UNIVERSIDADE CATÓLICA DE SANTOSUNISANTOS
MBA PORTOS E LOGÍSTICA EMPRESARIAL
A LOGÍSTICA NO APOIO ÀS ATIVIDADES OFFSHORE DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO NAS REGIÕES SUL E SUDESTE DO BRASIL
Autor: Fernando das Neves Cerveira de Sousa
Orientador: Eduardo Martins Fernandes
Paranaguá
2007
A LOGÍSTICA NO APOIO ÀS ATIVIDADES OFFSHOREDE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NAS
REGIÕES SUL E SUDESTE DO BRASIL
Fernando das Neves Cerveira de Sousa
Monografia submetida ao corpo docente da Universidade Católica de Santos como requisito parcial para a conclusão do MBA PORTOS E LOGÍSTICA EMPRESARIAL (curso de pós-graduação lato sensu).
Aprovada por:
_________________________________________Prof. Eduardo Martins Fernandes - OrientadorM.Sc. em Administração - COPPEAD/UFRJ
Paranaguá
2007
i
FICHA CATALOGRÁFICA
Sousa, Fernando das Neves Cerveira de.
A Logística no Apoio às Atividades Offshore de Exploração e Produção de Petróleo nas Regiões Sul e Sudeste do Brasil / Fernando das Neves Cerveira de Sousa – Paranaguá, 2007.
vi, 68 f.: il.
Monografia MBA Portos e Logística Empresarial (Pós-Graduação Lato Sensu). Universidade Católica de Santos, 2007.
Orientador: Eduardo Martins Fernandes
1. Logística. 2. Atividade Offshore. 3. Portos. 4. Petróleo. 5. Exploração. 6. ProduçãoI. Fernandes, Eduardo Martins (Orient.). II. Universidade Católica de Santos. III. A Logística no Apoio às Atividades Offshore de Exploração e Produção de Petróleo nas Regiões Sul e Sudeste do Brasil.
ii
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, que me deu suficientes força e
perseverança para participar de todo o curso, tendo que, durante dez meses,
me deslocar todas as semanas entre Macaé (RJ) e Paranaguá (PR);
À minha esposa Rogéria e meus filhos Fernando e Filipe, que durante
o período do curso, ficaram privados da minha companhia, não só nos finais de
semana, quando tinha que me fazer presente às aulas, em Paranaguá, mas
também durante a semana, quando tinha que dedicar tempo à confecção dos
trabalhos.
Aos meus gerentes Formigli e Erardo, que aprovaram a minha
participação nesse curso com recursos oriundos da Petrobras;
Às secretárias Margareth e Schirlene, que durante todo o período do
curso foram responsáveis pelas providências de meu transporte e
hospedagem, e que apesar de todas as alterações que eram feitas nos trajetos,
por força das necessidades do trabalho, sempre foram capazes de tomar todas
as providências necessárias para que tudo transcorresse bem;
Ao coordenador, professor Eduardo, e aos professores do curso, que
tão bem souberam transmitir seus conhecimentos;
E finalmente aos motoristas Luiz Henrique e Gilberto, dos Serviços
Compartilhados da Regional São Paulo-Sul, da Petrobras, que me deram todo
o apoio de transporte necessário, entre as cidades de Curitiba e Paranaguá.
iii
RESUMO
SOUSA, Fernando das Neves Cerveira de. A Logística no Apoio às Atividades
Offshore de Exploração e Produção de Petróleo nas Regiões Sul e Sudeste do
Brasil. Orientador: Eduardo M. Fernandes. Paranaguá: UNISANTOS, 2007.
Monografia MBA Portos e Logística Empresarial
O crescimento da produção de óleo e gás da Petrobras, no Sul-
Sudeste do Brasil, inicialmente na Bacia de Campos e mais recentemente na
Bacia do Espírito Santo e na Bacia de Santos, ocorreu com o conseqüente
aumento do número de unidades marítimas de perfuração e produção, da
necessidade de tratamento e escoamento dos produtos, da infra-estrutura
logística (portos, aeroportos e armazéns) e de recursos de transportes de
cargas e pessoas (embarcações, helicópteros e equipamentos de
movimentação e transporte de cargas).
Uma análise de dados de 2003, disponíveis no Anuário Estatístico
Brasileiro do Petróleo e Gás Natural de 2004, publicado pela Agência Nacional
de Petróleo (ANP, 2004), mostra que mais de 98% das reservas offshore de
petróleo do Brasil encontram-se nas regiões sul e sudeste. Da mesma forma,
essas regiões são responsáveis por mais de 97% da produção offshore do
país.
O trabalho apresenta a evolução da demanda da logística,
pressionada pelo crescimento da produção offshore de petróleo nessas
regiões, mostrando as atividades da Unidade de Serviços de Transporte e
Armazenamento da Petrobras (US-TA), órgão responsável pela logística de
atendimento às unidades marítimas das regiões sul e sudeste, que atende mais
de 100 pontos, com 105 embarcações, operando em 4 portos, e 42
helicópteros, operando em 7 aeroportos.
iv
ABSTRACT
SOUSA, Fernando das Neves Cerveira de. A Logística no Apoio às Atividades
Offshore de Exploração e Produção de Petróleo nas Regiões Sul e Sudeste do
Brasil. Orientador: Eduardo M. Fernandes. Paranaguá: UNISANTOS, 2007.
Monografia MBA Portos e Logística Empresarial
Petrobras oil & gas production growth, in South–Southeast of Brazil,
initially at the Campos Basin and more recently in Espírito Santo and Santos
Basins, has occurred with the consequent increase of the number of Drilling &
Production offshore units, the need of goods treatment and flowing, the logistic
infrastructure (ports, airports and warehouses), and load and people
transportation resources (vessels, helicopters and equipments of load
movement and transportation).
ANP Data analysis from 2003 has shown that more than 98% of
offshore oil reserve in Brazil are found in South-Southeast areas, so that those
areas are responsible for more than 97% of the country offshore production.
This work presents the logistic demand evolution, compelled by the
offshore production growth, showing the activities of Petrobras Transportation
and Storage Services Unit (US-TA), department responsible for the attending
logistic to the offshore units of the South-Southeast areas, which attends more
than 100 points with 105 vessels, operating in 4 ports and 42 helicopters
operating in 7 airports.
v
SUMÁRIO
INTRODUÇÃO ................................................................................................................. 1 1 – O PETRÓLEO ............................................................................................................. 5
1.1 – O INÍCIO DA HISTÓRIA DO PETRÓLEO ....................................................... 5 1.2 – O PETRÓLEO NO MUNDO ............................................................................... 7
1.2.1 – AS CRISES DO PETRÓLEO ....................................................................... 9 1.3 – O PETRÓLEO NO BRASIL .............................................................................. 12 1.4 – RESERVAS E PRODUÇÃO NO BRASIL ....................................................... 20
2 – A LOGÍSTICA DO PETRÓLEO .............................................................................. 25 3 – A LOGÍSTICA DO E&P ........................................................................................... 32
3.1 – ÁREA DE ATUAÇÃO E CUSTOS ENVOLVIDOS ........................................ 32 3.2 – O CRESCIMENTO DA DEMANDA ................................................................ 33 3.3 – A ESTRUTURA DA US-TA ............................................................................. 34 3.4 – POLÍTICA DE CAPACIDADE ......................................................................... 35 3.5 – A ESTRUTURA DE LOGÍSTICA DO E&P ..................................................... 38
3.5.1 – ARMAZENAMENTO – ARM .................................................................. 40 3.5.2 – TRANSPORTE DE CARGAS – TC .......................................................... 41 3.5.3 – OPERAÇÕES PORTUÁRIAS – OPRT ..................................................... 45 3.5.4 – TRANSPORTE DE PESSOAS – TRNSP .................................................. 54 3.5.5 – SEGURANÇA DE VÔO – SEV ................................................................ 55 3.5.6 – SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE – SMS ............................. 57 3.5.7. – PROGRAMAÇÃO E CONTATO COM O CLIENTE – PCC .................. 58 3.5.8 – COORDENAÇÃO DE OTIMIZAÇÃO DAS OPERAÇÕES LOGÍSTICAS
– COOPEL ................................................................................................. 59 4 – CONCLUSÃO ........................................................................................................... 62 5 – REFERÊNCIAS ........................................................................................................ 65
vi
INTRODUÇÃO
O presente trabalho apresenta a logística envolvida nas atividades de
apoio à atividade de Exploração e Produção de petróleo (E&P). Inicialmente é
apresentada a história do petróleo, desde a primeira informação que se tem de
sua utilização, no relato bíblico em que Deus ordena a Noé que construa uma
arca e a calafete com betume. A utilização do petróleo na antiguidade, sem que
se conhecessem técnicas que tornassem possível sua extração do subsolo, só
foi possível devido ao processo de exsudação, que possibilita a migração do
petróleo até a superfície do solo.
É abordada também a história do petróleo no mundo, onde registra-se
o início de sua exploração comercial e o surgimento das primeiras empresas
que se dedicaram à indústria do petróleo. Com o surgimento das “Sete Irmãs”1
inicia-se o domínio comercial e tecnológico da indústria do petróleo. A partir do
momento em que esse domínio passa a ir de encontro a interesses políticos
dos países produtores, surgem os conflitos, algumas vezes culminando com
guerras, e as conseqüentes crises, que influenciam fortemente o mercado do
petróleo.
A história do petróleo no Brasil inicia-se em 1858, na Bahia, quando o
Marquês de Olinda concede a José Barros Pimentel o direito de extração de
material betuminoso, nas proximidades de Ilhéus. Em 1938 criou-se o CNP –
Conselho Nacional de Petróleo, visando-se o controle total da atividade
petrolífera pelo poder público (CLICK MACAÉ, 2004b) e em 3 de outubro de
1953, Getúlio Vargas, então presidente do Brasil, assinou a Lei 2004, que
instituiu o monopólio estatal do petróleo, criando a Petrobras (PETROBRAS,
2004c). Inicia-se aí o grande crescimento da indústria do petróleo no Brasil,
elevando a produção do país de 2.700 barris diários em 1953 (PETROBRAS,
1 Grupo formado por sete grandes empresas de petróleo, sendo cinco americanas (Exxon, Chevron, Gulf, Mobil e Texaco), uma britânica (British Petroleum) e uma anglo-holandesa (Shell), que até a década de 1950 dominavam totalmente todas as regiões produtoras do mundo.
1
2004a), para 1.622.000 barris diários em 2003, aproximando o Brasil da auto-
suficiência em petróleo (PETROBRAS, 2007a).
São também mostradas as reservas e a produção de petróleo no
Brasil, segundo sua localização geográfica e a localização de todas as bacias
sedimentares do Brasil, onde são apresentados comentários resultantes da
análise das informações das tabelas. Essa localização é de fundamental
importância para a logística do petróleo, vindo a determinar o dimensionamento
de equipamentos e infra-estrutura necessários ao apoio da atividade de
Exploração e Produção (E&P).
O segundo capítulo apresenta a cadeia logística do petróleo, “do poço
ao posto”, descrevendo cada fase dessa cadeia. Essa apresentação é feita
com a intenção de se mostrar a cadeia logística do petróleo e de se localizar o
foco do trabalho na logística de apoio às atividades offshore de E&P.
O objetivo principal do trabalho é de mostrar como funciona a logística
de apoio às atividades offshore de exploração e produção de petróleo no Brasil.
Para mostrar detalhes da estrutura necessária para fazer funcionar essa
logística, o trabalho apresenta, a partir de seu terceiro capítulo, como essa
atividade é tratada na Petrobras, na Unidade de Serviços de Transporte e
Armazenamento (US-TA), órgão responsável pelo fornecimento dos insumos
necessários ao funcionamento das plataformas e demais unidades marítimas
que operam nas regiões sul e sudeste do Brasil, onde estão concentradas a
maior reserva e a maior produção de petróleo do país, nas bacias
sedimentares do Espírito Santo, de Campos e de Santos.
São também mostrados os custos elevados, normalmente envolvidos
nas atividades offshore de E&P e o grande crescimento da demanda logística
ocorrido nas duas últimas décadas. É apresentada a estrutura da US-TA, com
as gerências que são responsáveis por fazer funcionar essa cadeia logística,
mostrando-se o diagrama simplificado da cadeia logística e a participação de
cada gerência nessa cadeia.
2
Para fazer funcionar toda essa engrenagem que apoia cerca de 100
Unidades Marítimas, são utilizados 105 embarcações de diversos tamanhos,
capacidades e finalidades, e 42 helicópteros, formando uma frota totalmente
terceirizada. Como estrutura portuária e aeroportuária, visando atender essa
frota, a US-TA opera em quatro portos e sete aeroportos ao longo da costa das
regiões sul e sudeste do Brasil.
Nesse capítulo são apresentadas também as características do porto
de Imbetiba, que vem a ser o maior imobilizado da US-TA, no apoio às
atividades offshore.
É dada importância também aos aspectos de segurança que sempre
estão muito presentes na realidade da Petrobras, e na US-TA não podia ser
diferente. Todas as atividades críticas possuem procedimentos escritos, que
são rigorosamente seguidos. O pessoal envolvido nessas atividades é treinado
nos padrões e periodicamente reciclado.
