Petrobras: Denúncias de corrupção ofuscam produção recorde de petróleo e derivados

Química e DErivados, FPSO Cidade de Ilhabela chega ao ponto de locação no campo de Sapinhoá Norte
FPSO Cidade de Ilhabela chega ao ponto de locação no campo de Sapinhoá Norte

Com a produção média de 2,126 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) registrada em outubro, nono mês consecutivo de crescimento desse volume, a Petrobras superou o recorde anterior, de dezembro de 2010. No mesmo mês, foi registrado novo recorde no pré-sal, com 640 mil bpd extraídos nas bacias de Campos e Santos, por meio de 31 poços produtores – o volume inclui a parcela operada pela Petrobras para empresas parceiras.

A produção consolidada de petróleo e gás da Petrobras, no Brasil e no exterior, alcançou 2,795 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em outubro. Incluindo o resultado das demais operadoras, a produção total do país subiu para 2,9 bilhões de bpd. Espera-se que as denúncias de corrupção, que teriam gerado sobrepreço em diversos projetos da companhia nos últimos dez anos, não impactem a produtividade alcançada.

Relatório do banco Goldman Sachs, publicado em outubro, prevê a produção ascendente em 2015, quando projeta um aumento de nada menos que 325 mil bpd. De acordo com a instituição financeira, o avanço mostra a mudança do cenário da produção brasileira, que foi “frustrante” entre os segundos trimestres de 2012 e 2013, devido ao declínio da produção da Bacia de Campos e ao início lento da extração do pré-sal.

Química e Derivados, Graça Foster: Bacia de Campos recuperou eficiência
Graça Foster: Bacia de Campos recuperou eficiência

A despeito dos resultados operacionais positivos que a petroleira brasileira vem obtendo no decorrer do ano, a presidente da estatal, Maria das Graças Foster, já antecipou que a meta de crescimento da produção (7,5%) não será atingida até o final de dezembro. O anúncio foi feito quando a direção da empresa apresentou o seu resultado operacional do terceiro trimestre, no dia 17 de novembro.

O diretor de Exploração e Produção José Miranda Formigli agregou que o objetivo agora é conseguir pelo menos um aumento de 6% sobre o 1,9 milhão de bpd registrado no final de 2013. De acordo com a direção da companhia, a meta inicial não será atingida devido aos atrasos na entrega de plataformas próprias encomendadas, assim como pela demora na obtenção de licenças de operação e também na conexão de vários poços.

Ainda assim, a estatal espera encerrar 2014 com quase o dobro de conexões de poços produtores, que somam 46 nos primeiros nove meses. A previsão de Formigli é de conectar outros 16 poços até 31 de dezembro, totalizando 62 interligações – contra 34 no ano anterior. É para isso que a estatal vem ampliando sua frota de embarcações do tipo PLSV (Pipe-laying Support Vessels), utilizadas nos trabalhos de interligação de poços a plataformas – além das 18 unidades em atividade em outubro, mais uma deve entrar em operação até o final do ano.

Produtividade e eficiência – As interligações concorreram para o recorde obtido em outubro, pois elas possibilitaram o aumento da produção de algumas plataformas estratégicas, todas do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo.

Três delas na bacia de Campos: a P-58, que entrou em produção em março deste ano, no Parque das Baleias; a P-55, instalada na virada do ano; e a P-62, que também entrou em operação no primeiro semestre (maio), ambas no campo de Roncador. Na Bacia de Santos, a entrada em produção, em junho, da FPSO Cidade de Paraty, no campo de Lula.

Foster e Formigli anunciaram que uma ‘produção adicional’ de 164 mil bpd foi obtida no terceiro trimestre graças ao Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef), principalmente na bacia de Campos, responsável pela queda brutal da produtividade há cerca de dois anos.

A eficiência operacional da Unidade Operacional Bacia de Campos (UO-BC), responsável por boa parte dos ativos produtores mais antigos dessa bacia, chegou a 81% no terceiro trimestre – bem acima dos 68% registrados em meados de 2012. Foster anunciou que, em setembro, a UO-BC alcançou a maior produção de óleo dos últimos 20 meses (420 mil bpd) e a maior eficiência dos últimos 50 meses (82,4%).

Novos sistemas de produção – Até o final do ano, a Petrobras quer somar cinco novas unidades a entrar em operação em 2014, para garantir a curva de produção nos próximos anos. Além da FPSO Cidade de Mangaratiba, que começou a produzir em meados de outubro, no campo de Iracema Sul, na bacia de Santos (20 dias antes do programado, segundo a estatal), outras unidades começam a operar ainda este ano.

