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A revista TN Petróleo inicia, nesta edição, uma série de reportagens sobre a produção independente de petróleo no Brasil.

Brasildo petróleo

Produtores Independentes

O outro

por Cassiano Viana

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Dentre os tantos mar-cos da história do petróleo brasileiro, pelo menos dois di-zem respeito direta-mente ao estado da

Bahia: a descoberta, em 1939, do petróleo em Lobato – que, mesmo considerada subcomercial incen-tivou as pesquisas do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) – e a campanha promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pós-Lei do Petróleo.

Visando recuperar e prolongar a vida de produção em áreas com acumulações marginais (os cha-mados campos marginais, aque-les cuja produção não passa 500 barris diários, um volume baixo, no limite da economicidade, em grande parte abandonados por se-

rem considerados economicamente irrelevantes), de posse de campos devolvidos à União pela Petrobras, a Agência decidiu ofertá-los ao mercado.

Outro marco – esse, de certa forma, de impacto negativo para a região –, foi a decisão da Petro-bras de explorar petróleo no mar e o deslocamento, gradativamente e a partir de então, dos investi-mentos para as bacias do Sudeste do país.

Até ali (início da década de 80), a atividade petrolífera no país es-tava concentrada nas operações de produção terrestres localizadas em regiões carentes na Bahia, Sergi-pe, Alagoas, Espírito Santo, Rio Grande do Norte e Ceará. Mas esta é uma outra história.

Com a Lei do Petróleo, veio a aprovação, pelo Governo Fede-

Município de Araçá, onde está localizado o Campo de Bom Lugar, da Alvorada Petróleo.

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ral, da licitação pública de cam-pos marginais e a consequente preocupação com sua viabilidade econômica. Foi quando ANP pas-sou a incentivar a implantação do segmento de produtores de mé-dio e pequeno porte, comumente chamados de ‘produtores indepen-dentes’.

Estas novas empresas teriam seu foco principal de atuação nes-sas bacias que já não constituíam o objetivo principal da Petrobras e das grandes companhias de pe-tróleo, mas que ainda poderiam significar geração de riqueza e incorporação de mercado de tra-balho de boa parte das populações locais.

Desenvolvimento localSegundo a Associação Bra-

sileira dos Produtores Indepen-dentes de Petróleo e Gás (Abpip), as petroleiras independentes já investiram cerca de R$ 2 bilhões desde 2003, quando as empresas de menor porte começaram a par-ticipar das Rodadas de Licitação

de Blocos Exploratórios da ANP. Apesar da redução ao longo dos anos – o pico de produção ocor-reu em 2007, com 1.800 barris por dia –, a produção destas gira, hoje, em torno de 1.500 barris diários.

No Brasil, cerca de 50% dos campos é marginal e representa perto de 1% das reservas provadas do país, um mercado atraente para as companhias petrolíferas inde-pendentes de pequeno e médio porte.

“A presença de petroleiras de pequeno e médio porte é de suma importân-cia não só para o desenvolvimento da indústria na-cional como um todo, mas para o desenvolvimen-to de municípios com poucas oportunidades econô-micas”, avalia Oswaldo Pedrosa, presidente da Associação.

“Nos últimos anos, assisti-mos ao surgimento de um mer-

cado para atender o segmento. Isso criou a possibilidade, para muitas empresas, de diversificar a atuação. Empresas locais que tinham como único cliente a Pe-trobras agora podiam fornecer para outras empresas, as quais, ainda que representando pouco, já começavam a gerar movimento”, explica. “Não há competição entre os produtores. Estão todos alinha-dos, buscando encontrar soluções para os problemas comuns.”

Isso sem contar a rede de em-presas, instituições de ensino e pesquisa, cursos e universidades: “Em termos políticos, as prefeitu-ras também perceberam que se

as empresas saí-rem, o impacto será enorme”, comenta Donei-van Ferreira , professor de Eco-nomia de Petró-leo do Instituto

de Geociências da Universidade Federal da Bahia (Ufba).

Levando em consideração que grandes empresas operam com expectativas de retornos elevados, a atuação das pequenas e médias libera as maiores para atuarem em reservas mais estratégicas, como a do pré-sal.

“O portfólio de projetos de uma grande empresa inclui vários cam-pos de produção diária de milhares de barris. Uma empresa com esse perfil não poderia justificar a seus acionistas a decisão de investir e direcionar esforços em recursos humanos e equipamentos, ambos escassos, em projetos de baixo re-torno”, explica Doneivan.

“Poços marginais precisam de atenção especial para continuar produzindo e, compreensivelmen-te, grandes empresas não podem priorizar pequenos projetos em detrimento de produções mais lu-crativas”, complementa.

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Berço do Brasil e da história do petróleo no país, foi na Bahia que a indústria nacio-

nal do petróleo deu seus primeiros passos. Responsável pela quinta maior produção de petróleo do país – em termos de produção a Bahia fica atrás do Rio de Janeiro, Espí-rito Santo, Rio Grande do Norte e Sergipe –, o estado tem consolidado o segmento de micro e pequenas empresas que atuam na cadeia de petróleo, gás e energia.

A Bahia possui, hoje, em terra e sob a concessão de produtoras independentes brasileiras, na Bacia do Recôncavo, 15 campos produ-tores: Canário, Uirapuru, Fazenda Santo Estevão, Lagoa do Campo Norte, Fazenda Rio Branco, Lagoa do Paulo, Bom Lugar, Santana, Ji-ribatuba, Juriti, Morro do Barro, Araçás Leste, Burizinho, Lagoa do Paulo Sul e Sempre-viva.

Os campos estão localizados em oito municípios: São Sebastião do Passe, Catu, Alagoinhas, Araçás, Itanagra, Vera Cruz, Entre Rios e Sátiro Dias. Metade deles, nos municípios de Catu e Araçás. E é lá que estão algumas das principais empresas independentes de petró-leo em atividade no país.

Petrosynergy A Petrosynergy possui 12 blocos

adquiridos na segunda, terceira, quinta, sexta, sétima e nona Roda-da de Licitação de Blocos da ANP. Seis deles no Recôncavo, seis na Bacia Potiguar. Com uma produção diária em torno de 800 barris/dia e um faturamento anual de cerca de R$ 25 milhões, a Petrosynergy já

Número de poços injetores: 533; número de empresas produtoras: 9; extensão da malha de dutos (óleo + gás): 1.575 km; volume médio de petróleo refinado: 261 milhões b/d.Obs.: ICMs pago ao Estado da Bahia (só E&P): R$ 2,9 bilhões.

Fonte: Rede Petro Bahia, 2008

O petróleo na Bahia Petrobras (%) Independentes (%)

Poços produtores: 1.695 98,6 1,4

Poços produtores de gás: 285 97,9 2,1

Produção diária média de petróleo: 47 mil barris/dia

98,7 1,3

Produção diária média de gás: 5,25 milhões/m³

99,8 0,2

Bahia onde tudo começou

independentes

Área: 567.692,669 km² (5º)Municípios: 417População (2007): 14 milhões (4º)PIB: R$ 110 bilhões (6º)PIB per capita: R$ 8 mil (19º)IDH: 0,742 (19º)Produção de petróleo: 15 mil bpdProdução de gás: 3 milhões m³/d

Área: 567.692,669 km² (5º)Municípios: 417População (2007): 14 milhões (4º)

BAHIA

Área: 567.692,669 km² (5º)Municípios: 417População (2007): 14 milhões (4º)PIB: R$ 110 bilhões (6º)PIB per capita: R$ 8 mil (19º)IDH: 0,742 (19º)Produção de petróleo: 15 mil bpdProdução de gás: 3 milhões m³/d

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perfurou 25 poços com o índice de sucesso maior que 60%.

