segunda-feira, 28 de maio de 2007

Tudo começa na Bahia

O presidente Getúlio Vargas conferiu o petróleo em Lobato. A história do petróleo no Brasil, assim como a própria história do país, começou na Bahia. Em 1858, o Imperador D. Pedro II outorgou as concessões para a exploração de carvão, turfa e folhelho betuminoso às margens do Rio Maraú e Acaraí, área hoje conhecida como Bacia de Camamu, no sul da Bahia.
CAROLINA GOUVEIA

Os primeiros concessionários foram José de Barros Pimentel e Frederico Hamiltom Southworth. Foi em 1939 que o engenheiro agrônomo Manoel Inácio Bastos enviou um relatório ao presidente Getúlio Vargas sobre a presença de petróleo na região do Lobato. Sob a jurisdição do recém-criado Conselho Nacional do Petróleo, a perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, foi iniciada em 29 de julho de 1938, mas o petróleo só veio à tona em 21 de janeiro de 1939.
Portanto, a partir dessa descoberta, o Conselho Nacional do Petróleo começou a pesquisar a presença da substância na região do Recôncavo Baiano. Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o primeiro a produzir e vender petróleo no Brasil. Em dezembro de 2006, o Candeias 1, como ficou conhecido, completou 65 anos e produz hoje cerca de 7,5 barris por dia. É o mais antigo poço do Brasil, ainda em produção.
Em 1953, quando a indústria nacional iniciou os primeiros passos, o presidente Getúlio Vargas assinou a Lei 2004, que instituiu o monopólio estatal da pesquisa e lavra, refino e transporte do petróleo e seus derivados, além de criar a Petróleo Brasileiro S.A - Petrobras. Dez anos depois, a empresa abrangeu suas atividades de importação e exportação. Na década de 60, a Bahia, sozinha, chegou a produzir cerca de 150 mil barris por dia. "Três vezes mais do que produzimos hoje", afirma o Gerente Geral da Unidade de Exploração e Produção da Petrobras na Bahia, Antônio Rivas.

Ao mar

Um novo marco para a história da empresa foi a decisão de explorar petróleo no mar, iniciado também na Bahia, com a perfuração do campo Dom João Mar, em São Francisco do Conde, com lâminas d'água de 3 a 5 metros de profundidade, descartando a necessidade de uma plataforma. Em 1968, a Companhia iniciou as atividades de prospecção offshore. O campo de Guaricema, em Sergipe, foi o primeiro a ser explorado, mas a bacia que se tornou a maior produtora de petróleo do país foi a de Campos, litoral fluminense. De acordo com o Gerente Executivo do E&P Corporativo, Francisco Nepomuceno, a Bacia de Campos produz aproximadamente 77% de todo o óleo e gás natural brasileiros.
Nos anos 90, em função da queda do preço do barril de petróleo e de uma orientação do governo, foi resolvido que os esforços exploratórios ficariam concentrados na Bacia de Campos. "Com isso, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional de Petróleo (ANP) todas as áreas exploratórias em terra. Em 2003, com nova direção e com o preço do petróleo mais elevado, a empresa voltou a fazer exploração em áreas terrestres", conta Rivas.
Ainda na década de 90, mais precisamente em 1997, o presidente Fernando Henrique Cardoso sancionou a Lei no. 9.478, que abriu as atividades da indústria petrolífera no Brasil à iniciativa privada. Nepomuceno garante que, com a flexibilização, o setor de petróleo no Brasil passou a ser mais competitivo e regulado, além de estar aberto à participação de outras empresas nacionais e estrangeiras. Tudo isso possibilitou um desenvolvimento mais acelerado do setor. "Se por um lado houve um aumento na competição por concessões de exploração e produção, por outro lado, o novo cenário possibilitou algumas oportunidades, como mais flexibilidade na contratação de bens e serviços, menores barreiras à internacionalização e a possibilidade de formação de parcerias. Tudo isso funciona como forma de redução da exposição ao risco exploratório e financeiro, na alavancagem de negócios, no acesso a tecnologias críticas e a recursos físicos escassos (sondas para águas profundas, por exemplo)", explica Nepomuceno.
No ano 2000, a Petrobras descobriu a maior jazida de gás natural na Bacia de Santos, resultando na ampliação do seu uso como combustível para automóveis e indústria a um custo mais baixo. A Bahiagás, empresa responsável pela distribuição de gás natural canalizado em toda a Bahia, tem como fornecedor exclusivo a Petrobras. O pico de produção de gás na Bahia aconteceu no ano de 2004, quando foi atingida a marca de 6,1 milhões de m3 por dia. "Esse recorde será superado em 2007, com a nova plataforma Manati", afirma Rivas.

De volta a terra

A volta da exploração em áreas terrestres foi positiva. De 2003 a 2006 foram descobertos na Bahia mais dois novos campos de petróleo, além de campos em Sergipe, Rio Grande do Norte e Espírito Santo. Mas foi por meio da exploração no mar que o Brasil conquistou a auto-suficiência na produção do petróleo. A Bacia de Campos produz hoje o equivalente a 1,5 milhões de barris por dia e o Nordeste produz 250 mil barris por dia. "Foi a partir dessa unidade de produção que atingimos uma produção diária maior que o consumo no Brasil", confirma a Gerente Executiva do E&P - Norte e Nordeste, Solange Guedes.

Saiba +

O Presente

Do Candeias 1 até os dias atuais, muitas técnicas foram desenvolvidas com o intuito de aumentar a vazão dos poços. Rivas garante que a mais significativa delas é a injeção de gás carbônico nos reservatórios, já que a técnica aumenta a recuperação de petróleo. Além dessa, existe também a técnica que colocou a informática para auxiliar na produção, o chamado gerenciamento digital de campos. Os métodos utilizados pelos geofísicos para a exploração foram aprimorados com o passar dos anos. Os métodos convencionais (2D) evoluíram para tridimensionais (3D), sendo possível visualizar, com maior precisão, onde existe óleo ou gás. Hoje, é possível fazer perfurações horizontais nos poços. A Petrobras tem 2545 poços em atividade na Bahia (1984 produtores de petróleo e gás e 561 poços injetores de água). Atualmente, a Petrobras é a 15ª maior companhia mundial de petróleo e emprega cerca de 50 mil pessoas, além de ser a maior patrocinadora de projetos de responsabilidade social e culturais.


O futuro

O Plano Estratégico Petrobras 2015 estabelece a meta de produzir 2,3 milhões de barris por dia em 2010. De acordo com Rivas, "por todos os projetos existentes em andamento na Petrobras, inclusive aqueles que já estão em carteira, acredito fortemente que atingiremos essa marca, pois não há ameaças, nem fragilidades".
O executivo afirma que a Bahia poderá contribuir para essa marca devido aos 24 blocos exploratórios, distribuídos ao longo do litoral baiano e com contratos firmados junto a ANP. Alguns deles, para dar início às perfurações, aguardam o licenciamento do IBAMA. A Petrobras participa, sozinha ou em parceira, de 21 dos blocos. "Acredito que temos grandes possibilidades de achar acumulações de petróleo no litoral baiano", conclui Rivas.

