pemex tem o ônus de restaurar as reservas de
petróleo e aumentar a produção.
O Plano de Negócios 2010-2024 da PEMEX
chama por despesas de capital anuais de US$ 30
bilhões entre 2010 e 2019. Cerca de US$22.2 bilhões
irão para E & P, que é
Mexico’s oil production 2000-2001 (thousand barrels per day)
gerenciado via PEMEX
Exploração e Produção
4,500
(PEMEX E & P).
4,000
Production
PEMEX E&P começou
3,500
seu programa através
3,000
da identificação de
2,500
prospects. A estratégia
2,000
1,500
exploratória
do
1,000
programa
inclui
a
500
avaliação do potencial
0
petrolífero do país. Um
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
componente-chave para
A produção de petróleo no México diminuiu na última década. (Fonte EIA) acelerar a atividade
8
monitor regional
exploratória tem sido investir em 15 a 20 mil
km2 (5,792 to 7,722 sq mi) de dados sísmicos
anualmente para avaliar o potencial de petróleo
no Golfo do México.
Levantamentos sísmicos incluem amplo azimute,
gravimétricos e tecnologia magnetométrica.
Essas pesquisas identificaram novas áreas
petrolíferas como a Província Salina del Istmo, que
contém grande quantidade de petróleo pesado
(continuação do complexo KMZ), além de reservas
em terra e em águas rasas.
PEMEX E&P também investiu em escavação. A
companhia recentemente escavou e concluiu 15
poços, dos quais nove foram declarados produtivos,
atingindo uma taxa de sucesso de 66% e adicionando
mais de 540 MMboe nas reservas prováveis.
Construção de plataformas decola
Com a perfuração doméstica sendo implementada,
são necessários novos investimentos. Ao longo dos
próximos 10 anos, o México prevê um aumento
significativo na atividade de perfuração e produção
e as encomendas de plataformas recentes
refletem a crescente necessidade de mais unidades
domésticas.
Até o final de 2013, nove novas sondas chegarão
ao México para Perforadora Central SA de CV,
Oro Negro, Aban Offshore, Perforadora México
e China Oilfield Services Ltd. México, e outras 12
estão programadas para chegar em 2014.
O plano de negócios da Oro Negro inclui a
adição de 10 plataformas, a maioria delas jackups
(plataformas auto-elevatórias), embora haja planos
para três ou quatro semissubmersíveis também.
O conglomerado do Grupo R, que atualmente
opera três semissubmersíveis, ordenou quatro
jackups da Keppel FELS, em Cingapura. Perforadora
México recebeu dois jackups originalmente
encomendados pela Prospector Offshore Drilling
nos EUA. As plataformas estão sendo construídas
em Dalian, China. Perforadora Central tem outra
jackup agendada para entrega em fevereiro de
2014, que está em construção no AmFELS em
Brownsville, Texas. EVYA tem planos para adicionar
cinco jackups à sua frota. A empresa recentemente
localizou duas sondas em Dalian, na China, e
está em processo de obtenção de mais três para
cumprir sua meta de aquisição. A PEMEX planeja
construir uma frota de 12 jackups no curto prazo e
indicou que, em 2030, a contagem de plataformas
antecipada precisa variar de um máximo de 40
para um mínimo de 25 jackups.
9
monitor regional
O programa de novas construções é um
indicativo da quantidade de trabalho que está
se configurando no México, mas que pode
resultar em um excesso de construções. Com
a mudança do governo mexicano para permitir
que os investidores de fora trabalhem em águas
mexicanas, é possível que a necessidade de
equipamentos locais sejam reduzidas à medida
em que as companhias petrolíferas internacionais
se movam internamente. É provável que esses
novos participantes empreguem empreiteiros de
perfuração com um histórico conhecido e aqueles
com os quais os operadores tenham alguma
história de trabalho. Independentemente de
como esse cenário se desenrola, o México segue
andando na corda bamba, equilibrando uma
frota doméstica crescente, contra a demanda de
plataformas e a utilização dessas plataformas.
Embarcações de apoio offshore
Além dos jackups já solicitados, a PEMEX lançou um
AOG2013_aviso2_205x137.pdf
1
04/04/13
10:31
edital para o fornecimento de rebocadores e barcaças. A
Servicios Industriales Navales e estaleiro em Mazatlan
deve construir quatro dos 12 rebocadores pedidos, o
estaleiro em Veracruz Talleres Navales del Golfo vai
construir quatro, e o estaleiro Astilleros Bender, em
Tampico, vai construir os quatro restantes. Enquanto
isso, o estaleiro Seaport em Ensenada foi contratado
para construir duas embarcações de 10.000 barris e
uma barcaça de 5.000 bbl.
A atividade no México está em ascensão e
a expansão de planos da E&P deve continuar a
ser um catalisador para novas construções e
expansão da frota.
Os primeiros grandes passos em direção à
identificação de reservas e a construção de
uma frota capaz de gerenciar o aumento da
atividade de exploração, estão em andamento,
assim como a construção das embarcações
de apoio que servirão operações offshore.
O próximo obstáculo é o mesmo que o resto
da indústria de petróleo e gás vivencia encontrar pessoas qualificadas e experientes
para realizar o trabalho.
