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AS SONDAS DE PERFURAÇÃO E O ANTICICLO DO PETRÓLEO
Thiago Mordehachvili
PROJETO DE FIM DE CURSO SUBMETIDO JUNTO AO CORPO
DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA FINALIZAÇÃO DO CURSO DE
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA INDUSTRIAL.
Aprovada por:
_________________________________________
Prof. Virgílio José Ferreira Filho
_________________________________________
Prof. Régis da Rocha Motta
_________________________________________
Prof. Rosemarie Broker Bone
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
JANEIRO DE 2009
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1 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO
A presente monografia tem por objetivo apresentar um panorama da indústria de sondas
de perfuração offshore e como este segmento do mercado de óleo e gás poderá se
comportar no atual cenário de petróleo. Ainda, pretende-se observar os efeitos bilaterais
entre os investimentos nestas estruturas exploratórias e os preços da commodity no
longo prazo, sob a ótica da presente crise de crédito.
Para tanto, o texto está disposto da seguinte forma:
i – Introdução e história do petróleo, com os paradigmas exploratórios
vivenciados e a evolução da commodity;
ii – Descrição das atividades do E&P, a aplicabilidade das sondas e suas
funções;
iii – Introdução sobre o panorama atual do óleo, descrição do mercado de sondas
de perfuração, análise técnica das sondas, comparativo das empresas de drilling
e situação financeira deste mercado;
iv – Análise da oferta/demanda de petróleo sob a ótica do depletion, tendências
exploratórias subseqüentes e o equilíbrio do mercado de sondas;
v – Conclusão.
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1.1. INTRODUÇÃO
A indústria do petróleo, baseada em conhecimento empírico, ciência, tecnologia,
engenharia, administração, finanças, fatores sociais e ecologia, é a mais fantástica
atividade produtiva organizada pelo ser humano.
Recursos econômicos e humanos são mobilizados para sustentar as operações de
exploração de exploração e produção de petróleo e gás, insumos industriais que
marcaram o século XX, transformando-se em bens estratégicos para a segurança
nacional dos mais importantes países do mundo. Deter reservas de óleo e gás e dominar
tecnologias para produzi-las é, igualmente, fator crítico de desenvolvimento para países
periféricos ou emergentes.
O petróleo (do latim petroleum, petrus, pedra e oleum, óleo, do Grego πετρέλαιον
(petrelaion) óleo da pedra, do grego antigo πέτρα (petra), pedra + έλαιον (elaion) óleo
de oliva, qualquer substância oleosa.), no sentido de óleo bruto, é uma substância
oleosa, inflamável, geralmente menos densa que a água, com cheiro característico e
coloração que pode variar desde o incolor ou castanho claro até o preto, passando por
verde e marrom (castanho).
Combinação complexa de hidrocarbonetos. Composta na sua maioria de
hidrocarbonetos alifáticos, alicíclicos e aromáticos. Também pode conter quantidades
pequenas de nitrogênio (N), oxigênio (O), compostos de enxofre (S) e íons metálicos,
principalmente de níquel (Ni) e vanádio (V). Esta categoria inclui petróleos leves,
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médios e pesados, assim como os óleos extraídos de areias impregnadas de alcatrão.
Materiais hidrocarbonatados que requerem grandes alterações químicas para a sua
recuperação ou conversão em matérias-primas para a refinação do petróleo tais como
óleos de xisto crus, óleos de xisto enriquecidos e combustíveis líquidos de hulha não se
incluem nesta definição.
A fim de se conhecer melhor a constituição do petróleo, o American Petroleum Institute
(API) realizou análises em vários petróleos de diferentes origens, chegando às seguintes
conclusões:
� Todos os petróleos contêm substancialmente os mesmos
hidrocarbonetos, em diferentes quantidades
� A quantidade relativa de cada grupo de hidrocarbonetos presente varia
muito de petróleo para petróleo. Como conseqüência, segundo estas
quantidades, diferentes serão as características dos tipos de petróleo.
� A quantidade relativa dos compostos individuais dentro de cada grupo de
hidrocarbonetos, no entanto, é aproximadamente da mesma ordem de
grandeza para diferentes petróleos.
O petróleo é um recurso natural abundante, porém sua pesquisa envolve elevados custos
e complexidade de estudos. É também atualmente a principal fonte de energia do
homem. Serve como base para fabricação dos mais variados produtos, dentre os quais se
destacam: benzinas, óleo diesel, gasolina, alcatrão, polímeros plásticos e até mesmo
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medicamentos. Já provocou muitas guerras, e é a principal fonte de renda de muitos
países, sobretudo no Oriente Médio.
Além de gerar a gasolina, que serve de combustível para grande parte dos automóveis
que circulam no mundo, vários produtos são derivados do petróleo como, por exemplo,
a parafina, gás natural, GLP, produtos asfálticos, nafta petroquímica, querosene,
solventes, óleos combustíveis, óleos lubrificantes, óleo diesel e combustível de aviação.
1.2. HISTÓRIA DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA MUNDIAL
Registros históricos da utilização do petróleo remontam a 4000 a.C. devido a
afloramentos freqüentes no Oriente Médio. Os povos da Mesopotâmia, do Egito, da
Pérsia e da Judéia já utilizavam o betume para pavimentação de estradas, aquecimento e
iluminação de casas, bem como lubrificantes. No início da era cristã, os árabes davam
ao petróleo fins bélicos e de iluminação. O petróleo de Baku, no Azerbaijão, já era
produzido em escala comercial, para os padrões da época, quando Marco Polo viajou
pelo norte da Pérsia, em 1271.
O início e a sustentação do processo de busca com crescente afirmação do produto na
sociedade moderna datam de 1859, quando foi iniciada a exploração comercial nos
Estados Unidos, logo após uma célebre descoberta do Cel. Drake, na Pensilvânia, com
um poço de apenas 21 metros de profundidade perfurado com um sistema de percussão
movido a vapor. Descobriu-se que a destilação do petróleo resultava em produtos que
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substituíam, com grande margem de lucro, o querosene obtido a partir do carvão e o
óleo de baleia, que eram utilizados para iluminação.
Com a invenção dos motores a gasolina e a diesel, estes derivados até então desprezados
adicionaram lucros expressivos à atividade. Até o fim do século passado os poços se
multiplicaram e a perfuração com o método de percussão viveu seu período áureo.
Neste período, entretanto, começa a ser desenvolvido o processo rotativo de perfuração,
alcançando profundidades de até 354 metros. A melhoria dos projetos e da qualidade do
aço,os novos projetos de brocas e as novas técnicas de perfuração possibilitaram a
perfuração de poços com mais de 10.000 metros de profundidade.
Até 1945 o petróleo produzido provinha dos EUA, maior produtor do mundo, seguido
da Venezuela, México, Rússia, Irã e Iraque. Com o fim da Segunda Guerra, um novo
quadro geopolítico e econômico se delineia e a indústria do petróleo não fica à margem
do processo. Ainda nos anos 50, os EUA continuam detendo a metade da produção
mundial, mas já começa a afirmação de um novo pólo produtor potencialmente mais
poderoso no hemisfério oriental. Esta década marca uma intensa atividade exploratória e
começam a se intensificar as incursões no mar.
Com o passar dos anos foi desenvolvida grande variedade de estruturas marítimas,
incluindo navios para portar os equipamentos de perfuração. Atualmente, algumas
destas unidades de perfuração operam em lâminas d´água maiores que 2.000 metros.
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A década de 60 registra a abundância do petróleo disponível no mundo. O deslocamento
de polaridade começa a se afirmar, revelando grande sucesso na exploração de petróleo
no Oriente Médio e União Soviética, o primeiro com expressivas reservas de óleo e o
segundo com gás.
Os anos 70 foram marcados por grande elevação nos preços do petróleo, tornando
econômicas grandes descobertas no Mar do Norte e no México. Outras grandes
descobertas ocorrem em territórios do Terceiro Mundo e dos países comunistas,
enquanto que os EUA percebem que suas reservas já se encontram esgotadas, restando-
lhes aprimorar métodos de pesquisa para localizar as de revelação mais discreta.
Nos anos 80 e 90, os avanços tecnológicos reduzem os custos de exploração e produção,
criando um novo ciclo de investimento para a indústria petrolífera, evidenciado pela
evolução do recorde mundial de produção na plataforma continental abaixo:
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
12
2. A ATIVIDADE DE E&P E APLICABILIDADE DAS SONDAS DE
PERFURAÇÃO
2.1. A ATIVIDADE DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
2.1.1 Prospecção de Petróleo
A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um
longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias
sedimentares. Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas
camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço,
que é a etapa que mais investimento exige em todo o processo de prospecção.
Um programa de prospecção tem como principais objetivos: localizar dentro de uma
bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condições para a acumulação de
petróleo; verificar qual dentre estas situações possui mais chance de conter petróleo.
Observa-se, portanto, que a questão chave seria encontrar os locais mais favoráveis à
ocorrência de petróleo. Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção
fornece uma quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento
relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço
exploratório.
A primeira etapa de um programa exploratório é a realização de um estudo geológico
com o propósito de reconstruir as condições de formação e acumulação de
hidrocarbonetos de determinada região. Para esse fim, o geólogo elabora:
� Mapas de geologia de superfície – através do mapeamento das rochas na
superfície, é possível delimitar bacias sedimentares e identificar
estruturas que possam acumular hidrocarbonetos. Ao indicar as áreas
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potencialmente interessantes, nesta fase existe a possibilidade de
reconhecimento e mapeamento de estruturas que possam incentivar a
locação de um poço pioneiro.