Tradição norueguesa no Brasil

A Norse Energy é uma empresa de origem norueguesa, com grande experiência no setor petrolífero. Isso ocorre em função do seu contexto, pois a Noruega é a maior produtora de petróleo do Mar do Norte, região que abrange países importantes como a França, Alemanha e Inglaterra.

Anaydê Holanda
Por conta do cenário em que atua, esta empresa desenvolveu métodos sofisticados, entre eles, tecnologias avançadas para combinar a pesada atuação com o mínimo de riscos ao meio ambiente para atender às restrições ambientais da rigorosa legislação norueguesa.
Soma-se a esse conhecimento, experiência, tecnologia e o capital disponível na Noruega, o que possibilita recursos às empresas norueguesas para investir em exploração e produção de petróleo, além de outras oportunidades de negócios. Na prática, isso significa mais de 170 milhões de dólares investidos no Brasil, nos três estados em que mantém operação: Paraná, Santa Catarina e Bahia. O estado baiano, por sinal, é a "menina dos olhos de ouro" da organização, que ambiciona crescer muito no país em atividades de exploração e produção no estado. A empresa também atua nos Estados Unidos.
De acordo com o diretor-presidente da empresa, José Almeida, o fato de ele ser baiano talvez tenha facilitado o convencimento da empresa, proporcionando o que ele batizou de "casamento das culturas", ao se referir às duas potências no setor petrolífero, isto é, a Noruega e o Brasil. É importante lembrar que a Petrobras é uma das mais importantes empresas mundiais do ramo. "É claro que a oportunidade de negócio na Bahia foi muito boa, mas o lado sentimental também contou. O fato de a Bahia ter tradição na produção de petróleo ajudou na decisão da empresa, que continua buscando oportunidade no estado", relata.

O início

A primeira chance de concretizar o sonho apareceu com a participação no bloco exploratório BCAM-40, que inclui o Campo de Manati, no sul do Estado, próximo ao município de Camamu. A empresa comprou os 10% de participação no empreendimento da Petroserv, empresa brasileira que havia adquirido da Petrobras juntamente com a Queiroz Galvão. Com o passo inicial dado, outras oportunidades foram surgindo, possibilitando explorar outros blocos e campos, tais como: Campo de Sardinha em Barra Grande, dois blocos exploratórios na Bacia do Recôncavo e outros dois blocos exploratórios na Bacia de Almada - perto de Ilhéus, no Sul do Estado. Para realizar essas operações foram feitas parcerias específicas. Nesse último caso, por exemplo, a Norse Energy atua em conjunto com a Petrobras, a Queiroz Galvão e a El Paso.
A outra ponta de interesse da empresa está no Paraná, mais precisamente em três campos na Bacia de Santos, os campos Coral, Estrela do Mar e Cavalo Marinho. Somente o Coral já entrou em produção, resultando em cinco mil barris por dia. Quando os três estiverem operando com capacidade máxima, essa produção pode chegar a 20 mil barris por dia.
O faturamento, até então, tem sido por volta de 30 milhões de dólares por ano, mas a expectativa da empresa é aumentar o resultado, com a entrada em operação do Campo de Manati e com as possíveis novas descobertas na Bahia. "Com Manati, esperamos dobrar o faturamento, atingindo a casa dos 70 milhões de dólares", diz o diretor-presidente, ressaltando que a Norse Energy ainda tem fôlego para investir em outras oportunidades no Estado. "Temos consciência do quanto podemos oferecer ao país nessa área e, ao mesmo tempo, sabemos da capacidade crescente em função do surgimento de novas oportunidades de negócios", anuncia.

RUMO Á AUTO-SUFICIÊNCIA EM GÁS NATURAL

Projeto Manati abre novo horizonte para a produção de gás natural na Bahia.
A Bahia pode, com o campo de Manati e em um cenário de curto prazo, tornar-se auto-suficiente em gás natural, segundo informações da Petrobras. Trata-se de um dos maiores campos de gás natural do País, em área marítima.

Anaydê Holanda
A expectativa é ver o campo operando em capacidade máxima, estimada em seis milhões de metros cúbicos por dia, em alguns meses. Espera-se, ainda, o atendimento à demanda imediata do mercado formado, principalmente, por indústrias do Pólo Petroquímico de Camaçari.
Além do mercado interno, o aumento da produção poderá transformar a Bahia em um pólo exportador do insumo para todo o Nordeste. Essa demanda será concluída até o final de 2007, com as interligações da malha do gasoduto na região, além de permitir o escoamento do gás para outros estados demandantes e reverter o cenário atual, isto é, o de importação do gás produzido em Sergipe.
Desta forma, o cenário baiano aponta para uma realidade bem diferente. "Estamos começando um novo ciclo de produção com a atividade marítima, em um campo de alta produtividade, pois cada poço poderá produzir acima de um milhão de metros cúbicos por dia", explica o gerente Robério Ramos. No total, o campo é constituído de sete poços, sendo que três destes já estão prontos, dois em fase de perfuração – com previsão para operar até março – outro planejado para operar a partir de maio e um sétimo poço ainda sob análise.
A Bahia também possui um dos maiores campos produtores de gás natural operando em terra, o campo de Miranga, localizado na Bacia do Recôncavo. Atualmente, no total, os campos baianos produzem cerca de cinco milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Demanda

Mas, com Manati será possível suprir a crescente demanda do mercado? Atualmente, a Bahiagás, empresa de economia mista controlada pelo Governo do Estado, é responsável pelo insumo e distribuição de gás para as indústrias. Isso corresponde a 3,5 milhões de m3/d, o equivalente a cerca de 65% da produção. Terceira maior distribuidora em vendas de gás canalizado do Brasil, ela fornece o produto para dezenas de clientes, principalmente para indústrias do pólo.
Do volume total produzido, a atividade de Exploração e Produção consome aproximadamente 6%. Parte deste volume é utilizado na injeção de gás nos reservatórios. "Através da injeção do gás, há um aumento da pressão que faz com que o petróleo saia com mais facilidade", esclarece Robério Ramos. Essa técnica permite um maior aproveitamento dos campos petrolíferos terrestres, que reduzem naturalmente a produtividade por conta do longo período em produção. O restante do gás produzido é direcionado para a Fábrica de Fertilizantes - UN-FAFEN - em Camaçari (25%) e à Refinaria Landulpho Alves, em Mataripe (4%).
E ressalte-se que a necessidade do gás extrapola as fronteiras da região, sendo uma carência de indústrias em todo o país. Para atender à solicitação que aumenta a cada ano, desde 2001, a Petrobras vem ampliando a produção. Porém, em virtude da demanda reprimida, ainda há muito trabalho pela frente na busca de ofertar o maior volume do combustível possível e assim atender o desenvolvimento do parque industrial.
Com a estabilização da moeda, segundo especialistas, é fato que o país voltou a experimentar o fenômeno do crescimento econômico nos mais variados ramos de atividade e a energia é um insumo básico. Além das indústrias, o gás também servirá de combustível para as termelétricas. De acordo com a gerente de Coordenação e Controle da Produção da Unidade de Exploração e Produção da Bahia, Cristiane Formosinho Conde, o que motivou a estatal a aumentar os investimentos na produção do gás natural foi, justamente, uma decisão estratégica do Governo Federal para criar condições favoráveis ao desenvolvimento nacional. "Foi a partir da crise energética que se decidiu investir nas usinas termelétricas a gás como uma das soluções para o Brasil", lembra a executiva.