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monitor regional
Leilão de Libra: a grande aposta do
governo brasileiro
O consórcio vencedor terá de entregar à União no
mínimo 41,65% do lucro obtido no campo
Daniel Turibio – Natal, Brasil
Neli Terra – Rio de Janeiro, Brasil
A indústria petrolífera brasileira vem obtendo
resultados expressivos em 2013. O setor
mostrou seu potencial para o crescimento após
a realização da 11ª rodada de leilões de blocos
exploratórios de petróleo e gás, ocorrido no mês
de maio. Foram arrecadados R$ 2,823 bilhões de
reais em bônus de assinatura final, um marco
para a economia do Brasil.
Diante deste panorama, a Agência Nacional
do Petróleo (ANP) assegurou que o apetite das
empresas petrolíferas por áreas terrestres será o
parâmetro para o sucesso que deverá ser a rodada
exclusiva, marcada para o dia 21 de outubro deste
ano. A rodada para licitação do petróleo abrange
a área da camada pré-sal e será realizada sob
regime de partilha, com a oferta apenas da área
de Libra, onde foi perfurado um poço pioneiro,
revelando um reservatório com petróleo e gás de
grandes proporções e qualidade.
Este regime propõe que as empresas se
comprometam a oferecer ao Estado uma parcela
sobre o volume de petróleo produzido em um
determinado campo de extração. O vencedor do
leilão será aquele que oferecer maior participação
na produção.
A área a ser licitada está situada na Bacia
de Santos, no estado do Rio de Janeiro, a
aproximadamente 170 quilômetros da costa
brasileira e possui 1.458 quilômetros quadrados de
extensão, situado em águas com profundidades
variando entre 1,7 mil e 2,4 mil metros. Libra é a
maior campo em oferta no mundo, com reservas
entre 8 bilhões a 12 bilhões de barris de petróleo.
Segundo informações do Ministério das Minas
e Energia, não se trata de uma área voltada para a
atividade de exploração, mas sim para um estágio
mais avançado, de desenvolvimento do campo, no
qual se sabe que o petróleo já se encontra no local.
A chegada do primeiro leilão do pré-sal no Campo
de Libra promete um investimento na ordem de
US$ 200 bilhões e US$ 300 bilhões. A estimativa é
que a produção comece a partir de 2018.
11
monitor regional
Será a primeira vez que o governo brasileiro
adotará o modelo de partilha para a exploração
petrolífera. Os executivos avaliam que o governo
fez bem em colocar apenas uma área para testálo. O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo
(IBP), João Carlos De Luca, afirmou que o grande
desafio do governo é fazer um contrato tão
atrativo quanto o de concessão.
O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão,
afirmou recentemente que não há negociação
mais segura do que o leilão, já que os empresários
não correm riscos e só teriam prejuízo caso não
existisse petróleo no pré-sal, o que é praticamente
impossível. Lobão defendeu que os percentuais
de lucro estipulados no edital não afastarão
interesse de investidores.
Com os investimentos dos leilões do pré-sal
e de portos, aeroportos, rodovias e ferrovias, a
expectativa é que haja investimentos importantes
em outras áreas como, por exemplo, a educação.
Somente o Campo de Libra, sem contar com os
outros já existentes e em operação, trará um retorno
financeiro para o país de cerca de 7 bilhões de reais a
mais do que o previsto no começo de 2013.
A presidenta Dilma Rousseff mantém boas
expectativas. Durante um pronunciamento em
rede nacional, a chefe do Executivo afirmou que
os leilões vão impulsionar a economia brasileira,
gerando empregos e estimulando as cadeias de
produção. A construção de mais plataformas para
exploração do petróleo são algumas das obras
previstas para o país. Dilma Rousseff também
espera, com o leilão de Libra, melhorar o ânimo
dos investidores em relação ao Brasil.
Otimismo também é a palavra-chave da
presidenta da PETROBRAS, Graça Foster. Mesmo
depois das denúncias de espionagem contra a
empresa por parte do governo dos EUA, Foster
manteve o posicionamento de que um adiamento
do leilão estava fora de cogitação. Depois de ser
questionada por jornalistas durante um evento
no Estaleiro de Inhauma, no Rio de Janeiro, a
presidenta explicou que a Petrobras sempre
teve uma grande preocupação de manter as
informações confidenciais. “A Petrobras tem um
sistema de proteção muito adequado em que
altera permanentemente o sistema tecnológico
que permite a proteção de nosso sistema. Temos
uma política de segurança corporativa.”, afirmou.
De acordo com o edital do leilão, o consórcio
12
vencedor terá de entregar à União no mínimo
41,65% do lucro obtido no campo. A minuta
também estabelece uma faixa para o valor
de referência para o barril de petróleo entre
100,01 e 120 dólares, com a produção por poço
correspondente entre 10 mil e 12 mil barris/dia.
A empresa que vencer o leilão de Libra vai
pagar um bônus para a União de R$15 bilhões. A
assinatura de partilha de produção está prevista
para novembro. De acordo com o anúncio, os
vencedores do concurso deverão desenvolver
atividades de exploração por quatro anos ,
período que pode ser estendido para que ele seja
inserido no contrato de partilha de produção.
12ª RODADA – A ESTREIA DO GÁS DE XISTO
No início de agosto, o Conselho Nacional
de Política Energética (CNPE), presidido pelo
ministro de Minas e Energia, Edison Lobão,
autorizou a realização da 12.ª Rodada de Licitações
de Petróleo e de Gás Natural. Serão licitados 240
blocos exploratórios, que totalizam totalizam
168.348,42 quilômetros quadrados, sendo 110 nas
Bacias do Acre, Parecis, Parnaíba, São Francisco e
Paraná. Os outros 130 estão nas Bacias de SergipeAlagoas e do Recôncavo.
