EXPEDIENTE

APRESENTAÇÃO

Este documento é o resultado do contrato de prestação de serviços técnicos especializados firmado entre a Or-ganização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e as empresas Orienta, Enterprise Energia e Petroconsult, para elaboração do Desenho e Estudo da Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural do Espírito Santo, para atendimen-to ao convênio firmado com o Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e a Companhia de Desenvolvimento de Vitória (CDV). O presente estudo foi concluído em junho de 2007.

Coordenação geral:José Brito de Oliveira – ONIP

Elaboração:José Brito de Oliveira – Petroconsult Ltda (coordenação)Edivaldo Soares Spósito – Enterprise Energia LtdaJosé Jacques Coelho – Orienta Consultoria Eng. e Negócios Ltda

Equipe de pesquisa de campo:Expedito Laerte Holanda (coordenação)Luis mário CóGiovana de Oliveira Lane

Edição:Otaviano Gomes Filho (coordenação)Tatiana Almeida de QueirozJosé Augusto de Oliveira Bachir

Colaboração:Luiz Gustavo VervloetCelso StefaniLeandro Gomes da FonsecaFederação das Indústrias do Estado do Espírito Santo (Findes)

Projeto gráfico e cordenação de produção:Artcom Comunicação Desing Ltda

FICHA TÉCNICARealização:

SEBRAE – Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Espírito SantoPetrobras – Petróleo Brasileiro S.ACDV – Companhia de Desenvolvimento de Vitória

SEBRAE - Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Espirito SantoPresidente do conselho deliberativo: José Lino SepulcriDiretor superintendente: João Felício ScárduaDiretor técnico: Evandro Barreira MiletDiretor de atendimento: Ruy Dias de SouzaGerente da Unidade de Projetos Industriais: Mario BarradasGestora Estadual do Projeto: Ana Karla Macabu

Petrobras - Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito SantoGerente Geral: Márcio Félix Carvalho BezerraGerente de Suporte Operacional: Guido Eduardo Bassoli Companhia de Desenvolvimento de VitóriaDiretor Presidente: Silvio Roberto Ramos

Convênio Nacional Petrobras x SEBRAE Coordenador Petrobras: José Luiz de Oliveira ReisCoordenadora SEBRAE: Eliane Lobato Peixoto Borges

Coordenação de Diagramação e Editoração:Unidade de Marketing e Comunicação do SEBRAE Espírito Santo

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1 INTRODUÇÃO ________________________________________________________________________________ 7

2 ANÁLISE DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO ________________________________________________8

2.1 O PETRÓLEO NO MUNDO _____________________________________________________________ 8

2.1.1 Histórico ___________________________________________________________________________________8

2.1.2 Reservas e Produção _______________________________________________________________________8

2.2 O PETRÓLEO NO BRASIL ______________________________________________________ 10

2.2.1 Histórico __________________________________________________________________ 10

2.2.2 Produção Terrestre __________________________________________________________ 10

2.2.3 Produção Marítima __________________________________________________________ 10

2.2.3.1 Produção em Águas Rasas __________________________________________________ 10

2.2.3.2 Produção em Águas Profundas _______________________________________________ 11

2.2.3.3 Produção em Águas Ultraprofundas ____________________________________________ 11

2.2.4 Reservas e Produção no Brasil _________________________________________________ 11

2.3 O PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO ____________________________________________________ 12

2.3.1 Histórico ___________________________________________________________________ 12

2.3.2 Produção Terrestre ___________________________________________________________ 13

2.3.3 Produção Marítima ___________________________________________________________ 14

2.3.4 Gás Natural no Espírito Santo __________________________________________________ 17

2.3.5 Reservas e Produção _________________________________________________________ 19

2.4 PERSPECTIVAS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO ________________________________________ 19

2.4.1 Petrobras __________________________________________________________________ 20

2.4.2 Outras companhias __________________________________________________________ 20

2.5 INVESTIMENTOS _____________________________________________________________ 21

2.5.1 Petrobras __________________________________________________________________ 21

2.5.2 Outras companhias __________________________________________________________ 22

2.6 PRODUTOS DE MAIOR VALOR AGREGADO _____________________________________________ 22

2.7 ROYALTIES ________________________________________________________________________ 23

2.8 TECNOLOGIA_______________________________________________________________________ 24

2.9 LOGÍSTICA _________________________________________________________________________ 27

2.10 BENS E SERVIÇOS _________________________________________________________________ 30

2.11 SEGURANÇA E PROTEÇÃO AMBIENTAL _______________________________________________ 32

2.12 ADMISSÃO, TREINAMENTO E QUALIFICAÇÃO DE PESSOAL ______________________________ 33

2.13 INSTITUIÇÕES _____________________________________________________________________ 34

2.13.1 Prominp __________________________________________________________________ 34

2.13.2 Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) ____________________________________________ 36

2.13.3 Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) ______________________________ 38

2.13.4 Indústria Nacional __________________________________________________________ 40

2.13.5 Operadoras de Óleo e Gás ___________________________________________________ 40

2.13.6 Instituições Governamentais __________________________________________________ 40

ÍNDICE

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2.13.7 Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) __________________ 41

2.13.8 Companhia de Desenvolvimento de Vitória (CDV) _________________________________ 42

2.14 INFLUÊNCIA DA CPPG NO MUNICÍPIO DE VITÓRIA ______________________________________ 44

2.14.1 Cadeia de Petróleo e Gás ____________________________________________________ 44

2.14.2 Impacto urbano ____________________________________________________________ 45

3 DESENHO DA CADEIA PRODUTIVA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL _________________________________ 46

3.1. O QUE É CADEIA PRODUTIVA ________________________________________________________ 46

3.2 DESCRIÇÃO DA CADEIA PRODUTIVA ___________________________________________________ 46

3.2.1 Exploração de Petróleo e Gás Natural ___________________________________________ 46

3.2.2 Produção de Petróleo e Gás Natural ____________________________________________ 49

3.2.3 Transporte e Armazenamento de Petróleo Bruto ____________________________________ 53

3.2.4 Refino de Petróleo Bruto ______________________________________________________ 54

3.2.5 Transporte e Armazenamento dos Derivados ______________________________________ 54

3.2.6 Distribuição e Comercialização dos Derivados _____________________________________ 55

3.2.7 SMS ______________________________________________________________________ 55

4 PARQUE EMPRESARIAL DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO _________________________ 56

4.1 PESQUISA DE CAMPO _______________________________________________________________ 56

4.2 PERFIL DAS EMPRESAS PESQUISADAS NO CAMPO ______________________________________ 56

4.3 ANÁLISE DOS RESULTADOS __________________________________________________________ 56

5 CONCLUSÕES ______________________________________________________________________________ 62

5.1 CADEIA DE PETRÓLEO E GÁS NO ESTADO _____________________________________________ 62

5.2 IMPACTO URBANO __________________________________________________________________ 64

6 RECOMENDAÇÕES __________________________________________________________________________ 65

6.1 CADEIA DE PETRÓLEO E GÁS ________________________________________________________ 65

6.2 IMPACTO URBANO __________________________________________________________________ 66

7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS _______________________________________________________________ 68

8 ANEXOS ____________________________________________________________________________________ 69

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Os objetivos principais deste trabalho são a análise da Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural e a identificação de oportunidades para empresas capixabas se inserirem nesta cadeia, visando posicionar, ao Sebrae-ES e à CDV, como operacionalizarem ações nos seus âmbitos de atuação. Ou seja, nas micro e pequenas empresas do Espírito Santo e no município de Vitória, especialmente.

Para tal, são apresentados aspectos gerais do setor de petróleo e gás natural no mundo, no Brasil e no Espírito Santo, contendo visões de futuro e reflexões que são pano de fundo das questões apresentadas ao longo do estudo.

Como orientação, é apresentado um desenho panorâmico da Cadeia Pro-dutiva do Petróleo e Gás Natural, com ênfase no segmento de exploração e produção, mais significativo na atual indústria petrolífera capixaba.

Em seguida, é apresentado o resultado da pesquisa de campo em que foram entrevistadas 161 empresas, relacionadas no Anexo 8.1, onde aplicou-se um questionário (Anexo 8.2) com perguntas buscando identificar e caracterizar a empresa e levantar informações sobre sua qualificação empresarial, planeja-mento estratégico e financeiro, gestão de recursos humanos, comercialização e marketing, qualificação de mão-de-obra, qualificação tecnológica e qualifi-cação gerencial, certificações e afiliações, gestão de qualidade, saúde, meio ambiente e segurança (SMS) e logística. Buscou-se, também, no questionário, conhecer a interação das empresas com seus clientes e fornecedores. Por fim, pesquisou-se o conhecimento e a relação entre as empresas e o Sebrae-ES, a CDV e a Onip.

Como corolário, são apresentadas as principais conclusões e recomenda-ções, emanadas das análises dos cenários atuais e futuros para a indústria capixaba de petróleo, dos resultados da pesquisa de campo e das entrevistas com os principais executivos da Petrobras e de empresas representativas do arranjo de petróleo no Espírito Santo.

1 INTRODUÇÃO

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2 ANÁLISE DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO

2.1 O PETRÓLEO NO MUNDO

2.1.1 Histórico

Já na antiguidade, o petróleo era co-nhecido, mas só em 1859 perfurou-se o primeiro poço para a procura de petróleo na Pensilvânia, Estados Unidos. A partir da Primeira Guerra Mundial sua explora-ção foi intensificada no mundo, especial-mente no Oriente Médio.

Em 1973, os árabes, em conflito com Israel, reduziram a produção de petró-leo e o preço do barril pulou de três para doze dólares. Com a revolução iraniana em 1979, o preço ficou acima de 40 dó-lares até 1985, quando a Arábia Saudita, atingida pelo esfriamento econômico geral, aumentou a produção de petróleo e o pre-ço do produto caiu pela metade.

O ponto positivo das crises no setor foi o começo da busca por fontes alternativas de energia. No Brasil, com a liderança na produção de carros a álcool, a cana já represen-tava mais de 10% da oferta interna de energia. Outra crise rápida ocorreu no início dos anos 90, na Guerra do Golfo, quando o Iraque tentou anexar o Kuwait. Recentemente, em 2004, um novo conflito no Iraque provocou uma alta do preço do petróleo, que ficou acima de 60 dólares, patamar que encontra-se até hoje.

O preço futuro do petróleo influenciará fortemente a Cadeia de Petróleo no Espírito Santo, pois uma queda para cerca de 45 dólares por barril, em 2015, a mais lógica e usual entre tantas variações previstas, esfriará a corrida atual por equipamentos para exploração de áreas só viabilizadas pelo alto preço atual do petróleo.

2.1.2 Reservas e Produção

As reservas mundiais de petróleo atingiram cerca de um trilhão e duzentos bilhões de barris no ano de 2005, com uma produção de 82,5 milhões de barris por dia, segun-do a British Petroleum – Statistical Review of World Energy. O Oriente Médio tem cerca de 62% das reservas, seguido de Venezuela, Rússia, Estados Unidos, Líbia, México, etc. As reservas mundiais de gás natural atingem 180 trilhões de metros cúbicos, com uma produção comercial de 7,6 bilhões de metros cúbicos por dia. A Rússia tem as maiores reservas, seguida de Irã e Qatar. Esses números mostram uma relação re-serva/produção (R/P) de 41 anos para o petróleo e 65 anos para o gás natural. Assim, sem novas descobertas e considerando as produções atuais, esses seriam os prazos para o esgotamento desses recursos. Segundo ainda a British Petroleum – Statistical Review of World Energy, o petróleo aparece com 36,4% e o gás natural com 23,5% do consumo mundial de energia em 2005.

Cabe destacar que o desenvolvimento tecnológico abre novas perspectivas explo-ratórias no pré-sal e em águas profundas e, assim, as gigantescas reservas de hidra-tos de metano, ainda inviáveis economicamente, surgem como a opção energética futura para a humanidade. O preço do petróleo deve ser mantido alto pelo controle de produção da Opep e pode-se sentir, cada vez mais forte, a dependência dos países

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Segundo a Energy Information Administration (EIA), órgão do Departamento de Ener-gia dos Estados Unidos, o petróleo aparece com 37,5% e o gás natural com 23,2% do consumo mundial de energia em 2004. Entre 2000 e 2004, segundo a EIA, houve uma queda percentual na participação do petróleo na matriz energética mundial, de 38,89 para 37,52%; da energia nuclear, de 6,42 para 6,15%, e da hidro eletricidade, de 6,76 para 6,17%. Já o gás natural cresceu de 22,87 para 23,16% e outras fontes renováveis cresceram de 1,3 para 1,35%. O carvão, influenciado pelo crescimento da economia dos países do Sul Asiático, especialmente a China, cresceu de 23,76 para 25,65%.

desenvolvidos em relação ao petróleo, sendo menor que quatro a relação consumo/produção dos Estados Unidos, enquanto, apesar da expressiva exportação, a reserva árabe de petróleo cresceu de 537 para 743 bilhões de barris nos últimos 20 anos. Na América do Sul, a Venezuela, mesmo exportando cinco vezes a sua produção de petróleo, mantém uma relação reserva/produção acima de 70 anos. Nos últimos 20 anos a sua reserva cresceu de 55,4 para 73 bilhões de barris, enquanto o México, seu ex-concorrente na América, decresceu de 56,7 para 11,2 bilhões de barris no mesmo período, segundo a British Petroleum – Statistical Review of World Energy. O Japão e a Coréia do Sul, países prósperos, são 100% dependentes da importação de petróleo e gás natural.

Números semelhantes podem ser observados quanto às reservas e produção de gás natural, com maior influência da Rússia, mas caracterizando a mesma polariza-ção com países produtores de um lado e, do outro, países mais industrializados. Os países do Leste Europeu e boa parte das nações da Europa Ocidental dependem fun-damentalmente do gás russo. A Rússia provocou um caos na Ucrânia ao suspender o suprimento de gás daquele país em fevereiro de 2006. A energia, fóssil ou não, está no centro da economia e determina as decisões políticas no mundo, tornando-se, atual-mente, ainda mais sensível devido à sua contribuição para as mudanças climáticas.

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2.2 O PETRÓLEO NO BRASIL

2.2.1 Histórico

No Brasil, as primeiras tentativas de descoberta de petróleo ocorreram poucos anos após a perfuração do primeiro poço nos Estados Unidos, mas somente em 21 de ja-neiro de 1939, na jurisdição do recém-criado Conselho Nacional de Petróleo (CNP), foi descoberto o petróleo com o poço DNPM-163, em Lobato, na Bahia.

2.2.2 Produção Terrestre

O poço DNPM-163, mesmo antieconô-mico, incentivou a exploração na Bacia do Recôncavo, resultando na descoberta da primeira acumulação comercial de petróleo do país, o Campo de Candeias, em 1941. Essa descoberta viabilizou a exploração de outras bacias sedimentares terrestres pelo CNP e, posteriormente, pela Petro-bras, criada em 3 de outubro de 1953.

O famoso Relatório Link mostrou que esse petróleo seria insuficiente para as necessidades nacionais e o preço de dois dóla-res por barril inviabilizava sua produção, com custo de extração superior ao do petróleo importado. Walter Link reconheceu o potencial de outras bacias costeiras como as de Sergipe e Alagoas, considerou problemas geológicos e tecnológicos em outras bacias terrestres e nada pôde dizer quanto às bacias marítimas, ainda inexploradas. Link re-comendou à Petrobras se dedicar ao refino, importando petróleo barato e, se possível, explorar petróleo no exterior, em áreas mais atrativas. Link e sua equipe deixaram o país em 1961, debaixo de campanhas de protesto de sindicatos e partidos políticos.

No auge da produção terrestre nacional, no final da década de 60, o Estado da Bahia atingiu uma produção acima de 170 mil barris por dia, com cerca de 20 campos produtores.

2.2.3 Produção Marítima

A exploração de petróleo no mar, que foi o grande avanço da Petrobras, só começou em 1969, quando foi descoberto o Campo de Guaricema, no litoral de Sergipe. A descober-ta não era comercial na época, mas a Petro-bras decidiu desenvolver a produção para que a companhia se capacitasse nas técnicas de produção de petróleo no mar. A exploração da plataforma continental, no entanto, só foi intensificada a partir de 1973, com o aumen-to do preço do petróleo de três dólares para cerca de 12 dólares por barril, o que tornou viável a exploração marítima no país.

2.2.3.1 Produção em Águas Rasas

O Estado do Rio de Janeiro não teve pro-dução terrestre, mas, entre 1973 e 1979, hou-ve um ciclo de importantes descobertas em águas rasas (até 400 metros de profundida-de) na Bacia de Campos. O primeiro campo descoberto foi o de Garoupa, em 110 metros de lâmina d’água (distância entre a superfície

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e o fundo do mar), mas a produção foi iniciada pelo campo de Enchova, em 13 de agosto de 1977, com uma tecnologia desenvolvida sob pressão do primeiro choque do petróleo e dos limitados 170 mil barris por dia produzidos no Brasil naquela época.

Uma infra-estrutura para a produção e o escoamento dos campos descobertos, com investimentos significativos, transformou os estaleiros do Rio de Janeiro em canteiros para fabricação de jaquetas e montagem de módulos para as plataformas fixas. Em 1984, comemorou-se o cumprimento da meta de 500 mil barris por dia de produção na-cional. E, com o declínio dos investimentos, começaria a manifestar-se a opinião públi-ca fluminense, sendo comum ouvir o bordão: “Não podemos ficar limitados a royalties”. Desta campanha resultou o Pólo Gás Químico.

2.2.3.2 Produção em Águas Profundas

Atualmente, 45% das reservas brasileiras estão em águas profundas (entre 400 e mil metros). Uma terceira etapa de produção de petróleo no Brasil foi iniciada na década de 90, na Bacia de Campos, dotada de campos gigantes, com destaque para o campo de Mar-lim, a maior reserva de petróleo do país. Houve um aumento considerável de produção, com a instalação de unidades de produção de 50 mil a 100 mil barris por dia, através da conversão ou construção de plataformas semi-sub-mersíveis ou de navios Floating Production Storage and Offloading (FPSO), com muitos poços produzindo acima de 10 mil barris por dia. O óleo pesado, característico dessa etapa de produção, afetou sensivelmente o parque de refino, tendo sido estabelecida uma importação de óleo leve para misturas (blend) nas refinarias nacionais e a conse-qüente exportação de parte do óleo pesado produzido.

2.2.3.3 Produção em Águas Ultraprofundas

Hoje, na faixa de lâmina d’água entre mil e dois mil metros, estão 30% das reservas bra-sileiras, e a previsão é de que 50% delas a se-rem descobertas se situarão em águas ultra-profundas (acima de mil metros). A Petrobras, maior produtora mundial em águas profundas, mantém o recorde mundial com a produção de petróleo a 1.853 metros, no campo de Ronca-dor, e recebeu, por duas vezes (1992 e 2001), o prêmio da Offshore Technology Conference (OTC) por sua contribuição tecnológica no desenvolvimento da produção offshore, especialmente em águas profundas.

A tecnologia offshore vem sendo desenvolvida desde 1977, com envolvimento de ope-radoras petrolíferas, indústrias e universidades nos projetos dos Programas de Capa-citação Tecnológica (Procaps), com extensão para lâminas d’água cada vez mais pro-fundas. O Procap 3000, em andamento, possibilitará a produção de petróleo em lâmina d’água até 3 mil metros.

2.2.4 Reservas e Produção no Brasil

Segundo a ANP, as reservas provadas de óleo no Brasil atingiram, no final de 2005, 11,8 bilhões de barris, com uma produção média, nos dez meses do ano 2006, de 1.858 barris de óleo equivalente de petróleo e gás, e as reservas provadas de gás natural alcançaram 306 bilhões de metros cúbicos com uma produção média, nos dez meses de 2006, de 48,6 milhões de metros cúbicos por dia.

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MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA

Pelo Balanço Energético Nacional do Ministério de Minas e Energia (MME), o petróleo contribuiu com 38,7% e o gás natural com 9,4% da oferta interna de energia em 2005.

No desenvolvimento deste trabalho serão apresentados os investimentos da Petro-bras, do PN 2007-2011, o Plangas, e a importação de GNL, que são bem mais que um esforço do Governo para fazer face às ameaças de “apagão” ou do corte do gás boliviano, mas fazem parte de uma estratégia para dotar o país da energia necessária para propiciar o atendimento da meta de 5% de crescimento da economia brasileira nos próximos anos.

2.3 O PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO

2.3.1 Histórico

O início das pesquisas petro-líferas no Espírito Santo deu-se em 1957. A primeira descoberta ocorreu em 1969 e o começo da produção, em São Mateus, em 1973. Nessa época, os trabalhos na Bacia de Campos também se subordinavam ao Distrito de Exploração e Produção Sudeste (DPSE) da Petrobras, sediado em Vitória. Esta sede foi trans-ferida para Macaé, em 1978, por não haver acordo com o governo estadual daquela época.

Com o incremento das ativida-des na Bacia de Campos, em águas fluminenses, as superinten-dências desmembraram-se. A da Bacia de Campos localizou-se

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em Macaé, no Rio de Janeiro, e a da Bacia do Espírito Santo, em São Mateus, que também supervisionava as poucas atividades exploratórias no norte da Bacia de Campos, em águas capixabas.

2.3.2 Produção Terrestre

A produção ter-restre no Estado do Espírito Santo atingiu, em 1984, uma média de 25 mil barris por dia, decrescen-do para abaixo de 10 mil barris por dia no fi nal da década de 90. Mas, em função da revitali-zação terrestre e do desenvol-vimento do campo de Fazenda Alegre, voltou ao nível de produ-ção anterior, com uma média de 24.560 barris por dia em 2002, decaindo, em 2006, para cerca de 15 mil barris por dia. A produ-ção terrestre de óleo é enviada, via Terminal Marítimo de Re-gência, para processamento em várias re fi narias, principalmente na Refi na ria de Cubatão RPBC, em São Paulo. O óleo viscoso do campo de Fazenda Alegre, por sua maior produção e difi culda-de de bombeamento, justifi cou um terminal exclusivo no norte do Estado.

Na Bacia do Espírito Santo, em terra, foram declarados comer-ciais três novos campos, denomi-nados Saíra, Seriema e Tabuiaiá, com volumes mais modestos em relação à porção marítima, porém de signifi cativa importância para a manutenção dos níveis da produção terrestre da Bacia do Espírito Santo.

A produção terrestre capixaba é, em média, de 600 barris por dia por campo e de 60 barris por dia por poço, enquanto os novos projetos de produção offshore podem contem-plar FPSOs de 200 mil barris por dia, com produções de até 25 mil barris por dia por poço. E, numa análise simplifi cada, pode-se concluir que cinco ou seis unidades produtoras de 100 mil barris por dia drenarão os dois bilhões de barris das reservas provadas existentes no litoral capixaba. Essa concentração é conseqüência das grandes reservas e dos poços de altos índices de produtividade, favorecidos pela tecnologia de perfuração horizontal. Os investimentos na exploração e na produção offshore são mais altos e crescentes com a lâmina d’água, mas, por outro lado, diminuem os custos operacionais, com uma menor necessidade de apoio logístico, menor número relativo de empregos e oportunidades para a indústria de bens e serviços.

Em terra, aumentam relativamente essas demandas e, conseqüentemente, os custos operacionais, agravados por processos custosos de recuperação secundária e terciária dos reservatórios, além da necessidade de elevação artifi cial nos poços de petróleo. Os campos em terra no mundo não alcançam produções signifi cativas, com exceção apenas dos privilegiados campos terrestres árabes.

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2.3.3 Produção Marítima

No Estado do Espírito Santo ocorreu apenas uma descoberta de petróleo em águas rasas, com o campo de Cação, distante sete quilômetros da costa, em lâmina d’água de 19 metros. Em produ-ção desde o fi nal da década de 70, a Plataforma de Cação, com três poços, atingiu seu pico de produção em 1978 com 8.500 barris por dia, estando, atual-mente, com produção abaixo de 200 barris por dia.

Com a intensifi cação da atividade ex-ploratória marítima na Bacia do Espírito Santo, ao norte, e na Bacia de Campos, ao sul, na extensão dessa bacia iniciada e já bem-sucedida no Estado do Rio de Janeiro, o Espírito Santo consolida-se como uma nova província petrolífera com uma perspectiva otimista mas ainda indeterminada, especialmente quanto ao perfi l da oferta futura de hidrocarbo-netos. Na Bacia de Campos, após signifi cativas quantidades de novas reservas de óleo pesado, no chamado Parque das Baleias, com destaque para Jubarte, e no Parque das Conchas, operado pela Shell, surgiu a opção de óleo leve, com a área do ESS-130 na di-visa com o Estado fl uminense, e a signifi cativa descoberta de óleo leve no pré-sal. Antes, ao norte na Bacia do Espírito Santo, os signifi cativos campos de gás não-associado de Cangoá e Peroá e, ao sul, em frente ao muni-cípio de Aracruz, as descobertas de óleo leve de Golfi nho, numa área com inúmeras desco-bertas de gás não-associado e maiores possi-bilidades de outras ocorrências.

A seguir estão detalhados os projetos de de-senvolvimento dessas áreas.

2.3.3.1 Gás Não-Associado

Em 1988, deu-se a primeira descoberta de gás não-associado na foz do Rio Doce, precursora dos atuais campos de gás não-associado de Cangoá e Peroá, ten-do esse último, descoberto em 1997, a maior reserva do Estado. Essa área, incluindo ain-da Fragata e Peroá Profundo, tem uma re-serva de cerca de 20 bilhões de metros cúbicos.

Uma DPP defi nitiva em Cacim-bas, para 5,5 mil metros cúbicos por dia, em fase fi nal de constru-ção, processará o gás dessa área, cujo projeto incluem plataforma, gaso dutos terrestre e submarino, já instalados.

2.3.3.2 Óleo Pesado em Águas Profundas

O Espírito Santo teve sua primeira descoberta signifi cativa de óleo offshore com o cam-po de óleo pesado de Jubarte, em 2001, em águas profundas da Bacia de Campos. Outros campos de óleo foram descobertos na extensão dessa bacia, pelo sul do Estado. O cha-mado Parque das Baleias, dentro do Bloco BC-60, inclui ainda Cachalote, Baleia Franca, Baleia Bicuda, Baleia Azul e Baleia Anã.