No mesmo capítulo são comentadas ainda as atividades da Segurança
de Vôo, onde são mostrados os índices de acidentes com helicópteros na
Petrobras, em outras companhias e nos Estados Unidos. No gráfico
apresentado pode-se verificar que a Petrobras tem os menores índices de
acidentes com helicópteros.
O aumento da segurança em todas as operações da US-TA é uma
meta que está sempre sendo buscada, para isso a US-TA dispõe de uma
gerência preocupada exclusivamente com isso: a gerência de SMS
(Segurança, Meio Ambiente e Saúde).
Uma estrutura logística tão grande como a da US-TA não poderia
existir sem um bom planejamento. Para isso existe a Coordenação de
Otimização das Operações Logísticas. Essa coordenação desenvolveu e
acompanha o andamento do Plano Diretor de Logística da US-TA, que prevê
como atender a demanda imposta pelo crescimento das atividades de E&P até
o ano de 2020.
3
O presente trabalho torna-se relevante devido à importância
econômica, política e estratégica atribuída ao petróleo, onde a atividade de
E&P é de fundamental importância para a obtenção dessa commodity, sendo a
atividade que mais demanda investimentos da Petrobras, além de demandar
uma logística com características próprias.
4
1 – O PETRÓLEO
1.1 – O INÍCIO DA HISTÓRIA DO PETRÓLEO
Apesar de ter sua utilização, em escala industrial, iniciada somente no
final do século XIX, têm-se registros de utilização do petróleo na Bíblia, quando
Deus, desgostoso com a raça por Ele criada, ordenou a Noé que construísse
uma arca, calafetando-a com betume, anunciando-lhe a inundação do mundo.
Diz a Bíblia em Gênesis, capítulo 6, versículos 13 e 14 “Então, disse
Deus a Noé: Resolvi dar cabo de toda a carne, por que a Terra está cheia de
violência dos homens; eis que os farei perecer juntamente com a Terra. Faze
uma arca de tábuas de ciprestes, nela farás compartimentos e a calafetarás
com betume por dentro e por fora”.
Existem muitas referências da utilização do petróleo na antiguidade:
sacerdotes o utilizavam para acendimento de fogueiras em altares para
sacrifícios; as pirâmides do Egito foram construídas utilizando betume; foi
utilizado como material de liga para a construção dos Jardins Suspensos da
Babilônia; o embalsamamento das múmias também era feito com o mesmo
betume e até estradas eram pavimentadas com petróleo. (PETROBRAS,
2004b)
O Petróleo é formado em bacias sedimentares, a partir de restos de
animais e vegetais (material orgânico) que há milhões de anos se depositaram
no fundo de antigos lagos e mares. Com o passar do tempo, formações foram
se sedimentando sobre esse material, provocando aumento de pressão e
temperatura. Essas condições tornaram-se favoráveis para a transformação
desse material em petróleo e gás. Com o passar do tempo, depois do petróleo
formado, as altas pressões existentes e a baixa densidade do petróleo,
determinam sua migração em direção à superfície. O petróleo não se encontra
acumulado na rocha onde foi gerado. Ele migra, através das rochas porosas e
5
permeáveis, em direção a áreas de menor pressão na superfície, até encontrar
uma formação impermeável, que impede a sua passagem, chamada de rocha
capeadora ou rocha-reservatório, formando assim, sob ela, os reservatórios de
petróleo. Dessa forma o petróleo é sempre encontrado em formações
sedimentares (arenito) e normalmente superpostos por uma rocha capeadora.
(PETROBRAS, 2007b)
Caso em sua trajetória migratória, em direção à superfície, o petróleo
não encontre a rocha capeadora, o mesmo migra até atingir a superfície do
solo. A esse fenômeno chama-se exsudação (aparecimento espontâneo de
petróleo na superfície da terra). Esse fenômeno é que tornou possível a
utilização do petróleo em épocas remotas, sem que se tivesse conhecimento
de tecnologias para sua extração do sub-solo. (THOMAS, 2001)
Ao longo dos séculos, o petróleo sempre foi colhido na superfície do
solo, como resultado de processos de exsudação. Os primeiros poços de
petróleo foram escavados na primeira metade do século XVIII. E eram
escavados através de processos totalmente manuais, utilizando-se pás e
enxadas. (BIBLIOTECA VIRTUAL, 2007)
A realização da primeira perfuração para extração de petróleo bruto só
aconteceu em 1842, no Azerbaijão, ex-União Soviética. Na segunda metade do
século XIX, os métodos rudimentares, até então utilizados, deram lugar a
técnicas de percussão, e em 1859 Edwin Drake descobre jazidas de petróleo
na Pensilvânia, Estados Unidos. (GALP ENERGIA, 2004)
Após a façanha de Drake, começaram a surgir muitas empresas
dedicadas ao novo e promissor ramo de atividade e o petróleo passou a ser
utilizado em larga escala, substituindo o carvão na indústria e o óleo de baleia
na iluminação. (BIBLIOTECA VIRTUAL, 2007)
No final do século XIX foi inventado o motor a explosão, utilizando-se
as frações mais leves do petróleo, iniciando-se aí o mais importante capítulo
da história daquela que se tornaria a principal matéria-prima do século XX,
6
impulsionando a industrialização e o progresso tecnológico.(BIBLIOTECA
VIRTUAL, 2007)
1.2 – O PETRÓLEO NO MUNDO
Desde o século XVI, o principal motivo da expansão da navegação e
das atividades econômicas dos países europeus foi devido à obtenção de ouro.
Países como Portugal, Espanha, Holanda e Inglaterra lançaram-se ao mar em
busca de terras de onde pudessem extrair o metal. Já a partir do século XIX, a
procura passou a ser por outro mineral, o petróleo, o “ouro negro”, iniciando-se
a grande corrida universal em busca do valioso mineral, que vem a se tornar o
combustível impulsionador da modernidade. (CLICK MACAÉ, 2004c)
Para que se tenha uma idéia do poder de crescimento empresarial
associado ao petróleo, em 1863 John Davison Rockefeller criou a Standard Oil
Co, com um investimento de US$ 4.000, sendo que em 1870 a empresa já
valia US$ 1.000.000, colocando-a no topo do ranking das empresas petroleiras
americanas. (GALP ENERGIA, 2004)
A empresa cresceu tanto que, em 1908, controlando 95% da indústria
petroleira dos Estados Unidos, diante da intenção do governo americano de
romper o monopólio, Rockefeller forma o Standard Oil Group, que inclui a
Standard Oil of Califórnia (Socal), a Standard Oil of New Jersey (mais tarde
Exxon) e a Standard Oil of New York (mais tarde a Mobil). Ainda assim, em
1911, o Supremo Tribunal dos Estados Unidos, declara o Standard Oil Trust
(formado em 1882) em violação do Sherman Antitrust Act e Rockefeller se vê
obrigado a pulverizar a Standard Oil em 34 empresas menores. (GALP
ENERGIA, 2004)
7
Até o final do século XIX, extraia-se do petróleo somente o querosene,
que naquela época era utilizado para iluminação, porém com o surgimento da
indústria automobilística2 no final do século XIX, o início da indústria
aeronáutica, no início do século XX e o início da utilização do petróleo na
atividade marítima3, o petróleo passou a ter grande importância comercial e
estratégica no mundo, fazendo com que as maiores empresas da atualidade
tenham com ele, direta ou indiretamente, alguma ligação. (CLICK MACAÉ,
2004c)
Ao contrário do que ocorreu nos séculos XVIII e XIX, por ocasião da
Revolução Industrial, quando a maioria dos países participantes desse
processo, implantaram ou expandiram suas plantas fabris, baseados
exclusivamente na presença do carvão mineral, que era abundante nesses
países, o início da era dos transportes, no início do século XX, concebida como
dependente do petróleo, instaurou um cenário bem diferente. De um lado os
Estados Unidos e a Europa Ocidental, onde se localizavam os principais
fabricantes de veículos do mundo, mas que não possuíam petróleo suficiente
para consumo próprio, tornando-os altamente dependentes dos países
produtores de petróleo, que se localizam, em grande parte, no Oriente Médio
que, em contrapartida, não possuem grandes indústrias. (CLICK MACAÉ,
2004c)
Entre o centro produtor e o consumidor, o petróleo tem que percorrer
distâncias intercontinentais, muitas vezes atravessando áreas de conflito, que
são relativamente constantes sempre que essa relação entre os campos
produtores do Oriente Médio e os mercados consumidores do Primeiro Mundo
se desestabiliza, pelo não atendimento dos interesses, principalmente políticos,
de uma das partes.
2 Henry Ford fabricou seu primeiro modelo na última década do século XIX, passando a produzí-lo em série, iniciando a era da moderna indústria de veículos de transporte.
3 A partir de 1902, o petróleo passou a ser utilizado como combustível substituto do carvão, na frota marítima da Hamburg-American Line e em 1912, Winston Churchill, na época Ministro da Marinha inglesa – a maior do mundo – também decidiu pela utilização do petróleo nos navios da Royal Navy. (GALPENERGIA, 2004)
8
A exploração do petróleo no Oriente Médio começou em 1908, no Irã.
Após as descobertas no Irã, iniciou-se a exploração em toda a região ao redor
do Golfo Pérsico. A exploração e extração eram realizadas através de
concessões fornecidas, pelos representantes dos países árabes, a grandes
companhias de países do Primeiro Mundo, principalmente inglesas e
americanas. (TERRA, 2007)
Até 1950, essas grandes companhias petrolíferas, conhecidas como
as “Sete Irmãs”4 ou as “Sete Grandes”, grupo formado por cinco empresas
americanas (Exxon, Chevron, Gulf, Mobil e Texaco), uma britânica (British
Petroleum) e uma anglo-holandesa (Shell), dominavam totalmente todas as
regiões produtoras do mundo. Além de dominarem a tecnologia de exploração,
produção e refino, tinham total controle sobre fornecimentos, transporte, refino,
operações de promoção e comercialização, fixavam preços internacionais e
discriminavam quaisquer operadores externos ao seu cartel. (GALP ENERGIA,
2002).
Essa situação começa a mudar, com uma eclosão de nacionalismo, a
partir da Segunda Guerra Mundial, mais notadamente a partir de 1950, quando
um forte movimento nacionalista ocorreu nos países de Terceiro Mundo.
(CLICK MACAÉ, 2004c)
A reação desses países começou a provocar uma série de crises,
geralmente acompanhadas de conflitos armados, devido à iminente perda de
poder das “Sete Irmãs”.
1.2.1 – AS CRISES DO PETRÓLEO
A primeira crise se deu em 1951, devido à política de estatização do
Primeiro Ministro Mossadegh do Irã, que nacionalizou os poços da British
Petroleum. Essa situação foi revertida em 1953, com a deposição e prisão do
4 Nome atribuído por Enrico Mattei, Presidente da Ente Nationale de Idrocarburi – ENI – estatal italiana.
9
nacionalista Mossadegh, pelos partidários do Xá Reza Pahlevi. Apesar do
fracasso, a posição de Mossadegh inspirou uma série de enfrentamentos que
se seguiram entre os países do Oriente Médio, que começavam a se fortalecer
contra o poder das “Sete Irmãs”, que no decorrer das décadas de 50 e 60,
foram obrigadas a assistir a redução das suas participações no mercado
mundial do petróleo, como visto na Tabela 1. (CLICK MACAÉ,
2004c)
Tabela 1 – Participação das “Sete Irmãs” no mercado mundial (%)
1950 1957 1969Quatro maiores
Exxon, BP, Shell, Gulf 82,6 69,5 55,8
As quatro maiores, mais
Chevron, Texaco, Móbil 98,3 89,0 76,1Todas as outras petroleiras 1,7 11,0 23,9Fonte: Galp Energia, 2002
A segunda crise deu-se não exatamente por causa do petróleo, mas
por questões intimamente ligadas a ele. Em 1956, o então presidente do Egito,
Gamal Nasser, nacionalizou o canal de Suez, que tinha enorme importância
estratégica no mercado petroleiro. Até então o canal de Suez era controlado
por companhia anglo-francesa. Como houve intervenção militar por parte das
tropas inglesas e francesas, os países árabes decidiram boicotar o
fornecimento de petróleo, o que imediatamente afetou o Primeiro Mundo
consumidor. Diante dessa situação, os Estados Unidos e a União Soviética,
exigiram a desocupação do canal de Suez, com a retirada das tropas inglesas
e francesas. (TERRA, 2007)
A terceira crise internacional do petróleo se deu por conta da Guerra
dos Seis Dias, uma curta guerra que ocorreu entre os dias 5 e 10 de junho de
10
1967, envolvendo Israel, contra seus vizinhos Egito, Síria e Iraque. (CLICK
MACAÉ, 2004c)
A quarta crise, a mais grave até então, ocorreu por ocasião da Guerra
do Yon-Kippur, quando os países árabes produtores de petróleo, então
organizados no cartel da OPEP5, decidiram aumentar o preço do barril de
petróleo, em 1 de janeiro de 1974 para US$ 11,65, representando um aumento
de 128%. Essa crise apresentou uma mudança importante do conflito, pois
deixou de ser um conflito entre os países produtores do Mundo Árabe e as
“Sete Irmãs”, passando a ser um conflito entre os maiores produtores de
petróleo e o Primeiro Mundo consumidor. (CLICK MACAÉ, 2004c)
A quinta crise resultou da deposição do Xá Reza Pahlevi, em 1979.
