A Tribuna 05 09 2013 Convênio Unisantos Petrobrás.pdf
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[email protected] Petróleo & Gás MARCELO SANTOS DA REDAÇÃO Universidades, instituições de pesquisa e seus profissionais terão uma verba gigante para desenvolver projetos para o se- tor de petróleo e gás – R$ 26 bilhões. O valor, que será repas- sado pelas petrolíferas em ope- ração no País, é uma estimati- va da Agência Nacional de Pe- tróleo, Gás Natural e Biocom- bustíveis (ANP) para o período que vai deste ano até 2020. A UniSantos está entre as instituições de todo o País que adquiriram o direito de ser be- neficiadas. O Instituto de Pes- quisa Científica e Tecnológica (Ipeci) da universidade conse- guiu credenciamento junto à ANP em janeiro de 2011. Ainda não há projetos da UniSantos vinculados a esses recursos. Isso porque o fluxo de parcerias para pesquisas de- pende do avanço das petrolei- ras na Bacia de Santos, que ainda está em sua fase inicial. Esse aporte bilionário tam- bém garantirá a instalação do Centro de Pesquisa Tecnológica em Petróleo e Gás da Baixada Santista (Cenpeg- BS), que receberá R$ 77 mi- lhões de repasses da Petrobras. Ele ficará em uma área do anti- go Colégio Santista e as obras devem começar no próximo ano, segundo a presidente da estatal, Graça Foster. A ANP explica que os con- tratos de concessão para ex- ploração e produção de petró- leo e gás contra com uma cláusula que define o repasse de recursos para pesquisa em desenvolvimento (P&D). A intenção do governo é dar condições tecnológicas para a expansão da indústria e de ou- tros segmentos de petróleo e gás do setor no País. Dessa for- ma, o Brasil não se tornará um mero exportador, exaurindo suas reservas sem agregar va- lor à economia. A chamada cláusula de P&D obriga às concessionárias inves- tir 1% da receita bruta para pesquisa, desenvolvimento e inovação. Simultaneamente, a ANP credenciou 25 instituições de ensino e pesquisa – neste bolo está a UniSantos. “A ANP credencia e certifi- ca a instituição que tem mate- rial humano, infraestrutura e capacidade para prestar servi- ços para essa indústria”, afir- ma a diretora-adjunta do Ipe- ci/UniSantos, Adriana Flo- rentino de Souza. VERBA JÁ DISTRIBUÍDA Entre 1998 e o segundo tri- mestre de 2013, a cláusula de P&D distribuiu R$ 8,06 bilhões. Segundo a ANP, os recursos foram calculados com base na produção de 35 campos. A participação da Petro- bras é esmagadora – a esta- tal investiu R$ 7,85 bilhões, que equivalem a 97,4% do total. Em segundo lugar apa- rece a Repsol Sinopec, com R$ 35,17 milhões (apenas 0,44%). PROJETOS FINANCIADOS Nos últimos sete anos, a agên- cia aprovou repasses a 1.058 projetos. De todos os recursos garantidos pela cláusula, me- tade precisa ser destinada às instituições credenciadas à ANP e com estudos autoriza- dos pela agência. Mas o res- tante fica à disposição das concessionárias, que podem utilizá-lo em pesquisas em suas próprias instalações ou em suas subsidiárias. Trinta alunos de Engenharia de Petróleo da UniSantos participam do 1 o Quiz Engep, evento do Encontro de Engenharia de Exploração e Produção de Petróleo em Macaé a partir do dia 9. O quiz testa o conhecimento dos universitários sobre o mundo do petróleo. Trabalhadores na plataforma P-37: concessionárias dos blocos de produção precisam destinar 1% da receita bruta para a área de P&D A ANP concluiu em agosto a pri- meira edição do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica para pro- jetos brasileiros que receberam recursos da Cláusula de Investi- mentos em