Cangoá e Peroá e, ao sul, em frente ao muni-cípio de Aracruz, as descobertas de óleo leve de Golfi nho, numa área com inúmeras desco-bertas de gás não-associado e maiores possi-

A seguir estão detalhados os projetos de de-

descoberta de gás não-associado na foz do Rio Doce, precursora dos atuais campos de gás não-associado de Cangoá e Peroá, ten-do esse último, descoberto em 1997, a maior reserva do Estado. Essa área, incluindo ain-da Fragata e Peroá Profundo, tem uma re-

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Ainda ao sul, à direita dessa área, no bloco do BC-10, localiza-se o chamado Parque das Conchas. O Bloco BC-10 foi arrematado na Rodada Zero da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP), em agosto de 1998. A Shell tem participação de 50%, a Petrobras, de 35%, e a estatal indiana Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), de 15%. A reserva estimada é de 400 milhões de barris, volume não-confi rmado pela Shell. As descobertas indicam a ocorrência de óleo pesado (16-24 graus API), em profundidades de água que variam de 1.600 metros a 2.400 metros, o que representa um grande desafi o tecnológico, operacional e comercial. A Shell iniciará, no fi nal de 2009, a produção de petróleo e gás nos campos de Ostra, Abalone e Argonauta, já tendo assinado os pri-meiros contratos para o desenvolvimento dos três campos, que será feito em três fases. Os contratos para a primeira fase se referem ao arrendamento de navio Unidade Flutuan-te de Produção, Estocagem e Transferência (FPSO) e a contratação do navio-sonda para a perfuração dos dez poços, distribuídos pelos três campos. O FPSO, contratado com a SBM, terá capacidade para processar 100 mil barris de óleo e 1,5 milhão de metros cú-bicos de gás por dia. O óleo pesado, com densidade entre 15 e 24 graus, está em águas profundas, em lâmina d’água entre 1.500 e 2.000 metros. A separação do óleo e gás será feita no fundo do mar. É a primeira vez, no mundo, que será utilizada essa tecnologia. A conversão do casco de um navio será feita em Cingapura e a embarcação chegará ao Brasil no início de 2009. O navio-sonda foi encomendado à empresa Global Santa Fé. A Shell não informou qual o valor do investimento nos três campos.

Na segunda fase, prevista para 2013, será feita a inclusão ao sistema do campo Argo-nauta, com dez poços. Nessa fase deverá ser incluído ao sistema, o campo de Nautilus, que fi ca entre o BC-10 e o BC-60, arrematado pela Petrobras. As discussões entre a Shell e a Petrobras para unitização do campo estão em andamento, signifi cando que esses blocos comunicam-se através desse campo.

A produção do campo de Jubarte foi iniciada no fi nal de 2002, através do piloto de produção com o navio Seillean. O navio P-34, Presidente Juscelino, cuja produção foi iniciada no fi nal de 2006, tem capacidade para processar 60 mil barris por dia. O sistema defi nitivo de produção em Jubarte tem início previsto para 2010, por meio da plataforma P-57, com 180 mil barris por dia de capacidade de produção. Essa plataforma substituirá a P-34, na chamada Fase II de Jubarte.

O gás associado desses campos, nos blocos BC-10 e BC-60, deverá ser escoado por um gasoduto até a planta da Unidade de Tratamento de Gás Sul Capixaba (UTG-Sul), a ser ins-talada em torno de 2010, no distrito de Ubu, em Anchieta. Em virtude de o gás ser de baixa riqueza, ou seja, de baixo teor de hidrocarbonetos pesados, essa planta não produzirá GLP, limitando-se à produção de condensado e especifi cação do gás associado produzido. Assim, o Espírito Santo terá cerca de 80 quilômetros de gasoduto marítimo e de quatro quilômetros de gasoduto terrestre, ambos com 12 polegadas de diâ-metro. A UTG-Sul é a união de duas unidades, a Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural (UP-CGN), para estabilização do condensado, e a Unidade de Ajuste do Ponto de Orvalho (UAPO), para especifi cação do gás que fi cará em Anchieta, numa área total de 400 mil metros quadrados. Isso tudo na Fase II de Jubarte.

2.3.3.3 Gás e Óleo Leve em Águas Profundas

Em 2003, após outras descobertas na área sul, acon-teceu a importante descoberta do campo marítimo de

Ainda ao sul, à direita dessa área, no bloco do BC-10, localiza-se o chamado Parque das Conchas. O Bloco BC-10 foi arrematado na Rodada Zero da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP), em agosto de 1998. A Shell tem participação de 50%, a Petrobras, de 35%, e a estatal indiana Oil and Natural Gas Corporation (ONGC), de 15%. A reserva estimada é de 400 milhões de barris, volume não-confi rmado pela Shell. As descobertas indicam a ocorrência de óleo pesado (16-24 graus

operacional e comercial. A Shell iniciará, no fi nal de 2009, a produção de petróleo e gás nos campos de

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óleo leve de Golfi nho, no bloco BES-100 da Bacia do Es-pírito Santo, no norte do Estado. Esse óleo, com uma den-sidade de 40 graus API, foi descoberto no Campaniano, idade geológica da rocha portadora. Posteriormente, foi en-contrado um óleo mais pesado no Maastrchiano, com den-sidade de 27 graus API. Mas, contrariando as tendências iniciais em torno desse campo, estão proliferando inúmeras descobertas de gás não-associado. Com a exploração ain-da em curso, espera-se novas descobertas de óleo, espe-cialmente no Campaniano.

A produção marítima nesse campo con-ta hoje com a produção de óleo leve, em frente ao litoral de Aracruz, através do FPSO Capixaba, arrendado à SBM. Já no navio Seillean foi instalado o projeto-piloto no Maastrchia-no, onde, em 2007, entrou em produção o segundo FPSO Cidade de Vitória, construído em Dubai pela Saipem, tam-bém com capacidade para 100 mil barris por dia.

Com a descoberta do óleo leve no campo de Golfi nho e a alta riqueza do gás associado liberado, o seu processamen-to tem dupla fi nalidade, aliando a necessidade de especifi car o gás à expressiva produção de Gás Liquefeito do Petró-leo (GLP). Uma UPGN com capacidade de 3,5 milhões de metros cúbicos por dia e uma UPCGN com capacidade de 1.500 metros cúbicos por dia, em execução, devem entrar em operação em 2007.

2.3.3.4 Óleo Leve em Águas Ultraprofundas

No início de 2005, a Petrobras anunciou a descoberta de óleo de alto grau API na área do ESS-130, na Bacia de Campos, ao sul dos Parques das Baleias e das Conchas, constituindo-se a primeira ocorrência de óleo leve naquela área. Esse campo, recém-batizado de Catuá, previsto ini-cialmente para ser desenvolvido como parte integrante dos projetos-alvo de desenvolvimento acelerado, com o seu gás associado dentro das expectativas do Plangas, teve seu planejamento revisto em virtude das características do reservatório. Assim, seu desenvolvimento seguirá os pra-zos convencionais.

2.3.3.5 As descobertas no pré-sal

Os anúncios das descobertas da Petrobras abaixo da camada de sal na Bacia de Santos no ano passado e, agora, no Espírito San-to, vêm confi rmar o desenho de um novo modelo geológico para a exploração de petróleo e gás no país. O principal ponto destacado nessas descobertas é o fato de-las estarem si-tuadas abaixo da camada de sal, na cha-mada área pré-sal. Abre-se uma nova fronteira exploratória, com

óleo leve de Golfi nho, no bloco BES-100 da Bacia do Es-pírito Santo, no norte do Estado. Esse óleo, com uma den-sidade de 40 graus API, foi descoberto no Campaniano, idade geológica da rocha portadora. Posteriormente, foi en-contrado um óleo mais pesado no Maastrchiano, com den-sidade de 27 graus API. Mas, contrariando as tendências iniciais em torno desse campo, estão proliferando inúmeras descobertas de gás não-associado. Com a exploração ain-da em curso, espera-se novas descobertas de óleo, espe-

navio Seillean foi instalado o projeto-piloto no Maastrchia-no, onde, em 2007, entrou em produção o segundo FPSO Cidade de Vitória, construído em Dubai pela Saipem, tam-bém com capacidade para 100 mil barris por dia.

Com a descoberta do óleo leve no campo de Golfi nho e a alta riqueza do gás associado liberado, o seu processamen-to tem dupla fi nalidade, aliando a necessidade de especifi car o gás à expressiva produção de Gás Liquefeito do Petró-leo (GLP). Uma UPGN com capacidade de 3,5 milhões de

Petrobras abaixo da camada de sal na Bacia de Santos no ano passado e, agora, no Espírito San-to, vêm confi rmar o desenho de um novo modelo geológico para a exploração de petróleo e gás no país. O principal ponto destacado nessas descobertas é o fato de-

mada área pré-sal. Abre-se uma nova fronteira exploratória, com

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possibilidades excepcionais de elevar as reservas nacionais de óleo e gás natural. Isso comprova, agora, o que muito se falou, de que teríamos bacias petrolíferas abaixo das já conhecidas, com excelentes potenciais de óleo leve e gás. Na teoria, o óleo leve está concentrado abaixo da camada de sal, e só quando a ultrapassa, por alguma falha na po-rosidade dessa camada, é que entra em contato com a água doce e bactérias, tornando-se mais pesado.

Anteriormente, essas reservas eram quase inatingíveis e ultrapassar a camada de sal era considerado um alto risco, com custos muito altos. O principal fator que modificou essa percepção foi a melhora da tecnologia e a alta do valor do petróleo, possibilitando compensar investimentos feitos nessas regiões.

Até pouco tempo, pensava-se que as elevadas temperaturas eliminassem o óleo e so-mente o gás pudesse ser encontrado abaixo da camada de sal. Mas descobriu-se que o sal é um condutor de temperatura, preservando o óleo embaixo. Antes pensava-se que as camadas estavam muito compactadas, sem permeabilidade. Mas parece que o sal age como amortecedor da maior compactação.

A descoberta, no ano passado, do pré-sal da Bacia de Santos, no BM-S-11, por meio do poço descobridor 1-RJS-628, revelou um grande reservatório, com 90 metros de espes-sura e área de 450 quilômetros quadrados. O poço, localizado a cerca de 250 quilôme-tros da costa da cidade do Rio de Janeiro, perfurado em lâmina d’água de 2.140 metros, atingiu a profundidade final de seis mil metros, sendo dois mil metros na área do pré-sal. O teste do poço revelou uma alta produtividade, com uma vazão de 4,9 mil barris e 150 mil metros cúbicos por dia de óleo leve com graus API igual a 30, e RGO de 200 metros cúbicos de gás por metro cúbico de óleo. Com 750 milhões de barris estimados de óleo in situ, e considerando um fator de recuperação de 33%, implica numa reserva de 250 milhões de barris.

A descoberta no campo de Caxaréu, no Espírito Santo, comparada com a descoberta de Santos (SP), é mais perto da costa, distante cerca de 120 quilômetros ao sul da cidade de Vitória e 13 quilômetros a sudoeste do campo de óleo de Jubarte, numa lâmina d’água mais rasa, com 1.011 metros e objetivo final menor com 4.862 metros.

A descoberta, por meio do poço 4-ESS-172-ES, no antigo bloco BC-60, revelou um novo horizonte no campo de Caxaréu, situado na porção norte da Bacia de Campos, em área operada pela Petrobras, que possui 100% da concessão. A recente descoberta no campo de Pirambú, também da Petrobras, reforça a expectativa otimista quanto ao óleo leve do pré-sal no litoral capixaba.

Os reservatórios abaixo de uma espessa camada de sal apresentaram excelente pro-dutividade em teste de formação realizado em poço revestido, embora estudos geológi-cos preliminares indiquem volumes potenciais, in place, de cerca de 570 milhões de barris de óleo leve de mesma densidade, ou seja, 30 graus API. Esse teste indicou um potencial de produção da ordem de 10 mil barris de petróleo por dia, superior ao teste realizado na Bacia de Santos. O próximo passo é delimitar o campo para determinar a reserva, mas a perspectiva de produção é de quatro a cinco anos, no mínimo.

Apesar das descobertas recentes, em Santos e Campos, o pré-sal não é novidade para a Petrobras. Nas décadas de 70 e 80, a empresa perfurou mais de 150 poços nas Bacias de Campos e do Espírito Santo, descobrindo campos de pequeno e médio portes, como o Badejo, na costa fluminense.

Como em toda atividade pioneira, o custo de perfuração no pré-sal é alto, bem acima de um poço convencional, que varia entre 15 e 25 milhões de dólares. A Petrobras não reve-lou o investimento feito num poço no pré-sal, limitando-se a garantir que os custos tendem a cair no futuro para cerca de 40 milhões de dólares, mas especula-se no mercado que o poço perfurado na Bacia de Santos ficou próximo de 80 milhões de dólares.

2.3.4 Gás Natural no Espírito Santo

A Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Lagoa Parda entrou em operação em 1983, com uma capacidade de processamento atual de 400 mil metros cúbicos por dia, limitada à especificação do gás escoado até Vitória, para comercializa-ção, mas, inicialmente, também usada para extração de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP).

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Em 2003, entrou em ope-ração uma Dew Point Plant (DPP) para 1,5 milhão de me-tros cúbicos por dia, alugada e, posteriormente, adquirida, para especificação do gás comercializado. O primeiro fornecimento de gás foi para a Aracruz Celulose, em 1981, estendido depois até Vitória. Em 1993, o Estado deu a con-cessão, com exclusividade à BR Distribuidora, que comer-cializa atualmente cerca de um milhão e trezentos mil metros cúbicos por dia de gás natu-ral, aguardando o início da operação, em 2007, do gasoduto Vitória-Cacimbas, já dimensio-nado como parte do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene). Esse trecho, juntamente com o Gascav (Cabiúnas-Vitória), e o Gascac (Cacimbas-Catú), já aprovados, integra o Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene).

Além da instalação da DPP de 5,5 milhões de metros cúbicos por dia para especificar o gás de Peroá e da UPGN de 3,5 milhões de metros cúbicos por dia para especificação do gás rico do campo de Golfinho, previstas para 2007, deverão ser instaladas mais duas UPGNs de 3,5 milhões de metros cúbicos por dia cada, idênticas à primeira, em função do Plano Nacional do Gás (Plangas).

A UTG-Sul, que processará o gás dos campos dos Parques das Baleias e das Con-chas, é a união de duas unidades, a Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural (UPCGN), para estabilização de 500 metros cúbicos por dia de condensado, e a Unidade de Ajuste do Ponto de Orvalho (UAPO), que especificará até 2 milhões de me-tros cúbicos por dia de gás natural.

No processamento do gás natural, dependendo da quantidade de frações pesadas, justi-fica-se o fracionamento do líquido formado pela refrigeração para produção de GLP, nessa unidade, mais complexa, denominada UPGN. As unidades, limitadas à especificação do gás para venda, têm denominações diversas, tais como DPP (denominação em inglês) e UAPO. Em qualquer unidade, dependendo da existência de gases ácidos, CO2, H2S e derivados, é necessário o adoçamento do gás. Mas, em função da baixa temperatura, a desidratação do gás para evitar a formação de hidrato é um proces-so presente em todas as unidades. Nas unidades offshore, essa preocupação começa na exportação do gás das plataformas e, agora, com o início da produção dos poços satélites de gás não-associado, novas tecnologias estão sendo testadas.

Plangas – A possibilidade de “apagão”, dependen-te da Bolívia e do nível das represas, determinou a criação do Plangas, com a aceleração de projetos de gás do Espírito Santo, visando uma produção de 20 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural no final de 2008. Essa tarefa, nada convencional nos desenvolvimen-tos de produção de campos de petróleo e gás, implica em riscos calculados e atualmente inevitáveis, com campos iniciando a produção sem uma completa e usual avaliação dos seus reservatórios.

A expectativa inicial de óleo leve vem sendo substituída por campos de gás não-associado em águas profundas, envolvendo o emprego de novas tecnologias ainda pouco utilizadas no mundo. Um FPSO, recém-contratado e com capacidade para produção de dez milhões de metros cúbicos por dia de gás não-associado, será instalado no campo na área do ESS-164, recém-batizado de Camarupim, mas receberá a produção de outros campos da Bacia do Espírito Santo, além de facilidades para produção de 25 mil barris por dia de óleo.

O processamento desse gás adicional implicará na instalação de mais duas UPGNs e mais duas UPCGNs, similares às unidades para processamento do gás e condensado de Golfinho, atualmente em fase final de construção. Esses projetos têm investimentos

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previstos de 685 milhões de dólares, sendo que a terraplenagem deverá ser concluída em maio de 2007.

A Petrobras vai ampliar para 7,542 bilhões de reais os investimentos em 2007, au-mentando de 47,4 para 55 milhões de reais. Grande parte, 3.328 milhões de reais, serão destinados ao Plangas. A partir desse ano, será dado início a maior parte das obras, com prazo de conclusão em 2009.

Além dos três módulos da unidade de tratamento de gás em Cacimbas, deverão ser construídos dois dutos de 60 quilômetros cada e um terminal de escoamento de GLP em Barra do Riacho, com investimentos de 110 milhões de dólares e prazo estimado em agosto de 2009.

Com investimentos de 170 milhões de dólares, estão previstos o Gasoduto Cacim-bas-Vitória (com 116 quilômetros), e a Estação de Compressão em Aracruz. Com inves-timentos de 285 milhões de dólares, estão previstos o Gasoduto Vitória-Cabiúnas (com 300 quilômetros) e a Estação de Compressão em Piúma. Estão previstos recursos de 506 milhões de dólares para o Terminal de Cabiúnas, cuja entrega está prevista para dezembro de 2008; 67 milhões de dólares para a nova estação local de compressão de gás, prevista para janeiro de 2009 e, ainda, 25 milhões de dólares para o sistema de compressão, prevista para dezembro de 2007.

2.3.5 Reservas e Produção

Segundo dados da ANP, as reservas provadas de óleo, no Estado, atingiram 1,2 bi-lhão de barris em 2005, sem incluir as reservas dos campos do Parque das Conchas no BC-10. As reservas provadas de gás totalizaram 32,3 bilhões de metros cúbicos. A produção média nos dez meses de 2006 de óleo e LGN somou 62.013 barris de petróleo de óleo equivalente e a produção média de gás, no mesmo período, de 2 milhões e 417 mil metros cúbicos por dia.

Na Bacia Marítima do Espírito Santo foram declaradas comerciais, no final de 2006, quatro novas áreas e definidos os novos campos de gás de Carapó (ESS-160) e Cama-rupim (área do ESS-164) e mais duas áreas de gás natural e petróleo leve, que serão anexadas aos campos de Golfinho e Canapú. As estimativas de volumes recuperáveis, nessas áreas marítimas, são de cerca de 168 milhões de barris de óleo equivalente. Es-ses campos estão comprometidos com o Plangas, sendo que o novo FPSO, recém-con-tratado com a Prosafe, deverá estar localizado em Camarupim, mas também recebendo gás natural de outros campos.

Das declarações de comercialidade encaminhadas pela Petrobras no final de 2006 à Agên cia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 12 delas localizam-se em terras e mares capixabas, um verdadeiro recorde em declarações de comercialidade. Em outras palavras, 63% das áreas anunciadas estarão sob responsabilidade da Unidade de Exploração e Produção do Espírito Santo (UN-ES) para o desenvolvimento da produção.

2.4 PERSPECTIVAS DE EXPLO-RAÇÃO E PRODUÇÃO

O Brasil tem 6,4 milhões de qui-lômetros quadrados de bacias sedi-mentares, menos de 10% explorado, compreendendo 29 bacias e oito mil quilômetros de Costa Atlântica. Além das possibilidades exploratórias no pré-sal e águas profundas, a recupe-ração adicional dos campos já des-cobertos surge como outra opção para o aumento de reservas.

Até a Sétima Rodada, 3.102 blo-cos com riscos exploratórios foram licitados pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), tendo sido arrematados 594 blocos. Em duas rodadas realizadas, 31 áreas inativas com acumulações marginais foram licitadas e 25 foram arrematadas.

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2.4.1 Petrobras

A Petrobras tem hoje 374 concessões, sendo 65 em parceria. A área total líquida dos blocos exploratórios e de produção (considerando o percentual de participação da Petro-bras) é de 108.290,52 quilômetros quadrados (26.759.130 acres).

A Petrobras encaminhou, no final de 2006, à ANP, declarações de comercialidade de 19 novas áreas (16 no mar e três em terra) nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos. Algumas foram configuradas como novos campos de petróleo e gás natural e outras in-corporadas a campos vizinhos já existentes. Embora as 19 áreas ainda devam passar por mais avaliações técnicas, para o processo de desenvolvimento, as estimativas da parcela da Petrobras, nos volumes recuperáveis totais nas três bacias, somam cerca de 2,1 bilhão de barris de óleo equivalente de petróleo e gás.

Na Bacia de Santos, três áreas operadas pela Petrobras, no antigo bloco BS-500, foram declaradas comerciais, resultando nos campos de petróleo e gás natural de Tambuatá, Pi-rapitanga e Carapiá, e uma área no antigo bloco BS-400 foi anexada ao Campo de Mexi-lhão. As estimativas de volumes recuperáveis nessas áreas somam cerca de 560 milhões de barris de óleo equivalente.

Na Bacia do Espírito Santo foram definidas quatro novas áreas no mar e três na porção terrestre, todas operadas pela Petrobras. Foram declarados comerciais os novos campos de gás de Carapó e Camarupim, e mais duas áreas de gás natural e petróleo leve, que se-rão anexadas aos campos de Golfinho e Canapú. As estimativas de volumes recuperáveis nessas áreas marítimas são de cerca de 168 milhões de barris de óleo equivalente.

Em terra, foram definidos três novos campos, denominados de Saíra, Seriema e Ta-buiaiá, com volumes mais modestos em relação à porção marítima, porém de significativa importância para a manutenção dos níveis da produção terrestre da Bacia do Espírito Santo.

Na Bacia de Campos foram declaradas comerciais oito novas áreas: o Campo de Ma-romba, no antigo bloco BC-20, operado pela Petrobras em parceria com a Chevron; os campos de Carataí e Carapicu, no antigo bloco BC-30; os campos de Catuá, Caxarel, Mangangá e Pirambú, no antigo bloco BC-60, e ainda uma área a ser anexada ao Campo de Baleia Azul. As estimativas de volumes recuperáveis são da ordem de 1,37 barril de óleo equivalente. No campo de Caxarel ocorreu a importante descoberta no pré-sal.

Os novos campos descobertos demonstram o acerto do programa exploratório, cujo portfólio diversificado de concessões, elevada tecnologia, grandes investimentos e um corpo técnico capacitado vêm possibilitando o crescimento contínuo das reservas e da produção de petróleo e gás natural. Além disso, no BS-4 da Bacia de Santos e em frente ao litoral fluminense, a Shell, como operadora, declarou a comercialidade de dois novos campos, nos quais a Petrobras detém 40% dos direitos.

2.4.2 Outras companhias

Desde a rodada zero dos leilões da ANP, em 1998, a exploração de petróleo e gás natu-ral no Brasil foi aberta a interessados nacionais e estrangeiros, além da Petrobras. Cerca de 40 empresas já conquistaram lotes, em fase de avaliação. Os projetos mais avançados pertencem aos consórcios liderados pela Chevron, Devon, EnCana e Shell. No campo de Frade, concedido na Rodada Zero, já foi confirmada a ocorrência de óleo pesado (18 a 20 graus API) e, atualmente, passa-se por uma etapa de estudos para confirmar a viabilida-de comercial da exploração. O campo é operado por um consórcio, do qual participam a Chevron, com 42,5%, a Petrobras, com 42,5%, e o Frade Japão, com 15%.

Trata-se de buscar petróleo a 107 quilômetros da costa fluminense e sob mil metros de lâmina d’água. A estratégia de desenvolvimento contempla duas fases: a primeira com treze poços e a segunda com seis. O projeto conta com tecnologia de poços produtores horizontais com gas lift e injetores verticais de água. Esses poços alimentarão um navio-plataforma Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) capaz de armazenar 1,5 milhão de barris de óleo. A Devon Energy, uma das produtoras independentes líderes nos Estados Unidos, opera o campo de Polvo, descoberto no bloco BM-C-8, obtido na Segun-da Rodada dos leilões da ANP, que contém óleo pesado (19 graus API) e está localizado

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na faixa de águas rasas (105 metros). O consórcio é formado pela Devon, com 60%, e pelo fundo de investimentos SK com 40%, e ainda está explorando outras áreas do bloco. A melhor alternativa será o uso de uma plataforma fixa de perfuração associada a um FPSO. A perfuração deve começar no primeiro semestre de 2007, com início de produção de petróleo previsto para julho do mesmo ano. Segundo o IBP, é interessante observar que o BM-C-8 já havia sido perfurado pela Petrobras, abrigando o campo subcomercial de Guarajuba, repassado para a ANP.

A Devon procurou outros reservatórios na formação Macaé, em posição mais profun-da, na camada de origem carbonática. Os reservatórios carbonáticos em águas rasas tinham sido deixados de lado pela Petrobras, que concentrou esforços nos turbidíticos, bem maiores em volume de óleo e em posição mais elevada. Essa descoberta abriu novas possibilidades exploratórias, em especial na Bacia de Santos, onde podem existir reservatórios importantes debaixo da camada de sal.

Também concedido na Segunda Rodada, o bloco BM-C-7 passou para o consórcio for-mado, paritariamente, pela canadense EnCana e pela Kerr Mc-Gee. Segundo o IBP, nes-se bloco a Petrobras perfurará o poço RJS-398, encontrando com indícios de óleo, porém em volume de exploração abaixo do nível econômico. O consórcio fez novas perfurações e encontrou boa quantidade de petróleo, ainda em fase de avaliação da reserva, contudo de alta viscosidade (14 graus API), o que dificulta a retirada. A descoberta foi apelidada de Chinook e está em água rasa (100 metros). Os testes preliminares indicaram potencial de produção de 5 mil barris por dia (bbl/d), com reserva avaliada preliminarmente entre 100 e 200 milhões de barris.

Entre os projetos significativos das outras companhias, cabem destacar:• BC-10: Shell (50%), Petrobras (35%) e OVL (15%) - Bacia de Campos, 400 mi-

lhões de barris de reservas em LDA entre 1.500 e 1.700 metros, com produção prevista para 2010.

• Frade: Chevron (42,50%), Petrobras (42,50%) e Frade Japão (15%) - Bacia de Campos, 1 bilhão de barris de oil in place em LDA entre 1.000 e 1.200 metros, com pro-dução prevista para 2009.

• Polvo (BM-C-8): Devon (60%) e SK (40%) - Bacia de Campos, 50 milhões de bar-ris em lâmina d’água entre 100 e 150 metros, em produção.

• Peregrino (BM-C-7): Norske Hidro (50%) e Kerr Mc Gee (50%) – Bacia de Cam-pos, 100 a 200 milhões de reservas em LDA entre 100 e 200 metros, com produção pre-vista para 2010.

• BS-4: Shell (40,00%), Petrobras (40,00%) e Chevron (20,00%) - Bacia de Santos, 1,6 bilhão de barris de oil in place, em lâmina d’água entre 1.500 e 1.700 metros, com produção prevista para 2011.

2.5 INVESTIMENTOS

Dadas as peculiaridades do setor de petróleo e gás, que demanda elevados investi-mentos e apresenta prazo dilatado de retorno, com alto risco, a formação de parcerias entre companhias e até com investidores tornou-se habitual, a exemplo do que se faz ao redor do mundo. Segundo o IBP, não deve-se exigir resultados rápidos na produção de petróleo, principalmente quando fala-se em exploração submarina profunda.

2.5.1 Petrobras

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou investimentos de 87,1 bilhões de dólares para o período entre 2007 e 2011, com um valor médio de 17,42 bilhões de dóla-res por ano. O setor de exploração e produção concentra 56% dos investimentos, com um orçamento de US$ 49,3 bilhões. Em 2011, a Petrobras planeja produzir 2,37 milhões de barris por dia, contra os atuais 1,88 milhão de barris por dia de óleo mais LGN.

