De acordo com o documento, a economia brasileira teve um recuo mínimo, recebendo a classificação de “atividade em declínio” e não a de “forte desaceleração” experimentada pela União Europeia, Ásia, Estados Unidos e outras grandes economias emergentes. Mesmo com o cenário de retração de investimentos, a Petrobras anunciou um generoso Plano de Negócios 2009-2013, com investimentos previstos de US$ 174,4 bilhões, deu início a produção em Tupi e em outros projetos como Frade (Chevron) e Parque das Conchas (Shell). Foram anunciadas também por operadoras como Repsol, BG Group, ExxonMobil e OGX, várias descobertas em nossa costa e, pela Starfish, no onshore brasileiro.
De se lamentar o encerramento e retirada de blocos que não chegaram a receber ofertas da Oitava Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e o fato de que, pela primeira vez em mais de dez anos, desde a Lei do Petróleo, não tenhamos tido, em 2009 – penúltimo ano da primeira década do século –, um novo leilão.
Sinal dos tempos?

Investimentos da Petrobras – No início de janeiro, após postergar duas vezes a divulgação do Plano de Negócios da Petrobras para o período 2009/2013 – realizado em geral em agosto – em função do cenário mundial, a estatal anunciou que manteria o ritmo de investimento em 2009, contratando, construindo, e colocando em produção 20 plataformas nos próximos anos.
Dentre elas, a P-51 (em operação na Bacia de Campos), a P-56 (prevista para entrar em funcionamento no final de 2010), a PMXL-1 (prevista para 2010, será a mais alta plataforma fixa no país, compondo o Projeto Mexilhão, na Bacia de Santos), a P-55 (também do tipo semi-submersível, tem o início de suas operações previsto para 2013, no campo de Roncador, na Bacia de Campos), a P-57 (com entrada em operação em 2012, no campo de Jubarte), a P-59, a P-60, a P-61 (primeira do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) construída no Brasil), e a P-63.
As nove unidades, quando operando jubtas em plena carga, acrescentarão à produção nacional mais de 790 mil barris de petróleo por dia e mais de 35 milhões de metros cúbicos diários de gás natural.
Um ano e meio após a maior descoberta de reservas de óleo e gás no país, o primeiro plano de negócios abrangendo o pré-sal contou com um valor recorde de US$ 174,4 bilhões em investimentos, relacionados a nada menos que 531 projetos, entre novos, já previstos em planos anteriores ou em andamento.
Os novos projetos – majoritariamente os de exploração e produção do pré-sal – receberão US$ 47,9 bilhões, recursos que representam quase um terço do total – 27,5%. Quase o quádruplo do volume previsto no plano anterior para novos empreendimentos (US$ 13,3 bilhões no PN 2008-2012) e duas vezes e meia o do PN 2007-2011, que foi de 17,7 bilhões, e considerado, até então, um dos maiores investimentos da estatal, representando 20% do orçamento daquele quinquênio.
O PN 2009-2013 veio a público sem um importante ‘capítulo’ – ou anexo –, pré-anunciado em setembro de 2008: o Plano de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-sal da Bacia de Santos (Plansal), a ser implementado pela Gerência Executiva de Exploração e Produção do Pré-Sal, criada exclusivamente para este fim.
Na estratégia pró-sal, a nova fronteira deverá consumir investimentos totais da ordem de US$ 111,4 bilhões (a parte da Petrobras) até 2020 – sendo US$ 28,6 bilhões até 2013. Somente a Bacia de Santos vai consumir mais de US$ 98 bilhões do total programado até 2020.
Ao anunciar tal volume de investimentos em seu plano de negócios – considerado exagerado por alguns analistas – a estatal deixou claro que é estratégico desenvolver os mega reservatórios abaixo da camada de sal e manter a curva de aprendizagem neste novo cenário exploratório.
Na ocasião, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli de Azevedo, lembrou que a estatal levou 45 anos para atingir o primeiro milhão de bpd de produção, outros nove anos para chegar a 1,8 milhão de bpd. “Na Bacia de Campos, levamos 27 anos para atingir o primeiro milhão de barris, considerando como momento zero a descoberta de Garoupa, em 1974. E um total de 22 anos para alcançar o primeiro milhão de barris nos campos gigantes desta bacia, considerando a descoberta de Albacora, em 1984”, disse, reafirmando que a estatal pretende atingir o primeiro milhão do pré-sal até 2016 e 1,8 bilhão de bpd em 2020 – ou seja, em 12 anos, quer produzir o equivalente ao que a companhia gera no país.

