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Polo de Guamaré se mantêm no Rio Grande do Norte

A unidade industrial da Petrobras em Guamaré é o epicentro de produção de petróleo do Rio Grande do Norte. Localizado na costa branca, o polo está em lugar estratégico para receber todo petróleo produzido nas concessões em atividade no RN, sendo 66 em terra e 12 no mar. É no ativo de Guamaré onde se encontra a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), responsável pelas produções de gasolina, querosene de aviação e gás que se consome no estado. A Unidade de Tratamento e Processamento de Fluidos (UFPF) e o Terminal Aquaviário (Transpetro) também compõe o complexo.

A importância do polo para o RN se revela no Produto Interno Bruto Industrial do estado: ela é responsável por cerca de 40% deste. No entanto, o complexo terá mudança nas operações no início de 2018. A RPCC, hoje autônoma, será integrada ao ativo de Exploração e Produção. A decisão da estatal, anunciada no fim de outubro, faz parte de um planejamento de contenção de gastos. De acordo com o gerente geral da Unidade Operacional da Petrobras no Rio Grande do Norte e no Ceará, Tuerte Amaral Rolim, isso não representa que a RPCC receberá menos investimentos ou diminuirá a capacidade de produção. “Nós vamos otimizar a estrutura e o processo industrial do polo, unificando as operações de Exploração e Produção com as da refinaria”, destacou.

O redimensionamento significa uma economia de R$ 35 milhões, segundo informações da empresa. Os cortes está sobretudo nos cargos administrativos e gerenciais da RPCC. “As pessoas que hoje ocupam estes cargos serão remanejadas. Este é um plano nacional que provoca muita mudança”, continuou Tuerte Rolim. Ele negou enfaticamente que isso representa demissões, apesar da declaração de extinção dos cargos. Hoje, 700 funcionários trabalham no polo, entre contratados e terceirizados.

A Refinaria tem capacidade de produzir 2 milhões de litros de gasolina por dia, o suficiente para abastecer 50 mil carros. A média de produção atualmente, no entanto, é de 1,2 milhão. A quantidade segue a demanda do mercado e, neste ano, já bateu recorde de produção de querosene para aviação. Em agosto, foram produzidos 19.841 metros cúbicos do combustível. O volume é 8% superior ao recorde anterior, obtido em janeiro deste ano. Na ocasião, a estatal afirmou que a marca foi possível em função do aperfeiçoamento de processos promovido pelo Programa de Produção de Médios (diesel e QAV) e Gasolina, o Promega.

Os investimentos no Rio Grande do Norte em 2017  somam R$ 800 milhões. É uma cifra considerada alta pelo gerente geral Tuerte Rolim, diante do processo de contenção de gastos da estatal. Mas este número vem caindo ano a ano. Em 2015, por exemplo, a Petrobras injetou no RN cerca de R$ 1,3 bilhão de reais. A justificativa é a dívida da estatal diante da crise econômica brasileira e da desvalorização do petróleo. “Todas as empresas de petróleo sofreram dificuldades porque o preço do barril caiu mundialmente, mas a Petrobras foi mais afetada porque foi a operadora com mais investimentos de 2008 para cá, devido ao pré-sal”, disse.

Outra medida realizada no estado para diminuir os gastos da empresa é a venda de campos chamados “maduros”, quando a capacidade de produção destes diminui. Há 10 anos, o RN chegou a produzir 100 mil barris por dia, enquanto hoje produz uma média 48 mil. Segundo Tuerte, “o petróleo no RN não está em decadência, mas em um declínio natural. Decidimos vender porque estes poços seriam melhor aproveitados por pequenos produtores”. Ele nega que isso represente um abandono da Petrobras ou o fim do petróleo. “Novas tecnologias vão surgindo para melhorar a extração deste petróleo e a quantidade de barris pode subir. Nós temos grandes expectativas acerca do RN”. Em relação ao gás natural, a produção atual chega a 930 mil metros cúbicos diários.