A maior expectativa, em relação a essa rodada,
gira em torno do gás de xisto. Isso porque o governo
federal pretende desenvolver as reservas brasileiras
de gás em campos em terra. A nova rodada terá
dois tipos de contrato de concessão. Um será para
os campos com reservas de gás convencional, o
mesmo usado pela ANP na rodada anterior.
Para os campos de gás convencional (gas de xisto ou
shale gas) haverá diferenciações no contrato. Entre
as novidades, está a possibilidade de uma exigência
da ANP de que o operador do campo de gás não
convencional perfure até chegar à rocha geradora.
O objetivo dessa medida seria coletar dados sobre
as condições geológicas da área. A exigência vai ao
encontro da meta do governo federal de conhecer
mais as bacias sedimentares brasileiras.
Outra inovação é a possibilidade de a Agência
Nacional do Petróleo esticar os prazos concedidos
para a fase de exploração dos blocos. De acordo
com os resultados na fase de exploração, a
agência pode conceder novos prazos, maiores
dos que normalmente são praticados pelo setor
(entre cinco e seis anos).
LEGADO DE
DESEMPENHO
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CONTE COM O PARCEIRO DE MAIOR
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13
panorâmica
VI Congresso na Bolívia: desafios do
trilema energético e contexto regional
Rodolfo fuentes – bolívia
Com a visita do presidente Evo Morales foi
encerrado o Sexto Congresso Internacional
Bolívia Gás e Energia, maior evento da indústria
boliviana de hidrocarbonetos que foi realizado
entre os dias 21 e 22 de agosto, na cidade de Santa
Cruz de la Sierra.
Foram dois dias dedicados a discutir os desafios
que apresentam a solução local do chamado
trilema energético, um termo cunhado pelo
Conselho Mundial de Energia para se referir
à necessidade de garantir o abastecimento
energético, ou seja, encontrar formas de repor
as reservas e explorá-las minimizando os danos
ambientais e, ao mesmo tempo, maximizando
o impacto social das operações procurando
beneficiar os mais pobres das vantagens do uso
do gás e do petróleo.
Para os empresários do setor boliviano de
hidrocarbonetos, esta meta não pode ser
alcançada sem o papel ativo do Estado. “Sem a
sua vigorosa liderança, senhor presidente, sem
a sua lucidez e determinação”, disse o titular da
Câmara Boliviana de Hidrocarbonetos e Energia,
Carlos Dellius, ao presidente Morales.
Dellius lembrou que no ano de 2019, termina
o contrato para a exportação de gás boliviano
14
para o Brasil, “está próximo e renová-lo e renovar
as reservas são os mais importantes objetivos
nacionais… às empresas da câmara dizemos que
estamos aqui prontos para trabalhar”, disse ele.
Morales, por sua vez, afirmou que em se
tratando do encerramento do congresso, esperava
ouvir propostas de política e recomendações
para encarar os problemas que existem no
desenvolvimento energético da nação.
Ele falou da necessidade de acabar com a
dependência tecnológica no setor “por exemplo,
quando se trata da energia geotérmica. Eu ouço
falar que a Bolívia tem potencial para fazer energia
geotérmica mas não há técnicos que possam
fazer uma planta e aproveitar esses recursos”,
expressou Morales.
DINÂMICA
DO
SULAMERICANO
CONTÍNUO
UPSTREAM
Além da análise da realidade local, o congresso
dedicou as suas sessões para avaliar o impacto dos
hidrocarbonetos não convencionais no preço futuro
do petróleo, as novas tecnologias de perfuração e a
realidade do setor na região.
A este respeito, os expositores relataram que a
panorâmica
América do Sul continua sendo uma das regiões
mais dinâmicas no upstream. Prova disso são os
trabalhos de exploração e desenvolvimento em
águas profundas ao longo da margem do Atlântico,
área na qual se destaca o reinicio das licitações no
Brasil. Também avançam as rodadas de licitação em
Trinidad e no Uruguai.
Notou-se que o Brasil tem mantido o sucesso
exploratório constante, principalmente na bacia de Santos,
origem das maiores descobertas das últimas décadas.
A este respeito, WoodMackenzie estimou que a
região Sudoeste do Brasil disponibilizará até 100MMcd
de gás nos primeiros anos da próxima década.
Sobre o norte da região, referiu-se à perfuração
de poços em águas profundas em Cuba, México e
Nicarágua. “Desde a fronteira norte do México até o
extremo sul do Chile, estudos e perfuração de recursos
não convencionais continuam avançando”, disse ele.
Também foi mencionada a designação de blocos
exploratórios em Aruba e Honduras, onde se atribuem
o início das campanhas sísmicas das empresas Repsol
e BG respectivamente; os programas exploratórios da
Shell e seus sócios na Guiana Francesa e a expectativa
pela perfuração no Suriname, no próximo ano, pelo
consórcio Tullow/Statoil e Kosmos/Chevron.
No México, a Pemex continua explorando em águas
ultra-profundas. Na Nicarágua, há a perspectiva de
perfurar Paraíso pela Noble durante estes meses e estimase que seu êxito terá grandes implicações na região.