Enfim, a Lei do Gás – Em meio às discussões de alteração – e primeira ‘crise existencial’ após 12 anos – da Lei 9.478/97, a Lei do Petróleo –, foi sancionado, no dia 4 de março, o decreto de criação da Lei 11.909, a Lei do Gás. Aprovada em dezembro pela Câmara dos Deputados, institui normas para a exploração das atividades econômicas de transporte de gás natural por meio de condutos e da importação e exportação de gás natural, bem como para a exploração das atividades de tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural. Em debate acentuado desde 2005, a partir do acirramento da crise com a Bolívia, seu projeto já havia sido aprovado no ano passado no Senado, após amplo acordo com agentes do setor. “Esse lapso temporal entre os dois instrumentos legais (Lei do Petróleo e Lei do Gás) tem uma razão de ordem econômica: há 12 anos a demanda por energia (gás natural) era inferior à atual, a participação do gás na matriz energética também não era expressiva”, explicava Marilda Rosado, sócia do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados Associados, em entrevistava exclusiva à TN Petróleo. “Foi uma lei difícil de sair, mas que conseguiu o que, a princípio, parecia algo inconciliável: chegar a um consenso e preservar o interesse de todos os stakeholders, empresas, Petrobras etc.”, comentou, na ocasião, o secretário executivo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Álvaro Teixeira.

Tupi: o primeiro óleo – Em clima de festa, no Dia do Trabalhador (1° de maio), a Petrobras e as parceiras Galp e BG deram a partida no Teste de Longa Duração (TLD) de Tupi, na Bacia de Santos, iniciando a produção antecipada da maior jazida de petróleo descoberta no país – 5 a 8 bilhões de barris de óleo equivalente (boe, a soma do petróleo e do gás natural).
O óleo de 28º API começou a ser extraído pelo FPSO BW Cidade de São Vicente, que durante 15 meses vai processar diariamente até 30 mil barris de petróleo e um milhão de m³/dia de gás natural, ficará ancorado em águas ultraprofundas (2.140 m de profundidade).
O presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, quase foi à plataforma, situada a 290 km da costa do Rio de Janeiro, para dar início ao TLD. Mas, devido a previsões de fortes ventos, acabou participando da solenidade realizada para comemorar o feito, na Marina da Glória, espaço nobre do Aterro do Flamengo. Assim, o primeiro óleo de Tupi foi retirado na presença do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, do presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, de toda a diretoria da companhia, e de representantes dos sócios no bloco exploratório, BG e Galp Energia.
O FPSO instalado para o TLD estará ligado a dois poços, um de cada vez, por cerca de seis meses cada. O tempo restante será para remanejamento das linhas de produção e análises complementares.
No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o Projeto-Piloto de Tupi, que terá capacidade para produzir e processar 100 mil barris de óleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O primeiro módulo definitivo do projeto de desenvolvimento da área poderá ser uma extensão do projeto-piloto.

