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30 TN Petróleo 72 independentes – parte 3 30 TN Petróleo 72 Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo

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O pré-sal ronda a atividade petrolífera em Sergipe desde a descoberta, em 1963, do campo de Carmópolis, a 60 km ao norte da capital.

Brasildo petróleo

Produtores Independentes – Parte 3 (final)

o outro

por Cassiano Viana

Este campo, situado no pré-sal, embora terrestre, é o mar-co da indústria pe-troleira no estado, ainda que as pr i-

meiras descobertas de indícios de hidrocarbonetos tenham sido feitas dois anos antes, no campo terrestre de Riachuelo, a 40 km de Aracaju.

Mas foi apenas com a des-coberta, em 1968, do campo de Guaricema, localizado na foz do rio Vasa Barris, que Sergipe se consagraria como um estado pio-neiro na exploração offshore de petróleo no Brasil.

Trinta e nove anos depois, em 2007, com a instalação do poço de Piranema, no litoral sul, os ser-gipanos viram a produção local mais do que dobrar, passando de

30 mil para quase 76 mil barris de petróleo por dia.

Apesar da tradição no culti-vo da cana-de-açúcar, laranja e coco, a exploração do petróleo é hoje uma das mais importantes atividades geradoras de recursos

e desenvolvimento, sendo respon-sável por cerca de 16% do Produto Interno Bruto (PIB) de Sergipe.

Lá, também, a Petrobras – se-gunda maior geradora de ICSM (Imposto sobre Operações rela-tivas à Circulação de Mercado-

Para chegar à ilha fluvial onde estão os poços de Carapitanga, é preciso descer o canal do Pomonga, braço do São Francisco.

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rias e Prestação de Serviços de Transporte Interestadual e Inter-municipal e de Comunicação) – explora campos de petróleo e gás natural em terra como no mar.

A menor das unidades fede-rativas brasileiras posiciona-se

hoje como o terceiro maior pro-dutor independente de petróleo no país (excluindo a Petrobras), com dez campos em atividade nas mãos de companhias priva-das: BT-Seal-13, BT-Seal-16, BT-Seal-18, BT-Seal-20, BT-Seal-22,

Carapitanga, Cidade de Aracaju, Foz do Vaza Barris, Harpia e Ti-gre. E tem ainda a maior mina de potássio da América Latina, loca-lizada no município de Rosário do Catete, explorada pela Vale.

Grandes expectativas Descoberto pela Petrobras em

1983, o campo de Carapitanga fica no município de Brejo Gran-de, distante 145 km de Aracaju. Os poços ficam na Ilha da Cruz, uma ilha fluvial próxima (10 a 12 km) da Reserva Biológica de Santa Izabel. Para chegar à ilha é preciso descer o canal do Pomon-ga, braço do São Francisco.

O campo – que entrou em operação no mesmo ano de sua descoberta e teve, até 1989, uma produção acumulada de 48 mil m³ (301,9 mil barris) de óleo de 36° API e 8,2 milhões m³ de gás. Os reservatórios, a 1.500 m de

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Campos marginais reativados Produção (m³)

Campo UF Contrato Operadora Total Média/Mês

Tigre SE 2005 Severo Villares 8917 297Vaza Barris SE 2005 Ral Engenharia 1375 115Carapitanga SE 2005 Silver Marlin/Engepet 238 26Cidade de Aracaju BA 2005 Pioneira/Alvorada 1843 66Bom Lugar BA 2005 Pioneira/Alvorada 4723 169Araçás Leste BA 2005 Egesa Engenharia 756 34Jiribatuba BA 2005 Pioneira/Alvorada 935 67Sempre Viva BA 2005 Orteng Equip/Delp/Logos 753 42Morro do Barro BA 2005 ERG/Panergy 874 42Riacho Velho RN 2006 Genesis 2000 485 40Chauá RN 2006 Sóllita Eng. e Construção 97 24Rio Ipiranga ES 2006 Cheim Transportes 4297 269Crejoá ES 2006 Koch Petróleo do Brasil 1127 63

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profundidade, tem volumes origi-nais in situ de 197 mil m³ (1,239 milhão de barris) de petróleo e 21,1 milhões m³ de gás natural, estimados pela Petrobras quando ela detinha essas áreas.

