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As Plataformas Nos 100 mil quilômetros quadrados da Bacia de Campos, a Petrobras tem hoje 40 unidades de produção de petróleo, operando 546 poços, com uma produção média diária de 1 milhão 265 mil barris. Essas 40 unidades se dividem basicamente em três tipos de sistemas definitivos de produção: as plataformas fixas, as semi-submersíveis e os navios adaptados FPSO (da sigla em inglês para Floating, Production, Storage and Offloading, ou Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Escoamento). Inicialmente os primeiros poços produziam para os chamados sistemas antecipados de produção, que utilizavam plataformas semi -submersíveis. As 14 plataformas fixas foram as responsáveis pelo início da saga da produção na Bacia de Campos nos assim chamados sistemas definitivos. Suas colunas são fixadas em profundidades em torno dos 100 metros, na parte rasa da bacia. Carapeba 1 e 3 e Pargo 1 e 2 têm a particularidade de serem plataformas duplas, instaladas sobre o mesmo conjunto de poços, ligadas por uma passarela. Uma unidade concentra os equipamentos para a produção enquanto a outra tem as instalações de hotelaria e administração dos poços. Todas as plataformas fixas têm árvores-de-natal (os equipamentos que controlam o fluxo nos poço) secas, isto é, acima da linha d'água. Como 75% das reservas de óleo brasileiras estão em água profundas (entre 400 e mil metros) e ultraprofundas (a partir de mil metros), a Petrobras é hoje a empresa que tem o maior número de sistemas flutuantes no mundo, as plataformas semi-submersíveis e os navios FPSO.

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As Plataformas

Nos 100 mil quilômetros quadrados da Bacia de Campos, a Petrobras tem hoje 40 unidades de produção de petróleo, operando 546 poços, com uma produção média diária de 1 milhão 265 mil barris. Essas 40 unidades se dividem basicamente em três tipos de sistemas definitivos de produção: as plataformas fixas, as semi-submersíveis e os navios adaptados FPSO (da sigla em inglês para Floating, Production, Storage and Offloading, ou Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Escoamento).

Inicialmente os primeiros poços produziam para os chamados sistemas antecipados de produção, que utilizavam plataformas semi -submersíveis. As 14 plataformas fixas foram as responsáveis pelo início da saga da produção na Bacia de Campos nos assim chamados sistemas definitivos. Suas colunas são fixadas em profundidades em torno dos 100 metros, na parte rasa da bacia. Carapeba 1 e 3 e Pargo 1 e 2 têm a particularidade de serem plataformas duplas, instaladas sobre o mesmo conjunto de poços, ligadas por uma passarela. Uma unidade concentra os equipamentos para a produção enquanto a outra tem as instalações de hotelaria e administração dos poços. Todas as plataformas fixas têm árvores-de-natal (os equipamentos que controlam o fluxo nos poço) secas, isto é, acima da linha d'água.

Como 75% das reservas de óleo brasileiras estão em água profundas (entre 400 e mil metros) e ultraprofundas (a partir de mil metros), a Petrobras é hoje a empresa que tem o maior número de sistemas flutuantes no mundo, as plataformas semi-submersíveis e os navios FPSO.

Na Bacia de Campos há 16 plataformas semi-submersíveis. Para se manter no mesmo lugar, em profundidades superiores aos mil metros, elas contam com sofisticados sistemas de amarração, que incluem oito âncoras, num sistema desenvolvido no Brasil. Balançam como um navio, ao sabor das ondas, e têm árvores de natal molhadas, apoiadas sobre o solo marinho. Algumas têm capacidade para processar até 180 mil barris por dia.

Há também hoje, na Bacia de Campos, nove navios FPSO's. Alguns

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são capazes de armazenar até 2 milhões de barris nos seus reservatórios, como a unidade P-32. Nesse caso específico, a P-32 não tem capacidade de produção, não tem nenhum poço ligado a ela. O "P" da sigra FSPO aí significa processamento (process, em inglês). Plataforma estratégica, a P-32 recebe e trata o óleo vindo de quatro plataformas semi-submersíveis, num total de 250 mil barris diários.

Plataformas de Perfuração:

Petrobras:

P-10  P-17   P-23  P-16

Contratadas:

SS-37  SS-39  SS-40  SS-41  SS-43  SS-45  SS-46  SS-47

Plataformas de Produção

Petrobras

Flutuantes:

P-7  P-8  P-9  P-12  P-15  P-18  P-19  P-20  P-25  P-26  P-27  P-31  P-32  P-33  P-34  P-40

Fixas:

PCE-1  PCH-1  PCH-2  PCP-1-3  PCP-2  PGP-1  PNA-1  PNA-2  PPG-1  PPM-1 PVM-1  PVM-2  PVM-3

Contratada:

SS-6

A seguir as plataformas em operação:

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A Atividade Offshore no Brasil

Histórico da atividade offshore no Brasil

As primeiras atividades: Bacias do Nordeste

A exploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema, situado em lâmina d’água de cerca de 30 metros na costa do estado de Sergipe, na região Nordeste.

Para o desenvolvimento na bacia de Sergipe aplicaram-se as técnicas convencionais da época para campos de médio portes: plataformas fixas de aço, cravadas através de estacas, projetadas somente para produção e teste de poços, interligados por uma rede de dutos multifásicos. Todo o complexo era ligado, também, por duto multifásico, a uma estação de separação e tratamento de fluidos produzidos localizada em terra.

As primeiras plataformas, principalmente as instaladas nos campos de Guaricema, Caioba, Camorim e Dourado, eram, com pequenas variações, do tipo padrão de quatro pernas, convés duplo, guias

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para até seis poços, sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a completação dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias posicionadas junto à plataforma fixa. Posteriormente os projetos foram implementados e a perfuração dos poços passou a ser feita, também, por sondas moduladas instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistidas por navios tender.

Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de Sergipe, mas também nas de Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, a Petrobras decidiu desenvolver projetos próprios de plataformas que atendessem às características de desenvolvimento dos campos. Este esforço resultou em 3 projetos de plataformas fixas distintos, conhecidas como plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias.

A plataforma de 1a. família era similar às plataformas fixas iniciais desenhada para ter até 6 poços de produção e podiam ser instaladas em lâmina d’água de até 60 m; se necessário com um pequeno módulo para acomodação de pessoal.

A plataforma de 2a. família comportava a produção de até 9 poços, permitia a separação primária de fluidos produzidos, sistema de transferência de óleo, sistema de teste de poços, sistema de segurança e um sistema de utilidades. Era uma com acomodações de pessoal.

As plataformas de 3a. família tinham a concepção mais complexa. Permitiam a perfuração e completação de até 15 poços e as facilidades de produção podiam conter uma planta de processo completa (teste, separação, tratamento e transferência de fluidos), sistema de compressão de gás, sistema de recuperação secundária, sistemas de segurança e de utilidades e acomodação de pessoal. As plataformas de 3a. família tinham concepção apropriada para atuarem como plataformas centrais.

As principais características das plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias são apresentadas na tabela desta página abaixo.

Características das Plataformas

ITEM 1a. FAMÍLIA 2a. FAMÍLIA 3a. FAMÍLIA

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No. de pernas 4 4 8

Dimensões dos

conveses 12m x 18m 26m x 29m 26m x 59m

Lâmina d’água 60m 60m 150m

Capacidade de

produção (m3/dia)

1.100 2.500 7.200

No. de poços 6 9 15

Em 1975, para o desenvolvimento dos campos de Ubarana e Agulha, no Rio Grande do Norte, além das plataformas de aço convencionais, decidiu-se pela utilização de plataformas de concreto gravitacionais, segundo concepção do consórcio franco-brasileiro Mendes Jr. – Campenon Bernard.

Foram utilizadas 3 destas plataformas, duas em Ubarana e uma em Agulha. Pela concepção original, cada plataforma comportava a perfuração e a completação de até 13 poços, separação, tratamento, armazenamento e transferência de óleo, compressão de gás além dos sistemas de utilidades, segurança e alojamento de pessoal. As plataformas, em formato de caixa têm um convés único medindo cerca de 2.500 m2 além de um espaço interno, chamado de "galeria técnica" para instalação de bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de água produzida.

A planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de 5.000 m3/dia de óleo e a capacidade do tanque de armazenamento era de 20.000 m3. A altura total da plataforma era de 25 metros, instalada em locais de lâmina d’água aproximada de 13 metros. São instalações que se destinavam a operar como plataformas centrais.

As plataformas de concreto, que tiveram largo uso no Mar do Norte, têm uso limitado na área offshore brasileira em pequenas lâminas d’água.

A Bacia de Campos – primeiras descobertas

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Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro em lâminas d’água de até 50 metros.

Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, atualmente a principal província petrolífera do Brasil,

localizada na parte marítima do estado do Rio de Janeiro, na região Sudeste do país.

 

Entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda descoberta, com o campo de Enchova, em lâmina d’água de 120 metros. Um novo conceito, em termos de explotação, foi introduzido, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS).

Na fase 1 deste desenvolvimento a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície através de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout (BOP) e do riser. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos.

Na segunda fase, uma outra semi-submersível, Penrod-72, também parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção, foi usada.

Como na fase inicial, a plataforma era posicionada sobre um poço produtor usando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção através de uma árvore "molhada", a uma profundidade de água recorde de 189 metros. Da árvore submarina, a produção fluía para a Penrod-72 através de um sistema flexível livre de linhas de escoamento e riser, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O óleo processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis

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até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, Catenary Anchor Leg Mooring (CALM). Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.

Foi o nascimento do Sistema de Produção Antecipada, capaz de antecipar a produção, e, ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados foram então usados para o projeto do sistema permanente de exploração que, uma vez no local, permitia o emprego dos EPS em outra área. As vantagens do uso de risers flexíveis foram a acomodação do movimento das unidades flutuantes e a facilidade de sua instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizadas em novos sistemas.

Apesar do fato de que era somente o segundo sistema flutuante de produção no mundo, esse conceito realmente ganhou força no Brasil. A surpreendente alta segurança e baixo custo indicam que o EPS era a concepção em águas profundas, pelo menos nesta parte do hemisfério. A partir de então, e visando principalmente uma antecipação de produção, os sistemas flutuantes foram largamente empregados na Bacia de Campos.

Um evolução natural deste sistema foi a completa conversão das plataformas semi-submersíveis de perfuração em unidades flutuantes de produção, que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira experiência de sucesso.

O campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto, também em lâmina d’água de 120 metros, somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina d’água de 160 metros. Apesar de se tratar de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização de sistema de produção com plataformas fixas e tubulações rígidas não era economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km.

Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de produção com completação seca utilizando câmaras atmosféricas, manifold atmosférico, navio para processamento da

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produção atracado a uma torre articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis.

A concepção não voltou a ser utilizada pela Petrobras por problemas técnicos e econômicos particulares do projeto. Contudo, contornados os problemas e eliminados os aspectos pioneiros, mostrou-se perfeitamente viável. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás.

As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas em lâminas d’água variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais:

Plataformas Centrais. Tipo fixa de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade de produção dessas plataformas varia de 15.000 a 32.000 m3/dia de óleo (95.000 a 200.000 bpd).

Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de 8.000 a 10.000 m3/dia de óleo (50.000 a 63.000 bpd). Estas plataformas com concepção semelhante às utilizadas no Mar do Norte, são bastante diversas daquelas instaladas na região Nordeste do Brasil que têm concepção semelhante às plataformas do Golfo do México.

Pólo Nordeste

A partir de 1984, a Bacia de Campos

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começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de 1.000 metros de lâmina d’água.

Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir esses campos, o desenvolvimento do Pólo Nordeste – abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho – era realizado. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas elétricas submersas (ESP).

O desenvolvimento do Pólo Nordeste inclui:

Instalação de 6 templates; Perfuração e completação de 120 poços, com ESP; Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 sistema

central com duas plataformas geminadas, uma para a planta de processo e outra para utilidades (Pargo 1A e Pargo 1B);

Lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos.

Águas Profundas

Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados em lâminas d’água superiores a 300 metros (profundidades limite para o uso de mergulhadores na instalação, operação e manutenção) e demandaram o desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção.

O campo de Marimbá, localizado em lâminas d’água que variam entre 350 e 650 metros, pode ser considerado um verdadeiro laboratório onde a tecnologia de produção em águas profundas so sistema flutuante de produção com semi-submersível, foi testada e colocada em produção.

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Instalado em 1986, o sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15) situada em lâmina d’água de 243 metros que recebe e processa a produção de 11 poços com completação submarina. Um dos poços desse sistema, o 1-RJS-24 estabeleceu o recorde mundial de completação submarina

em abril de 1985 a 385 metros. Em 1988, o 3-RJS-376 entrou em produção em lâmina d’água de 492 metros, estabelecendo novo recorde mundial.

O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina d’água de 230 a 1.000 metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer informações, testar novos conceitos, e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as fases seguintes:

Fase 1 (Sistema Piloto/1987). Este sistema compreendeu 6 poços conectados a um manifold submarino, produzindo para uma Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Descarregamento (FPSO-PP Moraes) e monobóia CALM, numa configuração de Single Buoy Storage (SBS – rigidamente conectada ao navio tanque), ancorados a 230 metros de lâmina d’água. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS para um navio tanque ligado a uma segunda monobóia. A profundidade de água dos poços submarinos variava de 252 a 335 metros. A monobóia SBS usada nesse sistema estabeleceu novo recorde mundial naquela época.