Tempos de bonança – O ano foi marcado, também, pela aposta das empresas em novos tempos de bonança. Em junho, o grupo alemão Schulz anunciou a construção da quarta fábrica do grupo no Rio de Janeiro. O empreendimento será instalado no Distrito Industrial da Codin, em Campos dos Goytacazes, no norte fluminense, onde estão localizadas as outras três unidades do grupo. Os investimentos serão da ordem de R$ 20 milhões e o início de operação está previsto para dezembro de 2010.
No final do mês de julho, foram iniciadas as obras para construção de um novo prédio na base da Aker Solutions em Rio das Ostras (RJ). As novas instalações servirão de base para toda a equipe da MH (unidade de negócio responsável por serviços de perfuração) e para o novo Centro de Treinamento de operações de perfuração. O Centro de Treinamento irá abrigar dois simuladores de perfuração, que reproduzem em 3D toda a estrutura de uma plataforma de perfuração e as centenas de operações que ela realiza.
Em agosto, a Protubo inaugurou sua nova máquina para curvamento por indução de tubos de 4” a 10” de diâmetro. O equipamento vem em resposta ao natural aumento de demanda gerado pelo início da exploração das reservas de petróleo do pré-sal e da renovação da frota naval brasileira. Em outubro, foi a vez da Açotubo anunciar a expansão de seus negócios com aumento das demandas produtivas do pré-sal.
Em novembro, a consultora e prestadora de serviços High Resolution Technology & Petroleum (HRT) anunciou a captação de U$S 275 milhões junto a investidores das mais importantes praças financeiras internacionais para a criação da HRT Oil & Gas, empresa de exploração e produção de petróleo e gás inicialmente com foco na Amazônia. No mesmo mês, a Rolls-Royce inaugurou nova unidade em Niterói (RJ), ampliando sua capacidade de suporte ao cliente na América do Sul com um novo Centro de Serviços Marítimos. A empresa investiu R$ 15 milhões na nova instalação para servir ao crescimento de sua base de equipamentos na região.
Marco regulatório
Apresentados no apagar das luzes do mês de agosto, os projetos de lei que estabelecem um novo modelo regulatório para exploração e produção de petróleo e gás no pré-sal parecem estar envoltos nas brumas dos interesses políticos existentes em torno destas riquezas. “Além de não ter regras claras em diversos pontos, há questionamentos quanto à constitucionalidade destas propostas”, afirmava, em entrevista exclusiva à TN Petróleo a advogada Marilda Rosado de Sá Ribeiro. Doutora em Direito e Negócios do Petróleo, Gás e Energia e membro das principais entidades mundiais de Direito, Marilda falava sobre a proposta elaborada pela comissão interministerial criada pelo Governo Federal, depois de mais um ano de discussão a portas fechadas. “Não houve um debate democrático”, disse a advogada, que atua há quase três décadas no setor de petróleo.
No final de novembro, a ANP informou a retirada de blocos que não chegaram a receber ofertas da Oitava Rodada de Licitações, dando por encerrado o leilão. Segundo comunicado, a decisão foi tomada em virtude do tempo prolongado que a questão jurídica relativa a esta rodada tem demandado e por ser vantajosa para o país a possibilidade de inclusão das áreas que não foram objeto de oferta em futuras rodadas. “Por mais que tenhamos já garantido o volume a ser produzido nos próximos dois ou três, ou quatro anos, é preciso pensar mais a longo prazo”, afirmou, na ocasião, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima. “A economia petrolífera do país está condenada, se não houver nova licitação”, disse. Assim, não tivemos, em 2009, o leilão anual. A primeira vez desde a Lei do Petróleo.

Refinaria Abreu e Lima – No início de novembro a Petrobras e a PDVSA (Petroleos de Venezuela S/A) concluíram as negociações para a constituição da empresa que vai construir e operar a Refinaria Abreu e Lima, localizada em Pernambuco. A participação acionária na empresa será de 60% para Petrobras e 40% para PDVSA. A refinaria terá capacidade de processamento de 230 mil barris de petróleo pesado por dia, a ser fornecido em partes iguais pela Petrobras e PDVSA, e terá como principal produto óleo diesel com baixo teor de enxofre.
A previsão era de que a unidade fosse concluída em 2011. O empreendimento vinha sendo construído pela Petrobras sozinha, que informou já ter feito 15% da obra com custo já aplicado de US$ 1 bilhão e que irá cobrar US$ 400 milhões da Venezuela pelas etapas já realizadas. O valor da refinaria era estimado de início em US$ 4,5 bilhões, mas o preço está sendo revisto – o custo poderá chegar a mais de US$ 10 bilhões.