Na Colômbia é esperado que continue a
exploração off shore e a médio prazo, a de recursos
não convencionais. No Peru, a Karoon Gas e Pacific
Rubiales exploram na bacia de Talara, enquanto a
Pacific Rubiales e Petrominerales seguem na busca
de pretróleo leve.
No Paraguai a firma President Energy planeja
perfurar poços na bacia Pirity no próximo ano e na zona
das Malvinas, deverá reiniciar o trabalho exploratório.
Na Argentina, mais atenção será voltada para os
recursos líquidos não convencionais. A avaliação do
xisto ainda está na sua fase piloto, mas os resultados
são promissores. Ali a YPF fez a maior descoberta até
agora na área de Loma La Lata: 1.5 Bbpe de recursos
contingentes em uma área de 1,100 km2.
A YPF planeja perfurar 2,400 poços não convencionais
entre 2013 e 2017, dos quais 1,450 serão na busca de
petróleo e os 940 restantes na busca de gás.
GRANDE POTENCIAL BOLIVIANO
Os participantes concordaram ao assinalar a Bolívia
como o país com o maior potencial de realização. Pode
ser o produtor de menor custo e melhor localizado
para abastecer os mercados que necessitam de gás.
No entanto, seu grande potencial de reservas técnicas
pode ser bloqueado pela falta de mercados e os preços
domésticos que são substancialmente mais baixos.
Notou-se que fora da Argentina e do Brasil, a Bolívia
não desenvolveu mercados significativos. A situação se
complica quando se leva em conta que o pré-sal brasileiro
vai pressionar para baixo o nível de importações.
Nos últimos três anos apenas duas descobertas foram
anunciadas pela YPFB. Os expositores observaram
que sem mudanças nos termos contratuais, o mais
provável é que a nova atividade exploratória sejá
mantida principalmente pela YPFB e suas subsidiárias.
O Sexto Congresso Internacional Bolivia Gás e Energia
concluiu que o investimento estrangeiro é necessário
para evitar um possível déficit de abastecimento aos
três mercados atuais. Além disso, são necesárias novas
explorações para contar con novas descobertas e
transformar as reservas técnicas em comerciais.
15
tecnologia
Robótica melhora cortes isolados
de tubos
Novo sistema proporciona maior segurança, confiabilidade
e flexibilidade na preparação das extremidades do tubo
Tor Bredeli
Paul Kleinen
Arno Wainikainen
Bredero Shaw
À medida que a busca por energia se movimenta
cada vez mais para longe da costa, aumenta
também a necessidade do desenvolvimento de
novas tecnologias que adequem as tubulações e os
sistemas de fluxo de segurança a essas situações.
Tubulações são feitas de partes individuais de tubos,
unidos por solda e com isolamento complementar
aplicado a campo: uma junta de edificação.
Entretanto, antes de unir os tubos, uma “redução”
deve ser realizada para remover o isolamento da
área de soldagem. Depois da solda ser inspecionada
e aprovada, a área exposta deve ser isolada.
Bredeso Shaw desenvolveu e comercializou
uma tecnologia baseada em robôs para preparar
essas reduções com segurança e confiabilidade.
Essa nova tecnologia foi reconhecida em 2013
com o Prêmio Spotlight para Novas Tecnologias,
da OTC (Offshore Technology Conference).
Preparação dos tubos offshore
Garantia de fluxo é o termo usado para
descrever as tecnologias usadas para manter o
fluxo de petróleo e gás em uma tubulação. Tanto
16
o petróleo quanto o gás natural podem conter
substâncias que podem se solidificar a baixas
temperaturas e obstruir o fluxo. O isolamento
térmico é um elemento-chave na maioria dos
sistemas de garantia de fluxo.
Para atender os requisitos de exigência de
tubulações offshore, o isolamento térmico é
muitas vezes aplicado em plantas, utilizando
processos de fabricação desenhados para
garantir proteção contra corrosão, isolamento
térmico, colagem entre diferentes elementos do
sistema, e juntas de edificação para fornecer um
sistema totalmente integrado, capaz de realizar
operações confiáveis em uma ampla variedade de
condições desafiadoras.
Tal como acontece com muitos sistemas de
engenharia, o desempenho geral exige coerência nas
interfaces e, com os dutos isolados, uma interface é
criada toda vez que um tubo é soldado a outro. Com
tubulações offshore variando em tamanho de alguns
poucos quilômetros a centenas de quilômetros,
podem existir facilmente mais de 10 mil interfaces em
uma tubulação. Isso é o que estabelece os requisitos
para a segurança e a confiabilidade das reduções nas
tecnologia
pontas de um duto isolado.
Reduções são fabricadas em cada extremidade
do tubo isolado com diâmetros típicos de 8 a 24
polegadas e com até 120 mm (4.7 polegadas) de
isolamento. Especificações típicas de uma redução
exigem uma combinação de aço nu, uma área de
transição ou “dedo” de fusão epóxi (FBE – Fusion
Bond Epoxy) no ponto onde o aço encontra
o isolamento; e uma face cônica chanfrada a
um ângulo de 30 graus, livre de rebarbas ou
irregularidades. O processo de fabricação requer
um ciclo de redução de aproximadamente 20
minutos (dependendo do diâmetro do duto e da
espessura do isolamento).
Além disso, os seguintes requisitos são
derivados da fabricação:
Confiança:
a tecnologia precisa suportar
operações estendidas de 24/6.