� Aerofotogrametria e fotogeologia – a primeira usada para construção de
mapas topográficos e consiste em fotografar o terreno utilizando-se um
avião. Também a partir de fotos aéreas, a fotogeologia consiste na
determinação de feições geológicas (dobras e falhas), podendo ser
identificadas pela variação da cor do solo.
� Geologia de subsuperfície – estudo dos dados geológicos a partir de um
poço exploratório, fazendo uso de amostras de rocha recolhidas durante a
perfuração.
Esgotados os recursos diretos de investigação, a prospecção por métodos indiretos
torna-se apropriada em áreas promissoras. As estruturas geológicas que não aparecem
na superfície podem ser então reconhecidas por meio de métodos potenciais:
� Gravimetria – método que, através da análise de variações de densidade,
tem como objetivo permitir um avanço no entendimento da distribuição
espacial das rochas em subsuperfície.
� Magnetometria – a partir de pequenas variações na intensidade do campo
magnético terrestre, é possível identificar a distribuição irregular de
rochas em subsuperfície.
Métodos sísmicos são também utilizados para mapeamento, tendo como principal
representante a sísmica de reflexão – mais de 90% dos gastos de prospecção são
aplicados neste método, tendo como produtos finais imagens das estruturas e camadas
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geológicas em subsuperfície. Tanto em terra quanto no mar, a aquisição de dados
sísmicos consiste na geração de uma perturbação mecânica em um ponto da superfície e
o registro das reflexões em centenas de canais de recepção ao longo de uma linha reta:
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
Embora os avanços tecnológicos dos métodos geofísicos e geológicos possam sugerir as
mais promissoras locações, somente a perfuração de um poço é que revelará se os
prognósticos serão ou não confirmados.
2.1.2 Perfuração
A perfuração de um poço é feita através de uma sonda. Na perfuração rotativa, as rochas
são perfuradas pela ação da rotação e peso aplicados a uma broca existente na
extremidade de uma coluna de perfuração, a qual consiste basicamente de comandos
(tubos de paredes espessas) e tubos de perfuração (tubos de paredes finas).
Os fragmentos da rocha são removidos continuamente através de um fluido de
perfuração ou lama. O fluido é injetado por bombas para o interior da coluna de
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perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à superfície através do
espaço anular formado pelas paredes do poço e coluna.
Ao atingir determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada do poço e uma
coluna de revestimentos de aço, de diâmetro inferior ao da broca, é descida no poço.
O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com a
finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço da perfuração
com segurança. Após a operação de cimentação, a coluna de perfuração é novamente
descida no poço, tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a
do revestimento para o prosseguimento da perfuração. Um poço é perfurado em
diversas fases, caracterizadas pelos diferentes diâmetros das brocas.
2.2 EQUIPAMENTOS DE UMA SONDA DE PERFURAÇÃO
Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na
perfuração de um poço são agrupados nos chamados “sistemas” de uma sonda. Os
principais sistemas são: de sustentação de carga, de geração e transmissão de energia, de
movimentação de carga, de rotação, de circulação, de segurança do poço, de
monitoração e o sistema de subsuperfície, conforme evidenciado no esquema abaixo:
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Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
2.2.1 Sistema de Sustentação de Cargas
O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e
da base ou fundação. A carga correspondente ao peso da coluna de perfuração ou
revestimento que está no poço é transferida para o mastro ou torre, que, por sua vez, a
descarrega para a subestrutura e esta para a fundação ou base. Em perfurações
marítimas podem não haver fundações.
� Torre ou mastro – Em uma operação chamada de manobra, a broca, uma
vez desgastada, é retirada até a superfície e substituída por outra nova.
Por economia, a manobra é feita retirando-se seções de dois ou três tubos
(cada um com cerca de 9 metros). É uma estrutura de aço especial, de
forma piramidal, de forma a prover um espaçamento vertical livre acima
da plataforma de trabalho para a execução de manobras.
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� Subestrutura – é constituída de vigas de aço especial sobre a fundação ou
base da sonda, criando espaço de trabalho sob a plataforma.
2.2.2 Sistema de Geração e Transmissão de Energia
A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é
geralmente fornecida por motores a diesel. Nas sondas marítimas em que exista
produção de gás é comum e econômica a utilização de turbinas a gás para geração de
energia para toda a plataforma.
2.2.3 Sistema de Movimentação de Carga
O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de
revestimento e outros equipamentos. Possui, conforme abaixo, como principais
componentes o guincho, bloco de coroamento, catarina, cabo de perfuração, gancho e
elevador.
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
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2.2.4 Sistema de Rotação
Nas sondas convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada
na plataforma da sonda, permitindo a livre rotação da coluna de perfuração e sendo
responsável pela penetração da broca na rocha.
2.2.5 Sistema de Circulação
São os equipamentos que permitem a circulação e tratamento do fluido de perfuração, o
qual é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço
anular até a superfície e trazendo consigo os cascalhos cortados pela broca. Na
superfície, o fluido permanece dentro de tanques, após receber tratamento adequado.
2.2.6 Sistema de Segurança do Poço
O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de
Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e
controle do poço, sendo o mais importante destes o Blowout Preventer (BOP) –
conjunto de válvulas que permite fechar o poço.
2.2.7 Sistema de Monitoração
São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicador de
peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro.
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2.3 APARATO EXPLORATÓRIO
2.3.1 Colunas de Perfuração
Durante a perfuração é necessária a concentração de grande quantidade de energia na
broca para cortar as diversas formações rochosas. Com a ruptura das rochas, formam-se
cascalhos, que são retirados do fundo do poço e removidos até a superfície pelo fluxo
do fluido de perfuração. A responsável direta por todo este processo é a coluna de
perfuração.
Para dimensionar uma coluna de perfuração, deve ser conhecido o peso da lama, a
profundidade total prevista para a coluna, fatores de segurança à tração, colapso e
pressão interna e o peso máximo previsto sobre a broca.
2.3.2 Brocas
As brocas são equipamentos que têm a função de promover a ruptura e desagregação
das rochas ou formações. O estudo das brocas, considerando seu desempenho e
economicidade, é um dos fatores importantes na perfuração de poços de petróleo.
2.3.3 Fluidos de Perfuração
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos
químicos e, por vezes, até gases. São responsáveis por garantir uma perfuração rápida e
segura, tendo como funções:
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� Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-
los até a superfície
� Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o
influxo de fluidos indesejáveis e estabilizar as paredes do poço
� Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca
2.4 A OPERAÇÃO DE EXPLORAÇÃO
2.4.1 Operações normais de Perfuração
Durante a perfuração de um poço, que se caracteriza pela aplicação de peso e rotação na
broca enquanto circula o fluido de perfuração, uma série de operações desempenha
papel importante no processo:
� Alargamento e repassamento – a primeira consiste em reperfurar o poço
com uma broca de diâmetro maior que a utilizada para sua perfuração; a
segunda seria calibrar o poço em algum trecho que tenha estreitado.
� Conexão, manobra e circulação – a conexão é o processo de acrescentar
um novo tubo de perfuração à coluna, enquanto a manobra completa
consiste na retirada e descida de toda a coluna de perfuração para
substituição da broca. A circulação, por sua vez, consiste em se manter a
broca pouco acima do fundo do poço e apenas circular o fluido de
perfuração para remover os cascalhos do espaço anular.
� Revestimento de um poço de petróleo – o poço é perfurado em fases,
cujo número depende das características das zonas a serem perfuradas e
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da profundidade final prevista. Cada uma das fases é concluída com a
descida de uma coluna de revestimento e sua cimentação.
Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo
O revestimento constitui uma das parcelas mais expressivas do custo de perfuração de
um poço de petróleo (15 a 20% no mar). Tem como funções principais prevenir o
desmoronamento das paredes do poço, permitir o retorno do fluido de perfuração à
superfície, alojar os equipamentos de segurança e elevação e prover meios de controle
de pressões dos fluidos.
� Cimentação de poços de petróleo – Após a descida da coluna de
revestimento, geralmente o espaço anular entre a tubulação de
revestimento e as paredes do poço é preenchido com cimento, de modo a
fixar a tubulação e evitar que haja migração de fluidos entre as diversas
zonas permeáveis atravessadas pelo poço, por detrás do revestimento.
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� Perfilagem – consiste na medição de propriedades das formações após
perfuração de uma fase do poço, de maneira a caracterizar e avaliar
economicamente o ativo.
� Movimentação da sonda – uma vez terminado o poço, é necessário
mudar o poço para nova locação. No mar, a movimentação é conhecida
como DMM (Desmobilização, Movimentação e Mobilização) e consiste
na preparação da Unidade de Perfuração Marítima (UPM) para sua
movimentação por intermédio de rebocadores ou por propulsão própria e,
em seguida, seu posicionamento na nova locação.
2.4.2 Otimização da Perfuração
Os elementos que mais influenciam no custo da perfuração estão no programa de
revestimento, programa de fluido e programa de brocas. Os principais elementos de
interesse são o número de fases, tipo e profundidade de assentamento do revestimento,
tipo de fluido de perfuração e suas propriedades, tipo de broca, peso e rotação sobre a
broca e a pressão, vazão e diâmetro dos jatos.