Os blocos foram arrematados em 2007 pela Silver Marlin. No entanto, quem opera a área é a sergipana Engepet, que participa do prospecto desde o início, ainda na fase de construção e estrutu-ração do empreendimento. A em-presa ficou conhecida inicialmen-te pelo seu Sistema Pneumático de Elevação tipo BPZ, sistema de bombeamento desenvolvido em parceria com a Petrobras, com características semelhantes ao processo de gaslift e com capa-cidade de realizar operações em grandes profundidades.

A produção atual, feita por surgência intermitente (aflora-mento natural), é de cerca de 12 a 15 bbl/dia e 200 Nm³/dia de gás que é ventilado em um dispersor na estação de produção. “Estamos em fase final da manutenção do compressor que fornecerá gás comprimido para o sistema de elevação artificial BPZ. Após a entrada do sistema a expectativa é produzir em torno de 60 bbl/dia de óleo e 2.000 Nm³/dia de gás, que será aproveitado pela Brasil GNC”, revela Francisco Bezerra, coordenador de Engenharia da Engepet.

Segundo ele, o aumento da produção irá depender da facili-dade da venda do óleo (Petrobras,

Univen ou Daxoil) e da solução técnica e economicamente do des-carte de água. Toda produção da Engepet é hoje transportada para a Univen, em São Paulo. “Gasta-mos cerca de R$ 40 mil por ano só em frete para comercializar nossa produção. Se entregás-semos em Recife, por exemplo, esse custo cairia para mil reais. A rentabilidade do campo seria outra”, avalia.

Outra alternativa para solucio-nar o problema da comercializa-ção da produção seria através da criação de uma EPE que viabili-zasse uma estação de tratamento cujo investimento entre R$ 500 mil a R$ 1 milhão. “Isso criaria a possibilidade de vender para Petrobras, pois estaríamos com o óleo adequado às exigências da mesma e reduziria custo de frete. Para a venda a outras empresas, possibilita termos um preço me-lhor por bbl”, afirma.

O campo de Carapitanga será operado pela EPG Brasil Ltda, quando da autorização da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para transferência do cam-po. E no Maranhão, o consórcio que será responsável pelo cam-po é a Oeste de Canoas Petróleo e Gás Ltda. Os dois consórcios têm como sócios a Engepet e a Perícia Engenharia.

TartarugaOutro campo em produção em

Sergipe é Tartaruga. Descober-to pela Petrobras em outubro de 1994, Tartaruga está localizado no povoado Lagoa Redonda, mu-nicípio de Pirambu, cerca de 70 km ao norte de Aracaju.

O primeiro poço do campo foi perfurado nos anos 1970. Exis-tem sete poços perfurados dentro do campo, sendo um no mar e seis em terra, destes, cinco estão www.sh.com.br

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abandonados e um com tampão temporário. Um deles é produtor e outro está aguardando licença ambiental para começar a produ-zir. Ambos são poços direcionais. A cabeça do poço está em terra, mas o objetivo (fundo do poço) está no mar.

O bloco foi arrematado na Rodada Zero. Tartaruga foi um campo antes pertencente à Pe-trobras que passou o direito de exploração à UP Petróleo, opera-dora desde 1999. A companhia foi a primeira petroleira estrangeira a produzir petróleo no Brasil.

O campo possui apenas um poço produtor no momento e está produzindo em média 360m³/mês de petróleo com um BSW de 2%.

O óleo produzido é de 41º API. “A reserva é grande e como só existe um poço produzindo não temos certeza o seu tamanho, mas o poço hoje produtor (1-SES-107D) produz desde 1994 e continua surgente”, conta Oscar Auma-ri, diretor de Operações da UP Petróleo.

A UP Petróleo tem interesse em desenvolver o campo perfu-rando mais poços, mas conseguir licenças em uma área tão pró-xima a uma Reserva Biológica não é fácil.

O campo está localizado em uma região de alta sensibilidade, próximo à reserva ambiental de Santa Isabel, área de desova de tartarugas marinhas, e também

em zona de transição, avançando por um trecho de mar.

Estar tão próximo de uma área de proteção ambiental como uma Rebio (Reserva Biológica) faz com que se passe por muita burocracia para se conseguir licenças, bem como suas condicionantes. “A úl-tima licença para perfuração de dois poços levou cinco anos para ser emitida. Isso atrasa bastante nosso projeto de explorar o cam-po”, diz. “Mas estamos atuando a mais de dez anos na localidade e nunca tivemos nenhum acidente ambiental. A UP Petróleo é uma empresa que sempre prezou pelo meio ambiente e segurança, mas mesmo assim a burocracia é bas-tante grande.”