Infraestrutura

No polo industrial de Guamaré, todo petróleo extraído nos 5.551 poços existentes, tanto terrenos quanto marítimos, chegam por meio de dutos. São 30 quilômetros de vaporduto e dois quilômetros de oleoduto e gasoduto. Os campos contemplados vão de Ubarana, primeiro a ser descoberto aqui no estado e localizado na bacia hidrográfica, ao que é produzido em terra em Mossoró, Alto do Rodrigues, Açu, Carnaubais e Macau.

O petróleo e o gás chegam a Guamaré para realizar todo processamento. Depois de prontos (quando são separados da água) são refinados para serem transformados em gasolina e querosene na Refinaria Clara Camarão. Uma cifra segue para a Transpetro, de onde é levada para outros lugares.

Toda esta produção da RPCC abastece o Rio Grande do Norte, mas ainda precisa passar por outros processos antes de serem colocados para o comércio. A gasolina, por exemplo, é misturada com álcool antes de chegar no consumidor. Este é um processo é realizado em outros estados, o que acaba encarecendo o valor do litro no RN.

Números

R$ 35 milhões é quanto a Petrobras calcula que vai economizar com as mudanças na unidade.

700 funcionários trabalham, hoje, no polo de Guamaré, entre efetivos e terceirizados.

R$ 800 milhões é o volume de investimentos planejados pela Petrobras para o RN, durante este ano.

Fonte: Tribuna do Norte | Luiz Henrique Gomes

Produção de petróleo em terra é incerta no RN, diz especialista

O Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE) lançado ontem em Salvador (BA), pode ser um passo para se discutir a retomada dos investimentos no setor no Rio Grande do Norte, mas o programa não dá essa certeza, considera o diretor-presidente do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), Jean-Paul Prates.

Na solenidade de abertura, o ministro das Minas e Energias,  Fernando Coelho Filho, disse que o Programa Reate que incentivar produtores, fornecedores e financiadores dessa atividade para aumentar a exploração e produção com objetivo de tornar a indústria de exploração e produção forte e competitiva.

Segundo o ministro Fernando Coelho Filho, as centenas de empresas que atuam na produção onshore devem ser valorizadas. Essas empresas geram milhares de empregos no interior do país, reiterou. “Um poço que produz 2, 3, 5 mil barris ao dia, no interior do Nordeste, é tão importante quanto um poço do pré-sal que gera 50 mil barris ao dia”, disse.

Jean-Paul Prates explica que a atividade em terra se ressente de atenção governamental, principalmente quanto a um norte definido. Isso desde 1998, quando se iniciou o novo regime regulatório de concessões no Brasil, frisa.

A retomada dos investimentos, avalia Prates, não é um tema simples. De acordo com ele, ela envolve muito mais do que técnicas de revitalização e viabilidade econômica. “Para mim, a solução não é imediata e requer um processo de pelo menos 10 anos para ser implementado com sucesso. Perdemos quase 20 anos na inércia total. Estamos muito atrasados quanto a esta questão”, assinala o especialista em energias, que ressalva: “Evidentemente nunca é tarde para se começar a tratar do assunto, de forma consistente.”

A questão preliminar do Reate, segundo Jean-Paul, é saber se o programa conseguirá ser implementado, apesar de essa ser outra questão. Segundo ele, o declínio das atividades do petróleo decorre da exaustão das reservas já exploradas. “Os volumes vão declinando e as novas campanhas exploratórias não encontram novas reservas”.

O problema da produção terrestre no RN, como em todos os campos terrestres, é que a bacia vai amadurecendo e sobrevivendo apenas da produção que resta. Nesta fase, comenta, a única saída são os investimentos na chamada revitalização, que podem envolver processos físicos como bombeio, injeção de água, vapor ou gás, ou ainda processos químicos mais complexos. “Tudo para retirar do subsolo o restante de petróleo que ficou lá após a aplicação dos métodos convencionais”, sentencia.

De acordo com o especialista, normalmente, os investimentos em revitalização são realizados por empresas de configuração mais local, regional do que global. Porém, o erro das tentativas anteriores em repassar estes ativos para empresas privadas, avalia Prates, foi justamente forçar fazer pressão para vendê-los diretamente a empresas cuja  estrutura e os interesses tampouco eram locais. No caso, as empresas estrangeiras ou nacionais mas de porte e interesse diversos.