2.4.3 Perfuração Marítima
As primeiras unidades de perfuração marítima eram simplesmente sondas terrestres
montadas sobre uma estrutura para perfurar em águas rasas. Eram aplicadas as mesmas
técnicas utilizadas em terra, que funcionaram com sucesso por algum tempo. A
necessidade de se perfurar em águas mais profundas fez surgir novos tipos de
equipamentos e técnicas especiais orientadas especificamente à perfuração marítima.
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Existem basicamente dois tipos de unidades de perfuração marítima: as com o BOP na
superfície, tais como as plataformas fixas, as auto-eleváveis, as submersíveis e as
tension legs e as com BOP no fundo do mar, conhecidas como unidades flutuantes, tais
como as semi-submersíveis e os navios-sonda.
� Plataformas fixas – tem sido preferidas nos campos localizados em
lâminas d´água de até 300 metros. São estruturas moldadas de aço que
são instaladas no local de operação com estacas cravadas no fundo do
mar. Devido aos altos custos envolvidos no projeto, construção e
instalação da plataforma, sua aplicação se restringe ao desenvolvimento
de campos já conhecidos. São projetadas para receberem todos os
equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de
pessoal e o restante das instalações necessárias para a produção dos
poços.
� Plataformas auto-eleváveis – são constituídas de uma balsa equipada com
estruturas de apoio que, mecânica ou hidraulicamente, movimentam-se
para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a
elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e
fora da ação das ondas. São plataformas móveis, transportadas por
rebocadores ou com propulsão própria.
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� Plataformas submersíveis – constam de uma estrutura montada sobre um
flutuador, utilizadas basicamente em águas calmas com pequena lâmina
d´água. São lastreadas até seu casco inferior se apoiar no fundo. Tem
utilização limitada.
� Plataformas flutuantes – podem ser semi-submersíveis, compostas por
uma estrutura com um ou mais conveses apoiada por colunas em
flutuadores submersos ou navios-sonda. Uma unidade flutuante sofre
movimentações devido à ação das ondas, correntes e ventos, de forma
que deve ter seu posicionamento controlado através de sistemas de
ancoragem ou sistema de posicionamento dinâmico.
� Plataformas Tension Leg – são plataformas utilizadas para
desenvolvimento de campos. Sua estrutura é bastante similar à
plataforma semi-submersível, sendo que suas pernas principais são
ancoradas no fundo do mar por meios de cabos tubulares, o que reduz
severamente o movimento da plataforma.
2.4.4 Avaliação de Formações
Consiste nas atividades e estudos que visam definir em termos quantitativos e
qualitativos o potencial de uma jazida petrolífera, isto é, sua capacidade produtiva e a
valoração das suas reservas de óleo e gás. Baseia-se principalmente na perfilagem a
poço aberto, nos testes de pressão a poço revestido e na perfilagem de produção.
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Também são usadas na avaliação as informações obtidas na etapa do estudo geológico e
geofísico da área, assim como na etapa de perfuração do poço.
O processo se inicia com a perfuração do poço pioneiro, cuja locação é definida no
estudo geológico e geofísico, basicamente a partir de dados sísmicos. A chamada
perfilagem final, executada ao término da perfuração do poço, permite obter
informações importantes a respeito das formações atravessadas pelo poço: tipo de rocha,
espessura, porosidade e fluidos existentes.
Com base na análise dos perfis (pequeno raio de cobertura lateral), decide-se quais
intervalos do poço são de interesse econômico potencial para executar os testes de
formação. Caso não haja interesse, o poço é abandonado.
Apesar dos indícios obtidos durante a perfuração e a perfilagem indicarem a presença de
hidrocarbonetos na formação, isto não significa que não possam ser produzidos
economicamente. Somente o teste de formação (colocando o poço em fluxo) pode
confirmar, com segurança, a presença de hidrocarbonetos na formação e fornecer dados
a respeito das condições de fluxo nas imediações do poço.
Uma rocha sedimentar pode ser dividida em duas partes: a matriz, englobando toda a
parte sólida da rocha, e os poros, ou tudo aquilo que é vazio e que pode ser preenchido
por fluidos.
2.4.5 Testes de Pressão em Poços
Inicialmente, um reservatório novo encontra-se selado nos seus limites externos,
estando em equilíbrio, ou seja, em qualquer ponto a sua pressão é a mesma. Quando o
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poço é colocado em produção – em um teste, por exemplo – o equilíbrio de pressão é
quebrado, sendo menor no poço e crescente à medida que se afasta dele em direção aos
limites do reservatório.
Quando o volume de fluido produzido é pequeno, em comparação ao tamanho do
reservatório, observam-se quedas de pressão (em relação à pressão original) apenas em
uma região próxima ao poço. Neste caso, as pressões nas porções do reservatório mais
afastadas do poço permanecem iguais à pressão original.
Com o avanço da produção, a região afetada pela queda de pressão vai aumentando,
tendendo a se propagar por todo o reservatório. Quanto mais fluido é retirado maiores
são as quedas de pressão observadas. A pressão média vai declinando com o tempo à
medida que o fluido do reservatório vai sendo produzido. A esse processo de queda da
pressão do reservatório mediante a produção de fluidos dá-se o nome de depleção.
2.4.6 Completação
Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de
forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações
destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos nos
reservatórios) denomina-se completação.
Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar otimizar a vazão de produção
(ou de injeção) e tornar a completação a mais permanente possível, ou seja, aquela que
minimize a necessidade de intervenções futuras para a manutenção do poço (operações
de workover).
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2.4.6.1 Tipos de Completação
Em terra, a cabeça do poço fica na superfície. No mar, em águas mais rasas, também é
possível trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação
convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do poço se apóia numa plataforma fixa,
que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em águas rasas, a cabeça do poço
pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de natal molhada (ANM). Em
águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a cabeça do poço fica no
fundo do mar, instalando-se a ANM.
2.4.6.2 Etapas de uma Completação
A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à
perfuração. Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal
convencional e equipamentos de gas lift, obedece às seguintes fases, em seqüência
cronológica:
� Instalação de equipamentos de superfície – basicamente são instalados a
cabeça de produção e o BOP para permitir o acesso ao interior do poço
com a segurança necessária. No mar, em águas rasas, pode-se trazer a
cabeça do poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos que se
encontram ancorados nos equipamentos instalados no fundo do mar.
� Condicionamento do poço – consiste na fase de condicionamento do
revestimento de produção e na substituição do fluido que se encontra no
interior do poço por um fluido de completação.
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� Avaliação da qualidade de cimentação – a existência de uma efetiva
vedação hidráulica é de fundamental importância técnica e econômica,
garantindo um perfeito controle da origem dos fluidos produzidos (ou
injetados). Para avaliar a qualidade da cimentação, são utilizados perfis
acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do
cimento à formação.
� Canhoneio – para comunicar o interior do poço com a formação
produtora, perfura-se o revestimento utilizando-se cargas explosivas,
especialmente moldadas para esta finalidade. A explosão dessas cargas
gera jatos de alta energia que atravessam o revestimento, o cimento e
ainda podem penetrar até cerca de um metro na formação, criando os
canais de fluxo da formação para o poço (ou vice-versa). As cargas
moldadas são descidas no poço dentro dos canhões, que são cilindros de
aço com furos nos quais se alojam as cargas.
� Instalação da coluna de produção – a coluna de produção é constituída
basicamente por tubos metálicos, descida pelo interior do revestimento
de produção e tem como finalidades básicas conduzir os fluidos
produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos
agressivos e pressões elevadas; permitir a instalação de equipamentos
para a elevação artificial; possibilitar a circulação de fluidos para o
amortecimento do poço. Em seguida, o poço é colocado em produção.
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2.4.7 Intervenções em Poços
Ao longo da vida produtiva do poço, geralmente são necessárias outras intervenções
posteriores à completação, designadas de workover, com o objetivo de manter a
produção ou eventualmente aumentar a produtividade. São classificadas como:
� Avaliação – objetivo diagnosticar as causas da baixa produtividade (ou
baixa injetividade), ou mesmo avaliar outras zonas que não se encontram
em produção.
� Recompletação – visa substituir as zonas que estavam em produção ou
colocar novas zonas em produção. Quando cessa o interesse em se
produzir (ou injetar) em determinada zona, esta é abandonada e o poço é
recompletado para produzir (ou injetar) em outro intervalo.
� Restauração – é um conjunto de atividades que visam restabelecer as
condições normais de fluxo do reservatório para o poço, eliminar ou
corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a
produção excessiva de gás ou de água.
� Limpeza – atividades executadas no interior do revestimento de produção
visando limpar o fundo do poço ou substituir os equipamentos de
subsuperfície, objetivando um maior rendimento.
� Estimulação – conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de
produtividade ou injetividade do poço. Um dos métodos mais utilizados é
o fraturamento hidráulico, sendo este o processo no qual um elevado
diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é
aplicado contra a rocha reservatório até a sua ruptura.
30
� Abandono – quando o poço é retirado de operação, ele deve ser
tamponado, tendo em vista minimizar riscos de acidentes e danos ao
meio ambiente. Se houver a previsão de retorno ao poço, no futuro,
efetua-se o abandono temporário. Ao terminar a perfuração de poços
marítimos, por exemplo, geralmente estes são avaliados e em seguida
abandonados temporariamente até a instalação da plataforma de
produção, quando os poços são completados e colocados em produção.
Quando não se prevê o retorno ao poço, seja pelo final da vida produtiva
ou quando é avaliado sub-comercial ou seco, é realizado o abandono
definitivo. Ambos os tipos de abandono são realizados através de
tampões de cimento, sendo a diferença que no definitivo todo o
equipamento de superfície é retirado.