Do orçamento total de 87,1 bilhões de dólares, 9%, ou seja, cerca de oito bilhões de dólares, deverão ser aplicados no Espírito Santo. Além da pesquisa de novas reservas, tanto no mar quanto em terra, estão previstas as obras detalhadas anteriormente, princi-palmente relacionadas ao Plangas.

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2.5.2 Outras companhias

Os investimentos das demais empresas entre 2006 e 2010 alcançam 17,5 bilhões de dólares e estão mais concentrados nos segmentos de exploração e produção, com 7,4 bilhões de dólares, e petroquímica, com 3,9 bilhões de dólares. Os investimentos em exploração e produção envolvem 1,6 bilhão de dólares em programas de exploração e 5,8 bilhões de dólares em projetos de desenvolvimento de produção.

2.6 PRODUTOS DE MAIOR VALOR AGREGADO

A descoberta de óleo leve, no Estado do Espírito Santo, apareceu no momento opor-tuno do crescimento da importação desse tipo de óleo para a blend (mistura) com óleo pesado nas refinarias nacionais. Mas, após as descobertas iniciais de óleo na formação Campaniano, foi encontrado óleo médio de 27 graus API no Maastrichiano, e predomina, atualmente, uma maior tendência para gás não-associado. O óleo leve tem um custo de produção e de refino bem mais baixo que o óleo pesado, não requerendo processamen-tos especiais.

GLP: o petróleo leve tem alta Razão Gás/Óleo (RGO), ou seja, a produção de 100 mil barris por dia do campo de Jubarte implicará numa produção inicial de menos de um milhão de metros cúbicos por dia de gás associado, enquanto que, para essa mesma produção de óleo leve, produz-se cerca de três milhões e quinhentos mil metros cúbicos por dia. O processamento dessa vazão de gás, em óleo leve, como em Golfinho, produ-ziria numa UPGN quase dois milhões de botijões por mês de Gás Liquefeito do Petróleo (GLP), um produto expressivamente importado no Brasil. Assim, fazem-se necessárias novas descobertas no Campaniano.

Pólo Gás Químico: o Estado deve atingir um nível de produção de gás natural suficien-te para implantação de grandes projetos e, a exemplo do ocorrido nos Estados da Bahia e Rio de Janeiro, pode-se aspirar a valores que viabilizem alguns desses projetos. t

O gás proveniente dos campos marítimos de óleo pesado e o gás não-associado dos campos terrestres não são adequados ao uso numa rota de etano, mas podem ser usa-dos como combustível ou em qualquer utilização na rota de metano, via gás de síntese, de difícil viabilização econômica, mas de notória ascensão na mídia técnica, como so-lução futura para agregar maior valor ao produto e promover a substituição de importa-ções. A adequação dos preços pode viabilizar a produção de amônia, uréia, fertilizantes, metanol e seus derivados, além do GTL (derivados de petróleo, especialmente diesel e gasolina com baixo nível de poluição), e seu uso como redutor siderúrgico. O Pólo Side-rúrgico, antiga aspiração capixaba, é uma vocação natural, pois existe a disponibilidade de gás e minério.

Novas descobertas de óleo leve podem viabilizar a implantação de um pólo petroquí-mico no Espírito Santo, pois o seu gás tem um alto teor de etano. Há uma demanda cres-cente no mundo para o polietileno e uma maior participação na atividade petroquímica está na pauta da Petrobras. Atualmente, a companhia destaca-se mais como fornecedo-ra de nafta, além de deter participações minoritárias nas centrais petroquímicas.

Termoeletricidade: o Espírito Santo, com uma produção de energia elétrica limitada a 20% do seu consumo, chegou a sonhar com as termoelétricas de Vitória e do norte do Estado, que não passaram da fase de projeto.

Distribuição de Gás: a BR Distribuidora, subsidiária da Petrobras, detentora da con-cessão para distribuição de gás natural no Estado, anunciou investimentos de 156 milhões de reais até 2011 para ampliação da rede de distribuição e construção de dois ramais, um para Cachoeiro e outro até a sede da Samarco, em Ubu, no município de Anchieta.

Essa ampliação no fornecimento de gás é conseqüência dos investimentos que serão feitos para a construção da Unidade de Tratamento de Gás (UTG-Sul Capixaba), em Ubu, orçada em 300 milhões de reais, e a conclusão dos gasodutos Linhares-Vitória e Vitória-Macaé.

Os recursos da BR serão aplicados para ampliar de 113 para 240 quilômetros a rede de distribuição de gás, o que permitirá atender a 40 mil novos consumidores até 2011 em Vila Velha (Praia da Costa, Itapoã e Itaparica), Vitória e Cachoeiro de

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Itapemirim. A ampliação na produção de gás e na capacidade dos gasodutos permitirá o fornecimento de quatro milhões de metros cúbicos por dia para consumidores ca-pixabas até o final de 2008. O investimento prevê a captação de mais 22 mil clientes para o gás natural, sendo 100 comerciais, cinco industriais e o restante residenciais não só em Vitória, mas também em Cariacica, Serra e Vila Velha. Com investimentos de 41 milhões de reais, a malha de distribuição em Vila Velha contará com mais 15 mil novos clientes até 2011. Serão mais 120 pontos comerciais e três novos postos de gás veicular. Serão gerados mais 200 empregos diretos com a construção de 55 quilômetros de gasodutos.

Os investimentos resultarão, também, na criação de 400 empregos diretos e 1,5 mil indiretos em pequenas e médias prestadoras de serviço.

A UTG-Sul Capixaba tratará 2,5 milhões de metros cúbicos por dia e será instalada em área da Samarco, em Ubu. O início da produção dessa planta está previsto para final de 2009 e o gás a ser tratado será do Parque das Baleias, da Petrobras, e do Parque das Conchas, da Shell, áreas no litoral sul do Estado.

A construção de um ramal do gasoduto Vitória-Macaé até a Samarco, em Ubu (An-chieta), viabilizará a conversão das duas usinas de pelotização dessa empresa para gás natural. Hoje as duas unidades usam óleo combustível e a terceira usina, que está em construção e entrará em produção em março de 2008, também usará óleo combustível até setembro de 2008.

Gasodutos Virtuais: a extensão de gasodutos para outras regiões do Estado é uma iniciativa louvável e já existe um sistema de carretas de Gás Natural Comprimido (GNC), em Viana, fornecendo gás natural para Linhares e Colatina. Esse sistema antecipa o su-primento de gás para regiões desprovidas de gasodutos.

Novas Indústrias: a utilização do gás natural, além das ampliações mencionadas para indústrias já instaladas e para novos clientes residenciais e comerciais, deve ser usada para atração de novas indústrias para o Estado, principalmente aquelas cujos produtos dependem da qualidade do combustível, como a cerâmica, por exemplo.

Refinaria: a viabilidade da instalação de uma refinaria passa sempre pela proximi-dade do centro consumidor e, por essa razão, Minas Gerais, Rio Grande do Sul e São Paulo possuem refinarias, mesmo não sendo Estados produtores de petróleo. A disputa pela localização de uma refinaria atrai investidores interes sados em atrelar a esse in-vestimento outras oportunidades de negócios. Os Estados interessados procuram criar facilidades, mas ficam sempre dependentes da opção da iniciativa privada ou de uma decisão política.

A refinaria, isoladamente, consolida-se mais como um investimento estratégico de rentabilidade baixa devido às margens limitadas do refino. Mas, alitada a um pólo petro-químico, torna-se um negócio concreto e atrativo. No mundo do petróleo, essa associação de refino com petroquímica é chamada grande refinaria.

Mini-Refinarias: a implantação de pequenas unidades de refino para atendimento do mercado local é uma solução a ser pensada para o norte do Estado, a exemplo da experiência vitoriosa no Rio Grande do Norte, onde já existem unidades de produção de diesel e querosene de aviação no Pólo Guamaré. O petróleo do norte do Estado poderia produ-zir ainda asfalto e óleo lubrificante. A Lubnor (CE), fabricante de asfalto e óleos lubrifi-cantes, pertencente à Petrobras, refina petróleo de base naftênica de Fazenda Alegre com características especiais para produzir lubrificantes para automóveis, substituindo um tipo de petróleo venezuelano, anteriormente importado.

2.7 ROYALTIES

O pagamento de royalties depende do local da produção, terra ou mar, municípios abrangidos, afetados ou adjacentes, etc. Para campos de alta produção ou rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial aplicada sobre a receita líquida e re-gulamentada em decreto da Presidência da República.

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A tabela ao lado apresenta os percentuais pagos, considerando a parcela fixa de 5% determinada pelo Artigo 45 da Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989. Uma segunda parcela variável, de no máximo 5%, dependendo das facilidades de extração, foi estipu-lada no Artigo 49 da Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997. No Artigo 50 dessa mesma lei, chamada Lei do Petróleo, foi criada a Participação Especial. A tabela ao lado mostra os percentuais previstos para essas parcelas.

Em 2006, foram pagos 16,5 bilhões de reais de participações governamentais no Brasil, sendo 7,7 bilhões de reais (46,6%) em royalties e 8,8 bilhões de reais (53,4%) em partici-pações especiais. O Espírito Santo recebeu um total de 217,1 milhões de reais, sen-do 197,2 milhões de reais (90,9 %) em royalties.

Em relação à receita bru-ta da produção de petróleo no Brasil, no ano passado os royalties representaram 9,8% e as participações es-peciais 11,3%, totalizando 21,1%.

O pagamento de royalties impacta significativamente no custo de extração de pe-tróleo (lifting costs), como mostra o gráfico ao lado, onde o custo de extração mais os royalties e a participação especial são quase o triplo do custo sem esses encargos. No terceiro trimestre de 2006, o custo de extração sem participação governamental foi de US$ 6,64, contra US$ 18,08 com esses encargos.

O preço de cálculo do petróleo e gás natural de um campo, para efeito de pa-gamento dos royalties, varia de acordo com o seu fracionamento em produtos leves, médios e pesados, e a fórmula de cálculo usa o petróleo Brent, do Mar do Norte, como referência. Essas fra-ções, determinadas por uma destilação em laboratório, têm preços estipulados pela ANP.

2.8 TECNOLOGIA

O conhecimento é, sem dúvida, o único ganho definitivo resultante da indústria do petróleo, ao contrário dos ganhos im-portantes, mas finitos, provenientes da implantação de projetos de produção ou de agre-gação de valor. Além da qualificação de pessoal, é importante associar as universidades capixabas em programas de desenvolvimento de tecnologia. A seguir será mostrado o estágio tecnológico atual da indústria de produção offshore e, em seguida, serão apresentados os principais projetos tecno-lógicos desenvolvidos atualmente no Es-tado do Espírito Santo.

Tecnologia Offshore: na fase de desen-volvimento da produção é fundamental uti-lizar novas tecnologias, como a perfuração horizontal e o bombeamento centrífugo de alta potência e de alta vazão. Certamen-te, a produção de óleo pesado somente foi viabilizada devido a essas tecnologias.

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tA incidência de óleos pesados está aumentando e aponta para a necessidade de inves-timentos cada vez maiores na exploração das jazidas e no desenvolvimento de novas tecnologias. O Programa de Recuperação Avançada de Petróleo (Pravap), da Petrobras, além das tecnologias citadas, vem desenvolvendo o Core Flow System (Sistema Central de Fluxo), em parceria com a Unicamp. Esse sistema tem como objetivo reduzir a resis-tência do óleo cru no trajeto do poço até a plataforma ou mesmo na transferência para terra, com injeção de quantidade de água no espaço anular junto às paredes da tubula-ção, reduzindo a fricção. A nova tecnologia começou a ser testada no campo onshore de Fazenda Alegre, no Espírito Santo.

Houve uma grande evolução na tecnologia offshore, a partir do final da década de 70, com envolvimento mundial de operadoras petrolíferas, indústrias e universidades, com destaque para o Programa de Capacitação Tecnológica (Procap), conduzido pela Petro-bras, que evoluiu com a lamina d’água, e, na fase atual, o Procap 3.000, que possibilitará a produção de petróleo em lâmina d’água até três mil metros.

Esse programa possibilitou, entre outros projetos, uma inovação nos sistemas subma-rinos (linhas flexíveis, manifolds e risers) e o desenvolvimento de facilidades de produção menores e mais leves, além da substituição das âncoras tradicionais por estacas crava-das no solo marinho, diminuindo o raio de ancoragem e otimizando o arranjo submarino. As estacas-torpedo, desenvolvidas pela Petrobras, possibilitaram o spread mooring como opção ao uso de torres móveis (turrets) para a ancoragem dos navios de produção. Os aguardados sistemas de separação submarinos, além da captura e injeção de água dire-tamente do fundo do mar, merecem ser mencionados como tecnologias emergentes.

Projetos tecnológicos no Espírito Santo: o Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT), com os recursos dos royalties, administra programas de amparo à pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico mediante convênios com universidades e centros de pesquisa, por meio de normas a serem definidas em decreto da Presidência da Repúbli-ca. Assim, com recursos dos royalties ou por meio da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), com projetos de parceria universidade-empresa, os meios universitários do Esta-do têm condições de desenvolver projetos tecnológicos beneficiados por características típicas do petróleo e do gás do Espírito Santo. Mas, sem dúvida, a principal fonte de recurso é originária da legislação do petróleo, que prevê a destinação obrigatória de 1% da receita bruta dos campos que pagam participação especial, para aplicação em pes-quisa e desenvolvimento no Brasil, nas áreas de petróleo, gás, energia e meio ambiente (Portaria ANP nº 162, de 16 de setembro de 2005, e resolução da Diretoria nº 372, de 18 de novembro de 2005).

A Petrobras desenvolveu, em parceria com a Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes), um centro de excelência sobre óleo pesado. O desenvolvimento de pequenos campos de óleo pesado, em águas profundas, depende de novas tecnologias que aju-dem a reduzir os custos do setor. A Ufes já realiza pesquisas para craqueamento do petróleo, por meio de plasma de hidrogênio.

Em função dos recursos de 1% da receita bruta dos campos que pagam participação es-pecial, foi oficializado, em 26 de janeiro de 2007, o Termo de Adesão da Ufes para a implan-tação dos projetos de infra-estrutura e de pesquisa e desenvolvimento. Uma parceria entre Petrobras e Ufes, com o Centro de Competência em Óleos Pesados (Copes), responsável pela coordenação executiva do Núcleo Regional e da Rede de Óleos Pesados. Essa insti-tuição, inaugurada oficialmente em setembro de 2005, está sob a orientação do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) e da área de exploração e produção, através da Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo (UN-ES). Em pouco mais de um ano, já é vista como uma referência no Brasil em projetos de pesquisa na área.

Serão desenvolvidas pesquisas através do Núcleo Regional de Óleos Pesados, com investimentos da Petrobras na ordem de 15 milhões de reais, nos próximos três anos. Por meio da Rede de Óleos Pesados, composta por um Comitê Técnico-Científico, ha-verá a interação entre universidades para o desenvolvimento de projetos estratégicos para a Petrobras.

Além da Ufes, integram essa parceria tecnológica a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), a PUC-Rio, a Unicamp e a Universidade Federal do Ceará (UFCE).

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Os dois modelos de relacionamento estratégico, Núcleos Regionais de Competência e Redes Temáticas, coordenados pelo Copes, receberão um total de 35 milhões de reais em recursos destinados à pesquisa. Desses, mais de 50% serão designados para o Espírito Santo. Mais do que isso, os estudos colocam o Estado capixaba na ponta do desenvol-vimento de tecnologias estratégicas para o aumento da produtividade dos campos com óleos com baixo grau API (óleos pesados). Os projetos fazem parte do novo conceito de parceria tecnológica da Petrobras com universidades e institutos de pesquisa. Inicialmen-te, está sendo incentivada a criação de infra-estrutura necessária ao desenvolvimento de projetos de pesquisa e capacitação de pessoal. Isso viabilizará a continuidade dos projetos de forma sustentável e permitirá que, no futuro, os recursos sejam direcionados diretamente para os novos projetos de pesquisa.

Projetos: existem pesquisas com foco no aumento da confiabilidade dos equipamen-tos e diminuição dos impactos ambientais nos processos que envolvem petróleo e gás. Operam nessa linha, por exemplo, o projeto “Efeitos dos Óleos Ácidos nos Polímeros dos Dutos Flexíveis”, que procura estudar os efeitos desses óleos nas camadas dos du-tos, para melhor estimar a vida útil do equipamento, e o “Uso do ultra-som para medição de gás no queimador (Flare)”, que visa melhorar a precisão dos medidores que contro-lam o volume de gás queimado nas unidades de produção.

LabPetro: outro destaque é o Laboratório de Petróleo (LabPetro). Será construído um prédio com 20 laboratórios, que abrigará o Núcleo de Competências em Química de Óle-os Pesados (NCQOP), uma estrutura laboratorial de três mil metros quadrados, próximo ao viveiro no Campus da Ufes. O trabalho será para o desenvolvimento e implantação de metodologias de caracterização de óleos pesados e extrapesados. Técnicas para determinação do percentual de água e sedimentos, do ponto de fluidez, da viscosidade, da densidade relativa (API) e do enxofre serão implantadas. De quebra, ainda prevê a capacitação de recursos humanos com bolsas de mestrado e doutorado. O investimento será de sete milhões de reais, verba já liberada, e os primeiros trabalhos devem começar em meados de 2008.

Medição: outro espaço reservado é o do Núcleo de Estudo em Escoamento e Medição de Óleos Pesados (Nemog). O complexo de laboratórios terá seis mil metros quadrados. Sua função será reproduzir, em condições controladas, o escoamento de óleos pesados e extrapesados e avaliar as metodologias de medição de vazão de produção. O projeto para a arquitetura do prédio já está em licitação.

Laboratório de Materiais: a ser criado para permitir a pesquisa e o desenvolvimento de novos materiais e produtos, além de permitir a análise de falhas periciais. E um pro-jeto de segunda geração, denominado “Correlação de Propriedades de Óleos”, que vai estabelecer correlações entre propriedades de óleos pesados.

Inovação: alguns projetos buscam soluções inovadoras para a indústria do petróleo. O uso de “Plasma para Refino de Petróleo Pesado e Gás” e “Plasma para Processamento de Óleos Pesados e Extrapesados” são considerados projetos Blue Sky, ou seja, de alto risco, mas com elevado retorno se a resposta nos testes com a tecnologia for positiva. O primeiro deles pretende utilizar plasma no refino, para reduzir os resíduos produzidos durante o processo de destilação do óleo. Já o segundo, quer, com a hidrogenização por gás natural, diminuir a viscosidade do óleo para aumentar a vazão de produção, o que pode mudar o potencial de comercialidade de um campo.

Inteligência: o “Sistema Inteligente para Reconhecimento de Padrões de Defeitos de Equipamentos”, parceria Petrobras-Ufes, que também inclui a Universidade Federal Fluminense (UFF), pesquisa técnicas de inteligência artificial, tais como redes neurais supervisionadas e não-supervisionadas, que possam ser utilizadas para auxiliar a iden-tificação de padrões de defeitos em equipamentos. Assim, grandes equipamentos serão monitorados por uma rede de sensores que interpretam as suas condições de funcio-namento e automaticamente dão alertas sobre alterações de padrão de funcionamento. Os testes com o “Sistema Inteligente” serão inicialmente realizados e implantados em áreas terrestres, porém, futuramente, a técnica será utilizada também nos processos offshore.

Loop de Medição e Escoamento: o Campo de Fazenda Alegre (FAL), no norte ca-pixaba, deverá receber o projeto, um laboratório a céu aberto em escala piloto. Será

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montado um sistema de dutos visando estudar as condições de escoamento e me-dição, consolidando em condições reais de operação os estudos desenvolvidos em laboratórios.

Parceria: a Schlumberger também oficializou a parceira com o Copes. A maior multinacional na área de tecnologia e serviços em prospecção de petróleo do mun-do será uma das patrocinadoras no desenvolvimento tecnológico de pesquisas em óleos pesados. Além do pagamento de uma bolsa de pesquisa, a Schlumberger dará auxílio técnico na compra dos materiais e disponibilizará os seus centros de pesquisa para o projeto.

Nos projetos em formatação para 2007, a meta da Petrobras é investir 300 milhões de dólares em pesquisa.

Outros projetos poderiam ser desenvolvidos, especialmente com base no gás natu-ral. Na área química, o gás capixaba, além das utilizações já mencionadas, é apropriado também para produção de hidrogênio que, através das pilhas de hidrogênio (fuel cells), será certamente o combustível do futuro. Ainda que sejam antiecônomicas no momento, essas rotas químicas vêm sendo muito estudadas, e as fuel cells e Gas To Liquids (GTL) ocupam cada vez mais espaço e poderiam ser estudadas.

2.9 LOGÍSTICA

A missão da Petrobras de abastecer todo o território nacional e a importação de pe-tróleo devido ao seu baixo preço na época, direcionou, sobre o refino, a montagem da cadeia logística da indústria de petróleo no Brasil. A produção offshore, iniciada no final da década de 70 com o escoamento do petróleo produzido por navios até os terminais, foi facilitada por essa infra-estrutura já implantada.

A indústria do petróleo é com-plexa e vem passando por trans-formações, com ênfase na tercei-rização, necessitando uma perfeita integração do poço ao consumidor, o que faz, assim, a logística as-sumir cada vez mais um papel de destaque.

No Espírito Santo, a exemplo da infra-estrutura implantada em Macaé, os problemas de logística concentram-se no atendimento das unidades offshore de exploração e produção, segmento com os maio-res dispêndios da indústria petrolí-fera. Para dar uma idéia da magnitude do segmento upstream, a Bacia de Campos, segundo dados de 2005, tinha espalhado, em um raio de 100 mil quilômetros quadrados de mar azul, 104 unidades tão distantes quanto as 40 unidades de produção, além das unidades de perfuração e os rebocadores, sendo que estes últimos ficam até 60 dias no mar.

Cada uma dessas unidades, com todas as demandas de uma pequena cidade, é uma comunidade, onde as plataformas, isoladas no meio do mar, precisam de comida, geração de energia, tratamento de esgoto, remédios e outros.

Para a distribuição de cargas pesadas, a unidade Macaé contava, em 2005, com 33 rebocadores e sete lanchas para cargas leves. Além disso, 37 helicópteros trans-portavam 38 mil pessoas por mês. Do diesel que movimenta geradores a 60 milhões de litros de água potável, a produtos químicos e todos os insumos para hotelaria, tudo vem do continente, distante, no mínimo, uma centena de quilômetros. Mensalmente, são transportadas 210 mil toneladas de carga.

No Parque de Tubos de Macaé, almoxarifado geral da exploração e produção, dis-tante apenas 13 quilômetros do porto, ficam estocados 42 mil itens, recebendo 18 mil solicitações por mês. O valor total do estoque é de 280 milhões de dólares, incluindo

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itens de custo unitário irrisório, como porcas e parafusos, e peças de mais de 1,5 milhão de dólares, como a chamada árvore de natal molhada, que controla o fluxo dos poços submarinos. Os contêineres, enviados para as plataformas, têm chips com códigos de barra, facilitando sua localização a qualquer momento.

Só para efeito comparativo, mostrando o efeito concentração, o Espírito Santo produ-zirá, em 2010, 400 mil barris por dia com apenas cinco ou seis unidades marítimas de produção, a mesma produção de Macaé em 1984, com 20 unidades. Assim, é esperado um crescimento da logística no Espírito Santo, mesmo considerando a menor produção e esse efeito da concentração, ditada pelas grandes reservas em águas profundas e, especialmente, pelas novas tecnologias.

O Estado foi prejudicado cronologicamente, pois muitas empresas têm optado por centralizar seus serviços em Macaé, onde já estão bem instaladas, e o Parque de Tu-bos da Petrobras é um bom exemplo de uma central de suprimento bem estruturada. Mas, o crescimento da atividade e, especialmente, o fator logístico, com destaque para a facilidade portuária, pesará favoravelmente para o Espírito Santo em função do con-gestionamento já constatado naquela cidade fluminense.

A Petrobras já está planejando uma central de suprimento na retroárea do futuro Terminal de Ubu, e, assim, o Espírito Santo terá seu parque de tubos. Provisoriamente, o Terminal do Timms, no município da Serra, na Grande Vitória, já vem sendo usado como área de suprimento e assim poderá continuar até a construção da Central de Suprimento em Ubu.

No Espírito Santo, essa logística processa-se em função do local de produção das matérias-primas (petróleo e/ou gás natural), dos seus processamentos e da distribui-ção dos produtos processados e respectivos derivados, conforme descrição sumária a seguir:

A - Logística do petróleo e gás natural produzidos em poços terrestres, situados no norte do Estado (Linhares, Jaguaré e São Mateus), a partir de onde o petróleo é trans-portado pelo modal dutoviário até as estações coletoras, onde se processa a remoção da água e do gás natural, associado ao petróleo, seguindo as seguintes etapas da logística:

A.1 - O petróleo processado é transportado até o terminal de estocagem e embarque, no Terminal Norte Capixaba (Jaguaré), de onde é transportado, por dutovia, e embar-cado em navios no Terminal Portuário de Barra Nova, em São Mateus, e pelo modal marítimo, conduzido para os terminais receptores marítimos da Petrobras, seguindo para processamento nas refinarias ou podendo ser exportado.

A.2 - O gás natural associado, obtido da separação do petróleo na estação coletora, é transportado para a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Lagoa Parda, onde é processado, resultando:

A.2.1 - Gás natural residual ou processado, transportado pelo gasoduto Lagoa Parda/ Grande Vitória, para distribuição aos clientes e consumidores finais;

A.2.2 - Frações ricas/pesadas, retiradas pelo processamento do gás natural rico, na forma de C5+ e GLP, sendo esse último estocado e, posteriormente, transportado e distribuído aos clientes consumidores, e o C5+ misturado ao petróleo.

B - Logística do petróleo e gás natural associado produzidos em poços marítimos situados na Costa Norte do Estado (Campo de Golfinho), em cuja plataforma de produ-ção processam-se as retiradas da água e do gás natural associado ao petróleo, seguin-do as seguintes etapas da logística:

B.1 - O petróleo processado é transportado para o FPSO Capixaba, onde é estocado e, posteriormente, reembarcado em outros navios e transportado para os terminais ma-rítimos da Petrobras, sendo depois enviado para processamento nas refinarias.

B.2 - O gás natural associado, obtido da separação do petróleo na plataforma, é transportado pelo modal dutoviário submarino, da plataforma até as unidades de processamento (UPGN e UPCGN), situadas em Cacimbas, onde o gás rico é proces-sado, resultando:

B.2.1 - Gás natural processado, que será transportado pelo gasoduto Gasene (tre-chos Cacimbas-Vitória, Vitória-Cabiúna e Cacimbas-Catú), para ser distribuído aos consumidores do Rio de Janeiro, São Paulo e Nordeste do Brasil.

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B.2.2 - Partes ricas/pesadas, retiradas do gás natural rico, com o GLP estocado e transportado pelo modal dutoviário, sendo parte embarcado em terminal de granéis líquidos no Porto de Barra do Riacho e parte pelos modais rodoviário e ferroviário para distribuição aos consumidores finais. O C5+ deve ser transportado pelo modal dutovi-ário para ser misturado ao petróleo.