Na Bahia, a companhia possui o campo de Uirapuru, adquirido em 2005 e localizado no município de Catu, com produção total de 108,3 boe/d (42,1 b/d de óleo, 66,2 boe/d de gás). Ainda em Catu, a Petrosynergy possui o campo de Canário, cuja pro-dução total é de 189,4 boe/d (177,0 b/d de óleo, 12,4 boe/d de gás).

Com uma população estimada de 50 mil habitantes, Catu fica a 78 km de Salvador. Outros municípios petroleiros como Alagoinhas e São Sebastião do Passe estão no limite do município.

Os campos de Canário e Uirapuru são fruto das duas primeiras desco-bertas da Petrosynergy. O Uirapuru teve ainda mais um poço perfurado. Os dois campos são oriundos do bloco exploratório BT-REC-3 e a produção dos dois foram iniciadas em 2005. “As descobertas contribuíram para novos horizontes, uma vez que as formações produtoras nestes campos estavam a uma profundidade que ainda não tinha sido explorada pelas operadoras ao redor deles.”

“A campanha de exploração na Bahia foi de extrema importância para a companhia uma vez que suas descobertas foram significativas e puderam suportar novas perfura-ções de poços exploratórios”, ex-plica Daniel Romeiro, engenheiro da Petrosynergy.

Hoje, a produção desses dois campos corresponde a pouco mais de 35% do que é produzido pela empresa, sendo Canário com 40

m³/dia e Uirapuru, quando os dois poços estão operando, com 6 m³/dia. A produção acumulada nesses dois campos é de 85 mil m³.

A companhia é proprietária de duas sondas, uma de perfuração (sonda PSY01) e outra de worko-ver (PSY14). No final de janeiro, a sonda de pulling estava sendo transportada para a locação do poço do campo do Uirapuru, para reali-zação de troca de bomba e limpeza do poço. A outra sonda, a de per-furação, está sendo transportada até a locação no bloco REC-T-153, adquirido na Nona Rodada de Li-citações, para a perfuração de dois poços exploratórios. A perfuração do primeiro poço exploratório já foi iniciada e o segundo poço tem previsão de início na próxima.

AlvoradaConstituída em 2006, a Alvorada

Petróleo é formada por quatro gru-pos empresariais de tradição: Cons-trutora Empa (do grupo português Teixeira Duarte, com atuação em construção pesada, distribuição de combustíveis e Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs), Construtora Pioneira (atua na área de geofísica e construção), Grupo Asamar (atua na área de incorporações, distribui-ção de combustíveis, construção) e AEL (distribuição de combustíveis, construção civil e PCHs).

A Alvorada é uma empresa de exploração, produção e comerciali-zação de petróleo onshore, embora já possua qualificações para con-correr como operadora em conces-

1858 – Primeira extração de mineral betuminoso em Maraú

1939 – Primeiro poço descobridor de petróleo em Lobato1941 – Descobrimento do Campo de Candeias

1949 – Início da construção da refinaria RLAM

1954 – Início das operações da Petrobras

1957 – Início dos cursos de Geologia e de Perfuração

1957 – Inauguração do oleoduto Catu-Temadre

1969 – Máxima produção na Bahia (146 mil barris/dia)

1978 – Inauguração do Polo Petroquímico de Camaçari

1994 – Início das operações da Bahiagás

1997 – Criação da ANP

2000 – Descobrimento do Campo marítimo de Manati

2001 – 1º Leilão de Campos Marginais

2005 – 1º campo descoberto por operadora independente (Uirapuru – Petrosynergy)

A história do petróleo na Bahia

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Campo Município Concessionários / Participação (%)

Guanambi São Sebastião do Passe Petrobras 80 / Starfi sh 20Canário Catu Petrosynergy 100Uirapuru Catu Petrosynergy 100Fazenda Santo Estevão Alagoinhas W Petróleo 52,5 / Brazalta 47,5Lagoa do Paulo Norte Araçás Recôncavo 100Fazenda Rio Branco Catu W Petróleo 52,5 / Brazalta 47,5Lagoa do Paulo Itanagra Recôncavo 100Bom Lugar Araçás Alvorada 100Santana Catu W Petróleo 52,5 /Brazalta 47,5Jiribatuba Vera Cruz Alvorada 100Juriti Entre Rios Recôncavo 100Morro do Barro Vera Cruz Panergy 30/ ER 70Araçás Leste Araçás Egesa 100Burizinho Itanagra Recôncavo 100Lagoa do Paulo Sul Araçás Recôncavo 100Sempre Viva Sátiro Dias Orteng 34 / Delp 33 / Logos 33

Principais camposna Bahia

Petrobras

Petrobras

Além dos campos na

tabela em azul, outros são

de propriedade da ANP:

Bela vista, Caracatu, Dom

João, fazenda Azevedo

Oeste, fazenda Gameleira,

Jacarandá, Miranga Leste,

Pitanga, Rio Una e vale do

Quiricó.

Os demais pertencem à

Petrobras.

El Paso

El Paso

El Paso

Refinaria Distância (Km)** Capacidade

RLAM 63,4 325 mil bpd

Dax Oil (BA, privada) 102 2,5 mil bpd

Manguinhos (RJ, privada) 1.975 30 mil bpd

Univen (Itupeva – SP, privada) 2.018 5 mil bpd

Refinaria Atlântico Sul* (SE) 267 200 mil bpd

Catu

Locais de entrega do óleo produzido na região

* Pedido em análise na ANP ** A partir da cidade de Catu

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o outro brasil do petróleo

sões públicas para exploração em águas rasas. Com sede em Belo Horizonte (MG), as atividades re-lacionadas a exploração, produção e comercialização ficam sediadas em Salvador (BA).

A petroleira possui três campos em produção, arrematados na Sé-tima Rodada da ANP, na região do Recôncavo Baiano e em Sergipe (Campo Bom Lugar/BA, Campo Jiribatuba/BA e Campo Cidade de Aracaju/SE), além de 11 blocos em fase exploratória, arrematados na Nona Rodada da ANP, na região do Recôncavo Baiano.

A Bacia do Recôncavo Baiano, onde está localizada a maioria dos ativos da Alvorada Petróleo, é con-siderada uma área de exploração madura, com risco de exploração limitado por conta disso. Até o mo-mento já foram investidos R$ 70 mi-lhões incluindo aí os investimentos nos campos da Sétima Rodada e o

realizado até o momento nos blocos exploratórios da Nona Rodada.

Além de Bom Lugar, a Alvora-da possui a concessão dos campos produtores de Jiribatuba e Aracaju. A produção atual dos três campos é da ordem de 80 barris/dia.