A produção é implementada através dos poços de desenvolvimento, os quais, durante
dezenas de anos, irão extrair petróleo do subsolo. Junto aos poços são instalados
equipamentos que separam o óleo da água e do gás, para estocagem e transporte. A
instalação de um sistema completo de produção no mar demanda alguns anos e exige
elevados investimentos. Tanto a exploração quanto a produção no mar são bem mais
dispendiosas que em terra.
2.4.8 Exploração em Águas Profundas
A exploração de óleo inicia-se com a exploração, como citado anteriormente, sendo o
seu primeiro passo dado por um geologista. Este, por sua vez, tem como principal
responsabilidade identificar depósitos de gás e óleo com tamanho suficiente para serem
31
perfurados, desenvolvidos e produzidos. Nesta fase, observa-se a colaboração dos
geologistas de exploração, cientistas e engenheiros:
2.5 DESENVOLVENDO A TESE EXPLORATÓRIA
O geologista de exploração inicia suas atividades com uma região ou bacia e desenvolve
teorias geológicas de subsuperfície em busca de 4 pontos principais:
� Rocha originadora (source rock) – um layer de rocha profunda com
suficiente matéria orgânica, organismos animais e vegetais
microscópicos que datam de milhões de anos atrás, depositados em
grandes quantidades ; com a pressão e calor das camadas acima, esta
matéria teria se transformado em óleo e gás;
� Canais de migração (migration paths) – óleo e gás, por meio de
gravidade ou intrusão de água, teriam migrado através da terra;
� Rocha reservatório (reservoir rock) – rocha ou areia adequadamente
porosa e permeável para absorver o óleo e gás em migração;
� Rocha de aprisionamento (trap) – onde grandes acumulações ainda
encontram-se confinadas no reservatório por meio de fenômenos
geológicos ou litológicos (presença de sal ou falhas).
32
Fonte: Deepwater – Petroleum, exploration & Production
A combinação destes quatro fatores é a base de um case de exploração; com um projeto
tecnicamente viável, o geologista pode então recorrer a auxílio de capital para
implementá-la.
2.5.1 Aquisição dos Direitos Exploratórios
Nos estágios iniciais de desenvolvimento, uma companhia provavelmente não possui ou
tem o direito de perfuração sobre o poço para confirmar a existência de hidrocarbonetos
no reservatório. Em águas internacionais ao redor do mundo, governos têm tanto os
direitos exploratórios de superfície quanto de subsuperfície, estipulando as regras sobre
as quais as empresas de E&P podem adquiri-lo, submetendo bids selados com as
propostas de compra.
33
2.5.2 Identificando o Prospecto
A aquisição de um direito exploratório ou concessão incentiva um novo ciclo de
esforços ao geologista e sua equipe, de forma que uma melhor compreensão da geologia
seja possível. Em alguns casos, especialmente em águas rasas, a sísmica existente é
suficiente para identificar prospectos com grande probabilidade de sucesso de
perfuração, inclusive em áreas ainda não exploradas. Contudo, na maioria dos casos
offshore, particularmente em águas profundas, contratar uma companhia de serviços
geofísicos faz sentido.
Adquirir, processar e interpretar a informação pode levar de 12-18 meses, porém tem
grande relevância na tomada de decisão exploratória do reservatório. O que se observa
no mercado é a terceirização dos serviços de aquisição, processamento e display dos
dados sísmicos, através de companhias especializadas. A atividade de interpretação é
geralmente feita in-house.
2.5.3 Perfuração do Poço Pioneiro
Quando a informação sísmica é interpretada e o investimento é então posto em prática,
os detalhes da operação são explicitados. Dados sobre a profundidade, objetivos
geológicos, tipo de formação esperada, são postos em questão. Informações sobre
pressão de poço, qualidade da rocha a ser perfurada, a quantidade e qualidade dos
hidrocarbonetos presentes são também debatidos.
Uma vez perfurado e hidrocarbonetos encontrados, a equipe deve realizar estimativas
com respeito à viabilidade econômica do projeto. Nesta etapa, uma série de decisões
podem ser tomadas: Abandono do poço (usual); uso da parte superior do poço para
34
perfurar um novo caminho a uma nova região em busca do tamanho total da
acumulação; abandono temporário do poço até resultados de análise mais consistentes;
completação do poço, quando existe grande probabilidade do desenvolvimento do
campo e sua localização é boa.
2.5.4 Seleção da Sonda
Na escolha das sondas, o engenheiro de perfuração deve se ater aos seguintes requisitos:
� Profundidade da lâmina d´água e profundidade do furo
� Pressão interna, tamanho de riser, especificação de BOP
� Espaço na plataforma e capacidade de carregamento variável
� Capacidade de suspensão de tubos
� Capacidade de operação remota de veículos
� Segurança e desempenho ambiental
� Custos de movimentação e mobilização
� Day rate
� Duração do contrato
� Disponibilidade
Sob a ótica destes critérios, os responsáveis escolhem um grupo de companhias com os
rigs que lhe interessam, prosseguindo para a fase de negociações dos contratos de
aluguel da sonda. Quando os suppliers potenciais submetem as suas propostas formais
de contrato, é selecionada a contraparte que acreditam poder operar o poço da forma
mais eficiente e segura.
35
Caso a sonda escolhida seja uma semi-submersível, um barco de transporte a carrega até
a localização desejada para a perfuração. Sinais de satélite auxiliam no posicionamento
inicial da semi e no monitoramento contínuo da atividade de perfuração. Semi-subs
precisam ser ancoradas na localidade escolhida, e algumas delas carregam o sistema de
ancoragem acoplado. A medida que estas sondas cresceram em tamanho, de forma a
lidar com águas mais profundas, o aparato para lidar com a sua ancoragem também
adquiriu grandes dimensões. Tendo em vista antecipar este procedimento, as empresas
de sonda iniciaram a prática de contratar barcos responsáveis por instalar o aparato de
ancoragem antes de a sonda chegar ao local de perfuração, de forma que atualmente o
ancoramento hoje leva algumas horas, e não dias, sendo essencial em um cenário de
altos dayrates, gerando economias significativas de até 80% destes custos.
Se o contrato é baseado em um navio-sonda, este se move até o local desejado com sua
própria capacidade de locomoção e através do uso de posicionamento dinâmico.
A tripulação que opera a sonda consiste de empregados da própria drilling company.
Embarcados estão também funcionários de outras companhias de serviço que realizam
testes e outras funções especiais. A representação da companhia de E&P, ironicamente
chamada de operador, geralmente consiste em dois especialistas de perfuração. Estes
têm a palavra final sobre como o poço será perfurado, dentro dos limites de segurança
praticados pela companhia de drilling.
36
Durante a perfuração, com a ferramenta MWD (measure while drilling), os engenheiros
têm maior acesso à litologia da região e maior visibilidade para determinar a presença
de hidrocarbonetos à medida que a broca segue seu trajeto.
O controle de pressão é uma das principais preocupações dos técnicos em perfuração.
Conforme a broca penetra o poço, encontra crescente pressão na formação, devido ao
peso dos variados layers de rocha e a coluna de água acima do furo. Em muitas áreas a
pressão varia de forma previsível, porém em águas profundas, pressões geológicas
anormais contribuem para dificultar o processo de perfuração.
À medida que o poço é explorado, a lama de perfuração circula para baixo do tubo e
para cima do anel entre o tubo e a parede do poço, sendo útil por resfriar a broca e
retirar os resíduos existentes. O peso desta lama pode variar, de forma que se este for
leve demais para conter as pressões encontradas, o óleo e gás podem escoar sem
controle através da cabeça do poço, obrigando os drillers a fechar o BOP. Caso seja
muito leve, pode vir a comprometer a força da rocha, fraturar as paredes do poço e
penetrar na formação, comprometendo as reservas. Conforme se perfura maiores
profundidades, uma lama mais pesada é necessária para equilibrar as maiores pressões
encontradas. Porém, a lama é homogênea e quanto mais peso for necessário para
acomodar condições adversas no fundo do poço, mais pressão incide sobre em
profundidades intermediárias. De fato, o peso desta lama pode eventualmente aumentar
a ponto de fraturar a rocha em alturas mais rasas. Em busca de prevenir isto, em
profundidades específicas são utilizadas proteções de aço e cimento, protegendo as
37
rochas mais frágeis de fraturas contra a pressão gerada pela lama mais pesada. Estes
tubos de proteção são colocados diversas vezes durante a perfuração do poço em busca
da profundidade final. A geometria do poço exige que cada novo elo de proteção seja de
menor diâmetro do anterior, uma vez que este deve passar por dentro dos demais para
ser instalado.
Como outra forma de precaução contra eventos não usuais ou catastróficos que
comprometam a pressão na cabeça do poço, é utilizado um sistema blowout preventer
(BOP). Este sistema é capaz de lacrar o flow de fluidos do poço através de um ou mais
compartimentos ativados da central de controle da sonda. Em um poço sendo perfurado
por uma semi-sub ou navio-sonda, o BOP é instalado no fundo do mar, enquanto que
em caso de uma plataforma fixa (tension leg, spar) o BOP encontra-se na superfície,
imediatamente abaixo da sonda.
