Petrobras interrompe Teste de Longa Duração em Guará

NN - Redação
A Petrobras informou ontem que paralisou temporariamente a produção do Teste de Longa Duração na área de Guará, na Bacia de Santos, devido ao rompimento da tubulação que interliga a plataforma ao poço. A produção naquela área se dá por meio da plataforma de posicionamento dinâmico chamada Dynamic Producer, que estava desde o último domingo em manutenção, com o poço fechado e todas as condições de segurança inteiramente atendidas. Não houve vazamento de petróleo para o mar, já que o poço estava fechado e, por isso, não havia petróleo e gás na tubulação, afirmou nota da estatal.
"As autoridades competentes foram devidamente informadas. O poço continua fechado. As causas do rompimento da tubulação já estão sendo apuradas. Após essa avaliação e com o sistema de produção recomposto, serão tomadas as providências para reinício desse teste de longa duração", dizia o comunicado da Petrobras. Em evento com investidores no Rio de Janeiro, o Diretor Financeiro da companhia, Almir Barbassa, minimizou o acidente, afirmando que são coisas que acontecem em um equipamento submerso sujeito a correntes marinhas.

Ibama vai montar força-tarefa para o pré-sal

Valor, Brasil - André Borges e Mauro Zanatta
O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) vai montar uma força-tarefa para lidar com o desafio de licenciamento ambiental que será imposto pelo pré-sal. A preocupação da autarquia é estar preparada para um trabalho que, além de ser tecnicamente inédito, envolverá um volume gigantesco de estudos e fiscalização. Assim, o Ibama espera afastar a pecha de ser um entrave à exploração do petróleo, estigma que já o acompanha nas áreas de energia e transporte.
O novo presidente do Ibama, o advogado gaúcho Curt Trennepohl, informa que começará a montar uma equipe de analistas ambientais com a missão específica de atender ao pré-sal. Trennepohl afirma que o único pedido feito ao Ibama sobre pré-sal até agora refere-se a pesquisas sísmicas, e não à exploração do petróleo. Nesta semana, a Petrobras informou que pretende perfurar 20 novos poços na região do pré-sal da Bacia de Santos em 2011.

Produção de Petróleo sobe 6,3% e a de Gás 13,2% em relação a janeiro de 2010

NN - Redação
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou ontem seu Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural referente a janeiro de 2011. A produção de petróleo foi de 2,122 milhões de barris por dia (bbl/d), o que representa aumento de aproximadamente 6,3% se comparada com o mesmo mês em 2010. Houve uma redução de aproximadamente 2,65% em relação ao mês anterior, mas o volume de petróleo produzido em janeiro de 2011 é superior aos 2,089 milhões de barris/dia de novembro de 2010, recorde anterior ao de dezembro de 2010. A produção de gás natural foi de 66 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d), 13,2% superior ao do mesmo mês em 2010 e 4,3% inferior ao volume de dezembro de 2010. A soma da produção de petróleo e gás natural ficou em torno de 2,539 milhões barris de óleo equivalente por dia (boe/d).
Em comparação ao realizado no mês de dezembro de 2010, as reduções mais relevantes no mês de janeiro de 2011 foram nos campos de Caratinga, Polvo e Uruguá, devido às paradas de produção das plataformas P-48, FPSO Polvo e FPSO Cidade de Santos, respectivamente. Em janeiro de 2011, 301 concessões operadas por 23 empresas distintas foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 75 são concessões marítimas e 226 são terrestres. Das 301 concessões, 12 encontram-se em atividades exploratórias e produziram através de testes de longa duração (TLD), e outras 10 são de campos licitados contendo Acumulações Marginais.

Petróleo passa de USD 100 em NY com escalada de conflito na Líbia

O Globo, Economia
Um ataque das forças de Muamar Kadafi em uma área próxima à infraestrutura petrolífera da Líbia provocou mais uma alta nos preços da commodity ontem, com a cotação em Nova York ultrapassando os USD 100 pela primeira vez desde setembro de 2008. A Agência Internacional de Energia (AIE) estima que a produção do país tenha sido reduzida em até 1 milhão de barris por dia. Em janeiro, a produção diária era de 1,6 milhão de barris. É difícil saber se o governo líbio está tentando acertar a infraestrutura petrolífera no Leste ou área controladas pelos rebeldes.
De qualquer maneira, o mercado está reagindo a essa ameaça - disse Andy Lebow operar da MF Global. O barril Brent, negociado em Londres, avançou 0,8%, para USD 116,35, o maior patamar desde 21 de agosto de 2008. Durante o pregão, o barril atingiu USD 117,81. Em nova York, a cotação do tipo leve americano subiu 2,6%, a USD 102,3.