“Visando incrementar a pro-dução, estão previstos estudos de reservatório e geologia e trabalhos nos campos e poços produtores, a fim de se testar novos horizontes produtores nos poços citados, bem como o potencial de novas reservas nestas áreas”, explica Ladislau Oli-veira, diretor da Alvorada Petróleo. “Os blocos da Nona Rodada, per-tencentes à Alvorada Petróleo, são estratégicos, dadas as excelentes características de logística e conhe-cida capacidade petrolífera da área. Estão próximos a grandes Campos produtores da Petrobras como Mi-ranga, Água Grande e Mata de S. João, além de alguns deles terem

sido alvo de grande interesse entre os participantes do leilão”, avalia Oliveira.

Novas descobertasEm fins de 2009, a Alvorada

obteve duas descobertas, referen-tes aos blocos 155 e 129 da Nona Rodada. Em janeiro de 2010, a pe-troleira executou a completação e os testes de formação a poço revestido

SANkeN

Ladislau Oliveira, diretor da Alvorada Petróleo

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a fim de qualificar estas descobertas identificadas durante a perfuração dos dois primeiros poços explorató-rios. O poço 1-ALV1-BA mostrou-se portador de óleo com API 32° em formação Marfim, com vazão de teste de 140 barris de óleo por dia. Já o poço 1-ALV2-BA, mostrou-se portador de óleo com API 38º e gás em reservatório de formação Sergi, com vazão de teste de 700 barris de óleo por dia e 10.000 m³ de gás por dia.

Ambas as descobertas estão com seus respectivos planos de avaliação sendo finalizados e serão encami-nhados para apreciação da ANP.

Com estes resultados, a Alvorada trabalha para ainda no primeiro semestre deste ano colocar estes poços em produção.

Panergy A Panergy foi criada como uma

firma de consultoria para o setor de energia. Em 2005, com a Primeira Rodada de Leilões da ANP para áreas inativas com acumulações marginais de petróleo e gás natural, a empresa saiu vencedora do Cam-po de Morro do Barro, na Bacia de Camamu (BA). No ano seguinte, no segundo leilão, arrematou o campo de Espigão na Bacia de Barreirinhas

(MA), ambos promissores como produtor de gás natural.

A escolha por blocos portado-res de gás natural tem sido uma estratégia da empresa. Localizado no município de Vera Cruz, Ilha de Itaparica, baía de Todos os Santos, o Campo de Morro do Barro tem hoje uma produção diária contra-tada com a Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás), de 35 mil m3 de gás. Já foram investidos no projeto mais de R$ 9 milhões.

Este é o primeiro projeto com-petitivo para reativar um campo marginal de gás natural e distribuir sua produção com o que havia de modal disponível, que era o GNC (Gás Natural Comprimido). E o pri-meiro contrato assinado, no país, para distribuição de gás produzido em campo maduro.

“Até então, o escoamento do gás era pensado apenas por gasoduto. Mas em uma região isolada como esta nossa, a solução era outra”, ex-plica Normando Paes, presidente da Panergy e presidente da Associação de Empresas Produtoras de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais (Appom).

A Panergy vende todo seu gás para a Bahiagás, que atende ao

ALéM DA DIsTRIBUIçãO, outra difi-culdade enfrentada pelos independen-tes é a contratação de sondas. “Mes-mo as grandes petroleiras enfrentam esse obstáculo. A OGX, por exemplo, está com dificuldade de contratação de sondas.”

Em 2005, os associados da Appom se reuniram em consórcio para viabi-lizar um contrato anual de uma sonda que, dentro de um cronograma, inter-viesse em todos os poços das conces-sionárias que entraram em 2005.

“Como todas as sondas estavam naquele momento contratadas pela

Petrobras, dificilmente teríamos uma janela de sonda para atender aos 16 blocos que foram licitados.” A ideia era conseguir uma sonda que pudesse atender a todos os poços, de 3.000 a 600 m de profundidade. “Como a distância entre sergipe e Bahia não é significativa, conseguimos atender a todos”, recorda Normando.

Na segunda Rodada de Licitações de Campos Marginais da ANP, esse modelo se estendeu para as capixabas Cheim Transportes e da Koch Petróleo do Brasil, empresas que arremataram lotes no Espírito santo.

Dentro de um plano estratégico da companhia, posteriormente a Panergy decidiu adquirir sua própria sonda. “Na época, parecia uma boa ideia ter

uma sonda para atender ao merca-do.” Com a crise, a Panergy resolveu sair momentaneamente da atividade, entregando a sonda para um outro grupo operar. “A sonda ainda é nossa, mas temos planos de nos desfazer do ativo”, comenta Paes. “Ainda não está compensando.”

Normando Paes, presidente da Panergy e presidente da Associação de Empresas Produtoras de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais (Appom)

Sonda compartilhada

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mercado de cidades próximas ao Campo não servidas pela malha de dutos da Companhia. São 35 mil m³ por dia de gás contratados. O que equivale a seis a sete carretas feixe por dia.

“Este é não só o primeiro contra-to de gás natural de campo maduro no Brasil, mas a primeira vez que o GN produzido em um campo com acumulações marginais é comercia-lizado no país”, diz. “Nosso plano agora é tocar o projeto do campo de Espigão, em Barreirinhas, no município de Santo Amaro, no Ma-ranhão.”

A companhia também possui, em outro compartimento do campo de Morro do Barro, um único poço produtor de óleo leve, com produção estimada entre 25 e 40 barris/dia. O poço está parado por dificulda-de de comercialização. Esse é um problema que ainda não está equa-cionado. Existe uma expectativa de comercializar essa produção com as independentes Dax Oil, na Bahia, Manguinhos, no Rio de Janeiro e Univen em São Paulo.

“A Petrobras continua reestudan-do as suas condições operacionais e comerciais para atender o volume de produção do pequeno produtor, mas na Bahia, ainda temos certa di-ficuldade para a comercialização”, observa Paes.

PetroRecôncavo Outra companhia que atua

na região é a PetroRecôncavo. Maior operadora independente de extração de petróleo onshore no país, com foco principal de atuação em Campos Maduros e Campos Marginais localizados no Recôncavo Baiano, ela tem uma produção total nos campos opera-dos de 1.657.112 boe no ano.

A PetroRecôncavo produz atu-almente 4 mil barris/dia de óleo e gás. É uma produção extrema-mente relevante, sobretudo no

contexto da produção indepen-dente.

A companhia começou a ope-rar a partir de 2000 a partir de contratos de prestação de serviços para a Petrobras. A companhia opera 12 campos para a Petro-bras, dentre eles os de Mata de São João, Remanso, São Pedro e Fazenda Belém, cerca de 50 km a nordeste de Salvador.