Para que um poço possa produzir efetivamente, é necessário maior proteção as paredes
perfuradas, com instalação de tubos através dos quais a produção escoa; uma árvore
deve ser instalada na parte superior do poço e sistemas de segurança devem também ser
acoplados. O processo prático de realização destes passos difere da exploração onshore
ou águas rasas, basicamente, pela complexidade e custo. Os seguintes pontos fazem
parte do processo de completação:
� Criar um reservatório modelo
� Especificar características de pressão e temperatura
� Estimar capacidade de escoamento e recuperação
38
� Identificar características especiais
� Desenvolver um plano de completação
� Estimar custos
� Selecionar as companhias provedoras de serviços
Mecanicamente, o poço deve se encontrar sem a lama de perfuração para que possa ser
completado, sendo isto feito por meio de um fluido de água e sódio, cálcio ou zinco.
Este fluido, por sua vez, ainda exerce o mesmo controle de pressão que a lama durante a
perfuração.
39
3 A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO ATUAL
Até os dias de hoje, é evidente que a moderação, ou até a diminuição do consumo por
parte dos países desenvolvidos foi largamente compensado pelo crescimento na
demanda dos países em desenvolvimento. A alta histórica dos preços da commodity,
porém, vem inclusive ameaçando a demanda destes últimos, sendo freqüentemente
observadas ações governamentais em busca de um maior equilíbrio em busca de uma
redução efetiva do seu consumo, como a redução de subsídios aos combustíveis.
Desta forma, tem sido observada uma limitada diminuição do consumo dos países
desenvolvidos em resposta aos elevados patamares de preço do óleo e redução da
atividade de suas respectivas economias. Neste estágio ainda se torna difícil aferir se
este processo é uma real destruição da demanda – ou seja, uma mudança permanente
nos hábitos da população – ou apenas uma mudança temporária que será revertida
quando os preços melhorarem. Nos países em desenvolvimento, por sua vez, uma
redução na taxa de crescimento da demanda de óleo deve ser evidenciada, porém é
improvável que chegue a zero.
Aparentemente, mesmo em um cenário de redução de demanda (digamos 1% a.a.), o
problema de oferta continua basicamente o mesmo, de forma que uma queda muito mais
acentuada no consumo seja necessária para que atinja as atividades de exploração e
produção de petróleo.
Ainda com o foco na oferta, temos o seguinte quadro na indústria petrolífera mundial:
40
Fonte: Empresa Schlumberger
Desta forma, existem alguns fatores que podem interferir na habilidade deste setor de
responder efetivamente às necessidades do mercado. Primeiramente, um aumento dos
padrões nacionalistas vem limitando oportunidades de investimento e a entrada de
capital privado, particularmente em áreas onde incrementos rápidos de produção são
possíveis. Isto não representa necessariamente que ganhos não irão ocorrer, porém
provavelmente retardará o processo. Este fenômeno vem trazendo efeitos diretos na
indústria de serviços deste setor, uma vez que cada vez mais a produção e
desenvolvimento de óleo estão sendo executados por estatais. Com grande parte dos
hidrocarbonetos identificados estando no Oriente Médio, Ásia e Rússia, o setor de
serviços hoje caminha para novas áreas geográficas e geopolíticas. Ainda, decisões
governamentais em termos de aumento de taxação sobre seus regimes de exploração
contribuem para uma desaceleração no nível de investimento das empresas.
Aparentemente existe a crença, por parte de alguns governos, sejam eles de países
41
desenvolvidos ou não, que altos preços de petróleo significam que podem taxar
impunemente suas economias.
Um segundo fator seria a crescente dificuldade de aumentar a produção dos países em
desenvolvimento, em função principalmente do decaimento natural evidenciado em
alguns de seus campos mais maduros.
Outro fator seria que os esforços da indústria em termos de incremento no investimento
são gastos principalmente devido à inflação de custos, ao invés de em efetivo aumento
na atividade. Por último, observa-se que a falta de profissionais experientes em quase
todos os segmentos do setor é importante limitador de uma maior atividade de
investimentos.
As fragilidades inerentes na cadeia de suprimentos de óleo e gás significam que a
resposta por parte da oferta da commodity irá demorar muito mais tempo do que
originalmente antecipado. A falta de acesso, reservas, regimes fiscais incertos, atrasos
operacionais e atrasos de equipamentos contribuem para este processo. Enquanto um
novo ciclo de exploração tem início, somente a fase de sísmica está claramente em
execução, uma vez que a perfuração permanece dependente da entrega das novas sondas
em construção, particularmente em águas profundas.
42
3.1 O MERCADO MUNDIAL DE SONDAS DE PERFURAÇÃO
O mercado de sondas de perfuração, em escala mundial é formado por cerca de 140
empresas com sede em diversas localidades do globo. Este número relativamente grande
de companhias pode, no entanto, trazer particularidades intrínsecas.
Quando observamos estes números sob uma ótica mais crítica, observamos o seguinte
quadro síntese, no qual uma grande concentração é evidenciada, tendo as 10 maiores
empresas do setor quase 60% das sondas contratadas atualmente. Temos hoje, portanto,
um cenário no qual apenas 7,0% das companhias possuidoras de sondas de perfuração
detêm 58,5% do mercado contratado, enquanto 69,9% das empresas representam
somente 11,8% deste total.
Ainda, com uma gestão por vezes mais profissional ou por características específicas da
sua frota, que analisaremos mais profundamente, estas empresas conseguem obter uma
taxa de utilização cerca de 12 pontos percentuais acima da média do mercado, um
número de fato bem acentuado.
Companhias Sondas Contratadas Total Frota % Utilização
Total 143 844 1243 67,9%
10 maiores 10 494 624 79,2%
% do total 7,0% 58,5% 50,2%
20 maiores 20 625 826 75,7%
% do total 14,0% 74,1% 66,5%
100 menores 100 100 217 46,1%
% do total 69,9% 11,8% 17,5%
Fonte: Rigzone
43
Existem diversos tipos de sondas, conforme explicitado anteriormente, com
capabilidades e especificações distintas. A análise organizará estas sondas em três
subconjuntos mais simples, sejam eles: plataformas fixas, jack-ups, navios-sonda e
semi-submersíveis.
� Plataformas fixas: estruturas imóveis que podem ser construídas de
concreto ou aço e que é instalada no fundo do mar. Quando o
petróleo/gás é localizado, uma plataforma deve ser construída para
perfurar mais poços e também produzir o hidrocarboneto. A maioria
destas é de grande porte quando comparada com outras estruturas.
Operam em lâminas d´água inferiores.
Fonte: Fundamentos da Engenharia de Petróleo
44
� Jack-ups: esta é unidade móvel, diferente da semi-submersível. Ao invés
de flutuar sobre seu local de perfuração, a Jack-up tem grandes estruturas
de suporte (as pernas), as quais abaixam até o fundo do mar, elevando a
plataforma. A limitação direta deste tipo de unidade é a lâmina d´água, a
qual gira em torno de 500 ft (300 metros).
Fonte: Fundamentos da Engenharia de Petróleo
� Navios-sonda: como o nome sugere é um navio de perfuração, com
autonomia de locomoção e grande velocidade quando comparado com
outras estruturas. Embora críticos deste tipo de unidade tenham em sua
instabilidade seu principal contraponto, a evolução tecnológica vem
conseguindo alienar este empecilho. Não possui restrição de lâmina
d´água.
Fonte: Fundamentos da Engenharia de Petróleo
45
� Semi-submersíveis: esta estrutura flutuante conta com colunas que,
quando enchidas com água do mar, submergem a unidade até uma
determinada profundidade. Embora seja movida pela atividade do mar,
possui grande parte de sua estrutura imersa, o que, combinado com oito
grandes âncoras, fazem das semi-subs instalações bastante estáveis.
Fonte: Fundamentos da Engenharia de Petróleo
Com isso, temos as sondas supramencionadas globalmente distribuídas da seguinte
forma:
Lâmina d´água (ft) Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
100 ft.<x<600 ft. 0 0 495 61
Em construção 0 0 75 0
Perfurando 0 0 341 38
600 ft.<x<2000 ft. 73 4 0 5
Em construção 0 0 0 0
Perfurando 59 3 0 4
2000 ft.<x<5000 ft. 47 9 0 2
Em construção 3 0 0 0
Perfurando 38 7 0 1
5000 ft.<x<7500 ft. 35 8 0 11
Em construção 2 0 0 3
Perfurando 26 6 0 8
46
7500 ft.<x<10000 ft. 35 12 0 0
Em construção 20 9 0 0
Perfurando 13 3 0 0
>10000 ft. 34 48 0 0
Em construção 26 31 0 0
Perfurando 3 15 0 0
No mercado 173 41 420 76
% Utilização 80,3% 82,9% 81,2% 67,1%
Total 224 81 495 79
Fonte: Rigzone
Analisando estes dados, temos que cerca de 75% da frota atual de sondas está restrita a
uma lâmina d´água de até 300 metros de profundidade. A questão principal seria, neste
caso, determinar quais dos chamados floaters (navios-sonda e semi-submersíveis)
estariam aptos a trabalhar em quais profundidades, uma vez que restrições em termos de
profundidade de lâmina poderiam vir a constituir nichos de atuação destas empresas no
mercado globalizado – o que é cada vez mais evidente no crescentemente aquecido
mercado de exploração deepwater.
Neste espectro, temos então o seguinte paradigma: todas as semi-subs e navios-sonda
competem em todas as lâminas d´água ou existem determinadas especificações
dentro destes dois grupos que inviabilizam a atuação de sondas em particular de
operar acima ou abaixo de determinados limites de profundidade do mar?
