Ao completar 60 anos, a Petrobras comemora inegáveis avanços obtidos na produção de petróleo, busca parceiros para o pré-sal e investe firme em tecnologia e em novas refinarias. Se todos os projetos, que envolvem investimentos da ordem de US$ 236,7 bilhões, forem concluídos, a companhia dobrará de tamanho e atingirá a autossuficiência em 2020. Isso significa que a empresa irá mais do que duplicar sua produção até o fim da década. Saltará dos atuais 2 milhões de barris diários produzidos hoje para 4,2 milhões de barris/dia – crescimento de 110%. É uma meta ambiciosa, tendo em visa que, no mesmo período, a previsão de aumento da produção mundial está na casa dos 10%. Se for considerada a produção de petróleo e gás natural da Petrobras e das empresas a ela associadas, o salto é ainda maior: passará dos atuais 2,2 milhões de barris equivalentes para 5,2 milhões em 2020 – aumento superior a 150%.

Nesse período, a companhia atingirá também a autossuficiência em refino de petróleo no Brasil. Quando as novas refinarias que estão em construção ou prestes a entrar em obras (Abreu e Lima/PE, Premium 1/MA, Premium 2/CE e Comperj/RJ) estiverem concluídas, a empresa praticamente duplicará também a capacidade de refino, passando dos atuais 2,1 milhões de barris diários para 3,6 milhões de barris por dia.

Apesar de a Bacia de Campos, descoberta no final dos anos 70, ser a responsável por aproximadamente 80% da produção nacional, a região do pré-sal da Bacia de Santos é a que mais gera expectativa, devendo se tornar a principal responsável pelo aumento futuro de produção nos próximos anos. Foram feitas 53 descobertas no Brasil nos últimos 14 meses. Só no pré-sal, foram 15 – em profundezas que chegam a 7 mil metros. As reservas da Petrobras têm potencial para dobrar de tamanho e atingir 31,5 bilhões de barris de óleo até o final da década. De acordo com a presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, o volume de investimentos em pesquisa e desenvolvimento foi expressivo nos últimos 12 anos e importante para o alcance das metas nessa área. “Nesse período, os aportes na bacia cresceram 18,3% ao ano; em 2012 atingiram US$ 1,1 bilhão”, revela a executiva. Se forem incluídas na conta as reservas estimadas da área de Libra (de até 12 bilhões de barris), com leilão previsto para 21 de outubro, o salto é ainda maior. Lembrando que seja qual for o consórcio contemplado no leilão, a Petrobras, pelo regime de partilha, terá, no mínimo, 30% de participação. Além disso, a companhia terá possibilidade de exportar, em 2020, 1,4 milhão de barris diários de óleo. Um volume significativo, tento em vista que países grandes exportadores de petróleo, como Irã, Venezuela e Angola, remetem ao exterior perto de 1,8 milhão de barris por dia.

Para atingir tais metas, a Petrobras terá de por em marcha 947 projetos, incluídos no Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017, que consumirão aproximadamente US$ 236,7 bilhões (cerca de R$ 525 bilhões) nos próximos cinco anos ou US$ 47,3 bilhões por ano. Do total a ser aplicado, US$ 207,1 bilhões estão sendo empregados em implantação e US$ 29,6 bilhões em projetos em avaliação. Tomando como base o patamar de investimentos da companhia desde 2000 – que vem crescendo 21,5% ao ano, em média –, o plano total não será impossível de cumprir. Apenas nos últimos cinco anos, o montante de recursos investidos obteve média anual de US$ 39 bilhões, chegando a US$ 42,9 bilhões em 2012. Do total previsto no plano de negócios, US$ 147,5 bilhões serão destinados aos empreendimentos de exploração e produção. Para a área de abastecimento, que envolve refino, petroquímica, atendimento ao mercado interno, logística de etanol e ampliação de frotas, são estimados investimentos de US$ 64,8 bilhões. Os aportes em projetos nos demais setores são: gás & energia, US$ 9,9 bilhões; internacional, US$ 5,1 bilhões; biocombustíveis, US$ 2,9 bilhões; distribuição, US$ 3,2 bilhões; engenharia, tecnologia e materiais, US$ 2,3 bilhões; e demais áreas (financeira, estratégica, corporativa e serviços), US$ 1 bilhão.