Reservatório quase intactoArrematado na Sétima Rodada

de Licitações da ANP, pela pau-lista Severo Villares, o Bloco Ti-gre está situado na porção emersa da Bacia de Sergipe-Alagoas, no município de Pacatuba, litoral norte de Sergipe, a 70 km da ca-pital Aracaju. O polígono do Blo-co Tigre totaliza 20,03 km².

Dois campos petrolíferos con-tíguos, denominados Tigre (TG) e Ponta dos Mangues (PDM), integram o bloco de concessão, onde foram perfurados 20 poços: dez deles na área do antigo cam-po de Ponta dos Mangues (cinco poços produtores) e dez no antigo campo de Tigre (seis poços pro-dutores).

Em 1969 foi descoberto o cam-po de Ponta dos Mangues, e, em 1971, o Tigre. A área produziu de 1969 até 1989, e registra uma produção acumulada, em ambos os campos, de 66,7 mil m³ (420 mil barris) de óleo de 21º API a 41º API e 9,7 milhões m³ de gás. Os volumes originais in situ de óleo e gás estimados são da or-dem de 648 mil m³ (cerca de 4,0

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Em Tartaruga os poços são direcionais. A cabeça do poço está em terra, mas o objetivo (fundo do poço) está no mar.

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milhões barris) e 28,3 milhões m³, respectivamente.

A Severo Villares iniciou suas atividades como concessionária e operadora em janeiro de 2006. Durante a fase de avaliação, que teve duração de dois anos, foram reabilitados e equipados dez po-ços para produção e um prepara-do para injeção/descarte da água produzida.

Resultados preliminares dos Testes de Longa Duração apon-taram para a viabilidade técnico-econômica do Bloco Tigre. Para desenvolver o projeto de reativa-ção do campo foram construídas duas estações (Tigre e Ponta dos Mangues) e implantados os res-pectivos sistemas de coleta, sepa-ração, armazenamento, medição e transferência do óleo, tratamento e descarte da água produzida.

A retomada da produção pela Severo Villares teve início em

outubro de 2007 e já foram pro-duzidos cerca de 9.500 m³ (cerca de 60 mil barris) de óleo leve com API médio de 35º. A produção média diária é de 60 a 70 barris. A empresa possui contrato de co-mercialização com a Petrobras desde janeiro de 2008.

Com a certeza de que os re-servatórios da região estão vivos e passando muito bem, obrigado, a petroleira vem desenvolven-do novos estudos objetivando aumentar as possibilidades do campo, dentre os quais se inclui

a aquisição, reprocessamento e reinterpretação de dados geofí-sicos (sísmica 3D e gravimetria), análise e controle estratigráfico/estrutural e modelagem geológi-ca dos reservatórios.

Os resultados da interpretação sísmica 3D indicam alto poten-cial geológico para perfuração de novos poços e expansão das reservas. “Trabalhamos com a possibilidade de perfuração de no mínimo seis novos poços”, a-firma Claudio Goraieb, da Severo Villares.

Segundo Goraieb, a existên-cia de 20 poços já perfurados no bloco (11 produtores) com res-pectivos dados geológicos e geo-químicos, além da boa resolução sísmica 3D, são fatores que con-tribuem para a melhor avaliação do prospecto, reduzindo assim o risco exploratório e aumentando a chance de sucesso.

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É impossível, visitando os campos em Sergipe – todos eles emoldura-dos em um magnífico cartão-postal natural –,

escapar ao questionamento: qual o nível de comprometimento e preo-cupação das petroleiras com o meio ambiente? Afinal, além da ocorrên-cia de tartarugas marinhas, esta é uma região de proteção de outras importantes classes de animais e vegetais.

No litoral norte de Sergipe, a Costa dos Manguezais abriga uma região de praias inexploradas, como a de Ponta dos Mangues, no município de Pacatuba. O pantanal de Pacatuba, o pantanal Nordes-tino, tem 40 km², sendo a maior área alagada do Nordeste. A re-gião abriga mais de cem espécies de aves e animais ameaçados de extinção, como o jacaré-de-papo-amarelo.