Essa crise se estendeu até 1981, elevando o preço do barril de petróleo de
US$ 13,00 para US$ 34,00, o que em valores atuais equivale ao maior preço já
atingido pelo petróleo. (TERRA, 2007)
A sexta crise eclodiu quando, logo após uma guerra de fronteiras com
o Irã, entre 1980 e 1988, o ditador iraquiano, Saddam Hussein, invadiu o
vizinho Kuwait. (CLICK MACAÉ, 2004c)
A ocupação do Kuwait pelos iraquianos despertou nos Estados Unidos
o receio que Saddam Hussein viesse a se expandir, com um possível domínio
da Arábia Saudita, vindo a obter o controle de mais da metade da produção de
petróleo da região. Diante disso, os norte-americanos conseguiram com que a
ONU autorizasse uma operação militar com o objetivo de obrigar o Iraque a
desocupar o Kuwait imediatamente e, em 16 de janeiro de 1991, deu-se início à
Guerra do Golfo, que durou 43 dias. (CLICK MACAÉ, 2004c)
Ao abandonar o Kuwait, os iraquianos incendiaram 232 poços
produtores, provocando uma das maiores catástrofes ecológicas do mundo,
fazendo com que parte considerável da vida animal do Golfo Pérsico fosse
destruída. (TERRA, 2007)
5 OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo, fundada em 14 de setembro de 1960, constituída por Irã, Iraque, Kuwait, Arábia Saudita e Venezuela.
11
1.3 – O PETRÓLEO NO BRASIL
A história do petróleo no Brasil começou em 1858, na Bahia, quando o
Marquês de Olinda assinou o decreto nº 2226, concedendo a José Barros
Pimentel o direito de extração de material betuminoso, nas proximidades de
Ilhéus, área hoje conhecida como Bacia de Camamu. Em 1859, o inglês
Samuel Allport, durante a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro,
observou gotejamento de óleo em Lobato, também na Bahia. (CLICK MACAÉ,
2004b)
De acordo com o Portal Educacional (EDUCACIONAL, 2007), “daí, até
1907, foram registradas concessões na região costeira dos estados da Bahia,
São Paulo e Maranhão”.
Naquela época as atividades eram amadoras e desorganizadas e,
além disso, os recursos eram escassos e não haviam equipamentos
adequados. Entretanto, entre os anos de 1892 e 1897, Eugênio Ferreira de
Camargo, um rico fazendeiro paulista, obteve concessão para extração de
petróleo na região de Bofete (SP), Bacia do Paraná. Importou todo o
equipamento, inclusive a equipe que o operava, e perfurou o que é considerado
o primeiro poço de petróleo do país. Esse poço foi perfurado até à
profundidade de 488m e encontrou somente água sulfurosa. Segundo
comentários, à época, teriam sido obtidos também dois barris de petróleo,
entretanto essas informações não são confirmadas. (EDUCACIONAL, 2007)
A partir de 1907, além das iniciativas particulares, que até então
vinham ocorrendo, as pesquisas também passaram a ser realizadas por órgãos
públicos, principalmente pelo Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil
(SGMB – criado em 1907), pelo Departamento Nacional de Produção Mineral
(DNPM – criado em 1933) e pelo Governo do Estado de São Paulo. A primeira
sondagem realizada por um órgão público, ocorreu em 1919, na região de
Marechal Mallet, no Paraná, onde foi perfurado um poço de 84 metros de
12
profundidade, tendo sido abandonado no ano seguinte. (EDUCACIONAL,
2007)
Em 1930, o Engenheiro Agrônomo Manoel Inácio Bastos, tomou
conhecimento que, nos arredores de Lobato, os moradores utilizavam uma
lama betuminosa para iluminação. Com pesquisas e amostras coletadas,
tentou obter o interesse de pessoas influentes, até que, em 1933 conseguiu
apoio do Presidente da Bolsa de Mercadorias da Bahia, Oscar Cordeiro, que
passou a apoiar campanhas visando a obtenção da informação da existência
de petróleo em quantidade comercial na região de Lobato. Diante de
controvertidas opiniões, o Diretor do Departamento Nacional de Produção
Mineral, em 1937, decidiu pela perfuração de poços na área de Lobato, não
obtendo êxito nos dois primeiros. (CLICK MACAÉ, 2004b)
Até 1938 as atividades petrolíferas podiam ser exercidas através da
aplicação de capitais privados, tanto nacionais como estrangeiros, até que,
através do Decreto-Lei nº 395 de 29 de abril de 1938, criou-se o Conselho
Nacional de Petróleo (CNP), com a missão do controle governamental sobre
todos os segmentos da indústria do petróleo. (EDUCACIONAL, 2007)
Em 29 de julho de 1938, foi iniciada a perfuração do poço DNPM-163,
em Lobato que, em 21 de janeiro de 1939, apresentou a existência de indícios
de petróleo. (CLICK MACAÉ 2004b)
Apesar do poço DNPM-163, não ter produzido petróleo em quantidade
considerada comercial, foi de fundamental importância para o desenvolvimento
da atividade petrolífera na Bahia, pois a partir do resultado desse poço, houve
uma grande concentração de esforços na Bacia do Recôncavo. Em 1941, um
dos poços perfurados deu origem ao campo de Candeias, a primeira
acumulação a produzir petróleo em quantidade comercial no Brasil. O campo
de Candeias continua em atividade até os dias de hoje. (CLICK MACAÉ,
2004b)
13
Com a criação do Conselho Nacional de Petróleo, em 1938, com a
finalidade de manutenção do controle governamental sobre as atividades
ligadas à indústria do petróleo, criou-se uma polêmica sobre a melhor política a
ser adotada pelo Brasil, em relação à exploração de petróleo. Essa polêmica
cresce no final da década de 40 e início da década de 50, com a coexistência
de opiniões totalmente opostas, em que uns defendiam o monopólio estatal,
enquanto outros eram favoráveis à participação da iniciativa privada. Depois de
intensa campanha popular, o Presidente Getúlio Vargas assinou, em 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, criando a Petróleo
Brasileiro S/A – Petrobras para exercê-lo. (EDUCACIONAL, 2007)
Na época da criação da Petrobras, a produção nacional era de 2.700
barris por dia, enquanto o consumo era de 137.000 barris diários
(PETROBRAS, 2004a). A partir de então a 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 bases
terrestres e, a partir de 1968, também no mar. (EDUCACIONAL, 2007)
A exploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore
no Brasil iniciou-se em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema (ver
platafor-ma de Guaricema na Foto 1), situado na costa do estado de Sergipe,
na região Nordeste. (SILVEIRA, 2001)
Para o desenvolvimento da Bacia de Sergipe foram aplicadas as
técnicas convencionais, disponíveis na época, para campos de médio porte.
Foram utilizadas plataformas de aço, cravadas no fundo do mar através de
estacas, projetadas somente para a produção e teste de poços. Todo o
complexo era ligado por duto multifásico (óleo, água e gás) a uma estação de
separação e tratamento de fluidos produzidos localizada em terra. (CLICK
MACAÉ, 2004a)
14
Foto 1 – Plataforma de produção no campo de Guaricema
Fonte: Click Macaé, 2004a
Nos anos seguintes, com o aumento da atividade offshore, a Petrobras
decidiu desenvolver projetos próprios de plataformas que atendessem as
características dos campos em desenvolvimento. Esse esforço resultou em três
projetos de plataformas fixas distintos, conhecidas como plataformas de
primeira, segunda e terceira famílias, com suas características mostradas na
tabela 2. (CLICK MACAÉ, 2004a)
Tabela 2 – Características das plataformas
ITEM 1a. FAMÍLIA 2a. FAMÍLIA 3a. FAMÍLIA No. de pernas 4 4 8 Dimensões dos conveses 12m x 18m 26m x 29m 26m x 59m Lâmina d’água 60m 60m 150m Capacidade de produção (m3/dia) 1.100 2.500 7.200 No. de poços 6 9 15
Fonte: Click Macaé, 2004a
Em 1973 foi descoberto o campo de Ubarana, na Bacia Potiguar, no
Rio Grande do Norte (COMCIENCIA, 2007). Para o desenvolvimento desse
campo e do campo de Agulha, vizinho ao campo de Ubarana, além de
plataformas de aço convencionais, utilizou-se também plataformas de concreto
15
(Figura 2), construídas na Bahia, pelo consórcio franco-brasileiro constituído
pelas empresas Mendes Jr. e Campenon Bernard e rebocadas6 até seu local
de utilização. (SILVEIRA, 2001)
Foram utilizadas três plataformas de concreto, PUB-2 e PUB-3, no
campo de Ubarana e PAG-2, no campo de Agulha. A PUB-2 com capacidade
de perfuração e completação de até 24 poços e as outras duas com
capacidade de até 13 poços.
Foto 2 – Plataforma de concreto PUB-2, no Rio Grande do Norte
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras, 1994
Em 1974 ocorreu o grande marco na história da Petrobras: a
localização do campo de Garoupa, dando-se início à exploração de petróleo na
Bacia de Campos, localizada no norte do Rio de Janeiro, na região Sudeste do
Brasil. (EDUCACIONAL, 2007)
Até então as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às
áreas do nordeste brasileiro, e as atividades na Bacia de Campos apontavam
6 Apesar de serem construídas em concreto, as plataformas flutuavam, enquanto não fossem lastreadas.
16
para um futuro com a localização de acumulações de petróleo em
profundidades maiores, exigindo novas tecnologias.
O desenvolvimento do campo de Enchova, introduziu um novo
conceito em termos de explotação, denominado Sistema Antecipado de
Produção (EPS). (CLICK MACAÉ, 2004a)
A partir daí passa-se a utilizar árvores de natal molhadas7 interligadas
à plataforma através de linhas flexíveis, denominadas risers. Na concepção do
EPS foram utilizadas plataformas flutuantes (SS – semi-submersíveis), sendo
esse o segundo sistema flutuante de produção utilizado no mundo. Uma
evolução natural desse sistema foi a conversão de plataformas semi-
submersíveis de perfuração em unidades flutuantes de produção, exemplo
mundialmente seguido, depois dessa primeira experiência de sucesso. A foto 3
mostra a plataforma P-15, a primeira plataforma de perfuração convertida em
unidade flutuante de produção. (CLICK MACAÉ, 2004a)
No início não era economicamente justificável a construção de dutos,
para o escoamento da produção, sendo utilizados navios que recebiam o
petróleo e o transportavam até os terminais de recebimento. Com o
crescimento da produção, dutos foram instalados para escoamento do petróleo
para estações em terra.
Em 1989 iniciou-se o desenvolvimento do Pólo Nordeste, localizado na
Bacia de Campos, abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho,
utilizando-se a tecnologia de BCS – Bomba Centrífuga Submersa, que são
bombas elétricas submersas instaladas no interior do poço para elevar o óleo
produzido até à superfície. (CLICK MACAÉ, 2004a)
A partir de 1984 a Petrobrás começa a migrar para águas profundas e
ultra-profundas com a descoberta dos campos de Albacora (1984), Marimba
7 Chama-se “Árvore de Natal” ao conjunto de válvulas que se utiliza na cabeça do poço de petróleo, para controlar sua produção. Dá-se esse nome pela aparência que o conjunto de válvulas assume, após montado, e por ser normalmente pintado na cor vermelha (associada ao Papai Noel). Embora as árvores de natal utilizadas em instalações submarinas não se pareçam em nada com uma árvore de natal, o nome foi mantido, ficando conhecidas como “Árvore de Natal Molhada”.
17
(1985), Marlim (1985), Marlim Sul(1987), Marlim Leste (1987), Barracuda
(1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996) que se localizam em lâminas
d’água variando de 300 a 1300 metros. (CLICK MACAÉ, 2004a)
Foto 3 – Plataforma P-15
Fonte: Banco de Imagens da Petrobras, 2003
A exploração de petróleo a essas profundidades requer
moderníssimas tecnologias, tanto nas fases de perfuração e completação dos
poços, como na fase de produção e transferência do óleo produzido. São
instaladas árvores de natal molhadas, especialmente projetadas para operar
em grandes profundidades, que se interligam a plataformas flutuantes através
de linhas flexíveis, denominadas risers.
As plataformas flutuantes podem ser ancoradas, o que também requer
elevado nível tecnológico, ou podem ser de posicionamento dinâmico, com
controle por sistema GPS.