“É um modelo (o de contra-to de produção de risco) que nós achamos interessante. Compete muito mais à Petrobras e a ANP do que a nós produtores avaliar qual o modelo mais interessante para ela e para o país”, avalia Marcelo Campos Magalhães, diretor-presi-dente da PetroRecôncavo. “Filoso-ficamente, estamos trazendo um modelo adotado em várias partes do mundo, nas quais você procura um perfil de operador adequado ao perfil do ativo. Então se você tem um campo maduro com baixa produção média por poço, uma empresa mais enxuta, e de atuação mais local, com maior capacidade de tomar decisões rápidas e ágeis, tem condições de operar o ativo de forma mais eficiente”, explica. “Isso permite, por exemplo, que um poço com produção média de 5 barris se torne rentável dentro

da nossa estrutura de custos. Es-tamos trabalhando para reduzir este limite econômico, o que im-plica em mais produção, royalties, impostos, empregos, etc”.

“Temos também alguns cam-pos exploratórios que foram ad-quiridos ao longo dos Leilões da ANP e nas Rodadas de Campos Marginais e que são explorados através de uma subsidiária cha-mada Recôncavo E&P”, explica. Dentre os blocos da Recôncavo E&P estão o BT-REC-10, o BT-REC-14 e o REC-T-225.

A PetroRecôncavo adquiriu re-centemente da National Oilwell Varco (NOV), hoje o maior fornece-dor de sondas dos EUA, uma son-da de perfuração com previsão de chegada ao país ainda no primeiro semestre. “Nós temos hoje três son-das de trabalho. Esta nova sonda vai nos permitir um bom nível de eficiência de perfuração. A idéia é começar a perfurar no segundo semestre”, observa. “Mas ainda estamos avaliando as locações”.

A companhia tem como sócios um grupo americano, especialis-ta em administração de campos maduros e marginais, que já atua mundialmente nesse tipo de em-preendimento e dois grupos locais aqui no Brasil.

Marcelo Campos Magalhães, diretor-presidente da PetroRecôncavo

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Idealizado por Newton Monteiro, o Projeto Campo-Escola (PCE) foi criado, em julho de 2003, pela

ANP, em parceria com a Ufba, e apoio da Fundação de Apoio à Pes-quisa e à Extensão (Fapex), com a finalidade de gerir e operacionalizar os campos de Quiambina, Fazenda Mamoeiro, Caracatu, Riacho Ses-maria e Bela Vista.

Com isso, a ANP esperava atin-gir vários objetivos, dentre eles a capacitação de mão de obra local, treinada em operação de campos de petróleo e gás, e pronta para atuar nas pequenas e médias em-presas operadoras de campos de petróleo.

O campo de Quiambina, des-coberto em abril de 1983 pela Petrobras e fechado e devolvi-

do à ANP em 1997, o primeiro revitalizado pelo projeto, possui um único poço produtor de óleo e está equipado com bombeio mecânico.

Sua retomada produtiva ocorreu em janeiro de 2004. O poço alcan-çou uma produção acumulada de mais de 14 mil barris em março de 2007. Atualmente, a produção men-sal do poço está variando entre 290 e 310 barris/mês.

O campo de Fazenda Mamoeiro, escolhido para entrar em operação em junho de 2007, foi descoberto e colocado em produção em 1982, sendo fechado em 1987. Os volumes in situ de óleo e gás são de 19,3 mi-lhões de barris e 1,28 bilhões de m³, respectivamente. De acordo com o programa de reabilitação elaborado

pela ANP e pela Ufba, a previsão de produção de gás encontra-se entre 5 mil a 10 mil m³/dia e 30 barris por dia de óleo.

O Fazenda Mamoeiro está pron-to para produzir gás (mas aguarda o resultado de uma licitação para um operador terceirizado – outro operador independente). Os outros três campos (Bela Vista, Caracatu e Riacho Sesmaria) estão sendo ava-liados pelo Instituto de Geociências. Esses campos poderão abrigar ou-tros projetos de produção ou uma variedade de projetos de pesquisa aplicada.

Além disso, hoje vem sendo desenvolvido no PCE o Curso de Especialização em Engenharia de Petróleo, com carga horária de 629 horas. Já em sua terceira turma.

sucessoRetomada de

Um bom exemplo da revitalização é o Projeto Campo-Escola, iniciativa pioneira que vem assegurando resultados positivos

Poço Quiambina 1-QB-04A-BA, em setembro de 2003 (foto menor), e nos dias de hoje (foto maior)

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Sexta maior economia do Bra-sil, com um PIB superior a R$ 90 bilhões, a Bahia tem

o nono pior IDH do país (0,742 em 2005), equivalente ao IDH de 2005 do Sri Lanka, que é o 99º do mundo, com 0,743. No entanto, segundo a ANP, no período de 1997 a 2005, no Recôncavo foram gerados e dis-tribuídos mais de R$ 2 bilhões em royalties para municípios e o estado baiano. Não é difícil imaginar o im-pacto positivo dessa arrecadação.

Ao mesmo tempo, Lobato, marco da descoberta do petróleo no Brasil, virou uma favela, após a interrupção, na década de 1970, da produção de petróleo (ver box na página 31).

A presença de pequenas ope-rações e de qualquer eventual au-mento de produção se reflete em royalties, mais receita e impostos,

compensações ambientais e gera-ção de renda. Além, obviamente, do aumento da necessidade de con-tratação de mão de obra direta ou indireta, local ou regional.

Com a presença das operadoras, a infraestrutura dos municípios tam-bém melhora. Muitas vezes estradas são abertas, pavimentadas e man-tidas pelas operadoras. Chegam bancos e agências dos correios.

A presença das operadoras tam-bém possibilita o estabelecimento de restaurantes, pousadas, hotéis e outros comércios, como aluguel de carros e transportes e contratação de serviços de segurança, fazendo cir-cular a moeda dentro do município e comunidades circunvizinhas.

O mesmo acontece com a eletrici-dade, com a solicitação de linhas ou aumento de carga junto às concessio-

nárias de energia elétrica. “Com isso, a população também se beneficia”, assegura Marcelo Campos Maga-lhães, da PetroRecôncavo. “É uma equação simples: se gerarmos mais royalties e mais atividade econômica local as prefeituras podem melhorar a prestação de serviços, a educação, a infra-estrutura e podemos dar inicio a um circulo virtuoso.”

“É preciso lembrar que grande parte das operações encontra-se em áreas isoladas e de baixo Índice de Desenvolvimento Humano (IDH)”, observa o professor Doneivan Fer-reira, do Instituto de Geociências da Universidade Federal da Bahia. “A retomada de operações tempo-rariamente abandonadas e o pro-longamento da vida de operações maduras fortalecem as economias locais enfraquecidas”.

Impactos socioeconômicos do ouro negroRetomada das operações fortalece a economia local

De 1997 a 2005, no Recôncavo, foram gerados e distribuídos mais de R$ 2 bilhões em royalties para municípios e estado da Bahia.

UMA ALTERNATIvA PARA a comer-cialização da produção dos produto-res independentes, que atualmente contam apenas com a Petrobras, Manguinhos (RJ) e a refinaria paulista Univen, em Itupeva (sP), é a Dax Oil.

Implantada há sete anos, localizada no polo petroquímico de Camaçari, a companhia produz solventes a partir do refino da nafta e correntes petro-químicas. No momento, está promo-vendo adequação das instalações para

processar o óleo do Recôncavo. Apostando na região e na produ-ção independente, a companhia inaugura em março a segunda coluna para refino do óleo.