Fase 1A (1990). Outros 11 poços e um segundo manifold submarino foram adicionados ao Sistema Piloto, totalizando 17 poços de produção. A lâmina d’água máxima para os poços de produção atingiu 450 metros. Uma segunda monobóia foi adicionada a fim de evitar interrupção na produção durante as mudanças de navio tanque.

Fase 2 (1996). Abrange 46 novos poços escoando através de 5 manifolds para dois sistemas flutuantes de produção (P-25, semi-submersível, e P-31, FPSO), cada um com 100.000 bpd de capacidade de processamento. O óleo é exportado por monobóia e o gás por gasoduto.

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O sistema abrange 63 poços (57 de produção e 6 de injeção), 7 manifolds submarinos e deverá produzir 170.000 bpd de óleo e 4,5 milhões de m3/dia de gás.

O campo de Marlim ocupa uma área de 132 km2 em lâmina d’água (LDA) variando de 650 a 1.050 metros. Sua produção foi iniciada em 1991 através de um pré-piloto usando uma sonda de perfuração adaptada (P-13) ancorada em lâmina d’água de 625 metros, com 2 poços em produção, em 721 e 752 metros de LDA e um monobóia para armazenamento de óleo.

O sistema piloto foi instalado em 1992 para substituir o sistema pré-piloto descrito acima. Ele compreendia 10 poços submarinos interligados através de risers flexíveis à semi-submersível P-20, ancorada em 600 metros de LDA. O óleo era escoado para duas monobóias e o gás exportado através de gasoduto Albacora-Garoupa, já existente.

Devido à complexidade do projeto, o desenvolvimento foi dividido em 2 fases, cada uma delas composta de 5 módulos. A Fase I compreende os módulos 1 e 2 e a Fase II, em implantação, os módulos 3,4 e 5.

A Fase I de Marlim compreende 2 sistemas flutuantes de produção, baseados em plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19), com autonomia de processo, injeção de água, escoamento de óleo para a Estação de Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1. Cada plataforma tem a capacidade de procesar 100.000 bpd de óleo e 4,2 milhões m3/dia de gás, além de sistema de injeção para 20.000 m3/dia.

A Fase II, em implantação, compreende a intalação de 4 unidades adicionais de produção, sendo 1 semi-submersível e 3 FPSO, além de uma plataforma de apoio. Até o momento já foram instaladas 2 unidades de produção (1 semi-submersível e 1 FPSO) e a de apoio. No total, o campo irá abranger 94 poços de produção e 51 de injeção e produzir 511.000 bpd de óleo e 5,9 milhões de m3/dia de gás, 2002.

No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d’água de 1.420 metros, interligada a 1 poço produtor, a 1.709

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metros de lâmina d’água. À época, este poço estabeleceu o recorde mundial de lâmina d’água para completação submarina.

O desenvolvimento do bloco será feito em 2 módulos. O módulo I consistirá de semi-submersível (P-40, antiga DB-100) atualmente em conversão, que será ancorada em lâmina d’água de 1.080 metros e atingirá uma produção de 150.000 bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás, no ano 2000. Essa produção será exportada através de uma unidade de estocagem e transbordo (FSO), também sendo convetida (P-38).

O módulo irá abranger 1 ou 2 unidades de produção, dependendo do desempenho do sistema de produção antecipada.

Para o bloco de Marlim Leste, está prevista conexão de um poço daquela área a alguma das unidades instaladas no complexo de Marlim para levantamento de dados para o futuro desenvolvimento.

Os campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim em lâmina d’água variando de 600 a 1.300 metros. Seu desenvolvimento consiste de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga.

O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em lâmina d’água de 785 metros. Deverá operar até a entrada do sistema definitivo.

O Sistema Definitivo de Barracuda deverá entrar em produção em 2001 e será composto de uma unidade de completação seca (P-41), ancorada em lâmina d’água de 815 metros, ligada a um FPSO (P-43), ancorada a 785 metros por um Sistema de Ancoragem de Complacência Diferenciada (Dicas). Deverão integrar o sistema 24 poços produtores e 17 injetores. A produção deverá atingir 175.000 bpd e 2,7 milhões de m3/dia de gás.

O Sistema Definitivo de Caratinga será composto de 1 FPSO (P-48) ancorado a 1.040 metros de LDA a ser instalado em 2002. O sistema compreenderá 13 poços produtores e 11 injetores, com uma produção de 100.000 bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás.

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A produção desses 2 sistemas será exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás) e PNA-2 (óleo).

Os recordes

Em função dessas descobertas em águas profundas e da necessidade de suprir a demanda do País, a Petrobras veio estabelecendo sucessivos recordes de profundidade de poço em produção.

O atual ocorreu em janeiro de 1999, quando entrou em produção o EPS de Roncador, campo situado na parte norte da Bacia de Campos, com uma área de 132 km2 e lâmina d’água entre 1.500 e 2.000 metros.

Esse sistema, vem produzindo mais de 20.000 bpd, é composto pelo navio Seillean, um FPSO de posicionamento dinâmico, localizado diretamente sobre o poço produtor em lâmina d’água de 1.853 metros, ligado à árvore de natal, instalada pelo próprio navio, por um riser vertical rígido pioneiro no mundo, sendo que ambos foram especialmente projetados para profundidades de até 2.000 metros.

Além de tais recordes, cabe destacar o fato de ser o único FPSO de posicionamento dinâmico em uso no mundo e a unidade desse tipo operando na maior lâmina d’água.

Esse sistema irá operar até o final de 1999, quando será substituído pelo sistema definitivo composto pela unidade semi-submersível Spirit of Columbus (P-36), atualmente sendo convertida para unidade de produção no Canadá, que repassará a produção de 21 poços para um FSO (P-47 – convertida a partir do navio Eastern Strength); a unidade de produção será ancorada a 1.360 metros de LDA e o FSO a 815 metros. O sistema deverá atingir um pico de produção de 180.000 bpd em 2002.

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Novas tendências de completação

Ao longo desses mais de 30 anos, a Petrobras fez uso intensivo do conceito "equipamentos submarinos de completação + unidade flutuante de produção" nas atividades offshore. Os principais fatores que a levaram a essa opção foram:

As características dos reservatórios e as condições ambientais relativamente brandas encontrados na Bacia de Campos;

A possibilidade de instalação de sistemas de produção antecipada para servir como laboratórios em escala para os sistemas definitivos, para realizar testes de poços e para permitir o desenvolvimento em fases dos grandes campos;

A diminuição do risco e o melhor fluxo de caixa, já que a receita obtida em uma fase do desenvovimento participa do financiamento das seguintes;

A maior rapidez obtida no desenvolvimento dos campos; As parcerias e cooperações estabelecidas com os

fornecedores de equipamentos, o que possibilita a melhoria contínua dos mesmos e o relacionamento a longo prazo;

A confiabilidade e rentabilidade desses sistemas, comprovadas na prática.

Todavia, as características dos fluidos encontrados em campos de águas ultra-profundas (lâmina d’água superior a 1.000 metros) estão levando a uma mudança na abordagem da questão, favorecendo a adoção de unidades de completação seca (UCS). Muitos desses campos apresentam óleo pesado variando de 15 a 20 oAPI que, combinado com as baixas temperaturas predominantes nestas profundidades, resulta em problema de escoamento.

Por esses motivos, a tendência ao uso de UCS tem aumentado ultimamente, já que essas unidades :

Propiciam melhores condições térmicas ao escoamento, antecipando a produção;

Minimizam os problemas com a formação de depósitos de hidratos e parafinas devido à temperatura de escoamento mais elevada;

Reduzem os custos operacionais com intervenções;

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Apresentam ações mais rápidas e econômicas para otimização e controle da produção;

A evolução da tecnologia de perfuração, permitindo a drenagem de uma grande área a partir de um único cluster através de poços de grande angulação e afastamento em arenitos não consolidados e folhelhos instáveis.

Conclui-se que em mais de 30 anos de atividades offshore, a produção no mar tornou-se vital para o Brasil, passando a responder por cerca de 80% do total produzido no país no início de 1999, ou seja: cerca de 1 milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas e 23 flutuantes. Nesse período, a Petrobras instalou, ainda, mais de 300 árvores de natal submarinas, 40 manifolds submarinos e 5.000 km de linhas flexíveis, rígidas e umbilicais de conttrole.

A partir das descobertas iniciadas em 1974, a Bacia de Campos assumiu a posição de principal província petrolífera do país. Nessa área existem hoje 37 campos produzindo cerca de 880.000 bpd de óleo (76% da produção nacional) e 15 milhões m3/dia de gás (47%) através de 14 unidades fixas e 22 flutuantes.

Cabe destacar a contribuição dos campos em águas profundas e ultra-profundas (em LDA acima de 400 metros) que, hoje, respondem por cerca de 50% da produção nacional.

Espera-se aumento significativo nas atividades nos próximos anos, com a instalação de 12 novas unidades flutuantes de produção e mais de 180 árvores de natal, 6 manifolds e 1.900 km de linhas e umbilicais.

Fonte: Sindipetro

Dados da Bacia de Campos

Os números da Bacia de Campos são impressionantes. As plataformas, com suas usinas termelétricas, têm capacidade de gerar energia elétrica para iluminar uma cidade de um milhão de habitantes (640 MW). São consumidas por semana 512 toneladas de alimentos e geradas 38,4 toneladas de lixo. O atendimento às plataformas é feito por 120 embarcações e navios que prestam serviços de apoio. São cerca de mil poços interligados em 4.200

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quilômetros de dutos no fundo do mar. As instalações em alto-mar incluem campo de futebol, tratamento de esgoto, enfermaria e até cinema.

Confira os números da Bacia, a principal província petrolífera do Brasil :

Seu descobrimento:

Ocorreu em 1974 (poço 1-RJS-9A) - GAROUPA

A Cidade Flutuante:

Habitantes - 40 mil pessoas PIB da Bacia - US$ 18 bilhões por ano Total de lixo produzido - 38 toneladas por semana Total de alimentação consumida - 512 toneladas por semana

Produção:

Total de plataformas de perfuração e produção - 64 Poços - 1.000 Dutos e gasodutos submarinos - 4.200 Produção de petróleo - 1,25 milhões de barris

80% da produção nacional Produção de gás natural - 17 milhões de m³/dia

42% da produção nacional Geração total média de energia nas plataformas - 640

megawatts

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Embarcações de apoio - 120 navios (10 navios e 110 rebocadores)

Transportes

Pessoas transportadas por mês - 44 mil Vôos de helicópteros - 6.300 por mês Pessoas transportadas por helicóptero - 40 mil por mês Pessoas transportadas por barcos - 4 mil por mês Local do transporte - Aeroportos de Macaé e de São Tomé

(Campos

Fonte: Petrobras

A distribuição do petróleo

Os produtos finais das estações e refinarias (gás natural, gás residual, GLP, gasolina, nafta, querosene, lubrificantes, resíduos pesados e outros destilados) são comercializados com as distribuidoras, que se incumbirão de oferecê-los, na sua forma original ou aditivada, ao consumidor final.

Fonte: Petrobrás

Petróleo - O Ouro Negro

PLANETA TERRA - DEZENAS OU CENTENAS DE MILHÕES DE ANOS ATRÁS

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Organismos aquáticos, vegetais e animais, proliferam nos mares, apresentando uma lenta porém constante degradação bacteriológica. Esta matéria orgânica decomposta migra para camadas superiores do subsolo e se concentra em rochas permeáveis que atuam como um reservatório. O conjunto dos produtos provenientes desta degradação são hidrocarbonetos e gases que futuramente seriam conhecidos como petróleo, ou seja, o "óleo de pedra" ou o "ouro negro" um produto que daria um impulso extraordinário ao desenvolvimento econômico da humanidade mas que, em contrapartida, seria o pomo da discórdia que levaria muitos povos à guerra.

Conheça agora um pouco de sua história, como tudo começou e de que forma esta aventura humana poderá terminar.

LOCALIDADE DE HIT, MESOPOTÂMIA, ÀS MARGENS DO RIO EUFRATES, NÃO MUITO DISTANTE DE BABILÔNIA (ONDE HOJE FICA BAGDÁ) - 3000 a.C.A

Uma substância natural rica em carbono e hidrogênio, lodosa, semi sólida, chamada betume, também conhecida como asfalto, assoma à superfície através de fendas e fissuras e é largamente utilizada, acredita-se que desde 5000 a.C., como argamassa nas construções de Babilônia e até mesmo na muralha de Jericó.

Há registros de sua utilização no Egito, até como coadjuvante no processo de mumificação.

O betume é utilizado também como impermeabilizante e na pavimentação de estradas. Apesar de ser altamente inflamável é pouco utilizado para a iluminação e, como ocorreria mais tarde nos Estados Unidos, é muito usado como medicamento.

Acredita-se que o betume serviria também como poderosa arma de guerra já que relatos de Homero na Ilíada falam de ataques a embarcações com bolas de fogo que não podiam ser apagadas. Relato similar também é feito quando do ataque de Ciro, o rei da Pérsia, à cidade de Babilônia.