Pesquisa e Desenvol- vimento (P&D). O vencedor foi o Sistema de Separação Submari- na Água Óleo (SSAO) - Projeto Piloto de Marlim. Confira o SSAO e os outros quatro traba- lhos finalistas. >>Sistema de Separação Submari- na Água Óleo (SSAO) É o primeiro sistema em todo o mundo de separação da água extraída com petróleo. O projeto é da Petrobras e foi instalado na plataforma P-37, no campo de Marlim, e desenvolvido em conjunto com a americana FMC. O empreendimento recebeu US$ 90 milhões da cláusula de P&D (fundo formado por repasses das petrolíferas para pesquisa). O sistema desenvolvido separa a água produzida por um poço de petróleo e o devolve ao reservatório, aumentando sua pressão e, consequentemente, a produção de óleo e o fator de recuperação. A produção de óleo, gás e água do poço é direcionada a um separador trifásico submarino, onde a água é separada e bombeada para reinjeção. A primeira reinjeção de água produzida pelo poço MRL-141 ocorreu em 31 de março último através do poço injetor MRL-211. Essa tecnologia elimina a necessidade de tratamento a bordo de 11 mil barris de água por dia, bem como redução da necessidade de descarte desta água e a diminuição do uso de produtos químicos no seu tratamento. Também participam da pesquisa a Prysmian, Statoil e ESSS. >>Monitoramento Sísmico Perma- nente em Águas Profundas (MSP) O MSP é aplicado no campo de Jubarte, no litoral sul do Espírito Santo, na Bacia de Campos. O sistema é desenvolvido pela norueguesa Petroleum Geophysical Services (PGS) e é o primeiro a monitorar de forma permanente reservatórios da Petrobras em águas profundas. O projeto recebeu R$ 99,4 milhões em recursos da cláusula de P&D. A sísmica permite gerenciar os reservatórios em tempo real. O gerenciamento dos reservatórios, do ponto de vista das pressões de injeção de água, pode ser otimizado, repercutindo positivamente na produção e no fator de recuperação de óleo, bem como na segurança das operações. O sistema foi instalado a 1.300 metros de profundidade. A captação dos sinais refletidos é feita por um conjunto de 721 estações receptoras colocadas ao longo de 36 km de cabos de fibra ótica ligados à P-57. Tudo é conectado ao sismógrafo ótico eletrônico. A primeira aquisição de dados sísmicos 3D de alta definição foi concluída em fevereiro. >>Boia de Sustentação de Riser (BSR) Facilita o processo de escoamento do petróleo por meio dos risers em águas ultraprofundas. O riser é um tubo que leva gás e petróleo para a plataforma. A BSR promove o desacoplamento entre os movimentos do navio e a dinâmica dos risers de aço. A Petrobras investiu R$ 6,2 milhões da cláusula de P&D no projeto para adaptação e reparo da boia protótipo. A BSR garante mais segurança no transporte do petróleo do poço até a plataforma. A tecnologia foi escolhida pela Petrobras para ser usada nos campos de Lula-NE e Sapinhoá. >>Bomba Multifásica Submarina Hélico-Axial (BMSHA) Está instalada e operando desde 14 de julho no campo de Barracuda, na Bacia de Campos, interligada ao poço produtor 7-BR-073HPA-RJS e à plataforma P-48. É a bomba multifásica com o maior diferencial de pressão do mundo (60 bar) – os que estão em operação vão até 45 bar. Isso possibilita aumentar a vazão da produção em 6 mil barris/dia. O ganho de produção é de 45% do potencial do poço. O projeto foi desenvolvido em conjunto com a norueguesa Framo Engineering com US$ 31 milhões da cláusula de P&D. >>Injeção Submarina de Água do Mar (RWI, em inglês) Desenvolvido pela Petrobras em conjunto com a Framo Engineering, que subcontratou a FMC. A RWI