“Resolvemos investir sem termos sequer contratos de fornecimento, mas acreditando no potencial de produção da região”, comenta Cyro valentini Jr, da Dax Oil. “Já sofremos a falta de matéria-prima. Essa dificuldade de comercialização

dos independentes vai nos facilitar essa aquisição.”

A instalação terá capacidade para 2.500 barris/dia, um volume que, hoje, não está disponível no mercado. A ideia é que sejam produzidas na colu-na três correntes petroquímicas, uma nafta bruta pelo topo, uma mistura de diesel e querosene no meio (uma das aplicações poderia ser diluente para ligas de asfalto) e RAT (resíduo atmosférico) que poderá ser comer-cializado como óleo combustível, com boa colocação no mercado).

A companhia processa, hoje, condensado de gás vindo do campo de Manati. “Temos um contrato de com-pra de toda a produção da Queiroz Galvão. A matéria-prima é transfor-mada em três tipos de solventes.” Dentre os clientes da Dax Oil estão BR, Quantic, Ipiranga Química e Aruja Petróleo.

Aposta nos independentes Dax Oil – Investimentos sem contrato de fornecimento

Cyro Valentini,Sulaimen Bittar e Francisco Carlos Carvalho, da Dax Oil

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Depois do pioneirismo dos anos 1940 e 50, quando mes-mo enfrentando a ausência

de equipamentos e utilizando méto-dos e ferramentais quase artesanais o estado entrou para o mapa das regiões petrolíferas produtoras, a Bahia assiste, nos últimos anos, ao ressurgimento das oportunidades de negócios como consequência da reativação dos campos onshore e descobertas em bacias offshore.

E todos acreditam que pode-rá ser uma fase das mesmas di-mensões do período de bonança dos anos 1960, 70 e 80, quando a intensa atividade exploratória da Petrobras permitiu o crescimento e consolidação de um parque supri-dor local, processo que naufragou na crise nos anos 90 – uma das maiores da história do estado.

“A chegada de novas empresas operadoras de campos de petróleo é um fato sem precedentes”, obser-va Nicolas Honorato, coordenador executivo da RedePetro Bahia. “Re-giões em que a atividade petrolei-ra ainda é associada à Petrobras começam a perceber uma tímida, mas firme pulverização industrial, o que gera uma dinamização da economia.” E assegura: “Com isso, o estado pode estabelecer as bases de um sólido polo industrial e de autoproteção de eventuais crises no setor, no futuro.”

Honorato opina que, com o tempo, muitas empresas passa-rão a desenvolver equipamentos específicos para o setor, para as petroleiras de pequeno porte, pe-quenas produções, baixas vazões e do setor onshore. “Temos uma

série de equipamentos para cam-pos de baixa produção que não são fabricados no Brasil, mas que existem em países com tradição onshore”, comenta. “Infelizmente existe alguma incerteza. As empre-sas estão esperando para saber se o mercado vai deslanchar ou não”, destaca. “Pena que essa dinami-zação tem ficado estagnada nos últimos meses. Não houve novas rodadas, não houve a entrada de novas companhias. Infelizmente, não temos assistido a grandes in-vestimentos de exploração. A ca-deia de fornecedores só vai crescer quando existirem investimentos na Bahia e no Nordeste em geral”, avalia Honorato. “Se o mercado não for apoiado e desenvolvido, infelizmente essas empresas não vão para a frente.”

Cadeiaprodutiva baiana

Bahia tem empresas com perfil adequado aos pequenos produtores

CRIADA EM MAIO de 2006, com três anos de atividades, a RedePetro Bahia tem gerado negócios e reduzido custos para as empresas associadas por meio de ações de capacitação, encontros de negócios, missões empresariais e programas cooperativos. As empresas associadas à Rede fabricam bens ou prestam serviços que atendem aos segmentos de exploração, produção, refino, petroquímica, transporte e distribuição de óleo e gás.

A Rede hoje reúne cerca de 50 empresários e tem o apoio não só do serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (se-brae) e da Petrobras, mas de em-presas como Bahiagás e Braskem, e instituições como a ANP, o Governo do Estado e a Appom.

Em dezembro de 2006, após quase um ano de pesquisa, a Rede divulgou os resultados do

Diagnóstico da Cadeia de Pe-tróleo e Gás do Estado da Bahia (DiagPetro).

Rede fortalece a cadeia de fornecedores

independentes

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Um exemplo de empresa que busca soluções adequadas para o perfil dos produtores

independentes é a Fluxotécnica. Ela vem desenvolvendo um trata-dor de óleo para campos de baixa produção. O equipamento, móvel e adaptável, não é fabricado no Brasil. A ideia é que o mesmo vá de campo em campo coletando produ-ção dos pequenos produtores.

“Tínhamos um projeto de de-senvolvimento de um sistema de aumento de produção de gás. Quando passamos a vivenciar mais do que acontece no campo, percebemos a dificuldade que os produtores têm de tratar o óleo”, recorda João Paulo Paschoarelli, da Fluxotécnica. Falta info.

Os campos marginais e madu-ros produzem uma quantidade de água muito elevada, o que traz uma série de transtornos, por sobrecar-regar as estações de tratamento existentes – cada vez que se au-menta a capacidade de tratatamen-to da água é reduzida a capacidade de tratar o óleo.

As produtoras independentes não possuem estações de trata-mento, o que gera um problema de preço, tornando a produção economicamente inviável. Logo, existe uma carência muito grande de tratadores.

“A produção de água aumentou muito e as estações estavam sobre-carregadas. Outro problema era de logística. Quando você transporta a emulsão não tratada (e um poço pode produzir até 95% de água), você pode estar transportando ba-

sicamente água, ou muito mais água que óleo”, explica. “Isso nos motivou a buscar uma solu-ção para resolver esse problema. Para fazer esse tratamento não nas estações que estavam sobre-carregadas, mas perto da região produtora dos poços”.

Maximizando a produção

Outro exemplo de inovação é a Quantas Biotecnologia. Ela cultiva bactérias que ajudam na perfura-ção e completação dos poços de petróleo. O resultado dessa cultura biológica é um biopolímero de alto peso molecular, denominado goma xantana, um dos componentes do fluido de perfuração usado como uma espécie de lubrificante para proteger as brocas de perfuração contra o desgaste e maximizar a produção.

Melhor ainda: trata-se de maté-ria-prima renovável, decompondo-se mais rapidamente na natureza. O produto hoje é 100% importado, de interesse da Petrobras e obvia-mente dos pequenos produtores.

O projeto conta com a parceria e o apoio de diversos organismos e instituições, como o Instituto Baiano de Biotecnologia (IBB), a Rede Nordeste de Biotecnologia, a RedePetro Bahia e a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado da Bahia (Fapesb). A ideia é que, no médio prazo, o volume de bio-polímero produzido atenda a todo o mercado nacional, substituindo plenamente as importações e pos-sibilitando ao Brasil tornar-se um país exportador desse produto.

Inovação para campos madurosTratador de óleo in situ

EM fEvEREIRO de 2008, o jornal Folha de S. Paulo publicou uma reportagem mostrando que Lobato, marco da descoberta do petróleo no Brasil, havia se transformado em uma grande favela, com a interrupção, na década de 1970, da produção de petróleo. Casas che-garam a ser construídas em cima de locais onde antes existiam poços de petróleo.