Segurança: Redução do contato homem/
máquina. Adaptação a múltiplos formatos
enquanto minimiza o risco de contato entre a
ferramenta de corte e o tubo.
Capacidade: produzir perfis consistentes dentro
de 1 mm +/- 1˚, com taxa de transferência de 3 a 4
juntas por hora.
Flexibilidade:
Ângulo
de
chanframento, tamanho da redução,
dedo da fusão epóxi (FBE toe), dedo
PP (PP toe), anéis de cisalhamento,
janelas para ensaios FJ.
Transições rápidas: capacidade de mudar
rapidamente de um formato e tipo de
redução para outro.
Custo efetivo: Os custos de capital e
operacionais devem ser consistentes
com a economia de plantas eficazes.
Uma avaliação preliminar da
tecnologia identificou deficiências
significativas nos processos de
fabricação existentes, tais como
escova de aço, raspagem, e moagem:
Processo é trabalhoso: É necessária
uma pessoa em cada extremidade do
tubo para cada turno.
Geometria limitada: somente formas
simples podem ser fabricadas
Riscos à segurança: o intensivo
envolvimento homem / máquina pode
acarretar muitos riscos, incluindo lesões na
mão, poeira, objetos no olho e fadiga.
Custo alto: sistemas de escovação e
raspagem têm custos de manutenção
e de trabalho elevados
Tempo de ciclo longo: Escovação e
raspagem são ineficientes, exigindo
alterações constantes nas ferramentas.
Variabilidade: processos manuais ou
outras “forças brutas” sofrem com as
variações no produto final
17
tecnologia
Busca por novas tecnologias
Considerando as deficiências da tecnologia
de redução convencional, a busca por novas
tecnologias foi expandida e alguns robôs industriais
foram identificados como potenciais candidatos.
Entretanto essa tecnologia era relativamente
nova para a indústria e as preocupacões incluem
manutenção, treinamento e custos iniciais altos.
Robôs industriais têm sido usados em muitas
indústrias para realizar tarefas de complexidade
intermediária como solda e pintura, mas uma
solução de usinagem móvel não existia. Mesmo
assim, a tecnologia robótica industrial ofereceu
diversas vantagens, tais como:
Aumento da segurança: Pessoas não participam
nem permanecem próximas do processo de
moagem. Assim, o risco de injúrias pessoais é
projetado para fora.
Confiabilidade e capacidade: a tecnologia dos
robôs é confiável e pode trabalhar continuamente
e com grande precisão.
Flexibilidade: Robôs podem ser configurados
de forma rápida e confiável para executar
diferentes formatos de redução em uma
variedade de diâmetros de tubulação, espessuras
do isolamento, ângulos de chanfro, e podem até
mesmo preparar cortes escalonados complexos e
amostras de teste.
Depois da avaliação e da comparação de
tecnologias, a decisão foi por adaptar a tecnologia
fornecida pela robótica para o revestimento de tubos
e a tarefa de criar reduções na tubulação revestida.
O incremento no custo foi leve, mas a oportunidade
de melhoria de desempenho foi significativa.
Próximos passos
O próximo passo no processo de seleção de
tecnologia seria incorporar a robótica industrial
a uma solução integrada que inclua sistemas
de manuseio de tubulações para receber e
movimentar tubulações completamente revestidas
e concluídas; ferramentas de corte para robôs para
remover uma variedade de tipos de revestimento;
força, sistemas de segurança, controles integrados
e amplo gerenciamento de perdas.
Dentro desse cenário, uma quantidade
18
significativa de testes em pequena e média
escala foi realizada para estabelecer a capacidade
operacional de diferentes ferramentas de corte,
estimar as taxas de produção e estabelecer a
performance. Esses elementos surgiram juntos
primeiramente em uma solução robótica (armas,
ferramentas, fontes de alimentação, sistemas de
controle) e foram, então, combinados com um
sistema de manuseio de tubos, sistema de remoção
de resíduos e um sistema de controle PLC integrado.
O resultado é um sistema móvel e modular de
redução, que oferece reduções precisas onde quer
que esses serviços sejam necessários.
A mobilidade representou um desafio
significativo de design, porque o sistema de
redução robótico era para ser usado em conjunto
com a tecnologia de revestimento móvel-modular
Brigden. A fim de satisfazer os requisitos de
mobilidade global e modular, 100% do sistema
robótico de redução deve caber dentro de um
contentor ISO padrão, e o sistema tem de resistir
a cargas de impacto experimentadas durante o
transporte. Isso criou a oportunidade para um
design inovador.
Várias opções de layouts diferentes foram
desenvolvidas e analisadas usando critérios como
a utilização do espaço, a portabilidade, segurança
e a facilidade de operação. A escolha final usa dois
contentores ISO modificados; um sistema de prateleiras
modulares e transportáveis para o manuseio dos
tubos; um coletor de sujeira para remover os restos de
material da área de trabalho e um sistema de controle
de alimentação dos contentores.
O suporte técnico nos lugares remotos é
facilitado por um controlador lógico programável
(PLC) que pode ser acessado remotamente por
uma conexão Web segura, enquanto uma webcam
habilita o contato visual a partir de qualquer lugar
do mundo.