UN-BS: quatro anos de sucesso – O gerente geral da Unidade de Negócios de Exploração e Produção da Bacia de Santos da Petrobras (UN-BS), José Luiz Marcusso, falou em dezembro, no Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), sobre a situação dos projetos em implantação na Bacia de Santos. Na ocasião, o executivo lembrou os quatro anos da criação da Unidade responsável pelo desenvolvimento dos projetos na região. “Foi uma decisão acertada. Sem a UN-BS, é provável que estivéssemos atrasados no cronograma dos projetos”, avaliou. “Na época, a previsão de investimentos era da US$ 18 bilhões em dez anos. Hoje, temos US$ 39,9 bilhões em cinco anos somente da Petrobras”, enumerou. “Houve uma grande mudança de lá pra cá.”
Segundo Marcusso, em 2006, apenas dois campos estavam em operação: Merluza e Coral, na época já em declínio e desativado, devido ao esgotamento de suas reservas em dezembro de 2008. “A partir de abril de 2010 novos projetos entrarão em operação. Até outubro do próximo ano teremos seis novos projetos”, afirmou, acrescentando que a Petrobras pretende instalar, até 2016, no pré-sal da Bacia de Santos, pelo menos 11 navios-plataforma do tipo FPSO.
Marcusso falou sobre os projetos de Lagosta, Tupi (hoje, segundo o executivo, com situação estável de produção), Tiro e Sídon (localizados ao sul da Bacia de Santos, a Petrobras planeja instalar um FPSO no bloco BM-S-40 em 2012) e Mexilhão (com previsão de entrada em produção em junho de 2010).
A Petrobras irá iniciar os Testes de Longa Duração (TLD) na área de Guará (BM-S-9) em maio de 2010. A expectativa da estatal é obter os mesmos resultados alcançados em Tupi. Está prevista para a região do pré-sal da Bacia de Santos um total de 18 TLDs até 2013, em áreas ainda a serem definidas. “Estes projetos estão criando a estrutura para o desenvolvimento, em escala comercial, do pré-sal”, destacou.

Combustíveis: sonegação chega a R$ 1 bilhão/ano – Segundo o vice-presidente executivo do Sindicato das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes (Sindicom), Alísio Vaz, as vendas de combustíveis das associadas ao sindicato no Brasil devem bater recorde, atingindo um volume de 76,5 bilhões de litros. O mercado total de venda de combustíveis fechará 2009 com vendas de 98,1 bilhões de litros.
O resultado corresponde a um crescimento de 2% na comparação com o ano passado e crescimento de 0,2% entre as dez empresas associadas à entidade (Air BP, Chevron, Petronas, Castro, Repsol, Ale, Petrobras Distribuidora, Cosan, Ipiranga, e Shell). As associadas ao Sindicom distribuem cerca de 80% do consumo nacional de combustíveis em 19 mil postos no país. “O número supera 2008, que já havia sido um recorde para o mercado brasileiro”, comemorou, durante uma coletiva de imprensa destinada a fazer um balanço do ano.
Segundo o executivo, o grande desafio das distribuidoras é combater a fraude e sonegação de ICMS, que chega a cerca de R$ 1 bilhão/ano. “O álcool é de longe o combustível mais afetado pela sonegação de tributos”, comentou. “Infelizmente, há, no Brasil, uma cultura de tolerância com a sonegação”, disse. “Em 2010, o desafio de combater a sonegação continuará uma prioridade.”
Em setembro, o Sindicom assinou um convênio com o governo do estado de São Paulo para viabilizar a aplicação da Lei do Perdimento. A Lei estabelece uma série de regras punitivas às empresas que venderem combustíveis adulterados, como multa e interdição, além da apreensão e perdimento do produto.
“Este foi um ano de virada. Começamos a perceber sinais positivos de retorno dos investimentos. Entramos em um ciclo virtuoso no qual podemos enxergar mais dinamismo e, sobretudo, otimismo no setor”, avaliou Leonardo Gadotti, presidente do Sindicom. “Nosso ideal é termos um mercado cada vez mais ético e equilibrado”, disse.