A descoberta de petróleo em Lobato ocorreu no final da década de 1930, quando o engenheiro Manoel Inácio Bastos começou a fazer coletas no local. Procurou o presi-dente Getúlio vargas em 1932 para mostrar a ocorrência de óleo.

A perfuração do poço foi feita em 21 de janeiro de 1939, logo após a criação do Conselho Nacional de Petróleo. A partir daí, a exploração de petróleo ganhou fôlego na Bahia e permitiu a descoberta de outros cam-pos no Recôncavo Baiano.

Monteiro Lobato, entusiasta da explo-ração do petróleo no país, escreveu sobre o fato em O poço do visconde, de 1937. No livro, o visconde de sabugosa encontra petróleo no sítio do Pica-pau Amarelo e o óleo passa a ser explorado pela “Companhia Donabetense de Petróleo”. visconde afirma que no dia em que o Brasil tivesse petróleo, ele não veria mais “milhões de brasileiros descalços, anal-fabetos, andrajosos na miséria”.

“Tendo sob os pés até 1 milhão de barris, cerca de 1.500 moradores de Lobato convivem com saneamento precário, desemprego e pobreza”, escreve a repórter da Folha, Janaína Lage. Com a matéria, ela recebeu o merecido Prêmio Onip de Jornalismo em 2009.

“Do papel que desempenhou no impulso à indústria petrolífera do país pouco res-tou em Lobato: uma réplica de um cavalo (equipamento usado para bombear petróleo), uma placa de cimento onde ficava o primei-ro poço e um painel da Petrobras que diz: “Aqui começou o sonho da autossuficiência”, descreve.

Para a ANP, ainda existe em Lobato um volume entre 500 mil a 1 milhão de barris de petróleo...

Lobato: Promessa na ficção, abandono na vida real

O presidente Getúlio Vargas durante visita ao Campo de Lobato, Bahia.

o outro brasil do petróleo

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independentes

Esse sistema beneficiava 195 municípios com royalties (entre 5 e 10% da receita bruta). Em 2006, 374 superficiários e proprietários de terras regularizadas receberam cerca de R$ 20,6 milhões. No ano seguinte, a

Bahia recebeu R$ 152,1 milhões em royalties e R$ 2,3 milhões em Participa-ção Especial (PE). Os municípios baianos receberam R$ 106,8 milhões em royalties e R$ 568 mil em PE. Os proprietários de terra do estado receberam entre 1998 e 2007 cerca de R$ 108 milhões em remuneração compensatória pela atividade de produção em suas terras.

Não é difícil imaginar o tipo de movimentação financeira que poderia ocorrer na Bahia caso parte dos 1.600 a 1.800 poços produtores hoje para-dos estivessem em plena atividade. Esses poços inativos representam, em muitos casos, a subutilização das concessões (muitos campos que poderiam operar 50 poços atualmente operando apenas um), a falta de equipamentos de intervenção, a carência de mão de obra disponível, ou a simples falta de interesse nos mesmos.

No entanto, a movimentação dos royalties não é o principal benefício do prolongamento da vida dos campos maduros da Bahia. Estudos preliminares sobre os impactos socioeconômicos desse segmento indicam que em Mata de São João, município onde a Petrobras terceiriza suas operações para a empresa PetroRecôncavo, as receitas oriundas do pagamento de ISS por prestadores de serviços são duas vezes superiores às receitas provenientes dos royalties. Ademais, a movimentação do comércio local é fortemente impactada pelo modelo de operação de uma empresa terceirizada. A tabela a seguir indica os setores que foram identificados como agentes impactados pelas atividades de produção de óleo e gás no modelo dos concessionários independentes.

Os possíveis modelos operacionais nos campos maduros no Brasil são: 1) Petrobras como concessionária e operadora; 2) Petrobras como concessionária terceirizando a produção para um operador independente; 3) Concessionário não Petrobras (pequeno produtor ou operador independente).

A presença de pequenas operações de produção possibilita a instalação e/ou manutenção de alguns serviços públicos que não estariam disponíveis em áreas

Segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2006, na Bahia, existiam cerca de 1.780 poços produtores terrestres de óleo em atividade. Esses poços faziam parte de um sistema de 44 blocos exploratórios, seis campos em desenvolvimento e 82 campos em produção.

Pequenos produtores, pequenos municípios e

Doneivan F. Ferreira é professor de Econo-mia de Petróleo do Instituto de Geociências da Universidade federal da Bahia (Ufba) e organizador do livro Produção de petróleo e gás em campos marginais: um nascente mercado no Brasil.

grandesesperanças

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do interior do Nordeste (estradas pavimentadas, agências bancárias, energia elétrica, agências dos Correios, etc.). Grande parte dessas operações encontra-se em áreas isoladas e de baixo Índice de Desenvolvimento Humano (IDH).

As experiências vividas por pequenos operadores dão testemunho dessa realidade. Em vários lugares do Nordeste, povoamentos isolados vêm estabelecendo contato com a economia regional por meio de abertura de estradas de acesso a poços. Da mesma forma, co-munidades sem energia elétrica são beneficiadas por investimentos de pequenos produtores na instalação e ampliação da rede elétrica para atender a demandas de poços e bombas elétricas em áreas isoladas.

Em Itaparica, a empresa Panergy abriu uma estrada de acesso para uma comunidade isolada na contracosta da Ilha, facilitando a chegada do programa Luz para Todos do Governo Federal. Quando a empresa precisou de três mil estacas de concreto para cercar suas áreas, um fabricante local de peças de concreto foi contratado dando início a uma nova modalidade de produtos para região. Uma empresa local foi contratada para fazer os uniformes dos funcionários. A sede da Panergy fica perto da Rodovia BA-001 (na Ilha de Itaparica). A Rodovia é perigosa, principalmente pela presença de animais na pista. A empresa hoje oferece toda sua área cercada para que a comunidade local deixe seu gado dentro de seus cercados pastando em grama de boa qualidade e deixando a pista livre.

Em Aracaju, nas operações da Severo Villares, outros exemplos são encontrados. Perto do campo de Tigres, um bar local foi ampliado e transformado em restaurante e pousada, servindo refeições para os trabalhadores e hospedando funcionários.

A PetroRecôncavo tinha um poço de difícil acesso passando por uma estrada com elevado índice de aciden-tes. A estrada foi asfaltada pela empresa, o que tornou o trajeto seguro para todos os usuários. Uma das maiores despesas da empresa concentra-se justamente na ma-nutenção de pistas de circulação na região. Essa mesma empresa é responsável por mais de 30% da freguesia de dois restaurantes de Mata de São João. Em suas proximi-dades, pode-se encontrar: 1) uma vendedora ambulante que serve diariamente cerca de 150 cafés da manhã para empregados terceirizados; 2) um pequeno negócio de lavagem rápida que presta serviços para a empresa; 3) uma oficina que faz manutenção da frota; 4) um posto de gasolina que abastece a frota; 5) uma cooperativa de mototáxi que atende aos trabalhadores terceirizados; 6) um artesão que fabrica móveis com fibra de dendê e vende para os funcionários da PetroRecôncavo.