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CHINA - 200 a.C.

Ao escavarem poços em busca de sal, os chineses descobrem óleo e gás que devidamente canalizados são usados na iluminação e como combustível.

Posteriormente, Marco Polo fará referência ao uso de "pedras negras que são queimadas como se fossem pedaços de madeira", ou seja, o uso do carvão mineral conhecido na China desde o início da era cristã.

ARMÊNIA, FRONTEIRA COM A GEÓRGIA - 1260 DE NOSSA ERA

Marco Polo em sua viagem à China, passa pela Armênia e na fronteira com a Geórgia observa e relata em seu Livro das Maravilhas uma grande fonte da qual "sai um licor semelhante ao óleo, em tal abundância que podem carregar-se cem navios de uma só vez". O maior viajante de todos os tempos nota que o óleo era utilizado para queima e servia também para untar os camelos

protegendo-os de doenças. 

 

EUROPA - IDADE MÉDIA EM DIANTE

Estranhamente, o conhecimento sobre o petróleo ficaria restrito ao Oriente e, com raras exceções, não chegaria ao Ocidente. Tal fato talvez se explique porque as ocorrências de betume ficavam além das fronteiras do Império Romano, sendo relatadas apenas como curiosidade, não sendo transmitido às futuras nações ocidentais. Mas há relatos que dão conta, a partir da Idade Média, da ocorrência de petróleo em algumas localidades da Europa, sendo os poços cavados manualmente pelos camponeses. A técnica do refino chegou à Europa transmitida pelos árabes, mas o petróleo é usado apenas como uma panacéia por antigos monges e médicos.

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 NOROESTE DA PENSILVÂNIA - ESTADOS UNIDOS - 1853 - UMA PRIMEIRA VISÃO DO FUTURO

George Bissell era um professor e advogado em Nova York, um verdadeiro "self made man", que se auto sustentava desde os doze anos. Ele falava muitas línguas mas também tinha um faro excepcional para negócios. Em !853, de volta a sua terra natal, Bissell, quando ia visitar sua mãe, passa pelo oeste do Estado da Pensilvânia e vê, pela primeira vez, naquela região isolada dos Estados Unidos, o "óleo de pedra"

borbulhando nos mananciais ou vazando nas minas de sal das florestas da região. Alguns poucos barris eram obtidos por métodos bem primitivos, escumando o óleo que ficava na superfície dos mananciais e dos córregos ou embebendo-o em trapos e cobertores. Era conhecido como "Óleo de Sêneca" em homenagem aos índios da localidade, que transmitiram aos brancos o conhecimento de sua utilidade como remédio tanto para os homens como para os animais.  

HANOVER, ESTADO DE NEW HAMPSHIRE - ESTADOS UNIDOS - MESMO ANO DE 1853 - UMA SEGUNDA VISÃO DO FUTURO 

Mais tarde George Bissell, após visitar sua mãe, vai rever sua antiga faculdade o Dartmouth College e eis que uma garrafa colocada em cima de um armário na sala de um professor, chama-lhe a atenção. Na garrafa há uma amostra daquele mesmo óleo de pedra da Pensilvânia, muito utilizado como remédio. Ele sabia que aquele líquido negro e viscoso era inflamável e, num lampejo, concebeu a idéia de que o óleo poderia ser utilizado não como remédio mas sim como iluminante.

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Aqui há necessidade de se abrir um parêntese: Naquela época o mundo e especialmente os Estados Unidos viviam uma grande crise relacionada com a iluminação. A explosão populacional e a Revolução Industrial aumentaram sobremaneira a necessidade de um iluminante que até então se baseava no uso de um simples pavio impregnado de alguma gordura animal ou óleo vegetal. Os mais abastados usavam o óleo de baleia, de melhor qualidade mas de preço mais alto. Mas os cachalotes do Atlântico já estavam em processo de dizimação e os preços com isso se elevavam muito.

Havia outros produtos como o canfeno, um derivado da terebintina que soltava muita fumaça e as vezes costumava explodir na casa das pessoas. As ruas e algumas casas eram iluminadas pelo chamado gás urbano, destilado do carvão que era colocado nos lampiões. Mas o gás era caro e pouco confiável e em 1854 o canadense Abraham Gesner desenvolveu um processo para extrair óleo do carvão ou do asfalto. Chamou o produto de "querosene" de "keros" e "elaion", palavras gregas que significam "cera" e "óleo". Mas o problema principal ainda persistia, ou seja, o custo era muito elevado e a quantidade produzida insuficiente.

Bissell sabia que sua idéia só vingaria se ele conseguisse resolver estes dois problemas: um óleo iluminante que pudesse existir em grande quantidade e que pudesse ser fabricado a baixo custo. Mas ele levou sua idéia adiante e tratou de conseguir investidores, convencendo-os de que estavam diante de uma grande e rendosa descoberta. Seu entusiasmo era tanto que conseguiu arrecadar o suficiente para contratar um renomado professor de química da Universidade de Yale que faria uma pesquisa na região e analisaria

detalhadamente o produto. Os resultados foram amplamente favoráveis. O óleo podia ser levado a vários níveis de ebulição e com isto ser refinado, obtendo como subproduto um óleo iluminante de altíssima qualidade. Logo porém surgiu a primeira dúvida para os participantes da recém fundada Pennsylvania Rock Oil Company de Bissell: Haveria bastante óleo à disposição ou, como muitos diziam, eram apenas um gotejamento das fendas subterrâneas do carvão?

NOVA YORK - UM DIA QUENTE DE 1856 - A TERCEIRA E DEFINITIVA VISÃO DO FUTURO  Bissell que já tivera dois lampejos anteriores teria, numa tarde

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quente do verão novaiorquino, um terceira visão que seria definitiva para a implantação da indústria do petróleo. Bissell, ao se refugiar do calor, procura abrigo no toldo de uma farmácia e vê então numa vitrine a propaganda de um remédio feito a base de petróleo. O cartaz mostrava várias torres de perfuração das que eram usadas nos poços de sal, onde o petróleo acabava aparecendo como uma espécie de subproduto. A técnica de perfuração de poços de sal havia sido desenvolvida pelos chineses há mais de um século e meio, alcançando quase 1000 metros de profundidade. Da China a técnica foi importada pela Europa e de lá chegou aos Estados Unidos. O olhar arguto de Bissell logo vislumbrou uma possibilidade nova: Porque não utilizar a mesma técnica de perfuração do sal para o petróleo?

E assim foi feito. Mas inúmeras dificuldades surgiriam num processo interminável de erros e acertos com todos achando que Bissell e seus companheiros eram loucos. Quando o processo já estava quase sendo abortado, em 27 de agosto de 1859, a broca ao atingir 21 metros de profundidade deslizou mais alguns centímetros e fez jorrar petróleo no poço, dando início a uma agitação similar a corrida do ouro da Califórnia. Estava nascendo a "Luz da Era", uma iluminação forte, brilhante e barata.

Bissell, naturalmente ficou rico mas fez inúmeras obras filantrópicas doando inclusive dinheiro para a construção de um ginásio no Dartmouth College onde ele havia visto a garrafa de óleo de pedra que lhe permitiu uma visão do futuro.

Além da querosene outros usos do petróleo foram sendo incorporados como a vaselina e a parafina e, principalmente, como lubrificante, essencial para o bom funcionamento das máquinas da nascente atividade industrial.

Em 1882, outro americano, Thomas Alva Edison, abriu as portas para o surgimento de uma "nova luz": a elétrica.

Que futuro teria então o petróleo? O que a Standard Oil, já então a maior empresa do mundo, fundada por John D. Rockefeller, faria com os milhões de dólares investidos na produção, refino, armazenamento, distribuição e transporte do petróleo que estava quase que totalmente voltado para a iluminação?

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Se uma nova descoberta revolucionária ameaçava oimpério do petróleo, podendo fechar as portas do lucro,outra descoberta, também revolucionária, viria a ocorrer "salvando" o petróleo e abrindo caminho para uma união que perdura até nossos dias: a " carruagem sem cavalo", nosso velho conhecido automóvel.O resto da história é sobejamente conhecido. Os campos de petróleo se espalharam pelo mundo numa empreitada de guerras, invasões, ganância, dinheiro e poder. O petróleo passa a ser a principal fonte de energia mundial, transformando a paisagem contemporânea e o modo de vida moderno. Seus subprodutos passam a ser fundamentais para a agricultura, como fertilizantes, para a indústria química, de plásticos e tantas outras mais, tornando-o indispensável para os novos tempos. Os trustes, o poder econômico, podem agora construir ou destruir nações, correndo muito sangue em nome daquele que um dia havia sido saldado como o exterminador da escuridão. A ERA DO PETRÓLEO - ATÉ QUANDO?

Ainda vivemos a "era do petróleo" mas dois fatos levam-nos a questionar sua durabilidade. O primeiro deles diz respeito a possibilidade cada vez mais presente das fontes naturais se esgotarem brevemente. O segundo se relaciona com o uso indiscriminado e desregrado do petróleo, ocasionando gravíssimos problemas ambientais, com uma poluição crescente que ameaça toda a humanidade.

Nosso Planeta prescinde de uma fonte energética que seja renovável, economicamente eficiente e ambientalmente benigna. A energia solar, por atender todos estes requisitos talvez seja a solução, mas até lá espera-se que a humanidade tenha aprendido a utilizar melhor e mais equilibradamente as dádivas que a natureza lhe oferece.

Fonte: João Aranha - USP - Escola de Engenharia de São Carlos

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A História do Petróleo no Brasil

A história do petróleo no Brasil pode ser dividida em quatro fases distintas:

1.º - Até 1938, com as explorações sob o regime da livre iniciativa. Neste período, a primeira sondagem profunda foi realizada entre 1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de São Paulo, por Eugênio Ferreira Camargo.

2.º - Nacionalização das riquezas do nosso subsolo, pelo Governo e a criação do Conselho Nacional do Petróleo, em 1938.

3.º - Estabelecimento do monopólio estatal, durante o Governo do Presidente Getúlio Vargas que, a 3 de outubro de 1953, promulgou a Lei 2004, criando a Petrobras. Foi uma fase marcante na história do nosso petróleo, pelo fato da Petrobras ter nascido do debate democrático, atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendida por diversos partidos políticos.

4.º - Fim do monopólio estatal do petróleo, durante o primeiro governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso.

O Setor Petróleo de 1858 até 1938

A história do petróleo no Brasil começou na Bahia, onde, no ano de 1858, o decreto n.º 2266 assinado pelo Marquês de Olinda, concedeu a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral betuminoso para fabricação de querosene de iluminação, em terrenos situados nas margens do Rio Marau, na Província da Bahia. No ano seguinte, em 1859, o inglês Samuel Allport, durante a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, observou o gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de Salvador.

Em 1930, setenta anos depois e após vários poços perfurados sem sucesso em alguns estados brasileiros, o Engenheiro Agrônomo Manoel Inácio Bastos, realizando uma caçada nos arredores de Lobato, tomou conhecimento que os moradores usavam uma lama preta, oleosa para iluminar suas residências. A partir de então retornou ao local várias vezes para pesquisas e coletas de amostras, com as quais procurou interessar pessoas influentes, porém sem sucesso, sendo considerado como "maníaco". Em 1932

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foi até o Rio de  Janeiro, onde foi recebido pelo Presidente Getúlio Vargas, a quem entregou o relatório sobre a ocorrência de Lobato.

Finalmente, em 1933 o Engenheiro Bastos conseguiu empolgar o Presidente da Bolsa de Mercadorias da Bahia, Sr. Oscar Cordeiro, o qual passou a empreender campanhas visando a definição da existência de petróleo em bases comerciais na área. Diante da polêmica formada, com apaixonantes debates nos meios de comunicação, o Diretor-Geral do Departamento Nacional de Produção Mineral - DNPM, Avelino Inácio de Oliveira, resolveu em 1937 pela perfuração de poços na área de Lobato, sendo que os dois primeiros não obtiveram êxito.

Em 29 de julho de 1938, já sob a jurisdição do recém-criado Conselho Nacional de Petróleo - CNP, foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, que viria a ser o descobridor de petróleo no Brasil, quando no dia 21 de janeiro de 1939, o petróleo apresentou-se ocupando parte da coluna de perfuração.

O poço DNPM-163, apesar de ter sido considerado antieconômico, foi de importância fundamental para o desenvolvimento da atividade petrolífera no Estado da Bahia. A partir do resultado desse poço, houve uma grande concentração de esforços na Bacia do Recôncavo, resultando na descoberta da primeira acumulação comercial de petróleo do país, o Campo de Candeias, em 1941.

Até 1938 os capitais privados nacionais e estrangeiros podiam ser aplicados em quaisquer atividades petrolíferas no País. Os capitais internacionais da indústria de petróleo, concentravam-se principalmente nas mãos das empresas resultantes do desmembramento da Standard Oil, norte americana, em 1911, e da Royal Dutch/Shell empresa formada pela união de duas empresas, uma holandesa e outra inglesa. Entretanto, nada de significativo foi feito no País em conseqüência dos seguintes fatores:

· As multinacionais tinham excelentes concessões na Venezuela, no México, no Oriente Médio e em alguns outros países; exploravam o petróleo nesses países a um baixo custo e pagavam baixas taxas e royalties, impostos ou participações. Por esta razão não investiam nada significativo fora das áreas que geologicamente são extremamente favoráveis para conter

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expressivas jazidas de petróleo.