Seleção de Componentes
A
equipe de engenheiros desenvolveu
as especificações do sistema e usou essas
especificações para orientar a seleção de
componentes individuais. Quando se introduz
novas tecnologias ao local de trabalho, é
preciso considerar fatores como a segurança
tecnologia
do processo, manutenção e reposição de peças
e treinamento operacional. Profissionais de
segurança fizeram parte da equipe de projeto e
fizeram recomendações pró-ativas para melhorar
o produto final. Ainda que a manutenção
e a reposição de peças seja simples, a nova
Todas as atividades do processo são controladas
remotamente por meio de softwares ou de um
pad style, controlador de pingente montado.
Com uma interface semelhante a de um vídeo
game, ficou fácil selecionar operadores com uma
aptidão para esse tipo de ferramenta.
O treinamento incluiu um programa
de duas semanas, realizado fora do local,
executando tarefas progressivamente
desafiadoras, usando modelos em
escala de todo o sistema.
Em seguida, o treinamento avançou
para
operações
supervisionadas
de corte, no local, usando tubos
protótipos. Após a colocação no local
ser completada, os primeiros cortes
foram realizados em tubos de amostra
e, em seguida, foi feita uma transição
para a produção de baixo volume. O ar
de incerteza foi rapidamente dissipado
e os robôs passaram de novidades
para ferramentas de produção de alta
tecnologia confiáveis.
Status Atual
plataforma tecnologica necessitava de algum
provisionamento especializado. Mas o grande
desafio seria o treinamento dos operadores.
A tecnologia robótica não necessita da
presença do operador na área de trabalho.
A tecnologia de redução com robôs
tem sido usada em dezenas de projetos
e provou ser segura e confiável. O
investimento inicial foi justificado com
base em melhorias conservadoras na
produtividade e na redução dos custos
de manutenção, mas os benefícios em
áreas como a melhoria na qualidade
e no rendimento do primeiro
tempo provaram ser no mínimo tão
importantes quanto, senão mais.
Um grupo de operadores de robôs
está treinado e é capaz de configurar,
calibrar, testar e operar os robôs. Um
programa de manutenção preventiva
está em vigor e habilidades básicas
de solução de problemas estão sendo
construídas. Um benefício ambiental adicional
também foi realizado: a capacidade de reciclar os
cortes. O coletor de resíduos deposita as fichas
em um recipiente de detritos, para que estes
sejam reutilizados.
19
giro
Brasil - Novas reservas de petróleo ganham projeção mundial
Portal G1
A Petrobras informou que novos testes
confirmaram a descoberta de óleo leve no
poço conhecido como Muriú 1, em águas
ultraprofundas na Bacia de Sergipe, a 83
quilômetros de Aracaju.
O achado já havia sido comunicado pela
companhia em dezembro de 2012. Sem falar
de prognósticos e números das recentes
descobertas, a presidente da Petrobras, Graça
Foster, afirmou que a empresa é cautelosa com
essas expectativas, mas que que são “relevantes”.
“É uma nova província petrolífera na Bacia
Sergipe-Alagoas, uma atividade antiga que, em
2008, foi alvo de uma análise mais profunda. As
descobertas são relevantes, a 100 quilômetros
da costa”, disse ela, estimando o primeiro óleo
para 2018, com 100 mil barris ao dia.
Segundo a estatal, ainda será feito um teste
de formação para verificar a produtividade
do reservatório.
Graça anunciou que duas refinarias no
Nordeste podem ter sua implantação em 2015 e
em maio de 2014 será divulgada a licitação para
contratação de serviços para as refinarias.
“Queremos
parceiros
relevantes
com
conhecimento em refino e que tragam recursos.
Estamos numa fase boa de operação. O caixa
está bem e a produção pode crescer em 2014.
Fechamos o segundo trimestre com R$ 73
bilhões de caixa e não vamos precisar de
captações este ano. Porém, estamos alertas, se
vierem oportunidades no mercado de capitais.
Nossa principal fonte de recursos é a geração de
caixa”, afirmou.
A presidente da companhia rressaltou que o
programa de melhoria de eficiência tem dado
bons resultdos. A otimização nas refinarias da
Petrobras em cabotgem e logística feitas há cerca
de um ano deram um ganho de produção de mais
196 mil barris por dia de refino, explicou ela.
Graça disse ainda que as paradas programadas
das plataformas, cumprindo o planejado, e às
vezes encurtando o prazo em um ou dois dias,
potencializaram a eficiência.
“Se a plataforma opera com 85% de eficiência,
depois da parada, quando volta, volta a maior,
com 95% a 98% de eficiência. O ativo fica mais
valioso e previsível e a gente toma menos sustos.
A produção vai ficando alinhada”, afirmou,
ressaltando que em alguns dias de setembro a
companhia produziu acima da meta de 2 milhões
de barris por dia.
BOLÍVIA - Itaú e Margarita batem o recorde de 70 milhões MCD de gás
EL DIA / ANF
Até o final do ano, Itaú e Margarita
aumentarão 9,5 milhões de metros cúbicos
por dia (MCD) de gás natural, que chegará a
70 milhões de MCD, de acordo com o relatório
do presidente em exercício da Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Luis
Alberto Sánchez.
Na próxima terça-feira, 1° de outubro, será
inaugurado o segundo trem do campo Margarita,
operado pela Repsol Bolívia em sociedade com
o BG Bolívia e Pan American Energy (PAE).
Com este módulo a capacidade de produção
aumentará para 15 milhões de MCD.
Em dezembro será inaugurada a fábrica
de tratamento do gás produzido pelo campo
Itaú. Está localizada no campo de San Alberto,
ambos são operados pela Petrobras Bolívia em
parceria com a francesa Total. Em San Alberto
20
também faz parte da sociedade a YPFB-Andina,
enquanto que em Itaú a Tecpetrol.