Esses exemplos demonstram como o modelo de operação dos produtores independentes movimenta a economia local – faz a moeda circular no município – e abre oportunidades de convivência e serviço.

O prolongamento da vida desses projetos exige, prin-cipalmente, o gerenciamento da produção declinante, mediante investimentos em reparação de infraestrutura envelhecida, estudos geológicos e geofísicos, gerencia-mento da água produzida, e emprego dos recursos em técnicas para aumento da recuperação (convencional e avançada). É recomendável também o direcionamento de esforços exploratórios para identificação de outros reservatórios ainda não desenvolvidos, tudo isso sob cuidadosa análise de viabilidade técnico-econômica. A indicação do ponto crítico em que o campo se torna marginal dependerá do cenário mercadológico.

Petróleo e gás Transporte e armazenagem Produtos químicos

Arrendamento e locação Comércio atacado Produtos plásticos e de borracha

serviços técnicos e especializados Utilities Bens imóveis

Gestão empresarial serviços financeiros Indústria da informação

Produtos de petróleo e lubrificantes Máquinas e manufaturados serviços de suporte administrativo

Produtos minerais não metálicos fabricação de metais Equipamentos de transporte

serviços de alimentação e restauran-tes locais

Construção civil Entretenimento e lazer

serviços de qualificação Gestão de resíduos e serviços de sa-neamento

Governo estadual e local

Mercados e supermercados Produtos de informática e outros ele-trônicos

Concessionárias, revendedoras e ofici-nas de veículos

Mercadorias em geral Postos de combustível Equip. elétricos e eletrodomésticos

serviços de manutenção serviços informais serviços de transporte

Setores mobilizados pelo nicho de produtores independentes

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O foco do negócio está na maximização da produção, otimização da produção diária, e na minimização das perdas de produção, cujos itens mais importantes são: a redução do tempo do poço parado; a redução do ciclo de reparos; a escolha criteriosa do método de elevação adequado. Mesmo diante desses desafios, pequenas empresas podem operar projetos de forma rentável. Além da ausência do risco exploratório, este nicho ainda é motivado pela acessibilidade a tecnologias tradicionais, pela previsibilidade do fluxo de caixa e por um claro potencial para incremento da produção. Com custos operacionais mais baixos, pequenas empresas podem viabilizar a operação de poços de baixa produção.

Pequenos empreendedores nada podem fazer para alterar o fator ‘mercado’. Resta ao setor reivindicar e aguardar um cenário regulatório favorável com dispo-sições específicas, incluindo um tratamento adequado para os pequenos concessionários / operadores e projetos de pequeno porte.

Um grande desafio é a oferta de campos por meio de leilões da ANP. A Agência precisa manter uma rotina de oferta de campos para dar suporte ao mercado. Não somente para que os pequenos produtores atinjam os volumes necessários para consolidar esse nicho, mas para quebrar o ciclo de custos altos para equipamentos e serviços, frutos de uma dinâmica ainda de mercado monopolizado.

Outra importante ação esperada do Governo Fede-ral é a desburocratização e agilização dos processos de licenciamento ambiental. Atualmente estes processos para perfuração de poços levam entre 12 a 18 meses. Para

piorar a situação, existe um impasse entre estado e muni-cípios acerca da competência para licenciar atividades de produção. As atividades de perfuração são complexas. É comum uma empresa requerer várias licenças de perfu-ração enquanto estudos geofísicos estão em andamento. Como os processos são morosos, as solicitações de licença são feitas com antecedência. No entanto, muitas vezes, os estudos em andamento acabam indicando outras áreas para perfuração e o processo precisa ser reiniciado. Um processo de licenciamento ambiental ‘por campo’, ou ‘por área’, precisaria ser instituído. Uma licença seria dada para todo o campo (ou concessão) e as atividades passariam apenas por registros e autorização expressa dos órgãos responsáveis.

Por fim, persistem os problemas na comercialização do óleo. A Petrobras não pode ser obrigada a comprar óleo. O mercado carece de alternativas. Em abril, a Dax Oil começa a refinar o óleo de pequenos produ-tores com uma capacidade inicial de 2.500 barris/dia, atendendo perfeitamente as demandas do atual mercado baiano.

O óleo advindo desses pequenos projetos de pro-dução representa uma fatia insignificante do volume extraído anualmente no Brasil. No entanto, os ganhos sociais e econômicos diretos e indiretos nesta região são de grande significado. A não-consolidação deste nicho de mercado para a livre atuação do pequeno e médio empresários no esquema de produção de petróleo e gás em campos maduros e acumulações marginais, portanto, significaria perdas econômicas e sociais expressivas em vários níveis.

UM sIsTEMA CONfIávEL e inteligente que possibilite o acesso e a participação de outras instituições de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) aos dados de campos do projeto. Essa é a ideia do sistema de Inteligência Integrada de Acesso a Dados do setor de Petróleo (sigpetro), que vem sendo desenvolvido pelo Instituto de Geociências do Departamento de Geologia e Geofísica Aplicada da Univer-sidade federal da Bahia (Ufba).

“Levando em consideração o mercado emergente de pequenos produtores e os planos da ANP de oferecer mais áreas inativas com potencial de reativação para o projeto Campo-Escola, o acesso à informação geográfica é um dos fatores mais críticos em vários processos de suporte a de-cisão”, explica o professor Doneivan ferreira, da Ufba.

“Muitos objetivos que diversas organizações pretendem atingir em conjunto só podem ser alcançados se a informação geográfica consistente e de boa qualidade estiver disponível e acessível”, avalia o professor, que é autor e organizador do livro Produção de petróleo e gás em campos marginais: um

nascente mercado no Brasil. “In-felizmente, a produção de dados geográficos ainda é cara e con-some muito tempo.”

O sigpetro ainda tem como objetivo estabelecer o Projeto Campo-Escola da ANP/Ufba como um importante agente gerador de produtos cientí-ficos, tecnológicos e de for-mação de Recursos Humanos, criando modelos que possam

ser replicados em outras áreas de produção. Dentre os beneficiários diretos dessa ferramenta estão

os novos players do setor, os pequenos concessionários, empresas de infraestrutura e órgãos reguladores. A inicia-tiva tem também potencial de lançar as bases tecnológicas para uma série de produtos (equipamentos e serviços) con-siderados gargalos críticos do segmento.

Sigpetro: banco de dados integrado e georreferenciado para o upstream onshore

independentes

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Nicolás Honorato Cavadas é secretário executivo da RedePetro Bahia.

independentes

Coincidem no tempo as grandes adequações na RLAM, construção do Gasene, ampliações da malha urbana de gás natural, retomada dos trabalhos no estaleiro de São Roque do Paraguaçu (BA). E aqui

perto, os grandes empreendimentos em Suape (PE), Espírito Santo ou Mossoró (RN). A nota discordante vem do E&P. Este segue sem levantar cabeça 20 anos depois da fuga de investimentos para Macaé (RJ).

Os petroleiros daqui falam saudosos do tempo em que na Bahia ha-via fábricas de brocas, revestimentos, hastes de bombeio, unidades de bombeio mecânico... De quando o “Bahia Mistura” do Recôncavo, leve, tipo árabe, era chamado óleo cru rei no Brasil. E de quando a cadeia de fornecedores se completou no dia em que decidiram construir aqui, em Camaçari, um dos maiores polos petroquímicos do hemisfério Sul.