Outra praia, a de Pirambu, dis-tante 76 km da capital, com 45 km

abriga uma das bases do Projeto Ta-mar – um dos principais centros de estudos das tartarugas marinhas e de recuperação e manutenção das espécies – e a Reserva Ecológica de Santa Isabel.

Com uma área de 2.776 hecta-res, a reserva foi criada em 1988 com o objetivo de proteger ecos-sistemas costeiros compostos de dunas fixas e/ou móveis, mangue-zais e lagoas temporárias e per-manentes.

Segundo Francisco Bezerra, da Engepet, durante a operação do campo de Carapitanga não existi-rá descarte na área do campo. Os fluidos (óleo e água) serão enviados para nossa estação de carregamento e colocados em caminhões próprios para envio do petróleo a uma refi-naria, e a água produzida ou con-taminada com óleo, para empresa autorizada em descarte de efluentes líquidos.

Os resíduos sólidos comuns (comida, papel, etc.) serão enca-

minhados em invólucro próprio para a coleta de lixo do município e os resíduos sólidos contaminados com óleo serão armazenados em embalagens próprias e encami-nhados para o mesmo destino da água produzida.

“Temos um contrato com em-presa especializada que faz o mo-nitoramento ambiental da área em volta do campo, fazendo análises da água dos rios e canais, bem como inspeção para identificar qualquer resíduo de óleo e iden-tificar se tem origem em nossa ati-vidade ou não”, explica.

Segundo Bezerra, toda a insta-lação (estação de produção e esta-ção de carregamento) é monitorada por um sistema supervisório, que recebe dados dos diversos instru-mentos e sensores instalados, per-mitindo identificar com rapidez qualquer anomalia nas instalações, possibilitando ação dos operadores para que não ocorra qualquer inci-dente. “Operamos desde 2008 sem

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qualquer incidente. Todas as nossas atividades são acompanhadas pelo órgão ambiental estadual. Assim, é plenamente possível termos a atividade de exploração de petró-leo e gás convivendo com áreas de proteção ambiental”, frisa.

Benefício para todosOutrora operados pela Petro-

bras, Tigre e Ponta dos Mangues são campos contíguos e consi-derados como um único campo, para efeito de bloco de concessão e licenciamento ambiental. A área tem uma densidade populacional relativamente alta, sobretudo ao longo dos acessos, incluindo os povoados de Tigre e Junça.

Os dois campos abrangem áreas de coqueirais, pastagens nativas, campos de dunas e áreas alagadi-ças, em parte situadas no entor-no da Reserva Biológica de Santa Isabel, administrada pelo Instituto Chico Mendes.

Por tratar-se de uma região de grande suscetibilidade ambiental, os aspectos ligados ao meio ambien-te e à segurança operacional são considerados prioritários no desen-volvimento das atividades de explo-ração e produção de petróleo.

“A retomada das atividades de produção foram realizadas com a adoção de todas as medidas neces-sárias para prevenir a ocorrência de acidentes e minimizar os im-pactos decorrentes das operações”, comenta Claudio Goraieb.

Como forma de controle, pre-venção e mitigação dos impactos aos recursos naturais, e também proporcionando melhorias do ponto de vista socioeconômico, a petroleira vem desenvolvendo programas ambientais de educa-ção e comunicação social, controle de poluição e monitoramento da qualidade da água e do solo, com impactos muito positivos sobre a comunidade local.

Os comerciantes também am-pliaram seus negócios para atender as demandas da empresa e seus prestadores de serviços. A Asso-ciação de Artesanato e Apicultura do povoado contou com o apoio da empresa para a construção da sede própria. A empresa também mantém uma artesã profissional para dar aulas para pessoas da comunidade, agregando valor ao produto e facilitando a divulgação e a comercialização das peças. En-genheiros ambientais, psicólogos e

pedagogos qualificados e treinados realizam palestras periódicas de conscientização e apoio às comu-nidades locais.

“É possível compatibilizar a atividade produtiva com o meio ambiente. O fato de a área estar localizada no entorno de uma re-serva biológica, obrigatoriamente, implica maior responsabilidade e cuidados redobrados por parte da empresa, mas não é um fator im-peditivo”, avalia. “Por outro lado, a atividade em si passa a ser uma forma de aliviar a pressão sobre a área da reserva, uma vez que são criadas novas possibilidades de trabalho e emprego para as comu-nidades locais que, muitas vezes, se veem obrigados a buscar seu sustento dentro da reserva.”