· Essas empresas dominavam a tecnologia de refino e do transporte internacional; suas grandes refinarias, localizadas principalmente nos seus países de origem, ficavam com a maior parcela do lucro que a atividade proporcionava. Era o monopólio de fato no refino. Assim pagando petróleo a preços ínfimos (reduzindo com isso o repasse para os países que permitiam a exportação no seu território) e vendendo derivados a preços elevados, não havia porque investir em exploração e refino em países como o Brasil;

· O empresariado nacional não tinha tecnologia nem recursos financeiros para investir maciçamente nesse segmento;

· A distribuição dos derivados de petróleo no País era considerada cartelizada.

· O País importava derivados diretamente, mediante operações entre filial-matriz das multinacionais que distribuam os produtos no território nacional, com possibilidade de superfaturamento nas importações;

· Politicamente campanhas eram desenvolvidas para mostrar não só a incapacidade do povo brasileiro para assumir um risco da magnitude do negócio petróleo, e até mesmo eram perseguidos os que defendiam a idéia de que poderia haver petróleo no País.

O Setor Petróleo de 1938 até 1953

 Após 1938 e até 1953 somente à empresas brasileiras era permitido refinar petróleo no País. Isto decorreu de Lei Federal de 1938 que se fundamentava na linha de que o segmento petróleo era estratégico para o País.

No mundo, a distribuição de derivados, a produção de petróleo e o refino continuaram praticamente em mãos das mesmas multinacionais. Isto quer dizer que de 1938 a 1953 o panorama mundial continuou o mesmo:

· Refino concentrado nos países ricos ou em pontos estratégicos como as Antilhas e gerando elevados lucros para essas multinacionais;

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· Produção de petróleo a baixo custo e sua pesquisa somente naqueles mesmos já citados países com excelentes perspectivas de descoberta de jazidas de óleo. No entanto, já o México, em 1938, nacionalizara seu petróleo após intensa disputa com os Estados Unidos.

· Distribuição em nível mundial e em nível interno nos países, considerada cartelizada por multinacionais, que assim poderiam impedir, pelo seu poder de compra e importação de derivados, o surgimento de refinarias nos países em desenvolvimento, de propriedade de capitais nacionais.

Não há, assim, razão lógica para se acreditar que as multinacionais poderiam ter se interessado pelo Brasil na área de refino e de produção de óleo. Nenhum país sem amplas perspectivas de produção de óleo merecia os investimentos das multinacionais como nenhum país subdesenvolvido foi contemplado com instalação de refinarias, salvo se integrado aos esquemas internacionais de refino do Cartel das Sete Irmãs, nome cunhado mais tarde pelo Presidente da Ente Nationale de Idrocarburi (ENI), estatal italiana, Enrico Mattei, para designar a união das multinacionais que dominam o mercado mundial. Pequenas refinarias foram construídas em alguns países, porém com esquemas de refino voltados para os interesses de  do mercado dos EUA, ou para aproveitar pequenas produções locais de óleo; neste caso, os altos custos do transporte de derivados justificavam a construção de pequenas refinarias mais simples, na verdade pequenas destilarias primárias de petróleo.

Em 1938 foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), com a incumbência de explorar petróleo e de participar na criação de parque refinador no País. Em 1941 jorrou petróleo comercial pela primeira vez, resultante de trabalhos do CNP, sendo que em 1939 ocorrera a descoberta de petróleo na Bahia, em função dos trabalhos desenvolvidos por Oscar Cordeiro e pelo CNP.

Em decorrência do grande racionamento de combustíveis imposto por ocasião da 2ª Guerra Mundial - 1939/1945 - da pequena escala dos investimentos privados na área do petróleo e do direcionamento, no mundo, dos investimentos das multinacionais para áreas de seu exclusivo interesse, um forte movimento político

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e popular tomou conta do País, resultando, em 1953, na instituição do Monopólio Estatal do Petróleo e na criação da PETROBRÁS, para executá-lo em nome da União.

A industria do petróleo tinha quase 100 anos. No mundo, constituía-se no maior negócio, era o ponto nevrálgico de ação de todos os governos e de revoluções e guerras. As pressões internacionais relacionadas com o petróleo eram marcantes.

O País já tinha em 1953 um consumo de 150.000 barris por dia de derivados e contava com uma refinaria particular do Grupo Ipiranga, de 6.000 barris por dia; e uma refinaria na Bahia operada pelo CNP com capacidade de 3.700 barris por dia; quase no final do debate que caminhava para a instituição do Monopólio da União, três grupos empresariais receberam concessões para construir três refinarias. Foram então construídas as refinarias de Manaus, de 5.000 barris por dia e inaugurada em 1957, a Refinaria de Manguinhos, de 10.000 barris por dia e inaugurada em 1954, e a refinaria de Capuava, inaugurada em 1954, com 20.000 barris por dia.

Como já citado, o CNP operava desde 1950 uma refinaria de 3.700 barris por dia na Bahia e construía uma refinaria em Cubatão, de 45.000 barris por dia, inaugurada em 1955.A produção de petróleo no País, após o esforço do CNP, atingiu a 25.000 barris por dia, valor muito baixo quando comparado à demanda.

Assim, o País se via em 1953, como era a regra no mundo, exceto para alguns poucos países, sem produção de petróleo e sem refino em escala suficiente para atender ao mercado nacional.É bom lembrar que o lucro da atividade no País estava na distribuição de derivados, praticamente nas mãos das multinacionais e, portanto, não havia a geração interna de recursos para se investir no petróleo. Por outro lado, o lucro na atividade de petróleo no mundo estava na transformação, em refinarias dos países ricos, do óleo barato do Oriente Médio e seu manuseio até as distribuidoras dos países importadores de derivados, que pagavam preços considerados elevados por esses produtos.

Somente a instalação de um parque de refino no País, com escala,

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poderia reverter a situação de carência de recursos e nele desenvolver e indústria petrolífera, já que todos os esforços que se faziam para descobrir petróleo não apresentavam resultados compensadores. Além disso, o refino nacional teria que contar com o mercado nacional, sob pena de as multinacionais continuarem importando derivados de suas matrizes, inviabilizando-o por "dumping", comum na época, ou por recusa de compra de um outro derivado de petróleo, o que seria fatal para o refinador. O petróleo contém todos os produtos e ao refiná-lo TODOS os derivados são produzidos; perda de mercado para um derivado determina fechamento de refinaria.

Neste período desenvolveu-se a experiência do Grupo Ipiranga, primeira tentativa nacional significativa para romper o fechado círculo das multinacionais. Pelas notícias que se têm não foi fácil para a Ipiranga conseguir mercado para seus produtos, já que tinha que conseguir o petróleo do exterior e depender do mercado interno dominado pelas multinacionais.

Com a instalação da Petrobras, em 10 de maio de 1954, portanto, sete meses após sua criação, o Brasil trilhou um caminho diferente tendo nas suas próprias mãos o destino da indústria que alimenta o mundo de energia. O sucesso de tal empreitada se mostra nos resultados obtidos pelo povo brasileiro através da estatal do petróleo.

Fonte: Sindipetro

As Reservas da Petrobras

Desde 1984, a Petrobras vem realizando importantes descobertas em águas profundas e ultraprofundas. Essas descobertas ocorreram, inicialmente, na Bacia de Campos e incluem os campos de Albacora, Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Barracuda, Caratinga, Espadarte e Roncador. Desde 1999, nas bacias de Santos e do Espírito Santo também têm ocorrido descobertas nessa faixa de lâmina d'água.

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No fim de 1999, as reservas de petróleo e gás da Petrobras chegaram a 17,3 bilhões de boe, distribuídas da seguinte forma: 14% em terra firme, 11% em águas rasas e 25% em águas profundas. Os 50% restantes encontravam-se em águas

ultraprofundas. Em resumo, as reservas equivalentes de petróleo e gás da Empresa em águas ultraprofundas representavam 75% do total.

Como reflexo dessa distribuição, sua produção em águas profundas e ultraprofundas vem aumentando proporcionalmente em relação à produção total: de 1,7% em 1987 para mais de 55% no primeiro semestre de 2000. Em 30 de dezembro de 2000, o pico da produção diária interna de petróleo da Petrobras era de 1.531.364 bopd, distribuídos da seguinte maneira: 17% em terra firme, 19% em águas rasas e 64% em águas profundas e ultraprofundas.

Para aumentar sua produção interna, a Petrobras precisa desenvolver seus campos em águas profundas e ultraprofundas. Em 2005, a Empresa planeja atingir a produção de 1.85-milhões bopd no Brasil, e cerca de 75% dos quais serão provenientes de águas profundas e ultraprofundas.

Além do mais, a maior parte das expectativas de descobertas de novas reservas se concentra em águas ultraprofundas. Atualmente a Petrobras detém concessões para exploração de 99 blocos no Brasil, 72 dos quais estão situados no mar e 75% deles em lâmina d'água de além de 400m. Assim sendo, a Petrobras está empenhada com afinco em um esforço de exploração com várias plataformas DP em operação em lâminas d'água que variam de 1.800 a 3.000m.

Fonte: Petrobras

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DEFINIÇÕES TÉCNICAS - CONGRESSO NACIONAL

LEI Nº 9478, DE 06 DE AGOSTO DE 1997

Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo.

Seção II Das Definições Técnicas

Art. 6°. Para os fins desta Lei e de sua regulamentação, ficam estabelecidas as seguintes definições:

I - Petróleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado;       II - Gás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros;       III - Derivados de Petróleo: produtos decorrentes da transformação do petróleo;       IV - Derivados Básicos: principais derivados de petróleo, referidos no art. 177 da Constituição Federal, a serem classificados pela Agência Nacional do Petróleo;       V - Refino ou Refinação: conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo;       VI - Tratamento ou Processamento de Gás Natural: conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, distribuição e utilização;       VII - Transporte: movimentação de petróleo e seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral;       VIII - Transferência: movimentação de petróleo, derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse

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específico e exclusivo do proprietário ou explorador das facilidades;       IX - Bacia Sedimentar: depressão da crosta terrestre, onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não;       X - Reservatório ou Depósito: configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não;       XI - Jazida: reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em produção;       XII - Prospecto: feição geológica mapeada como resultado de estudos geofísicos e de interpretação geológica, que justificam a perfuração de poços exploratórios para a localização de petróleo ou gás natural;       XIII - Bloco: parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural;       XIV - Campo de Petróleo ou de Gás Natural: área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção;       XV - Pesquisa ou Exploração: conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas, objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de petróleo ou gás natural;       XVI - Lavra ou Produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo para sua movimentação;       XVII - Desenvolvimento: conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás;      

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XVIII - Descoberta Comercial: descoberta de petróleo ou gás natural em condições que, a preços de mercado, tornem possível o retorno dos investimentos no desenvolvimento e na produção;       XIX - Indústria do Petróleo: conjunto de atividades econômicas relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados;       XX - Distribuição: atividade de comercialização por atacado com a rede varejista ou com grandes consumidores de combustíveis, lubrificantes, asfaltos e gás liquefeito envasado, exercidas por empresas especializadas, na forma das leis e regulamentos aplicáveis;       XXI - Revenda: atividades de venda a varejo de combustíveis, lubrificantes e gás liquefeito envasado, exercidas por postos de serviços ou revendedores, na forma das leis e regulamentos aplicáveis;       XXII - Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do § 2º do art. 25 da Constituição Federal.       XXIII - Estocagem de Gás Natural: armazenamento de gás natural em reservatórios próprios, formações naturais ou artificiais.

LEI DO PETRÓLEO - Nº 9.478, DE 6 DE AGOSTO DE 1997

Presidência da República - Subchefia para Assuntos Jurídicos

 

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Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências. O  PRESIDENTE DA REPÚBLICA, Faço  saber  que   o    Congresso  Nacional decreta e eu sanciono  a  seguinte Lei:

CAPÍTULO I

Dos Princípios e Objetivos da Política Energética Nacional

Art. 1º As políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia visarão aos seguintes objetivos:

I - preservar o interesse nacional;

II - promover o desenvolvimento, ampliar o mercado de trabalho e valorizar os recursos energéticos;

III - proteger os interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;

IV - proteger o meio ambiente e promover a conservação de energia;

V - garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos do § 2º do art. 177 da Constituição Federal;

VI - incrementar, em bases econômicas, a utilização do gás natural;

VII - identificar as soluções mais adequadas para o suprimento de energia elétrica nas diversas regiões do País;

VIII - utilizar fontes alternativas de energia, mediante o aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis;

IX - promover a livre concorrência;

X - atrair investimentos na produção de energia;

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XI - ampliar a competitividade do País no mercado internacional.

CAPÍTULO II

Do Conselho Nacional de Política Energética

Art. 2° Fica criado o Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia, com a atribuição de propor ao Presidente da República políticas nacionais e medidas específicas destinadas a:

I - promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do País, em conformidade com os princípios enumerados no capítulo anterior e com o disposto na legislação aplicável;

II - assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso do País, submetendo as medidas específicas ao Congresso Nacional, quando implicarem criação de subsídios;

III - rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País, considerando as fontes convencionais e alternativas e as tecnologias disponíveis;

IV - estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, do carvão e da energia termonuclear;

V - estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de maneira a atender às necessidades de consumo interno de petróleo e seus derivados, gás natural e condensado, e assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis, de que trata o art. 4º da Lei nº 8.176, de 8 de fevereiro de 1991.

