Um panorama brasileiro da Indústria de O&G
As recentes descobertas em águas ultraprofundas, do pré-sal, foram frutos do processo de cooperação da Petrobras com as empresas recém-chegadas ao Brasil para projetos de exploração, após o processo de abertura no fim dos anos 1990. O caráter transformador dessas descobertas vem exigindo um imenso esforço de inovação tecnológica para maximizar a produção de petróleo e gás natural, numa chamada nova e promissora fronteira petrolífera. Nesse campo, os principais desafios dizem respeito a:
Caracterização e engenharia de reservatórios.
Completação e perfuração de poços.
Engenharia submarina – em particular, a qualificação dos risers (tubulações flexíveis ou rígidas para passagem de petróleo e gás do poço às plataformas) para operação em águas ultraprofundas e o desenvolvimento do conjunto de atividades subsea.
Logística para aproveitamento do gás natural associado.
Desenvolvimento de materiais para equipamentos expostos a fluxos gasíferos com elevadas concentrações de CO2.
Desenvolvimento de dutos para profundidade maior que 3.000 metros.
Formas de escoamento do gás produzido a 200 km da costa.
Apesar desses grandes desafios, a produção corrente do pré-sal atingiu, em junho de 2017, 1,42 milhões de bbl/dia e ultrapassou a produção total dos campos pós-sal no fim de julho do mesmo ano, contribuindo para um salto vertiginoso. Isso demonstra a capacidade de cooperação efetiva da Petrobras, das empresas consorciadas, da indústria parapetrolífera e das instituições de pesquisa na construção de uma curva de aprendizagem tecnológica notável.
Historicamente, o principal traço da política energética brasileira desde o primeiro choque do petróleo, nos anos 1970, é a busca pela autossuficiência na produção de hidrocarbonetos e, ainda que o país importe óleos leves para o equilíbrio de seu processo de refino, já alcançou a condição de país exportador líquido, como pode ser visto na Tabela 1 abaixo.
TABELA 1 – Produção, importação e exportação de petróleo bruto. Fonte: ANP (2018), elaborado por Instituto de Economia – UFRJ.
No que concerne ao gás natural, por outro lado, o país ainda depende fortemente de importações (Tabela 2), seja por meio de gasodutos (especialmente o Brasil-Bolívia), seja por meio de navios de gás natural liquefeito (GNL). Tal dependência decorre, em particular, da necessidade de abastecer o parque gerador termoelétrico.
TABELA 2 – Produção, exportação e importação de gás natural. Fonte: ANP (2018), elaborado por Instituto de Economia – UFRJ.
Quanto a exportações e importações, a expectativa é bastante positiva para a evolução a longo prazo das exportações e para a balança comercial brasileira, devido à redução pouco a pouco entre os preços do barril exportado e importado.
Quanto à capacidade de refino, no final de 2015, o Brasil contava com 17 refinarias com capacidade para processar 2,4 milhões de barris de petróleo e outras cargas por dia. Nesse ano, foi processada uma carga de dois milhões de barris por dia, da qual 83,1% eram de origem nacional e 13,9%, importada. O volume processado sofreu um decréscimo de 129,2 mil bbl/dia (-5,8%) com relação a 2014.
A Petrobras detém o monopólio da atividade, com 13 dessas unidades e 98,2% da capacidade nacional. A Replan (SP) tem a maior capacidade instalada: 434 mil bbl/dia ou 18,1% do total. Já Manguinhos (RJ), Riograndense (RS), Univen (SP) e DaxOil (BA) são refinarias privadas. Esse monopólio e o decorrente poder de mercado têm sérias implicações para o processo de formação de preços de derivados e para as condições de entrada de outros agentes na indústria. Apesar de a maior parte do parque de refino brasileiro ter sido construída há muito tempo, em 2010, foram realizados investimentos importantes de atualização de controles de processos. Mesmo assim, aparentemente algumas dessas tecnologias avançadas ainda não estão sendo utilizadas em todo seu potencial em virtude de falta de pessoal especializado.
Quanto ao armazenamento, as refinarias nacionais possuem capacidade de 6,3 milhões de m3 de petróleo e 11,5 mi m3 de derivados, intermediários e etanol. Do primeiro valor, em 2015 as oito refinarias da região Sudeste concentravam 65, 7%, com 4,2 mi m3, dos quais 2,5 milhões no estado de São Paulo e pouco mais de 1,1 mi no Rio de Janeiro. Já quanto ao armazenamento de derivados, intermediários e etanol, o Sudeste também lidera com 7,9 mi m3 (68,6% do total), dos quais 5,3 mi em São Paulo e 1,9 mi no Rio de Janeiro.
A Figura 1 apresenta a participação de cada derivado na estrutura de refino, com destaque para óleo diesel e gasolina, que juntos representam 71,5% do total.
FIGURA 1 – Distribuição percentual da produção de derivados energéticos de petróleo, 2015. Fonte: ANP (2018), elaborado por Instituto de Economia – UFRJ.
Os esforços e a capacitação tecnológica do Brasil, desenvolvidos especialmente pela Petrobras, tornaram o país um dos principais protagonistas da exploração e produção marítima, construindo importantes vantagens competitivas associadas ao domínio das tecnologias de exploração em águas profundas e ultraprofundas. Esse papel protagonista é confirmado pela Figura 2 e pela Tabela 3 abaixo.
FIGURA 2 – Produção mundial offshore por país e profundidade, 2005-2015 (em milhões de bbl/dia). Fonte: EIA/DOE, em Nota Técnica elaborada por Instituto de Economia – UFRJ.
TABELA 3 – Produção nacional e mundial de petróleo offshore e onshore, 2005, 2010, 2014, 2015. Fonte: ANP (vários anos) e EIA, elaborado por Instituto de Economia – UFRJ.
A situação da produção brasileira é, portanto, muito específica. Se no mundo a produção offshore representa 29% do total, no Brasil corresponde a praticamente 95%. Essa condição consolidou a vocação e a expertise brasileiras na atividade e atraiu a atenção internacional. Muitos dos consórcios firmados recentemente no País têm como foco a aprendizagem sobre operação no ambiente marítimo, visto que, a médio e longo prazos, a redução das oportunidades onshore favorecerá o desenvolvimento offshore em outros países.
Dessa forma, os projetos de desenvolvimento vêm sendo alterados, em sua concepção, por soluções a novos paradigmas, como as tecnologias subsea.
Fonte
Nota técnica – Petróleo e Gás. Instituto de Economia da UFRJ
Lucas Goulart
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo
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