“A fábrica de Itaú, que mecanicamente está
concluida, aumentará em 3,5 milhões de MCD
e a Fase II de Margarita contribuirá com 6
milhões. No total ambas as fábricas aumentarão
a capacidade de produção mencionada neste
ano”, diz Sánchez em um informativo da YPFB,
datado em Santa Cruz.
“Esse aumento na produção energética
permitirá cobrir com amplitude as necessidades
do mercado interno e atender às demandas
externas dos mercados do Brasil e Argentina”,
assinalou Sánchez.
Atualmente, o país produz 60 milhões de MCD de
gás natural, com os volumes adicionais o próximo
ano atingirá a meta dos 70 milhões de MCD.
giro
ARGENTINA - PEMEX assume interesse em exploração de petróleo
Publico.pt
A petrolífera mexicana Pemex, accionista
da espanhola Repsol, admite negociar com o
grupo estatal YPF para explorar uma unidade
de hidrocarbonetos na Argentina. Uma posição
que acontece pouco mais de um ano depois de o
Governo argentino ter nacionalizado a YPF, que
era então uma filial da Repsol.
O interesse em entrar na exploração de Vaca
Muerta, no Sul do país, e descoberta em 2010, foi
demonstrado por um conselheiro independente
da Pemex, Mario Gabriel Budebo, durante uma
conferência, em Buenos Aires, sobre petróleo e gás.
A empresa pensa vir a fazê-lo no médio prazo –
em 2018, diz o diário El País –, mas as negociações
já começaram. Segundo o mesmo jornal, o
presidente da YPF referiu ainda esta semana à
agência Bloomberg que tem mantido “muitas
reuniões de negócios nos últimos meses” com o
responsável da Pemex, Emilio Lozoya.
As negociações decorrem enquanto, nos
tribunais, a YPF e a Repsol – onde a Pemex tem
uma participação de 9,3%, sendo a terceira maior
accionista – estão em processo de litígio por causa
da nacionalização daquela petrolífera argentina.
A expropriação da YPF gerou tensão
diplomática entre Espanha e a Argentina, o que
não impediu que, ao fim de 13 anos de ter sido
privatizada, a companhia petrolífera voltasse
para as mãos do Estado argentino, que assumiu
o controlo de 51% do capital da empresa.
A expropriação, justificada pelo Governo
argentino liderado Cristina Kirchner com
a necessidade de defender e garantir a
sustentabilidade da produção nacional, levou
ainda a Repsol a avançar com um processo contra
duas petrolíferas que negociaram entretanto com
a YPF a exploração de Vaca Muerta.
COLÔMBIA - Promigás estrutura proposta para a planta de GNL no Caribe
EL UNIVERSAL (CO)
O grupo Promigás confirmou que está
estruturando uma proposta para participar no
concurso aberto pelo Governo Nacional para
construir uma planta de Gás Natural Liquefeito
(GNL) ou planta de regaseificação, em algum
lugar do Caribe colombiano ainda a ser definido.
A iniciativa foi aprovada pela Comisión de
Regulación de Energía y Gas (CREG), como
alternativa para garantir o fornecimento de gás
em épocas críticas de geração hidrelétrica no
país, motivadas pelo “Fenómeno del Niño”, que
diminui os níveis dos reservatórios e, assim, a
geração.
O projeto, que segundo estimativas iniciais do
presidente da Promigás, Antonio Celia, teria um
custo de 400 milhões de dólares, poderia ser
construido em uma das três cidades portuárias
mais importantes do Caribe (Cartagena,
Barranquilla ou Santa Marta).
“Há muitas considerações a serem levadas
em conta na hora de definir onde será a planta:
condições portuárias exigem um mínimo de
45 pés de profundidade na área onde a fábrica
será instalada, localização, logística na costa
caribenha, as licenças do uso da terra e as
licenças ambientais”, disse ele. Celia reiterou que
a planta deve garantir o fornecimento integral
de consumo, mesmo nos picos mais elevados da
demanda por gás natural.
A demanda de gás natural no país no período
foi de 856 milhões de pés cúbicos diários (mpcd)
ou de 1.043 milhões se forem somadas as
exportações para a Venezuela.
Nos últimos 5 anos, os transportadores de
gás expandiram em 802 quilômetros a sua
infraestrutura de gasodutos. Para o período de
2013-2017 há investimentos autorizados para a
expansão de 389 milhões de dólares. A Colômbia
tem 7.643 quilômetros de gasodutos.
21
giro
PERÚ - Exploração de shale gas é o próximo desafio
RPP AMÉRICA - PERU
O gerente-geral da Petroperú, Luis Lem, afirmou
que existem áreas onde seria possível explorar o
denominado “shale gas” ou gás de xisto no país,
mas disse que a tecnologia para extraí-lo ainda é
cara e poderia danificar o lençol freático, onde
está localizada a água subterrânea.
Lembrou que nos Estados Unidos a exploração
deste gás é um boom e com o rápido avanço da
tecnologia os preços para extraí-lo - fraturando a
rocha de maneira hidráulica - poderiam cair.
“No Peru temos áreas onde poderiamos
explorar o shale gas, mas a tecnologia ainda é cara
e ainda não é economicamente justificável que se
faça no país”, disse durante a sua participação na
31ª Convención Minera Perumin, em Arequipa.