Essa tecnologia de ancoragem de plataformas, em grande parte
desenvolvida pela Petrobras, proporcionou a possibilidade de se produzir em
lâminas d’água cada vez maiores, rendendo para a Petrobras o
18
reconhecimento mundial, sendo-lhe auferido o prêmio Distinguished
Achievement Award, concedido pela Offshore Tecnology Conference – OTC,
em 1992 e 2001. (PETROBRAS, 2006a)
Até à data de 06/08/1997, quando foi promulgada a Lei nº 9.478/97
(BRASIL, 1997), denominada a “Nova Lei do Petróleo”, a Petrobras era a única
empresa responsável pelas atividades de exploração e produção de petróleo
no Brasil, pesquisando, em maior ou menor grau de intensidade, todas as
bacias sedimentares brasileiras. Após essa data, a Petrobras perdeu o direito a
esse monopólio e passou a pesquisar apenas nas áreas de concessões que
lhe foram outorgadas pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), assim como
nas áreas que vieram a ser obtidas nas licitações anuais, promovidas pela
ANP, concorrendo em igualdade de condições com várias outras empresas do
segmento de petróleo.
No ano de 2001 foram descobertos os campos de Jubarte e
Cachalote, no norte da Bacia de Campos, já em águas do Espírito Santo e,
mais recentemente, em 2003, foi descoberto o campo de Golfinho, na Bacia do
Espírito Santo. Essas descobertas, juntamente com as recentes descobertas
de gás na Bacia de Santos, estão fazendo com que a Petrobras volte suas
atenções para essas novas áreas.
A tabela 3 mostra a evolução da dependência do petróleo externo
entre 1994 e 2003.
Tabela 3 – Dependência externa de petróleo e seus derivados – 1994-2003Especificação Dependência externa de petróleo e seus derivados (mil bep/d)
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 200303/94
%
Produção de Petróleo (a)¹ 696,2
722,5
816,8
879,8
1.021,6
1.150,7
1.298,6 1.363,0 1.535,2 1.588,7 128,2
Importação líquida de petróleo (b)² 556,9
495,9
547,2
551,7 522,7 454,4
367,7
295,1
133,4
94,1 -83,1
Importação líquida de derivados (c) 84,6
150,6
177,8
186,2
145,9
152,0
138,4 40,4 26,5 -39,1 -146,2
Consumo aparente (d)=(a)+(b)+(c) 1.337,7 1.369,0 1.541,9 1.617,7 1.690,2 1.757,1 1.804,8 1.698,4 1.695,2 1.643,7 22,9 Dependência externa (e)=(d)-(a) 641,4 646,5 725,0 737,9 668,6 606,4 506,2 335,5 160,0 55,0 -91,4 Dependência externa (e)/(d) % 48,0% 47,2% 47,0% 45,6% 39,6% 34,5% 28,0% 19,8% 9,4% 3,3% -93,0
19
Fonte: ANP, 2004
1.4 – RESERVAS E PRODUÇÃO NO BRASIL
Este tópico procura dar uma idéia da posição geográfica da produção
e das reservas brasileiras de petróleo. As tabelas 4 e 5 mostram
respectivamente as reservas e a distribuição da produção de petróleo ao longo
de todo o território brasileiro.
Tabela 4 - Reservas provadas de petróleo, por localização (terra e mar), segundo Unidades da Federação (1994-2003)
Unidades da Federação
Localização Reservas provadas de petróleo (milhões bbl) 03/94
%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Total 5.374,5 6.223,1 6.680,7 7.106,0 7.357,3 8.153,3 8.464,7 8.495,8 9.804,6 10.601,9 97,26
Subtotal Terra 724,0 771,7 771,2 738,2 783,9 799,3 854,2 909,0 927,0 934,5 29,08
Mar 4.650,5 5.451,4 5.909,5 6.367,8 6.573,4 7.354,1 7.610,5 7.586,8 8.877,6 9.667,4 107,88
Amazonas Terra 68,4 134,5 150,8 122,3 127,6 110,8 128,8 131,8 114,5 110,6 61,73
Maranhão Terra - - - 0,0 - - - - - - ..
Ceará Terra 8,9 4,8 4,0 6,8 5,3 5,6 2,6 6,6 6,2 5,7 -35,66
Mar 47,3 45,3 44,5 45,9 65,0 114,9 90,7 64,7 70,0 67,1 41,92Rio Grande do Norte Terra 251,1 238,5 233,6 226,6 234,1 260,9 283,2 270,8 259,2 260,3 3,63
Mar 67,3 62,9 63,4 61,0 59,3 66,8 65,4 68,7 69,8 71,6 6,34
Alagoas Terra 22,3 21,2 20,9 21,6 12,6 12,0 9,3 12,8 12,1 11,4 -48,90
Mar 2,6 2,6 2,6 2,4 2,8 3,7 2,1 1,4 1,3 1,4 -47,46
Sergipe Terra 149,4 154,7 153,2 146,0 190,2 174,7 178,8 210,1 204,8 220,0 47,30
Mar 26,4 28,3 34,1 42,2 31,4 27,9 36,7 27,9 27,9 21,1 -19,88
Bahia Terra 211,8 206,2 195,8 197,2 181,9 183,3 190,9 208,1 212,3 211,6 -0,07
Mar 12,5 11,3 10,2 9,5 10,9 6,4 19,7 12,0 2,9 2,2 -82,69Espírito Santo Terra 12,1 11,7 12,9 17,6 32,3 52,1 60,6 68,8 118,0 114,9 848,73
Mar 1,4 1,0 1,3 0,8 0,5 0,6 3,4 6,2 499,8 609,7 42.417,45Rio de Janeiro Mar 4.420,4 5.233,8 5.701,3 6.154,3 6.362,2 7.104,2 7.366,1 7.375,6 8.174,4 8.854,1 100,30
São Paulo Mar 30,5 29,1 11,7 10,2 7,2 6,3 5,8 5,2 4,5 4,0 -87,01
Paraná Mar 42,0 37,0 40,3 41,0 34,0 23,3 20,7 25,0 26,9 23,7 -43,66Santa Catarina Mar - - - 0,3 - - - - - 12,5 ..
Fonte: ANP, 2004
20
Tabela 5 – Produção de petróleo, por localização (terra e mar), segundo Unidades da Federação (1994-2003)
Unidades da Federação
Localização Produção de petróleo (mil bbl) 03/94
%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Total 242.709 251.709 285.590 305.983 354.655 400.782 450.626 471.862 530.855 546.074 124,99
Subtotal Terra 64.438 64.732 71.226 71.639 76.421 75.210 76.316 77.170 78.952 79.732 23,74
Mar 178.272 186.977 214.364 234.344 278.234 325.572 374.310 394.692 451.902 466.342 161,59
Amazonas Terra 4.760 4.564 6.889 8.453 11.894 12.423 15.773 15.743 15.914 15.410 223,75
Ceará Terra 1.055 932 983 1.146 1.170 1.083 849 893 828 997 -5,53
Mar 4.761 4.305 4.326 4.384 4.179 4.098 4.027 4.705 4.207 4.419 -7,19Rio Grande do Norte Terra 23.645 25.447 29.315 30.007 31.521 30.209 27.340 25.817 25.038 24.658 4,28
Mar 3.975 3.735 3.436 3.039 3.003 4.239 4.417 3.768 3.810 3.917 -1,45
Alagoas Terra 1.749 1.564 1.499 1.456 1.551 1.746 2.035 2.108 2.446 2.586 47,82
Mar 18 171 218 258 272 298 277 190
Sergipe Terra 9.895 9.909 9.812 9.389 9.007 8.740 8.904 9.212 9.681 10.840 9,56
Mar 3.162 3.177 3.030 2.691 3.835 5.079 4.564 3.860 3.251 2.650 -16,18
Bahia Terra 20.516 19.412 19.749 18.354 18.033 17.164 16.848 16.310 16.061 16.058 -21,73
Mar 558 709 831 737 609 - 11 - - - ..
Espírito Santo Terra 2.817 2.903 2.980 2.833 3.245 3.846 4.568 7.087 8.984 9.183 225,95
Mar 738 434 331 267 202 148 99 62 1.138 6.617 796,71
Rio de Janeiro Mar 161.184 170.619 196.833 218.016 261.954 308.892 358.751 380.466 438.292 446.238 176,85
São Paulo Mar 1.517 1.410 1.860 1.502 1.252 963 566 559 578 534 -64,79
Paraná Mar 2.245 2.583 3.698 3.537 2.983 1.894 1.603 974 349 1.777 -20,85
Santa Catarina Mar 133 6 - - - - - - - - ..
Fonte: ANP, 2004
É fato conhecido o esforço da Petrobras para que o Brasil alcance a
auto-suficiência em produção de petróleo e isso pode ser constatado através
de algumas análises das tabelas 4 e 5.
1. Analisando-se a tabela 5, pode-se perceber que entre os anos
de 1994 e 2003 a produção anual de petróleo cresceu cerca de
125%. Esse crescimento ocorreu principalmente nos campos
offshore (mais de 160%), principalmente em função dos
investimentos da Petrobras em campos localizados em águas
profundas e ultra-profundas.
2. Apesar da crescente produção, fato que provoca exaustão das
reservas em produção, analisando-se a tabela 4, percebe-se
que no período considerado (1994 a 2003), devido ao esforço
explora-tório implementado pela Petrobras, as reservas
21
aumentaram em quase 100%, sendo que, se considerarmos
somente a parcela marítima, esse crescimento ultrapassou os
100%.
3. Mais de 90% das reservas de petróleo da Petrobras encontram-
se na região sudeste, notadamente nos estados do Rio de
Janeiro e no Espírito Santo, que apresentou crescimento
vertical, devido às relativamente recentes descobertas dos
campos de Jubarte, Cachalote e Golfinho. As reservas da
região sudeste estão, quase que totalmente, localizadas em
campos offshore. Os dados de reservas apresentados vão até o
ano de 2003, mas atualmente as reservas provadas no estado
do Espírito Santo já são bem maiores do que as apresentadas
na tabela 4.
4. Constatação idêntica pode ser feita em relação à produção,
onde quase 85% provêm dos estados do Rio de Janeiro e do
Espírito Santo.
Na figura 1, a seguir, pode-se identificar a existência de 77 bacias,
tanto em terra (onshore) como no mar (offshore). O posicionamento geográfico
dessas bacias sedimentares torna-se um fator importante para a logística de
apoio às atividades petrolíferas. A localização das bacias e conseqüentemente
dos pontos a serem apoiados, em função do desenvolvimento dessas bacias,
determinará a quantidade e a localização dos portos e aeroportos de apoio,
assim como o dimensionamento de frotas e a quantidade e localização dos
centros de armazenamento e distribuição de materiais.
Apesar da produção no estado de São Paulo e nos estados da região
sul não ser significativa, uma análise da figura 1 nos mostra o esforço
exploratório da Petrobras na Bacia de Santos, em águas territoriais que se
22
estendem do sul do estado do Rio de Janeiro até Santa Catarina. Esse esforço
já resultou na descoberta de grandes acumulações de gás.
Figura 1 – Mapa das bacias sedimentares do Brasil
Fonte: GDS, 2005
23
Tabela 6 – Nomes das bacias sedimentares do Brasil
N° BACIA1 RESENDE2 TAUBATE3 SAO PAULO4 CURITIBA5 CAMPOS 6 ITABORAI7 MADRE DE DIOS8 ACRE9 SOLIMOES10 TACUTU11 AMAZONAS12 ALTO TAPAJOS13 AMAPA14 MARAJO15 BRAGANCA VIZEU16 SAO LUIZ17 SAO JOSE DO BELMONTE18 PARANA19 PARECIS-ALTO XINGU20 BANANAL21 AGUA BONITA22 PANTANAL23 ESPIRITO SANTO24 SAO FRANCISCO25 BARREIRINHAS 26 PARNAIBA27 POTIGUAR 28 PARAIBA-PERNAMBUCO29 SERGIPE 30 ARARIPE31 JATOBA32 TUCANO NORTE33 TUCANO CENTRAL34 TUCANO SUL35 RECONCAVO 36 JEQUITINHONHA 37 CUMURUXATIBA 38 MUCURI
39 PELOTAS40 CEARÁ41 CAMPOS 42 SANTOS43 PARA-MARANHAO44 BARREIRINHAS 45 POTIGUAR (MAR)
46 PARAIBA-PERNAMBUCO (MAR)
47 ALAGOAS (MAR)48 SERGIPE (MAR)49 JACUIPE50 CAMAMU (MAR)51 PELOTAS (MAR)52 ESPIRITO SANTO (MAR)53 CEDRO54 MUCURI (MAR)55 CUMURUXATIBA (MAR)56 JEQUITINHONHA (MAR)57 ALMADA (MAR)58 ALAGOAS (TERRA)59 IRECE60 ITABERABA61 IGUATU62 LIMA CAMPOS63 ICO64 TRIUNFO65 SOUZA66 POMBAL67 SERRA DO INACIO68 BOM NOME69 MIRANDIBA70 TUPANACI71 BETANIA72 AFOGADOS DA INGAZEIRA73 FOZ DO AMAZONAS74 MALHADO VERMELHO75 BARRO76 ALMADA (TERRA)77 CAMAMU (TERRA)
Fonte: GDS, 2005
24
2 – A LOGÍSTICA DO PETRÓLEO
Este capítulo apresenta a cadeia do petróleo na Petrobras, desde a
fase de detecção de sua existência até a revenda de seus derivados no varejo,
passando pelas diversas fases que compõem essa cadeia. As fases dessa
cadeia que são mostradas na figura 2, são as seguintes.