Combustível

Vale destacar ainda o uso do gás na indústria automotiva, como combustível.
"Sabemos que, apesar dos esforços, vamos suprir o mercado apenas em curto prazo. Mas o nosso compromisso é ampliar progressivamente a produção. Por isso, estamos investindo na descoberta de novos campos no Estado", sinaliza Conde. De acordo com ela, ao longo da costa, na região sul da Bahia, também próximo a Morro de São Paulo, a Petrobras investiga a possibilidade de um novo campo. "Inicialmente estão aprovadas as perfurações de mais quatro poços", acrescenta. O Campo de Manati tem capacidade para produzir seis milhões de metros cúbicos por dia, quando estiver operando em capacidade máxima. A princípio, a oferta será de três milhões e meio de metros cúbicos por dia.

domingo, 20 de maio de 2007

Notícias GN

A estatização das reservas de gás da Bolívia pode ter um reflexo positivo para o Brasil: acelerar os investimento da Petrobras nas Bacias de Campos, no Rio de Janeiro, e de Santos, em São Paulo.




A avaliação é do professor do Centro de Estudos do Petróleo (Cepetro) da Universidade de Campinas (Unicamp) Saul Suslick.

"Fatalmente, o que vai acontecer agora é que, com essa crise, provavelmente a Petrobras vai acelerar o cronograma desses projetos, em especial em Mexilhão (SP). Eu tenho quase certeza de que haverá parceiros internacionais interessados em participar, devido à proximidade com o mercado consumidor", disse.

Na avaliação dele, na Bolívia houve investimentos prévios desde o início dos anos 90 na infra-estrutura da construção do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol). "A questão das jazidas brasileiras, tanto na Bacia de Campos como na Bacia de Santos, é que elas tiveram as descobertas recentes. Esses projetos, para se viabilizarem, necessitam um certo tempo de maturação e um certo investimento".

O professor observou que uma das principais vantagens do gás é a característica de menor agressão ao meio ambiente, por causa da composição de hidrocarbonetos que torna o produto mais limpo em relação aos demais minérios.

De acordo com Suslick, o gás pode ser usado principalmente na parte industrial para o fornecimento de calor e de força motriz, como matéria prima nos setores químico, petroquímico e de fertilizantes e para geração de eletricidade nas usinas termelétricas. Outros usos são o combustível para automóveis, o chamado gás natural veicular (GNV), em substituição à gasolina, ao óleo diesel e ao álcool, além do aquecimento da água em banheiros e cozinhas.

O gás natural é um combustível fóssil e finito. O professor explicou que, como qualquer outro recurso mineral, ele é determinado por duas condições: geológica e de viabilidade econômica. "Normalmente, as empresas usam a classificação do gás natural como reservas e, quando elas são provadas, têm um determinado nível de certeza. Então, o gás tem uma característica importante nessa questão. Alguns analistas entendem que, no longo prazo, esse recurso é finito", ponderou.

O gás de bujão, acrescentou, não tem nada a ver com o gás natural, uma vez que é oriundo do gás liquefeito de petróleo(GLP). Segundo ele, diferentemente do petróleo, para ser viabilizada, a jazida de gás natural precisa estar sempre acoplada a um forte investimento em infra-estrutura.

"Normalmente na indústria a gente percebe que não basta ter a posse da jazida se não tiver associado à infra-estrutura. É o caso que existe na Europa há vários anos, onde o gás é oriundo da Sibéria e do norte da África e abastece a Europa Ocidental", disse.

Suslick lembrou que o gás natural, como qualquer insumo energético, oferece problemas em termos de segurança para a população. "Ele tem que vir acompanhado de medidas de segurança".

A Indústria do Petróleo no Mundo

Origem do Petróleo

Sua origem é proveniente da decomposição de substâncias orgânicas (vegetais e animais), em condições não-oxidantes.
Condições necessárias para formação e acumulação do petróleo: rochas sedimentares, acúmulo de substâncias orgânicas e condições termo-químicas apropriadas.


Primeiras Utilizações

O Petróleo é conhecido desde tempos remotos. A Bíblia já traz referências sobre a existência de lagos de asfalto. Nabudonosor pavimentava estradas com esse produto na Babilônia, tijolos eram assentados com asfalto, os fenícios calafetavam suas embarcações, enquanto os egípcios o utilizavam como impermeabilizante e para embalsamar os mortos e na construção de pirâmides. O petróleo era obtido de esxudações naturais por todos os continentes.