C - Logística do gás natural não-associado produzido nos poços marítimos de Cangoá e Peroá, na Costa Norte do Estado. O transporte do gás é feito pelo modal dutoviário sub-marino da plataforma de Peroá até as estações de processamento em Cacimbas, o gás especificado segue o procedimento adotado descrito em B.2.1 e o condensado formado segue para a Estação Lagoa Suruaca, onde é estabilizado e juntado ao petróleo. Numa fase posterior, esse condensado será processado na UPCGN prevista para o condensa-do originado do gás do campo de Golfinho, mencionada no item B.2. Assim, haverá um aproveitamento adicional de GLP e o C5+ será misturado ao petróleo.

D - Logística do petróleo e gás natural associado produzido em poços marítimos situados na Costa Sul do Estado (Campo de Jubarte), em cuja plataforma de produção processa-se a retirada da água e do gás natural associado ao petróleo, seguindo as seguintes etapas da logística:

D.1 - O petróleo processado é transportado para o FPSO P-34, onde é estocado e, posteriormente, reembarcado em outros navios e transportado para os terminais ma-rítimos e daí para refinarias ou exportado. Com a entrada em operação da P-57, em 2010, o petróleo processado nessa plataforma será transferido para um navio conec-tado a uma monobóia e, posteriormente, reembarcado em outros navios e transporta-do para os terminais marítimos e daí para refinarias ou exportado.

D.2 - O gás natural associado desse campo deverá ser transportado por um gasodu-to submarino até a Unidade de Tratamento de Gás Sul Capixaba (UTG Sul), projetada para ser instalada em Ubu, em Anchieta, que, a exemplo do gás dos campos de Peroá e Cangoá, não produzirá GLP.

Além dessa logística, deve ser considerada também a aplicada no abastecimento das plataformas marítimas, o que envolve um complexo trabalho de apoio portuário e transporte marítimo a partir de terminais portuários especializados, onde são esto-cados e embarcados os materiais, equipamentos e suprimento em geral para atender aos serviços desenvolvidos nas plataformas.

Também deve ser considerada a logística de recebimento de lixo, inservíveis e águas separadas do petróleo nas unidades de produção. No caso das estações terrestres, elas são tratadas, descartadas ou reinjetadas nos poços de petróleo. Nas unidades marítimas, elas são tratadas e jogadas ao mar, já sendo aproveitadas em alguns pro-jetos, após todo tratamento específico requerido, como uma pequena parte da água de injeção nos poços.

E – Logística de distribuição de derivados de petróleo produzidos em refinarias.A logística de distribuição de derivados de petróleo, no Espírito Santo, compreen-

de: o recebimento desses derivados pelo modal marítimo, desembarcado no Terminal Portuário da Petrobras, no Porto de Tubarão, seu transporte dutoviário terrestre até os tanques de estocagem do TEVIT, também em Tubarão, e a distribuição efetuada pelos modais rodoviário e ferroviário até os clientes.

As atividades logísticas, ligadas à CPPGN, são desenvolvidas pelas empresas pro-dutoras de petróleo e gás natural, que contam com uma grande quantidade de empre-sas supridoras de bens e serviços que operam no Espírito Santo.

Para atender toda essa logística no Estado, destacam-se os seguintes terminais portu-ários e respectivas bases de tancagem, de propriedade ou operados pela Petrobras:

• Terminal Norte Capixaba;• Terminal de Regência;• Terminal de Granéis Líquidos, em Tubarão.E as seguintes instalações portuárias, com recursos para atender ao suprimento de

plataformas marítimas:• CPVV / Petrobras - Vila Velha;• PEIÚ / VOL - Vila Velha;• UBU / BRASIL SUPPLY - Anchieta.

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2.10 BENS E SERVIÇOS

A participação da indústria nacional nas encomendas de bens e serviços aumentou após a adoção de uma nova política de incentivo à indústria nacional, com critérios de conteúdo local nos leilões da ANP, além da criação de organismos indutores e fiscali-zadores, ou seja, a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), em 1999, e o Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo (Prominp), em 2003.

Essa política de exigências de conteúdo local certamente vai assegurar ainda maior participação da indústria capixaba, com mais empregos e oportunidades de negócios, mas sem gerar protecionismo, pois a indústria nacional tem capacidade para se ade-quar a essa nova situação, já que, no passado, teve uma presença mais ativa.

As regras atuais nos leilões da ANP prevêem que o conteúdo local tem peso de 20% no cálculo da empresa ou consórcio vencedor do leilão, sendo 5% referentes à fase de exploração e 15% para as etapas de desenvolvimento e produção. Existem dificuldades, segundo a ANP, na aferição do cumprimento do conteúdo local pelas empresas, o que vem sendo feito em bases declaratórias. Novos critérios serão defi-nidos nas próximas rodadas, mas não mudarão os contratos anteriores. As empresas que descumprirem o quesito relativo à participação da indústria nacional nos projetos sofrerão penalidades e multas de tal grandeza que se torna desvantajoso não cumprir os contratos na parte referente ao conteúdo local.

Conteúdo Local nas Rodadas da ANP:

*A partir da Quinta Rodada os valores são ponderáveis devido à avaliação das ofertas ter passado a considerar propostas de conteúdo local para atividades específicas durante a fase de exploração e etapa de desenvolvimento.** Parte B: Mínimo compulsório de 70% para a fase de exploração e de desenvolvimento.A partir da Sétima Rodada, além dos Blocos com Risco Exploratório (Parte A), foram oferta-das Áreas Inativas com Acumulações Marginais (Parte B).

No último workshop do Prominp, em outubro de 2006, foi apresentado o grá-fico seguinte, que mostra uma superação da participação nacional prevista no WS 2005.

A união com empresas nacionais, de maior experiência, é fundamental para a in-serção do empresariado capixaba. Parcerias já foram utilizadas, com sucesso, em grandes projetos da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. A capacitação das empre-sas locais é imprescindível para o sucesso dessas uniões.

Com toda a expectativa favorável, há uma grande demanda de bens e serviços, bem otimista em se tratando da indústria de petróleo, sempre com números signi-ficativos. Além do crescimento da atividade petrolífera, o Estado é bem-dotado em termos logísticos, especialmente portuários. A indústria local tem procurado se quali-ficar, já contando com uma experiência na área metalmecânica junto às siderúrgicas locais e a Aracruz Celulose, podendo ser adequada para os projetos de petróleo.

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No Espírito Santo, existem 131 empresas certificadas pela Onip, um número bem marcante, abaixo apenas, em termos nacionais, do Rio de Janeiro e de São Paulo. E o Diagnóstico da Cadeia Produtiva de Petróleo, apresentado nesse estudo, mostra que o desenvolvimento da indústria capixaba de petróleo cresce na área de serviços, mas o fornecimento de bens ainda é precário.

O desenvolvimento efetivo da indústria capixaba de bens e serviços depende, inicial-mente, da definição dos bens e serviços que podem ser supridos localmente. No Anexo 8.8.1, a Petrobras, com base no Relatório de Compras de 2006, dá uma boa idéia da atual indústria capixaba de bens e serviços, indica as principais ameaças e gargalos, mostra as compras realizadas e especifica quais os principais serviços tecnológicos, não-tecnológicos e bens (equipamentos, materiais e produtos químicos), que não são adquiridos no Espírito Santo porque não são encontrados fornecedores locais para a aquisição de bens e serviços.

A adequação a um novo tipo de indústria, exigente e complexa como a área de petró-leo, necessita tempo. A falta de projetistas capixabas na área de petróleo dificulta a inser-ção dos outros segmentos da cadeia, especialmente da nossa indústria metalmecânica. O nível de exigências é superior ao requerido por outras atividades e, como exemplo, vale lembrar que, após inúmeras reclamações das empresas capixabas, e a partir de um projeto desenvolvido dentro do Prominp, especialmente para as micro e pequenas empresas, foi criado um escritório em parceria com o Sebrae, usando funcionários bem treinados para facilitar o cadastramento das empresas na Petrobras.

A adaptação de fornecedores de outros arranjos produtivos para a indústria petrolífe-ra já está ocorrendo e, recentemente, esse tema foi enfatizado pela Petrobras na Feira Internacional do Mármore e Granito de Cachoeiro de Itapemirim, chamando a atenção para as oportunidades existentes na indústria de petróleo. A Columbia, localizada em Fundão, passou a fabricar um equipamento – parte da coluna de produção do poço de petróleo – até então importado. A Metalúrgica União tem encomendas expressivas, inclusive de outros Estados. A área de construção civil no Estado começa a se impor, fazendo parte do consórcio para a construção da sede da Petrobras e vencendo a lici-tação para a obra de terraplenagem em Cacimbas.

O termo local é relativo, uma vez que muitas empresas têm instalado no Espírito Santo seus escritórios, e quando é uma empresa de grande porte caracteriza-se uma filial ou representação, mas há muitos exemplos de pequenas empresas que se trans-ferem de outros Estados e no Espírito Santo passam a atuar exclusivamente.

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Além do mercado nacional atrativo, pelo crescimento previsto para a atividade de pe-tróleo offshore no Brasil, muitas empresas optarão pelo Espírito Santo visando tam-bém o mercado externo. As primeiras grandes indústrias instaladas comprovaram que a combinação petróleo/logística é a principal atração exercida pelo Estado. As empresas Socotherm (revestimento de tubos), Prysmian (cabos umbilicais) e TSA (tubulações) dei-xaram, bem claro, que querem usar o Espírito Santo como mercado e como base de ex-portação para outros mercados petrolíferos mundiais. Na área de prestação de serviços, a Schlumberger já possui sua base em Vitória, e a Weatheford acaba de anunciar seu escritório na Serra, com uma justificativa qua ainda será muito ouvida: “estávamos ope-rando a partir de Macaé, mas o crescimento da atividade petrolífera capixaba já justifica a instalação de uma base no Espírito Santo”.

As empresas que chegam para trabalhar no setor petrolífero são muito fortes e es-tabelecem uma concorrência difícil. As empresas locais terão que investir para garantir o mercado, porque depois que as de fora já estiverem prestando serviços no Estado, a tendência é expandir os negócios para outras áreas.

2.11 SEGURANÇA E PROTEÇÃO AMBIENTAL

A crescente e rápida expansão da ati-vidade de petróleo e gás no Brasil, ocor-rida nas últimas décadas, aumentou a responsabilidade nas áreas de preser-vação ambiental, saúde ocupacional e segurança operacional, levando a um processo de integração e redimensiona-mento dos modelos de segurança ope-racional e gestão ambiental. Como par-te dessa estratégia, e visando alcançar em curto prazo padrões de excelência em segurança operacional e meio am-biente, a Petrobras criou e implementou, a partir de março de 2000, o Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional (Pegaso), que tornou-se logo o maior do gênero da in-dústria do petróleo. Foram criados nove Centros de Defesa Ambiental (CDAs) junto às principais áreas de atuação da empresa. Os investimentos no Pegaso, no período 2000 a 2003, totalizam cer-ca de 5,2 bilhões de reais.

Ao final de 2002, a Petrobras foi re-conhecida como uma das empresas do setor de petróleo mais bem preparadas e com mais alto padrão de atuação em con-tingência do mundo.

A atuação de grandes unidades operacionais, com altos riscos associados, já me-rece uma atenção redobrada e, certamente, seus riscos foram quantificados e as medidas preventivas e corretivas já constam nos planos de ação das operadoras. A Petrobras, no seu Plano de Contingência, tem distribuído, ao longo dos 400 quilôme-tros da costa do Espírito Santo, alguns equipamentos de um Centro de Defesa Am-biental, mas, com o crescimento das atividades petrolíferas, planeja-se a instalação de um CDA no Espírito Santo, o que se justifica, especialmente, pela proximidade com o arquipélago de Abrolhos, área de grande impacto ambiental.

Outras facilidades na área de segurança e saúde podem ser estudadas especifica-mente para o Espírito Santo, como, por exemplo, um Centro de Salvatagem e Comba-te a Incêndio e um Hospital de Queimados.

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2.12 ADMISSÃO, TREINAMENTO E QUALIFICAÇÃO DE PESSOAL

Com as plataformas de produção de petró-leo fabricadas no Bra-sil, as grandes obras do Plangas, envolvendo também gasodutos e UPGNs, a intensificação das ampliações e adap-tações nas refinarias e a fabricação de navios, há uma demanda consi-derável, especialmente, na área de construção e montagem.

Os impactos, em ter-mos de Brasil, estão quantificados pelo Pro-minp, que planeja um treinamento de mais de 100 mil pessoas, sendo o Programa Nacional de Qualificação Profissional (PNQP) o maior programa de qualificação de pessoal já realizado no país.

O PNQP é um grande projeto de qualificação profissional que visa capacitar, gra-tuitamente, mão-de-obra especializada em 150 categorias profissionais, consideradas críticas para o setor de petróleo e gás, ou seja, categorias com disponibilidade de mão-de-obra bem inferior à demanda do setor.

O PNQP é uma ação de grande envergadura e complexidade de gestão, pois estão previstos cerca de 750 cursos diferentes e 5.400 turmas, envolvendo aproximadamente 80 instituições de ensino nos vários níveis. Para tal, o Plano está organizado de forma a contemplar entidades de diferentes características, com papéis diversos, que vão abran-ger as várias etapas da cadeia de educação profissional, com a premissa de assegurar a homogeneidade e o padrão de qualidade de todo o processo de qualificação.

O PNQP será implementado em quatro ciclos semestrais, sendo que, para cada ciclo, haverá uma seleção pública para identificar os candidatos que participarão dos cursos no semestre subseqüente. No primeiro ciclo, referente ao segundo semestre de 2006, foram selecionados cerca de 11 mil profissionais em dez cidades brasileiras. O PNQP pretende treinar, até 2008, cerca de 70 mil profissionais nos níveis básico, mé-dio, técnico e superior, em 17 Estados do Brasil, onde deverão ocorrer os projetos de investimentos planejados para o setor de petróleo e gás.

Das cerca de 70 mil vagas que o Prominp vai oferecer, metade será ocupada por profissionais indicados pelas empresas do setor de petró-leo e gás e a outra metade por alunos chamados “públi-cos”, ou seja, que se inscre-verão nos cursos por conta própria. A bolsa-auxílio é uma ajuda de custo concedi-da aos alunos públicos que estiverem efetivamente ma-triculados em um dos cursos do Prominp e não possuírem vínculo empregatício.

A cada seis meses, o PNQP promoverá uma pro-va, de seleção nacional, em todas as localidades onde

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serão oferecidos os cursos. No edital serão divulgadas as relações dos cursos ofereci-dos naquele ciclo, o local onde o curso será realizado, o número de vagas por curso e por localidade, bem como os pré-requisitos mínimos para o candidato poder participar do curso.

Os Estados e regiões contemplados nos quatro ciclos são: Alagoas (Maceió), Ama-zonas (Coari e Manaus), Bahia (Salvador), Ceará (Fortaleza), Espírito Santo (Vitória e Linhares), Mato Grosso do Sul (Três Lagoas), Minas Gerais (Belo Horizonte), Paraíba (João Pessoa), Paraná (Curitiba), Pernambuco (Recife), Rio de Janeiro (Rio de Janeiro), Rio Grande do Norte (Mossoró), Rio Grande do Sul (Porto Alegre e Rio Grande), Ron-dônia (Porto Velho), Santa Catarina (Itajaí), São Paulo (Paulínia, Santos, São José dos Campos e região metropolitana de São Paulo) e Sergipe (Aracaju).

O Prominp não garante emprego após a conclusão dos cursos. O Programa tem, por objetivo, qualificar profissionais, em função dos segmentos de engenharia e construção e montagem do setor de petróleo e gás, para serem eventualmente contratados por em-presas privadas do setor.

No Espírito Santo, além dos cursos previstos pelo Prominp, existem vários programas de qualificação com uma preocupação mais abrangente, como o programa do Governo, cujo enfoque é cobrir as perdas das empresas locais em função das maiores vantagens ofere-cidas pela indústria do petróleo. As instituições de ensino técnico têm trabalhado muito na qualificação de pessoal: Ufes, faculdades particulares, Senai e Cefet-ES, com destaque para esse último, que tem ministrado cursos de formação para o pessoal admitido pela Petrobras e por outras operadoras, especialmente na área de operação e manutenção.

A preocupação com a operação e manutenção é permanente, sendo de responsabili-dade natural da operadora a capacitação de seu pessoal. Os postos de trabalho a serem criados nas atividades de concepção, estudos técnicos e acompanhamento operacional ocuparão a nova sede da Petrobras, em Vitória, enquanto os postos de trabalho de ope-ração e manutenção estarão nas áreas de produção e nas plantas de processamento de gás natural.

Os projetos de produção, conforme mostrados em anexo, estarão especialmente nas bacias petrolíferas offshore - a Bacia de Campos, ao sul, e a Bacia do Espírito Santo, ao norte. As plantas de processamento estarão concentradas no Pólo de Cacimbas, em Linhares, norte do Estado.

2.13 INSTITUIÇÕES

2.13.1 Prominp

O Prominp, concebido no âmbito do Ministério de Minas e Energia (MME), tem como objetivo o fortalecimento da indústria nacional de bens e serviços e está centrado na área de petróleo e gás natural. As metas do Programa, elaboradas em conjunto com as empresas do setor, levarão à maximização da participação da indústria nacional no forne-cimento de bens e serviços, em bases competitivas e sustentáveis, atendendo demandas nacionais e internacionais. Trata-se de gerar emprego e renda no país ao agregar valor na cadeia produtiva local.

O Prominp já iniciou suas atividades com uma significativa carteira, composta de 47 projetos, aprovada pelo Comitê Diretivo do Programa, no qual estão representados o Governo, as empresas e as entidades de classe que atuam nessas atividades. O desa-fio consiste em desenvolver projetos de aumento do conteúdo nacional nas áreas es-pecíficas de exploração, produção, transporte marítimo, abastecimento, gás e energia. Assim, a indústria estará, gradativamente e de forma planejada, aprimorando-se para atender às demandas, na ordem de 41 bilhões de dólares, oriundos dos investimen-tos que estarão sendo realizados nos setores de petróleo e gás no período de 2003 a 2007.

O dia-a-dia das atividades do Prominp dá-se sob a influência da competência e dina-mismo dos técnicos da Petrobras e do BNDES, das empresas associadas ao IBP, Onip e das Associações de classe Abemi, ABCE, ABDIB, Abimaq, Abinee, Abrapet, Abeam, Abitam e Sinaval, assim como da Finep, CNI, Sebrae e Federações das Indústrias.

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Essas entidades têm o desafio de transformar obstáculos em oportunidades, quanti-ficando a demanda e a oferta de equipamentos, bens e serviços, propiciando, à indús-tria fornecedora nacional, a conquista do reconhecimento internacional como indústria líder nas áreas de petróleo e gás natural.

Em outras palavras, o Prominp representa o compromisso, do Governo Federal e das empresas do setor, de atuarem integrados, priorizando a participação da indústria nacional de bens e serviços nos negócios de petróleo e gás natural, criando empregos e competências, gerando oportunidades e riquezas para o Brasil.

A seguir, são apresentadas informações sobre o Prominp.

Motivação:Fazer da produção de petróleo e gás natural, transporte marítimo e dutoviário, refino

e distribuição de derivados, oportunidades de crescimento para a indústria nacional de bens e serviços, criando empregos, gerando riquezas e divisas para o Brasil.

Objetivo:Maximizar a participação da indústria nacional de bens e serviços, em bases com-

petitivas e sustentáveis, na implantação de projetos de óleo e gás no Brasil e no ex-terior.

Estrutura de Governança e Comitê Diretivo:Com participação de Ministros, Presidentes e Diretores, e com apoio da Secretaria

de Petróleo e Gás do MME e do Coordenador Executivo do Programa, participam do Conselho Diretivo, o MME, MDIC, BNDES, IBP e Onip, com atribuições de:

• Estabelecer as estratégias de desenvolvimento;• Determinar as diretrizes de gestão;• Aprovar a carteira final de projetos;• Aprovar os indicadores de desempenho do Programa;• Aprovar o orçamento e as fontes de recursos do Programa;• Promover a divulgação do Programa;• Aprovar o Coordenador Executivo do Programa.

Comitê Executivo:Os Secretários dos ministérios, além dos Gerentes, Diretores e Coordenadores dos

Órgãos já citados e, incluindo também, as Associações de Classe, CNI e o Coordena-dor Executivo, compõem o Comitê Executivo com as seguintes atribuições:

• Implementar as diretrizes;• Propor o Coordenador Executivo;• Elaborar o orçamento anual e plurianual;• Indicar as fontes de recurso;• Propor e revisar indicadores de desempenho; • Validar, priorizar, acompanhar e avaliar a carteira de projetos;• Designar os Coordenadores de Projetos;• Aprovar o acompanhamento e controle das metas dos Projetos.

Setorial: • Exploração e Produção - E&P;• Transporte Marítimo - TM;• Gás e Energia e Transporte Dutoviário - G&E e TD;• Abastecimento - ABAST;• Indústria de Petróleo e Gás - IND P&G.

Coordenadores de Projeto:A coordenação dos projetos envolve técnicos e gerentes do MME, Petrobras, IBP,

Onip, Associações de Classe, Sebrae e universidades, com atribuições de:• Formatar o Projeto através de um Plano de Ação propondo metas e alocação

de recursos;

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• Implantar e desenvolver o Projeto;• Gerenciar os recursos alocados ao Projeto;• Acompanhar e controlar as metas do Projeto.

Coordenação Executiva:A coordenação executiva é exercida por um gerente da Petrobras, com atribuições de

assessorar a Secretaria de Petróleo e Gás Natural na Coordenação do Comitê Diretivo e Executivo do Programa.

Em outras palavras, o Prominp representa o compromisso do Governo Federal e das empresas do setor em atuarem integrados, priorizando a participação da indústria na-cional de bens e serviços nos negócios de petróleo e gás natural, criando empregos e competências, gerando oportunidades e riquezas para o Brasil.

2.13.2 Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP)

Com 50 anos de atuação, o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) é uma orga nização privada de fins não-econômicos e conta hoje, com 229 empresas asso-ciadas. Tem seu foco na promoção do desenvolvimento do setor nacional de petróleo e gás natural, visando uma indústria competitiva, sustentável, ética e socialmente responsável.

Missão:Promover o desenvolvimento do setor nacional de petróleo e gás, visando uma indús-

tria competitiva, sustentável, ética e socialmente responsável.

Objetivos:• Melhoria do ambiente regulatório;• Representação da indústria;• Disseminação de informações da indústria;• Promoção do desenvolvimento técnico;• Defesa do meio ambiente, segurança e responsabilidade social.

Princípios e Valores:• Isenção e apartidarismo;• Consistência e embasamento técnico;• Orientação ao desenvolvimento auto-sustentável;• Respeito às opiniões.

Estrutura funcional:A diretoria do IBP é composta pelo Conselho de Administração, Diretoria Executiva e

Conselhos Fiscais, constituídos de 23 membros e um presidente, todos eleitos em As-sembléia Geral.

No Conselho de Administração constam membros da Petrobras e demais empresas da cadeia de petróleo e gás. Atualmente, além da Petrobras, fazem parte a Esso, a Suzano Petroquímica, a BG do Brasil, a Ultra e a Queiroz Galvão.

Associados:O IBP, em quase meio século de atividades, tornou-se um fórum de referência na in-

dústria de petróleo e gás natural do país, no novo cenário descortinado pela abertura do mercado, destacando-se a colaboração dos associados, que com grande participação e confiança, têm contribuído de forma direta e indireta para o desenvolvimento desse setor. Existem hoje 222 empresas associadas e 254 profissionais atuantes nos diversos segmentos da indústria e na área de bens e serviços.

Existem cinco categorias de associação com profissionais, empresas e personali-dades com atividades diretamente ligadas à indústria de petróleo, gás, petroquímica e afins, divididas e classificadas em: Patrimoniais, Cooperadores, Coletivos, Eméritos e Individuais.

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Representações:• CTPETRO: o IBP atua como representante do setor industrial junto ao Comitê Ges-

tor do Fundo Setorial do Petróleo (CTPETRO), por meio de sua Secretaria Executiva.• IGU: dando continuidade a sua política de ampliação das atividades relacionadas

ao Gás Natural, o IBP, desde 2006, passou a integrar, como Associated Member, a Inter-national Gas Union (IGU), que organiza o maior evento sobre gás natural do mundo.

• Onip: o Instituto participa dos Conselhos Deliberativo e Consultivo da Organi-zação Nacional da Indústria do Petróleo (Onip). Vale destacar que, em parceria com a Onip, o IBP criou escritórios regionais nas cidades de Macaé e Vitória, que organizam, em conjunto com o Sebrae, a Rodada de Negócios que tem por objetivo propiciar opor-tunidades de negócios entre empresas âncoras do setor e pequenos empreendedores. Em 2005, o IBP lançou, em parceria com a Onip, um Programa de Plataformas Tecno-lógicas, sob a Gerência de Tecnologia do Instituto.

• Prominp: em 2002, o IBP foi convidado pelo MME para integrar o grupo repre-sentativo responsável em gerir o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás (Prominp) e, desde então, vem participando ativamente das atividades relacionadas ao Programa. O IBP tem contribuído na execução do Prominp, participan-do de seu Comitê Diretivo, em conjunto com o MME, MDIC, Petrobras, Onip e BNDES, do Comitê Executivo e da coordenação do Comitê Setorial Gás, Energia e Transporte Dutoviário (GE&TD) e do Comitê Gestor do Plano Nacional de Qualificação Profissio-nal, além da coordenação de projetos e composição em grupos de trabalho de diversos outros projetos.

Eventos:O IBP organiza anualmente cerca de 15 eventos, entre seminários, congressos, fó-

runs de debates e exposições na área de petróleo e gás. Em 2005, o Comitê Nacional Brasileiro do World Petroleum Council apoiou a 18ª edição do Congresso Mundial de Petróleo, ocorrido no mês de setembro, em Johannesburg, na África do Sul, que pro-moveu a divulgação da chamada de trabalhos e do World Petroleum Council Excellence Awards (WPCEA) e também a indicação de chairman e vice-chairman para as sessões técnicas do Congresso.

Em 1996, o IBP esteve envolvido com a candidatura brasileira para sediar, pela pri-meira vez, o Congresso Mundial de Petróleo. O sucesso dessa investida foi demonstra-do pela votação dos 56 países, que elegeram o Brasil entre cinco candidatos.

Essa confiança no país e, em particular, no IBP, foi retribuída pela realização, em 2002, no Rio de Janeiro, do 17th World Petroleum Congress, que, com uma organização impecável, atraiu cerca de 3.500 participantes, vindos de 76 países.

Atividades técnicas:As Comissões Técnicas iniciaram suas atividades em 1958, quando foi implantada

a Comissão de Armazenamento de Petróleo. Desde então, o quadro de Comissões é atualizado regularmente, acompanhando a evolução do setor. Hoje, o Instituto conta com 14 Comissões Técnicas que discutem temas ligados a toda Cadeia Produtiva, desde a exploração e a produção de petróleo até a qualidade de derivados, passando pelo gás natural, refino, transporte, logística, meio ambiente e responsabilidade social, entre outros temas de igual importância.

Funcionando como a “inteligência” do IBP, as Comissões Técnicas atuam de forma isenta, congregando especialistas de instituições de pesquisa, universidades, órgãos do governo e da indústria em fóruns de intensa troca de experiências.