BOX – Frade começa a produzir
Segunda maior petrolífera dos Estados Unidos, a Chevron anunciou em junho o início da produção de óleo cru no campo de Frade, na Bacia de Campos (RJ), o primeiro projeto de desenvolvimento em águas profundas operado pela empresa no Brasil.
Estimado em US$ 3 bilhões, o projeto, que começou a produzir no dia 20 de junho, deverá atingir o pico de produção de 90 mil barris diários de óleo cru e gás natural líquido em 2011.
A Chevron detém 51,74% de participação na operação do campo – com reservatório estimado em 200 a 300 milhões de barris de óleo recuperável. São parceiros da companhia nesse projeto a Petrobras, com 30%, e a Frade Japão Petróleo Limitada (FJPL), com 18,26%. “Frade é um marco para a Chevron e estabelece uma base significativa para o crescimento da companhia no Brasil”, afirmou o presidente da Chevron no Brasil, George Buck.
Descoberto pela Petrobras em 1986, o campo está situado na Bacia de Campos, numa lâmina d’água de cerca de 3.700 pés (1.128 m), a cerca de 230 milhas (370 km) a nordeste do Rio de Janeiro. O óleo no campo é do tipo pesado, com quase 18º API. Segundo o executivo, enquanto busca outras oportunidades no mercado para continuar seu crescimento no país, a companhia planeja investir durante os próximos dez anos US$ 5 bilhões na área de exploração e produção no Brasil. Estes recursos serão distribuídos entre os cinco empreendimentos offshore da empresa no país, em parceria com a Petrobras e a Shell: além de Frade, a companhia norte-americana participa dos campos Papaterra e Maromba, na Bacia de Campos, associada à estatal; e Atlanta e Oliva, na Bacia de Santos, em consórcio que inclui Petrobras e Shell. “Estamos estudando também uma estrutura de pré-sal na área de concessão de Frade”, comentou Buck.

BOX – Parque das Conchas
Em julho foi a vez da Shell dar início à produção em seu projeto em Parque das Conchas (antigo BC-10), tornando-se assim a primeira empresa privada a produzir petróleo na Bacia de Campos. Localizados a 110 km da costa do Espírito Santo, os reservatórios de óleo pesado estão a quase 2.000 m de profundidade ao norte da Bacia de Campos, já na costa do Espírito Santo.
“Isso representa um importante marco na extração de óleo de águas profundas no Brasil e demonstra a capacidade da Shell de desenvolver projetos dentro do cronograma previsto e do orçamento planejado em um ambiente complexo”, afirmou, na ocasião, o diretor de Upstream da Shell nas Américas, Marvin Odum.
O projeto do Parque das Conchas tem duas fases e a produção inicial é traçada a partir de três campos: Abalone, Ostra e Argonauta B-West. A primeira etapa, em operação agora, envolve nove poços produtores e um poço injetor de gás. A segunda fase terá como foco o campo Argonauta O-North. A Shell executou uma série de novas e avançadas tecnologias para fazer frente aos diversos desafios do projeto, entre eles a profundidade da água e a viscosidade do óleo. 
O projeto Parque das Conchas é operado pela Shell Brasil Ltda (50%), que tem como associadas no empreendimento a Petrobras (35%) e a ONGC Campos Ltda. (15%).

TEMPO DE DESCOBERTAS

O ano começou com grandes descobertas. A primeira delas anunciada pela Repsol no dia 15 de janeiro, na área BM-S-48 (poço Panoramix, S-M-674), a 180 km da costa de São Paulo com uma profundidade na água de 170 m na Bacia de Santos.