RESULTADo DE SUCESSIvAS pes-quisas iniciadas em 1955 pelo corpo técnico da recém-criada Petrobras, em 1963, foi descoberto, na Fazenda mercês, em Carmópolis, o maior campo terrestre do país em volume recuperável de óleo do Brasil.

Estão em operação, hoje, 47 anos depois, em Carmópolis, mais de mil po-ços, responsáveis por 80% da produção da Unidade de Produção em Sergipe. Sua produção atual é de 42 mil barris por dia e com os investimentos previs-tos para os próximos anos – a Petrobras

planeja alocar US$ 700 milhões na modernização das estações e revitaliza-ção do campo –, a produção alcançará a marca de 54 mil barris por dia.

Carmópolis – 47 anos em produção

A Associação de Artesanato e Apicultura do povoado de Tigre contou com o apoio da Severo villares para a construção da sede própria.

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O trabalho utiliza o muni-cípio baiano de Mata de São João, como estudo de

caso, já que naquela área o pe-tróleo é produzido por um único pequeno operador. E revela que a produção em pequenos campos com acumulações marginais no município responde por cerca de 40% do Produto Interno Bruto (PIB) da cidade.

Segundo o responsável pelo estudo, o professor Doneivan

Ferreira, doutor em economia do petróleo, os da-dos são prelimi-nares e ainda não é possível quanti-ficar o benefício da atuação desse

grupo de petroleiras além do registrado em Mata de São João. Mas, um modelo conceitual já permite ensaios que apontam para resultados ainda mais ex-pressivos em outros municípios, como em Catu e São Sebastião do Passé, no Recôncavo Baiano.

“A participação de produtores independentes nesse nascente nicho de mercado faz algumas pequenas economias girarem.

Os indicadores sociais ainda es-tão sendo trabalhados e apontam para correlações interessantes. No momento, estamos estabele-cendo correlações com emprego e renda municipal”, diz o espe-cialista.

A atuação da PetroRecôncavo em Mata de São João sozinha respondeu por 14,4% do total de Imposto sobre Serviço (ISS) arrecadado pelo município em 2009, enquanto as empresas fornecedoras contratadas por ela movimentaram 3,4% do ISS. Dessa forma, ao todo, a atua-ção da petroleira foi capaz de responder por 18% da tributação, cerca de R$ 3 milhões.

Entre as contratações diretas e indiretas de um independente, é possível destacar os serviços de transporte, básicos (como energia), comércio varejista, construção civil, hospedagem, alimentação, além da compra de produtos industrializados. A chegada das petroleiras de pequeno e médio portes ainda geram investimento em infra-estrutura e serviços públicos, a exemplo da construção e reforma de estradas, acesso à telefonia,

ampliação das instalações e da capacidade da rede de energia elétrica e saneamento básico. Em alguns casos, a perspectiva de firmar contratos de longo prazo promoveu a formalização de algumas atividades.

A pesquisa da Ufba iden-tificou, particularmente, em Mata de São João, a presença de 20 segmentos fornecedores: diretamente para a exploração e produção de óleo e gás (20 em-presas); materiais de construção (cinco); materiais e acessórios industriais (45); outros metalúr-gicos (oito); informática (18); ma-terial elétrico (12); consultorias e assessorias (seis); construção civil (oito); equipamento eletroe-letrônico (seis); veículos e peças (22); produtos químicos (nove); artigos plásticos (três); trei-namentos empresariais (sete); comércio e serviços básicos (29); transporte (17); instituições financeiras (cinco); serviços de saúde (quatro); outros serviços técnicos (oito); máquinas e equi-pamentos (15); e outros (32).

Ainda segundo a Ufba, as pe-quenas petroleiras apresentam vantagem socioeconômica sobre

independentes – parte 3

Produção independentede óleo e gás beneficia economias regionais

Estudo elaborado pelo Instituto de Geociências (Igeo) da Universidade

Federal da Bahia (Ufba) demonstra que a atividade independente de

petróleo e gás natural, destinada exclusivamente ao segmento de

exploração e produção, vem gerando impacto positivo na região Nordeste

do país. Nos próximos meses, a pesquisa será estendida até onde atuam

as independentes, no Nordeste e Espírito Santo. por Maria Fernanda Romero

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as empresas de maior porte por vários aspectos, como a contratação de bens e servi-ços localmente, próximo do local de atuação, e o incenti-vo à cadeia produtiva. Devido à escala de seus negócios, as grandes operadoras promo-vem concorrências globais ou contratam nos grandes centros urbanos, onde estão suas sedes, enquanto as independentes são obrigadas a desenvolver uma rede de fornecimento regional.