Em termos de taxa de utilização da frota, deveriam então ser analisadas somente as
sondas competitivas, uma vez que as sondas que hoje se encontram docadas ou em
47
manutenção não estão concorrendo pelo mercado. Temos agora uma situação bem
diferente, na qual se observa grande e crescente demanda por esta indústria, com pouca
capacidade ociosa:
Tipo Utilização Atual Utilização 1 Mês Utilização 6 Meses Utilização 1 Ano
Navios-sonda 84.2% (32/38) 81.1% (30/37) 72.2% (26/36) 88.6% (31/35)
Jackups 90.2% (339/376) 91.4% (342/374) 88.0% (322/366) 87.7% (314/358)
Semi-Submersíveis 83.8% (134/160) 84.3% (134/159) 84.1% (132/157) 81.3% (126/155)
Plataformas Fixas 88,4% (38/43) 83,7% (36/43) 75,6% (31/41) 82,5% (33/40)
Fonte: Rigzone
É um fato que a recente alta dos preços de óleo e gás no mercado mundial viabilizou a
exploração de uma série de prospectos localizados principalmente em águas profundas
ao redor do mundo. Desta forma, grande parte dos investimentos da indústria de drilling
rigs vem sendo feita com o foco nesta nova fronteira operacional.
Cabe ainda ressaltar que a vigente notoriedade do setor tem trazido uma maior
diversificação para o ambiente que antes se apresentava mais consolidado. Como mostra
a tabela abaixo, apenas 30% da nova frota está sendo encomendada pelas 10 maiores
empresas que atualmente detêm 50% da frota global de sondas, as quais terão – salvo
problemas na execução de projetos novos (que serão discutidos adiante) - sua
participação diluída no futuro ambiente competitivo.
48
Em construção Navios-Sonda Jackups Semi-Subs Plataformas Fixas
Transocean Inc. 9 0 1 0
Nabors Offshore 0 0 0
Hercules Offshore 0 0 0 0
Noble Drilling 0 2 3 0
KCA Deutag 0 1 0 0
ENSCO 0 0 7 0
Pride International 4 0 0 0
Diamond Offshore 0 0 0 0
Seadrill Ltd 2 4 5 3
Rowan 0 9 0 0
10 maiores empresas 15 16 16 3
% do Total 38,5% 21,3% 30,2% 30,0%
Total 39 75 53 10
Fonte: Rigzone
Ainda se tratando da entrada destas novas sondas no mercado mundial, temos que os
novos investimentos estão alocados principalmente em navios-sonda e semi-subs, sendo
isto evidenciado pelo quadro abaixo:
Em construção Navios-Sonda Jackups Semi-Subs Plataformas Fixas
Pedidos 39 75 53 10
Frota Contratada 35 375 151 283
% da Frota contratada 111,4% 20,0% 35,1% 3,5%
Fonte: Rigzone
Em síntese, temos, portanto, um cenário de incrível expansão da frota atual de sondas de
perfuração, implicitando que a indústria do óleo deve ainda proporcionar aos seus
integrantes retornos elevados, estes por sua vez impulsionados por uma commodity
subjacente em aparente escassez.
49
Sob esta ótica, cabe a seguinte pergunta: como o mercado de sondas se comportaria em
um cenário externo de preços de óleo/gás não tão favorável? Qual seria a capacidade
competitiva destas sondas frente à frota antiga, em um ambiente mais predatório?
A análise do mercado de sondas sob premissas de stress acaba sendo um exercício, por
mais improvável que a hipótese aparentasse ser a meses atrás, muito importante para
entendermos a dinâmica por trás das decisões de investimentos das empresas do setor,
suas estratégias e objetivos futuros.
3.2 AS ESPECIFICAÇÕES DE UMA SONDA DE PERFURAÇÃO
Ao construir uma sonda de perfuração, alguns pontos devem ser levados em
consideração em termos de equipamentos, sempre de acordo com o ambiente em que
esta sonda irá operar. A preferência por determinadas atribuições, aparentemente, é uma
questão particular do contratante, de forma que uma análise de campo foi necessária
para completar este propósito.
Em conversas com drilling contractors de renomadas empresas do setor petrolífero
mundial, como Devon e Petrobrás, especialistas do setor responsáveis pelo fechamento
dos contratos de sondas de perfuração, temos como especificações chave a seguinte
gradação na escolha de um ativo:
50
3.2.1 Lâmina D’água
É o principal fator limitante dependendo do ambiente em que a sonda irá operar;
resumidamente, transfigura-se na capacidade máxima de operação de uma estrutura em
função da profundidade do mar na região em questão.
É basicamente a distância entre a mesa rotativa da plataforma e o fundo do oceano.
Caso o contratante tenha intenção de perfurar em águas profundas, este não poderá
contar com uma plataforma fixa, ou jackup, por exemplo, uma vez que estas estruturas
são elaboradas para lâminas rasas.
Separando as sondas pela sua lâmina d´água, temos os seguintes quadros:
100 ft.<x<600 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 21 2
Em construção 0 0 75 0
Upgrade 0 0 16 0
Inspeção 0 0 5 0
Perfurando 0 0 341 38
Outros 0 0 37 21
Total 0 0 495 61
Fonte: Rigzone
Em uma profundidade de aproximadamente 200 metros observa-se o mercado
predominantemente governado por jackups, sendo que esta dinâmica tende a aumentar
com a entrada de 75 novas unidades. Este fragmento do setor de sondas tem, conforme
observado, limitações estruturais, de forma que sua competição fica restrita a uma
lâmina rasa de água.
51
600 ft.<x<2000 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 1 0 0 0
Em construção 0 0 0 0
Upgrade 6 1 0 0
Inspeção 3 0 0 0
Perfurando 59 3 0 4
Outros 4 0 0 1
Total 73 4 0 5
2000 ft.<x<5000 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 2 0 0 0
Em construção 3 0 0 0
Upgrade 1 1 0 0
Inspeção 2 0 0 0
Perfurando 38 7 0 1
Outros 1 1 0 1
Total 47 9 0 2
Fonte: Rigzone
Em uma lâmina d´água intermediária, porém, a situação tende a ser bem diferente. Com
a ausência de jackups nesta zona e os navios-sonda sendo construídos para atuar em
águas profundas, as semi-submersíveis são as estruturas mais comuns presentes.
O que é importante evidenciar neste ponto é que este nicho do mercado de rigs a
princípio não tem relevantes investimentos de novas unidades sendo feitos. Caso as
sondas de nova geração que estão saindo atualmente dos estaleiros encontrem mercado
disponível em águas profundas ou tenham dificuldades de fazer valer suas capacitações
tecnológicas em um ambiente menos exigente, é possível que este venha a se tornar
52
também um fragmento selado a novos competidores por um determinado período de
tempo.
5000 ft.<x<7500 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 1 0 0 0
Em construção 2 0 0 3
Upgrade 3 1 0 0
Inspeção 1 0 0 0
Perfurando 26 6 0 8
Outros 2 1 0 0
Total 35 8 0 11
7500 ft.<x<10000 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 0 0
Em construção 20 9 0 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 13 3 0 0
Outros 2 0 0 0
Total 35 12 0 0
>10000 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 1 0 0
Em construção 26 31 0 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 3 0 0 0
Perfurando 3 15 0 0
Outros 2 1 0 0
Total 34 48 0 0
Fonte: Rigzone
Desta forma, podemos constatar que, a princípio, a única restrição em termos de lâmina
d´água seria com respeito aos jackups e plataformas fixas, estes restritos a operar em
ambientes de profundidade rasa (shallow water).
53
Sondas de perfuração desenhadas para trabalhar em águas profundas podem, em caso de
necessidade, operar em águas médias e rasas, de forma que um mercado desaquecido
em águas cada vez mais profundas – o contrário do que se tem visto nos dias atuais –
faria com que as sondas de última geração operassem fora de seu nicho natural, a
princípio disputando um mercado que antes estava restrito às sondas de midwater, no
qual poucos investimentos têm sido feitos nos dias atuais. Cabe, portanto, diagnosticar o
quão competitivas seriam estas sondas novas em um habitat operacional para o qual
estas não foram estruturadas e quais capacitações estas perderiam (ou lhes seriam
irrelevantes) ao trabalharem em outros níveis de lâmina d´água.
O principal foco de atenção no mercado de exploração de petróleo e gás atualmente são
as águas profundas. Grandes investimentos estão sendo feitos nas duas principais
estruturas capazes de explorar nestes ambientes, as semi-submersíveis e os navios-
sondas. Estas sondas, por sua vez, se diferenciam no ambiente competitivo por várias de
suas características estruturais e funcionais:
3.2.2 Descida de Revestimento (Hook Load)
Basicamente, é a capacidade de carga de revestimento que uma sonda pode arcar.
Revestimento este sendo os anéis de aço que precisam ser colocados nas paredes do
poço de forma a criar o duto de perfuração. Estes tubos têm entre 10-12 metros de
comprimento, de forma que para perfurar a grandes profundidades, são necessárias
algumas toneladas de armazenamento.
54
Isto estaria dentro do chamado DECK LOAD – capacidade total de carga da sonda,
englobando os revestimentos (parte mais relevante, aparentemente) + coluna de
perfuração + risers e tubulações.
Sondas com capacidade limitada de deque possuem problemas na armazenagem e
transporte de todo o equipamento necessário para a atividade de perfuração, dependendo
de barcos de apoio para auxiliar neste processo. Nas atuais condições de mercado, uma
diária destes supply boats pode girar em torno de U$ 70,000/dia, cerca de 20% do
aluguel da sonda, onerando a atividade. Um maior deck load permite à sonda ganhos de
eficiência devido à capacidade de simultaneidade das operações.