No dia 7 de abril, Repsol e a Petrobras confirmam a viabilidade econômica do poço de barris. Alguns dias depois, no dia 15 do mesmo mês, a Repsol anunciou uma descoberta num poço em Iguaçu no bloco BM-S-9, a 340 km da costa de São Paulo e com uma profundidade de 2,140 metros.
No dia 9 de setembro, os testes de produção em Guará indicaram que o volume recuperável seria entre 1,1 e 2 bilhões de barris de petróleo e gás. Mais uma vez, poucos dias depois, a Repsol e seus sócios – Petrobras e British Gas (BG Group) – fizeram nova descoberta de petróleo e gás no bloco BM-S-9, nas águas profundas da Bacia de Santos, no Brasil. A descoberta teve lugar no poço 4-SPS-66C, denominado Abaré Oeste, localizado na área de avaliação Carioca, a 290 km da costa paulista, a 2.163 m de profundidade da água.
A ExxonMobil anunciou no dia 22 de janeiro a descoberta de petróleo na camada pré-sal da Bacia de Santos. Com isso, a companhia se tornou a primeira empresa privada a encontrar petróleo no pré-sal. A descoberta ocorreu no bloco BM-S 22, única área da nova fronteira na qual a Petrobras não é operadora – ou seja, não está encarregada de todo o processo de prospecção, exploração e produção de óleo.
Batizado de ‘Azulão’, o bloco onde ocorreu a descoberta está localizado na altura do litoral norte do estado de São Paulo.
O petróleo foi encontrado a uma profundidade de 2.223 m da superfície marítima, segundo relatou a Exxon à ANP. Em março, a companhia anunciou uma segunda descoberta no BM-S-22. Para especialistas, Azulão pode conter reservas iguais ou maiores que as de Tupi, que já teve reservas estimadas pela Petrobras em 5 bilhões a 8 bilhões de barris de petróleo.
Também na Bacia de Santos, a BG Group descobriu, em abril, a existência de indícios de hidrocarbonetos no poço exploratório 6-BG-6P-SPS, conhecido como ‘Corcovado-1’, localizado em águas profundas em reservatórios do pré-sal, na área de concessão BM-S-52, na Bacia de Santos. A descoberta está localizada em local com 800 m de profundidade e a aproximadamente 130 km de distância da costa do estado de São Paulo.
A BG é operadora da fase exploratória do BM-S-52, mas a Petrobras é majoritária no projeto, com 60%. A concessão fica próxima ao campo de Mexilhão, maior descoberta recente de gás no país e que deve entrar em operação até o início de 2010.
Em agosto, o grupo informou que o ‘Corcovado-2’ não mostrou sinais da presença de hidrocarbonetos. Em junho, a operadora avisou que poderia perfurar um novo poço na região.
Nova descoberta foi anunciada em abril: a do consórcio BT-POT-55, formado pela Starfish, operadora, em parceria com a Petrobras, no bloco POT-T-748, na parte sudeste da Bacia Potiguar, no bloco baixo da Falha de Carnaubais.
A perfuração do poço 1-Star-10-RN (Carnaúba-1-RN) encontrou dois reservatórios 430 a 445 m de profundidade, com boas características petrofísicas e saturados de petróleo. Testes de formação efetuados no poço apresentaram vazões de 72 e 66 barris por dia de óleo de 27º API em cada um dos reservatórios.
Em maio, o consórcio confirmou a descoberta de gás no Bloco POT-T-794, no poço 1-Star-8-RN, entre 313 a 382 m de profundidade, com boas características permoporosas e saturados de gás, apresentando vazões de 33.000 m³ de gás/dia com abertura de 1/2 polegadas.
Em novembro, foi divulgado que a Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (Sonangol) estaria prestes a assumir o controle da Starfish (uma das primeiras companhias independentes brasileiras de petróleo e gás, criada em 1999) em um investimento de US$ 180 milhões. A negociação, iniciada em agosto, incluiria a aquisição do controle da Starfish, na qual a Sonangol já detém uma participação de 18%, transformando a empresa angolana numa operadora de blocos no litoral brasileiro. “Nossos objetivos são claros: escolhemos o Brasil, queremos ampliar a presença aqui e mostrar que viemos para ficar”, afirmou, na ocasião, o diretor da Sonangol no Brasil, Candido Cardoso.
Em novembro, a OGX anunciou a descoberta de óleo nos reservatórios do Cretácio Superior no poço 1-OGX-2A-RJS, localizado no bloco BM-C-41, em águas rasas da parte sul da Bacia de Campos. A OGX detém 100% de participação nesse bloco. O volume estimado de óleo recuperável nesses reservatórios é de 400 a 500 milhões de barris.
“Como esperávamos, identificamos novos níveis com óleo no poço OGX-2A, confirmando o grande potencial da área. A perfuração segue em andamento, uma vez que existem outros objetivos importantes e mais profundos a serem atingidos além dos já anunciados”, comentou Paulo Mendonça, diretor geral da OGX.
O poço OGX-2A se situa a cerca de 77 km da costa do estado do Rio de Janeiro, onde a lâmina d’água é de quase 130 metros. A sonda Ocean Ambassador iniciou as atividades de perfuração no poço OGX-2A no dia 22 de outubro de 2009.