viabiliza a injeção ou o aumento da cota de injeção de água em campos onde as plataformas apresentem restrições para a instalação dos sistemas convencionais. A tecnologia já está sendo utilizada no campo de Albacora, na Bacia de Campos. Os três sistemas de Albacora serão interligados à P-25 e injetarão 16.500 m 3 /dia de água em sete poços, atingindo 80% de toda a injeção no campo. Bombas instaladas no subsolo marinho injetam água do mar diretamente nos poços sem passar pela plataforma e com um tratamento mínimo. A água é captada a 100 metros do leito marinho, passa por um filtro pela bomba, recebe injeção de nitrato e segue para as árvores de natal para injeção nos poços. Fonte: ANP GERALDO FALCÃO/AGÊNCIA PETROBRAS /ARQUIVO DA REDAÇÃO Pequenas perante a Petrobras e as gigantes multinacionais, a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) e a Barra Energia também apostam nas riquezas do pré-sal. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Na- tural e Biocombustíveis (ANP) aprovou no mês passado o pla- no das empresas de desenvolvi- mento do Campo de Oliva. Oliva fica a leste dos cam- pos de Uruguá e Tambaú e a 185 quilômetros da costa, na altura do litoral sul fluminen- se. Situado no bloco BS-4, o campo é operado pela Quei- roz Galvão com duas parcei- ras. Uma delas é a Barra, com 30% de participação, e OGX, com 40%. A parcela restante é da Queiroz Galvão. O BS-4 conta ainda com o campo de Atlanta, que tem pla- no de desenvolvimento já em execução. De acordo com as empresas, o plano de Oliva prevê a perfu- ração de um poço de Aquisição de Dados de Reservatório em 2016. O estudo permitirá com- provar a estimativa de reservas (ainda não disponível) e supor- tar a curva de produção. Tam- bém será feita a perfuração de cinco poços de produção e três de injeção que serão conecta- dos ao campo de Atlanta. A primeira produção de petróleo de Oliva é esperada para 2021. Controlada pelo grupo da construtora de igual nome, a Queiroz Galvão pretende se tornar uma companhia de grande porte no setor de pe- tróleo até 2020. A empresa adquiriu direitos de exploração em nove reserva- tórios nas bacias de Santos, Campos, Jequitinhonha e Ca- mamu-Almada. O destaque da empresa é o campo de Manati, na Bahia, onde detém 45% do controle. Manati é o maior na produção de gás no Brasil. Já a prioridade da Barra são as bacias de Santos, Cam- pos e Espírito Santo. A empre- sa foi fundada por brasileiros e em 2010 recebeu aporte de US$ 500 milhões do fundo de energia First Reserve. Em abril de 2011, conse- guiu mais US$ 500 milhões de outro fundo de energia, o Riverstone Holdings. No mês seguinte obteve outros US$ 200 milhões de vários fundos. Segundo a Barra, os US$ 1,2 bilhão são destina- dos a investimentos. Queiroz Galvão e Barra investem na Bacia de Santos ❚❚❚ Uma das 25 instituições credenciadas pela Agência Na- cional de Petróleo (ANP) para receber recursos da cláusula de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D), a UniSantos disputa es- sas verbas por meio do Institu- to de Pesquisa Científica e Tecnológica (Ipeci). A ANP dividiu as institui- ções credenciadas por blocos de pesquisa. O Ipeci da UniSan- tos é acompanhado pelo Gru- po de Eletroquímica Aplicada da Universidade Federal do Pa- raná, Laboratório de Ensaios Não Destrutivos e Inspeção da Abendi, do Centro de Tecnolo- gia da Informação Renato Ar- cher (CTI) e do Instituto de Estudos Avançados (IEAv). Essas cinco instituições po- dem obter recursos para estu- dos nas áreas de Avaliação da Conformidade, Monitoramen- to e Controle, segundo