Fase 1. Esta fase, representada por um navio geofísico, é a fase de detecção
da existência de petróleo, através de levantamento sísmico. A técnica
de levantamento sísmico consiste na detonação de bombas de ar
comprimido que, ao serem detonadas, emitem ondas sonoras de
elevada intensidade, próximo à superfície do mar. Essas ondas se
propagam através da água, até atingirem o solo marinho. Ao atingirem
o solo, parte dessas ondas continua se propagando através do solo e
parte é refletida. Esse processo de reflexão e propagação se repete,
sempre que ocorre uma alteração na formação através da qual as
ondas sonoras estão se propagando. As ondas refletidas são captadas
por sensores, chamados hidrofones, posicionados próximos à
superfície, arrastados pelo navio, como mostrado na posição 1 da
figura 2. A captação dessas ondas resulta em dados que, após serem
interpretados por potentes computadores, podem indicar a existência
de petróleo na área em estudo.
Em atividades onshore, as ondas sonoras são produzidas por
detonação de explosivos de dinamite ou, quando próximo a regiões
urbanas, são utilizados pesados caminhões dotados de vibradores.
Fonte: Sousa, Fernando, 2005 (fotos obtidas do Banco de Imagens da Petrobras)
A CADEIA DO PETRÓLEO – DO POÇO AO POSTO
E&P
1 2 3
4
5
8
6 79
FIGURA 2 – A Cadeia do Petróleo
Fase 2. Esta fase, representada por uma plataforma de perfuração, é a fase de
perfuração dos poços de petróleo. Dentre diversos tipos de poços de
petróleo, existem os poços exploratórios, que são perfurados na fase
exploratória, logo após à fase de detecção, com a intenção de se
ratificar a existência de petróleo detectada durante a fase de
levantamento sísmico e aumentar o conhecimento do reservatório
recém descoberto.
Além dos poços exploratórios, os poços mais comuns são os poços
explotatórios8 ou de desenvolvimento. Esses poços são perfurados
para desenvolver o reservatório, viabilizando a sua produção. Esses
poços podem ser produtores ou de injeção, normalmente de água,
para manter a pressão do reservatório, durante a fase de produção.
Dependendo da profundidade do reservatório, esses poços podem ter
sua profundidade de perfuração variando de pouco mais de 100
metros a cerca de 6.000 metros.9
Fase 3. Esta é a fase de produção, representada por uma plataforma de
produção semi-submersível. Nessa fase são produzidos o óleo e o gás
a ele associado, que é produzido juntamente com o óleo. O óleo é
produzido através de linhas flexíveis (no caso de plataformas semi-
submersíveis), denominados risers, que interligam a plataforma às
árvores de natal molhadas (ANM), posicionadas nas cabeças dos
poços, no solo marinho.10 A plataforma recebe o óleo produzido, e o
processa, efetuando a separação do óleo, do gás e da água, em
separadores trifásicos. O óleo pode ser enviado para alguma estação,
em terra, através de dutos, ou para um navio cisterna, posicionado
próximo à plataforma. Parte do gás é utilizada como fonte de energia
8 Poços explotatórios são poços destinados ao desenvolvimento do campo de petróleo, ou seja, são os poços destinados a fazer o campo produzir petróleo. Já os poços exploratórios são destinados à obtenção de informações do reservatório.
9 Essas são as profundidades de poços no Brasil. Existem sondas que podem perfurar poços com mais de 10.000 metros.
10 No caso de plataformas fixas, como as profundidades são bem menores, a produção se dá através de árvores de natal convencionais (ANC), instaladas em um dos conveses da plataforma, sendo a ligação entre a ANC e o poço, feita através de duto rígido.
da própria plataforma e o excedente é comprimido e enviado para
alguma estação de aproveitamento, em terra, através de gasoduto.
Uma pequena parte residual desse gás, que não se consegue
comprimir, acaba sendo queimada no queimador da plataforma, como
visto na foto da fase 3 da figura 2.
Fase 4. Transporte e Armazenamento. O transporte e armazenamento de
petróleo é realizado pela Transpetro, subsidiária da Petrobrás, criada
em 12 de junho de 1998 em atendimento ao Art. 65 da Lei nº 9.478/97,
com essa finalidade. A Transpetro é responsável pelos navios
transportadores de petróleo e seus derivados, assim como os
terminais e dutos da Petrobras. Antes de se chegar à fase de refino,
aqui representada pela fase 5 da figura 2, pode ocorrer a exportação e
importação de petróleo, representada pela fase 8. A importação é
necessária pelo fato de que o país ainda não produz petróleo
suficiente para atender seu consumo interno. A exportação ocorre
devido à tendência brasileira de produzir petróleos chamados pesados,
de baixo grau API11, que não são bem aceitos pelo parque de refino
brasileiro, daí a necessidade de se vender esse petróleo no mercado
internacional, gerando a equivalente necessidade de importação de
óleo leve. A Transpetro é a responsável pelo transporte desse petróleo
nas rotas internacionais. Para se ter uma idéia dos volumes
negociados, no primeiro semestre de 2004, o país exportou a média de
190 mil barris diários de petróleo e importou 455 mil (PETROBRAS,
2005a).
Fase 5. Refino. As refinarias, após receberem o petróleo, através dos dutos da
Transpetro, efetuam o refino, transformando o petróleo em derivados.
A Petrobras possui 11 (onze) refinarias, em território brasileiro, com
capacidade de refino de 1,985 milhões de barris por dia, operando
normalmente a uma capacidade de 87%. Dados relativos ao ano de
2005. (PETROBRAS, 2007c)
11 O grau API (ºAPI) mede a viscosidade do petróleo. Quanto maior o ºAPI, menos viscoso é o óleo.
Durante o processo de refino há que se respeitar faixas de percentuais
de cada derivado resultante do processo. Não se poderia decidir em
obter mais ou menos de um determinado derivado, em desrespeito a
essas faixas. A figura 6 mostra os percentuais mais comuns de cada
derivado. Esse percentual pode variar, respeitando-se a faixa de
tolerância, em função do tipo de petróleo que está sendo processado.
Uma carga de petróleo de grau API mais elevado, pode resultar em
maior quantidade de frações mais leves, assim como uma carga de
petróleo de grau API menor, tende a resultar em maior quantidade de
frações mais pesadas.
Como o modal de transporte mais utilizado no Brasil é o rodoviário,
onde se consome basicamente óleo diesel, a matriz de consumo de
derivados, não coincide necessariamente com os valores
apresentados no Gráfico 1. Para se produzir o volume de óleo diesel
necessário à frota nacional, gera-se excedente de outros derivados,
principalmente a gasolina e esse excedente é exportado. No primeiro
semestre de 2004, o Brasil exportou, em média, 231 mil barris diários
de derivados, contra uma importação de 60 mil (PETROBRAS, 2005a).
Essa movimentação ocorre na fase 9, entre o refino (fase 5 da figura 2)
e a distribuição (fase 6 da figura 2).
Gráfico 1 – Produção Nacional de Derivados
Fonte: Petrobras, 2007d
Fase 6. Distribuição – Essa atividade é exercida pela Petrobras Distribuidora,
subsidiária da Petrobras e consiste na retirada dos derivados das
refinarias e entrega dos mesmos aos pontos de revenda ou consumo,
o que requer uma eficiente logística de transportes.
Fase 7. Revenda – É a fase final da cadeia do petróleo. Atualmente existem
mais de 7.200 postos de serviço, com a bandeira “BR” (BR, 2005),
distribuídos em todo o território nacional.
Toda essa cadeia do petróleo, desde a pesquisa, para detecção da
existência do petróleo, até sua disponibilização para o consumo, em forma de
derivados, ou a entrega para a petroquímica dos derivados destinados a esse
fim, requer uma logística intensiva e bem planejada, envolvendo transportes,
em suas diversas modalidades, embarcações de apoio, serviços
especializados e alta tecnologia. O presente trabalho não detalhará toda essa
cadeia, restringindo-se à apresentação da logística dedicada ao apoio das
atividades de E&P (Exploração e Produção), com foco nas regiões sul e
sudeste, área de atuação da US-TA (Unidade de Serviços de Transporte e
Armazenamento, da área de serviços do segmento E&P da Petrobras), que
atua fortemente nas bacias de Campos, Espírito Santo e Santos.
3 – A LOGÍSTICA DO E&P
3.1 – ÁREA DE ATUAÇÃO E CUSTOS ENVOLVIDOS
Apesar de ter sido mostrada na figura 2 toda a cadeia logística do
petróleo na Petrobras, este trabalho se restringirá à abordagem da logística de
apoio às operações offshore de Exploração e Produção (operações em
destaque na figura 2) realizada pela Unidade de Serviços de Transporte e
Armazenamento (US-TA).
Essa logística compreende todo o suprimento das plataformas e
estruturas de apoio localizadas na região sul e sudeste do Brasil, do litoral do
Espírito Santo, atingindo o extremo sul da Bahia, até o litoral do Rio Grande do
Sul, abrangendo as bacias sedimentares do Espírito Santo, Campos, Santos e
Pelotas. Essas bacias podem ser facilmente localizadas na figura 1 com o
apoio da tabela 6.
Uma plataforma, seja de perfuração ou de produção, para que se
mantenha operando, demanda uma série de insumos, desde água e alimentos
para sobrevivência da equipe a bordo, passando pelos mais diversos tipos de
materiais e equipamentos, até produtos químicos necessários cuja falta pode
determinar a parada de seu processo produtivo, gerando grandes perdas. A
parada de uma plataforma de perfuração pode gerar uma perda direta de sua
taxa diária de cerca de US$ 150 mil/dia12, além dos custos de todos os
contratos de prestação de serviços ligados àquela plataforma, tais como
serviço de perfuração direcional13 ou perfilagem14 de poços, que também são
serviços de custo muito elevado. A parada de uma plataforma de produção,
12 Custo médio diário de uma plataforma semi-submersível com posicionamento dinâmico obtido da Gerência de Sondas Contratadas, da Unidade de Serviços de Sondas Semi-Submersíveis. Esse valor refere-se aos atuais contratos, mantidos pela Petrobras. Com o atual aquecimento do mercado, devido aos elevados preços do petróleo, já se esperam preços em torno dos US$ 200 mil/dia, para contratos futuros.
13 Os poços de petróleo normalmente não são perfurados totalmente na vertical, sendo direcionados ao seu objetivo através de técnica específica.
14 A perfilagem revela o perfil da formação ao redor do poço. Através da interpretação do mapa de perfilagem pode-se detectar a existência de formações produtoras de petróleo.
que tenha uma produção diária de 100 mil barris de petróleo, pode gerar uma
perda diária de US$ 5 milhões, considerando-se o valor do barril de petróleo a
US$ 50,00. Devido aos grandes valores, normalmente envolvidos na atividade
de exploração e produção de petróleo, torna-se necessário um apoio logístico
eficiente e que transmita segurança àqueles que dele dependam, daí a
necessidade de se manterem serviços com elevados níveis de confiabilidade, o
que pode até justificar alguma redundância na disponibilidade de
equipamentos, devido ao elevado custo da falta. Diante dessa necessidade de
se manterem os níveis de atendimento, a Petrobras mantém uma estrutura
especialmente voltada para o atendimento logístico dessas plataformas, tanto
no que diz respeito ao atendimento de materiais como também na
movimentação de pessoal. Essa atividade logística fica a cargo da Unidade de
Serviços de Transporte e Armazenamento (US-TA), cuja estrutura encontra-se
detalhada adiante.
3.2 – O CRESCIMENTO DA DEMANDA
Nos últimos vinte anos verificou-se grande crescimento na atividade de
exploração e produção offshore nas regiões sul e sudeste do Brasil. As tabelas
4 e 5 mostram como o crescimento das atividades de E&P se reflete no
crescimento das reservas e da produção de petróleo no período de 1994 a
2003.
Atualmente a US-TA atende cerca de 100 pontos offshore,
movimentando mensalmente 230.000 toneladas de carga e 45.500
passageiros. Para isso são utilizadas 105 embarcações, que operam em 4
portos (Vila Velha – ES, Macaé – RJ, Rio de Janeiro – RJ e Itajaí – SC) e 42
helicópteros, operando em 7 aeroportos (São Mateus – ES, Vitória – ES, Farol
de São Tomé – RJ, Macaé – RJ, Jacarepaguá – RJ, Itanhaém – SP e Itajaí –
SC). (US-TA, 2003)
A tabela 7 mostra o crescimento da demanda de serviços logísticos em
função do crescimento da atividade de E&P, no intervalo de vinte anos.
Tabela 7 – Crescimento da demanda de atendimento logístico
1984 1994 2004 Variação 1984-2004
Pontos de atendimento 27 57 99 267%
Carga transportada/mês (t) 84.000 121.000 230.000 274%
Passageiros/mês 10.500 23.500 45.500 333%Fonte: US-TA, 2003
Como pode ser constatado ocorreu um grande crescimento na
demanda de serviços no período apresentado na tabela 7. A tabela 8 mostra o
crescimento dos recursos logísticos, que tiveram que acompanhar o
crescimento dessa demanda.