Dada a importância de suas atividades para o desenvolvimento do setor petrolífe-ro, as Comissões coordenam estudos, debates, cursos e eventos, contando com a participação voluntária de mais de 900 técnicos, escolhidos entre aqueles que mais destacam-se em seu campo de atuação.

Atividades setoriais:As comissões setoriais do IBP reúnem mais de 220 representantes de empresas, que

atuam nos diferentes segmentos da cadeia de petróleo. Têm como objetivo colaborar

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com autoridades governamentais no processo de regulamentação dessas atividades, oferecendo sugestões para tornar a legislação brasileira adequada, estável e competiti-va para a atração de investimentos.

Com intenso programa de trabalhos, suas atividades se desenvolveram por meio de mais de 170 reuniões ao longo do ano.

Encontram-se em atividade oito comissões setoriais. A Comissão de Transportadores Dutoviários está revendo sua atuação em função da reestruturação da área de gás no Instituto.

A seguir serão relatadas as atividades das comissões de Regulamentação de Explo-ração e Produção, do Conselho Consultivo para Política de Desenvolvimento do Gás Natural, dos Comercializadores de Gás Natural, Gás Natural Veicular, da Comissão de Transportadores Dutoviários, do Incentivo aos Produtores Independentes e das Compa-nhias de Serviços Offshore e Refino (essa última está em fase de reestruturação).

2.13.3 Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip)

Visão Geral:A Onip é uma instituição de âmbito nacional que tem, por finalidade principal, atuar

como fórum de articulação e cooperação entre as companhias de exploração, produ-ção, refino, processamento, transporte e distribuição de petróleo e derivados, empre-sas fornecedoras de bens e serviços do setor petrolífero, organismos governamentais e agências de fomento, de forma a contribuir para o aumento da competitividade global do setor.

Missão da Onip:Promover a maximização dos benefícios decorrentes da expansão da indústria petro-

lífera para toda a sociedade brasileira, estimulando novos investimentos e maior partici-pação nacional, com base em uma cooperação competitiva no fornecimento de bens e serviços, ampliando a geração de renda e emprego no país.

Objetivo:Maximizar o conteúdo local no fornecimento de bens e serviços, garantindo ampla

igualdade de oportunidades para o fornecedor nacional.

Focos de atuação:• Criação e manutenção de ambiente favorável a novos investimentos e operações

no país; • Atração de produtores de gás, petróleo e derivados e fornecedores de bens e

serviços; • Fortalecimento da capacidade industrial instalada; • Orientação para redução de custos em toda a cadeia produtiva do setor petrolífero; • Aumento da competitividade dos fornecedores nacionais de bens e serviços; • Implementação e operacionalização de políticas industriais orientadas para o se-

tor de óleo e gás.

Modos de atuação:• Promover a interação de fornecedores locais com as companhias petrolíferas; • Manter um fórum de debates sobre temas impactantes para o desenvolvimento

da indústria petrolífera brasileira;• Facilitar a realização de parcerias entre fornecedores nacionais e estrangeiros; • Contribuir para a eliminação de barreiras ao pleno desenvolvimento da indústria

local de bens e serviços.

Fatores críticos de sucesso:• Maximizar, em bases competitivas, o conteúdo local nos projetos de óleo e gás; • Concorrer para o aumento da geração de emprego e renda no país.

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Associados:A Onip é uma associação das organizações representativas da indústria de óleo e

gás, instalada no país. Os sócios da Onip são as companhias de petróleo, entidades de classe das empresas que atuam no setor e instituições governamentais.

Estrutura funcional:A Onip, criada em 31 de maio de 1999, é uma entidade não-governamental, de direi-

to privado e sem fins lucrativos, que envolveu todos os segmentos que atuam no setor de óleo e gás. Sua estrutura organizacional foi concebida para que o desempenho de suas funções se processe de forma colegiada e participativa.

No plano de decisão superior, atua o Conselho Deliberativo, responsável pela defi-nição de diretrizes políticas e por aprovar o planejamento da Onip. É constituído pelos sócios que financiam a organização. A ANP participa desse Conselho, mas sem direito a voto.

O Conselho Consultivo, formado por sete representantes do Conselho Deliberativo, além da ANP, tem como função conferir maior agilidade ao processo decisório da Onip, funcionando como elo permanente da Diretoria Executiva.

Além do presidente da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), que exerce a presidência do Conselho Deliberativo, participam atualmente do Conselho consultivo, o IBP, a Firjan, a Abemi e a Abimaq.

Os diretores, gerentes, coordenadores e superintendentes, incluindo os regionais, administram a Onip especialmente nas atividades de articulação através dos Comitês Setoriais e nas representações institucionais, com ênfase na participação no Prominp e no CB-50.

Comitês Setoriais:A maior parte das atividades de articulação da Onip é desempenhada por meio de

seus Comitês Setoriais ou Temáticos, que são integrados por representantes dos sócios e especialistas convidados, constituindo-se nos braços funcionais da organização.

Nesses fóruns, por meio de estudos, análises e discussões, busca-se equacionar soluções para questões relevantes, como a coleta e a difusão de informações, a mo-delagem de negócios, a melhoria dos processos de gestão, a redução de custos de investimentos, financeiros, operacionais, tributários e fiscais, a modernização e capa-citação empresarial, o desenvolvimento tecnológico, a capacitação de recursos huma-nos, a logística, a proteção ambiental, a segurança e a padronização.

Por meio dessas ações, a Onip pretende estimular a difusão de informações, o aper-feiçoamento empresarial, a contínua capacitação tecnológica e a cooperação entre todas as partes envolvidas, visando o aumento da competitividade global da indústria petrolífera brasileira.

Os Comitês mantêm reuniões periódicas com a diretoria da Onip que, em última instância, supervisiona e articula a execução dos trabalhos dos diversos fóruns. No âmbito de cada Comitê podem ser criados Subcomitês e/ou Comissões Temáticas para tratar de assuntos específicos. Atualmente, tem-se: Comitês de Competitividade, Construção Naval, Construção Offshore, Gás e Energia, Logística e Infra-Estrutura, Serviços e Suprimentos, Engenharia, Tecnologia e Tributário.

Programas institucionais:Prominp: o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás do

Ministério de Minas e Energia, criado através do Decreto 4925, de 19 de dezembro de 2003, visa maximizar a participação da indústria nacional de bens e serviços em bases competitivas e sustentáveis na implantação de projetos de óleo e gás no Brasil e no exterior. A Onip faz parte dos Comitês Diretivo e Executivo do Pro-grama, além de coordenar o Comitê Setorial de Abastecimento e mais dez projetos específicos.

CB-50: o Comitê Brasileiro de Materiais, Equipamentos e Estruturas Offshore para a Indústria do Petróleo e Gás Natural da ABNT é o organismo responsável pela normaliza-ção do setor. A Onip é responsável pela coordenação da Secretaria Técnica do CB-50.

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2.13.4 Indústria nacional

• ABCE - Associação Brasileira dos Consultores de Engenharia• ABDIB - Associação Brasileira da Infra-Estrutura e da Indústria de Base• Abeam - Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo• Abemi - Associação Brasileira de Engenharia Industrial• ABESPetro - Associação Brasileira das Empresas de Serviço de Petróleo• Abimaq - Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos• Abinee - Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica• Abitam - Associação Brasileira da Indústria de Tubos e Acessórios de Metal• Abrapet - Associação Brasileira dos Perfuradores de Petróleo• Assespro - Associação das Empresas Brasileiras de Tecnologia da Informa-

ção, Software e Internet• Ciesp - Centro das Indústrias do Estado de São Paulo• CNI - Confederação Nacional da Indústria• Fenaseg - Federação Nacional das Empresas de Seguros Privados e de Capi-

talização• Fieb - Federação das Indústrias do Estado da Bahia• Fiemg - Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais• Fiesc - Federação das Indústrias do Estado de Santa Catarina• Fiesp - Federação das Indústrias do Estado de São Paulo• Findes - Federação das Indústrias do Estado do Espírito Santo• Firjan - Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro• IBS - Instituto Brasileiro de Siderurgia• Sinaval - Sindicato Nacional da Indústria da Construção Naval

2.13.5 Operadoras de óleo e gás:

• Petrobras - Petróleo Brasileiro S.A.• Agip• Amerada Hess• British Petroleum• ChevronTexaco• Devon• Exxon Mobil• Ipiranga• Kerr-McGee• Maersk• Ocean• Phillips• Repsol• Shell• Statoil• Total Fina Elf• Unocal• Wintershall

2.13.6 Instituições governamentais

• ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis• BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social• Finep - Financiadora de Estudos e Projetos• Governo do Estado de Minas Gerais• Governo do Estado de São Paulo• Governo do Estado do Espírito Santo• Governo do Estado do Rio de Janeiro• Governo do Estado do Rio Grande do Norte

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• MDIC - Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior• Sobena - Sociedade Brasileira de Engenharia

No Espírito Santo, não faltam articulações de empresários, pois há um engajamento de toda sociedade, bem maior que o ocorrido na Bahia e Rio de Janeiro, províncias petrolíferas precursoras, e há um excesso de órgãos, governamentais ou não. As-sim, Prominp-ES, Onip-ES, IBP-ES, Findes, Sebrae-ES, CDV e Movimento Espírito Santo em Ação, além do Governo, através da Sedes, mobilizam-se buscando uma maior participação do empresariado capixaba. O trabalho do diagnóstico da Cadeia de Petróleo e Gás, os encontros de interação promovidos pela Onip, as rodadas de negócios do Sebrae-ES e o Programa de Desenvolvimento de Fornecedores (PDF), desenvolvido pelo consórcio metalmecânico são alguns exemplos. A participação da engenharia civil capixaba no consórcio para construção da sede da Petrobras e a par-ticipação da Metalúrgica União como subcontratada da Engevix para construção das UPGNs no Pólo de Cacimbas são avanços expressivos.

2.13.7 Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae)

O Sebrae trabalha desde 1972 pelo desenvolvimento sustentável das empresas de pequeno porte. Para isso, a entidade promove cursos de capacitação, facilita o aces-so a serviços financeiros, estimula a cooperação entre as empresas, organiza feiras e rodadas de negócios e incentiva o desenvolvimento de atividades que contribuem para a geração de emprego e renda. São centenas de projetos gerenciados pelas Unidades de Negócios e de Gestão do Sebrae.

Hoje, o Sebrae atua no Brasil inteiro, com unidades nos 26 Estados e no Distrito Federal, que formam um sistema de ampla capilaridade, com aproximadamente 600 pontos de atendimento, de norte a sul do país.

Tamanha capilaridade pode dar a impressão de tratar-se de uma instituição de gran-de porte. Mas, diante do universo brasileiro das micro e pequenas empresas, essa impressão é falsa.

Vejam os dados:• Dados do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) mostram que,

em 2002, o número de micro e pequenas empresas no setor formal urbano (excluindo o setor governamental) era de 4,88 milhões, representando 99,2% do total de 4,918 milhões de empresas.

• Ainda no setor formal, as MPEs empregam 56,1% da força de trabalho que atua no setor formal urbano (excluindo os empregados governamentais).

• Na economia informal, as MPEs representam 9,5 milhões de empreendimen-tos, envolvendo trabalhadores por conta própria e pequenos empregadores com um a cinco empregados (segundo a pesquisa ECINF, de 1997, do IBGE).

• No meio rural, as MPEs representam 4,1 milhões de propriedades familiares, com até quatro módulos rurais (de acordo com o INCRA).

Esse é o mundo legalizado. Juntem-se a ele 9,5 milhões de empresas informais, segundo o IBGE. E não estão incluídas as quatro milhões de pequenas propriedades rurais de agricultura familiar.

As MPEs são, atualmente, o grande fator gerador de ocupação, porque a grande empresa, pela necessidade de aumentar a produtividade e a exigência da globaliza-ção, automatiza-se cada vez mais e, assim, emprega menos. O papel do Sebrae, por-tanto, é estratégico para o desenvolvimento do país, promovendo o desenvolvimento das empresas de micro e pequeno porte.

Ambiente favorável:O Sistema Sebrae busca criar, por vários mecanismos (capacitação, mobilização,

disseminação do empreendedorismo e do associativismo, entre outros), um ambiente fortemente favorável à sustentabilidade e à ampliação dos pequenos negócios. Esse

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ambiente passa por menor carga tributária, menos burocracia e acesso ao crédito, à tecnologia e ao conhecimento. A instituição opera justamente para atenuar esses cinco grandes gargalos. Nesse sentido, o Sebrae instituiu áreas prioritárias de ação para o período entre 2003 e 2005.

Missão:Promover a competitividade e o desenvolvimento sustentável das micro e pequenas

empresas e fomentar o empreendedorismo.

Visão de futuro: 2010As micros e pequenas empresas constituem-se em importante fator de desenvolvi-

mento do país, atuando em ambiente institucional favorável, com alto índice de forma-lização, competitividade e sustentabilidade.

Prioridades estratégicas:• Empenhar-se pela aprovação, regulamentação e implementação de um marco

legal para as MPEs;• Articular políticas públicas voltadas para o desenvolvimento das MPEs;• Facilitar a ampliação do acesso e a redução dos custos dos serviços finan-

ceiros;• Estabelecer alianças estratégicas para mobilizar recursos, competências e co-

nhecimentos;• Promover a educação empreendedora e a cultura da cooperação;• Promover o acesso à tecnologia e a ampliação da capacidade de inovação;• Revolucionar o atendimento individual, ampliando a escala e melhorando a

qualidade;• Aprimorar e intensificar o atendimento coletivo;• Promover o acesso a mercados interno e externo;• Buscar a excelência nos padrões de desempenho do Sebrae;• Elevar os níveis de desempenho e comprometimento dos recursos humanos;• Consolidar e aprimorar a gestão estratégica orientada para resultados.

2.13.8 Companhia de Desenvolvimento de Vitória (CDV)

É de responsabilidade da CDV promover, regular e gerenciar as concessões de áre-as e serviços públicos, articular parcerias públicas e privadas, fomentar o desenvolvi-mento tecnológico e a captação de investimentos, contribuindo para o desenvolvimento sustentável da cidade de Vitória.

Visão de futuro:Ser uma empresa dinâmica e auto-sustentável, reconhecida nacionalmente pelo seu

pioneirismo e excelência na execução de suas atribuições.

Diretrizes:• Associar-se a parceiros públicos e privados para a implantação de projetos;• Promover a articulação e a integração com os municípios da Região Metropo-

litana;• Negociar antecipadamente com câmaras municipais, Ministério Público, Tribu-

nal de Contas e comunidade;• Fomentar ações de responsabilidade social.

História da CDV:A cidade de Vitória conta hoje com uma companhia de desenvolvimento que teve a

satisfação de ter passado, com louvor, pelo desafio de abrigar um dos maiores e mais modernos projetos já desenvolvidos para o município, o Projeto Vitória do Futuro. Esse projeto credenciou a Companhia de Desenvolvimento de Vitória (CDV) a desenvolver projetos especiais para a cidade, em consonância com as necessidades da Prefeitura

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e atendendo aos anseios da população, como a Ponte Ayrton Senna, a legalização dos terrenos de Marinha, a administração da Unidade de Triagem e Compostagem do Lixo Urbano, os estudos sobre o aterro da orla de Camburi, a viabilidade econômica do Teleférico de Vitória, entre outros.

No âmbito de sua competência, a CDV possui condições técnicas e administrativas para desempenhar um relevante papel no sentido de contribuir com o bom resultado de Governo.

Para executar o estabelecido no seu estatuto, a CDV aprimorou sua estrutura organiza-cional e técnica, que foram objetos de estudo para sua modernização a partir de 1995.

Para facilitar a viabilização dessa nova estrutura, implementou-se uma política de abertura, delegação, descentralização e responsabilidade de cada chefia e gerentes de suas respectivas unidades e projetos, promovendo a integração, participação e comprometimento dos funcionários envolvidos direta ou indiretamente nas atividades, estimulando a criatividade, a iniciativa em suas áreas, buscando recursos materiais, humanos e financeiros necessários, inclusive, destacando a premência na busca de novos parceiros públicos e privados para o desenvolvimento de novos projetos.

A CDV, entre outros projetos, desenvolve o projeto do Parque Tecnológico Metropo-litano. Esse projeto é uma síntese do esforço da companhia em transformar a capital em um centro de excelência tecnológica e serviços inovadores capazes de atrair novos investimentos, bem como gerar empregos de maior qualificação.

PARQUE TECNOLÓGICO METROPOLITANO DE VITÓRIAEntre as metas dos projetos em execução pela CDV, em conformidade com seu

Planejamento Estratégico vigente, destaca-se o de viabilizar o Parque Tecnológico Metropolitano de Vitória, numa convergência que centraliza a Região Metropolitana da Grande Vitória num território com mil quilômetros de raio, abrangendo cerca de 80% do PIB e do consumo nacional, articulando rotas de distribuição e recepção de bens, em consonância com a logística regional.

O projeto do Parque tem suas origens em estudos realizados pela Prefeitura de Vitó-ria em 1994, que indicaram a necessidade de viabilizar e estimular o surgimento de um complexo de empresas de base tecnológica na capital. Esses estudos recomendaram que uma área de 29 hectares, com poucas edificações, adjacente ao campus principal da Universidade Federal do Espírito Santo, fosse reservada para a futura implantação do Parque.

Motivadas pelos estudos, a Prefeitura e a Câmara Municipal de Vitória, mediante o Plano Diretor aprovado por lei municipal em 1994, estabeleceram que a área prevista seria destinada ao Parque Tecnológico.

Com a aprovação de um novo Plano Diretor em 2006, aquela disposição anterior foi confirmada e a área prevista ampliada para cerca de 33 hectares, estando, portanto, em plena vigência.

Um estudo realizado em 2004, denominado Diretrizes Preliminares para o Parque Tecnológico de Vitória, analisou as condições para a implementação de um parque tecnológico metropolitano em Vitória e concluiu a existência de fatores conjugados favoráveis à implementação, com sucesso, nos terrenos reservados no bairro Goiabei-ras e que constituem hoje a Zona do Parque Tecnológico (ZPT).

O Parque Tecnológico Metropolitano de Vitória será multisetorial e enquadrado na acepção internacional de parque tecnológico, que promove e oferece condições privi-legiadas para, no âmbito de sua base física de atuação, apoiar a criação, a instalação e o desenvolvimento de empresas produtoras de bens e serviços intensivos em co-nhecimento e de instituições de pesquisa científica e desenvolvimento tecnológico. O Parque Tecnológico Metropolitano de Vitória será um habitat de inovação, funcionando como um campo para pesquisa e fomento de novas idéias e práticas, atuando, dessa forma, como um ente do novo paradigma que emerge em âmbito mundial: a sociedade do conhecimento.

Nesse sentido, o objetivo do Parque Tecnológico Metropolitano de Vitória é contri-buir de modo significativo para: 1) o desenvolvimento sustentado e socialmente res-ponsável de Vitória e de sua região metropolitana; 2) a ampliação da capacidade local

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de inovação em todos os domínios e 3) a criação de uma marca regional reconhecida internacionalmente, que permita ampliar o mercado para os bens e serviços intensivos em conhecimento produzidos em Vitória e, por extensão, no Espírito Santo.

De modo mais específico, o Parque contribuirá para:• Desenvolver o sistema local de ciência e tecnologia, tendo a inovação como o

objetivo central do esforço de pesquisa e desenvolvimento;• Gerar, localmente, novos conhecimentos passíveis de serem transformados em

novos produtos e processos, através do estímulo à criação de ligações entre agentes inovativos (academia e setores produtivos) na troca de conhecimentos específicos e do desenvolvimento de conexões locais de redes mundiais de informações;

• Facilitar o surgimento de novas empresas provenientes de instituições locais es-tabelecidas, como universidades e empresas de base tecnológica (spin-offs);

• Criar um ambiente favorável para o desenvolvimento de empresas inovadoras baseadas em novos conhecimentos, gerados especialmente através de redes locais de informações;

• Criar novos mercados de produtos e serviços especializados;• Criar postos de trabalho especializados (especialistas, mestres e doutores), con-

tribuindo para aumentar o efeito multiplicador da renda local.

PROPOSTA DE OCUPAÇÃO POR SETOR• SETOR I• Museu das Paneleiras; Museu Aberto do Mangue; Liceu de Artes e Ofícios em

Cerâmica e Educação Ambiental; incubadoras; laboratórios e institutos de pesquisa, de-senvolvimento e informação; facilidades computacionais de alto desempenho (centro de computação); sedes do Sebrae, da CDV e da Fapes, centros tecnológicos setoriais, entre outras de interesse público no Parque.

• SETOR II• Empreendimentos âncoras, em especial ligados a petróleo e gás (energia); logís-

tica; biotecnologia; Tecnologia da Informação e Comunicação (TIC) de grande porte. • SETOR III• MPEs de base tecnológica; empresas autônomas; área de vivência e lazer; res-

taurante; serviços especializados e de apoio (agências bancárias, correios, livraria/pape-laria, hotel); unidades residenciais.

2.14 INFLUÊNCIA DA CPPG NO MUNICÍPIO DE VITÓRIA

2.14.1 Cadeia de petróleo e gás

As 69 empresas localizadas em Vitória mostraram um perfil bem similar ao apresenta-do pelo total de 161 empresas entrevistadas, ou seja:

• considerando o critério de número de empregados, 45 empresas são pequenas e esse número decresce para 33, pelo critério de faturamento;

• quando comparamos os ramos de atuação e os percentuais de comércio, em cerca de 25%, e de serviços especializados, acima de 60%, constata-se que são equiva-lentes na capital e no total de empresas entrevistadas;

• em indústrias, esse percentual, em cerca de 10% na capital, representa a metade do percentual de cerca de 20%, encontrado na amostra de 161 empresas;

• na qualificação empresarial, 39 das 161 empresas, ou seja, 24%, passaram por todas as exigências máximas do planejamento estratégico, considerando conheci-mento, documentação e divulgação plena de competências, oportunidades, ameaças, fatores críticos de sucesso, missão, visão e princípios da empresa, além do estabe-lecimento de metas anuais e estratégias para alcançar a visão pretendida. Quando considerado somente em Vitória, tem-se 14 empresas, representando cerca de 20% das 69 entrevistadas;

• na qualificação tecnológica, com identificação, documentação e divulgação dos processos, condições de projeto, acompanhamento operacional, otimização, além da avaliação e aplicação de tecnologias, foram aprovadas somente 25 empresas, sendo

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14 em Vitória, significando um percentual superior: 20% na capital contra 15% do restante das empresas entrevistadas.

2.14.2 Impacto urbano

A capital do Espírito Santo começa a sentir os efeitos do desenvolvimento do petróleo no Estado com a explosão da valorização imobiliária, o trânsito cada vez mais complicado, as construções de alto padrão e o adensamento de favelas.

O impacto, no entanto, será bem menor que o ocorrido em Macaé, em função da concen-tração da produção, pois hoje são construídas plataformas submersíveis ou FPSOs com capacidade de até 180 mil barris por dia. Por outro lado, um crescimento de 40 mil para 160 mil habitantes, em 30 anos, foi muito impactante para Macaé, mas será bem diluído na Grande Vitória, embora já motive as autoridades capixabas, hoje mais preocupadas com a população flutuante, com o chamado turismo de petróleo, que sacrifica o trânsito e lota os hotéis e aviões, mas sem deixar de preocupar-se com as demandas resultantes do cresci-mento previsto.

Os quadros apresentados no Anexo 8.3, “Visitas às Unidades da Petrobras no Espírito San-to”, são altamente reveladores e, considerando os dados de maio de 2007, estimando em 35% os visitantes que vêm de outras regiões do Brasil e não considerando os funcionários da Petro-bras do norte capixaba, chega-se a cerca de dois mil visitantes por mês, quase 70 por dia.

Se esses quadros definem o quantitativo crescente de pessoas trazidas pela indústria do petróleo, as figuras mostradas no item sobre Admissão de Pessoal dão uma idéia da distri-buição dos postos de trabalho pelo Estado, identificando claramente que, em Vitória, esta-rão os serviços de concepção e suporte técnico, ou seja, os serviços mais especializados.

Tanto o Estado, com a preocupação de evitar a concentração de renda em diversas regi-ões, como a Prefeitura de Vitória, preocupada com o crescimento do poder aquisitivo e com os problemas já apontados, já apresentam soluções para os problemas atuais e, principal-mente, planos de ação para as necessidades futuras.

Assim, o problema é bem menor que o ocorrido em Macaé, tanto pelas limitações do impacto ditadas pelas maiores concentrações de produção tanto por Vitória já possuir uma boa infra-estrutura montada.

Com empresas e profissionais de alto padrão, crescem os salários, o que é um fator multi-plicador da economia de Vitória. O padrão de vida da cidade está subindo e o petróleo é um dos grandes responsáveis por isso. O maior exemplo é a construção da sede da Petrobras em Vitória, envolvendo 1.500 profissionais, a maior parte com faixa salarial média acima da atual da cidade.

O perfil socioeconômico de Vitória está mudando em razão do desenvolvimento do setor de petróleo. A cidade está recebendo um grande número de profissionais de altíssima qua-lificação e muitas empresas de alta tecnologia.

O Governo do Estado trabalha para descentralizar o setor produtivo e as grandes fábricas, até porque não há mais espaço físico em Vitória. Mas os setores de alta tecnologia, já men-cionados nos acordos tecnológicos entre a Petrobras e a Ufes, sem deixar de mencionar as bases das empresas de operação e suporte operacional, além dos serviços especializados como tecnologia de informação, por exemplo, tendem a se concentrar na capital. A tendência desse tipo de empresa é se instalar no centro logístico de forma concentrada.

Vitória será um grande centro de serviços especializados, como mostram as figuras no Capí-tulo 2.12 sobre Admissão, Treinamento e Qualificação de Pessoal para a Atividade de Petróleo.

A Prefeitura já planeja o futuro da cidade com base nessa metamorfose em que o es-tilo de vida, as tradições patrimonialistas e o perfil econômico não serão preservados. Ao elevar-se o padrão do município de tal forma, é preciso melhorar os serviços prestados, inclusive o público.

A Prefeitura está realizando estudos técnicos para minimizar o conflito, mas as soluções exigem grandes investimentos. A cidade tem problemas, limitações naturais que dificultam o desenvolvimento urbano, mas as soluções para resolver os problemas de trânsito, por exemplo, custam caro. Segundo dados da administração municipal, uma ponte de passa-gem pode custar aos cofres públicos 50 milhões de reais, bem diferente de abrir uma rua, dez vezes mais caro que um quilômetro de estrada. Um túnel, que seria outra solução,

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chega a custar 100 mil reais por metro. A meta real da Prefeitura é melhorar o sistema de transporte de massa.

Os demais pontos logísticos também precisam de modernização. A questão portuária está bem encaminhada com o processo de dragagem. O aeroporto tem a carência de um terminal de cargas, mas já estão previstos investimentos da ordem de 55 milhões de reais para esse fim, favorecendo a exportação, tornando mais competitivos os pro-dutos agrícolas e facilitando também o setor de petróleo, que depende de importação de equipamentos, sobressalentes e produtos químicos. O terminal trará mais agilidade no transporte desse material. O aeroporto precisa aumentar o quantitativo semanal de vôos internacionais.