Lem disse que com o tempo vamos poder
explorar um pouco do shale gas que existe no
Peru, “mas também deve-se levar em contas que
existe um risco para os lençóis freáticos”.
MÉXICO - Governo quer mudança na Constituição
Le Monde
A briga do petróleo no México está só
começando. No início de agosto, Cuauhtémoc
Cárdenas, líder histórico do Partido da Revolução
Democrática (PRD, esquerda), apresentou
um contra-projeto de reforma energética que
contesta o projeto anunciado uma semana antes
pelo presidente da República, Enrique Peña
Nieto, do Partido Revolucionário Institucional
(PRI, centro).
A iniciativa do governo, que abre aos
investidores privados o monopólio público sobre
o petróleo, o gás e a eletricidade, provocou
comoção em um país onde o controle estatal
sobre o petróleo é emblema da soberania
nacional. “A proposta do governo é claramente
orientada contra os interesses do México”,
afirmou Cárdenas, fundador do PRD e filho do expresidente da República Lázaro Cárdenas (19341940), que havia nacionalizado o petróleo, no dia
18 de março de 1938, expropriando as empresas
americanas e britânicas.
Desde então, essa data é celebrada todo ano
com grande pompa pelos governos e partidos
políticos. O presidente quer também permitir
que as companhias privadas participem da
geração de energia elétrica, que é administrada
pela Comissão Federal de Eletricidade (CFE). Sua
reforma propõe uma restruturação da Pemex,
uma administração mais “eficaz e moderna” e
sobretudo um alívio no regime fiscal da principal
22
empresa do país (160 mil funcionários), que
financia mais de um terço do orçamento do
Estado. Uma reforma fiscal permitiria atenuar a
diminuição desses tributos que sufocam a Pemex
(eles representam 67% de seus lucros).
O objetivo da operação seria dinamizar a sétima
maior companhia petroleira do mundo (US$ 100
bilhões de faturamento, ou R$ 243 bilhões), com
perdas acumuladas de mais de US$ 30 bilhões
em cinco anos. Apesar das reservas estimadas
em 115 bilhões de barris, sua produção caiu de
3,4 milhões de barris por dia, em 2004, para 2,5
milhões em 2012. “Por falta de investimentos,
o desenvolvimento tecnológico foi sacrificado,
enquanto as jazidas convencionais secaram”,
explicou Peña Nieto.
Para corrigir essa situação, o setor necessita de
US$ 30 bilhões em investimentos por ano, segundo
a direção da Pemex. Peña Nieto alega que, “com a
reforma, a produção de petróleo atingiria 3 milhões
de barris por dia em 2018 e depois 3,5 milhões ou
mais até 2025”. A produção de gás natural passaria
de 1,6 bilhão de metros cúbicos para 2,3 bilhões em
2018, e 2,9 bilhões em 2025. “Seria o suficiente para
aumentar o crescimento em 1% a mais em 2018 e 2%
em 2025”, disse Peña Nieto. Uma bênção, a priori,
já que na terça-feira (20) o México anunciou uma
forte redução de sua previsão de crescimento em
2013: ele não passará de 1,8%.
agenda
outubro 2013
NOVEMBRO 2013
Brazil Energy Frontiers
03.10.2013 - 04.10.2013
Renaissance SP Hotel – São Paulo, Brasil
www.brazilenergyfrontiers.com
Workshop FPSO - How to extend operating life
01.11.2013
Windsor Barra Hotel - Rio de Janeiro, Brasil
www.ibp.org.br/fpso
Argentina Oil e Gas Expo 2013
07.10.2013 - 10.10.2013
La Rural – Buenos Aires, Argentina
www.aog.com.ar
14º Congresso Brasileiro de Geologia
e Engenharia Ambiental
03.11.2013 - 08.11.2013
UFRJ - Rio de Janeiro, Brasil
www.acquacon.com.br/14cbge
4º Workshop de gestão integrada
de resíduos sólidos
17.10.2013
Centro Empresarial Rio - Rio de Janeiro, Brasil
www.planejabrasil.com.br
Deepwater Operations Conference & Exhibition
05.11.2013 - 07.11.2013
Convention Center - Galveston, EUA
www.deepwateroperations.com
AIPN Internation Conference
21.10.2013 - 25.10.2013
Shangri-La Hotel - Singapura
www.aipn.org/Events/
Geo Power Latin America
13.11.2013 - 14.11.2013
Santiago Marriott Hotel - Santiago,Chile
www.greenpower.msgfocus.com
Deep Offshore Technology International
22.10.2013 - 24.10.2013
The Woodlands Waterway Marriott Hotel &
Convention Center - Houston, EUA
www.deepoffshoretechnology.com
V Foro Internacional del Gas y Energia
13.11.2013 - 15.11.2013
Tarija, Bolivia
www.figas.org
OTC Brasil
29.10.2013 - 31.10.2013
Riocentro - Rio de Janeiro, Brasil
www.otcbrasil.org/2013/
33th Latin American Petrochemical
Annual Meeting
16.11.2013 - 19.11.2013
Cartagena, Colombia
www.apla.com.ar
outros eventos:
www.ogjla.com.br
Brasil Onshore – Congress e Exhibition
26.11.2013 - 28.11.2013
Centro de Convenções - Natal, Brasil
www.redepetrogas.com.br/2013/brasil-onshorecongress-exhibition/
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