No downstream, sem dúvida, a Bahia continua possuindo uma mais que respeitável malha de fornecedores, principalmente de serviços! Mais de quatro décadas de refinaria e mais de três de polo petroquímico e de estaleiros permitiram desenvolver, entre outras, excelentes empresas de engenharia, de caldeiraria, de montagem e de inspeções técnicas. Basta passar um dia percorrendo a região metropolitana de Salvador para perceber a importante densidade industrial nos chamados “Polos de Apoio”, em Dias D’Ávila, Simões Filho e na própria Camaçari. Estamos bem servidos e, diante dos investimentos anunciados, acreditamos que ainda há espaço para mais.

No upstream a coisa está pior. Quase todo o parque supridor que havia fechou na década de 1990, quando a Petrobras direcionou seus investimentos para Campos. A produção manda. Hoje, apenas há pres-tadoras de serviços locais e os fornecedores de equipamentos se contam com os dedos das mãos. São verdadeiros heróis que sobreviveram por-que buscaram mercados em outras regiões do país. Não tinha como ser de outra forma, porque por aqui se furam poucos poços e os recursos se concentram em operações de manutenção da antiga infraestrutura de produção existente. Sabemos que outra forma de gerenciar bacias maduras é possível. Chega a dar água na boca ao conhecer os casos de Alberta (Canadá) ou do Oklahoma (EUA). Lá perfuram milhares de poços

A primeira década de 2000 começa aquecida aqui na Bahia. Havia tempo não se via tanta cotação chegando às empresas, tanto serviço para ser executado e tanto equipamento para ser fornecido.

Situação do parque supridor na Bahia

A cara e a cruz

TN Petróleo 70 37

por ano e então há espaço para centenas de pequenas empresas que prestam serviços de perfilagem ou de cimentação e que fabricam todo tipo de ferramentas e equipamentos. Aqui não.

Nesse sentido, tínhamos até esperanças de as coisas começarem a mudar quando a ANP promo-veu o mercado de pequenos produtores nacionais em campos marginais, mas nem sempre a lógica e as boas intenções conseguem vencer as barreiras do poder estabelecido. Hoje existe um lugar no planeta no qual há várias empresas produzindo petróleo e gerando emprego local, mas precisam manter os poços fechados porque o único comprador viável não quer comprá-lo: sim, só podia ser na Bahia. Em soma, investimento pouco e de fonte única que deixa muita riqueza desperdiçada no subsolo e deixa de gerar toda a que poderia na superfície.

A indústria baiana fornecedora de bens e serviços para o setor de petróleo busca agora, pela primeira vez, se unir. A associação, chamada aqui de RedePetro, tenta fazer o que os sucessivos governos estaduais e certas entidades de classe deveriam ter feito ao longo dos anos, mas nunca fizeram: aprender, entender e promover de verdade, com atos e não com palavras, os interesses do sofrido parque supridor baiano.

Enquanto isso, pelo bem dos fornecedores locais, só nos cabe pedir a santos e orixás que alguém des-cubra um pouco do pré-sal na nossa costa, que a ANP consiga convencer às operadoras de se enquadrarem nas novas normas de Conteúdo Local ou que algum político perceba quanto a Bahia está deixando de ganhar com o atual modelo de exploração da nossa querida e prolífera, porém quase esquecida, bacia do Recôncavo. Vale dizer que a bacia do Recôncavo é a mais longeva dentre todas as bacias petroleiras brasileiras, com mais de 70 anos de atividade, e até hoje uma das mais prolíferas, com mais de 230 milhões de m³ produzidos nos seus 80 campos distribuidos em pouco mais de 11.000 km².

Society of Petroleum Engineers

Principal Sponsor

The SPE International Conference on

in Oil and Gas Exploration and Production

12–14 APRIL 2010RIO DE JANEIRO, BRAZIL

www.spe.org/events/hse

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Thereza Aquino é econo-mista e doutora em Eco-nomia Mineral pela UfRJ. é diretora da Therac Consultoria Econômica e ex-superintendente de Infraestrutura do BNDEs. é professora substituta da Escola Politécnica da UfRJ e pesquisa-dora do Gesel (Grupo de Estudos do setor Elétrico), da UfRJ.

Mauricio Aquino é con-tador e mestrando em Ad-ministração no Ibmec-RJ. é diretor de consultoria da Praxis Brasil Consul-toria e Investimentos. é ex-auditor da Deloitte Touche Tohmatsu e ex-sócio da Ps Contax Auditores Independentes.

independentes

No caso dos hidrocarbonetos, não poderia ser diferente, e pune a existência dos campos maduros, pois os trata da mesma forma que os grandes campos, não fazendo distinção de natureza. Em geral, a

quase-totalidade destes campos encontra-se em terra e na região Nor-deste, e em municípios que vivem orçamentariamente dos repasses dos Fundos Constitucionais e da receita de royalties.

Ao contrário do que muitas prefeituras que abrigam estes campos possam pensar, uma redução nos percentuais de pagamento de royalties incentivaria os detentores dos campos maduros (sobretudo os produtores independentes) a investir no aumento de sua produção, pois a desone-ração da produção levaria a tal efeito econômico. A explicação é simples – pagando menos royalties, sobram recursos para investir em aumento de produção. Desta forma, o aumento de produção a ser verificado ampliaria a base de cálculo, compensando a redução de alíquota, e os municípios não teriam uma redução desta receita orçamentária.

Os motivos que justificam tal proposta são muitos, e podemos desta-car alguns: a dinamização dos negócios regionais em áreas notadamente carentes, a dinamização da indústria nacional em função do aumento de encomendas de insumos de produção, e o consequente aumento na geração de empregos.

É importante lembrar que, por diversas vezes, no Brasil, foram dados incentivos fiscais à produção de bens que poderiam ser comparados aos campos maduros, como foi o caso dos chamados ‘carros populares’. Esses veículos, na sua maior parte, eram modelos já defasados e que seriam re-tirados de linha. Ganharam uma sobrevida com a diminuição da tributa-ção incidente e ao adotarem motores de menor potência. Hoje, continuam sendo dos modelos mais produzidos e, gerando milhares de empregos e de encomendas em toda a cadeia da indústria.

Desta forma, é importante que os agentes que estão discutindo as mudanças na Lei do Petróleo observem que o mundo dos hidrocarbonetos não é constituído apenas de grandes campos na camada pré-sal. Devem também dar atenção aos campos maduros e aos agentes que atuam nes-tas áreas, pois grande parte destes é de pequenas empresas que atuam em áreas carentes, e que teriam a oportunidade de expandir negócios, através da expansão da produção de óleo e gás.

A revisão da legislação sobre óleo e gás que ora se discute apresenta uma

oportunidade para se rever a questão do government take (os tributos

cobrados pelo governo) sobre os campos maduros. O cenário tributário

brasileiro, de maneira geral, trata grandes e pequenos empreendimentos

praticamente da mesma forma.

Campos maduros e o

governemnt take