Tabela 8 – Crescimento dos recursos logísticos
1984 1994 2004
Número de embarcações 49 65 105
Número de helicópteros 9 20 42
Número de portos 1 2 4
Número de aeroportos 2 4 7
Número de contratos 64 118 209Fonte: US-TA, 2003
3.3 – A ESTRUTURA DA US-TA
Esse crescimento constante da atividade de E&P, com previsão de
continuidade, visto que a Petrobras tem como meta o atingimento da auto-
suficiência em petróleo, em 2006, tem exigido da US-TA a dedicação de
elevada quantidade de homens-hora no planejamento de um apoio logístico
adequado que atenda a essa crescente demanda.
Para manterem-se em operação, as plataformas necessitam de
diversos insumos (tais como diesel, água, alimentos, materiais e produtos
químicos diversos), que são diuturnamente embarcados nas bases de apoio
offshore da Petrobras e transportados através de rebocadores (supply boats)
especialmente especificados para essa finalidade. As tripulações dessas
plataformas e eventuais prestadores de serviços são embarcados e
desembarcados de helicópteros.
Para que possa prestar esse atendimento, a US-TA conta com 7
gerências setoriais e uma coordenação, assim denominados:
Gerência de Armazenamento (ARM)
Gerência de Operações Portuárias (OPRT)
Gerência de Programação e Contato com o Cliente (PCC)
Gerência de Transporte de Cargas (TC)
Gerência de Transporte de Pessoas (TRNSP)
Gerência de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS)
Gerência de Segurança de Vôo (SEV)
Coordenação de Otimização de Operações Logísticas
(COOPEL)
3.4 – POLÍTICA DE CAPACIDADE
Como política de adequação da capacidade à demanda, segundo, três
tipos de política poderiam ser utilizadas, para se definir o momento de se
realizar o incremento de capacidade para atendimento à variação de demanda.
A escolha de uma dessas políticas, determinará a estratégia adotada pela
empresa para o atendimento à demanda, conseqüentemente definindo o nível
de serviço oferecido aos seus clientes.
Os itens “a”, “b” e “c” a seguir sugerem demandas crescentes, ao
longo do tempo, com diferentes formas de adequação da capacidade, de
acordo com a visão de Hayes e Wheelwright (1984).
a) Capacidade menor que a demanda
Nessa política, opera-se sempre com a capacidade abaixo da
demanda, buscando-se, nos momentos de adequação da capacidade,
alcançar no máximo o valor de demanda daquele momento, sem se
levar em consideração folgas para crescimentos futuros (Ver Gráfico
2). Não se tem o risco de se operar com capacidade ociosa,
entretanto, o não atendimento à demanda existente é iminente,
acarretando em baixo nível de serviço.
Gráfico 2 – Capacidade de atendimento menor que a demanda
Evolução da Demanda
0
1
2
3
4
5
6
1 2 3 4 5
Anos
Dem
anda
Fonte: Haynes e Wheelwright, 1984
b) Capacidade próximo da demanda
Nessa política, sempre que se ajusta a capacidade à demanda
existente, incorpora-se uma pequena folga, prevendo futuros
crescimentos. Isso determina um razoável equilíbrio entre a demanda
e a capacidade, melhorando o nível de serviço (Gráfico 3).
Gráfico 3 – Capacidade próximo da demanda
Evolução da Demanda
0
1
2
3
4
5
6
1 2 3 4 5
Anos
Dem
anda
Fonte: Haynes e Wheelwright, 1984
c) Capacidade acima da demanda
Nessa política, a capacidade está sempre sendo ajustada acima da
demanda. Isso determina a existência constante de uma capacidade
ociosa, entretanto com elevado nível de serviço (Gráfico 4).
Gráfico 4 – Capacidade acima da demanda
Fonte: Haynes e Wheelwright, 1984
Evolução da Demanda
0
1
2
3
4
5
6
1 2 3 4 5
Anos
Dem
anda
Em virtude dos altos custos envolvidos nas atividades de E&P
offshore, conforme mostrado no tópico 3.1, o custo da falta pode vir a gerar
grandes prejuízos. Isso faz com que a US-TA busque trabalhar entre a
“Capacidade próxima à demanda” e a “Capacidade acima da demanda”
3.5 – A ESTRUTURA DE LOGÍSTICA DO E&P
A figura 3, mostrada na próxima página, representa, de forma
simplificada, a cadeia logística do E&P, na área de atuação da US-TA,
descrevendo-se a seguir a participação das diversas gerências que formam a
estrutura envolvida na operacionalização dessa cadeia.
Fonte: US-TA, 2003
Figura 3 – Cadeia de Suprimentos - E&P – US-TA
Fornecedores Nacionais
Fornecedores Internacionais
PortosUS-TA
Embarcações Unidades Marítimas
AeronavesAeroportosUS-TA
Portos
Aeroportos
FORNECEDORES TERMINAIS ARMAZÉNS TERMINAIS DEMANDA
US-TA Clientes
Armazéns
TRANSPORTE
3.5.1 – ARMAZENAMENTO – ARM
A Gerência de Armazenamento, da US-TA, está instalada em um
terreno, com 171.304 m², chamado de “Parque de Tubos”, situado a 13 km da
sede da Petrobras, em Macaé. Possui 10 armazéns cobertos, totalizando uma
área de 20.090 m² e 151.214 m² de área descoberta, onde são armazenadas
cargas diversas, que podem ser mantidas ao tempo, principalmente tubos,
utilizados nos poços de petróleo, daí o nome de Parque de Tubos. (US-TA,
2003)
Opera com pouco mais de 300 pessoas, sendo 100 dessas pessoas
pertencentes aos quadros da Petrobras, e o restante composto de mão de obra
terceirizada.
A Gerência de Armazenamento da US-TA tem como principais
atividades (ARM, 2005):
• Recebimento e conferência de materiais que dão entrada no
estoque;
• Estocagem e preservação dos materiais estocados;
• Expedição dos materiais solicitados através de documento de
solicitação de materiais ao estoque;
• Coleta, emblagem, e unitização dos materiais solicitados;
• Envio dos materiais para os portos ou aeroportos para serem
embarcados para as plataformas;
• Atendimento a solicitações de materiais, provenientes de outras
unidades da Petrobras;
• Guarda de todo o material em regime de admissão temporária
(REPETRO); e
• Alienação de materiais obsoletos ou inservíveis.
Mantém, em seus armazéns cerca de 43.000 itens, o que representa
aproximadamente 45% de todo o estoque da Petrobras, em valor e trata em
média 4.000 documentos de entrada e saída de materiais, movimentando mais
de 8.300 itens de material por mês. (ARM, 2005)
3.5.2 – TRANSPORTE DE CARGAS – TC
A Gerência de Transporte de Cargas é responsável por todo o
transporte de cargas, que na US-TA é basicamente realizado através dos
modais terrestre e marítimo. Uma quantidade muito pequena de cargas, devido
a sua característica de fragilidade é transportada pelo modal aéreo, através de
helicópteros.
O transporte terrestre compreende principalmente a movimentação
das cargas, através do modal rodoviário, entre o Parque de Tubos e o porto de
Imbetiba, onde as cargas são embarcadas para os seus destinos. As cargas
também podem ser transportadas para outros portos, como será visto na seção
seguinte.
O modal rodoviário também é utilizado para transportar as cargas que,
ao invés de serem embarcadas provenientes dos estoques da Petrobras, são
recolhidas diretamente dos canteiros de empresas que prestam os mais
diversos tipos de serviços à Petrobras.
Além disso, esse modal é utilizado para o transporte de cargas entre a
base da Petrobras, em Macaé, e as diversas bases localizadas em outras
cidades do país.
Toda a frota utilizada no modal rodoviário é contratada, parte dela
oriunda do contrato de apoio logístico15 e parte oriunda de contratos exclusivos
de transporte, inclusive algumas contratações spot, quando necessário.
É utilizado também o modal ferroviário, exclusivamente para o
transporte de óleo diesel, através de contrato com a Ferrovia Centro Atlântico.
O transporte é feito entre a Refinaria Duque de Caxias e o Porto de Imbetiba,
em trens compostos de vagões tanque de 60 m³, que chegam ao pátio interno
do porto de Imbetiba para descarregamento. Mensalmente são transportados,
por esse modal, entre 15 e 20 mil m³ de óleo diesel. Esse diesel é utilizado,
parte para abastecer as plataformas e parte para o consumo da frota16. (PCC,
2005a)
Apesar de seu envolvimento com os modais rodoviário e ferroviário, o
foco maior da gerência de Transporte de Cargas é o modal marítimo. Nesse
modal, o transporte das cargas é realizado através de uma frota de cerca de
105 rebocadores dos mais diversos tamanhos, capacidades e finalidades,
conforme descrito abaixo:
Plataform Supply Vessel (PSV) – São barcos considerados de
grande porte, com conveses que podem chegar a 1.000 m² de área e muitos
recursos de movimentação, tais como thrusters17 e posicionamento dinâmico, o
que facilita sua aproximação das plataformas e permite operação com
condições de mar adversas. São utilizados como barcos de suprimento das
plataformas, podendo transportar carga geral de convés, ou granéis em seus
tanques internos.
Supply Vessel (SV) – Têm a mesma finalidade que os PSV’s,
entretanto são um pouco menores e, muitos, não possuem os mesmos
recursos de potência, movimentos laterais e posicionamento dinâmico,
tornando-se mais vulneráveis às condições de mar.
15 A US-TA tem contrato com uma empresa que, sob supervisão da Petrobras, executa a unitização, o transporte terrestre e o embarque no porto de todas as cargas destinadas às plataformas.
16 A US-TA mantém um navio tanque, em um ponto central da Bacia de Campos, que repassa óleo diesel para os rebocadores, para consumo próprio e para o abastecimento das plataformas.
17 Propulsores que permitem à embarcação realizar movimentos laterais e de giro sobre um eixo vertical.
Tug Supply (TS) – Esse tipo de embarcação tanto pode ser utilizada
como barco de suprimento, como de reboque. É muito utilizado nas operações
de DMA18 das plataformas de perfuração ou segurando petroleiro, nas
operações de alívio19.
Utility (UT) – São barcos de pequeno porte, geralmente com casco de
alumínio, o que lhes confere a característica de maior velocidade e
versatilidade. São conhecidos no jargão Petrobras como “Expressinho” e foram
idealizados para reduzir a dependência do transporte por helicópteros, quando
se exigia maior rapidez na entrega das cargas. Operam com cargas de
pequeno porte e, apesar de não terem a mesma velocidade dos helicópteros,
podem navegar à noite, podendo operar de forma ininterrupta, o que, apesar de
possível, por questões de segurança, não é feito com os helicópteros.
Line Handling (LH) – Essas embarcações são utilizadas como barcos
de prontidão. São barcos que ficam à disposição de plataformas, agrupadas
em determinadas áreas, para o caso de eventuais emergências.
Anchor Handling Tug Supply (AHTS) – São barcos de grande porte
que podem operar tanto como supridores como reboques, mas operam
fundamentalmente como barcos de manuseio de âncoras. São barcos com
grande capacidade de arraste e são utilizados para o lançamento e a remoção
de âncoras de plataformas, nas operações de DMA. Alguns desses barcos
possuem um equipamento chamado ROV (Remote Oriented Vehicle). O ROV é
uma espécie de robô que, comandado da superfície, pode executar tarefas de
instalação e manutenção de equipamentos e sistemas em profundidades onde
não é possível se chegar com um mergulhador20.18 Desancoragem, Movimentação e Ancoragem (DMA) é a operação de movimentação de uma
plataforma de uma locação para outra. É muito utilizada pelas plataformas de perfuração que, ao terminarem a perfuração de um poço, precisam ser deslocadas para iniciarem a perfuração de outro, em outro local.
19 A operação de alívio consiste em um navio-tanque que recebe o petróleo temporariamente armazenado em um navio FPSO (Float, Prossessing, Storage and Offloading). Esse tipo de navio processa e armazena o petróleo e o repassa para o petroleiro. Durante essa operação de alívio o petroleiro tem que permanecer seguro pelo TS.
20 Um mergulhador normalmente pode executar mergulhos saturados (respirando mistura de oxigênio e hélio) até à profundidade de 300 metros. Essa profundidade pode ser eventualmente ultrapassada em poucos metros, entretanto depende de negociação prévia com o sindicato dos mergulhadores. Caso
Além dos barcos acima descritos, alguns barcos possuem funções
especiais. Esses barcos normalmente estão ligados a atividades de segurança
ou de preservação ambiental.
É o caso dos barcos com a função de Oil Recovery, que têm a função
de recolhimento de óleo, que porventura venha a ser derramado no mar, em
decorrência de algum acidente. Esses barcos possuem uma série de
equipamentos, montados em seu convés, com a função específica de
recolhimento de óleo lançado ao mar. A frota da Petrobras possui 12 barcos
com essa finalidade.
Outro tipo são os barcos Fire Fighting, que são barcos dotados de
equipamentos para combate a incêndio que possam ocorrer em plataformas.
Esses barcos possuem potentes canhões, para lançamento de jatos d’água a
longas distâncias.
Existem também os chamados barcos de estimulação que são barcos
que transportam ácido, que é utilizado em operações de estimulação da
produção de poços.