Petrobras vai precisar de mais estaleiros

J. Commercio, Economia - Lucas Vettorazzo
O diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, convocou empresas nacionais e estrangeiras para investir na construção de estaleiros no Brasil. A idéia é que a estatal tenha cada vez mais opções para atender a sua crescente demanda por navios. Costa informou que esta semana pelo menos duas empresas brasileiras demonstraram interesse em fazer pesados investimentos no setor. O diretor não quis divulgar os nomes, mas garantiu que elas serão conhecidas em breve. As informações foram dadas ontem por Costa, durante coletiva para apresentar o balanço do Programa de Empresas Brasileiras de Navegação (EBN), na sede da estatal, no Rio de Janeiro. O EBN é o segundo programa de incentivo à indústria naval da Petrobras, que também executa o Programa de Modernização e Expansão de Frota da Transpetro (Promef).
De acordo com o balanço divulgado ontem, na primeira fase do programa (EBN1), foram contratados 19 navios. O processo foi concluído em maio de 2010 e teve a participação de cerca de 40 empresas. Foram apresentadas mais de 30 propostas comerciais. A previsão de entrega dos navios dessa primeira fase é entre 2012 e 2014. Na segunda fase, foram licitados mais 20 navios, dos quais 14 já foram contratados e seis estão em fase de negociação. Os navios da segunda fase devem ser entregues entre 2013 e 2017. A companhia prevê pagar entre US$ 350 milhões e US$ 400 milhões por ano pelo afretamento destas unidades.

Entrevista com coordenador da graduação tecnológica da Unigranrio

Postada no QG do Petróleo em março de 2010. Embora já tenha decorrido um ano, esta entrevista continua atual.

http://qgdopetroleo.blogspot.com/2010/03/entrevista-com-coordenador-da-graduacao.html

Engenheiro Rafael Gama, coordenador dos cursos de engenharia de petróleo e tecnólogo em petróleo e gás da Universidade do Grande Rio (Unigranrio).

Segue, abaixo, na íntegra, a entrevista.

          O professor Rafael tem graduação em química industrial e mestrado em engenharia de petróleo, pela COPPE, porém desde jovem já se interessava pela indústria do petróleo, tendo atuado como estagiário do setor de petróleo e gás do CENPES(Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello), além de ministrar cursos técnicos em diversas localidades.

Muitos estudantes têm receio de não conseguir entrar no mercado com o curso tecnológico. O que você tem dizer a esses estudantes?
No caso específico do Tecnólogo em Petróleo e Gás que é um profissional novo no conhecimento popular, portanto eles precisam ter consciência de que terão muitas barreiras a vencer. O mercado de petróleo e gás no Brasil foi aberto há 13anos (na prática há 9 anos), eles têm que ter a consciência que eles serão os desbravadores deste mercado, que ainda não tem profissionais em qualidade e quantidade para assumir as vagas, que por sinal são muito boas.

Que setores oferecem maiores oportunidades para os tecnólogos?
Os setores são os de exploração e produção de óleo e gás, porém os alunos de tecnologia devem ter consciência que eles têm por finalidade atuar na execução e não na elaboração.

Por exemplo: O Engenheiro projeta o poço e o tecnólogo supervisiona a construção.

Você, como coordenador, consegue diferenciar o perfil dos estudantes que fazem graduação tecnológica em petróleo e gás e os da graduação em engenharia de petróleo?
Não há diferença, normalmente existe é falta de informação. A diferença que ocorre é o medo que os alunos tem da Engenharia (o mito de algo muito difícil e curso de 5 anos). Os nossos alunos que cursaram tecnólogo e entraram para o mercado, praticamente todos voltam para completar o curso de engenharia de petróleo e gás. O aluno quando faz o curso de tecnologia percebe quais são as diferenças entre eles e os engenheiros e logo voltam para concluir também a engenharia.

Os cursos tecnológicos da Unigranrio já possuem regulamentação junto ao CREA?
Sim. Sem o CREA formados não podem atuar.

Por que a Petrobras mantém seu posicionamento contra a contratação de tecnólogos? É verdade que isso é questão de tempo?
Sim. Isso é devido a dois fatores: a execução de serviços normalmente é terceirizada na Petrobras (execução), onde os tecnólogos entrariam. O outro fato é a teimosia de alguns engenheiros da Petrobras que teimam em questionar a profissão de tecnólogo, profissão esta que o mundo todo utiliza na indústria do petróleo, mas uma hora terão que reconhecer o óbvio ou eles serão obrigados, legalmente.