EVENTOS REFLETEM EXPANSÃO DO SETOR

OTC 2009 – A despeito das expectativas negativas em decorrência da crise financeira e da gripe suína, a Offshore Technology Conference 2009 (OTC 2009), realizada em maio, confirmou sua primazia como o maior evento de tecnologia offshore do planeta.
A ‘baixa’ mais significativa, entre as empresas com tradição de participar do evento, foi a Petrobras, que alguns dias antes havia dado a partida na produção do pré-sal no campo de Tupi, na Bacia de Santos. Depois de consultar a Organização Mundial de Saúde (OMS), a diretoria da Petrobras decidiu não enviar sua tradicional – e numerosa – comitiva de executivos e técnicos.
Segundo a organização do evento, a edição deste ano recebeu 66.820 pessoas, de mais de 120 países – o que representa menos de 10% do número de visitantes no ano passado. Mesmo assim, superou as expectativas dos organizadores e dos participantes, que temiam uma baixa maior: na realidade, a exposição deste ano foi a segunda maior em quatro décadas de evento, com mais de 57 mil m² de área, na qual se apresentaram 2.500 companhias de 38 países.
Integraram o Pavilhão Brasil, organizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), um total de 35 empresas, dentre elas a TN Petróleo, pelo décimo ano consecutivo, WBS, Nuclep, Rio Engenharia, IFM, Subsin, Flexomarine, Lupatech, Orteng, MCS Engenharia,
Multialloy, Petrolab, Energy Chemicals, Vescon, Oceânica, Chemtech, Keppel Fels, IVC, Weg, Kromav, Stemac, Coester, Asel-Tech, Pipeway, Usiminas Mecânica, NDT, Scantech, Metroval, Tomé Engenharia e Protubo, além da ANP e da Petrobras.
Brasil Offshore – A quinta edição da Brasil Offshore, realizada em junho, consagrou a posição de destaque do Brasil no cenário internacional de petróleo. Mais do que isso, inseriu o evento na agenda internacional da indústria de óleo e gás, que tem no Brasil o foro de nada menos que dois dos três maiores eventos (feiras e congressos) do setor em todo o mundo.
A participação de mais de 650 expositores – dos quais 138 estrangeiros (não computando as multinacionais que têm subsidiárias no país) – e o público de quase 50 mil visitantes reforçaram o papel da indústria nacional neste mercado global, que vem aprendendo a escrever com S o made in Brasil.

Expoman – A Associação Brasileira de Manutenção (Abraman) promoveu, durante os dias 31 de agosto a 3 de setembro, no Centro de Convenções, em Recife (PE), o 24º Congresso Brasileiro de Manutenção. O evento contou com o patrocínio do Governo Federal, Petrobras, Chesf, IBM, ManServ, NSK, SKF, e apoio da Federação Ibero-americana de Manutenção, ABTCP e ABM.
A programação técnica abrangeu três conferências internacionais, um painel principal, em que o tema do evento – ‘Manutenção: estratégias e oportunidades no cenário atual’ – foi abordado por especialistas de diversas áreas, 11 mesas-redondas, 16 palestras de inovações tecnológicas e apresentação de mais de 50 trabalhos técnicos.
Além das conferências, mesas-redondas e palestras, os participantes puderam também conferir a 23ª Expoman, feira de exposição de produtos, serviços e equipamentos de manutenção. A edição deste ano já entrou para a história da Abraman como a maior em número de empresas expositoras, contabilizando 112, dentre elas a Mills, Rust, Data Engenharia, CPLF Energia, SH, Emerson, Eletrobrás e a Rede Petro Bahia.

IBM Fórum 2009 – Também em setembro foi realizado, em São Paulo, o IBM Fórum 2009. O evento, sob o tema ‘Vamos construir um planeta mais inteligente’, reuniu mais de dois mil participantes, entre executivos e profissionais da IBM Brasil e IBM Corp, especialistas e profissionais do mercado de TI, convidados externos e jornalistas.
Com diversas palestras, sessões paralelas e rodadas com a imprensa, o evento teve, ainda, a participação de cerca de 30 parceiros da IBM no Brasil, entre desenvolvedores de tecnologia e distribuidores. O principal objetivo do fórum foi aprofundar a reflexão e mostrar de que forma é possível inserir inteligência nos nossos sistemas para resolver questões críticas da sociedade e diminuir a ineficiência em diversos setores.