A presença de petroleiras de pequeno e médio porte em bacias terrestres brasileiras foi idealizada pelo governo exatamente como um fator de desenvolvimento regional, a partir da abertura de merca-do, em 1997, tomando como exemplo o sucesso de outros países.

No entanto, a manuten-ção do segmento esbarra na escassez de oferta de áreas para exploração e produção. Este tem sido tema de intenso debate, estimulado pela Associação Brasileira dos Produtores In-dependentes de Petróleo e Gás

(Abpip) no Congresso. Apro-veitando a discussão sobre um novo marco regulatório para o setor, esse grupo de petroleiras espera garantir o desenvolvi-mento de políticas públicas que permitam ampliar seus investi-mentos. Os gestores municipais

começam a perceber que poços parados e campos subutiliza-dos representam oportunidades latentes ou desperdiçadas para suas economias locais.

“Apenas a iniciativa polí-tica permitirá que áreas cujas reservas condizem com o perfil do segmento independente sejam repassadas para as petroleiras

de menor porte, seja via con-tratação das independentes como operado-ras, seja pela liberação direta dessas áreas

para que sejam leiloadas”, afirma o presidente da Abpip, Oswaldo Pedrosa.

o outro brasil do petróleo

• 18associadas

• Produçãomédiade1,5milbpd

• Atuaçãoembaciasterrestresdosestados de Alagoas, Bahia, Espírito Santo, Sergipe e Rio Grande do Norte

• De2005a2009,jáinvestiram R$ 2 bilhões, além do comprometido com a ANP na assinatura do contrato de concessão

Abpip em números

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ESTA REPoRTAGEm já ESTAvA dia-gramada, quando, no dia 30 de junho, era sancionado o projeto de lei para a capitalização da Petrobras. ocorria, ali, o veto ao artigo que permitiria à estatal entregar à União campos marginais como compensação de parte da cessão onerosa de reservas no pré-sal.

o veto foi solicitado pelo mi-nistério de minas e Energia, sob o argumento de que o uso desses campos deveria fazer parte de uma política energética a ser estabe-lecida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), e não de um projeto de lei.

“Essa atitude contraria a trajetória de estímulo ao investimento e diver-sificação do setor, que vinha sendo perseguida desde 1997, a partir da aber-tura do mercado. o veto não se alinha, também, com a Resolução n. 10/2008 do CNPE, que prevê o desenvolvimento da pequena indústria petrolífera em áre-as fora do pré-sal”, diz a nota divulgada pela Associação Brasileira dos Produto-res de Petróleo e Gás (Abpip), institui-ção que reúne os pequenos produtores de petróleo no Brasil.

Se o artigo fosse sancionado, os campos marginais liberados pela Petrobras poderiam ser novamente

leiloados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustí-veis (ANP).

No documento divulgado pela Ab-pip, os produtores independentes fri-sam que a manutenção do segmento tem esbarrado na escassez de oferta de áreas para exploração e produção, o que, na visão das pequenas com-panhias, limita a implementação de logística própria ou consorciada para tratamento, escoamento e comerciali-zação do petróleo produzido.

“Dessa forma, o sucesso finan-ceiro do negócio fica comprometido. Esvai-se também a oportunidade de desenvolvimento regional por meio da atuação de petroleiras de pequeno e médio porte”, diz a nota.

Banho de água fria

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Não tenho dúvidas de que o nosso país será muito beneficiado com a exploração dessas novas reservas, acelerando seu cres-cimento, investindo em setores estratégicos como educação,

ciência e tecnologia, desenvolvimento sustentável e combate à pobreza. Nos próximos anos, tenho certeza, veremos o Brasil se transformar em grande produtor de petróleo e gás e grande exportador de produtos derivados dessa produção, fortalecendo ainda mais sua indústria.