boletim da própria ANP. A diretora-adjunta do Ipeci, Adriana Florentino de Souza, afirma que a universidade in- vestiu na contratação de profes- sores doutores e com experiên- cia em pesquisa acostumados a trabalhar com agências de fo- mento, como Capes, CNPq e Fapesp. Segundo ela, esse investi- mento deu destaque à univer- sidade no campo da pesquisa e refletiu na qualidade de ensi- no dos alunos, levando a ANP a credenciar o Ipeci. A diretora-adjunta diz que o Ipeci pode contemplar suas linhas de pesquisa com as exi- gidas pela ANP, atuando com biotecnologia, meio ambien- te, geofísica e até Direito. Entretanto, a UniSantos ainda não tem projetos finan- ciados pela cláusula de P&D. Adriana explica que o acesso a esse dinheiro depende do interesse das concessioná- rias, que são as petrolíferas. “Para ter acesso é preciso uma concessionária se inte- ressar por nossa linha de pes- quisas”. Há ainda um dificultador para isso, que é a exploração ainda incipiente do pré-sal. “Ainda não temos processos a todo vapor na exploração”. Porém, ela acha que é ques- tão de tempo para os projetos de pesquisas começarem a ser patrocinados pelas gigan- tes do setor, afinal o creden- ciamento pela ANP é um tre- mendo cartão de visitas para a UniSantos. Fronteiras ampliadas R$ 26 bi para P&D R$ 26 bi para P&D Petrolíferas investirão verba bilionária em pesquisas nos próximos nove anos UniSantos investe para receber verba da cláusula Projetos de ponta premiados pela ANP Quinta-feira 5 A TRIBUNA C-1 setembro de 2013 www.atribuna.com.br
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[email protected]óleo&GásMARCELOSANTOS
DAREDAÇÃO
Universidades, instituições depesquisa e seus profissionaisterão uma verba gigante paradesenvolver projetos para o se-tor de petróleo e gás – R$ 26bilhões.Ovalor,queserárepas-sadopelaspetrolíferas emope-ração no País, é uma estimati-va da Agência Nacional de Pe-tróleo, Gás Natural e Biocom-bustíveis (ANP)paraoperíodoquevaidesteanoaté2020.A UniSantos está entre as
instituições de todo o País queadquiriram o direito de ser be-neficiadas. O Instituto de Pes-quisa Científica e Tecnológica(Ipeci) da universidade conse-guiu credenciamento junto àANPemjaneirode2011.Ainda não há projetos da
UniSantos vinculados a essesrecursos.Issoporqueofluxodeparcerias para pesquisas de-pende do avanço das petrolei-ras na Bacia de Santos, queaindaestáemsuafase inicial.Esse aporte bilionário tam-
bém garantirá a instalação doCentro de PesquisaTecnológica emPetróleo eGásda Baixada Santista (Cenpeg-BS), que receberá R$ 77 mi-lhõesde repassesdaPetrobras.Ele ficaráemumaáreadoanti-go Colégio Santista e as obrasdevem começar no próximoano, segundo a presidente daestatal,GraçaFoster.A ANP explica que os con-
tratos de concessão para ex-
ploração eproduçãodepetró-leo e gás contra com umacláusula que define o repassede recursos para pesquisa emdesenvolvimento (P&D).
A intenção do governo é darcondições tecnológicas para aexpansão da indústria e de ou-tros segmentos de petróleo egás do setor noPaís.Dessa for-
ma, o Brasil não se tornará ummero exportador, exaurindosuas reservas sem agregar va-loràeconomia.A chamada cláusula de P&D
obrigaàsconcessionáriasinves-tir 1% da receita bruta parapesquisa, desenvolvimento einovação.Simultaneamente, a ANP
credenciou 25 instituições deensinoepesquisa–nesteboloestáaUniSantos.“A ANP credencia e certifi-
caa instituiçãoquetemmate-rial humano, infraestrutura ecapacidadeparaprestarservi-ços para essa indústria”, afir-maadiretora-adjuntadoIpe-ci/UniSantos, Adriana Flo-rentinodeSouza.