Toda a frota é terceirizada e, como não dispomos do mercado spot no
Brasil, toda a frota é contratada prevendo-se sua utilização de médio e longo
prazo. Devido aos grandes custos envolvidos na atividade de E&P, o que torna
alto o custo da falta, essa contratação é feita orientada por uma política muito
próxima da política de capacidade descrita no item 3.4.c.
Apesar dos elevados níveis de serviços requeridos, devidos aos
grandes recursos envolvidos, a US-TA está desenvolvendo um software
roteador que permitirá aumentar a eficiência da frota, podendo resultar em
redução do número de embarcações.
A contratação das embarcações é feita na modalidade Time Party,
onde é estabelecida uma taxa diária de arrendamento da embarcação. Cada
embarcação é objeto de um contrato específico e os prazos podem variar. No
nessa negociação não seja obtida a anuência do sindicato, o mergulho não pode ser efetuado.
caso de embarcações de bandeira estrangeira, em respeito à Portaria nº
412/97 de 16 de setembro de 1997 da Agência Nacional de Transportes
Aquaviários (ANTAQ, 1997), o prazo de contratação não pode exceder um ano.
Além disso, essas embarcações não podem permanecer no Brasil se não
estiverem sob contrato. Esse é o motivo pelo qual o mercado brasileiro não
disponibiliza a contratação spot. A diária dos barcos atualmente prestando
serviço para a US-TA, varia de US$ 3 mil a quase US$ 40 mil.(PCC, 2005a)
A média dos prazos de contratação vem crescendo à medida que a
frota vem sendo substituída por frota nacional.
Dois planos de renovação de frota vêm sendo conduzidos pela
Petrobras. O primeiro plano de renovação de frota foi lançado em 1999,
propondo a construção de 22 novos rebocadores. A Petrobras fomenta a
renovação da frota lançando licitação para a contratação de rebocadores
novos, mas a frota permanece sendo terceirizada. Desses 22 novos
rebocadores, 11 já se encontram em operação e os 11 restantes têm prazo
para conclusão até janeiro/2006. A construção de todas essas embarcações foi
contratada junto ao mercado nacional. (CORDEIRO, 2005)
O segundo plano de renovação de frota, lançado em 2003, previa o up
grade de até 21 rebocadores. Da previsão inicial, 19 já foram contratados,
sendo que 7 já se encontram em operação. O restante tem prazo contratual
para conclusão até julho/2005, mas já se prevê a ocorrência de atrasos.
(CORDEIRO, 2005)
3.5.3 – OPERAÇÕES PORTUÁRIAS – OPRT
A Gerência de Operações Portuárias é responsável pelas operações
em quatro diferentes portos: Porto de Imbetiba, em Macaé (RJ); Porto da CPVV
(Companhia Portuária de Vila Velha), em Vila Velha (ES); Porto da Multiportos,
no Rio de Janeiro (RJ) e Porto da Femepe (empresa de pescado), em Itajaí
(SC).
Apesar de estarem sendo aqui denominados de portos, no jargão atual
são normalmente conhecidos como bases de apoio offshore, por apresentarem
características diferentes das que se conhecem de um porto convencional.
Os maiores rebocadores que operam no Brasil têm pouco mais de 80
metros de comprimento, o que requer berços de atracação menores que os
necessários para atracação de navios cargueiros convencionais.
A profundidade necessária também é um pouco menor. Esse
rebocadores operam com calados que, no máximo, variam entre 7 e 8 metros.
Os portos convencionais normalmente se especializam em um
determinado tipo de carga. As bases de apoio offshore, embora também sejam
especializadas nesse tipo de apoio movimentam os mais variados tipos de
cargas, devido às variadas necessidades das plataformas apoiadas.
Em um navio cargueiro convencional, as cargas podem viajar em
porões, pois devido aos recursos existentes nos portos, podem ser facilmente
embarcadas e desembarcadas. No caso das embarcações de apoio offshore,
as cargas têm que, obrigatoriamente, ser transportadas no convés, para que
possam ser retiradas na plataforma através de içamento por guindaste, sendo
esse o único recurso existente para a movimentação de cargas. Além disso,
essa operação é feita em alto mar, em condições totalmente adversas, se
compararmos com as águas calmas de um porto.
As únicas cargas que não viajam no convés são as cargas a granel,
tais como água, óleo diesel, cimento, baritina, bentonita, ácido, etc. Nesses
casos os rebocadores possuem tanques e silos apropriados para o adequado
acondicionamento dessas cargas.
Algumas cargas, devido ao seu tamanho, ou sua geometria complexa,
são embarcadas avulsas no convés, sem que haja a necessidade, e às vezes
até a possibilidade, de se fazer qualquer tipo de embalagem. As Fotos 4 a 7
mostram algumas dessas cargas.
Foto 4 - Torpedo
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Foto 5 - Riser
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Foto 6 - Âncora de plataforma
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Foto 7 - Bóia
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Para a grande maioria das cargas é possível se providenciar a sua
unitização. As cargas normalmente são embaladas e acondicionadas dentro de
contêineres.
Em um fluxo convencional de cargas conteinerizadas, as cargas são
recebidas por um consolidador de cargas, que estufa os contêineres a serem
enviados a seus destinos, onde são desovados, para a entrega das cargas.
Essa prática de consolidação de cargas na origem, aproveitando ao máximo
todo o volume do contêiner, sendo o mesmo desovado em seu destino e as
cargas entregues a diversos destinatários, possibilita a padronização dos tipos
de contêineres. Como conseqüência, a padronização dos contêineres, conduz
à padronização dos equipamentos portuários, tais como: portêineres,
transtêineres e RGT’s. Facilita também o armazenamento dessas cargas no
pátio de retroporto, devido à padronização de suas dimensões. A Figura 4
mostra como ocorre esse fluxo de cargas.
Figura 4 - Fluxo de cargas conteinerizadas em um porto convencional
US-TA
Porto Convencional
Origem Destino
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Em uma base de apoio offshore, essa padronização torna-se mais
difícil e normalmente não é praticada. A exemplo do que é feito em um porto
convencional, as cargas também podem ser consolidadas, provenientes de
diversas origens, mas um contêiner tem sempre um só destinatário: a
plataforma a que se destina a carga. Não se consegue colocar em um mesmo
contêiner mais carga do que aquela que está sendo enviada para aquela
plataforma. Caso se optasse por contêineres de tamanho padrão, correr-se-ia o
risco de se terem contêineres com muitos espaços vazios, embarcando para as
plataformas. Isso torna-se uma desvantagem, visto que se passaria a ocupar
desnecessariamente espaço de convés no transporte de contêineres com seu
espaço interno mal aproveitado. Para uma melhor utilização do espaço
utilizado no convés das embarcações é necessária a utilização de contêineres
de tamanhos variados, que têm seu tamanho escolhido de acordo com a
quantidade de carga a ser embarcada no mesmo.
A Figura 5 mostra o fluxo de cargas em uma base de apoio offshore.
Figura 5 - Fluxo de cargas em uma base de apoio offshore
US-TA
Base de apoio offshore
TAI Plataforma
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
Porto de Imbetiba
O porto de Imbetiba, situado na ponta de Imbetiba, em Macaé, RJ,
possui 3 píeres, com dois berços de atracação de 90 metros cada um, com
profundidade de 8 metros.
Atende cerca de 100 unidades offshore, entre plataformas, barcos
especiais, monobóias, etc, realizando uma média de 420 atracações por mês.
(US-TA, 2005)
Tem uma movimentação de 230.000 toneladas de cargas por mês,
entre cargas de convés e granéis sólidos (cimento, bentonita, baritina, etc) e
líquidos (água, óleo diesel, fluidos de perfuração e produção, etc). Como
cargas de convés, são embarcadas também algumas cargas especiais tais
como: produtos químicos (álcool, querosene de aviação, lubrificantes, etc),
explosivos e fontes radioativas. Esses granéis líquidos que são embarcados no
convés, são acondicionados no interior de refis. (PCC, 2005a)
Devido ao grande volume de água que é embarcado para as
plataforma, o terminal é atendido por uma estação de tratamento de água
(ETA) própria, onde é tratada a água captada no rio Macaé e armazenada em
tanques, para abastecimento das embarcações.
A Foto 8 mostra uma vista panorâmica do Terminal Alfandegado de
Imbetiba.
Foto 8 - Terminal Alfandegado de Imbetiba
US-TA
Terminal Alfandegado de Imbetiba
Fonte: Sousa, Fernando, 2005
1 – Píer
2 – Área de pré-embarque – 5.000 m²
3 – Planta de granéis sólidos – 336 m³
4 – Planta de cimento – 560 m³
5 – Estação de fluidos
6 – Tanques de óleo diesel – 4.620 m³
7 – Tanques de água – 6.000 m³
1 42 5 6 73
O terminal de Imbetiba é o único dos terminais gerenciados pela US-
TA que é próprio da Petrobras, os outros operam sob regime de contrato. A
Tabela 9 mostra o número de atracações e o volume de carga movimentada
nos portos gerenciados pela US-TA. Nessa tabela pode-se verificar a grande
diferença numérica que existe entre o terminal de Imbetiba e as outras bases.
Tabela 9: Movimento operacional das bases da US-TA em 2004
Base Atracações/ mês Carga (t/mês)
Imbetiba 410 168,80
CPVV (ES) 63 16,54
Multiportos (RJ) 25 6,98
Itajaí (SC) 25 3,72Fonte: PCC, 2005a
Como a Petrobras mantém ostensivos programas de segurança, uma
das atividades da Gerência de Operações Portuárias é garantir que só
embarquem cargas em total acordo com as normas de segurança.
Nesse sentido, todas as cargas ao serem entregues no porto, passam
por processo de inspeção visual, onde são detectados problemas em eslingas,
manilhas, sapatilhos, e a própria integridade do contêiner.
Além disso, a documentação de cargas especiais, tais como produtos
químicos, cargas radioativas e explosivos é rigorosamente auditada para
verificação de conformidade com a legislação.
Todas as atividades críticas – aquelas que oferecem maior risco –
possuem procedimento escrito, de conhecimento de todos os envolvidos com a
atividade, no qual todos são treinados e periodicamente reciclados.
3.5.4 – TRANSPORTE DE PESSOAS – TRNSP
Todo o transporte de passageiros, entre as bases onshore e as
plataformas, é feito pela US-TA através de helicópteros. A Gerência de
Transporte de Pessoas, responsável pelo transporte desses passageiros,
opera com 42 helicópteros, transportando cerca de 46.000 passageiros/mês,
executando, em média, 2850 vôos mensais. (PCC, 2005a)
Essas operações são executadas através de 7 aeroportos:
• São Mateus (ES);
• Vitória (ES);
• Farol de São Tomé – Campos (RJ);
• Macaé (RJ);
• Jacarepaguá – Rio de Janeiro (RJ);
• Itanhaém (SP); e
• Navegantes (SC)
A frota é totalmente terceirizada, sendo a mesma contratada por prazo.
Como os contratos prevêem custos fixos e custo por hora voada, uma
aeronave que voe em média 120 horas mensais (número médio de horas
voadas das aeronaves que prestam serviço à US-TA) pode chegar a custar
cerca de R$ 700 mil por mês, para aeronaves de médio porte (12 passageiros)
e R$ 1.700 mil para aeronaves de grande porte (19 passageiros)21. (US-TA,
2005)
Em 2001 foi aprovado pela Diretoria Executiva da Petrobras, um plano
de renovação de frota, que deverá estar concluído até 2007. A idade média das
aeronaves, que em 2001 era de 20 anos, ao término do plano de renovação,
deverá estar reduzida para 2 a 3 anos, tornando-se uma das frotas mais novas
do mundo, no atendimento às atividades de apoio offshore. (PETROBRAS,
2006b)
21 Esses valores são para aeronaves novas. Contratos de aeronaves mais antigas custam mais barato.
Embora a manutenção efetuada nas aeronaves seja feita dentro do
conceito “as new”, onde a vida útil dos componentes é controlada e os mesmos
são substituídos, conferindo às aeronaves sempre a condição de nova, a
renovação da frota ocorre devido à introdução de novas tecnologias,
principalmente voltadas à segurança.
Da mesma forma como ocorre nos contratos de embarcações, a
Petrobras não realiza contratação de helicópteros no mercado spot,
primeiramente porque o mercado spot não possui aeronaves do porte das
utilizadas pela US-TA e, além disso, o elevado número de requisitos de
segurança exigidos pela Petrobras diante da realidade do mercado spot,
tornam a distância entre os dois, no requisito segurança, tão grande, que
inviabiliza esse tipo de contratação.
Atualmente, a programação dos vôos, em função da demanda, é feita
manualmente, entretanto está sendo desenvolvido, e encontra-se em fase de
testes, um sistema de roteirização das aeronaves, o que ao entrar em
operação, tornará a programação mais rápida e confiável, em relação à que se
executa atualmente, proporcionando uma utilização mais racional da frota
utilizada.
3.5.5 – SEGURANÇA DE VÔO – SEV
A Gerência de Segurança de Vôo tem a incumbência de assegurar
uma condição segura de vôo.