Há também novidades para o curto prazo. Com as nove unidades de produção que estão sendo instaladas neste ano no País, a Petrobras terá acréscimo de 1 milhão de barris de petróleo por dia de capacidade instalada já a partir do ano que vem. Isso representa elevação de 50% da capacidade produtiva atual da companhia. A previsão é que a produção efetiva alcance em torno de 2,2 milhões de barris diários em 2014, o que representa aumento de 10% em relação ao que está previsto ser produzido neste ano. Tal elevação vai ser importante para atender ao expressivo crescimento da demanda interna por derivados, bem acima da média mundial. Entre 2000 e 2012, houve acréscimo de 73% no consumo de gasolina no País, enquanto no mundo a elevação foi de 17%. O diesel teve aumento interno de 52%, contra 31% nos demais países, no mesmo período. Já para o querosene de aviação, a demanda foi ainda mais forte: cresceu 58% no Brasil, enquanto no mundo houve queda de 3%. A produção nova dará fôlego à companhia para fazer frente aos investimentos necessários para cumprir o PNG, sobretudo para investir no pré-sal.

Na balança comercial da Petrobras, a companhia exporta parte do petróleo pesado que produz e importa petróleo leve e médio para compor a mistura ideal de tipos de óleo, para produzir os derivados adequados à demanda nacional. Isso porque a maior parte da produção nacional, atualmente, é de petróleo pesado. Em 2012, a Petrobras produziu no País 2 milhões de barris de petróleo/dia e exportou 548 mil barris/dia de petróleo e derivados, dos quais 364 mil barris/dia foram de óleo bruto. Para 2020, a produção exclusiva de petróleo deve chegar a 4,2 milhões de barris diários, para um consumo projetado de 3,4 milhões de barris/dia, o que indica um excedente exportável de 820 mil barris diários.

Um desafio extra à Petrobras é conciliar o cumprimento do grande volume de investimentos que necessita com a política de controle de preço da gasolina e do diesel praticada pelo governo, que segura os reajustes para não pressionar a inflação. Isso faz com que a empresa tenha de se equilibrar quando há altas do petróleo no mercado internacional, pressionando seu caixa e geralmente aumentando o endividamento para além do previsto no plano de negócios. Estimativa do mercado revela que a defasagem de preço da gasolina e do diesel, importados e comercializados pela Petrobras no mercado interno, está na casa dos 20%. A empresa trabalha com a hipótese de reajuste para o fim de 2013, mas ele não deve ultrapassar os 5% ao consumidor final (ou 10% na refinaria), mesmo percentual aplicado no início do ano.

Principais projetos

Para fazer frente ao desafio de dobrar a capacidade produtiva em sete anos, a Petrobras dispõe do maior portfólio exploratório e da carteira de projetos mais robusta e diversificada entre as grandes companhias de óleo e gás do planeta. Até 2020, a empresa deverá instalar 38 Unidades Estacionárias de Produção – UEP, como são chamadas as plataformas –, visando aumentar o volume de gás e petróleo extraído atualmente. Entre as principais obras do segmento de exploração e produção se destacam a P-63, recentemente concluída no estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS), que está sendo instalada no Campo de Papa Terra, na Bacia de Campos (pós-sal) e terá capacidade para produzir 140 mil barris/dia e 1 milhão m3 de gás natural diários. Também para o campo de Papa Terra, até o final do ano, entrará em operação a P-61, a primeira do tipo Tension Leg Helhead Platform (plataforma de pernas atirantadas) construída no Brasil. Poderá processar até 140 mil barris de óleo e 1 milhão m3/dia de gás.

Foram concluídas em meados de setembro as obras da plataforma semissubmersível P-55 que será instalada na Bacia de Campos, no Campo de Roncador (pós-sal), um dos maiores da empresa. Com 52 mil toneladas, 10 mil m² de área, a P-55 é a maior plataforma semissubmersível construída no Brasil (com índice de 79% de conteúdo nacional) e uma das maiores do mundo do gênero, e começará a produzir em dezembro de 2013. Terá capacidade para produzir 180 mil barris diários de petróleo e tratar

4 milhões m3 de gás por dia. A plataforma ficará ancorada a uma profundidade de cerca de 1.800 m e será ligada a 17 poços, sendo 11 produtores e seis injetores de água. A exportação de petróleo e gás natural da P-55 será realizada por dutos submarinos acoplados à unidade. Outra obra importante para essa bacia é a P-58, na área produtora conhecida como Parque das Baleias (pós-sal). Terá capacidade de 180 mil barris/dia de óleo e 6 milhões m3/dia de gás. Tem previsão de ser instalada até o final do ano.