VERBAJÁDISTRIBUÍDA
Entre 1998 e o segundo tri-mestre de 2013, a cláusulade P&D distribuiu R$ 8,06bilhões. Segundo a ANP, osrecursos foram calculadoscom base na produção de35 campos.A participação da Petro-
bras é esmagadora – a esta-tal investiu R$ 7,85 bilhões,que equivalem a 97,4% dototal.Emsegundo lugar apa-rece a Repsol Sinopec, comR$ 35,17 milhões (apenas0,44%).
PROJETOSFINANCIADOS
Nosúltimosseteanos,aagên-cia aprovou repasses a 1.058projetos.Detodososrecursosgarantidos pela cláusula,me-tade precisa ser destinada àsinstituições credenciadas àANP e com estudos autoriza-dos pela agência. Mas o res-tante fica à disposição dasconcessionárias, que podemutilizá-lo em pesquisas emsuas próprias instalações ouemsuassubsidiárias.
TrintaalunosdeEngenhariadePetróleodaUniSantosparticipamdo 1oQuizEngep, eventodoEncontrodeEngenhariadeExploraçãoeProduçãodePetróleoemMacaéapartir dodia9.Oquiz testaoconhecimentodosuniversitários sobreomundodopetróleo.
Trabalhadores na plataforma P-37: concessionárias dos blocos de produção precisam destinar 1% da receita bruta para a área de P&D
AANP concluiu em agosto a pri-meira edição do Prêmio ANP deInovação Tecnológica para pro-jetos brasileiros que receberamrecursos da Cláusula de Investi-mentos emPesquisa e Desenvol-vimento (P&D). O vencedor foi oSistema de Separação Submari-na Água Óleo (SSAO) - ProjetoPiloto deMarlim. Confira oSSAO e os outros quatro traba-lhos finalistas.>>SistemadeSeparaçãoSubmari-naÁguaÓleo (SSAO)Éoprimeiro sistemaemtodoomundode separaçãodaáguaextraída competróleo.OprojetoédaPetrobras e foi instaladonaplataformaP-37, no campodeMarlim, edesenvolvido emconjunto comaamericanaFMC.Oempreendimento recebeuUS$90milhõesda cláusuladeP&D (fundoformadopor repassesdaspetrolíferasparapesquisa).Osistemadesenvolvido separaaáguaproduzidaporumpoçodepetróleoeodevolveaoreservatório, aumentandosuapressãoe, consequentemente, aproduçãodeóleoeo fatorderecuperação.Aproduçãodeóleo,gáseáguadopoçoédirecionadaaumseparador trifásico submarino,ondeaáguaéseparadaebombeadapara reinjeção.Aprimeira reinjeçãodeáguaproduzidapelopoçoMRL-141
ocorreuem31demarçoúltimoatravésdopoço injetorMRL-211.Essa tecnologiaelimina anecessidadede tratamentoabordode11mil barris deáguapordia,bemcomoreduçãodanecessidadededescartedestaáguaeadiminuiçãodousodeprodutosquímicosnoseu tratamento.Tambémparticipamdapesquisa aPrysmian, Statoil e ESSS.
>>MonitoramentoSísmicoPerma-nenteemÁguasProfundas (MSP)OMSPéaplicadonocampodeJubarte, no litoral suldoEspíritoSanto, naBaciadeCampos.OsistemaédesenvolvidopelanorueguesaPetroleumGeophysical Services (PGS) eéoprimeiroamonitorarde formapermanente reservatóriosdaPetrobrasemáguasprofundas.Oprojeto recebeuR$99,4milhõesemrecursosda cláusuladeP&D.Asísmicapermite gerenciarosreservatóriosemtemporeal.Ogerenciamentodos reservatórios,dopontodevistadaspressõesdeinjeçãodeágua, podeserotimizado, repercutindopositivamentenaproduçãoenofatorde recuperaçãodeóleo, bemcomonasegurançadasoperações.Osistema foi instaladoa1.300metrosdeprofundidade.Acaptaçãodos sinais refletidoséfeitaporumconjuntode721
estações receptoras colocadas aolongode36kmdecabosde fibraótica ligadosàP-57. Tudoéconectadoao sismógrafoóticoeletrônico.Aprimeiraaquisiçãodedados sísmicos3Ddealtadefiniçãofoi concluídaemfevereiro.