§ 1º Para o exercício de suas atribuições, o CNPE contará com o apoio técnico dos órgãos reguladores do setor energético.

§ 2º O CNPE será regulamentado por decreto do Presidente da República, que determinará sua composição e a forma de seu funcionamento.

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CAPÍTULO III

Da Titularidade e do Monopólio do Petróleo e do Gás Natural

SEÇÃO I

Do Exercício do Monopólio

Art. 3º Pertencem à União os depósitos de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos existentes no território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva.

Art. 4º Constituem monopólio da União, nos termos do art. 177 da Constituição Federal, as seguintes atividades:

I - a pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos;

II - a refinação de petróleo nacional ou estrangeiro;

III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores;

IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem como o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e de gás natural.

Art. 5º As atividades econômicas de que trata o artigo anterior serão reguladas e fiscalizadas pela União e poderão ser exercidas, mediante concessão ou autorização, por empresas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração no País.

SEÇÃO II

Das Definições Técnicas

Art. 6° Para os fins desta Lei e de sua regulamentação, ficam estabelecidas as seguintes definições:

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I - Petróleo: todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural, a exemplo do óleo cru e condensado;

II - Gás Natural ou Gás: todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros;

III - Derivados de Petróleo: produtos decorrentes da transformação do petróleo;

IV - Derivados Básicos: principais derivados de petróleo, referidos no art. 177 da Constituição Federal, a serem classificados pela Agência Nacional do Petróleo;

V - Refino ou Refinação: conjunto de processos destinados a transformar o petróleo em derivados de petróleo;

VI - Tratamento ou Processamento de Gás Natural: conjunto de operações destinadas a permitir o seu transporte, distribuição e utilização;

VII - Transporte: movimentação de petróleo e seus derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse geral;

VIII - Transferência: movimentação de petróleo, derivados ou gás natural em meio ou percurso considerado de interesse específico e exclusivo do proprietário ou explorador das facilidades;

IX - Bacia Sedimentar: depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não;

X - Reservatório ou Depósito: configuração geológica dotada de propriedades específicas, armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não;

XI - Jazida: reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto em produção;

XII - Prospecto: feição geológica mapeada como resultado de estudos geofísicos e de interpretação geológica, que justificam a

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perfuração de poços exploratórios para a localização de petróleo ou gás natural;

XIII - Bloco: parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural;

XIV - Campo de Petróleo ou de Gás Natural: área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção;

XV - Pesquisa ou Exploração: conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliar áreas, objetivando a descoberta e a identificação de jazidas de petróleo ou gás natural;

XVI - Lavra ou Produção: conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gás natural de uma jazida e de preparo para sua movimentação;

XVII - Desenvolvimento: conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar as atividades de produção de um campo de petróleo ou gás;

XVIII - Descoberta Comercial: descoberta de petróleo ou gás natural em condições que, a preços de mercado, tornem possível o retorno dos investimentos no desenvolvimento e na produção;

XIX - Indústria do Petróleo: conjunto de atividades econômicas relacionadas com a exploração, desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte, importação e exportação de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos e seus derivados;

XX - Distribuição: atividade de comercialização por atacado com a rede varejista ou com grandes consumidores de combustíveis, lubrificantes, asfaltos e gás liquefeito envasado, exercida por empresas especializadas, na forma das leis e regulamentos aplicáveis;

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XXI - Revenda: atividade de venda a varejo de combustíveis, lubrificantes e gás liquefeito envasado, exercida por postos de serviços ou revendedores, na forma das leis e regulamentos aplicáveis;

XXII - Distribuição de Gás Canalizado: serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente ou mediante concessão, nos termos do § 2º do art. 25 da Constituição Federal;

XXIII - Estocagem de Gás Natural: armazenamento de gás natural em reservatórios próprios, formações naturais ou artificiais.

CAPÍTULO IV

Da Agência Nacional do Petróleo

SEÇÃO I

Da Instituição e das Atribuições

Art. 7° Fica instituída a Agência Nacional do Petróleo - ANP, entidade integrante da Administração Federal indireta, submetida ao regime autárquico especial, como órgão regulador da indústria do petróleo, vinculado ao Ministério de Minas e Energia.

Parágrafo único. A ANP terá sede e foro no Distrito Federal e escritórios centrais na cidade do Rio de Janeiro, podendo instalar unidades administrativas regionais.

Art. 8° A ANP terá como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, cabendo-lhe:

I - implementar, em sua esfera de atribuições, a política nacional de petróleo e gás natural, contida na política energética nacional, nos termos do Capítulo I desta Lei, com ênfase na garantia do suprimento de derivados de petróleo em todo o território nacional e na proteção dos interesses dos consumidores quanto a preço, qualidade e oferta dos produtos;

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II - promover estudos visando à delimitação de blocos, para efeito de concessão das atividades de exploração, desenvolvimento e produção;

III - regular a execução de serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção petrolífera, visando ao levantamento de dados técnicos, destinados à comercialização, em bases não-exclusivas;

IV - elaborar os editais e promover as licitações para a concessão de exploração, desenvolvimento e produção, celebrando os contratos delas decorrentes e fiscalizando a sua execução;

V - autorizar a prática das atividades de refinação, processamento, transporte, importação e exportação, na forma estabelecida nesta Lei e sua regulamentação;

VI - estabelecer critérios para o cálculo de tarifas de transporte dutoviário e arbitrar seus valores, nos casos e da forma previstos nesta Lei;

VII - fiscalizar diretamente, ou mediante convênios com órgãos dos Estados e do Distrito Federal, as atividades integrantes da indústria do petróleo, bem como aplicar as sanções administrativas e pecuniárias previstas em lei, regulamento ou contrato;

VIII - instruir processo com vistas à declaração de utilidade pública, para fins de desapropriação e instituição de servidão administrativa, das áreas necessárias à exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, construção de refinarias, de dutos e de terminais;

IX - fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do petróleo, dos derivados e do gás natural e de preservação do meio ambiente;

X - estimular a pesquisa e a adoção de novas tecnologias na exploração, produção, transporte, refino e processamento;

XI - organizar e manter o acervo das informações e dados técnicos relativos às atividades da indústria do petróleo;

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XII - consolidar anualmente as informações sobre as reservas nacionais de petróleo e gás natural transmitidas pelas empresas, responsabilizando-se por sua divulgação;

XIII - fiscalizar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis, de que trata o art. 4º da Lei nº 8.176, de 8 de fevereiro de 1991;

XIV - articular-se com os outros órgãos reguladores do setor energético sobre matérias de interesse comum, inclusive para efeito de apoio técnico ao CNPE;

XV - regular e autorizar as atividades relacionadas com o abastecimento nacional de combustíveis, fiscalizando-as diretamente ou mediante convênios com outros órgãos da União, Estados, Distrito Federal ou Municípios.

Art. 9º Além das atribuições que lhe são conferidas no artigo anterior, caberá à ANP exercer, a partir de sua implantação, as atribuições do Departamento Nacional de Combustíveis - DNC, relacionadas com as atividades de distribuição e revenda de derivados de petróleo e álcool, observado o disposto no art. 78.

Art. 10. Quando, no exercício de suas atribuições, a ANP tomar conhecimento de fato que configure ou possa configurar infração da ordem econômica, deverá comunicá-lo ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE, para que este adote as providências cabíveis, no âmbito da legislação pertinente.

Art. 10. Quando, no exercício de suas atribuições, a ANP tomar conhecimento de fato que possa configurar indício de infração da ordem econômica, deverá comunicá-lo imediatamente ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica - Cade e à Secretaria de Direito Econômico do Ministério da Justiça, para que estes adotem as providências cabíveis, no âmbito da legislação pertinente.(Redação dada pela Lei nº 10.202, de 20.2.2001)

Parágrafo único. Independentemente da comunicação prevista no caput deste artigo, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica - Cade notificará a ANP do teor da decisão que aplicar sanção por infração da ordem econômica cometida por empresas ou pessoas físicas no exercício de atividades relacionadas com o

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abastecimento nacional de combustíveis, no prazo máximo de vinte e quatro horas após a publicação do respectivo acórdão, para que esta adote as providências legais de sua alçada. (Parágrafo único inclúido pela Lei nº 10.202, de 20.2.2001)

SEÇÃO II

Da Estrutura Organizacional da Autarquia

Art. 11. A ANP será dirigida, em regime de colegiado, por uma Diretoria composta de um Diretor-Geral e quatro Diretores.

§ 1º Integrará a estrutura organizacional da ANP um Procurador-Geral.

§ 2º Os membros da Diretoria serão nomeados pelo Presidente da República, após aprovação dos respectivos nomes pelo Senado Federal, nos termos da alínea f do inciso III do art. 52 da Constituição Federal.

§ 3° Os membros da Diretoria cumprirão mandatos de quatro anos, não coincidentes, permitida a recondução, observado o disposto no art. 75 desta Lei.

Art. 12. (VETADO)

I - (VETADO)

II - (VETADO)

III - (VETADO)

Parágrafo único. (VETADO)

Art. 13. Está impedida de exercer cargo de Diretor na ANP a pessoa que mantenha, ou haja mantido nos doze meses anteriores à data de início do mandato, um dos seguintes vínculos com empresa que explore qualquer das atividades integrantes da indústria do petróleo ou de distribuição  (Revogado pela Lei nº 9.986, de 18.7.2000)

I - acionista ou sócio com participação individual direta superior a cinco por cento do capital social total ou dois por cento do capital

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votante da empresa ou, ainda, um por cento do capital total da respectiva empresa controladora;

II - administrador, sócio-gerente ou membro do Conselho Fiscal;

III - empregado, ainda que o respectivo contrato de trabalho esteja suspenso, inclusive da empresa controladora ou de entidade de previdência complementar custeada pelo empregador.

Parágrafo único. Está também impedida de assumir cargo de Diretor na ANP a pessoa que exerça, ou haja exercido nos doze meses anteriores à data de início do mandato, cargo de direção em entidade sindical ou associação de classe, de âmbito nacional ou regional, representativa de interesses de empresas que explorem quaisquer das atividades integrantes da indústria do petróleo ou de distribuição.

Art. 14. Terminado o mandato, ou uma vez exonerado do cargo, o ex-Diretor da ANP ficará impedido, por um período de doze meses, contados da data de sua exoneração, de prestar, direta ou indiretamente, qualquer tipo de serviço a empresa integrante da indústria do petróleo ou de distribuição.

§ 1° Durante o impedimento, o ex-Diretor que não tiver sido exonerado nos termos do art. 12 poderá continuar prestando serviço à ANP, ou a qualquer órgão da Administração Direta da União, mediante remuneração equivalente à do cargo de direção que exerceu.

§ 2° Incorre na prática de advocacia administrativa, sujeitando-se às penas da lei, o ex-Diretor que violar o impedimento previsto neste artigo.

SEÇÃO III

Das Receitas e do Acervo da Autarquia

Art. 15. Constituem receitas da ANP:

I - as dotações consignadas no Orçamento Geral da União, créditos especiais, transferências e repasses que lhe forem conferidos;

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II - parcela das participações governamentais referidas nos incisos I e III do art. 45 desta Lei, de acordo com as necessidades operacionais da ANP, consignadas no orçamento aprovado;

III - os recursos provenientes de convênios, acordos ou contratos celebrados com entidades, organismos ou empresas, excetuados os referidos no inciso anterior;

IV - as doações, legados, subvenções e outros recursos que lhe forem destinados;

V - o produto dos emolumentos, taxas e multas previstos na legislação específica, os valores apurados na venda ou locação dos bens móveis e imóveis de sua propriedade, bem como os decorrentes da venda de dados e informações técnicas, inclusive para fins de licitação, ressalvados os referidos no § 2° do art. 22 desta Lei.

Art. 16. Os recursos provenientes da participação governamental prevista no inciso IV do art. 45, nos termos do art. 51, destinar-se-ão ao financiamento das despesas da ANP para o exercício das atividades que lhe são conferidas nesta Lei.

SEÇÃO IV

Do Processo Decisório

Art. 17. O processo decisório da ANP obedecerá aos princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade e publicidade.

Art. 18. As sessões deliberativas da Diretoria da ANP que se destinem a resolver pendências entre agentes econômicos e entre estes e consumidores e usuários de bens e serviços da indústria do petróleo serão públicas, permitida a sua gravação por meios eletrônicos e assegurado aos interessados o direito de delas obter transcrições.

Art. 19. As iniciativas de projetos de lei ou de alteração de normas administrativas que impliquem afetação de direito dos agentes econômicos ou de consumidores e usuários de bens e serviços da indústria do petróleo serão precedidas de audiência pública convocada e dirigida pela ANP.

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Art. 20. O regimento interno da ANP disporá sobre os procedimentos a serem adotados para a solução de conflitos entre agentes econômicos, e entre estes e usuários e consumidores, com ênfase na conciliação e no arbitramento.