Energy Summit – O Energy Summit, evento promovido pela IBC, completou dez anos e contou com a presença de representantes do governo e das principais empresas de energia, que apresentaram os números atuais do setor e as projeções para o futuro. As discussões giraram em torno dos investimentos que estavam sendo e que vão ser feitos no Brasil, para que o país se torne referência em energia elétrica na América Latina.

Rio Pipeline – A Rio Pipeline teve este ano sua sétima – e maior – edição. O evento terminou com recorde de público e de trabalhos apresentados. Nesta sétima edição, foram 1.300 conferencistas, um crescimento de 10% em relação ao evento de 2007. Aumentou também a internacionalização: 25% dos conferencistas eram estrangeiros. Na feira, que acontece paralelamente, foram 120 expositores e três mil visitantes nos três dias.

Niterói Fenashore – A terceira edição da Niterói Fenashore teve mais de cem expositores e deverá gerar negócios na ordem de R$ 96,5 milhões nos próximos 12 meses. Realizado entre 9 e 12 de novembro, o evento recebeu cerca de sete mil visitantes e mais de cem expositores. Os painéis de discussão com especialistas mobilizaram uma média de 300 pessoas por dia. “Estamos certos de que os representantes da indústria, do governo, da universidade e dos diversos segmentos ligados às atividades naval e offshore saem daqui com uma visão mais alinhada dos desafios que o setor tem pela frente”, afirmou Álvaro Teixeira, secretário-executivo do IBP.
A rodada de negócios, organizada pelo Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), teve 322 reuniões e uma previsão de negócios de R$ 96,5 milhões para os próximos 12 meses, valor 13% superior ao da edição passada.
As 14 empresas-âncoras tiveram grande aproveitamento nas negociações com pequenos e médios fornecedores, que se mostraram mais diversificados e competitivos. A análise delas é de que o mercado já observa melhor a demanda, que tem sido mais bem atendida, em qualidade e quantidade.
Além disso, quase 1,2 mil pessoas passaram pela Arena de Responsabilidade Socioambiental, coordenada pelo Estaleiro Mauá, durante os quatro dias da Niterói Fenashore 2009. Nesta edição, além de palestras, debates e rodadas de negócios, um grande espaço foi reservado para temas voltados para o meio ambiente e a responsabilidade social. Montada em um espaço de 700 m², a arena contou com micro e pequenas empresas e instituições que atuam na região de Niterói.

Pernambuco Business – Promovido pelo IBP e realizado nos dias 27 e 28 de outubro, em Recife (PE), o Business 2009/Oil & Gas, Offshore, Shipbuilding foi o primeiro evento local voltado para dois setores considerados cruciais na economia brasileira e reuniu mais de 300 pessoas, entre empresários, investidores, representantes de instituições financeiras e autoridades internacionais, entre os quais o ministro dos Petróleos de Angola e CEO da estatal petrolífera Sonangol, José Maria Botelho de Vasconcelos, o embaixador da Holanda, Kees Rade, e um dirigente do porto de Roterdã, Marc Evertse.

Ano da França no Brasil – Lançado oficialmente em dezembro de 2008, durante a visita do presidente francês Nicolas Sarkozy ao país, o Ano da França no Brasil realizou mais de 30 eventos econômicos que acontecerão nos setores de bens de capital, infraestrutura, transporte, logística e construção, aeronáutico-espacial, bens de consumo, agroindustrial e produtos alimentícios, energia e meio ambiente, jurídico, tecnologia da informação, saúde, biotecnologia e turismo e petróleo, gás e construção naval. “Essa é uma mobilização sem precedentes para as relações comerciais franco-brasileiras”, comentou o cônsul geral da França no Rio de Janeiro, Hugues Goisbault.
Durante a Brazil Offshore, em Macaé (RJ), o Espaço França contou com a participação de 35 empresas francesas, que mostraram novas tecnologias para um setor estratégico para o desenvolvimento da economia dos dois países. Além disso, em maio, Petrobras e o IFP (Instituto Francês de Petróleo) realizaram um concorrido seminário sobre tecnologia que contou com a presença de executivos da Petrobras e representantes de empresas francesas ligadas ao IFP.

Continua...

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