3 DESENHO DA CADEIA PRODUTIVA DO PETRÓLEO E GÁS NATURAL

3.1. O QUE É CADEIA PRODUTIVA

O conceito de cadeia produtiva foi desenvolvido como instrumento de visão sistêmica e parte da premissa que o processo de produção de bens pode ser representado como um sistema, onde as diversas etapas e os diversos atores estão interconectados por fluxos de bens (matéria-prima, materiais e equipamentos), de serviços, de capital e de informação.

A aplicação dessa visão ao setor de petróleo e gás natural resultou na descrição que será apresentada a seguir, que serviu de apoio para a análise dos diversos aspectos do setor do petróleo e gás natural.

Os aspectos de exploração e produção são os mais importantes para o atual momen-to do Espírito Santo e de Vitória e, portanto, serão os mais detalhados, devendo ser destacado, também, que a maior parte das atividades de ambos são simultâneas, tanto para o petróleo quanto para o gás natural.

3.2 DESCRIÇÃO DA CADEIA PRODUTIVA

O Macro Fluxograma da Cadeia Produtiva do Petróleo (Anexo 8.4) mostra todas as atividades desenvolvidas, desde a exploração até a chegada dos produtos ao consumi-dor final. Como o fluxo do gás natural já foi descrito no Capítulo 2, dar-se-á mais ênfase ao fluxo do óleo.

3.2.1 Exploração de petróleo e gás natural

Essa é a fase inicial da cadeia produtiva nas companhias integradas, voltada para a descoberta de reservas de petróleo e gás natural, onshore e offshore, que está desdo-brada, para fins de análises, nas etapas seguintes:

INVESTIGAÇÃOÉ a etapa inicial de obtenção de informações e montagem de bases de dados. Com-

preende as etapas principais:Obtenção e análise de mapas geológicos de superfície: mapeamento das rochas

que afloram na superfície, buscando reconhecer e delimitar bacias sedimentares e iden-tificar algumas estruturas capazes de acumular hidrocarbonetos.

Levantamentos aerofotogramétricos: utilizados para a construção de mapas-base

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ou topográficos, consistindo em fotografar o terreno utilizando-se um avião devidamente equipado, voando com altitude, direção e velocidade constantes.

Fotogeologia: consiste na determinação das feições geológicas a partir de fotos aé-reas, onde dobras, falhas e o mergulho nas camadas geológicas são visíveis.

Uso de técnicas de sensoreamento re-moto: uso de imagens de radar obtidas por satélite terrestre, cujas cores são processa-das para ressaltar características específi-cas das rochas expostas na superfície.

Uso de técnicas de análise paleontológica: identificação em laboratório dos fós-seis presentes nas amostras das rochas provenientes da superfície e subsuperfície, visando correlacionar os tipos de rochas.

Visita in situ: visita aos locais de interesse para comparação da situação local com as informações inferidas com o uso das técnicas citadas acima.

PROSPECÇÃOEssa etapa toma como base a constatação que a acumulação de petróleo e gás na-

tural ocorre, predominantemente, em formações geológicas sedimentares. A existência dessas acumulações é inferida por meio de métodos indiretos, que, em linhas gerais, são a aquisição de dados usando as técnicas abaixo:

Aplicação de métodos geofísicos: usam-se medidas das propriedades físicas da Terra para estudá-la. Os mais utilizados na indústria do petróleo são:

Gravimetria: esse método tem com base a medição nas variações da densidade das rochas na subsuperfície terrestre. São feitas estimativas da espessura de sedimentos em uma bacia sedimentar, podendo informar sua extensão e limites, detecção da pre-sença de rochas com densidades anômalas, como as rochas ígneas e domos de sal, e desenho do arcabouço estrutural da subsuperfície (falhas e dobras, etc.).

Magnetometria: esse método tem como base a medição de pequenas variações na intensidade do campo magnético terrestre, conseqüência da distribuição irregular de rochas magnetizadas em subsuperfície. Permite conhecer os limites de bacias sedi-mentares, a presença de rochas ígneas rasas e o alinhamento do embasamento.

Aplicação de sísmicas de reflexão 2D e 3D: esse método utiliza a transmis-são de ondas acústicas originárias de abalos sísmicos provocados por explosões intencionais, efetuados na superfície, para mapear as estruturas da subsuperfície, seja em terra ou em águas. Baseia-se nas leis de propagação das ondas nas várias camadas geológicas, interpretando a velocidade e o modo com que elas refletem (reflexão) ou se deixam atravessar (refração) pela ondas sísmicas. Explosões de dinamite ou caminhões vibradores são utilizados para gerar ondas acústicas em ter-ra e canhões de ar comprimido, no mar. Geofones, em terra, e hidrofones, no mar, captam a energia sísmica que é refletida pelas camadas geológicas e os sismógrafos digitalizam e gravam os dados.

Sísmica 2D: fornece um perfil longitudinal de subsuperfície. Em áreas com estrutu-ras complexas (domos de sal, falhas e dobras) produzem uma imagem falsa da subsu-perfície.

Sísmica 3D: considerando que as estruturas geológicas de subsuperfície, com inte-resse para exploração de hidrocarbonetos, são de natureza tridimensional, esse méto-do aperfeiçoou o 2D. É, basicamente, um cubo de dados sísmicos, montado a partir de linhas paralelas de maneira a abranger toda a subsuperfície.

A chamada Sísmica 4D, usada na etapa de produção, nada mais é do que a repeti-ção de um levantamento 3D, em grandes intervalos de tempo, mantendo-se as mesmas condições de aquisição e processamento, visando observar eventuais alterações nas características petrofísicas dos reservatórios.

Aplicação de métodos geoquímicos: são métodos que utilizam os conhecimentos

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da geoquímica sobre a composição química da Terra, os processos químicos, as reações que governam a composição de rochas, solos, corpos d’água continentais, dos oceanos e dos ciclos de matéria e a energia que transporta os componentes químicos da Terra pelo tempo e espaço, visando identificar as áreas promissoras à acumulação de petróleo e gás natural.

Permite, entre outros, a determinação das concentrações relativas e absolutas dos elementos e seus isótopos na Terra, e em sua superfície, e o exame da distribuição e dos movimentos dos elementos em diferentes partes da Terra (crosta, manto, hidrosfera, etc.) e em minerais.

Tratamento e interpretação dos dados exploratóriosA ocorrência de petróleo e gás natural em condições comerciais depende da combi-

nação de vários fatores que determinam os diferentes riscos exploratórios nas diversas bacias e sedimentares. A avaliação desses riscos se apóia na interpretação dos dados geológicos e afins obtidos na etapa anterior, que se compõem, basicamente, das ativi-dades seguintes:

Tratamento matemático e computacional dos dados: após terem sido gravados no campo, os dados sísmicos digitalizados são tratados matematicamente através de softwares especializados, gerando imagens da subsuperfície com a máxima fidelidade possível, atenuando as distorções intrínsecas ao método, para torná-las interpretáveis. São as seções sísmicas.

Geração de imagens em computadores e sala de visualização: em alguns casos, essas imagens podem ser visualizadas em uma sala especial, na qual, com um óculos es-pecial, pode-se enxergar o reservatório em relevo, permitindo percorrê-lo virtualmente.

Interpretação de seções sísmicas: os geólogos e geofísicos interpretam as imagens obtidas na busca de situações mais favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos ou para caracterizar reservatórios produtores, melhorando o gerenciamento da produção.

Construção de mapas geológicos: como produtos da interpretação das seções sís-micas, são gerados mapas estruturais, onde as curvas de contorno correspondem a um determinado evento geológico.

Escolha de pontos de perfuração: além das estruturas, uma série de feições geológi-cas é reconhecida através de padrões típicos relacionados com depósitos sedimentares, camadas e domos de sal, evolução estratigráfica e até a detecção direta de hidrocarbo-netos poe meio da análise de anomalias. Essas interpretações podem indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos e são analisadas em detalhes para orientar a escolha do local para a eventual perfuração de um poço pioneiro.

PERFURAÇÃO DE POÇOSDe posse dos dados prospectados são efetuadas perfurações nos pontos escolhidos,

buscando a descoberta de petróleo e gás natural e o melhor conhecimento do campo, visando a preparação para a etapa de produção, nos casos de sucesso.

Perfuração de poços estratigráficos: dentro da fase exploratória, com freqüência e paralelamente às investigações geológicas e geofísicas, executam-se perfurações ra-sas, de cuja estratigrafia (ou seja, o conhecimento da seqüência e da disposição das camadas geológicas) é possível, às vezes, determinar uma anomalia estrutural. São os chamados poços estratigráficos, nos quais até, eventualmente, pode ser descoberta uma acumulação de petróleo ou gás natural.

Perfuração de poço pioneiro descobridor: esse é o primeiro poço profundo que aparece numa área delimitada e considerada promissora pelas interpretações sísmicas e geológicas. Sua função é descobrir petróleo e gás natural, ou seja, constatar, ou não, a acumulação de hidrocarbonetos em determinado ponto, além de fornecer dados geo-lógicos para uma melhor compreensão da subsuperfície.

Perfuração de poços de extensão para a delimitação da jazida: confirmada uma acumulação de petróleo, novos poços são perfurados - geralmente a grandes distâncias do poço descobridor - com vista à delimitação da jazida e avaliação técnico-econômica da sua extração.

Planejamento da perfuração: o projeto do poço determina as várias fases de perfu-

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ração, envolvendo a seleção da técnica apropriada (para a perfuração, cimentação e revestimento do poço), do tipo de sonda, da unidade de perfuração, dos vários equipa-mentos (brocas, colunas de perfuração e reves-timento, ferramentas de monitoração e controle de trajetória do poço, ferramentas de perfilagem, etc.) e dos fluidos de perfuração. No projeto e execução do poço são considerados os fatores econômicos e, principalmente, os aspectos de segurança inerentes à operação.

Uso de fluidos: chama-se lama de perfuração uma mistura de argila, aditivos químicos, água, etc, que é injetada no poço por meio de bombas e mantém a pressão ideal para que suas pare-des não desmoronem, servindo, também, para lubrificar a broca e arrastar o material triturado até a superfície. Mas, a principal finali-dade da lama é deter o gás e o petróleo, em caso de descoberta. Se o peso da lama torna-se inferior à pressão da formação, ocorre fluxo da formação para o poço (kick) e, em caso extremo e indesejável, pode conduzir à perda do controle do poço (blow out), podendo resultar em graves conseqüências materiais e pessoais. O acesso seguro ao poço só pode ser feito depois da instalação do Blow Out Preventer (BOP), um conjunto de válvulas que fecha o poço em casos de emergência.

Acompanhamento geológico: enquanto se processa a perfuração, todo o material triturado pela broca vem à superfície misturado à lama. De posse desse material, o geó-logo examina os detritos nele contidos e, aos poucos, vai reunindo, com mais precisão, a história geológica das sucessivas camadas rochosas vencidas pela sonda.

Coleta de amostras: do material recolhido, os geólogos efetuam análises palentoló-gicas e petrográficas em laboratório.

Cimentação: é a vedação hidráulica entre diversos intervalos permeáveis do poço, impedindo a migração de fluidos por trás do tubo de revestimento, além de proporcionar suporte mecânico.

Avaliação de formações: com base nas atividades executadas anteriormente e em estudos, são definidos em termos qualitativos e quantitativos o potencial de uma jazida, isto é, sua capacidade produtiva e a valoração das suas reservas de petróleo e gás natural. A avaliação das formações baseia-se, principalmente, na perfilagem e nos testes de formação a poço aberto, de pressão a poço revestido e mesmo nos de longa duração.

3.2.2 Produção de petróleo e gás natural

Essa é a fase voltada para a extração de reservas de petróleo e gás natural onshore e offshore. Pode ser desdobrada, para fins de análises, nas seguintes etapas:

PLANEJAMENTO DA PRODUÇÃOEssa etapa se compõe na elaboração do plano de desenvolvimento de um campo,

que engloba a posição, o tipo e o número de poços a serem perfurados, sendo divi-dida nos ciclos de estudo de viabilidade, projetos preliminar e final, implementação do projeto, produção e abandono do campo.

Elaboração de estudos e projetos de engenharia de reservatório: esses estudos visam avaliar as reservas petrolíferas, emitir diretrizes sobre sua exploração e quantifi-car o perfil de produção de uma jazida visando maximizar seu valor econômico.

Modelagem de reservatório: com base nos dados exploratórios e a partir de equa-ções e softwares especializados, é possível modelar o comportamento do campo petrolí-fero, através de simuladores numéricos que reproduzam o modelo físico do reservatório, buscando conhecer o comportamento de fases dos seus fluidos (petróleo, gás natural e água) e os mecanismos que controlam o seu escoamento no meio poroso.

Como a quantidade de dados e informações é sempre insuficiente para delinear com-pletamente um reservatório e definir suas propriedades, na medida em que a produção

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aumenta, mais e mais dados são obtidos e incorporados ao modelo inicialmente idealiza-do. Portanto, uma característica dessa atividade é o contínuo aprimoramento da descrição do reservatório, o que implica que essa etapa ocorre ao longo de toda a produção.

Avaliação técnico-econômica da extração: nessa etapa, através de um trabalho integrado, no qual especialistas de diferentes disciplinas trabalham em conjunto, é quantificado o valor econômico de um campo de petróleo e definido o plano ótimo para seu desenvolvimento.

Engloba as atividades de determinação das propriedades petrofísicas das rochas-reservatório e dos fluidos da formação produtora de petróleo e gás natural; a estima-tiva da reserva; o acompanhamento, planejamento e desenvolvimento de campos; a interpretação de resultados de testes de pressão; a simulação e previsão de compor-tamento de reservatórios de óleo e gás e escolha de métodos de recuperação, levando em consideração as atividades subseqüentes e os aspectos externos, critérios ambien-tais, gerenciamento do reservatório, perfuração, completação e intervenção de poços, sistemas de produção, sistemas de exportação e análises econômicas e de risco.

Definição dos mecanismos primários de produção: após a avaliação técnica ge-ral do item anterior inicia-se o detalhamento das etapas contempladas na avaliação econômica. A primeira é a análise e a compreensão dos mecanismos de produção, ou seja, qual é o conjunto de energias presentes no reservatório responsável pela produ-ção primária de hidrocarbonetos.

Utilizando os dados levantados e simulados, analisa-se se os fluidos contidos no reservatório dispõem de energia para que possam ser produzidos por pressão.

São considerados dois efeitos: o de descompressão (que causa a expansão dos fluidos no reservatório e a contração do meio poroso) e o deslocamento de um fluido por outro (mecanismo de gás natural em solução, mecanismo de capa de gás natural, mecanismo de influxo de água, segregação gravitacional e mecanismos combinados), além da expansão de gás, para os poços de gás natural.

Definição de métodos de recuperação secundária e terciária: nos reservatórios cujos mecanismos primários de produção são pouco eficientes são empregados me-canismos de recuperação secundária, ou adicional, que interferem nas características naturais do reservatório. Basicamente, são métodos mecânicos, químicos e térmicos.

O método mecânico é simplesmente a injeção de um fluido em um reservatório com a fi-nalidade de retardar a queda da pressão do reservatório abaixo da pressão de saturação e facilitar o deslocamento do petróleo para fora dos poros da rocha, sem qualquer interação química ou térmica. Dependendo do reservatório, pode ser injetado água ou gás natural, constituindo a chamada recuperação secundária.

Quando o petróleo é muito viscoso, procura-se aquecê-lo, buscando diminuir sua visco-sidade para aumentar a sua recuperação, o que é feito por métodos térmicos:

1. Aquecendo um fluido na superfície e injetando no reservatório, usando água muito quente, mas, ainda líquida, ou o vapor d’água, para transportar a energia térmica.

2. A combustão in situ, ou seja, gerando calor no interior do reservatório a partir da quei-ma de parte de petróleo ali existente.

Outros métodos de recuperação terciária são os processos químicos em que se pressupõe uma interação química entre o fluido injetado e os fluidos do reservatório. São eles: a injeção de solução de polímeros, de tensoativos, de microemulsão, de solução alcalina, etc.

DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃOÉ a etapa central de toda a Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural, onde, efetiva-

mente, são produzidos o petróleo e o gás natural. Envolve aspectos múltiplos, além do tecnológico, como a administração da produção, o gerenciamento de projetos, o controle de qualidade, a análise de risco e a otimização de sistemas.

Cobre as etapas típicas de perfuração, completação, elevação artificial, sistema de coleta da produção, unidades de produção, sistema de escoamento da produção, segu-rança operacional, proteção ambiental e, ao final, a desativação do campo.

Perfuração dos poços de desenvolvimento e produção: após a perfuração dos po-ços exploratórios, dá-se início à produção de petróleo e gás natural propriamente dita, com

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a perfuração de poços de desenvolvimento, conforme definido no planejamento da produ-ção. Cada um dos poços é testado e avaliado, para entrar, efetivamente, em produção.

Em muitos casos, os poços pioneiros e os de delimitação também são aprovei-tados para produzir. Uma perfuração mobiliza numerosos equipamentos e dezenas de profissionais especializados, entre eletricistas, mecânicos, sondadores, torristas, plataformistas e soldadores, sem falar na presença obrigatória de geólogos e enge-nheiros especializados.

Em terra, a perfuração é feita com uma sonda, composta de uma broca rotativa ins-talada na extremidade de uma coluna de perfuração, montada em uma torre metálica apoiada em uma base.

Na plataforma continental submersa, ou seja, no mar, a perfuração é realizada com a utilização de plataformas fixas ou flutuantes. Em águas rasas, podem ser usadas as plataformas jack-up, ou auto-eleváveis, que dispõem de três ou mais pernas que apóiam-se no fundo do mar. As pernas, que às vezes chegam a 150 metros de comprimento, são movimentadas por sistemas hidráulicos ou elétricos quando levantadas. A plataforma toma a forma de uma balsa, que é rebocada, caso não possua propulsão própria.

As plataformas semi-submersíveis, mais usadas, são munidas de colunas de lastro responsáveis pela estabilidade da plataforma, sustentadas por pontoons, uma espécie de pequenos submarinos.

São utilizados, também, os navios-sonda, que têm aparência de navios convencionais, com a característica de que possuem, ao centro, uma torre e uma abertura pela qual é feita a perfuração.

Nos navios de posicionamento dinâmico, sistemas de computação acionam os thrusters que fazem com que a embarcação, mesmo sofrendo o movimento das ondas, mantenha uma posição estável, não interferindo na perfuração.

Completação dos poços: é o conjunto de operações feitas, após a perfuração, para deixar o poço em condições de operar de forma segura e econômica durante toda a sua vida útil produtiva, deixando-o capaz de produzir petróleo e gás natural ou, ainda, injetar fluidos no reservatório. Estão inclusos nessa etapa:

Perfilagem: para avaliar a qualidade da cimentação feita na etapa de perfuração, é realizada a perfilagem, onde geralmente são utilizados perfis acústicos que medem a aderência do cimento ao tubo de revestimento e à formação geológica do reservatório.

Instalação da coluna de produção, cabeça do poço e árvore de natal: confor-me explicado anteriormente, o acesso seguro ao poço, tanto na perfuração como na completação, depende da instalação do Blow Out Preventer (BOP), um conjunto de válvulas que fecha o poço em casos de emergência. No início da completação, o BOP é instalado sobre a cabeça de produção e, no final, com o poço amortecido por uma coluna de lama pesada, é feita a retirada do BOP e a colocação da árvore de natal.

A coluna de produção, constituída basicamen-te por tubos metálicos, é descida pelo interior do revestimento de produção com as finalidades de conduzir os fluidos produzidos até a superfície e proteger o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas, para permitir a instalação de equipamentos para a elevação artificial.

A árvore de natal é um conjunto de válvulas que permitem, principalmente, o controle do flu-xo do poço e o acesso ao anular para gas lift, mas, também, possibilitam operações de parti-da, limpeza e intervenção.

Para iniciar a produção do poço, é necessário aliviar o peso da coluna de lama. Além das válvu-las de bloqueio na árvore de natal, wing e mas-ter valves, durante a completação é instalada na coluna de produção, pouco abaixo da cabeça do

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poço, a válvula de segurança de subsuperfície Down Hole Safety Valve (DHSV), que constitui a principal segurança do poço de produção.

Canhoneio: é a perfuração do revestimento ao longo do trecho de produção do poço, colocando em comunicação a parte do reservatório onde ocorrem os hidro-carbonetos e a linha de produção, usando-se cargas explosivas especialmente mol-dadas para sua extração. Essa operação, obviamente, não é realizada em poços horizontais.

Implantação das instalações de coleta, de tratamento e armazenamento e de escoamento: trata-se da construção das instalações que serão utilizadas na etapa ini-cial da produção. O item 2.8 deste relatório dá uma visão do estágio atual da tecnologia offshore, mostrando os projetos desenvolvidos no Brasil e, especialmente, no Estado do Espírito Santo.

Coleta da produção: no campo de produção, todo o petróleo extraído é enviado desde a cabeça dos poços por uma rede de coleta, composta de oleodutos ou linhas flexíveis, em alguns casos passando por manifolds, até as estações coletoras terrestres ou plantas de processamento nas unidades de produção offshore.

Unidades de produção offshore: as plataformas semi-submersíveis e os navios Floating, Production, Storage e Offloading (FPSO) constituem as opções mais usadas no Brasil para a produção em águas profundas, existindo outras opções no mundo, destacando-se a Tension Leg Platform (TLP) e as torres complacentes como outras op-ções utilizadas no exterior. As plataformas fixas, também muito usadas, têm o seu uso limitado a lâminas d’agua de até 300 metros.

Condicionamento: separação do óleo, da água, do gás natural e das impurezas. A produção traz à superfície uma mistura de petróleo, gás natural, água e impurezas em suspensão. Esses fluidos são tratados ou condicionados em instalações (separadores, tratadores, etc) e transferidos para os tanques de armazenamento, sendo depois envia-dos às refinarias.

No capítulo sobre logística já foi detalhada a destinação do óleo, água e gás sepa-rados, lembrando que a água oleosa produzida pode ser descartada após tratamento ou ser usada como parte da água a ser reinjetada. O gás natural tem um processamen-

to mais complexo, especialmente nas produções offshore mais distantes, envolvendo, principalmente, compressão e desidratação, mas, em alguns casos, é necessário um tratamento especial para a retirada de gases ácidos (CO2, H2S, etc).

ANÁLISE E CONTROLE DA PRODUÇÃOEstando implantado o sistema de produção, ao longo de sua existência são executa-

das diversas atividades de análise e controle que demandam ações que visam otimizar o seu funcionamento em relação à produtividade e à segurança.

Recuperação suplementar da jazida: é feita com a injeção de fluidos (gás natural, água, vapor, etc.) visando extrair uma parcela adicional do óleo.

Elevação artificial: utilizada quando as pressões no fundo do poço não são suficien-

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tes para fazer subir o petróleo ou para aumentar a produção de um poço. Nesse caso, recorre-se ao levantamento artificial, seja com o conhecido “cavalo de pau”, que realiza o bombeio mecânico, muito usado em terra nos poços de baixa vazão, com o sistema de gas lift na elevação com diluição da coluna com injeção de gás natural, ou com o bombeio hidráulico e as bombas centrífugas de fundo.

Testes de formação: a pressão média de um reservatório vai declinando durante a produção. Esse é o fenômeno da depleção que depende das características do reser-vatório, das propriedades dos fluidos nele contidos e do histórico de produção (vazão x tempo). Os testes de formação visam detectar uma depleção, bem como obter a pres-são estática, calcular a produtividade na formação e estimar algum dano à formação. Esses testes, já mencionados anteriormente, são realizados inicialmente no teste de formação a poço aberto, seguem nos testes a poço revestido e ao longo da vida do campo com os registros de pressão no fundo do poço.

Testes de produção: nas facilidades de produção, é imprescindível o separador de teste para onde diariamente é destinado um dos poços para obtenção dos dados de produção que balizam os estudos do pessoal de reservatório.

DESATIVAÇÃOÉ a etapa final do processo de produção e compreende: Retirada das instalações: quando um poço é retirado de operação, ele deve ser

tamponado, conforme determinado pela ANP, de forma a minimizar riscos de acidente e danos ao meio ambiente, podendo ser um abandono temporário e/ou definitivo.

Recuperação da área: essa é a atividade final em todo o processo de produção, constituindo-se no conjunto de atividades que visam recuperar a área onde estavam instalados os sistemas de produção tanto do poço quanto de todas as demais ins-talações, buscando trazer à área as condições naturais o mais próximo de antes de sua utilização.

3.2.3 Transporte e armazenamento de petróleo bruto

É a etapa em que o petróleo extraído é armazenado e escoado até os terminais marí-timos e refinarias.

Armazenamento da produção no local de produção: depois de tratado, o petróleo é estocado em tanques enquanto aguarda sua destinação.

Escoamento: após ser tratado, o petróleo é encaminhado para o refino com a ajuda de bombas que o conduz através de oleodutos, ou por modal rodoviário, ferroviário ou hidroviário, até os tanques dos terminais marítimos.

TERMINAIS MARÍTIMOSTerminais marítimos abrigados e em mar aberto: são portos especiais que permi-

tem a amarração de um ou vários navios, possuindo equipamentos para bombear e esto-car o petróleo, para encaminhá-lo a outros terminais marítimos próximos às refinarias. Os abrigados são construídos na costa, em locais escolhidos em função de estudos oceano-gráficos que consideram a profundidade, os ventos, as ondas e as correntes marítimas. Os construídos em mar aberto usam sistema de várias bóias, ou monobóias, conforme as condições marítimas sejam mais ou menos favorá-veis, respectivamente.

Armazenamento de petróleo em tanques: enquanto aguarda o embarque, o petróleo é es-tocado em tanques situados ao lado dos terminais marítimos, construídos em aço carbono, com di-mensões variadas e respeitando rígidos padrões de segurança.

Embarque e desembarque do petróleo nos navios: é a operação em que o petróleo é bom-beado para o navio petroleiro ou dele para o terminal.

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Navios-petroleiros: são navios especiais, projetados e construídos para o transpor-te de petróleo, que possibilitam reduzir o custo de seu transporte. Basicamente, é um grande tanque flutuante, dividido em uma série de compartimentos, construídos de modo a poderem ser cheios separadamente, compostos de um grande conjunto de válvulas, tubulações e bombas.

DUTOSOleodutos: são tubulações projetadas, construídas e operadas de forma a transportar

grandes quantidades de petróleo a grandes distâncias, da maneira mais econômica e se-gura. É composto, além da tubulação, de estações de bombeamento do fluido, variando em número e potência em função da distância e do relevo topográfico da região por onde passa.

Polidutos: são tubulações, basicamente, iguais aos oleodutos, capazes de transportar diferentes fluidos, petróleo ou algum de seus derivados, mantendo as características de sua economicidade.

Interação dos oleodutos com o meio ambiente: por tratar de um ativo, que encontra-se enterrado ou à superfície ao longo de grandes extensões, em geral próximo às estra-das, e atravessando áreas urbanas, os aspectos ambientais dos oleodutos (e polidutos) devem ser considerados.

3.2.4 Refino do petróleo bruto

O Anexo 8.5 mostra as etapas e os principais processos envolvidos na atividade de refino para a produção de combustíveis e lubrificantes.