CAPÍTULO V

Da Exploração e da Produção

SEÇÃO I

Das Normas Gerais

Art. 21. Todos os direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural em território nacional, nele compreendidos a parte terrestre, o mar territorial, a plataforma continental e a zona econômica exclusiva, pertencem à União, cabendo sua administração à ANP.

Art. 22. O acervo técnico constituído pelos dados e informações sobre as bacias sedimentares brasileiras é também considerado parte integrante dos recursos petrolíferos nacionais, cabendo à ANP sua coleta, manutenção e administração.

§ 1° A Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRÁS transferirá para a ANP as informações e dados de que dispuser sobre as bacias sedimentares brasileiras, assim como sobre as atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo ou gás natural, desenvolvidas em função da exclusividade do exercício do monopólio até a publicação desta Lei.

§ 2° A ANP estabelecerá critérios para remuneração à PETROBRÁS pelos dados e informações referidos no parágrafo anterior e que venham a ser utilizados pelas partes interessadas, com fiel observância ao disposto no art. 117 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, com as alterações procedidas pela Lei nº 9.457, de 5 de maio de 1997.

Art. 23. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural serão exercidas mediante contratos de concessão, precedidos de licitação, na forma estabelecida nesta Lei.

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Parágrafo único. A ANP definirá os blocos a serem objeto de contratos de concessão.

Art. 24. Os contratos de concessão deverão prever duas fases: a de exploração e a de produção.

§ 1º Incluem-se na fase de exploração as atividades de avaliação de eventual descoberta de petróleo ou gás natural, para determinação de sua comercialidade.

§ 2º A fase de produção incluirá também as atividades de desenvolvimento.

Art. 25. Somente poderão obter concessão para a exploração e produção de petróleo ou gás natural as empresas que atendam aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP.

Art. 26. A concessão implica, para o concessionário, a obrigação de explorar, por sua conta e risco e, em caso de êxito, produzir petróleo ou gás natural em determinado bloco, conferindo-lhe a propriedade desses bens, após extraídos, com os encargos relativos ao pagamento dos tributos incidentes e das participações legais ou contratuais correspondentes.

§ 1° Em caso de êxito na exploração, o concessionário submeterá à aprovação da ANP os planos e projetos de desenvolvimento e produção.

§ 2° A ANP emitirá seu parecer sobre os planos e projetos referidos no parágrafo anterior no prazo máximo de cento e oitenta dias.

§ 3° Decorrido o prazo estipulado no parágrafo anterior sem que haja manifestação da ANP, os planos e projetos considerar-se-ão automaticamente aprovados.

Art. 27. Quando se tratar de campos que se estendam por blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para a individualização da produção.

Parágrafo único. Não chegando as partes a acordo, em prazo máximo fixado pela ANP, caberá a esta determinar, com base em laudo arbitral, como serão eqüitativamente apropriados os direitos

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e obrigações sobre os blocos, com base nos princípios gerais de Direito aplicáveis.

Art. 28. As concessões extinguir-se-ão:

I - pelo vencimento do prazo contratual;

II - por acordo entre as partes;

III - pelos motivos de rescisão previstos em contrato;

IV - ao término da fase de exploração, sem que tenha sido feita qualquer descoberta comercial, conforme definido no contrato;

V - no decorrer da fase de exploração, se o concessionário exercer a opção de desistência e de devolução das áreas em que, a seu critério, não se justifiquem investimentos em desenvolvimento.

§ 1° A devolução de áreas, assim como a reversão de bens, não implicará ônus de qualquer natureza para a União ou para a ANP, nem conferirá ao concessionário qualquer direito de indenização pelos serviços, poços, imóveis e bens reversíveis, os quais passarão à propriedade da União e à administração da ANP, na forma prevista no inciso VI do art. 43.

§ 2° Em qualquer caso de extinção da concessão, o concessionário fará, por sua conta exclusiva, a remoção dos equipamentos e bens que não sejam objeto de reversão, ficando obrigado a reparar ou indenizar os danos decorrentes de suas atividades e praticar os atos de recuperação ambiental determinados pelos órgãos competentes.

Art. 29. É permitida a transferência do contrato de concessão, preservando-se seu objeto e as condições contratuais, desde que o novo concessionário atenda aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP, conforme o previsto no art. 25.

Parágrafo único. A transferência do contrato só poderá ocorrer mediante prévia e expressa autorização da ANP.

Art. 30. O contrato para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo ou gás natural não se estende a nenhum outro recurso

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natural, ficando o concessionário obrigado a informar a sua descoberta, prontamente e em caráter exclusivo, à ANP.

SEÇÃO II

Das Normas Específicas para as Atividades em Curso

Art. 31. A PETROBRÁS submeterá à ANP, no prazo de três meses da publicação desta Lei, seu programa de exploração, desenvolvimento e produção, com informações e dados que propiciem:

I - o conhecimento das atividades de produção em cada campo, cuja demarcação poderá incluir uma área de segurança técnica;

II - o conhecimento das atividades de exploração e desenvolvimento, registrando, neste caso, os custos incorridos, os investimentos realizados e o cronograma dos investimentos a realizar, em cada bloco onde tenha definido prospectos.

Art. 32. A PETROBRÁS terá ratificados seus direitos sobre cada um dos campos que se encontrem em efetiva produção na data de inicío de vigência desta Lei.

Art. 33. Nos blocos em que, quando do início da vigência desta Lei, tenha a PETROBRÁS realizado descobertas comerciais ou promovido investimentos na exploração, poderá ela, observada sua capacidade de investir, inclusive por meio de financiamentos, prosseguir nos trabalhos de exploração e desenvolvimento pelo prazo de três anos e, nos casos de êxito, prosseguir nas atividades de produção.

Parágrafo único. Cabe à ANP, após a avaliação da capacitação financeira da PETROBRÁS e dos dados e informações de que trata o art. 31, aprovar os blocos em que os trabalhos referidos neste artigo terão continuidade.

Art. 34. Cumprido o disposto no art. 31 e dentro do prazo de um ano a partir da data de publicação desta Lei, a ANP celebrará com a PETROBRÁS, dispensada a licitação prevista no art. 23, contratos de concessão dos blocos que atendam às condições estipuladas nos arts. 32 e 33, definindo-se, em cada um desses contratos, as participações devidas, nos termos estabelecidos na Seção VI.

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Parágrafo único. Os contratos de concessão referidos neste artigo serão regidos, no que couber, pelas normas gerais estabelecidas na Seção anterior e obedecerão ao disposto na Seção V deste Capítulo.

Art. 35. Os blocos não contemplados pelos contratos de concessão mencionados no artigo anterior e aqueles em que tenha havido insucesso nos trabalhos de exploração, ou não tenham sido ajustados com a ANP, dentro dos prazos estipulados, serão objeto de licitação pela ANP para a outorga de novos contratos de concessão, regidos pelas normas gerais estabelecidas na Seção anterior.

SEÇÃO III

Do Edital de Licitação

Art. 36. A licitação para outorga dos contratos de concessão referidos no art. 23 obedecerá ao disposto nesta Lei, na regulamentação a ser expedida pela ANP e no respectivo edital.

Art. 37. O edital da licitação será acompanhado da minuta básica do respectivo contrato e indicará, obrigatoriamente:

I - o bloco objeto da concessão, o prazo estimado para a duração da fase de exploração, os investimentos e programas exploratórios mínimos;

II - os requisitos exigidos dos concorrentes, nos termos do art. 25, e os critérios de pré-qualificação, quando este procedimento for adotado;

III - as participações governamentais mínimas, na forma do disposto no art. 45, e a participação dos superficiários prevista no art. 52;

IV - a relação de documentos exigidos e os critérios a serem seguidos para aferição da capacidade técnica, da idoneidade financeira e da regularidade jurídica dos interessados, bem como para o julgamento técnico e econômico-financeiro da proposta;

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V - a expressa indicação de que caberá ao concessionário o pagamento das indenizações devidas por desapropriações ou servidões necessárias ao cumprimento do contrato;

VI - o prazo, local e horário em que serão fornecidos, aos interessados, os dados, estudos e demais elementos e informações necessários à elaboração das propostas, bem como o custo de sua aquisição.

Parágrafo único. O prazo de duração da fase de exploração, referido no inciso I deste artigo, será estimado pela ANP, em função do nível de informações disponíveis, das características e da localização de cada bloco.

Art. 38. Quando permitida a participação de empresas em consórcio, o edital conterá as seguintes exigências:

I - comprovação de compromisso, público ou particular, de constituição do consórcio, subscrito pelas consorciadas;

II - indicação da empresa líder, responsável pelo consórcio e pela condução das operações, sem prejuízo da responsabilidade solidária das demais consorciadas;

III - apresentação, por parte de cada uma das empresas consorciadas, dos documentos exigidos para efeito de avaliação da qualificação técnica e econômico-financeira do consórcio;

IV - proibição de participação de uma mesma empresa em outro consórcio, ou isoladamente, na licitação de um mesmo bloco;

V - outorga de concessão ao consórcio vencedor da licitação condicionada ao registro do instrumento constitutivo do consórcio, na forma do disposto no parágrafo único do art. 279 da Lei n° 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

Art. 39. O edital conterá a exigência de que a empresa estrangeira que concorrer isoladamente ou em consórcio deverá apresentar, juntamente com sua proposta e em envelope separado:

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I - prova de capacidade técnica, idoneidade financeira e regularidade jurídica e fiscal, nos termos da regulamentação a ser editada pela ANP;

II - inteiro teor dos atos constitutivos e prova de encontrar-se organizada e em funcionamento regular, conforme a lei de seu país;

III - designação de um representante legal junto à ANP, com poderes especiais para a prática de atos e assunção de responsabilidades relativamente à licitação e à proposta apresentada;

IV - compromisso de, caso vencedora, constituir empresa segundo as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil.

Parágrafo único. A assinatura do contrato de concessão ficará condicionada ao efetivo cumprimento do compromisso assumido de acordo com o inciso IV deste artigo.

SEÇÃO IV

Do Julgamento da Licitação

Art. 40. O julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa, segundo critérios objetivos, estabelecidos no instrumento convocatório, com fiel observância dos princípios da legalidade, impessoalidade, moralidade, publicidade e igualdade entre os concorrentes.

Art. 41. No julgamento da licitação, além de outros critérios que o edital expressamente estipular, serão levados em conta:

I - o programa geral de trabalho, as propostas para as atividades de exploração, os prazos, os volumes mínimos de investimentos e os cronogramas físico-financeiros;

II - as participações governamentais referidas no art. 45.

Art. 42. Em caso de empate, a licitação será decidida em favor da PETROBRÁS, quando esta concorrer não consorciada com outras empresas.

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SEÇÃO V

Do Contrato de Concessão

Art. 43. O contrato de concessão deverá refletir fielmente as condições do edital e da proposta vencedora e terá como cláusulas essenciais:

I - a definição do bloco objeto da concessão;

II - o prazo de duração da fase de exploração e as condições para sua prorrogação;

III - o programa de trabalho e o volume do investimento previsto;

IV - as obrigações do concessionário quanto às participações, conforme o disposto na Seção VI;

V - a indicação das garantias a serem prestadas pelo concessionário quanto ao cumprimento do contrato, inclusive quanto à realização dos investimentos ajustados para cada fase;

VI - a especificação das regras sobre devolução e desocupação de áreas, inclusive retirada de equipamentos e instalações, e reversão de bens;

VII - os procedimentos para acompanhamento e fiscalização das atividades de exploração, desenvolvimento e produção, e para auditoria do contrato;

VIII - a obrigatoriedade de o concessionário fornecer à ANP relatórios, dados e informações relativos às atividades desenvolvidas;

IX - os procedimentos relacionados com a transferência do contrato, conforme o disposto no art. 29;

X - as regras sobre solução de controvérsias, relacionadas com o contrato e sua execução, inclusive a conciliação e a arbitragem internacional;

XI - os casos de rescisão e extinção do contrato;

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XII - as penalidades aplicáveis na hipótese de descumprimento pelo concessionário das obrigações contratuais.

Parágrafo único. As condições contratuais para prorrogação do prazo de exploração, referidas no inciso II deste artigo, serão estabelecidas de modo a assegurar a devolução de um percentual do bloco, a critério da ANP, e o aumento do valor do pagamento pela ocupação da área, conforme disposto no parágrafo único do art. 51.

Art. 44. O contrato estabelecerá que o concessionário estará obrigado a:

I - adotar, em todas as suas operações, as medidas necessárias para a conservação dos reservatórios e de outros recursos naturais, para a segurança das pessoas e dos equipamentos e para a proteção do meio ambiente;

II - comunicar à ANP, imediatamente, a descoberta de qualquer jazida de petróleo, gás natural ou outros hidrocarbonetos ou de outros minerais;

III - realizar a avaliação da descoberta nos termos do programa submetido à ANP, apresentando relatório de comercialidade e declarando seu interesse no desenvolvimento do campo;

IV - submeter à ANP o plano de desenvolvimento de campo declarado comercial, contendo o cronograma e a estimativa de investimento;

V - responsabilizar-se civilmente pelos atos de seus prepostos e indenizar todos e quaisquer danos decorrentes das atividades de exploração, desenvolvimento e produção contratadas, devendo ressarcir à ANP ou à União os ônus que venham a suportar em conseqüência de eventuais demandas motivadas por atos de responsabilidade do concessionário;

VI - adotar as melhores práticas da indústria internacional do petróleo e obedecer às normas e procedimentos técnicos e científicos pertinentes, inclusive quanto às técnicas apropriadas de recuperação, objetivando a racionalização da produção e o controle do declínio das reservas.