Na mesma bacia, a próxima unidade a entrar em operação é a FPSO Cidade de Ilhabela, que está ancorado na área Norte do campo de Sapinhoá, e onde já estão sendo concluídas as interligações com o primeiro poço produtor. Outra plataforma, a P-61 – primeira plataforma do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Plataform) a ser construída e a operar no Brasil – já está no campo de Papa-Terra, no pós-sal da Bacia de Campos, e deverá produzir ainda este ano. A Petrobras está acelerando a operação de montagem da sonda SS-88 (TAD – Tender Assisted Drilling), que permitirá o início da produção do primeiro poço conectado à P-61.

Mais gás – A produção total operada pela Petrobras no Brasil (que inclui a de suas parceiras) alcançou 2,207 milhões de bpd no terceiro trimestre, com a contribuição também dos Testes de Longa Duração (TLDs) iniciados nos campos de Iara Oeste, na bacia de Santos, e de Tartaruga Verde, na de Campos.

Química e Derivados, Destilação atmosférica da Rnest entrou em pré-operação
Destilação atmosférica da Rnest entrou em pré-operação

O volume de gás natural atingiu 72,04 milhões de m³/dia, superando em 1,3% o resultado do mês anterior (setembro), com a maior produção nos campos de Mexilhão, Uruguá-Tambaú, Sapinhoá e Lula Nordeste, todos na bacia de Santos. A produção de gás operada pela Petrobras, que inclui a parcela operada para as empresas parceiras, também atingiu novo recorde, de 81,785 milhões de m³/dia, 2,1% superior à registrada em setembro (80,132 milhões de m³/d).

Cerca de 95% desse gás foi aproveitado, seja para fornecimento ao mercado (cerca de 45,6 milhões de m3/dia no terceiro trimestre), seja para geração de energia nas plataformas ou reinjeção nos reservatórios para elevar a produção de óleo. A oferta total de gás natural registrou um aumento de 14% em relação ao realizado no mesmo período do ano anterior.

Isso permitiu à petroleira reduzir em 16% a necessidade de importação de gás natural liquefeito (GNL) e contribuir para o atendimento de quase a metade da demanda nacional desse energético, que alcançou 97,7 milhões m3/dia em outubro. A elevação do consumo se deve, principalmente, ao aumento da geração termelétrica. Dos 7,7 GW médios produzidos pela Petrobras, 4,6 GW são de geração própria – o índice médio foi 35% superior aos 5,7 GW médios gerados no mesmo período de 2013.

Refino a 100% – A produção de derivados teve um aumento de 4% nas refinarias do Brasil, que, com um fator de utilização de 100%, alcançando a média de 2,204 milhões de bpd no final de setembro. Da carga total processada, de 2,138 milhões de bpd, cerca de 80% foi oriunda de campos brasileiros.

Óleo diesel e gasolina representaram 62% de todo o volume produzido nas refinarias. Índice que deve aumentar com a plena operação da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), que terá capacidade para produzir 230 mil barris diários de derivados. Localizada em Ipojuca, na região metropolitana de Recife-PE, a refinaria da Petrobras, erguida sob a sombra de superfaturamento e que consumiu US$ 18,5 bilhões (muito além do orçamento inicial de US$ 2,5 bilhões), segundo Graça Foster, já entrou na fase de pré-operação.

Em meados de novembro, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou no Diário Oficial da União (DOU) autorizações para algumas unidades da Rnest que, no dia 30 de outubro, houvera obtido a Licença de Operação (LO), emitida pela Agência Estadual de Meio Ambiente de Pernambuco (CPRH).

Ela permite que a unidade processe 45 mil barris/dia, equivalentes a 39% da capacidade do primeiro trem de refino, de 115 mil bpd, que já está com mais de 96% concluídos. A refinaria pernambucana terá dois trens (o segundo deve entrar em operação em 2015), que somarão a capacidade total de 230 mil bpd.

Essa licença estadual era necessária para que a ANP desse a autorização parcial, que possibilitou à refinaria dar a partida nas unidades destilação e de hidrotratamento de nafta, matéria-prima básica da indústria petroquímica. No entanto, ela não está autorizada ainda a produzir diesel, que reduzirá as importações do insumo pela Petrobras para atender a demanda interna.