O Reate, por outro lado, não teve qualquer cuidado em lembrar que, por trás das operações atuais, mesmo decadentes, há um corpo de técnicos e funcionários que sofrerá consequências de uma transição sem oportunidade para que continuem trabalhando, argumenta Prates. Por isso, se explica a reação contrária de  sindicatos de trabalhadores e associações de empregados.

Jean-Paul Prates lembra que programas de revitalização da produção e exploração como o Reate não são novidades. “Já houve outras iniciativas deste tipo em 2002, 2007 e até em 2015”, ressalta.

Segundo Prates, o secretário de Petróleo, Márcio Félix, lhe disse que o evento na  Bahia visa coletar sugestões e avaliar o que foi feito até agora, e por que não deu certo. “Creio que a iniciativa de tornar a discutir o assunto, com objetivo de criar um plano para estimular a atividade de petróleo em terra é não apenas válida como essencial para situações como a do RN”, assinala Prates que quando foi secretário de Desenvolvimento do RN no governo Wilma de Faria, Fortes também era secretário da mesma área no Espírito Santo. “Estabelecemos algumas parcerias inclusive quanto à análise desta questão dos campos terrestres”, complementa.

Jean-Paul Prates adverte que será um erro ignorar o papel proeminente que a Petrobras e seus técnicos podem ter quanto a isso, caso seja caracterizada,  mais uma vez, uma situação de antagonismo de pequenos produtores contra a estatal. Caso isso aconteça, o programa estava fadado a não progredir como os anteriores, afirma.

“É preciso conciliar os interesses antes de partir para simples vendas de ativos. Uma das possibilidades, que tenho sugerido há mais de dez anos, é utilizar o modelo de parceria evolutiva: ou seja, traçar planos técnicos e financeiros para o investimento em revitalização, escolher grupos técnicos competentes e iniciar cedendo parcelas minoritárias nos ativos, submetendo as cessões de mais percentual no negócio ao desempenho técnico e ao atingimento de metas”, analisa. Dessa forma, adianta, isso tornaria a transição mais suave, tanto para quem assume os campos marginais quanto para quem sai deles.

Outra questão levantada por Jean-Paul Prates e que dificulta o interesse de investidores é a questão dos custos de abandono. “São os custos que o operador tem que incorrer para finalizar as operações”, destaca. Segundo ele, o operador atual (Petrobras ou outro) deveria ter provisionado uma conta de abandono para isso, ao longo das operações de 20 ou 30 anos de produção. “Mas isso não parece ter ocorrido, o que impõe a quem compra ou sucede a operação o custo total de abandono no futuro. Também o passivo ambiental deve ser dimensionado de forma a que a responsabilidade caiba a cada um dos períodos de operação separadamente. Como se vê, há muito o que discutir e decidir, antes de simplesmente vender os campos”, encerra.

Produção terrestre no Brasil

O ministro das Minas e Energias, Fernando Coelho Filho, disse ontem na Bahia, no lançamento do Programa de Revitalização da Atividade de Exploração  e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE) que a produção atual Onshore (em terra) no Brasil é de 143 mil barris diários de óleo e 26 milhões m3/dia, em 8 estados.

A proposta do REATE é que essa produção atual possa triplicar até 2030, chegando aos atuais patamares Onshore de Argentina e Equador, algo em torno de 500 mil barris diários. De acordo com ele, a iniciativa pode ainda ajudar a levar a exploração e produção no dobro de Estados, gerar mais de 10 mil novos empregos diretos e indiretos e movimentar a economia de centenas de municípios. Também é uma meta do programa aprimorar o ambiente de produção competitiva de gás natural, de modo a dar suporte a um desenvolvimento industrial regional, notadamente nas regiões Nordeste, Centro-Oeste e Norte do Brasil.

“Estamos juntando uma série de oportunidades, em todos os tipos de áreas de exploração e agora temos a ideia de lançar esse programa, ouvindo a indústria para poder aumentar sua participação, casando com a oportunidade de desmobilização de ativos da Petrobras. Estamos vendo de que forma podemos dinamizar essa produção”, afirmou Coelho Filho.

Fonte: Silvio Andrade | Novo Jornal