Em 2014, devem ser concluídas as plataformas P-62, destinada ao módulo IV do campo de Roncador, que terá capacidade para 180 mil barris/dia de óleo e 6 milhões m3/dia de gás; FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo e gás) Cidade de Ilha Bela, destinada ao projeto Sapinhoá Norte, no pré-sal da Bacia de Santos, com capacidade para 150 mil barris/dia de óleo e 6 milhões m3/dia de gás; e FPSO Cidade de Mangaratiba, que será instalada no projeto Lula – Iracema Sul, no pré-sal da Bacia de Santos, com capacidade para 150 mil barris/dia de óleo e 8 milhões m3/dia de gás. Estão em marcha as obras de conversão da P-74, a primeira plataforma que irá para a área de cessão onerosa.

A conversão do navio petroleiro do tipo Very Large Crude Carrier na FPSO P-74 inclui a inspeção de chapas, a substituição integral dos equipamentos originais, além da fabricação e a instalação de 13 mil toneladas de estruturas novas necessárias à colocação dos módulos, das linhas de produção e do novo sistema de ancoragem. Ao final da etapa de conversão do casco, serão instalados módulos da planta de produção e de processamento de petróleo e gás às unidades, além da integração dos seus sistemas. Essa é a primeira grande obra em execução no estaleiro de Inhaúma após a sua retomada das atividades. Assim como a P-74, no Inhaúma serão feitas as obras de conversão das outras três plataformas destinadas aos campos da cessão onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos: P-75, P-76 e P-77. Cada plataforma terá capacidade de produzir até 150 mil barris de petróleo por dia e de comprimir 7 milhões m3 de gás natural por dia.

Refinaria Abreu e Lima (Rnest)

O PNG prevê investimentos de US$ 64,8 bilhões em obras para a área de abastecimento, dos quais cerca de US$ 33,3 bilhões em empreendimentos para ampliação do Parque de Refino. Desse total, os principais são a Refinaria Abreu e Lima (Rnest) e a primeira fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). A última refinaria construída no Brasil foi inaugurada em 1980, em São José dos Campos, no Vale do Paraíba paulista. Quase três décadas depois, a Petrobras iniciou a construção de uma nova refinaria no Nordeste, na área do Polo Industrial de Suape, em Pernambuco. A refinaria foi projetada para processar o petróleo pesado brasileiro que, de outra forma, seria exportado a preços inferiores ao do óleo leve. Terá capacidade final para processar 230 mil barris de petróleo por dia em duas fases de 115 mil barris/dia. Com a refinaria, a Petrobras atenderá ao aumento da demanda de diesel, combustível de maior valor na cadeia do petróleo e que ainda é, em parte, importado. A primeira fase está prevista para entrar em operação no segundo semestre de 2014 e a segunda, no primeiro semestre de 2015.

Além da Rnest, duas outras refinarias estão em fase de projeto pela Petrobras. A primeira é a Premium I, que será construída no Maranhão. Quando estiver em operação, será a maior do Brasil em capacidade de processamento de petróleo. Serão 600 mil barris por dia em duas fases de 300 mil barris/dia. A primeira está prevista para entrar em operação no final de 2017 e a segunda, para o final de 2020. A outra refinaria projetada é a Premium II, prevista para ser construída no Ceará e que terá capacidade para processar 300 mil barris de petróleo diariamente. A previsão de início de operação dessa unidade é para 2017 ou 2018.

Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj)

Um dos principais empreendimentos da Petrobras, o Comperj marca a retomada da empresa em investimentos no setor petroquímico. A concepção original do projeto previa uma capacidade de processamento de 165 mil barris diários de petróleo pesado, de origem nacional, para a produção de petroquímicos básicos. Posteriormente, o mercado de derivados de petróleo mudou, registrando aumento da demanda de diesel e querosene de aviação, o que levou a Petrobras a reavaliar o projeto. Foi incluído um módulo adicional, em fase de projeto, visando à produção de petroquímicos básicos e também diesel e querosene de aviação, cujo consumo tem aumentado.