>>BoiadeSustentaçãodeRiser(BSR)Facilitaoprocessodeescoamentodopetróleopormeiodos risers emáguasultraprofundas.Oriser éumtuboque levagásepetróleoparaaplataforma.ABSRpromoveodesacoplamentoentreosmovimentosdonavioeadinâmicados risers deaço.APetrobrasinvestiuR$6,2milhõesda cláusuladeP&Dnoprojetoparaadaptaçãoereparodaboiaprotótipo.ABSRgarantemais segurançanotransportedopetróleodopoçoatéaplataforma.A tecnologia foiescolhidapelaPetrobraspara serusadanos camposdeLula-NEeSapinhoá.
>>BombaMultifásicaSubmarinaHélico-Axial (BMSHA)Está instaladaeoperandodesde14de julhonocampodeBarracuda,naBaciadeCampos, interligadaaopoçoprodutor 7-BR-073HPA-RJSeàplataformaP-48. Éabombamultifásica comomaiordiferencialdepressãodomundo (60bar) – osqueestãoemoperação vãoaté45
bar. Isso possibilitaaumentar avazãodaproduçãoem6milbarris/dia.Oganhodeproduçãoéde45%dopotencial dopoço.Oprojeto foi desenvolvidoemconjunto comanorueguesaFramoEngineeringcomUS$31milhõesdacláusuladeP&D.
>>InjeçãoSubmarinadeÁguadoMar (RWI,em inglês)DesenvolvidopelaPetrobras emconjunto comaFramoEngineering,quesubcontratouaFMC.ARWIviabilizaa injeçãoouoaumentodacotade injeçãodeáguaemcamposondeasplataformasapresentemrestriçõesparaa instalaçãodossistemasconvencionais.Atecnologia jáestá sendoutilizadanocampodeAlbacora,naBaciadeCampos.Os três sistemasdeAlbacoraserão interligadosàP-25e injetarão 16.500m3/diadeáguaemsetepoços, atingindo80%detodaa injeçãonocampo.Bombasinstaladasno subsolomarinhoinjetamáguadomardiretamentenospoços sempassarpelaplataformae comumtratamentomínimo.Aáguaé captadaa 100metrosdo leitomarinho, passaporumfiltropelabomba, recebeinjeçãodenitrato esegueparaasárvoresdenatal para injeçãonospoços.
Fonte:ANP
GERALDOFALCÃO/AGÊNCIAPETROBRAS /ARQUIVO
DAREDAÇÃO
Pequenas perante a Petrobrase as gigantes multinacionais, aQueiroz Galvão Exploração eProdução (QGEP) e a BarraEnergia também apostam nasriquezas do pré-sal. A AgênciaNacional do Petróleo, Gás Na-tural e Biocombustíveis (ANP)aprovounomês passado o pla-nodasempresasdedesenvolvi-mentodoCampodeOliva.Oliva fica a leste dos cam-
pos de Uruguá e Tambaú e a185 quilômetros da costa, naalturado litoral sul fluminen-se. Situado no bloco BS-4, ocampo é operado pela Quei-
roz Galvão com duas parcei-ras. Uma delas é a Barra, com30% de participação, e OGX,com 40%. A parcela restanteé daQueirozGalvão.O BS-4 conta ainda com o
campodeAtlanta,quetempla-no de desenvolvimento já emexecução.De acordo com as empresas,
o plano deOliva prevê a perfu-raçãodeumpoçodeAquisiçãode Dados de Reservatório em2016.Oestudopermitirá com-provar a estimativa de reservas(aindanãodisponível) esupor-tar a curva de produção. Tam-bém será feita a perfuração de
cinco poços de produção e trêsde injeção que serão conecta-dos ao campo de Atlanta. Aprimeira produção de petróleodeOlivaéesperadapara2021.Controlada pelo grupo da