Resumo de alguns fatos importantes
1859
O "Coronel" Drake encontra petróleo num local apropriadamente conhecido como Arroio do Óleo, próximo a Titusville, Pennsylvânia, nos E.U.A. Foi a primeira vez que o petróleo foi descoberto in situ. Antes disso, vazamentos de petróleo eram aproveitados casualmente. Esta descoberta deu lugar ao primeiro "boom" do petróleo, quando milhares de exploradores acorreram para a região.
1860
O querosene, inicialmente o único derivado de petróleo utilizável até então, começa a desbancar o dispendioso óleo de baleia em lâmpadas e fogões.
1870
John D. Rockefeller estabelece a Standard Oil Company, em Cleveland, Ohio, nos E.U.A.
1872
Frustrado por grandes flutuações de preço, Rockefeller cria o "nosso plano", pelo qual a Standard Oil geraria estabilidade para a indústria mediante o controle de seus segmentos mais estratégicos, tais como refino e transporte.
1873
Iniciam-se as operações petrolíferas em Baku (ex-URSS). A família Nobel entra no negócio petrolífero da Rússia.
1878
Os Nobel lançam o primeiro navio petroleiro, Zoroaster, para escoar o querosene de Baku pelo rio Volga.
1882
Rockefeller transforma a Standard Oil numa entidade fiduciária, e vai conquistando o domínio completo da florescente indústria petrolífera dos E.U.A.
1888
No Peru, exploradores ingleses anunciam os primeiros descobrimentos comerciais de petróleo na América Latina.
1890
É fundada a companhia Royal Dutch para explorar um campo petrolífero em Sumatra.
1892
O navio petroleiro Murex, da Shell, passa pelo Canal de Suez com querosene de Baku, levando-o para Cingapura e Bangkok, para distribuição dali por diante através de uma rede criteriosamente preparada. Com essa manobra, a Shell começa a representar um desafio para a Standard Oil e para a Royal Dutch.
1896
O engenheiro alemão Rudolf Diesel patenteia o motor a combustão, que, com muitas modificações,ainda hoje conserva seu nome.
1901
Em Spindletop, E.U.A., um poço produtor de 100.000 barris por dia (b/d) inaugura a grande província petrolífera do Texas Oriental - e um dos maiores "booms" de petróleo de todos os tempos. Spindletop também abre o caminho para a criação da empresa Gulf Oil, da família Mellon.O magnata anglo-australiano do ouro William Knox D'Arcy obtém uma concessão de 480.000 milhas quadradas do Xá da Pérsia e envia George Reynolds para iniciar às perfurações.
1906
A Royal Dutch (60%) e a Shell Transport & Trading (40%) se associam.
1908
Henry Ford lança o seu Modelo T, o primeiro carro de produção em massa.Reynolds descobre um grande campo de petróleo em Masjid-i-Sulaiman, no Sul da Pérsia.
1911
Por ordem da Suprema Corte dos E.U.A., a Standard Oil Trust, de John D. Rockefeller, é dividida em várias empresas, ainda assim poderosas. As operações de ultramar ficam a cargo da Standard Oil New Jersey (Exxon). Outras companhias incluem a Standard Oil New York (Mobil), a Standard Oil California (Chevron), a Standard Oil Indiana (Amoco) e a Standard Oil Ohio (agora parte da BP America).Nos E.U.A., pela primeira vez, as vendas de gasolina para automóveis ultrapassam as de querosene.
1912
A Venezuela produz seu primeiro petróleo, em sua maior parte, sob propriedade inglesa.
1916
A Standard Oil of Indiana introduz o processo de craqueamento térmico de William Burton, elevando os rendimentos de refino da gasolina em 30-35%.
1924
A Compagnie Française des Pétroles (CFP) é constituída sob a égide do Governo francês e assume os interesses franceses no Iraque.
1925
Depois que a Anglo-Persian descobre o enorme campo de Kirkuk no norte do Iraque, é fundada a Iraq Petroleum Company (IPC).A introdução de novos queimadores acionados mecanicamente e de controles automáticos de fornos para caldeiras domésticas começa a abrir um enorme mercado para o óleo combustível.
1928
A Standard Oil Califórnia consegue uma concessão em Barein por parte da Gulf Oil (atual Chevron), de propriedade dos Mellon, tornando-se, em 1932, a primeira companhia norte-americana a encontrar petróleo no Oriente Médio.
1929
A Venezuela torna-se o segundo maior produtor de petróleo depois dos E.U.A.
1934
O crescente emprego do motor a diesel nas ferrovias européias e americanas começa a criar uma demanda bem identificável para este combustível.
1938
O México, sob o Presidente Lazslo Cardenas, nacionaliza todos os ativos petrolíferos estrangeiros e os coloca sob propriedade da Petróleos Mexicanos (Pemex). Durante três décadas o petróleo mexicano desaparece do cenário internacional.
1943
A Standard Oil New Jersey e a Shell aceitam as novas condições venezuelanas, que dividem os rendimentos da produção de petróleo em 50:50 com o governo anfitrião, aumentando em seis vezes as receitas petrolíferas do país.
1945
Ao final da II Guerra Mundial, mais de 500 navios petroleiros T-2 haviam sido lançados pelos estaleiros dos E.U.A. e dos aliados. Esses gigantes de 16.600 tpb formaram a espinha dorsal da frota de petroleiros do pós-guerra e lançaram os alicerces da fortuna de muitas famílias gregas.
1947
A Kerr-McGee faz a primeira descoberta "offshore" de petróleo no Golfo do México.
1948
Os Estados Unidos, que durante cerca de 90 anos foram exportadores de petróleo, passam a ser importadores líquidos do produto. Com o controle da crescente produção do Oriente Médio, os E.U.A., aumentam suas importações firmemente até o início dos anos 50.
1950
O Governo populista de Mossadegh, do Irã, nacionaliza as propriedades da Anglo-Iranian (ex-Anglo Persian) e os entrega à Companhia Nacional Iraniana de Petróleo. O boicote inglês fecha as portas às exportações iranianas, mas outros, principalmente a Aramco, aproveitam a oportunidade para obter uma parcela maior dos crescentes mercados do pós-guerra.
1953
Mossadegh é substituído pelo Xá Reza Pahlavi, pró-Ocidente, e a antiga concessão anglo-iraniana é substituída pelo Consórcio Iraniano de Petróleo, no qual a participação da redenominada British Petroleum encolhe para 40%, com o restante dividido entre a Shell, a CFP e um grande número de companhias norte-americanas. Enrico Mattei constitui o conglomerado ENI, visando liberar a Itália da dependência das companhias norte-americanas e inglesas.
1956
A crise de Suez estimula o desenvolvimento de superpetroleiros.
1960
Cortes adicionais nos preços instituídos pela Standard Oil New Jersey provocam a Arábia Saudita, sob Abdullah Tariki, e a Venezuela, sob Juan Pablo Perez Alfonso, a criarem a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Outros membros fundadores foram o Irã, o Iraque e o Coveite.
1967
A Arábia Saudita através da ARAMCO impõe um embargo aos E.U.A. e ao Reino Unido durante a guerra árabe-israelense.
1970
Armand Hammer, da Occidental, cede a exigências da Líbia por melhores preços e royalties, destruindo a frente unida das companhias internacionais. O Irã e outros produtores de petróleo seguem o exemplo.
1973
A demanda mundial ultrapassa a oferta após 20 anos de excedentes. Com 6,2 milhões de b/d, as importações dos E.U.A. são o dobro do que eram apenas três anos antes. O Presidente Nixon elimina o sistema de quotas de importação e institui normas para equalizar os custos dos refinadores locais tornando-os mais competitivos em relação ao resto do mundo.A OPEP aumenta o preço do óleo Árabe Leve em 70%, passando a US$ 5,11/b, enquanto seus membros começam a diminuir sua produção em apoio a egípcios e sírios em sua guerra com Israel. No Ocidente, a maior parte dos países adota o racionamento. No mercado "spot", que adquire importância, os preços chegam a US$20/b. No final do ano, o Árabe Leve atinge a US$ 11,65/b.
1974
As 18 nações industriais líderes do mundo formam a Agência Internacional de Energia para coordenar estratégias contra os aumentos de preços e embargos parciais da OPEP.
1975
O Coveite nacionaliza a concessão da Gulf-BP mediante uma indenização de apenas US$ 50 milhões. A ambas as companhias é negado qualquer acesso preferencial ao óleo produzido no país.
1976
A Venezuela nacionaliza as concessões da Shell, da Exxon e de outros investidores estrangeiros, fundindo-as na Petróleos de Venezuela(PDVSA).
1978
A Bolsa Mercantil de Nova York (Nymex), introduz um contrato de petróleo, criando o primeiro mercado de futuros do petróleo bem sucedido.
1979
A deposição do Xá do Irã pela revolução islâmica, chefiada pelo Ayatollah Khomeini, põe fim ao Consórcio Iraniano de Petróleo, retirando temporariamente 6 milhões de b/d dos mercados mundiais.
1980
O Iraque invade o Irã, provocando a formação de estoques de emergência em todo o mundo e, em consequência, dobrando os preços "spot" para US$40/b. Os preços oficiais da OPEP acompanham a onda, mas vão sendo gradativamente solapados no decurso dos cinco anos seguintes pelo mercado "spot" cada vez mais influente.
1982
Com a oferta de petróleo ultrapassando a demanda e com a Arábia Saudita se recusando a desempenhar o papel de regulador do mercado, pela primeira vez a OPEP estabelece quotas de produção.
1983
A Nymex introduz seu contrato de futuros de petróleo cru, passando logo a ser, juntamente com o Brent, o que determina o preço para a indústria petrolífera mundial.
1985
Para manter sua parcela de mercado, a Arábia Saudita introduz o "netback pricing", garantindo aos compradores margens substanciais quaisquer que sejam os preços pelos quais vendam os produtos refinados com petróleo saudita.
1986
Em consequência da superprodução de petróleo "netback" da OPEP os preços despencam de US$ 28/b para US$ 10/b, antes da Arábia Saudita abandonar esta fórmula, estabilizando o preço do barril de petróleo a US$ 15 nos mercados mundiais.
1990
O Iraque invade o Coveite, infligindo ao mercado mundial a perda de cerca de 6 milhões de b/d. Apesar disso, há suficiente capacidade excedente e os preços, em seis meses, voltam a se estabilizar aos níveis anteriores à invasão.
1991
O Iraque é derrotado, quando as Nações Unidas, apoiadas em forças militares principalmente dos Estados Unidos e Aliados, liberam o Coveite. Enormes volumes de petróleo e a maior parte da infraestrutura petrolífera do país são destruídos ou incendiados pelos iraquianos em retirada. Mesmo assim, ao final do ano, os últimos incêndios de poços de petróleo são extintos e o Coveite volta novamente a exportar. O colapso da União Soviética provoca uma rápida queda na produção de petróleo, especialmente na Sibéria Ocidental. Uma crise de investimentos deixa ociosos milhares de poços. O controle das exportações, chave da prosperidade russa, passa do governo central para uma cambiante casta de produtores, comerciantes e banqueiros.
1993
Durante o ano, com o óleo Brent cotado, em média, a US$ 17,80/b e o Árabe Leve a US$ 15,60/b, os preços do petróleo caem, em termos reais, a níveis anteriores aos da grande ofensiva da OPEP de 1973-74.
1996
Em setembro, em função de um novo ataque aéreo norte-americano ao Iraque, os preços do petróleo atingem a cotação mais alta desde a guerra do Golfo Pérsico em 1990-91, com o barril do tipo Brent chegando a ser cotado a US$ 24,90 na Bolsa Internacional de Petróleo de Londres.
1997
De acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE), a demanda mundial de petróleo em 1997 atingiu a média de 73,8 milhões de barris/dia, crescendo cerca de 2,9% em relação à 1996, quando foi de 71,7 milhões de barris/dia. Ainda segundo a AIE, a produção de líquidos da OPEP, alcançou a média de 30 milhões de barris/dia, contra uma produção média de 28,5 milhões de barris/dia em 1996. A produção de líquidos Não-OPEP atingiu a média de 42,9 milhões de barris/dia em 1997, em comparação com uma produção de 42,1 milhões de barris/dia em 1996. O preço dos petróleos que entram na composição do barril médio da OPEP fechou o ano em US$ 18,68/barril , em comparação com US$ 20,29/barril em 1996, significando uma queda de 8,6%.No Brasil, em agosto, todos os segmentos do setor petróleo são abertos ao capital privado e à competição, pondo fim ao Monopólio Estatal do Petróleo.