Essa é a etapa em que o petróleo bruto, que é uma mistura de compostos orgânicos e inorgânicos onde predominam os hidrocarbonetos, é separado nas frações desejadas para processamento e transforma-ção em produtos de maior valor agregado. Os processos de refino envolvem a passagem do petróleo por unidades de destilação, con-versão, tratamento, etc, visando obter combustíveis, lubrificantes e parafinas em unidades industriais conhecidas como refinarias.

REFINO PARA OBTENÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E MATÉRIA-PRIMA

É o principal objetivo de todas as refinarias, por ser essa a maior de-manda. São produzidos combustíveis como gasolina, Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), querosene de aviação e de iluminação, lubrificantes, óleo diesel, óleo combustível, entre outros.

REFINO PARA OBTENÇÃO DE LUBRIFICANTES E PARAFINASEm função do tipo de petróleo, pode se produzir lubrificantes, existindo algumas refina-

rias, como Reduc e RLAM, que possuem unidades para produção de lubrificantes, além da produção de combustíveis. Na Lubnor (CE), conforme mencionado anteriormente no capítulo sobre produção terrestre no Espírito Santo, é produzido um tipo especial de lubri-ficante naftênico a partir do petróleo do campo de Fazenda Alegre.

No refino moderno, o processo de hidrocraqueamento para a produção de lubrificantes, co-nhecido como rota hidro-refino, é atualmente o mais usado nos países de primeiro mundo.

3.2.5 Transporte e armazenamento dos derivados

Uma vez refinado e obtidos os derivados de petróleo, esses precisam chegar ao mer-cado consumidor, o que implica em atividades de logística, cuja primeira fase são o trans-

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porte e o armazenamento até as bases primárias de estocagem dos produtos, que, pos-teriormente, são encaminhados às bases secundárias de distribuição, em função das demandas.

As diversas possibilidades de transporte nessa etapa e os tipos de armazenamento necessários são representados a seguir:

TRANSPORTE POR MODAL RODOVIÁRIOCaminhões-tanques interligando as refinarias às bases primárias.Caminhões-tanques interligando as bases primárias às bases secundárias.

TRANSPORTE POR MODAL DUTOVIÁRIOOleodutos interligando as refinarias às bases primárias.Oleodutos interligando as bases primárias às bases secundárias.

TRANSPORTE POR MODAL FERROVIÁRIOVagões ferroviários interligando as refinarias às bases primárias.Vagões ferroviários interligando as bases primárias às bases secundárias.

TRANSPORTE POR MODAL HIDROVIÁRIONavios interligando terminais marítimos próximos às refinarias às bases primárias.

ARMAZENAMENTOTanques de recebimento dos terminais marítimos para armazenamento dos derivados

recebidos das refinarias.Tanques de armazenamento das distribuidoras para o armazenamento dos derivados

recebidos das refinarias ou dos terminais marítimos.Tanques de mistura das distribuidoras para mistura de produtos ou adição de adi tivos.

3.2.6 Distribuição e comercialização dos derivados

A distribuição compreende a entrega dos derivados a diversos clientes varejistas em diferentes locais, atendendo a uma demanda em um determinado tempo e local. É uma atividade correlata à comercialização, por essa antecipada, definida pelo pedido do clien-te, que reflete a demanda dos usuários finais.

Compreende a etapa final de transporte dos derivados que chegam até os postos de abastecimento que o comercializam, ao lado de outros serviços, como borracharia, etc, e de outras atividades comerciais, nas lojas de conveniência e afins.

TRANSPORTE POR MODAL RODOVIÁRIOCaminhões-tanques interligando as bases secundárias aos postos de abastecimento

varejistas.Caminhões-tanques interligando as bases secundárias aos grandes consumidores.

POSTOS DE ABASTECIMENTOTanques dos postos varejistas para armazenamento dos derivados recebidos das dis-

tribuidoras.Abastecimento de veículos com gasolina ou óleo diesel.Testes de qualidade dos derivados do petróleo.Prestação de serviços mecânicos e/ou comerciais.

3.2.7 SMS

Cada vez mais, as empresas do setor petrolífero cuidam dos aspectos de saúde de seus empregados, de sua interação com o meio ambiente que cerca seus ativos e com a segurança de seus empregados e de suas instalações. Isso é conhecido pela sigla SMS, envolvendo, portanto, saúde funcional, interação com o meio ambiente e segurança industrial em todas as atividades da Cadeia de Produção de Petróleo e Gás Natural.

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4.1 PESQUISA DE CAMPO

Para detalhamento da Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural do Espírito San-to foram aplicados 161 questionários.

4.2 PERFIL DAS EMPRESAS PESQUISADAS NO CAMPO

Os dados resultantes da aplicação do questionário a 161 empresas do Espírito Santo estão representados nas tabelas e gráficos do Anexo 8.6.

4.3 ANÁLISE DOS RESULTADOS(em conformidade com os itens do questionário)

Itens 2.1 a 2.10 - Caracterização da EmpresaNa elaboração do Estudo da Cadeia de Petróleo e Gás do Espírito Santo, foram

entrevistadas 161 empresas, contemplando empresas capixabas com potencial já de-monstrado em outros arranjos produtivos e empresas com tradição na atividade, que começam a deslocar-se para o Estado. Esse fluxo tende a crescer, pois as empresas locais prevalecem nessa pesquisa, mesmo descontando as empresas recém-chega-das, mas caracterizadas como locais, no referido questionário.

Das empresas entrevistadas, 150 são capixabas ou já possuem escritórios no Espí-rito Santo, sendo 69 em Vitória, 74 na Grande Vitória e quatro em São Mateus.

Pelo tipo de atividade exclusiva, tem-se: 18 indústrias, 17 empresas comerciais, 81 prestadoras de serviços especializados, 14 prestadoras de serviços não-especializa-dos, 12 classificadas em mais de uma atividade, indústrias e serviço especializado, 17 empresas comerciais e de serviços especializados, duas empresas comerciais e de serviços não-especializados e uma empresa que presta serviço especializado e não-especializado.

A seleção de 101 pequenas empresas por número de empregados, além do critério do Sebrae, contou adicionalmente com a exclusão de oito empresas de grande porte, estando, como exemplos de empresas enquadradas nessa avaliação, a Schlumber-ger, a Prysmian e a TSA Tubos Soldados Atlântico, que ainda encontram-se em fase de instalação e crescimento no Estado. Duas empresas classificadas como indústrias e serviços especializados, contando com entre 50 e 99 empregados, foram incluídas como pequenas empresas pelo critério adicional de faturamento de pequena empresa, segundo o critério do BNDES, ou seja, faturamento anual abaixo de R$ 2.400.000.

No desenvolvimento do estudo, prevaleceu o critério de número de empregados e, apenas para efeito de análise, determinou-se 83 pequenas empresas pelo critério de faturamento, salientando, porém, que seis não responderam a questão sobre fatu-ramento, sendo duas delas grandes empresas, pelo critério de número de emprega-dos.

A elaboração do diagnóstico é, sem dúvida, uma tarefa difícil e dinâmica que requer atualização e nunca é demais enfatizar que essa indústria ainda está em fase de crescimento, mas, pela grandeza dos números, pode-se caracterizar como modestos os valores levantados nessa pesquisa, pois considerando as 161 empresas entrevis-tadas, em apenas 10% das empresas o negócio petróleo representa mais de 50% do faturamento.

Essa questão foi respondida por apenas 40% das entrevistadas, ou seja, 60 empre-sas que já atuam na atividade de petróleo. Fica claro, ao longo da pesquisa, limitações como essa a certas questões, ditadas pelo processo de adequação, em andamento,

4 PARQUE EMPRESARIAL DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO NO ESPÍRITO SANTO

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dos fornecedores capixabas de bens e serviços à atividade crescente da indústria do petróleo no Espírito Santo.

Itens 3.1 a 3.6 - Qualificação empresarial

Item 3.1 - Planejamento estratégicoPelos altos percentuais de respostas apresentadas no item sobre planejamen-

to estratégico, pode-se concluir que a quase totalidade das empresas pesquisa-das conhece bem suas competências, ameaças, oportunidades, fatores críticos de sucesso, etc, mas, ao filtrar as informações, estranha-se a não-coincidência entre as empresas que responderam negativamente a algumas questões e, deta-lhando mais ainda, observa-se que somente cerca da metade das entrevistadas cumpre efe tivamente a etapa completa, ou melhor, discutem, definem, escrevem e divulgam, para todos, a missão, a visão, os princípios, etc, embora quase todas res-pondessem que discutem esses temas em suas empresas. Esses números caem um pouco na definição de estratégias e, se no estabelecimento de metas e indicadores, todos, sem exceção, já discutiram o assunto, 2/3 dos entrevistados fecharam o ciclo com definição, documentação e divulgação para todos. O dono ainda responde sozi-nho pelo planejamento da empresa em 10% das empresas entrevistadas e esse per-centual cresce para 16% quando são consideradas apenas as pequenas empresas.

Ao analisar as 161 empresas do ponto de vista de excelência, num critério rígido de qualificação, juntando as respostas, verifica-se que 39 empresas (24% das entre-vistadas) afirmaram discutir, definir, documentar e divulgar para todos as competên-cias, oportunidades, ameaças, fatores críticos de sucesso, missão, visão e princípios que as regem, além de estabelecer estratégias para chegar a essa visão e, também, metas anuais. Só 14 empresas (20% das 69 entrevistadas) de Vitória atingiram essa excelência. Entre as 101 pequenas empresas, somente uma foi aprovada.

Item 3.2 - Planejamento financeiroEncontram-se melhores resultados, pois somente 6% não praticam qualquer tipo

de planejamento financeiro, 2/3 das empresas fazem e acompanham o orçamento anual e 73% fazem reserva programada para aquisição de mercadorias.

Ao analisar as 161 empresas do ponto de vista de excelência, no critério rígido de qualificação, verifica-se que somente 77 afirmaram ter planejamento financeiro, fa-zendo e acompanhando o relatório anual e elaborando demonstrativo de resultados do exercício ou balanço patrimonial. Dessas, só 60 fazem reserva programada de caixa para aquisição de mercadorias em melhores preços. Em Vitória, chega-se ao final com 23 empresas, enquanto 30 pequenas foram aprovadas.

A grande maioria das empresas entrevistadas investe com recursos próprios ou reinversão de lucros e somente 18% recorrem a empréstimos bancários. Todas investiram em novas instalações e equipamentos, sendo que 16% das empresas investiram mais de um milhão de reais nos dois últimos anos, 16% não têm previsão de investimento em ampliações ou novas instalações e 17% não investirão acima de um milhão de reais nos próximos dois anos. Apenas 13% das empresas afirmaram que não vão investir em tecnologia nos próximos anos, caindo esse percentual para 9% quando consideramos somente as pequenas empresas. A principal necessida-de de empréstimos é para capital de giro ou investimento em ativo fixo, para mais da metade dos entrevistados, com 4% utilizando empréstimos para pagamento de fornecedores e 38% não usando, caracterizando um nível baixo de endividamento. Somente 11% usam o Bandes como agente financeiro para empréstimos, contra 52% em bancos públicos e privados e 35% que não captam qualquer financiamento.

Item 3.3 - Controle de custosQuase todas as empresas usam um método para determinação de custos, mas

apenas 26% usam um software especializado em gestão e planejamento de custos e 16% não sentem satisfação e segurança quanto à precisão no método utilizado. Mas, juntando as respostas das empresas que afirmam ter um controle de custos, separado por produtos ou centro de custos ou aquelas que têm um software espe-

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cializado, com a resposta das que afirmam haver segurança quanto ao método utili-zado, chega-se a 81 empresas no total, sendo 43 entre as pequenas empresas e 33 aprovadas na capital.

Quanto à distribuição dos custos, o item mão-de-obra representa 36% na pesquisa para as 161 empresas e 35% para as pequenas empresas. Quanto ao ciclo financei-ro, as empresas têm, em média, um mês para o pagamento de fornecedores e para a produção contra o serviço prestado, 35 dias para o recebimento de vendas e cerca de 15 dias para o estoque de matéria-prima. As pequenas empresas têm um prazo menor para o recebimento de vendas e um prazo maior para o estoque de matéria-prima e, também, um mês para os outros itens.

Item 3.4 - Gestão de pessoal e recursos humanosTodos os processos de seleção para contratação de novos funcionários foram

mencionados nas entrevistas, mas o currículo e a entrevista prevalecem como os métodos mais usados.

O plano de cargos e salários não existe para 24% das empresas entrevistadas e esse percentual cresce para 31% no caso das pequenas empresas. A definição dos cargos, funções e pré-requisitos não apresentaram problemas, mas para 34% dos entrevistados, 44% no caso das pequenas empresas, não há um plano de carreira definido que mostre a possibilidade de ascensão profissional dentro da empresa.

A política de avaliação de desempenho e de reconhecimento existe para cerca de 60% dos entrevistados, seja na amostragem total ou somente para as pequenas empresas.

A principal forma de pagamento limita-se ao salário fixo para 55% dos entrevis-tados e, entre os benefícios oferecidos pela empresa aos seus funcionários, 92% pagam vale-transporte, 78% fornecem vale-refeição e 66% das empresas possuem plano de saúde para seus funcionários, mas somente 4% oferecem previdência pri-vada, sendo esses percentuais ligeiramente inferiores no universo das pequenas empresas.

Há uma boa prática de disseminação de informações entre os funcionários das empresas, sendo que as reuniões e encontros prevalecem como as mais usadas. A grande maioria das sugestões de melhorias para o trabalho apresentadas pelos empregados é acatada de alguma forma e em 74% das empresas constatou-se rota-tividade abaixo de 15% ao ano.

Item 3.5 - Comercialização e marketingEmbora todos os métodos tenham sido citados, as visitas pessoais prevalecem

(30%) como as mais usadas pelas empresas para conhecerem seu mercado, sendo esse percentual um pouco maior para as pequenas empresas. Somente 37% das entrevistadas não têm área ou política de divulgação, marketing e melhoria da ima-gem da empresa, sendo o contato direto o meio de divulgação mais utilizado pelas empresas, abrangendo cerca de metade das entrevistas.

Item 3.6 - Ação socialQuanto ao desenvolvimento de ações que demonstrem o comprometimento da

empresa com os aspectos de responsabilidade social, em 21% do total das empre-sas e em 13% das pequenas empresas há práticas de apoio e promoção de ações de responsabilidade social. É importante salientar que, em termos de certificação, esse percentual caí para 3% (cinco das 161 empresas entrevistadas), não existindo certificações entre as pequenas empresas ou nas empresas de Vitória.

Itens 4.1 a 4.4 - Qualificação de mão-de-obraNa área de produção se encontram os empregados de menor escolaridade e, en-

tre as de maior escolaridade, aparecem as áreas gerenciais, seguidas das áreas administrativa e financeira, vendas e, por último, a área de produção. Quanto à oferta de treinamento visando à capacitação dos empregados, somente 6% das empresas nada oferecem de treinamento aos empregados, enquanto apenas 43% das empre-

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sas oferecem treinamento para todos os empregados. Esses percentuais são prati-camente os mesmos encontrados para as pequenas empresas.

Entre as entidades fornecedoras de treinamento, apesar da grande variedade, des-tacam-se as escolas particulares com 22,7%, seguidas de outras fontes com 19,3%, o Sebrae com 13,9%, o Senai com 13,3%, o Senac e as universidades com 6,8%

Já entre as pequenas, depois de outras fontes com 23,4%, seguem as escolas particulares com 21,8%, o Sebrae com 18,8%, o Senai com 10,2%, o Senac com 7,6% e as universidades com 5,6%. A participação dos empregados em eventos e palestras técnicas não existe para 12% das empresas entrevistadas e para 15% das pequenas empresas.

Item 5 - Qualificação tecnológicaEm poucas empresas os processos não estão claramente definidos e para 58%

das entrevistadas, além de definidos, os processos estão sendo executados em conformidade com os padrões documentados.

Também, para poucas empresas, há inadequação de fluxo ou layout e, em cerca de 60%, eles estão totalmente adequados. Poucas empresas não fazem acompanha-mento operacional e 60% têm indicadores com metas de resultados para eles. Mas, esses valores, tanto para adequação de fluxo e layout como para o perfeito acompa-nhamento operacional, caem para cerca de 50% para as pequenas empresas.

Quanto à implementação de melhorias e inovações nos produtos, serviços, pro-cessos e instalações, os indicadores mostram que cerca de 80% das empresas pro-movem melhorias freqüentemente, embora somente 29% de forma sistematizada, sendo os percentuais ligeiramente inferiores para pequenas empresas.

Embora praticamente todos avaliem as novas tecnologias, somente 47% as apli-cam sistematicamente para melhorias nos produtos, processos, serviços e instala-ções. Nesse item, as pequenas empresas aparecem com 38%.

Com os critérios de excelência aplicados em execução de processos, adequação do projeto (fluxo, layout, etc), acompanhamento operacional e otimização, além da avalia-ção e aplicação de novas tecnologias, chega-se a somente 25 empresas que cumprem totalmente com todos esses itens, sendo nove pequenas e 13 da capital capixaba.

Em 97% das empresas os equipamentos têm menos de dez anos de uso, pratica-mente o mesmo resultado para as pequenas empresas.

A capacidade ociosa de 76% das empresas foi menor de 10%, em média, nos últimos 12 meses, percentual de 70% para as pequenas empresas.

Não há problemas para a aplicação de informática em 63% das entrevistadas, sendo o valor ligeiramente inferior para as pequenas empresas. Para a implantação de um sistema de compras on-line, 13% das empresas não estão preparadas, per-centual um pouco abaixo do encontrado para as pequenas empresas.

Item 6 - Certificações, afiliações e gestão da qualidadeEntre as empresas entrevistadas, 27% não possuem nem pensam em implan-

tar qualquer programa de qualidade, 82% não têm e nem pensam em implantar o Prodfor e 70% das empresas participam de alguma entidade de classe.

Como somente 55% dos entrevistados têm algum tipo de programa de gestão pela qualidade, um total de 38% no universo das pequenas empresas, fica claro uma limitação às imposições de inscrição no cadastro de fornecedores das grandes empresas de petróleo.

Esses números não sofrem grandes variações para as pequenas empresas. Os resultados são satisfatórios, acima de 80% das empresas pesquisadas, quanto à definição clara dos processos nas empresas.

Em quase metade das empresas ainda não foi implantado o Programa 5S. Quase todas as empresas realizam o controle de qualidade de produtos ou serviços, sendo que 90% realizam em toda linha de produção, mas somente 40% fazem controle após o produto estar no mercado. Cerca de 20% não têm nem estão implantando qualquer manual de qualidade.

O percentual de 5% para devolução pelo cliente ou retrabalho é efetivamente

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alcançado por 90% das empresas. Todos esses indicadores pioram ligeiramente ao considerar apenas as pequenas empresas.

Item 7 - Segurança, meio ambiente e saúdeOs riscos do ambiente de trabalho estão identificados e existem ações corretivas e

preventivas para 75% das empresas, decrescendo para 64% ao considerar somente as pequenas empresas. Em 14% das empresas não existem políticas ou diretrizes relativas à SMS.

A questão sobre tratamento de resíduos, aparentemente com bons resultados, não foi bem entendida, pois muitas empresas não responderam a esse item.

Aproximadamente metade das empresas entrevistadas têm uma comissão de em-pregados para a análise de ocorrências e o sistema de controle de investigação, ou seja, o registro e o controle de ocorrências.

Nas pequenas empresas há uma queda sensível nesses quesitos quanto à comis-são de empregados e ao controle de ocorrências, caindo para 32 e 40%, respectiva-mente.

Mais da metade das empresas não realiza simulados de rotina envolvendo planos de contingência.

É importante analisar a inconsistência das respostas que tem sido observada em outros itens, como planejamento estratégico, qualificação tecnológica, no item ante-rior sobre gestão de qualidade, bem como nesse item sobre SMS.

Considerando as melhores respostas sobre os itens, 117 empresas identificam os riscos e têm ações preventivas e corretivas, 69 têm suas políticas definidas, discuti-das, criticadas pelos gerentes e amplamente divulgadas, 81 empresas têm uma co-missão de empregados para análise e prevenção de acidentes e 86 têm um sistema informatizado para a investigação dos acidentes. Ao considerar todos esses itens con-juntamente, chega-se a 42 empresas, e ao se cruzar esse resultado com as 54 empre-sas que realizam simulados de rotina envolvendo planos de contingência, alcança-se um resultado final de 36 empresas, ou seja, 23% das entrevistadas.

Item 8 - Relacionamento entre empresasHá uma rejeição maior quanto ao compartilhamento de equipamentos, marca regio-

nal ou selo de comercialização, central de compras e desenvolvimento de produtos em conjunto, sendo bem menor a rejeição à idéia de compartilhar treinamento e parti-cipação em feiras. Para pequenas empresas a rejeição é ligeiramente maior.

Ainda que apenas 10% não tenham critérios para seleção de fornecedores, 64% já selecionam de uma forma sistematizada com avaliação de desempenho.

Os fornecedores estão localizados a mais de 500 quilômetros para 37% das empresas, 49% delas têm fornecedores de serviços tecnológicos a menos de 50 quilômetros e 75% têm os fornecedores de serviços não-tecnológicos situados a menos de 50 quilômetros. Os números são similares aos encontrados para as pequenas empresas, destacando que 60% delas têm os fornecedores de serviços tecnológicos a menos de 50 quilômetros.

A troca de idéias predomina como o principal tipo de relacionamento com fornece-dores e subcontratados.

Cerca de 90% avaliam a satisfação dos seus clientes, predominando a avaliação mensal, e 80% implementam ações com base nas pesquisas realizadas.

A troca de informações predomina também como a forma mais usada de relaciona-mento com os clientes. Os números para as pequenas empresas são similares, mas cabe destacar que os números, quanto à avaliação dos clientes e à implementação de ações, foram ligeiramente superiores.

A Petrobras destaca-se como o principal cliente para cerca de metade das empre-sas entrevistadas.

Os serviços terceirizados podem ser divididos em manutenção, mecânica e elétrica (33%), serviços contábeis e informática (36%), serviços gerais, higiene, limpeza, alimentação e trans-porte (27%), vendas (1%) e outros (3%). Para pequenas empresas, encontram-se: manu-tenção (35%), serviços contábeis e informática (39%), serviços gerais (24%), vendas (1%) e outros (1%).

61

Item 9 - Produtos Sebrae, Onip e CDVNão há nenhum meio de comunicação que se destaque, predominantemente, como

a forma com que as empresas tomaram conhecimentos do Sebrae, Onip e CDV.O Sebrae é o mais conhecido, mesmo sendo desconhecido por 8% da empresas

entrevistadas e por 1% das pequenas empresas.Esses percentuais crescem para 13% das empresas e 18% das pequenas empre-

sas, no caso da Onip. Quanto à CDV, os percentuais são de 32% das empresas e de 41% nas pequenas empresas.

TV, rádio, revistas, jornais e eventos são os meios mais citados, acrescentando ainda os cursos no caso do Sebrae.

Como entidade mais procurada prevalece o Sebrae, em relação à Onip e à CDV, com percentuais de 54, 36 e 10%, respectivamente. Quanto às empresas que nunca tiveram contato com essas entidades, constatou-se que 55% delas nunca tiveram contato com a CDV, 30% com a Onip e 15% com o Sebrae. Para as pequenas em-presas que já tiveram contato, esses percentuais mudam para 60, 33 e 7% para Sebrae, Onip e CDV, respectivamente.

As pequenas empresas que nunca tiveram contato atingem 55, 13 e 12% para CDV, Onip e Sebrae.

O Sebrae predomina amplamente quanto a treinamento e consultoria para mais de 80% das empresas, mas mantém um equilíbrio com a Onip no relacionamento por informação em 41%, sendo 15% para CDV.

Quando analisadas separadamente, 71% das empresas revelaram conhecer a Onip e 47% são cadastradas, sendo 73 e 46%, respectivamente, no caso das pe-quenas empresas.

A CDV é conhecida por 41% das empresas, mas só 20% sabem sua função, com 66 e 23% para as pequenas empresas.

Os produtos do Sebrae são conhecidos por 86% das empresas e 50% já utilizaram algum tipo de produto. Esses percentuais crescem para 90 e 58% para as pequenas empresas.

Em Vitória, a Onip é conhecida por 78%, o Sebrae por 87% e a CDV por 54% das empresas entrevistadas.

Item 10 - LogísticaA localização da empresa é adequada para 93% das entrevistadas e a escolha do

local foi determinada pela existência de lote ou galpão apropriado à instalação da empresa para 41%. A proximidade do mercado foi o fator predominante para 23% das empresas e, por último, a oportunidade de negócio prevaleceu para 17%. Os números das 101 pequenas empresas estão bem próximos aos mencionados para o total das empresas entrevistadas.

Item 11 - Qualificação gerencialNa administração de 71% das empresas, predomina o proprietário na administra-

ção e esse percentual cresce para 81% no caso das pequenas empresas.Como fonte de informação para atualização dos conhecimentos gerenciais e tec-

nológicos predominam, em ordem decrescente, cursos, palestras e seminários, se-guidos da internet, congressos e feiras e, mais abaixo, revistas, jornais, livros, etc. Para as pequenas empresas, os números são iguais, mas a internet predomina, seguida de cursos, palestras e seminários, congressos, feiras, etc.

Metade das empresas já recebeu consultoria e 4% não ficaram satisfeitas. No caso das pequenas empresas, 34% receberam consultoria e 10% delas não ficaram satisfeitas.

62

Conforme mencionado na introdução deste trabalho, as conclusões são ba-seadas em análises dos cenários atuais e futuros para a indústria de petróleo no Espírito Santo, da pesquisa de campo em 161 empresas e das entrevistas realizadas com a Petrobras e outras grandes empresas. A análise dos dados da pesquisa é preliminar e está longe de esgotar o assunto, face a não-participação de todas as empresas nesse primeiro diagnóstico e outras ainda não terem se instalado definitivamente no Espírito Santo.

5.1 CADEIA DE PETRÓLEO E GÁS NO ESTADO

A produção de petróleo offshore no Espírito Santo, ao contrário do desenvolvimento da Bacia de Campos, no Es-tado do Rio de Janeiro, inicia-se praticamente com os cam-pos descobertos em águas ultraprofundas. E as grandes reservas desses campos, com poços de grande capacidade de produção, exigem maiores investimentos, mas, por outro lado, requerem, relativamente, menores demandas de pes-soal, suporte logístico, equipamentos e serviços, com um ganho para as empresas produtoras em virtude da redução do custo do barril produzido.

O início da atividade offshore no Estado, após 30 anos de produção marcadamente terrestre e, ao contrário do Rio de Ja-neiro, que pôde aguardar o aumento da lâmina d’água e o apa-recimento da tecnologia, leva à conclusão que a indústria petrolífera capixaba será impactada em outros segmentos da cadeia, mas nada comparável ao da atividade de produção, certamente o epicentro desse movimento.

Dos 30 anos limitados pela quantidade e pelas características da produção ter-restre nacional e mundial, com exceção do Oriente Médio, vive-se um contraste de produção quantitativo e tecnológico, que aparece rapidamente. E, felizmente, já existe uma atenção às desvantagens desse impacto, pois, além da desconcen-tração atual com grandes unidades produtoras, há uma descentralização natural da cadeia petrolífera capixaba com a produção no alto-mar, o processamento do gás em Cacimbas e a concepção e o suporte técnico em Vitória.