construtora de igual nome, aQueiroz Galvão pretende setornar uma companhia degrande porte no setor de pe-tróleo até 2020.A empresa adquiriu direitos
deexploraçãoemnovereserva-tórios nas bacias de Santos,Campos, Jequitinhonha e Ca-mamu-Almada.Odestaquedaempresa é o campo deManati,na Bahia, onde detém 45% do
controle.Manati é omaior naproduçãodegásnoBrasil.Já a prioridade da Barra
são as bacias de Santos, Cam-poseEspíritoSanto.Aempre-sa foi fundada por brasileirose em 2010 recebeu aporte deUS$ 500 milhões do fundodeenergiaFirstReserve.Em abril de 2011, conse-
guiu mais US$ 500 milhõesde outro fundo de energia, oRiverstone Holdings. Nomês seguinte obteve outrosUS$ 200 milhões de váriosfundos. Segundo a Barra, osUS$ 1,2 bilhão são destina-dosainvestimentos.
QueirozGalvãoeBarra investemnaBaciadeSantos
❚❚❚ Uma das 25 instituiçõescredenciadaspelaAgênciaNa-cional de Petróleo (ANP) parareceber recursosdacláusuladePesquisa & Desenvolvimento(P&D),aUniSantosdisputaes-sas verbas pormeio do Institu-to de Pesquisa Científica eTecnológica(Ipeci).A ANP dividiu as institui-
ções credenciadas por blocosdepesquisa.OIpecidaUniSan-tos é acompanhado pelo Gru-po de Eletroquímica AplicadadaUniversidadeFederaldoPa-raná, Laboratório de EnsaiosNãoDestrutivos e Inspeção daAbendi, doCentro deTecnolo-gia da Informação Renato Ar-cher (CTI) e do Instituto deEstudosAvançados(IEAv).Essas cinco instituições po-
dem obter recursos para estu-dos nas áreas de Avaliação daConformidade,Monitoramen-to eControle, segundo boletimdaprópriaANP.A diretora-adjunta do Ipeci,
Adriana Florentino de Souza,afirma que a universidade in-vestiunacontrataçãodeprofes-soresdoutores e comexperiên-ciaempesquisaacostumadosatrabalhar com agências de fo-mento, como Capes, CNPq eFapesp.
Segundo ela, esse investi-mentodeudestaqueàuniver-sidade no campo da pesquisaerefletiunaqualidadedeensi-nodosalunos, levandoaANPacredenciaroIpeci.A diretora-adjunta diz que
o Ipeci pode contemplar suaslinhasdepesquisacomasexi-gidaspelaANP,atuandocombiotecnologia, meio ambien-te,geofísicaeatéDireito.Entretanto, a UniSantos
aindanãotemprojetos finan-ciados pela cláusula de P&D.Adriana explica que o acessoa esse dinheiro depende dointeresse das concessioná-rias, que são as petrolíferas.“Para ter acesso é precisouma concessionária se inte-ressar por nossa linhadepes-quisas”.Há ainda um dificultador
para isso, que é a exploraçãoainda incipiente do pré-sal.“Aindanãotemosprocessosatodovapornaexploração”.Porém,elaachaqueéques-
tãode tempoparaosprojetosde pesquisas começarem aser patrocinados pelas gigan-tes do setor, afinal o creden-ciamento pela ANP é um tre-mendo cartão de visitas paraaUniSantos.
Fronteirasampliadas
R$26biparaP&DR$26biparaP&DPetrolíferas investirão verbabilionáriaempesquisas nos próximosnoveanos
UniSantos investe parareceber verba da cláusula
ProjetosdepontapremiadospelaANP
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