Com isso, o empreendimento produzirá petroquímicos, como estava planejado, e combustíveis de alta qualidade. Uma das vantagens competitivas do Comperj é a localização privilegiada em relação ao mercado consumidor de combustíveis e petroquímicos. Está posicionado em um raio geográfico que permite atender aos principais mercados consumidores – São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e Espírito Santo. A entrada em operação da primeira fase do complexo está prevista para o primeiro semestre de 2015, com 165 mil barris de capacidade. A segunda, em fase de projeto, tem previsão para 2018.

Outros projetos em andamento

Na área de escoamento de gás, o desenvolvimento da produção do pré-sal na Bacia de Santos prevê a implantação de uma malha de gasodutos integrada à movimentação de até 44 milhões de m3/dia de gás, por três rotas de escoamento. Uma chega até Caraguatatuba, no litoral Norte de São Paulo, outra a Cabiúnas, no litoral do Estado do Rio, e outra para o Comperj. Na Bahia, a Petrobras está construindo o terceiro terminal de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL), que terá capacidade para regaseificar 14 milhões de m3/dia e será o terceiro terminal do gênero do Brasil.

Atualmente, a Petrobras tem capacidade para regaseificar 27 milhões m³/dia de gás natural, sendo 7 milhões m³/dia no terminal de regaseificação de GNL de Pecém (CE) e 20 milhões de m³/dia no terminal da Baía de Guanabara (RJ). Quando o terminal da Bahia entrar em operação, a capacidade de regaseificação saltará para 41 milhões m³/dia. Sua interligação com a malha de gasodutos se dará em dois pontos: em Candeias, na malha de distribuição de gás da Bahia, e na altura do km 910 do gasoduto Cacimbas-Catu, último trecho do gasoduto Sudeste-Nordeste.

Na área de fertilizantes, a Petrobras, que tem em operação três fábricas de produtos nitrogenados, está construindo uma quarta unidade em Três Lagoas, Mato Grosso do Sul, denominada UFN III. Outras duas estão fase em de projeto e deverão ser implantadas no Espírito Santo e em Minas Gerais. Em termos operacionais, a Petrobras investirá R$ 21,2 bilhões apenas em Tecnologia da Informação e Telecomunicações até 2017.

Incentivo à indústria naval

Depois de atingir o auge nos anos 1980, quando se tornou a segunda maior do mundo, perder relevância e quase desaparecer duas décadas depois, a indústria naval brasileira renasceu graças à decisão da Petrobras de produzir ou adaptar suas plataformas e sondas no País, além de encomendar navios de apoio para suas operações offshore. Com isso, o setor ganhou um upgrade importante, empregando hoje mais de 70 mil trabalhadores e diversificando suas atividades. Com a experiência adquirida ao longo dos anos para a cadeia produtiva de petróleo e gás, o setor se mostrou em condições de atender a maior parcela das necessidades dos projetos de desenvolvimento da produção do pré-sal.

De acordo com a Petrobras, a carteira de projetos programada pela companhia garantirá, nos próximos anos, uma demanda em larga escala de sondas de perfuração, unidades de produção, sistemas submarinos, bombas, dutos, linhas flexíveis, além de outros equipamentos. Do total a ser investido até 2017 na área de abastecimento da Petrobras, que soma US$ 64,8 bilhões, parte importante será aplicada na indústria naval e envolve a construção de 48 navios-tanque, 30 sondas, dezenas de plataformas e mais de 220 barcos de apoio offshore.

Sucesso exploratório e aumento das reservas

De janeiro de 2012 a fevereiro deste ano, a Petrobras realizou 53 descobertas, o que corresponde a três descobertas por mês. No mesmo período, o índice total de sucesso exploratório da companhia foi de 64%, o que significa que de cada 100 poços pioneiros perfurados, foram feitas 64 descobertas. Segundo a empresa, a média mundial é de 30%. Considerando apenas o pré-sal, o índice de sucesso é ainda maior: 82%. Além do volume de petróleo do pré-sal, a importância da descoberta pode também ser avaliada pela localização privilegiada – a 300 km da Região Sudeste, maior mercado consumidor do País e que abriga 55% do PIB brasileiro.