De acordo com a ANP, “as unidades não contempladas na autorização ainda apresentam pendências que deverão ser atendidas pela Petrobras”. Quando receber o aval da agência, a estatal poderá iniciar a fase de operação efetiva da Rnest, que abrange as etapas de gaseificação das unidades, processamento de petróleo, sistema de armazenamento de combustíveis e, por fim, o envio para o mercado.

Pré-operação da Rnest – Em comunicado publicado no início de novembro, a Petrobras informou que todas as subestações e equipamentos de distribuição de energia necessários para a partida do primeiro trem de refino estavam em operação. Também estão em funcionamento os sistemas de utilidades, com a partida da estação de tratamento de águas (ETA), do sistema de ar comprimido e da primeira torre de resfriamento da Rnest.

As caldeiras a óleo combustível foram acesas e o vapor gerado está sendo utilizado para a sopragem (limpeza) das tubovias e linhas de vapor das unidades de processo. E o emissário submarino, a rede de gás natural e de gás combustível, a tocha principal e parte da estação de tratamento de despejos industriais (ETDI) também estão operando.

Entraram também em pré-operação a Unidade de Destilação Atmosférica (UDA) e a Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH), enquanto a petroleira prepara as demais unidades de processo (coqueamento retardado e hidrorrefino).

A direção da empresa informou que estão concluídas as instalações do Porto de Suape, para receber os navios de petróleo. Com o duto que o interliga o porto à refinaria concluído em meados deste ano, em setembro a Rnest recebeu a primeira carga de petróleo, que foi armazenada no parque de tanques da refinaria.

Mais diesel até 2015 – O diesel será o principal produto da Rnest, que tem sistema flexível de processamento, podendo receber tanto cargas de petróleo pesado, de menor valor, quanto de óleo mais leve. Ela deve entrar em operação ainda este ano, nas previsões da Petrobras, que espera reduzir, ainda no primeiro trimestre de 2015, importações que impactam suas contas. Principalmente pelo fato de os preços de gasolina e diesel serem administrados pelo governo, a estatal é obrigada a vender esses combustíveis no mercado interno por valores mais baixos do que os praticados na importação.

Os sistemas e unidades que entraram em operação em novembro obedecem ao sequenciamento planejado de partida da Rnest, que terá a maior taxa de conversão de petróleo em diesel: a cada 100 barris de petróleo processados, serão produzidos 70 barris de diesel S-10 (com baixo teor de enxofre). Quando os dois trens estiveram produzindo, a Rnest deverá disponibilizar para o mercado 161 mil bpd de diesel, volume bem próximo das necessidades atuais de importação.

Além desse volume de diesel, que é equivalente a 17% da demanda nacional (valores de primeiro semestre de 2014), a refinaria vai produzir nafta, coque de petróleo, gás liquefeito de petróleo (GLP), entre outros derivados. Mas os primeiros volumes de combustíveis somente devem chegar ao mercado no início do próximo ano, uma vez que as distribuidoras ainda não foram notificadas oficialmente sobre a produção da Rnest. Elas têm até o terceiro dia útil de cada mês para fazer pedidos de combustíveis para o mês seguinte: ou seja, os primeiros pedidos devem entrar até o início de dezembro, para serem entregues em janeiro.

Recordes de processamento – Com o parque de refino sendo usado em sua capacidade máxima, entre 98% e 100%, a Petrobras vem batendo recordes também na produção de derivados. Em outubro as unidades de hidrotratamento de diesel das refinarias da estatal processaram 104 milhões de litros por dia, em média – o que representa um volume de 2 milhões de litros superior ao recorde mensal anterior, obtido em junho de 2014. Em setembro, a petroleira já havia registrado um recorde diário de processamento nas unidades de hidrotratamento de diesel e querosene de aviação (QAV), quando a carga total processada alcançou 109 milhões de litros.

Comperj problemático – Oficializado entre 2006 e 2007, quando foi anunciada a terraplanagem da área, e com a construção iniciada no início desta década, o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), que integra o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do governo federal, deixa de ser projeto emblemático para se tornar mais um problema nas mãos da atual direção da Petrobras.

Previsto para ser inaugurado em agosto de 2016 – depois de vários adiamentos –, o empreendimento que era para ser o maior projeto petroquímico do país e que quando for inaugurado, terá a função de simples refinaria com dois trens, pode sofrer nova alteração em seu cronograma.