3.2.3 Posicionamento Dinâmico
Talvez um dos debates que mais geram controvérsias entre os experts no assunto,
especialmente em um cenário de crescentes lâminas d´água, temos aqui duas vertentes
principais: o convencional sistema de ancoragem VS. o sistema de posicionamento
dinâmico.
Tradicionalmente, a ancoragem restringiu as embarcações a lâminas d´águas de até
5000ft de profundidade, o que de certa forma desencoraja os newbuilds de empregarem
tal tecnologia e optarem pelo PD – embora recentes empreendimentos da Petrobrás,
como o teste piloto em Tupi, empreguem embarcações com ancoragem em lâminas
d´água consideravelmente maiores que as citadas.
55
O que se evidencia atualmente, desencadeando todo o debate com respeito ao assunto, é
que existem variações importantes em termos de custos de capital e operacionais
(recorrentes) que diferenciam os dois sistemas.
A ausência de uma superioridade clara com relação ao emprego das tecnologias é outro
fator importante. Conforme evidenciado por R.E. Steddum, Diretor do Grupo de
Arquitetura e Estruturas Navais da Transocean: "I don't think that we have ever been
able to establish that (superiority) conclusively. We have not seen a compelling analysis
that one is superior to any other one."
Em uma base econômica, observa-se que a ancoragem possui vantagens comparativas
em águas mais rasas (até ~5500ft) e em projetos exploratórios mais longos, isto incluso
a fase de desenvolvimento. Em contrapartida, DP estaria mais apto a explorar em
ultradeewater, de forma que seria quase impossível, segundo autoridades do setor, de
perfurar em águas ultra-profundas sem o sistema de Posicionamento Dinâmico, o que
pode ser combatido por novas tecnologias de ancoragem, como o pre-set mooring - no
qual o cabeamento necessário para ancoragem é colocado no local determinado antes da
embarcação chegar, acelerando o processo de instalação e diminuindo custos
consideravelmente.
Expurgando fatores locacionais como lâmina d´água, algumas comparações em termos
de custos operacionais podem ser então realizadas:
56
� INSTALAÇÃO: os custos de instalação de um sistema de DP e
um sistema de ancoragem tradicional em águas profundas são
próximos. DP é ligeiramente mais caro devido ao fato de que
existe um número considerável de requerimentos regulatórios
para a instalação do sistema e mais equipamentos eletrônicos a
implantar, onerando o processo. O maior custo do sistema DP é a
sala de máquinas separada, o que é uma exigência regulatória, de
forma que torna-se possível um backup e manutenção da posição
da embarcação em caso de incêndio ou enchente (isto pode ser
considerado mais um custo para a construção total da sonda do
que do sistema propriamente dito). Ainda, uma maior necessidade
de equipamentos eletrônicos, maior capacidade de
armazenamento de combustível (uso constante de diesel) , e a
redundância do sistema (quanto maior mais equipamentos)
contribuem para um maior custo de instalação e aquisição deste
sistema. Em contrapartida, um sistema de ancoragem não é de
todo barato, sendo que entre seus principais custos estão as
correntes (parte inicial e final da âncora – 25 metros, que
geralmente é feita de poliéster), mecanismos de coleta das
âncoras e aparato mecânico para operacional o manuseio do
sistema. No caso de um novo projeto, o investimento inicial de
curto-prazo torna a decisão neste quesito quase neutra. No caso de
um upgrade, porém, o sistema de ancoragem é superior
economicamente, uma vez que a adição de um sistema de DP em
57
uma sonda existente necessita de um grande espaço físico (e o
deck atual é cada vez mais valorizado), enquanto que a
ancoragem pode ser feita sem maiores modificações. Como nos
afirma John Vecchio, Vice-presidente de Engenharia da Diamond
Offshore: "In a retro-fit, a DP system is very expensive. For a
newbuild, they are pretty close to being in line."
� MANUTENÇÃO: a tecnologia DP faz uso de computadores, o
que envolve upgrades e desenvolvimentos de novas versões, que
implicitam uma troca constante de sistema com custos associados.
Com sistemas de ancoragem, upgrades são mais raros. Os
favoráveis ao DP não vêem este fator como um grande
empecilho. Doug Foster, Diretor de Operações da Drillship Ocean
Clipper, da Diamond Offshore, explica: "You can make software
modifications between locations. It is like changing from
Windows 3.1 to Windows 95. You don't have to take it to the
shop for that. It can still be contained in that package." Em termos
de manutenção, em contrapartida, as âncoras necessitam de
inspeção mais constante, o que compensado pelo reparo mais
barato quando comparado com o Posicionamento Dinâmico.
� OPERACIONALIZAÇÃO: o sistema de DP é ativo,estando
assim constantemente em funcionamento, impactando
consideravelmente os custos operacionais da sonda devido ao
58
grande consumo de diesel. Em contrapartida, o processo de
ancoragem é feito de forma pontual, não estando implícitos custos
recorrentes fora a instalação do aparato de mooring. Os custos do
úlitmo, por sua vez, são mais intensos na fase de instalação,
quando são necessários barcos de apoio para realizar a atividade.
Adicionalmente, o set-up time é relevante, sendo o sistema de DP
mais versátil em casos nos quais a sonda irá se locomover com
mais intensidade;
� EXPLORAÇÃO VS. DESENVOLVIMENTO – com os custos de
manter os motores em atividade constante, é praticamente não-
econômico perfurar poços que não sejam exploratórios, limitando
assim as sondas DP à existência de drilling exploratório. Na
mesma linha, dado o tempo envolvido na instalação dos sistemas
de ancoragem, uma sonda com mooring é levada ao drilling de
desenvolvimento, sendo este um processo mais longo. Cabe
ressaltar que isto não restringe obrigatoriamente esta divisão
estrutural, porém os economics levam nesta direção;
� ESPAÇO DO DEQUE – um sistema de ancoragem deepwater
necessita de um espaço considerável no deque, uma vez que isto
reduziria a necessidade de barcos de apoio para instalação do
equipamento e transporte. A sonda DP não tem grandes restrições
quanto ao espaço que necessita no deque;
59
� FATORES AMBIENTAIS – ao mesmo tempo que uma sonda
com ancoragem necessita de mais tempo para set-up, esta é muito
mais resiliente a tempestades do que uma sonda DP, a qual deverá
se deslocar para um porto próximo, atrasando consideravelmente
a perfuração;
� PREFERENCIAS DOS CONTRACTORS – Divergências são
observadas inclusive dentro da mesma empresa, com respeito a
qual sistema de posicionamento utilizar. John Vecchio, da
Diamond offshore atesta: "If it is at all achievable, I would use
mooring. This is because of smaller size of the crew, fuel
economies, and comparable, if not preferable, capital costs. Also,
there are fewer things to break (a thruster takes a lot more
maintenance than a winch). In the Gulf of Mexico, I would prefer
to use a moored rig, because historically we like to abandon the
rigs in case of a storm. You cannot do that with DP.” Em
contrapartida, Doug Foster, atualmente na Ocean Clipper
menciona: “DP provides flexibility, maneuverability, self-
contained operability, with minimal logistic support. You can do
so many things with the rig." Em contrapartida, a ancoragem é
um sistema passivo, uma vez que após instalado, o aparato não
necessita estar “funcionando” ou consumindo. Uma vantagem do
sistema de posicionamento dinâmico é sua maior velocidade de
60
set-up, uma vez que não precisa de downtime para manejo das
âncoras, ou barcos de apoio para realizar o processo.
3.2.4 Velocidade de Navegação e Estabilidade
Este aspecto difere consideravelmente navios-sonda de semi-submersíveis, sendo a
velocidade média de um navio em torno de 11 knots e de uma semi-sub 5 knots. Isto
ganha relevância em campos maiores, onde a campanha engloba vários furos,
aumentando a eficiência geral da operação. Ainda, com as novas tendências
exploratórias de cada vez mais furos em reservatórios menores e mais distantes entre si,
aumenta-se a necessidade de uma locomoção mais ágil entre sítios exploratórios, de
forma a magnificar o poder exploratório da empresa em questão.
Com relação à navegabilidade, navios têm menos estabilidade que as semis, porém os
navios atuais quase não apresentam diferenças neste sentido.
As diferentes capacitações evidenciadas entre as diferentes gerações de drilling rigs são,
segundo a indústria, menos relevantes do que as características intrínsecas de cada
estrutura em particular em comparação com seus competidores. Ganhos de eficiência
entre estruturas similares de gerações distintas variam entre 10-20%, o que não lhes
garante uma vantagem competitiva significativa caso os fatores ambientais limitantes
sejam satisfeitos por todos os competidores.
61
Com margens operacionais altas dadas pelo virtuoso ciclo da commodity nos últimos
anos, aparentemente as companhias em questão possuiriam alguma resiliência frente a
um mercado mais predatório com retornos menores. Uma avaliação das empresas de
sondas de perfuração e sua exposição a cada mercado de exploração é então relevante,
em busca de justificar as variadas decisões de investimento no setor e tentar mapear os
novos movimentos neste competitivo mercado de exploração de óleo.
3.3 AS DRILLING COMPANIES
Em busca de estudar mais a fundo as duas questões levantadas anteriormente, torna-se
necessária uma análise do desempenho das companhias dominantes neste altamente
concentrado mercado de sondas de perfuração. Através de uma análise comparativa de
margens operacionais, fluxos de caixa, custos operacionais, exposição a determinadas
regiões e estrutura da frota, busca-se analisar a mobilidade desta indústria (ou de alguns
de seus players) frente a situações de mercado drasticamente mais críticas dos que as
vivenciadas nos últimos anos no mercado de exploração de petróleo e gás ao redor do
mundo.