Através de contrato com empresa de assessoria especializada, as
empresas aéreas têm seus processos auditados, além de serem inspecionadas
100% das aeronaves, principalmente ao sofrerem algum processo de revisão,
seja ele rotineiro ou para corrigir alguma falha.
Essa preocupação da Petrobras lhe confere os melhores índices
mundiais de segurança de vôo. O gráfico 5 mostra os índices de acidentes por
cada 100.000 horas voadas, onde a linha “P” refere-se aos dados Petrobras,
alinha “O” aos dados das mesmas empresas aéreas voando para outros
clientes e a linha “U” aos dados de helicópteros voando nos Estados Unidos.
Gráfico 5 - Índice de acidentes por 100.000 horas voadas
Índice de Acidentes por 100.000 horas voadas
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03
P
O
U
Fonte: SEV, 2004
Com a intenção de melhorar ainda mais a performance de segurança
dos transportes aéreo e marítimo, a Petrobras lançou, em 2005, um programa
denominado PEOTRAM – Programa de Excelência Operacional de Transportes
Aéreo e Marítimo, que estabelece uma série de requisitos de segurança que
deverão ser atendidos pelas empresas aéreas e marítimas que prestam serviço
à Petrobras.
3.5.6 – SEGURANÇA MEIO AMBIENTE E SAÚDE – SMS
A estrutura de SMS, na US-TA, tem como proposta assessorar e
prestar consultoria às gerências operacionais22 usando como referência a
Política de SMS da Petrobras, suas 15 Diretrizes Corporativas e as boas
práticas desenvolvidas na empresa e no mercado externo, customizadas para
as atividades desenvolvidas na Unidade.
O objetivo principal dessa estrutura é apoiar as atividades, buscando
obter resultados operacionais combinados com a excelência em SMS, com
foco constante no valor à segurança de pessoas e equipamentos e ao meio
ambiente.
Para desenvolver esse trabalho, a gerência de SMS conta com um
completo sistema de gestão, integrado com as demais unidades da empresa,
baseado na certificação ISSO 14001 e OHSAS 18001, que organiza toda a
estrutura buscando a conformidade legal através de monitoramento constante,
estabelecimento de objetivos e metas, programas, etc.
Existem também uma série de programas corporativos na área de
SMS, visando a excelência operacional, tais como: PSP (Programa de
Segurança de Processo), aprovado pela Diretoria Executiva da Petrobras em
27 de dezembro de 2001, que prevê a implantação de 15 Diretrizes
Corporativas de Segurança Meio Ambiente e Saúde (PETROBRAS, 2007e);
PEOTRAM (Programa de Excelência em Operações de Transporte Aéreo e
Marítimo), aprovado em 26 de janeiro de 2005 (PETROBRAS, nov. 2005); PAG
(Processo de Avaliação de Gestão em SMS), que visa verificar a aderência do
programa de implantação das 15 Diretrizes de Segurança; e outros, que
concentram esforços, de forma estruturada, para implantar medidas de
segurança e melhorar os resultados operacionais. (PETROBRAS, 2007f)
22 Entenda-se como gerências operacionais da US-TA as gerências de Armazenamento; Transportes de Cargas; Transporte de Pessoas e Operações Portuárias.
Considerando que na Petrobras, como na maioria das empresas do
mundo, o ponto crítico com relação às ocorrências de acidentes está
diretamente ligado às questões comportamentais, a estrutura de SMS incentiva
e executa eventos ligados à conscientização e à motivação para o trabalho
seguro, como gincanas, concursos, palestras e monitoramento diário das
atividades com excessiva exposição ao risco.
Dentro do planejamento, focado na adoção de SMS como valor, por
parte da força de trabalho, há uma ferramenta chamada de Auditoria
Comportamental, onde a liderança da empresa (gerentes, supervisores e
líderes de equipe), através de uma rotina pré-estabelecida, vai ao campo
conversar com a força de trabalho, sobre os riscos envolvidos nas atividades e
as melhores práticas para eliminá-los, baseando-se nas observações dos
desvios encontrados.
Os resultados obtidos nos últimos anos, com relação à segurança das
pessoas e a preservação do meio ambiente demonstram uma excelente
evolução. Os poucos acidentes que ainda ocorrem apresentam gravidade
pequena, se considerarmos o grau de risco da atividade, o volume de carga
movimentado e o número de profissionais envolvidos.
3.5.7. – PROGRAMAÇÃO E CONTATO COM O CLIENTE – PCC
O PCC é a gerência responsável pela aproximação da US-TA com
seus clientes (usuários internos da Petrobras), levantando as necessidades dos
mesmos, visando sua satisfação. Além disso, tem as seguintes atribuições:
• Preparação da previsão orçamentária anual e o acompanhamento
da realização de custos;
• Dimensionamento das frotas marítima e aérea e contratação de
barcos e helicópteros;
• Contratação dos demais serviços necessários ao desenvolvimento
dos serviços;
• Negociação e acompanhamento dos indicadores de desempenho
das atividades da US-TA; e
• Preparação de relatórios de apresentação dos resultados da
atividade. (PCC, 2005b)
3.5.8 – COORDENAÇÃO DE OTIMIZAÇÃO DAS OPERAÇÕES LOGÍSTICAS – COOPEL
Uma estrutura logística como a da US-TA, com operações de alta
complexidade, envolvendo diversas modalidades de transporte, atendendo a
uma atividade de capital intensivo, como é a indústria do petróleo, onde
pequenas falhas podem representar grandes prejuízos, necessita de
planejamento de longo prazo, ficando esse planejamento, assim como o
acompanhamento de execução do mesmo, a encargo da Coordenação de
Otimização.
Atualmente, a US-TA encontra-se em plena fase de execução do seu
Plano Diretor de Logística (PDLOG – desenvolvido em 2003), que é composto
por uma série de ações, determinados por estudos realizados prevendo-se as
atividades da US-TA até o ano de 2020.
O estudo analisou a variação da produção de petróleo até 2020 e
levantou o número de unidades marítimas (plataformas de produção)
necessário para viabilizar essa produção. (US-TA, 2003)
Essas unidades marítimas, para serem atendidas em suas
necessidades, demandam determinada quantidade de cargas, insumos e
tripulantes, que por sua vez demandam embarcações e helicópteros, para o
transporte das cargas e passageiros.
A quantificação de embarcações e aeronaves determina a infra-
estrutura necessária em termos de portos e aeroportos.
Todo esse planejamento está devidamente equacionado até o ano de
2020, em sistema informatizado, que permite atualização, sempre que se torne
necessário, devido a qualquer mudança de cenário, ou premissa, inicialmente
utilizada.
Como produto do Plano Diretor de Logística, foi criado um plano de
ação, do qual fazem parte, de acordo com a US-TA (2003), as ações abaixo:
• Desenvolvimento de um roteador para a atividade de transporte
de passageiros. Esse roteador já se encontra em fase de testes
e espera-se que sua utilização conduza a uma utilização mais
eficiente da frota de helicópteros, podendo vir a gerar redução
de algumas unidades.
• Desenvolvimento de um roteador para a atividade de transporte
marítimo de cargas. Esse roteador ainda não foi desenvolvido,
mas da mesma forma, espera-se que o mesmo gere melhor
utilização da frota, podendo vir a reduzi-la.
• Realização de EVTE (Estudo de Viabilidade Técnica e
Econômica) em apoio à decisão de se aumentar a capacidade
do porto de Imbetiba (Macaé), ou de se deslocar algumas
atividades para Vitória, para atender a crescente demanda que
vem ocorrendo no Espírito Santo. O EVTE apontou a viabilidade
de base portuária própria da Petrobras no Espírito Santo.
• Deslocar para o Espírito Santo algumas operações da atividade
de de ancoragem de plataformas, deslocando também o
atendimento às plataformas do norte da Bacia de Campos, visto
que o EVTE acima apontou para a não ampliação do porto de
Imbetiba.
• Realização de EVTE de aeroportos, visando a obtenção de
melhoria das condições de embarque do pessoal que se utiliza
do aeroporto de Macaé e apoio à decisão de ampliação do
heliponto de Farol de São Tomé, em Campos, para atendimento
ao aumento de demanda previsto. O EVTE apontou para a
necessidade de construção de um novo aeroporto na região de
São Tomé, sendo desativado o atual heliponto.
• Workshop com os clientes para melhor definição do nível de
atendimento requerido, visando a obtenção de melhor atribuição
dos custos logísticos imputados aos mesmos. Essa ação torna-
se importante, uma vez que a Bacia de Campos possui campos
que já são considerados maduros e que se encontram em fase
de declínio de produção, e um alto custo logístico poderia torná-
los inviáveis, reduzindo o seu ciclo produtivo. (US-TA, 2003)
4 – CONCLUSÃO
Ao longo do trabalho pode ser percebido o crescimento da participação
do petróleo na matriz energética mundial, quando, no início do século XX,
passa a ter grande utilização, alavancada principalmente pelo surgimento das
indústrias automobilística e aeronáutica, e com sua utilização na atividade
marítima, que até então se utilizava do carvão.
Esse contínuo crescimento na utilização do petróleo tornou o mundo
altamente dependente de sua existência, fazendo com que o petróleo se
tornasse uma fonte de energia altamente estratégica para as nações.
Diante dessa necessidade crescente de obtenção de petróleo, o Brasil,
em busca de seu desenvolvimento, viu-se obrigado a adotar estratégias
ousadas, no sentido de fazer crescer sua produção, principalmente após a
criação da Petrobras.
Conforme é possível observar pela Tabela 5, a produção de petróleo
no Brasil vem apresentando comprovado crescimento, tendo mais do que
dobrado, no período entre 1994 e 2003, apresentando tendência de
crescimento da produção offshore, em relação à produção onshore. Em 2003 a
produção offshore representava 85,4% da produção total brasileira. Como
97,6% da produção offshore brasileira ocorre nas bacias sedimentares das
regiões sul e sudeste (Bacias do Espírito Santo, Campos e Santos), podemos
afirmar que 83,3% da produção nacional provém da produção offshore dessas
regiões.
Pela Tabela 4 pode ser verificado que, apesar do aumento da
produção, as reservas também apresentaram significativo incremento – fruto do
grande esforço exploratório desenvolvido pela Petrobras – tendo ocorrido
aumento de quase 100% dessas reservas no mesmo período de 1994 a 2003.
Da mesma forma que a produção, as reservas também apresentam
concentração nas acumulações offshore. Em 2003 as reservas offshore eram
de 91,2%, em relação ao total de reservas do país. Como 98,3% dessas
reservas encontram-se nas regiões sul e sudeste, podemos concluir que 89,6%
das reservas nacionais de petróleo encontram-se nessas regiões.
Para que o petróleo existente em áreas offshore possa ser detectado,
quantificado e produzido, torna-se necessária a utilização de plataformas e
embarcações, como as apresentadas na figura 2, no segmento de E&P.
Para que essas plataformas operem, uma pesada estrutura de
logística se faz necessária. Diante da grande concentração da demanda
logística para atendimento às atividades de apoio offshore do E&P, foi criada a
US-TA, que diariamente embarca, para as plataformas, milhares de toneladas
de equipamentos e materiais de consumo, que são utilizados em seus
processos operacionais. Para que os processos se desenvolvam, um
contingente de milhares de pessoas habita as plataformas, requerendo que
toneladas de alimentos sejam rotineiramente embarcados, para sua
sobrevivência a bordo. Essas pessoas trabalham em jornadas que requerem o
seu embarque no início e o desembarque ao final de cada jornada de trabalho,
o que gera a necessidade de quase 100 vôos de helicópteros diários.
Diante de uma situação de demanda crescente e com a perspectiva de
crescimento ainda maior, impulsionado pelos vultuosos investimentos que a
Petrobras vem fazendo para obter e manter a auto-suficiência na produção de
petróleo, é fundamental que se tenha um consistente planejamento das
atividades, visto que o crescimento da demanda poderia levar ao esgotamento
alguns dos recursos envolvidos, principalmente os portos e aeroportos.
Conforme apresentado no item 3.5.8, em 2003 a US-TA iniciou e
concluiu o Plano Diretor de Logística do E&P, antevendo a variação da
demanda até o ano de 2020, implantando uma série de ações com o objetivo
de adequar os seus recursos críticos à demanda prevista, visando a eliminação
de gargalos que certamente surgiriam se as ações não fossem concluídas.
Apesar de requerer esse elevado nível de planejamento, a atividade de
exploração e produção, principalmente a fase exploratória, possui uma forte
característica de imprevisibilidade, o que impõe à logística de apoio a essa
atividade, um perfil de agilidade, capaz de atender a demandas súbitas e
imprevistas com o mesmo nível de serviço com que atende as demandas
planejadas. É fundamental que a logística de apoio offshore tenha essa
agilidade, para que não se permita que recursos críticos e de elevado custo,
como plataformas, tenham sua produtividade interrompida pelo aguardo de
algum tipo de atendimento.
A grande variedade de produtos e materiais que têm que ser
transportados também exige da atividade de logística uma grande flexibilidade,
requerendo sempre soluções criativas, eficientes e a custos exeqüíveis,
permitindo o desenvolvimento da atividade de exploração e produção em
direção à auto-suficiência brasileira em produção de petróleo.
5 – REFERÊNCIAS
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