É o que sinaliza uma versão preliminar do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2023, divulgada no início de setembro pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e pelo Ministério de Minas e Energia. No documento da autarquia federal, a refinaria deve iniciar o funcionamento apenas em dezembro de 2016.

“O Comperj, em construção em Itaboraí-RJ, foi originalmente planejado como uma refinaria de petróleo voltada para a produção de derivados petroquímicos. Entretanto, seu projeto inicial foi alterado pela evolução do mercado, e o novo projeto será constituído por dois módulos. O primeiro módulo está previsto para entrar em operação em dezembro de 2016 e o segundo, em janeiro de 2024″, informa o documento da EPE.

Somam-se às denúncias de superfaturamento e prisão de executivos de empresas contratadas os problemas de caixa da companhia, a crise financeira, com desistência e até quebra de alguns fornecedores. Com isso, o projeto da refinaria, hoje avaliado oficialmente em US$ 13,2 bilhões, pode sofrer novos atrasos.

A estatal afiança que vai dar a partida na operação do Comperj na data estipulada pelo PAC. Ainda assim, o empreendimento, que teve irregularidades apontadas por auditoria do Tribunal de Contas da União (TCU), poderá tornar-se o projeto mais demorado da história da Petrobras, entre idealização e execução.

Na avaliação de fornecedores, haverá atrasos por causa de três novas licitações para execução de serviços remanescentes de obras abandonadas por empresas que desistiram dos contratos. Elas se referem à construção e montagem do sistema de flare, torre de resfriamento e prédio administrativo (antes sob responsabilidade da Fidens Engenharia); a construção e montagem das interligações e tancagem (nas mãos do Consórcio Jaraguá/Egesa); e a construção e montagem do Centro Integrado de Controle (CIC), que estava a cargo da Multitek Engenharia.

Como um processo de licitação desse porte pode levar, no mínimo, seis meses, os atrasos já são quase certos na avaliação de especialistas. Principalmente pelo fato desse prazo poder ser estendido, caso os participantes movam recursos contra o resultado da concorrência. Sem falar no risco de atraso no período de execução dos serviços, como ocorreram em várias etapas desta obra.

Irregularidades e financiamento – Segundo a estatal, o primeiro trem de refino do Comperj já está com mais de 75% das obras concluídas. Com capacidade de processamento de 165 mil barris diários, ele deverá produzir nafta petroquímica, querosene de aviação (QAV), coque, GLP (gás de cozinha) e óleo combustível a partir de 2016 (três anos depois da previsão inicial).

O segundo trem, com o projeto ainda em “avaliação” pela estatal, iria agregar, a partir de 2018, mais 300 mil barris diários à capacidade de processamento da refinaria. Já a parte petroquímica pode desandar de vez, devido à perda da competitividade dessa produção no Brasil, o que levou a Petrobras e a Braskem a rever a implantação do projeto.

Em outubro, o ministro do Tribunal de Contas da União (TCU), José Jorge, negou medida cautelar para impedir os pagamentos do consórcio responsável por parte das obras do Comperj. “A despeito das improbidades mapeadas pela equipe de fiscalização, reputo que o dano reverso decorrente da paralisação desse empreendimento poderá ensejar prejuízos superiores aos benefícios almejados ela ação de controle do tribunal”, afirmou.

Ele recomenda que o TCU faça uma fiscalização específica para identificar prejuízos e apurar responsabilidades pelos atos relativos à contratação do consórcio TUC Construções. Responsável pela obra da Central de Desenvolvimento de Plantas e Unidades (CDPU), o consórcio formado pela Odebrecht, UTC Engenharia e PPI Plantas Industriais foi contratado sem licitação pelo valor inicial de R$ 3,83 bilhões.

As obras da CDPU estão previstas para terminar em março de 2015, para não comprometer o cronograma do empreendimento, que em setembro teve sinalização de uma nova linha de crédito. O comitê de investimento do FI-FGTS, fundo de infraestrutura gerido pela Caixa Econômica Federal com recursos dos trabalhadores, autorizou sua equipe técnica a estudar o financiamento de até R$ 2,5 bilhões para a Petrobras concluir as obras do complexo.

A estatal precisará comprovar, em diligência técnica, financeira e legal, que pode pagar o financiamento, a ser direcionado para obras de saneamento e energia. Criado há seis anos, o fundo é o segundo maior agente de crédito para infraestrutura do País, atrás do BNDES, com desembolso médio anual de R$ 3,7 bilhões.

Deixe um comentário

O seu endereço de e-mail não será publicado.