As reservas brasileiras provadas da Petrobras em barris de óleo equivalente (petróleo e gás natural) atingiu 15,7 bilhões de barris em 2012. De acordo com a empresa, considerando as descobertas já realizadas no pré-sal, que ainda não foram contabilizadas como reserva, esse número deverá dobrar. Já o índice de reposição de reservas (IRR) em 2012 foi de 103%. Pelo 21º ano consecutivo, a Petrobras manteve, em 2012, o índice de reposição de reservas superior a 100%. Isso significa que a empresa vem conseguindo descobrir petróleo para compensar o que foi produzido das reservas a cada ano e ainda aumentá-las.

O índice de sucesso exploratório vem subindo a cada ano como mostra a tabela:

Ano 2009 2010 2011 2012

Sucesso exploratório 40% 57% 59% 64%

A relação reserva/produção (R/P) da Petrobras em 2012 ficou em 19,3 anos. Vale comparar a mesma relação de alguns países produtores e grandes consumidores de petróleo:

Estados Unidos – 10,8 anos

China – 9,8 anos

Grã-Bretanha – 7,0 anos

Noruega – 9,3 anos

México – 10,6 anos

Índia – 18,2 anos

Rússia – 23,5 anos

SPEC: 16 anos de parceria com a Petrobras

A SPEC Planejamento Engenharia Consultoria Ltda., empresa que se especializou em soluções de engenharia, estudos, projetos, assessoria técnica, execução de gerenciamento de empreendimentos e fiscalização de obras de grande porte, é parceira da Petrobras há 16 anos, tendo sido destacada em diversas ocasiões pela qualidade dos serviços prestados. Prova disso é que recebeu, em 2012, pelo terceiro ano consecutivo, o Prêmio de Reconhecimento pelo melhor desempenho em Qualidade, Meio Ambiente, Saúde e Segurança no Trabalho – IERC / Reduc – Petrobras.

De acordo com a direção da empresa, esse reconhecimento é fruto de constantes investimentos em alta tecnologia, inovação e capital humano. Atualmente, a SPEC tem os seguintes contratos em andamento com a Petrobras:

Serviços de apoio técnico de nível médio e apoio à gestão nas atividades de construção, montagem, condicionamento, testes e operação para as obras do Sistema de Casca Nozes, HDT, HDS e do Plangas e modernzação do Flare na Unidade de Operações Refinaria Duque de Caxias -UO- Reduc;

Apoio técnico e planejamento da manutenção industrial da MNOP-II;

Suporte à fiscalização de obras dos empreendimentos de reabilitação e manutenção de equipamentos, instalações e faixa de Dutos da Região Sudeste;

Suporte à atividade de estudos e projetos de engenharia da Gerência de Suporte Técnico de Dutos e Terminais do Sudeste 1 (STSE1).

Pré-sal: a excelência da Petrobras faz a diferença

O pré-sal se refere a um conjunto de rochas localizadas nas porções marinhas de grande parte do litoral brasileiro com potencial para a geração e acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamá-lo assim porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atingem espessuras de até 2 mil metros. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros. As áreas do polo de pré-sal brasileiro estão localizadas nas Bacias de Santos e de Campos, entre os Estados de Santa Catarina e Espírito Santo, a cerca de 300 km da costa (Santos) e aproximadamente a 100 km da costa (Campos).

Com excelência global em exploração em águas profundas, a Petrobras realizou um grande levantamento sísmico 3D, com mais de 17 mil km2 o maior programa sísmico 3D realizado no mundo. A primeira descoberta no pré-sal ocorreu no bloco Parati na Bacia de Santos, em julho de 2005. Em julho do ano seguinte, ocorreu a descoberta de Tupi (hoje, campo de Lula). Nos anos seguintes vieram Carioca e Caramba (2007), Júpiter, Bem-Te-Vi, Sapinhoá e Iara (2008). Em setembro de 2008, a Petrobras iniciou a produção do primeiro poço do pré-sal em águas profundas, no campo de Jubarte, na Bacia de Campos. A produção no pré-sal bateu seu recorde em junho, com a média diária de 310,2 mil barris por dia. Em setembro, a Petrobras produziu 320 mil barris de óleo por dia no pré-sal, em 17 poços.