A Indústria do Petróleo no Brasil

Histórico

No Brasil, o interesse pela pesquisa de petróleo começou no século passado. As primeiras concessões foram registradas em 1858, para pesquisa e lavra nas proximidades de Ilhéus, na Bahia, área hoje conhecida como Bacia de Camamu. Daí até 1907, foram registradas concessões na região costeira dos estados da Bahia e do Maranhão, e em São Paulo, nas proximidades da cidade de Rio Claro.

As atividades eram amadoras e desorganizadas, com recursos escassos e sem equipamentos adequados. Porém, entre 1892 e 1897, Eugênio Ferreira de Camargo, um rico fazendeiro de Campinas, São Paulo, entusiasmado com notícias vindas do exterior, obteve uma concessão na região de Bofete (SP), na Bacia do Paraná. Importou uma sonda completa e toda uma equipe de perfuração dos Estados Unidos, e nesse período perfurou o que é considerado o primeiro poço de petróleo de nosso país. O poço perfurado chegou aos 488 metros de profundidade e só encontrou água sulfurosa, mas segundo registros orais não confirmados teria também recuperado dois barris de óleo. Assim como esta, na primeira fase da busca de petróleo no Brasil a maioria das tentativas foi de iniciativa de particulares.

A partir de 1907, além da iniciativa particular, as pesquisas também foram realizadas por órgãos públicos, principalmente pelo Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (SMGB- criado em 1907), pelo Departamento Nacional da Produção Mineral (DNPM - criado em 1933) e pelo Governo do Estado de São Paulo. Mas as dificuldades eram imensas, porque faltavam recursos, equipamentos e pessoal qualificado. A primeira sondagem oficial, ou seja, realizada por um órgão público, foi em 1919. Perfurado na região de Marechal Mallet, no estado do Paraná, o poço chegou aos 84 metros de profundidade, mas foi abandonado no ano seguinte. Até o final dos anos 30, estrangeiros e brasileiros, além dos órgãos oficiais, realizaram uma série de pesquisas na Bahia, Sergipe, Alagoas e Amazonas, sempre com resultados desanimadores


Lobato, a primeira descoberta

Na década de 30, surgiu no Brasil a tendência à nacionalização dos recursos do subsolo. Em 1938, toda a atividade petrolífera passou, por lei, a ser obrigatoriamente realizada por brasileiros. Também neste ano, foi criado o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), para avaliar os pedidos de pesquisa e lavra de jazidas de petróleo. O decreto de criação do CNP também declarou de utilidade pública o abastecimento nacional de petróleo e regulou as atividades de importação, exportação, transporte, distribuição e comércio de petróleo e derivados e o funcionamento da indústria do refino. Além disso, as jazidas de petróleo, embora ainda não localizadas, passaram a ser consideradas patrimônio da União.
A criação do CNP marca o início de uma nova fase da história do petróleo no Brasil. Outro acontecimento notável neste período foi a descoberta de petróleo em Lobato, na Bahia, em 1939, realizada pelos pioneiros Oscar Cordeiro e Manoel Inácio Bastos. Mesmo sendo considerada sub-comercial, a descoberta incentivou novas pesquisas do CNP na região do Recôncavo Baiano. Em 1941, um dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, o primeiro a produzir petróleo no Brasil. As descobertas prosseguiram na Bahia, enquanto o CNP estendia seus trabalhos a outros estados.

A criação da Petrobrás

No final da década de 40, cresceu a polêmica sobre a melhor política a ser adotada pelo Brasil em relação à exploração do petróleo. As opiniões se radicalizavam, em sentidos opostos: havia grupos que defendiam o regime do monopólio estatal, enquanto outros eram favoráveis à participação da iniciativa privada. Depois de uma intensa campanha popular, o presidente Getúlio Vargas assinou, a 3 de outubro de 1953, a Lei 2004, que instituiu o monopólio estatal da pesquisa e lavra, refino e transporte do petróleo e seus derivados e criou a Petróleo Brasileiro S.A - Petrobrás para exercê-lo. Em 1963, o monopólio foi ampliado, abrangendo também as atividades de importação e exportação de petróleo e seus derivados. A partir de novembro de 1995, em função da Emenda Constitucional no. 9, o Brasil passou a admitir a presença de outras empresas para competir com a Petrobrás em todos os ramos da atividade petrolífera.