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SEÇÃO VI

Das Participações

Art. 45. O contrato de concessão disporá sobre as seguintes participações governamentais, previstas no edital de licitação:

I - bônus de assinatura;

II - royalties;

III - participação especial;

IV - pagamento pela ocupação ou retenção de área.

§ 1º As participações governamentais constantes dos incisos II e IV serão obrigatórias.

§ 2º As receitas provenientes das participações governamentais definidas no caput, alocadas para órgãos da administração pública federal, de acordo com o disposto nesta Lei, serão mantidas na Conta Única do Governo Federal, enquanto não forem destinadas para as respectivas programações.

§ 3º O superávit financeiro dos órgãos da administração pública federal referidos no parágrafo anterior, apurado em balanço de cada exercício financeiro, será transferido ao Tesouro Nacional.

Art. 46. O bônus de assinatura terá seu valor mínimo estabelecido no edital e corresponderá ao pagamento ofertado na proposta para obtenção da concessão, devendo ser pago no ato da assinatura do contrato.

Art. 47. Os royalties serão pagos mensalmente, em moeda nacional, a partir da data de início da produção comercial de cada campo, em montante correspondente a dez por cento da produção de petróleo ou gás natural.

§ 1º Tendo em conta os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes, a ANP poderá prever, no edital de licitação correspondente, a redução do valor dos royalties estabelecido no caput deste artigo para um montante correspondente a, no mínimo, cinco por cento da produção.

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§ 2º Os critérios para o cálculo do valor dos royalties serão estabelecidos por decreto do Presidente da República, em função dos preços de mercado do petróleo, gás natural ou condensado, das especificações do produto e da localização do campo.

§ 3º A queima de gás em flares, em prejuízo de sua comercialização, e a perda de produto ocorrida sob a responsabilidade do concessionário serão incluídas no volume total da produção a ser computada para cálculo dos royalties devidos.

Art. 48. A parcela do valor do royalty, previsto no contrato de concessão, que representar cinco por cento da produção, correspondente ao montante mínimo referido no § 1º do artigo anterior, será distribuída segundo os critérios estipulados pela Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989.

Art. 49. A parcela do valor do royalty que exceder a cinco por cento da produção terá a seguinte distribuição:

I - quando a lavra ocorrer em terra ou em lagos, rios, ilhas fluviais e lacustres:

a) cinqüenta e dois inteiros e cinco décimos por cento aos Estados onde ocorrer a produção;

b) quinze por cento aos Municípios onde ocorrer a produção;

c) sete inteiros e cinco décimos por cento aos Municípios que sejam afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural, na forma e critério estabelecidos pela ANP;

d) vinte e cinco por cento ao Ministério da Ciência e Tecnologia para financiar programas de amparo à pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico aplicados à indústria do petróleo;

II - quando a lavra ocorrer na plataforma continental:

a) vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento aos Estados produtores confrontantes;

b) vinte e dois inteiros e cinco décimos por cento aos Municípios produtores confrontantes;

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c) quinze por cento ao Ministério da Marinha, para atender aos encargos de fiscalização e proteção das áreas de produção;

d) sete inteiros e cinco décimos por cento aos Municípios que sejam afetados pelas operações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural, na forma e critério estabelecidos pela ANP;

e) sete inteiros e cinco décimos por cento para constituição de um Fundo Especial, a ser distribuído entre todos os Estados, Territórios e Municípios;

f) vinte e cinco por cento ao Ministério da Ciência e Tecnologia, para financiar programas de amparo à pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico aplicados à indústria do petróleo.

§ 1° Do total de recursos destinados ao Ministério da Ciência e Tecnologia, serão aplicados no mínimo quarenta por cento em programas de fomento à capacitação e ao desenvolvimento científico e tecnológico nas regiões Norte e Nordeste.

§ 2° O Ministério da Ciência e Tecnologia administrará os programas de amparo à pesquisa científica e ao desenvolvimento tecnológico previstos no caput deste artigo, com o apoio técnico da ANP, no cumprimento do disposto no inciso X do art. 8º, e mediante convênios com as universidades e os centros de pesquisa do País, segundo normas a serem definidas em decreto do Presidente da República.

Art. 50. O edital e o contrato estabelecerão que, nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento de uma participação especial, a ser regulamentada em decreto do Presidente da República.

§ 1º A participação especial será aplicada sobre a receita bruta da produção, deduzidos os royalties, os investimentos na exploração, os custos operacionais, a depreciação e os tributos previstos na legislação em vigor.

§ 2º Os recursos da participação especial serão distribuídos na seguinte proporção:

I - quarenta por cento ao Ministério de Minas e Energia, para o financiamento de estudos e serviços de geologia e geofísica

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aplicados à prospecção de petróleo e gás natural, a serem promovidos pela ANP, nos termos dos incisos II e III do art. 8°;

II - dez por cento ao Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da Amazônia Legal, destinados ao desenvolvimento de estudos e projetos relacionados com a preservação do meio ambiente e recuperação de danos ambientais causados pelas atividades da indústria do petróleo;

III - quarenta por cento para o Estado onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção;

IV - dez por cento para o Município onde ocorrer a produção em terra, ou confrontante com a plataforma continental onde se realizar a produção.

§ 3° Os estudos a que se refere o inciso II do parágrafo anterior serão desenvolvidos pelo Ministério do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e da Amazônia Legal, com o apoio técnico da ANP, no cumprimento do disposto no inciso IX do art. 8°.

Art. 51. O edital e o contrato disporão sobre o pagamento pela ocupação ou retenção de área, a ser feito anualmente, fixado por quilômetro quadrado ou fração da superfície do bloco, na forma da regulamentação por decreto do Presidente da República.

Parágrafo único. O valor do pagamento pela ocupação ou retenção de área será aumentado em percentual a ser estabelecido pela ANP, sempre que houver prorrogação do prazo de exploração.

Art. 52. Constará também do contrato de concessão de bloco localizado em terra cláusula que determine o pagamento aos proprietários da terra de participação equivalente, em moeda corrente, a um percentual variável entre cinco décimos por cento e um por cento da produção de petróleo ou gás natural, a critério da ANP.

Parágrafo único. A participação a que se refere este artigo será distribuída na proporção da produção realizada nas propriedades regularmente demarcadas na superfície do bloco.

CAPÍTULO VI

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Do Refino de Petróleo e do Processamento de Gás Natural

Art. 53. Qualquer empresa ou consórcio de empresas que atenda ao disposto no art. 5° poderá submeter à ANP proposta, acompanhada do respectivo projeto, para a construção e operação de refinarias e de unidades de processamento e de estocagem de gás natural, bem como para a ampliação de sua capacidade.

§ 1º A ANP estabelecerá os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos a serem atendidos pelos proponentes e as exigências de projeto quanto à proteção ambiental e à segurança industrial e das populações.

§ 2º Atendido o disposto no parágrafo anterior, a ANP outorgará a autorização a que se refere o inciso V do art. 8º, definindo seu objeto e sua titularidade.

Art. 54. É permitida a transferência da titularidade da autorização, mediante prévia e expressa aprovação pela ANP, desde que o novo titular satisfaça os requisitos expressos no § 1º do artigo anterior.

Art. 55. No prazo de cento e oitenta dias, a partir da publicação desta Lei, a ANP expedirá as autorizações relativas às refinarias e unidades de processamento de gás natural existentes, ratificando sua titularidade e seus direitos.

Parágrafo único. As autorizações referidas neste artigo obedecerão ao disposto no art. 53 quanto à transferência da titularidade e à ampliação da capacidade das instalações.

CAPÍTULO VII

Do Transporte de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural

Art. 56. Observadas as disposições das leis pertinentes, qualquer empresa ou consórcio de empresas que atender ao disposto no art. 5° poderá receber autorização da ANP para construir instalações e efetuar qualquer modalidade de transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, seja para suprimento interno ou para importação e exportação.

Parágrafo único. A ANP baixará normas sobre a habilitação dos interessados e as condições para a autorização e para

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transferência de sua titularidade, observado o atendimento aos requisitos de proteção ambiental e segurança de tráfego.

Art. 57. No prazo de cento e oitenta dias, a partir da publicação desta Lei, a PETROBRÁS e as demais empresas proprietárias de equipamentos e instalações de transporte marítimo e dutoviário receberão da ANP as respectivas autorizações, ratificando sua titularidade e seus direitos.

Parágrafo único. As autorizações referidas neste artigo observarão as normas de que trata o parágrafo único do artigo anterior, quanto à transferência da titularidade e à ampliação da capacidade das instalações.

Art. 58. Facultar-se-á a qualquer interessado o uso dos dutos de transporte e dos terminais marítimos existentes ou a serem construídos, mediante remuneração adequada ao titular das instalações.

§ 1º A ANP fixará o valor e a forma de pagamento da remuneração adequada, caso não haja acordo entre as partes, cabendo-lhe também verificar se o valor acordado é compatível com o mercado.

§ 2º A ANP regulará a preferência a ser atribuída ao proprietário das instalações para movimentação de seus próprios produtos, com o objetivo de promover a máxima utilização da capacidade de transporte pelos meios disponíveis.

Art. 59. Os dutos de transferência serão reclassificados pela ANP como dutos de transporte, caso haja comprovado interesse de terceiros em sua utilização, observadas as disposições aplicáveis deste Capítulo.

CAPÍTULO VIII

Da Importação e Exportação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural

Art. 60. Qualquer empresa ou consórcio de empresas que atender ao disposto no art. 5° poderá receber autorização da ANP para exercer a atividade de importação e exportação de petróleo e seus derivados, de gás natural e condensado.

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Parágrafo único. O exercício da atividade referida no caput deste artigo observará as diretrizes do CNPE, em particular as relacionadas com o cumprimento das disposições do art. 4° da Lei n° 8.176, de 8 de fevereiro de 1991, e obedecerá às demais normas legais e regulamentares pertinentes.

CAPÍTULO IX

Da Petrobrás

Art. 61. A Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRÁS é uma sociedade de economia mista vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que tem como objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, conforme definidas em lei.

§ 1º As atividades econômicas referidas neste artigo serão desenvolvidas pela PETROBRÁS em caráter de livre competição com outras empresas, em função das condições de mercado, observados o período de transição previsto no Capítulo X e os demais princípios e diretrizes desta Lei.

§ 2° A PETROBRÁS, diretamente ou por intermédio de suas subsidiárias, associada ou não a terceiros, poderá exercer, fora do território nacional, qualquer uma das atividades integrantes de seu objeto social.

Art. 62. A União manterá o controle acionário da PETROBRÁS com a propriedade e posse de, no mínimo, cinqüenta por cento das ações, mais uma ação, do capital votante.

Parágrafo único. O capital social da PETROBRÁS é dividido em ações ordinárias, com direito de voto, e ações preferenciais, estas sempre sem direito de voto, todas escriturais, na forma do art. 34 da Lei n° 6.404, de 15 de dezembro de 1976.

Art. 63. A PETROBRÁS e suas subsidiárias ficam autorizadas a formar consórcios com empresas nacionais ou estrangeiras, na condição ou não de empresa líder, objetivando expandir atividades, reunir tecnologias e ampliar investimentos aplicados à indústria do petróleo.

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Art. 64. Para o estrito cumprimento de atividades de seu objeto social que integrem a indústria do petróleo, fica a PETROBRÁS autorizada a constituir subsidiárias, as quais poderão associar-se, majoritária ou minoritariamente, a outras empresas.

Art. 65. A PETROBRÁS deverá constituir uma subsidiária com atribuições específicas de operar e construir seus dutos, terminais marítimos e embarcações para transporte de petróleo, seus derivados e gás natural, ficando facultado a essa subsidiária associar-se, majoritária ou minoritariamente, a outras empresas.

Art. 66. A PETROBRÁS poderá transferir para seus ativos os títulos e valores recebidos por qualquer subsidiária, em decorrência do Programa Nacional de Desestatização, mediante apropriada redução de sua participação no capital social da subsidiária.

Art. 67. Os contratos celebrados pela PETROBRÁS, para aquisição de bens e serviços, serão precedidos de procedimento licitatório simplificado, a ser definido em decreto do Presidente da República.

Art. 68. Com o objetivo de compor suas propostas para participar das licitações que precedem as concessões de que trata esta Lei, a PETROBRÁS poderá assinar pré-contratos, mediante a expedição de cartas-convites, assegurando preços e compromissos de fornecimento de bens e serviços.

Parágrafo único. Os pré-contratos conterão cláusula resolutiva de pleno direito, a ser exercida, sem penalidade ou indenização, no caso de outro licitante ser declarado vencedor, e serão submetidos, a posteriori, à apreciação dos órgãos de controle externo e fiscalização.

CAPÍTULO X

Das Disposições Finais e Transitórias

SEÇÃO I

Do Período de Transição

Art. 69. Durante um período de transição de, no máximo, trinta e seis meses, contados a partir da publicação desta Lei, os reajustes e revisões dos preços dos derivados básicos de petróleo e do gás

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natural, praticados pelas refinarias e pelas unidades de processamento, serão efetuados segundo diretrizes e parâmetros específicos estabelecidos, em ato conjunto, pelos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia.