Sem dúvida, estamos na hora do pré-sal, mas também no momen-to decisivo para a consolidação do segmento de pequenos e médios produtores de petróleo e gás. Como a TN Petróleo mostrou em suas últimas edições, um punhado de empresas vem lutando nos últimos anos para manter e ampliar sua produção de petróleo e gás. Seja na Bahia, em Sergipe, Alagoas ou no Rio Grande do Norte, essas companhias representam a oportunidade de emprego e melhorias para algumas das regiões mais pobres do país e, ao mesmo tempo, são muito im-portantes para a indústria nacional, em especial a focada em fornecer equipamentos para o setor de petróleo e gás, que encontram nessas pequenas e médias empresas uma chance de diversificar sua atuação. As vendas da indústria para essas empresas, segundo levantamento da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip) já somam R$ 2 bilhões desde 2003.

Desde essa época venho alertando para a importância de termos no Brasil um segmento de pequenas e médias empresas no setor de petróleo e gás. Em 2005 e 2006, a ANP realizou as duas rodadas de Áreas com Acumulações Marginais. Novas rodadinhas não foram realizadas porque a ANP não dispõe de novas áreas, contudo elas existem. Na Bahia, segundo pesquisa feita pela Universidade Federal da Bahia (Ufba), elas somam entre 1,6 mil e 1,8 mil poços subutilizados ou praticamente parados.

Não podemos desperdiçar o petróleo e o gás que ainda se encontram nesses campos onde a exploração já não é economicamente atrativa para as grandes empresas. Estados Unidos e Canadá têm, respectiva-mente, 7 mil e 1.500 empresas de pequeno porte, que são responsáveis pela criação de mais de 300 mil postos de trabalho e uma produção de 2 milhões de barris de petróleo por dia.

A hora do pré-sal e dos pequenos produtores de petróleo e gás

Haroldo Lima é diretor geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocom-bustíveis – ANP.

independentes – parte 3

Com a maior parte do marco regulatório do pré-sal já aprovado pelo Congresso, o Brasil está prestes a entrar de vez em uma nova era de sua história econômica.

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No Brasil ainda estamos longe disso. Em janeiro de 2010, 23 pequenas e médias empresas produzi-ram juntas cerca de 1,7 mil barris por dia. É menos de 1% da produção nacional, hoje. No entanto, está comprovado que cada emprego criado em uma dessas empresas de petróleo e gás corresponde a criação de dez novos postos de trabalho de prestadores de serviço na área. Repito, os campos marginais estão localizados, em sua maioria, em áreas pobres do Nordeste brasileiro.

Atualmente, todo o esforço feito para criar o seg-mento de pequenas e médias empresas está amea-çado. As empresas enfrentam dificuldades imensas, como por exemplo, a Engepet, em Sergipe, que é obrigada a mandar o seu petróleo para a Univen, em São Paulo, a mais de 3.000 km de distância, já que a unidade da Petrobras que fica a pouco mais de 200 km não o compra, argumentando falta de capacidade, embora opere com ociosidade. Em vez de gastar cerca de R$ 4 mil por ano com frete, a Engepet gasta R$ 40 mil.

A falta de novas áreas impede que essas empre-sas ampliem sua produção e façam novos investi-mentos. A continuar assim, no médio prazo, a falta

de horizonte vai sufocar a maioria delas, fazendo aumentar o número de poços e campos marginais ociosos. Outra empresa tem planos para perfurar novos poços em seu campo, mas tem adiado o inves-timento diante da falta de definição sobre o futuro para o segmento.

Não podemos desperdiçar essa oportunidade. Caso as pequenas e médias empresas não consigam se firmar, quem vai perder serão os moradores de Mata do São João, na Bahia, ou da cidade de Brejo, em Sergipe. Nessas cidades já foram abertos res-taurantes, pousadas e outros prestadores de serviço que ali se instalaram para atender a necessidade da empresa que explora o campo marginal. Muitas outras cidades ainda não tiveram essa chance porque os poços lá existentes continuam fechados.

Como disse no início deste artigo, estamos na hora do pré-sal, que vai modificar a realidade brasileira. Mas também estamos no momento decisivo para os menores produtores de petróleo e gás, que já estão melhorando a vida de muitos brasileiros no interior do Nordeste. O Brasil precisa dos dois: do macro em petróleo – o pré-sal; e do micro – os pequenos e médios produtores de óleo.