Na época da criação da Petrobrás, a produção nacional era de apenas 2.700 barris por dia, enquanto o consumo totalizava 170 mil barris diários, quase todos importados na forma de derivados. A partir de então, a nova companhia intensificou as atividades exploratórias e procurou formar e especializar seu corpo técnico, para atender às exigências da nascente indústria brasileira de petróleo. O esforço permitiu o constante aumento das reservas, primeiro nas bacias terrestres e, a partir de 1968, também no mar (onde a primeira descoberta, o campo de Guaricema, no litoral do estado de Sergipe, foi realizada em 1969). Em 1974, ocorreu um grande marco na bem-sucedida história da Petrobrás: a localização do campo de Garoupa, a primeira descoberta na Bacia de Campos, no litoral do estado do Rio de Janeiro. Posteriormente, a partir de meados da década de 80, a Petrobrás direcionou suas atividades de exploração sobretudo para as regiões de águas profundas da Bacia de Campos, culminando com descobertas de campos gigantes, como Marlim, Albacora, Barracuda e Roncador. Hoje, a Bacia de Campos é a maior província produtora de petróleo do país e uma das maiores províncias produtoras de petróleo em águas profundas do mundo.



Principais destaques na história

Anos 50

Ao ser constituída, a nova companhia recebeu do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) os campos de petróleo do Recôncavo baiano; uma refinaria em Mataripe, na Bahia, uma refinaria e uma fábrica de fertilizantes, ambas em fase de construção, em Cubatão (SP); a Frota Nacional de Petroleiros, com 22 navios, e os bens da Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso. A produção de petróleo era de 2.700 barris por dia, representando 27% do consumo brasileiro. Vinha dos campos de Candeias, Dom João, Água Grande e Itaparica, todos na Bahia, que estavam em fase inicial de desenvolvimento. O parque de refino atendia a uma pequena fração do consumo nacional de derivados, que se situava em torno de 137 mil barris por dia, a maior parte importada.

A década de 50 foi o tempo do "aprender fazendo". O Governo deu à nova empresa todos os meios e facilidades para expandir a indústria petrolífera no país. Com isso, foi possível aumentar a produção, ampliar o parque de refino, melhorar a capacidade de transporte e incrementar a pesquisa. Ao mesmo tempo, a nova empresa procurou formar e especializar seu corpo técnico, para atender às exigências da nascente indústria brasileira de petróleo.
As opções iniciais foram pela construção de novas refinarias, buscando a redução dos custos de importação de derivados, e pela criação de uma infra-estrutura de abastecimento, com a melhoria da rede de transporte e instalação de terminais em pontos estratégicos do país. Ao final da década, a produção de petróleo já se elevava a 65 mil barris diários, as reservas somavam 617 milhões de barris, enquanto as obras em andamento no setor industrial prometiam, para a década seguinte, a auto-suficiência do parque de refino na produção de derivados básicos.

Alguns fatos marcantes dos anos 50 foram:

· Início de operação da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, São Paulo (1955);

· Descoberta de petróleo em Nova Olinda, no Amazonas, em 1955, mais tarde considerada sub-comercial;

· Início de operação do Terminal de Madre de Deus, na Bahia, que torna possível exportar para Cubatão o excesso de petróleo produzido no estado (1956);

· Esforço para adquirir no mercado interno quantidades cada vez maiores de materiais e equipamentos. Em 1956, a RPBC adquiriu no país 78% de seus suprimentos;

· Intensificação das pesquisas geológicas e geofísicas em todas as bacias sedimentares.

Anos 60

A década de 60 foi um período de muito trabalho e grandes realizações para a indústria nacional de petróleo. Em 1961, a Petrobrás alcançou um de seus objetivos principais: a auto-suficiência na produção dos principais derivados, com o início de funcionamento da Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro. Em 1968, duas unidades entraram em operação: as Refinarias Gabriel Passos (Regap), em Betim (MG) e Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas (RS). A expansão do parque de refino mudou a estrutura das importações radicalmente. Enquanto na época de criação da Petrobrás cerca de 98% das compras externas correspondiam a derivados e só 2% a óleo cru, em 1967 o perfil das importações passava a ser 8% de derivados e 92% de petróleo bruto.

Para reduzir o custo das importações, o Governo instituiu, em 1962, o monopólio da importação de petróleo e derivados. Essa medida permitiu que a Petrobrás realizasse negociações que resultaram em grande economia de divisas para o país, nos anos seguintes.

Dois importantes marcos de produção foram alcançados nos anos 60: os 100 mil barris diários de produção, em 1962, e a primeira descoberta de petróleo no mar, em 1968. O campo de Guaricema, no litoral de Sergipe, representou um passo importante para que a Petrobrás mergulhasse em direção ao futuro sucesso exploratório na atividade offshore.

Outros destaques dos anos 60 foram:

· É iniciada a exploração da plataforma continental, do Maranhão ao Espírito Santo (1961);

· Inaugurado o primeiro posto de abastecimento da Petrobrás, em Brasília (1961);

· A Petrobrás diversifica suas fontes de suprimento, até então restritas à Arábia Saudita e Venezuela, para oito países (1965);

· É inaugurada a Fábrica de Asfalto de Fortaleza, hoje conhecida como Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste - Lubnor (1966);

· Criado o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), atualmente o maior centro de pesquisas da América Latina (1966);

· É constituída a subsidiária Petrobrás Química S.A (Petroquisa), para articular a ação dos setores estatal e privado na implantação da indústria petroquímica no país (1967);

· Começam os levantamentos geofísicos na bacia de Campos, sendo perfurado o primeiro poço submarino (1968).

Anos 70

No início dos anos 70, o consumo de derivados de petróleo duplicou, impulsionado pelo crescimento médio anual do Produto Interno Bruto a taxas superiores a 10% ao ano. Como responsável pelo abastecimento nacional de óleo e derivados, a Petrobrás viu-se diante da necessidade de reformular sua estrutura de investimentos, para atender à demanda interna de derivados. Datam desse período o início de construção da Refinaria de Paulínia (Replan), em São Paulo, a modernização da RPBC e o início de construção da unidade de lubrificantes da Reduc.
Paralelamente, cresceram os esforços para aumentar a participação do petróleo nacional no consumo brasileiro. A plataforma continental passou a merecer atenção especial. Depois de Guaricema, foram realizadas mais de 20 descobertas de pequeno e médio portes no litoral de vários estados. Em 1974, a descoberta do campo de Garoupa, no litoral do Estado do Rio de Janeiro, anunciou uma nova fase para a produção do país. Estava dada a largada para os constantes êxitos conseguidos na bacia de Campos, que rapidamente se transformou na mais importante região produtora.