Quais são as empresas que contratam tecnólogos?
Todas as empresas de petróleo e gás, menos a Petrobras.

O que vale mais a pena fazer uma graduação tecnológica ou curso técnico? Por quê?
Depende de quais os objetivos profissionais da pessoa em questão. Se ela quer ser graduada e entrar para indústria de petróleo e e gás, o tecnólogo é uma ótima opção, pois o curso dura 2 anos e meio e os salários praticados são bem atrativos.

O problema de escassez de mão de obra qualificada em muitos países foi resolvido com a criação dos cursos tecnológicos. Por que existe ainda tanta resistência de algumas empresas no Brasil?

A única empresa que faz restrição é a Petrobras, em consequência disto muitas empresas que prestam serviços a ela acabam não querendo contratar, mas isso só nas prestadoras de serviço, as empresas de exploração e produção não tem esse preconceito. Inclusive vale citar que alguns alunos nossos, formados no tecnólogo, já foram para outros países.

As perspectivas para o tecnólogo são positivas?

Cada vez melhores, pois a cada dia se quebram os paradigmas criados sem motivo algum.

O que você recomenda ao estudante que terminou o curso tecnológico? Fazer uma pós-graduação, graduação em engenharia ou outro curso tecnológico?
Graduação em Engenharia, a pós-graduação está muito banalizada no Brasil.

Você tem algum conselho para os estudantes interessados em trabalhar na indústria do petróleo?

Se você realmente ama essa indústria não tenha medo de se preparar, vai valer apena.

Carta do Congresso Americano a BP, com base nas 5 decisões adotadas por esta empresa, o que levou ao acidente (blow-out) no Golfo do México, em abril de 2010.

Centésima décima primeira Legislatura

Congresso dos Estados Unidos

Câmara dos Representantes

Comissão de Energia e Comércio

2125 Rayburn House Office Building

Washington, DC 20515-6115

energycommerce.house.gov

14 de junho de 2010

Sr. Tony Hayward

Diretor Executivo

BP PLC

Praça Sr. James, nº 1

Londres SW1Y 4PD

Reino Unido

Prezado Sr. Hayward,

         Nós estamos interessados em seu depoimento perante a Subcomissão de Supervisão e Investigação na quinta-feira, 17 de junho de 2010, a respeito das causas do “blow-out” do poço de Macondo e do atual desastre causado pelo vazamento de óleo no Golfo do México. Enquanto o Sr. se prepara para o depoimento nós gostaríamos de partilhar com o Sr. alguns dos resultados das investigações feitas pela Comissão e alertá-lo para questões que o Sr. deverá estar preparado para abordar.

         As investigações da Comissão estão levantando sérias questões a respeito das decisões tomadas pela BP nos dias e horas antes da explosão da Deepwater Horizon. No dia 15 de abril, 5 dias antes da explosão, o engenheiro de perfuração da BP classificou o poço de Macondo como um “poço de pesadelo”. Apesar das dificuldades do poço, parece que a BP tomou múltiplas decisões por razões econômicas que aumentaram o risco de uma falha catastrófica no poço. Em diversas circunstâncias, estas decisões parecem ter violado as regras da indústria e foram tomadas apesar dos avisos do próprio pessoal da BP e de seus contratados. Com efeito, parece que a BP repetidamente escolheu procedimentos arriscados com o objetivo de reduzir custos e poupar tempo e adotou esforços mínimos para conter os riscos aumentados.

         Na ocasião do “blow-out”, o poço de Macondo estava significativamente atrasado em relação ao planejado. Parece que isto criou pressões para que se buscasse atalhos para acelerar o término da perfuração. De modo especial, a Comissão está focalizando sua ação em cinco decisões cruciais adotadas pela BP:

1)    A decisão de usar um projeto de poço dotado de poucas barreiras para o fluxo de gás;

2)    A falha em usar uma quantidade suficiente de centralizadores para evitar um caminho preferencial durante o processo de cimentação;

3)    A falha ao executar um registro de aderência da cimentação para avaliar a efetividade do serviço de cimentação;

4)    A falha na circulação de lamas de perfuração potencialmente portadoras de gás fora do poço e;

5)    A falha em proteger a cabeça do poço com uma luva de bloqueio antes de permitir que houvesse pressão sobre o selo vinda de baixo.

O aspecto comum dessas cinco decisões é que elas representam um mecanismo de compensação entre custo e segurança do poço.