Art. 69. Durante o período de transição, que se estenderá, no máximo, até o dia 31 de dezembro de 2001, os reajustes e revisões de preços dos derivados básicos de petróleo e gás natural, praticados pelas unidades produtoras ou de processamento, serão efetuados segundo diretrizes e parâmetros específicos estabelecidos, em ato conjunto, pelos Ministros de Estado da Fazenda e de Minas e Energia." (Redação dada pela Lei nº 9.990, 21.7.2000) (Vide Lei 10.453, de .13.52002)

Art. 70. Durante o período de transição de que trata o artigo anterior, a ANP estabelecerá critérios para as importações de petróleo, de seus derivados básicos e de gás natural, os quais serão compatíveis com os critérios de desregulamentação de preços, previstos no mesmo dispositivo.

Art. 71. Os derivados de petróleo e de gás natural que constituam insumos para a indústria petroquímica terão o tratamento previsto nos arts. 69 e 70, objetivando a competitividade do setor.

Art. 72. Durante o prazo de cinco anos, contados a partir da data de publicação desta Lei, a União assegurará, por intermédio da ANP, às refinarias em funcionamento no país, excluídas do monopólio da União, nos termos do art. 45 do Ato das Disposições Constitucionais Transitórias, condições operacionais e econômicas, com base nos critérios em vigor, aplicados à atividade de refino.

Parágrafo único. No prazo previsto neste artigo, observar-se-á o seguinte:

I - (VETADO)

II - as refinarias se obrigam a submeter à ANP plano de investimentos na modernização tecnológica e na expansão da produtividade de seus respectivos parques de refino, com vistas ao aumento da produção e à conseqüente redução dos subsídios a elas concedidos;

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III - a ANP avaliará, periodicamente, o grau de competitividade das refinarias, a realização dos respectivos planos de investimentos e a conseqüente redução dos subsídios relativos a cada uma delas.

Art. 73. Até que se esgote o período de transição estabelecido no art. 69, os preços dos derivados básicos praticados pela PETROBRÁS poderão considerar os encargos resultantes de subsídios incidentes sobre as atividades por ela desenvolvidas.

Parágrafo único. À exceção das condições e do prazo estabelecidos no artigo anterior, qualquer subsídio incidente sobre os preços dos derivados básicos, transcorrido o período previsto no art. 69, deverá ser proposto pelo CNPE e submetido à aprovação do Congresso Nacional, nos termos do inciso II do art. 2°.

Art. 74. A Secretaria do Tesouro Nacional procederá ao levantamento completo de todos os créditos e débitos recíprocos da União e da PETROBRÁS, abrangendo as diversas contas de obrigações recíprocas e subsídios, inclusive os relativos à denominada Conta Petróleo, Derivados e Álcool, instituída pela Lei nº 4.452, de 5 de novembro de 1964, e legislação complementar, ressarcindo-se o Tesouro dos dividendos mínimos legais que tiverem sido pagos a menos desde a promulgação da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976. (Vide Lei nº 10.742, de 6.10.2003)

Parágrafo único. Até que se esgote o período de transição, o saldo credor desse encontro de contas deverá ser liquidado pela parte devedora, ficando facultado à União, caso seja a devedora, liquidá-lo em títulos do Tesouro Nacional.

SEÇÃO II

Das Disposições Finais

Art. 75. Na composição da primeira Diretoria da ANP, visando implementar a transição para o sistema de mandatos não coincidentes, o Diretor-Geral e dois Diretores serão nomeados pelo Presidente da República, por indicação do Ministro de Estado de Minas e Energia, respectivamente com mandatos de três, dois e um ano, e dois Diretores serão nomeados conforme o disposto nos §§ 2º e 3° do art. 11.

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Art. 76. A ANP poderá contratar especialistas para a execução de trabalhos nas áreas técnica, econômica e jurídica, por projetos ou prazos limitados, com dispensa de licitação nos casos previstos na legislação aplicável.

Parágrafo único. Fica a ANP autorizada a efetuar a contratação temporária, por prazo não excedente a trinta e seis meses, nos termos do art. 37 da Constituição Federal, do pessoal técnico imprescindível à implantação de suas atividades.

Art. 77. O Poder Executivo promoverá a instalação do CNPE e implantará a ANP, mediante a aprovação de sua estrutura regimental, em até cento e vinte dias, contados a partir da data de publicação desta Lei.

§ 1º A estrutura regimental da ANP incluirá os cargos em comissão e funções gratificadas existentes no DNC.

§ 2º (VETADO)

§ 3º Enquanto não implantada a ANP, as competências a ela atribuídas por esta Lei serão exercidas pelo Ministro de Estado de Minas e Energia.

Art. 78. Implantada a ANP, ficará extinto o DNC.

Parágrafo único. Serão transferidos para a ANP o acervo técnico-patrimonial, as obrigações, os direitos e as receitas do DNC.

Art. 79. Fica o Poder Executivo autorizado a remanejar, transferir ou utilizar os saldos orçamentários do Ministério de Minas e Energia, para atender às despesas de estruturação e manutenção da ANP, utilizando como recursos as dotações orçamentárias destinadas às atividades finalísticas e administrativas, observados os mesmos subprojetos, subatividades e grupos de despesa previstos na Lei Orçamentária em vigor.

Art. 80. As disposições desta Lei não afetam direitos anteriores de terceiros, adquiridos mediante contratos celebrados com a PETROBRÁS, em conformidade com as leis em vigor, e não invalidam os atos praticados pela PETROBRÁS e suas subsidiárias, de acordo com seus estatutos, os quais serão ajustados, no que couber, a esta Lei.

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Art. 81. Não se incluem nas regras desta Lei os equipamentos e instalações destinados a execução de serviços locais de distribuição de gás canalizado, a que se refere o § 2º do art. 25 da Constituição Federal.

Art. 82. Esta Lei entra em vigor na data de sua publicação.

Art. 83. Revogam-se as disposições em contrário, inclusive a Lei nº 2.004, de 3 de outubro de 1953.

Brasília, 6 de agosto de 1997; 176º da Independência e 109º da República.

FERNANDO HENRIQUE CARDOSOIris RezendeRaimundo BritoLuiz Carlos Bresser Pereira

Este texto não substitui o publicado no D.O.U. de 7.8.1997

Licenciamento Ambiental - Licenças, Exigências e AutorizaçõesO processo de licenciamento ambiental das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural engloba as seguintes licenças exigências e  autorizações:

- Licença prévia de perfuração – LPper: Para sua concessão é exigida a elaboração do Relatório de Controle Ambiental – RCA e após a aprovação do RCA, é autorizada a atividade de perfuração;

- Licença prévia de produção para pesquisa – LPpro: Para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo de Viabilidade Ambiental – EVA e, após a aprovação do EVA é autorizada  a atividade de produção para pesquisa da viabilidade econômica da jazida;

- Licença de instalação – LI: Para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto Ambiental e após a aprovação do Estudo de Impacto Ambiental – EIA com a respectiva realização de Audiência Pública é autorizada a instalação de novos empreendimentos de produção e escoamento ou, para sua concessão é exigida a elaboração do Relatório de Avaliação Ambiental – RAA e  após a aprovação do  RAA são autorizadas novas instalações de produção e escoamento onde já se encontra implantada a atividade;

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- Licença de operação – LO para atividade de exploração e produção marítima: Para sua concessão é exigida a elaboração do Projeto de Controle Ambiental – PCA e após a aprovação do PCA é autorizado  o início da operação  de produção.

- Licença de Operação – LO para atividade sísmica:  Para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo Ambiental – EA e após a aprovação do EA é autorizada a atividade de  levantamento de dados sísmicos marítimos.

O órgão ambiental fixará as condicionantes das licenças supracitadas. As licenças são compostas por dois grupos de condicionantes: (i) as condicionantes geraiscompreendem o conjunto de exigências legais relacionadas ao licenciamento ambiental, e (ii) as condicionantes específicas, que compreendem um conjunto de restrições e exigências técnicas associadas, particularmente, à atividade que está sendo licenciada.

A validade da licença ambiental está condicionada ao cumprimento das condicionantes discriminadas na mesma, que deverão ser atendidas dentro dos respectivos prazos estabelecidos, e nos demais anexos constantes do processo que, embora não estejam transcritos no corpo da licença, são partes integrantes da mesma.

Cabe salientar que a língua portuguesa é o idioma oficial da República Federativa do Brasil, Art. 13 da Constituição, sendo assim, todos os documentos referentes ao processo devem ser redigidos na língua portuguesa.

 Tabela - Tipos de licença e as atividades autorizadas pelas mesmas.

ATIVIDADE TIPO DE LICENÇA

ESTUDO AMBIENTAL APLICÁVEL

FINALIDADE

PERFURAÇÃO

(Programa Exploratório Mínimo contratado com a ANP)

Licença Prévia para Perfuração - (LPper)

Relatório de Controle Ambiental - RCA

Autoriza a atividade de perfuração.

PRODUÇÃO PARA PESQUISA

(Teste de Longa Duração–TLD, autorizado pela ANP)

Licença Prévia de Produção para Pesquisa - (LPpro)

Estudo de Viabilidade Ambiental - EVA

Autoriza a realização do Teste de Longa Duração – TLD,

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E Licença de

Instalação – (LI)Estudo de Impacto Autoriza, após a

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ESCOAMENTO

(Sistema de Produção e  Escoamento em novo campo ou bloco – Plano de Desenvolvimento aprovado pela ANP)

Ambiental e respectivo Relatório de Impacto Ambiental - EIA/RIMA.

aprovação do EIA/RIMA com a respectiva realização de Audiência Pública, a instalação de sistemas e unidades necessárias à produção e ao escoamento.

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E ESCOAMENTO

(Áreas onde já se encontra implantada a atividade)

Licença de Instalação (LI)

Relatório de Avaliação Ambiental - RAA

Autoriza, após a aprovação do RAA, a instalação de sistemas e unidades adicionais necessários à produção e ao escoamento.

SISTEMAS DE PRODUÇÃO E ESCOAMENTO

Licença de Operação (LO)

- Projeto de Controle Ambiental (PCA).

Autoriza, após o atendimento das condicionantes da LI, a aprovação do PCA, do PEI e da realização da vistoria técnica, o início da operação do empreendimento.

AQUISIÇÃO DE DADOS SÍSMICOS

(Autorização da ANP para realização da atividade de Levantamento de Dados Sísmicos Marítimos, não exclusivos)

Licença de Operação – (LO)

Estudo Ambiental (EA)

Autoriza, apos aprovação do EA, o inicio da atividade de levantamento de dados sísmicos marítimos.

AQUISIÇÃO DE DADOS SÍSMICOS (Contrato de Concessão ANP do Bloco, que prevê 

Licença de Operação(LO)

Estudo Ambiental (EA)

Autoriza, apos aprovação do EA, o inicio da atividade de levantamento de dados sísmicos marítimos.

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atividades de pesquisa, compreendendo a  Aquisição de Dados Sísmicos Marítimos, exclusivos) 

    Fonte: Ibama

Petróleo

O petróleo é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e de cor variando entre o negro e o castanho escuro.

Embora objeto de muitas discussões no passado, hoje tem-se como certa a sua origem orgânica, sendo uma combinação de moléculas de carbono e hidrogênio.    

Admite-se que esta origem esteja ligada à decomposição dos seres que compõem o plâncton - organismos em suspensão nas águas doces ou salgadas tais como protozoários, celenterados e outros - causada pela pouca oxigenação e pela ação de bactérias.

Estes seres decompostos foram, ao longo de milhões de anos, se acumulando no fundo dos mares e dos lagos, sendo pressionados pelos movimentos da crosta terrestre e transformaram-se na substância oleosa que é o petróleo.Ao contrário do que se pensa, o petróleo não permanece na rocha que foi gerado - a rocha matriz - mas desloca-se até encontrar um terreno apropriado para se concentrar.

Estes terrenos são denominados bacias sedimentares, formadas por camadas ou lençóis porosos de areia, arenitos ou calcários. O petróleo aloja-se ali, ocupando os poros rochosos como forma "lagos". Ele acumula-se, formando jazidas. Ali são encontrados o gás natural, na parte mais alta, e petróleo e água nas mais baixas.

Fonte: Petrobrás

O refino do petróleo

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Apesar da separação da água, óleo, gás e sólidos produzidos, ocorrer em estações ou na própria unidade de produção, é necessário o processamento e refino da mistura de hidrocarbonetos proveniente da rocha reservatório, para a obtenção dos componentes que serão utilizados nas mais diversas aplicações (combustíveis, lubrificantes, plásticos, fertilizantes, medicamentos, tintas, tecidos, etc..). As técnicas mais utilizadas de refino são:I) destilação, II) craqueamento térmico, III) alquilação e IV) craqueamento catalítico.

 

O transporte do petróleo

Pelo fato dos campos petrolíferos não serem localizados, necessariamente, próximos dos terminais e refinarias de óleo e gás, é necessário o transporte da produção através de embarcações, caminhões, vagões, ou tubulações (oleodutos e gasodutos).

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Fonte: Petrobrás

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fonte: Petrobrás