Os anos 70 também foram marcados por crises. Os países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) elevaram substancialmente os preços internacionais, provocando os chamados choques do petróleo de 1973 e 1979. Com isso, o mercado tornou-se conturbado e marcado por incertezas não apenas quanto aos preços, como também quanto à garantia do suprimento. Como importante cliente das companhias estatais dos países da OPEP, a Petrobrás conseguiu manter o abastecimento ao mercado brasileiro, resultado de anos de bom relacionamento com aquelas companhias.

Para superar as dificuldades cambiais, o Governo adotou medidas econômicas, algumas diretamente ligadas às atividades da Petrobrás: redução do consumo de derivados, aumento da oferta interna de petróleo. Datam desse período a adoção dos contratos de risco, assinados entre a Petrobrás e companhias particulares, para intensificar a pesquisa de novas jazidas, e o desenvolvimento de novas fontes de energia, capazes de substituir os derivados de petróleo. Um exemplo foi o incentivo ao uso do álcool carburante como combustível automotivo, com a criação do Programa Nacional do Álcool. Passou a ser dada prioridade aos investimentos em exploração e produção, ocasionando aumento da produção do petróleo nacional, que passou a ocupar espaço cada vez maior na carga das refinarias.

Alguns marcos dos anos 70 foram:
· São criadas mais cinco subsidiárias: a Petrobrás Distribuidora (1971), a Petrobrás Internacional - Braspetro (1972), a Petrobrás Fertilizantes - Petrofertil e a Petrobrás Comércio Internacional - Interbrás (1976) e a Petrobrás Mineração - Petromisa (1977);

· Começam a operar as refinarias de Paulínia (SP), ainda hoje a maior do país (1972), e Presidente Getúlio Vargas, em Araucária, Paraná (1977);

· Entra em operação o Complexo Petroquímico de São Paulo - I Pólo Petroquímico (1972);

· As refinarias de Capuava e Manaus são adquiridas pela Petrobrás (1974);

· Pela primeira vez no Brasil, é realizada a extração de óleo de xisto, com a entrada em operação da Usina Protótipo do Irati, em São Mateus do Sul, Paraná (1972);

· Começa a produção de petróleo na bacia de Campos, com um sistema antecipado instalado no campo de Enchova (1977);

· No Alto Amazonas, é descoberta a acumulação de gás de Juruá, a primeira descoberta com possibilidades comerciais realizada na região amazônica (1978);

· Inaugurada a Central de Matérias-Primas da Copene, subsidiária da Petroquisa, em Camaçari, Bahia (1978);


· Ao final da década, o Brasil produzia 165.500 barris de petróleo por dia, 66% dos quais em terra e 34% no mar. A produção média de gás natural atingia 5.200 mil metros cúbicos/dia.

Anos 80

A década de 80 levou a Petrobrás a superar grandes desafios. Com as bruscas elevações de preços no exterior, o dispêndio de divisas do país com petróleo e derivados aumentou mais de dez vezes, chegando a alcançar a casa dos 10 bilhões de dólares em 1981. Os investimentos nas atividades de exploração e produção, junto ao esforço desenvolvido na área de comercialização, contribuíram para reduzir a dependência energética. Ao final da década, o dispêndio líquido de divisas com importação de óleo e derivados caía para cerca de 3 bilhões de dólares.

Para o desafio de produzir em águas na faixa de 120 metros, a Petrobrás valeu-se de tecnologia disponível no exterior. Assim foi implantada a primeira fase de produção da bacia de Campos, que permitiu ao Brasil aumentar substancialmente a produção de petróleo. Ao mesmo tempo, a Petrobrás ampliou a utilização dos sistemas antecipados, que trouxeram dois ganhos fundamentais: a possibilidade de antecipar receitas e o domínio gradual da tecnologia de produção submarina. A produção passou, assim, a bater sucessivos recordes, atingindo 675.135 barris diários em dezembro de 1989.

Mas os anos 80 trouxeram boas notícias também para a produção em terra. Em 1988, entrou em operação o campo de Rio Urucu, no Alto Amazonas, descoberto dois anos antes. Foi um verdadeiro marco histórico das atividades da Petrobrás na Amazônia, onde a procura de petróleo antecedia a própria criação da empresa.

Na área de refino, as instalações industriais da Petrobrás foram adaptadas para atender à evolução do consumo de derivados. Para isso, foi implantado na década de 80 o projeto conhecido como "fundo de barril". Seu objetivo era transformar os excedentes de óleo combustível em derivados como o diesel, a gasolina e o gás liquefeito de petróleo (gás de cozinha), de maior valor.

Outro marco da década foi a atenção especial dada à preservação do meio ambiente. A Petrobrás passou a dedicar grande quantidade de recursos ao treinamento e à educação ambiental, assim como ao desenvolvimento de tecnologias específicas de proteção ao meio ambiente e a adoção de um programa de melhoria da qualidade dos combustíveis.

Também se destacaram nos anos 80:

· Entra em operação a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos, SP (1980);

· São instalados na bacia de Campos os Sistemas de Produção Antecipada, com tecnologia desenvolvida pelos técnicos da Petrobrás (1981);

· Entra em operação o III Pólo Petroquímico, instalado em Triunfo, RS (1982);

· É construído, em São Sebastião (SP), o Centro Modelo de Combate à Poluição no Mar por Óleo, o primeiro do país (1984);

· Alcançada a meta-desafio de produção de 500 mil barris diários de petróleo;

· São realizadas as únicas descobertas comerciais efetuadas pelas contratantes de risco: gás natural pela Pecten na bacia de Santos e óleo pela brasileira Azevedo Travassos, na parte terrestre da bacia Potiguar (1985);

· São descobertos os campos de Albacora (1984) e Marlim (1985), os primeiros campos gigantes em águas profundas na bacia de Campos;

· É criado o Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento Avançado em Águas Profundas e Ultraprofundas, para viabilizar a produção de óleo e gás em águas superiores aos 1.000 metros, mais tarde estendido aos 2.000 e posteriormente aos 3.000 metros (1986);

· É consolidado o pioneirismo na exploração e produção em águas profundas, com a perfuração de poços em lâminas d'água superiores a 1.200 metros e produção a profundidades de cerca de 400 metros, o que constitui recorde mundial (1986);

· A Petrobrás supera seu próprio recorde, produzindo petróleo a 492 metros no campo de Marimbá, na bacia de Campos (1988);

· É retirado totalmente o chumbo tetraetila da gasolina produzida pela Petrobrás (1989).




Anos 90

Entra em ação a vanguarda tecnológica: sensoriamento remoto, poços perfurados horizontalmente, robótica submarina, produção de petróleo em águas ultraprofundas. A Petrobras inicia a década sendo indicada pela Offshore Technology Conference para receber o OTC Distinguished Achievement Award, o maior prêmio do setor petrolífero mundial, em reconhecimento à sua notável contribuição para o avanço da tecnologia de produção em águas profundas.