         Projeto do poço – Em 19 de abril, um dia antes da explosão, a BP instalou a seção final de tubos no interior do poço. A BP poderia escolher entre duas opões primárias: ela poderia baixar uma coluna completa de tubos de revestimento desde a cabeça do poço até o fundo ou poderia empregar uma camisa ligada à extremidade inferior do revestimento já posicionado no poço e instalar um suspensor no topo da camisa. A opção camisa-suspensor exigiria mais tempo, além de ser mais cara, porém seria mais segura já que imporia mais barreiras ao fluxo de gás pelo espaço anular que envolve os tubos de revestimento A revisão dos planos da BP preparada em meados de abril recomendou de modo contrário a coluna completa de tubos de revestimento porque ela criaria um “espaço anular aberto na cabeça do poço” e tornaria o conjunto de selagem na cabeça do poço a “única barreira” para o fluxo de gás se a cimentação falhasse. Apesar deste e outros alertas, a BP optou pela mais arriscada opção dos tubos de revestimento, aparentemente porque a opção da camisa poderia custar de US$ 7 a US$ 10 milhões a mais e seria mais demorada.

         Centralizadores – Quando a coluna final de tubos de revestimento estava instalada, um desafio-chave seria garantir que os tubos de revestimento seriam baixados no poço de forma centralizada. Conforme explicam as práticas recomendadas pelo American Petroleum Institute (API), se os tubos de revestimento não estão centralizados, “fica difícil, senão impossível deslocar efetivamente a lama no lado mais estreito do espaço anular”, resultando num serviço defeituoso de cimentação. A Halliburton, empresa contratada pela BP para cimentar o poço, alertou a BP que o poço poderia ter um SÉRIO problema com o escoamento de gás se a BP baixasse a última coluna de tubos de revestimento usando apenas seis centralizadores em vez dos 21 recomendados pela Halliburton. A BP rejeitou o alerta da Halliburton para usar centralizadores adicionais. Num e-mail de 16 de abril, um executivo da BP envolvido com a decisão explicou: “vamos gastar 10 horas para instalá-los...eu não gosto disto”. Mais tarde naquele dia, outro executivo reconheceu os riscos de proceder com um número insuficiente de centralizadores, mas comentou: “o que importa, está feito, assunto encerrado, provavelmente será ótimo”.

         Registro de aderência da cimentação - A revisão do plano da BP feita em meados de abril previu a falha na cimentação informando que “as simulações de cimentação indicam que será muito improvável que o processo de cimentação tenha sucesso por causa de danos causados à formação”. Apesar deste aviso e dos alertas da Halliburton a respeito dos sérios problemas no fluxo de gás, a BP não executou o procedimento com duração de 9 a 12 horas conhecido como registro de aderência da cimentação para aquilatar a integridade do selo de cimento. A BP tinha uma equipe da Schumberger a bordo da sonda na manhã de 20 de abril para executar o registro de aderência da cimentação, mas a equipe deixou a sonda após a BP ter-lhes informado que seus serviços não seriam necessários. Um especialista independente consultado pela Comissão classificou esta decisão como “terrivelmente negligente”.

Circulação de lama – Nas operações de explorações como a do poço de Macondo, os poços são, em geral, preenchidos com uma lama de peso calculado durante o processo de perfuração. O American Petroleum Institute (API) recomenda que as companhias de petróleo façam circular plenamente a lama de perfuração no interior do poço desde o fundo até o topo antes de iniciarem o processo de cimentação. A circulação de lama no poço de Macondo poderia levar cerca de 12 horas e isto poderia permitir aos trabalhadores na sonda testar a lama em relação aos vazamentos de gás, eliminar alguns bolsões de gás e detritos e condicionar a lama para evitar a contaminação do cimento. A BP decidiu não executar essa etapa e executar apenas uma circulação parcial da lama de perfuração antes dos trabalhos de cimentação.

         Luva de bloqueio – Visto que a BP decidiu utilizar somente uma única coluna de tubos de revestimento, o poço de Macondo tinha apenas duas barreiras para o escoamento do gás para cima através do espaço anular em torno da última coluna de tubos de revestimento: o cimento no fundo do poço e o selo na cabeça do poço no fundo do mar. A decisão de usar poucos centralizadores criou um risco significativo de que o cimento formasse canais de escoamento de gás em seu interior e falhasse, ao passo que a decisão de não executar um registro de aderência da cimentação negou à BP a oportunidade de avaliar o status do trabalho de cimentação. Estas decisões poderiam aparecer para tornar crucial assegurar a integridade do conjunto de selagem que era a barreira remanescente contra o vazamento de hidrocarbonetos. Ainda assim, a BP não instalou a luva de bloqueio do revestimento que poderia ter evitado que o selo tivesse sido removido pela explosão vinda de baixo.