Como providências adicionais, aparecem os planejamentos do Governo e da Prefeitura de Vitória com boas decisões, como a colocação do Terminal Logístico em Ubu, longe das áreas citadas.

O quadro de visitantes (Anexo 8.3) já mostra o crescimento da indústria petro-lífera capixaba e muitos devem fixar escritórios e abandonar as idas e vindas a Vitória, mudando o perfil dos fornecedores de bens e serviços no Estado. Mas, existirá sempre um fluxo de visitantes movidos pelos contatos com a Petrobras e com as suas representações no Estado. No capítulo sobre pessoal, foram mostra-dos gráficos sobre tipos de atividade e localização preferencial no Espírito San-to. Hoje, podemos encontrar entre os visitantes grandes fabricantes de turbinas, geradores de grande porte e compressores, e as facilidades de produção de óleo bem mais complexas que as utilizadas na produção terrestre, sem falar nas no-vas e desafiadoras tecnologias, algumas que serão consolidadas mundialmente no Espírito Santo, pois a indústria mundial de petróleo aguarda ansiosa como se comportarão os poços satélites de gás não-associado do Espírito Santo.

O Estado já é o segundo produtor nacional e tem excelentes perspectivas ex-ploratórias, especialmente quanto ao gás natural, já sendo público que o Plangas 2008 está totalmente estruturado em função do desenvolvimento de campos de gás não-associado na Bacia do Espírito Santo, envolvendo gasodutos, projetos de produção e Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs) adicionais

5 CONCLUSÕES

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em Cacimbas. O Governo acaba de assinar um Protocolo de Intenções com a Petrobras para agregar valor ao gás natural produzido no Estado. Além dos portos de Ubu (apoio) e Barra do Riacho (Terminal de GLP), estão previstas uma termoelétrica e uma fábrica de amônia, uréia e fertilizantes nitrogenados, podendo produzir ainda ácido nítrico e hidrogênio.

E mesmo as firmas prestadoras de serviços nos poços de petróleo, presentes no Estado há trinta anos, vão diversificar e já começam a aumentar os seus quadros técnicos especializados, tanto que observa-se na pesquisa realizada a existência de uma empresa com ações na Bolsa de Nova Iorque que, no en-tanto, pelos critérios de número de empregados do Sebrae, seria classificada como pequena empresa. Essas terceirizadas, multinacionais com técnicos es-palhados pelo mundo, mantêm sempre quantitativos proporcionais às atividades existentes e, mais que simples e modesta alocação de técnicos, já começam a instalar-se fortemente no Estado.

Outra variável de grande importância é o cenário atual da indústria de petró-leo que motivou o chamado projeto de oportunidade, que a Petrobras, sabia-mente, está aproveitando com FPSOs, convertendo navios fretados que são rapidamente construídos e colocados em operação. Essa correta atitude, para aproveitar o alto preço de petróleo e frente a alta demanda de equipamentos no mundo, traz, por outro lado, uma inconveniência de amortecer o desenvolvimen-to da indústria nacional e local, mesmo com as exigências de conteúdo local. O amortecimento aparece com os serviços de construção e montagem no exterior e com os fornecedores de bens e serviços, mais atrelados às operadoras des-sas unidades.

Mas, mesmo com essa acertada política de oportunidade, grandes platafor-mas estão sendo feitas no Brasil e, logo, com a P-57 no campo de Jubarte, será a vez do Espírito Santo, que já tem uma instalação produtora de menor porte nesse campo. Por ora, essas grandes plataformas estão sendo alocadas na Ba-cia de Campos, no Rio de Janeiro.

O Espírito Santo está sendo o centro estratégico dos projetos de oportunidade em função do plano maior de produção de gás, o chamado Plangas. Assim, com a P-57, a indústria de bens e serviços do Espírito Santo deixa de ser um projeto de oportunidades e passa a um projeto convencional.

É importante salientar que as desvantagens da aceleração dos projetos de produção estão bem recompensadas pelas plantas de gás em implantação, se-jam DPPs ou UPGNs, unidades ainda mais complexas, sem falar na possibilida-de da fábrica de fertilizantes. É difícil imaginar como será o Pólo de Cacimbas e adjacências com todas essas unidades mais o Terminal de GLP em Barra de Riacho e todo o complexo logístico exigido por uma fabrica de fertilizantes. A geração de empregos em função desses empreendimentos é quantificada no Anexo 8.7.1.

Com a exploração ainda em curso e a diversidade de oferta existente de hi-drocarbonetos no Espírito Santo, pode-se sonhar ainda mais alto. Se, por exem-plo, crescerem substancialmente as reservas de óleo leve e as descobertas no pré-sal reacenderam esse sonho, pode-se pensar num pólo petroquímico na rota mais atrativa de etano para produção de polietileno e polipropileno, bem como PVC a partir do cloro contido na reserva de salgema do norte do Estado, que é, aliás, a maior reserva do Brasil.

A união com empresas nacionais de maior experiência é fundamental para a inserção do empresariado capixaba. Parcerias já foram utilizadas com sucesso em grandes projetos da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. As parcerias entre empresas locais devem, também, ser incentivadas.

O Diagnóstico da Cadeia Produtiva de Petróleo, apresentado neste estudo, mostra que o desenvolvimento da indústria capixaba de petróleo cresce na área de serviços, mas o fornecimento de bens ainda é precário e o desenvolvimento efetivo da indústria capixaba depende da definição dos bens e serviços que po-dem ser supridos localmente. No Anexo 8.7.2, a Petrobras relaciona as compras

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efetuadas em 2006 e no Anexo 8.7.3 a Petrobras mostra uma relação dos peque-nos serviços carentes de fornecedores no Estado do Espírito Santo.

A adequação a um novo tipo de indústria, exigente e complexa, como a área de pe-tróleo, necessita tempo. A presença de projetistas no Estado facilitará a inserção das empresas locais, especialmente da indústria metalmecânica capixaba.

A adaptação de fornecedores de outros arranjos produtivos para a indústria pe-trolífera já está ocorrendo. As primeiras grandes indústrias instaladas no Espírito Santo comprovaram que a combinação petróleo/logística é a principal atração exercida pelo Estado.

As entidades envolvidas na pesquisa (Sebrae, CDV e Onip) foram informadas como desconhecidas por um número significativo de empresas. Mesmo o Se-brae, o mais conhecido, ainda assim é desconhecido por dez empresas e mais de 40 não usuaram qualquer de seus produtos. A situação mais desfavorável é, sem dúvida, a da CDV, desconhecida por 32 das 69 empresas de Vitória. Des-contando as empresas novas ou recém-chegadas, ainda encontra-se um número significativo de 24 empresas.

No levantamento realizado junto às empresas constatou-se uma considerável defi-ciência em prazo, qualidade e custo de materiais, equipamentos e prestação de servi-ços, além da falta de mão-de-obra especializada, problemas agravados pela demanda e pela forte exigência das grandes empresas na comprovação de qualidade e SMS.

As deficiências apontadas pela Petrobras, no Anexo 8.7.2, referentes às ameaças e gargalos quanto à aquisição de bens e serviços, avalizam os problemas anterior-mente apontados de gestão empresarial, ou seja, da falta de indústrias de grande porte e da pouca divulgação do parque industrial capixaba. Além disso, acrescentam ainda o problema da dependência da gestão política e lembram que o Estado carece de uma melhor infra-estrutura de transporte ferroviário e rodoviário.

Quanto ao interesse pelas empresas entrevistadas em produzir, inclusive, no-vos produtos ou serviços, foi constatado como empecilho o capital, seguido do mercado consumidor, qualificação de mão-de-obra, capacidade instalada e ca-pacitação tecnológica.

No tocante à captação de recursos foi constatado que, entre agentes financei-ros, o Bandes está atrás dos bancos privados e públicos.

Visando proporcionar a participação das empresas locais no suprimento de bens e serviços para a CPPG, as instituições empresariais, fortemente apoiadas pelo Governo do Estado, criaram o Programa de Desenvolvimento de Fornece-dores (PDF), com o objetivo de garantir a participação das empresas locais nos investimentos realizados no Estado do Espírito Santo. O Sebrae patrocina esse programa, mas as oportunidades de negócios vêm surgindo apenas para as mé-dias e grandes empresas, que deveriam estender oportunidades de negócio para as micro e pequenas.

Vitória será um grande centro de serviços especializados, como mostram as figuras no Capítulo 2.12, sobre Admissão, Treinamento e Qualificação de Pes-soal para a atividade de petróleo. No Capítulo 2.8, sobre Tecnologia, fala-se do conhecimento como o único ganho definitivo com a passagem da indústria do pe-tróleo e descreve-se as parcerias tecnológicas criadas pela Petrobras no Estado. O projeto do Parque Tecnológico, abordado no item 2.13, sobre a CDV, aparece na época oportuna para viabilizar o desenvolvimento de empresas inovadoras baseadas em novos conhecimentos, gerados, especialmente, através de redes locais de informações.

5.2 IMPACTO URBANO

O problema do impacto urbano é bem menor em comparação ao ocorrido em Macaé, como ficou demonstrado, anteriormente, pelos seguintes motivos:

• Limitações do impacto ditadas pelas maiores concentrações de produção;• Vitória já possui uma infra-estrutura montada bem superior à existente em Macaé;• Descentralização natural das atividades de petróleo, ao contrário do ocorri-

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do no norte fluminense, onde tudo convergiu para Macaé. Assim, no Estado do Espírito Santo, as localizações, ditadas pela viabilidade técnica e econômica, estarão em várias cidades diferentes, com o processamento do gás natural em Cacimbas, o escoamento de GLP pelos terminais de Barra do Riacho e o de Apoio Marítimo e uma Unidade de Tratamento de Gás em Ubu;

• O Estado e a Prefeitura de Vitória já antecipam providências e preparam e analisam estudos de localização das atividades petrolíferas citadas no item anterior.

6.1 CADEIA DE PETRÓLEO E GÁS

Este documento mostrou o cenário atual, que deve ser modificado com descober-tas adicionais ou por fatores políticos. O desenvolvimento do Estado, com ganhos efetivos, tem dependido da iniciativa privada ou de uma decisão maior, envolvendo Petrobras e/ou Governo Federal. O Protocolo de Intenções entre a Petrobras e o Governo Estadual, assinado no primeiro semestre de 2007, mostrou um avanço, mas recomenda-se um acompanhamento desses projetos.

Os interesses regionais têm que ser também conciliados. Por exemplo, sem a in-tenção de acirrar rivalidades entre Estados, o Espírito Santo deve, em curto prazo, exportar seu gás, via Gasene, para gerar empregos e oportunidades longe do nosso Estado. Sem deixar de mencionar que o valioso óleo leve, descoberto no Espírito Santo, já agrega valor em outras regiões.

Os royalties são bem-vindos e vêm sendo adiantados para ajudar as finanças dos Estados, que sempre alegaram que não pretendiam ficar limitados a royalties, mas buscar sempre agregar valor ao produto.

Hoje, o Estado do Espírito Santo ocupa uma posição privilegiada, sendo o único com quantidade e diversidade na oferta de hidrocarbonetos, mas, essa posição de destaque tem que resultar também em desenvolvimento efetivo do Estado, com gera-ção de empregos e maiores oportunidades para a indústria capixaba. No Estado do Rio de Janeiro, maior produtor nacional, sem ICMS sobre a produção, antes da via-bilização do Pólo Petroquímico em Itaboraí era comum ouvir o bordão “não se pode aceitar que o petróleo passe na história deixando o mesmo vazio econômico do ciclo da cana, no norte do Estado, do café, no Vale do Paraíba, ou do ciclo da borracha, no norte do país”.

Mas, os Estados da Bahia e do Rio de Janeiro já têm refinarias e pólos petroquími-cos. E o Estado do Espírito Santo?

Face às conclusões apresentadas, recomenda-se:• Promover maior divulgação das funções da Onip, do Sebrae e da CDV, espe-

cialmente entre as empresas do interior e as recém-chegadas no Estado.• Efetuar a atualização freqüente da CPPG no Espírito Santo e, se já estavam

em curso, a adequação pelas empresas capixabas às rígidas exigências contratuais da indústria do petróleo, são necessárias, agora, outras adequações mais técnicas e gerenciais.

• Efetuar o levantamento de dados, de forma mais comprovativa no mesmo sen-tido existente nas qualificações e certificações de empresas, face à inconsistência das respostas nos questionários. A análise é preliminar e não conclui o diagnóstico, sendo necessário, então, uma análise mais aprofundada pelo Sebrae e pela CDV.

• Promover o desenvolvimento das micro e pequenas empresas por meio da atuação das grandes empresas fornecedoras de bens e serviços.

• Recomendar que fosse exigida, pelo Sebrae, a participação de micro e pe-quenas empresas, individualmente ou em parcerias, no suprimento de bens e ser-

6 RECOMENDAÇÕES

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viços à CPPG, numa dada proporção dos serviços contratados às médias e grandes empresas locais, vinculadas ao PDF.

• Recomendar ao Sebrae um conjunto de ações com órgãos locais objetivan-do o fortalecimento dessas empresas da CPPG do Espírito Santo, com a criação da Redepetro e a realização de feiras e encontros onde se intensifiquem as rodadas de negócios.

• Recomendar que o Sebrae e a Onip promovam ações conjuntas e coordenadas com as instituições locais (Governo do Estado, Findes, PDF, Espírito Santo em Ação, Prominp, etc), visando a realização de reuniões de negócios pelas micro e pequenas empresas locais, com as empresas contratadas pelo setor petróleo.

• Recomendar aos organizadores das Feiras de Petróleo e Gás (Petrobras, Se-brae, Onip e IBP) uma melhor e maior divulgação para as micro e pequenas empresas locais, visando estimular a participação das mesmas nas rodadas de negócios que ocorrem durante os eventos.

• Estimular parcerias entre as empresas que venham operar no Estado com as empresas locais, especialmente as micro e pequenas empresas.

• Definir os bens e serviços que podem ser adquiridos, localmente, pelas gran-des empresas.

• Atrair e desenvolver empresas de projeto para facilitar a inserção das empre-sas locais, especialmente da indústria metalmecânica.

• Promover a adequação de bens de fornecedores de outros arranjos produtivos para a indústria do petróleo.

• Recomendar que as empresas que forem atraídas pela combinação petróleo/ logística e por incentivos proporcionados pelo Governo se comprometam a fazer par-cerias com as empresas locais, especialmente as micro e pequenas.

• Recomendar ações da Onip e do Sebrae, junto ao Bandes, visando um maior envolvimento desse órgão no financiamento das expansões e ampliações de negócios das micro e pequenas empresas capixabas.

• Recomendar ao Sebrae uma ação junto ao Governo Estadual, por meio da Secretaria de Desenvolvimento Econômico, visando o conhecimento, por empresas supridoras de bens de outras cadeias produtivas do Estado, dos bens aplicados na Cadeia Produtiva de Petróleo e Gás objetivando o fornecimento dos mesmos às em-presas com elos nessa cadeia.

• Fomentar a parceria das empresas experientes no ramo de petróleo com as micro e pequenas empresas locais, por meio de incentivos, como contrapartida para o desenvolvimento das empresas locais, especialmente em qualificação, a qual exige capacitação empresarial, tecnológica e em SMS.

• Promover o treinamento técnico especializado de mão-de-obra, orientado para as necessidades das empresas.

• Elaborar um plano de ação para solucionar os problemas de obtenção de equi-pamentos e materiais de difícil aquisição para as atividades diárias das empresas atuantes na atividade de petróleo. Para tal, é necessário o levantamento dos itens que justifiquem a fabricação ou comercialização com representante local, bem como identificar aqueles que requerem facilidade de importação.

• Recomenda-se uma ampla divulgação, procurando comprometer todos os segmentos da sociedade capixaba para a consolidação do grande projeto de tor-nar Vitória um centro de excelência tecnológica com serviços inovadores capazes de atrair novos investimentos, bem como gerar empregos de maior qualificação.

6.2 IMPACTO URBANO

Os dados sobre visitantes nas unidades da Petrobras a serem fornecidos pelas em-presas operadoras, envolvendo a movimentação de embarcações, helicópteros, fluxo previsto de pessoal de Vitória para Cacimbas e Anchieta, entre outros, são fundamen-tais para os planejamentos em curso no Governo e municípios.

A existência do terminal de granéis líquidos da Petrobras (TEVIT), no Porto de Tubarão, que opera volumes crescentes de combustíveis derivados de petróleo e dis-

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tribui pelo modal rodoviário para todo o Estado, é motivo do grande fluxo de veículos em Vitória. Esse Terminal de Granéis Líquidos, por sua vez, enfrenta sérios proble-mas nas operações marítimas, o que constitui um grande gargalo na logística de abastecimento de derivados de petróleo para o Espírito Santo, sul da Bahia e nor-deste de Minas Gerais.

Face a essas conclusões, e considerando que a Prefeitura de Vitória, em parce-ria com o Governo do Estado, é a promotora do desenvolvimento de um estudo de mobilidade urbana, recomenda-se estendê-lo para toda a Região Metropolitana da Grande Vitória, bem como transferir o Tevit para outro local, reduzindo, assim, o grande fluxo de veículos na capital.

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7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

50 anos de histórias e desafios - Giuseppe Bacoccoli - Ibase

ABADIE, Elie. Processos de refinação. Rio de Janeiro: Universidade Corporativa - Petrobras, 1998. 172 p.

Balanço Energético MME 2005

British Petroleum Statistic of Review 2005

ESPÍRITO SANTO. Secretaria de Estado de Economia e Planejamento. Espírito Santo 2025: Plano de Desenvolvimento. Vitória, 2006. 156 p.

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FINDES. Seminário Projeto Espírito Santo do Petróleo - Palestras. Vitória, nov. 2004. CD-ROM.

Fotos do site da Petrobras

IBP. Rio Oil & Gas 2006. Catálogo de expositores. Rio de Janeiro, set. 2006. 224 p.

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IEL. Maiores empresas do Espírito Santo - 2006. Vitória, 2006. 309 p.

Petrobras. Plano Estratégico da Petrobras 2007 – 2011, Ago. 2006.

REDEPETRO BAHIA. Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural. Salvador, 2006. Folhetos encartados.

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Sebrae-ES. Competitividade sistêmica das micro e pequenas empresas do Espírito Santo em regime de aglomeração petróleo e gás. Vitória, abr. 2006. CD-ROM.

Sebrae-SE. Diagnóstico Empresarial Consolidado - Cadeia Produtiva de Petróleo e Gás de Sergipe. Aracaju, fev. 2006. CD ROM. 20.

THOMAS, José Eduardo; Ed. Fundamentos de engenharia do petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001. 272 p.

Vitória, a cidade em metamorfose – entrevista de Dani Klein com Kleber Frizzera - Se-cretário de Desenvolvimento de Vitória – Rede de Notícias - 14/03/2007.

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8.1 RELAÇÃO DAS EMPRESAS

8.2 QUESTIONÁRIO

8.3 QUANTIDADE DE VISITANTES NA E&P – ES

8.4 MACRO FLUXO DA CADEIA PRODUTIVA DE PETRÓLEO E GÁS NO ESPÍRITO SANTO

8.5 ETAPAS E PRINCIPAIS ATIVIDADES DO REFINO

8.6 GRÁFICOS RELATIVOS AOS ITENS DO QUESTIONÁRIO

8.6.1 Gráficos para 161 empresas (total)

8.6.2 Gráficos para 101 pequenas empresas (Observação: os gráficos estão disponíveis no

Sebrae-ES e CDV)

8.6.3 Gráficos para 69 empresas da Grande Vitória (Observação: os gráficos estão disponíveis

no Sebrae-ES e CDV)

8.7 DADOS FORNECIDOS PELA PETROBRAS

8.7.1 Geração de empregos x Obras da Petrobras

8.7.2 Relação das principais compras efetuadas pela Petrobras UN-ES em 2006

8.7.3 Pequenos serviços carentes de fornecedores no estado do Espírito Santo

8 ANEXOS

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8.1 RELAÇÃO DAS EMPRESAS

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8.2 QUESTIONÁRIO

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8.4 MACRO FLUXO DA CADEIA PRODUTIVA DE PETRÓLEO E GÁS

NO ESPÍRITO SANTO

8.3 QUANTIDADE DE VISITANTES NA UN–ES

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8.5 ETAPAS E PRINCIPAIS ATIVIDADES DO REFINO

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8.6 GRÁFICOS RELATIVOS AOS ITENS DO QUESTIONÁRIO

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8.7.1 Obras em andamento x empregos diretos

Em 18/07/2007

Empregos diretos:

• UTGC II 1.800• UTGC III 2.850• DPP II 281 (*) • UTG Sul 1.000• Sede da Petrobras em Vitória 1.200

Total: 7.131 mil empregos diretos

Total de fornecedores contratados localmente: 162 (**)

(*) ampliação da DPP I para o gás de Peroá(**) incluindo muitas empresas recém-chegadas ao Estado.

FORNECEDORES LOCAIS

2259 empresas capixabas, de 29 municípios, são fornecedores locais da Petrobras, sendo que 162 fazem parte do cadastro nacional da companhia.

A Petrobras comprou R$ 2.100.000.000,00 em 2006, entre serviços e bens no Espírito Santo.

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8.7.2 Relação das principais compras efetuadas pela Petrobras UN-ES em 2006

Informações da Petrobras para a Cadeia Produtiva do Petróleo e Gás Natural

1. Contato entre a Petrobras - Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo – UN-ES e as entidades ligadas à CPPGN:

Suporte Operacional - Eng. Guido Eduardo Bassoli

2. Tipos de compras efetuadas no ano de 2006

2.1 Em ordem de números de itens faturados

• Metalmecânico, incluindo materiais navais e de poços de petróleo• Produtos químicos, incluindo produtos usados em metalurgia, em poços e lubri-

ficantes• Eletroeletrônico, incluido telefonia• Válvulas, incluíndo válvulas de poços• Informática, incluindo papéis e formulários para impressoras• EPI e SMS, incluindo detectores de fumaça e chama• Plásticos, incluindo vedadores e gaxetas plásticas• Construção Civil• Instrumentos de Medição• Uniformes, incluindo camisetas promocionais• Material de Escritório, excluindo formulários de impressão• Cordoaria, principalmente de uso naval• Material de soldagem

2.2 Em ordem de valores faturados:

• Metalmecânico, incluindo materiais navais e de poços de petróleo• Itens diversos não-específicos• Produtos químicos, incluindo produtos usados em metalurgia, em poços e lubri-

ficantes• Válvulas, incluindo válvulas de poços• Cordoaria, principalmente de uso naval• Eletroeletrônico, incluíndo telefonia• Construção Civil• Informática, incluindo papéis e formulários para impressoras• Plásticos, incluindo vedadores e gaxetas plásticas• Instrumentos de Medição• Material de Escritório, excluindo formulários de impressão• Uniformes, incluindo camisetas promocionais• EPI e SMS, de capacete a detectores de fumaça e chama• Material de soldagem

3. Evolução das empresas de bens e de serviços capixabasEmbora sem apresentar números, a Petrobras informou que, especialmente na parte

de bens, não há uma evolução no fornecimento pelas empresas capixabas. Os servi-ços crescem proporcionalmente ao crescimento da atividade de petróleo no Estado do Espírito Santo.

4. Principais ameaças e gargalos da Petrobras no Espírito Santo, quanto à aquisição de bens e serviços

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• Gestão empresarial mais reativa que proativa• Falta de indústrias geradoras de bens de grande porte• Pouco conhecimento do parque industrial capixaba, que em muitas áreas é pouco

conhecido• Má infra-estrutura de transportes no Estado – fora o corredor de exportação, não

há transportes ferroviários e os transportes rodoviários são pouco eficientes• Política econômica do governo altamente dependente de boas gestões políticas

5. Serviços tecnológicos e não-tecnológicos e bens [equipamentos, materiais e produ-tos químicos...] que não são adquiridos no Espírito Santo porque não encontram forne-cedores locais (mencionar somente os principais)

Pela ordem, os maiores fornecedores:Metalmecânico - São Paulo, Rio de Janeiro e BahiaItens diversos não-específicos - São Paulo, Rio de Janeiro e Minas GeraisVálvulas - São Paulo, Rio de Janeiro e BahiaProdutos Químicos - Rio de Janeiro, Bahia e São PauloEletroeletrônico - São Paulo, Santa Catarina e Rio Grande do SulInformática - Pernambuco, São Paulo, Minas Gerais e ParanéInstrumentos de Medição - São PauloEPI e SMS - São Paulo, Minas Gerais e BahiaMaterial de Soldagem - São PauloPlásticos - Rio de Janeiro, São Paulo e Minas GeraisConstrução Civil - São Paulo e Santa CatarinaUniformes - São Paulo e Bahia(Fonte: Relatório de Compras de 2006)

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8.7.3 Pequenos serviços carentes de fornecedores UN-ES

Acumuladores Hidráulicos e PneumáticosAnálise de Riscos e Fluxogramas de ProcessosAnálise Petrográfica e Petrofísica de RochasAnálise Química e Metalografia em Metais (Ferrosos e Não-Ferrosos)Aplicação de Película Solar (Insufilm)Aplicação de Revestimento Interno em Fibra de Vidro e Polietileno em Tubos de ProduçãoAssistência Técnica e Reparo de Equipamento de Análise de VibraçãoCalibração de Instrumentos de Medição DimensionalConfiguração e Integração de Sistema de Automação Delta VConsultoria e Manutenção em Fornos/Caldeiras/QueimadoresConsultoria, Assessoria e Serviços em SMSDiagnóstico EnergéticoElaboração e Execução de Planos de Meio AmbienteImpermeabilização e Limpeza de EstofadosInstalação de ToldosInstalação, Montagem e Acompanhamento de Unidades HidráulicasLavanderia IndustrialLimpeza de Equipamentos e Tubulações - QuímicaLocação de Áreas para Prática de Esportes em Linhares/VitóriaLocação de Auditório e Buffet em Vila Velha, Linhares, FundãoLocação de Baleeiras, Balsas e Botes de ResgateLocação de Equipamentos para Oficina de ManutençãoLocação e Manutenção de Bombas CentrífugasManutenção de Cilindros HidráulicosManutenção de Equipamentos de NavegaçãoManutenção de Equipamentos EletrônicosManutenção de Equipamentos TérmicosManutenção e Reparos de MangotesManutenção em Motor de PopaMontagem e Desmontagem de Equipamentos e Acessórios de TurbomáquinasProjetos para Requerimento de Áreas no DNPMRecuperaçâo / üsinagem de Acoplamento de TurbomáquinasRevestimentos de Oleodutos e GasodutosServiços de Acompanhamento e Calibração de Sensores de Temperatura e PressãoServiços de Movimentação de Carga com Guindastes/Empilhadeiras Serviços de ReprografiaServiços de Usinagem de CampoServiços Técnicos VeterináriosTestes HidrostáticosTomografia em Testemunhos (Geologia)Transporte - Remoção Terrestre - AmbulânciaTransporte de PropanoTreinamento e Consultoria na Área de Gestão