De fato: ao final dos anos 80, a Petrobrás se encontrava diante do desafio de produzir petróleo em águas abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma companhia no mundo. Num gesto de ousadia, decidiu desenvolver no Brasil a tecnologia necessária para produzir em águas até mil metros. O sucesso foi total. Menos de uma década depois, a Petrobrás dispõe de tecnologia comprovada para produção de petróleo em águas muito profundas. O último recorde foi obtido em janeiro de 1999 no campo de Roncador, na bacia de Campos, produzindo a 1.853 metros de profundidade. Mas a escalada não pára. Ao encerrar-se a década, a empresa prepara-se para superar, mais uma vez, seus próprios limites. A meta, agora, são os 3 mil metros de profundidade, a serem alcançados mediante projetos que aliam a inovação tecnológica à redução de custos.

Além da capacitação brasileira na produção de petróleo em águas profundas e ultraprofundas, outros desafios foram enfrentados pelo Centro de Pesquisas da Petrobrás durante a década. Entre eles, estão o aumento do fator de recuperação do petróleo das jazidas, o desenvolvimento de novas tecnologias para adequação do parque de refino ao perfil da demanda nacional de derivados e a formulação de novos produtos e aditivos que garantam o atendimento à crescente exigência da sociedade brasileira por combustíveis e lubrificantes de melhor qualidade.

Em agosto de 1997, a Petrobrás passou a atuar em um novo cenário de competição instituído pela Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de flexibilização do monopólio estatal do petróleo. Com isso, abriram-se perspectivas de ampliação dos negócios e maior autonomia empresarial. Em 1998, a Petrobrás posicionava-se como a 14ª maior empresa de petróleo do mundo e a sétima maior entre as empresas de capital aberto, segundo a tradicional pesquisa sobre a atividade da indústria do petróleo divulgada pela publicação Petroleum Intelligence Weekly.

Outros fatos importantes dos anos 90:

· decreto 99.226, de abril de 1990, determina a extinção da Interbrás e da Petromisa;

· Assinado o Acordo Brasil-Bolívia, para importação de gás natural, com a construção de um gasoduto de 2.233 quilômetros (1993);

· É desenvolvido o projeto Centros de Excelência, que associa o Governo, universidades, empresas privadas e a estatal na implantação de núcleos de alto saber, com ascendência tecnológica em nível internacional (1997);

· É modificado o estatuto da Petrofértil, de forma a permitir sua atuação no segmento do gás natural (1996). Mais tarde, a Petrofértil tem sua razão social alterada para Petrobrás Gás S.A - Gaspetro (1998);

· É superada a marca de produção de um milhão de barris diários de petróleo (1997);

· É criada a Petrobrás Transporte S.A - Transpetro, com o objetivo de construir e operar dutos, terminais, embarcações e instalações para o transporte e armazenagem de petróleo e derivados, gás e granéis (1998);

· São assinados os primeiros acordos de parceria entre a Petrobrás e empresas privadas, para desenvolvimento de blocos de exploração, em terra e no mar (1998);

· A Petrobrás obtém da Agência Nacional de Petróleo (ANP) 397 concessões distribuídas em blocos exploratórios, de desenvolvimento da produção e campos em produção, com área total de 458.532 quilômetros quadrados, 7,1% da área sedimentar brasileira (1998);

· É inaugurada a primeira etapa do gasoduto Bolívia-Brasil, entre Santa Cruz de la Sierra, na Bolívia, e Campinas (SP). Maior obra do gênero na América Latina, o gasoduto vai permitir que se amplie consideravelmente a participação do gás natural na matriz energética brasileira, (1999).


ABTPG
Associação Brasileira de Tecnólogo de Petróleo e Gás

domingo, 13 de maio de 2007

Automação&Controle

Automação industrial é o uso de qualquer dispositivo mecânico ou eletro-eletrônico para controlar máquinas e processos. Entre os dispositivos eletro-eletrônicos pode-se utilizar computadores ou outros dispositivos lógicos (como controladores lógicos programáveis ou CNC's), substituindo algumas tarefas da mão-de-obra humana e realizando outras que o humano não consegue realizar. É um passo além da mecanização, onde operadores humanos são providos de maquinaria para auxiliá-los em seus trabalhos.

É largamente aplicada nas mais variadas áreas de produção industrial.

A parte mais visível da automação, atualmente, está ligada à robótica, mas também é utilizada nas indústrias química, petroquímicas e farmacêuticas, com o uso de transmissores de pressão, vazão, temperatura e outras variáveis necessárias para um SDCD (Sistema Digital de Controle Distribuido) ou CLP (Controlador Lógico Programável). A Automação Industrial visa, principalmente, a produtividade, qualidade e segurança em um processo. Em um sistema típico toda a informação dos sensores é concentrada em um controlador programável o qual de acordo com o programa em memória define o estado dos atuadores. Atualmente, com o advento de instrumentação de campo inteligente, funções executados no controlador programável tem uma tendência de serem migradas para estes instrumentos de campo. A automação industrial possui vários barramentos de campo ( mais de 10, incluindo vários protocolos como: CAN OPEN, INTERBUS-S, FIELD BUS FOUNDATION, MODBUS, STD 32, SSI, PROFIBUS, etc) específicos para a área industrial ( se tese estes barramentos se assemelham a barramentos comerciais tipo eternet, intranet, etc.), mas controlando equipamentos de campo como válvulas, atuadores eletromecânicos, indicadores, e enviando estes sinais a uma central de controle conforme descritos acima. A partir destes barramentos que conversam com o sistema central de controle eles podem também conversar com o sistema administrativo da empresa conforme mostrado no parágrafo abaixo.

Uma contribuição adicional importante dos sistemas de Automação Industrial é a conexão do sistema de supervisão e controle com sistemas corporativos de administarção das empresas. Esta conectividade permite o compartilhamento de dados importantes da operação diária dos processos, contribuindo para uma maior agilidade do processo decisório e maior confiabilidade dos dados que suportam as decisões dentro da empresa.

Medição de Vazão por Pressão Diferencial



Os elementos geradores de pressão diferencial constituem-se em restrições para o fluxo quando montados em tubos; a análise do comportamento da pressão indica estabilidade na região montante do elemento primário, com pequeno aumento na região adjacente à placa; após a passagem do fluído pelo orifício ocorre uma queda brusca na pressão, iniciando-se, posteriormente, a recuperação parcial, completada na região de 8 diâmetros na juzante da placa.

Para aplicações comuns usamos o inox 316 (ou 304), nas normas AISI ou ASTM; aplicações severas de corrosão ou compatibilidade com o fluído podem exigir materiais mais nobres como o Titânio, Monel, Tântalo, Hastelloy, Níquel ou Teflon. Para exigências de abrasão poderemos usar materiais de dureza elevada.
Aplicações em vapor com temperaturas superiores a 400ºC exigem o uso do AISI 310.

O usuário, na escolha do medidor adequado, tem, no mercado, uma grande variedade de tipos e estilos, que abrangem diversas aplicações. Estima-se que existam, no mínimo, 100 tipos de medidores sendo comercializados. Os medidores são escolhidos com base no custo de aquisição e de instalação, necessidade de medidor reserva, tamanho da linha, precisão requerida, fluído a ser medido, seu estado (gás, vapor ou líquido) e faixa do medidor.