� TRANSOCEAN – é com grande margem a maior empresa de drilling do
mundo, contando com uma frota de 137 unidades É provedora da mais
versátil frota de unidades móveis offshore, após a aquisição da empresa
Global Santa Fe ano passado. Atualmente, Transocean opera
aproximadamente 70 floaters e 65 jackups com 10 novas sondas
62
adicionais para chegar no mercado em meados de 2009 até 2011,
possuindo mais de 50 anos de experiência e 21.000 empregados.
Enquanto o mundo hoje se adapta aos impactos de consideravelmente
mais baixos preços de petróleo, a diversificada frota de Ultradeepwater,
deepwater, harsh environment (ambientes hostis), e floaters midwater
devem continuar a gerar retornos consistentes uma vez que a maioria das
sondas já estão contratadas para os próximos anos.
TRANSOCEAN Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 2 1 0 0
Em construção 1 9 0 0
Upgrade 2 0 6 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 50 13 59 0
Outros 0 0 0 0
Total 55 23 65 0
Fonte: Rigzone
39%
16%
45%
0%
Número de unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
63
� DIAMOND OFFSHORE – a empresa possui uma das maiores frotas de
offshore drilling do mundo, possuindo um total de 46 unidades,
distribuídas com certa diversidade entre as possíveis estruturas. Emprega
atualmente cerca de 5.400 pessoas. Possui grande parte da sua frota
contratada para os próximos 2 anos, com poucas obrigações de capital –
uma vez que não possuem uma estratégia de construção de novas sondas
– e um nível de alavancagem muito baixo. Enquanto outras empresas
vêm investindo em newbuilds para incrementar sua frota, a Diamond
concentrou seus esforços em recuperar/transformar sua frota existente.
Embora a sua frota mais antiga não possua capacitações tão
impressionantes como as novas sondas que estão saindo dos estaleiros, a
empresa vem consistentemente obtendo os maiores retornos da indústria
com baixo capital investido. Esta estratégia aparentemente vem se
pagando, especialmente no ambiente atual.
65%
2%
33%
0%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
64
DIAMOND Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 1 0 3 0
Em construção 0 0 0 0
Upgrade 1 0 1 0
Inspeção 5 0 0 0
Perfurando 23 1 11 0
Outros 0 0 0 0
Total 30 1 15 0
Fonte: Rigzone
� PRIDE INTERNATIONAL - a empresa possui um total de 47 unidades e
emprega atualmente cerca de 7.000 pessoas. Nos últimos anos, a Pride
vem se transformando em um player de drilling offshore com grande
foco em crescimento da exploração deepwater. A companhia vendeu seus
negócios de plataformas fixas, sondas terrestres e E&P (exploração e
produção), enquanto que agressivamente construindo sua frota de águas
profundas por meio de newbuilds. A empresa ainda é muito exposta a sua
frota de jackups no Golfo do México, porém com uma clara estratégia de
atuação no potencialmente mais lucrativo mercado de perfuração em
águas ultra-profundas.
65
PRIDE Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 1 0 3 0
Em construção 0 4 0 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 2 0
Perfurando 11 2 19 1
Outros 0 0 3 1
Total 12 6 27 2
Fonte: Rigzone
� SEADRILL – conta com 43 unidades de perfuração, das quais 13 estão
atualmente em construção e 7.000 funcionários. A companhia possui uma
estratégia de crescimento bastante agressiva, tendo encomendado
numerosos newbuilds desde o início de 2004. Baseado nos pedidos
correntes, a empresa irá se tornar o quarto maior operador de drilling em
2011. Adicionalmente, a empresa opera uma frota de jackups e tenders.
26%
13%57%
4%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
66
SEADRILL Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 0 0
Em construção 4 2 4 3
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 5 2 8 14
Outros 1 0 0 0
Total 10 4 12 17
Fonte: Rigzone
� ROWAN COMPANIES – a companhia é um player único no mercado de
rigs global, sendo especializada em high specification jackups
especialmente estruturados para operar em ambientes hostis e estruturas
mais profundas de gás natural que necessitam de mais capabilidades que
um jackup comum pode oferecer. Estes ativos tipicamente são
remunerados com dayrates diferenciadas em relação ao restante do seu
segmento de mercado.
23%
9%
28%
40%
Número de unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
67
ROWAN Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 0 0
Em construção 0 0 7 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 0 0 22 0
Outros 0 0 0 0
Total 0 0 29 0
Fonte: Rigzone
� NOBLE CORPORATION – com uma frota de alta qualidade, nos
últimos anos a empresa encomendou a construção de newbuilds para
águas profundas, possuindo atualmente a receita dividida igualmente
entre jackups e floaters e estando posicionada nas mais lucrativas bacias
exploratórias do mundo. Consistentemente, a empresa vem buscando
selecionar contratos com clientes de maior qualidade, com 60% do seu
business model sendo derivado de NOCs (National Oil Companies) ou
algumas Majors.
0%0%
100%
0%
Número de unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
68
NOBLE Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 1 0 5 1
Em construção 3 1 1 0
Upgrade 0 0 1 0
Inspeção 0 0 2 0
Perfurando 9 3 30 1
Outros 0 0 4 0
Total 13 4 43 2
Fonte: Rigzone
� ENSCO INTERNATIONAL – empresa primariamente exposta a
jackups, apesar de sua frota ter apresentado uma rápida diversificação em
tempos recentes. Possui forte presença no Golfo do México e Mar do
Norte. Nos próximos anos, 6 newbuilds semi-submersíveis vão entrar na
frota da empresa, diversificando a receita do mercado de jackups, o qual,
por definição, apresenta maior ciclicalidade. Apesar destas novas
unidades apresentarem capacitações mais modestas do que alguns de seus
21%
7%
69%
3%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
69
concorrentes (podendo perfurar somente a 8500 ft profundidade VS.
10000 ft média), isto é consistente com a estratégia da empresa de limitar
a alocação de capital e focar em performance operacional com ativos de
alta qualidade tecnológica. A empresa apresenta nos últimos anos
algumas das melhores métricas operacionais da indústria.
ENSCO Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 1 0
Em construção 6 0 0 0
Upgrade 0 0 1 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 0 0 40 0
Outros 2 0 1 1
Total 8 0 43 1
Fonte: Rigzone
� HERCULES – uma das maiores provedoras globais de drilling offshore
em águas rasas do mundo, contando com 3.300 funcionários.
15% 0%
83%
2%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
70
HERCULES Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 1 0
Em construção 0 0 0 0
Upgrade 0 0 4 0
Inspeção 0 0 1 0
Perfurando 0 0 21 1
Outros 0 0 8 0
Total 0 0 35 1
Fonte: Rigzone
� ATWOOD OCEANICS – a empresa possui tamanho relativamente
pequeno frente aos outros players da indústria, sendo focada em
exploração offshore em águas profundas. Com dimensões menores, a
companhia talvez possua menor poder de barganha do que outros
competidores, o que vem sendo combatido com a estratégia de colocar
seus ativos em nichos de mercado com competição limitada. Desta
forma, grande parte da sua frota foi elaborada para operar em nos menos
lucrativos mercados de midwater (2000ft a 5000 ft).
0%0%
97%
3%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
71
ATWOOD Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 0 0
Em construção 2 0 1 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 4 0 1 1
Outros 0 0 1 0
Total 6 0 3 1
Fonte: Rigzone
� SONGA OFFSHORE – empresa norueguesa de perfuração offshore
composta por 2 semi-subs e 1 navio-sonda possuidora de um experiente
management team.
60%
0%
30%
10%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
72
SONGA Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
Manutenção 0 0 0 0
Em construção 0 0 0 0
Upgrade 0 0 0 0
Inspeção 0 0 0 0
Perfurando 2 1 0 0
Outros 0 0 0 0
Total 2 1 0 0
Fonte: Rigzone
3.4 ANÁLISE COMPARATIVA
Tendo em vista uma visão global do desempenho das diferentes companhias de drilling
ao longo dos últimos anos, cabe analisar o comportamento de suas margens
operacionais, custos operacionais, taxa de utilização da frota nos diferentes mercados
em que operam e nos diferentes tipos de rigs que compõem sua frota.
Com os números sob ótica, será possível estimar as conseqüências de um decréscimo
abrupto da receita operacional no fluxo de caixa destas companhias, de maneira que o
67%
33%
0% 0%
Número de Unidades
Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas
73
panorama do mercado, as futuras decisões de investimento e a dinâmica de exploração
no curto prazo poderão então ser vislumbrados.
3.4.1 Margem Operacional
A seguir analisa-se a margem EBITDA das empresas em questão ao longo dos anos,
consistindo na margem gerada pelas atividades operacionais das companhias antes dos
efeitos de depreciação e amortização dos ativos. É um bom indicador das capacitações
operacionais das companhias em questão, as quais são, como exposto anteriormente,
uma boa proxy do panorama geral do mercado. Foram separadas as margens de acordo
com as especificações das frotas por profundidade de perfuração:
2005 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Average depth (ft.) Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
>=10.000 ft. 37,7% 23,5%
7.500 ft. - 10.000 ft. 33,8% 24,2% -10,9% 26,0% -44,6%
5.000 ft. - 7.500 ft. 4,0% 39,5% 29,9% 21,4% -18,6%
2.000 ft. - 5.000 ft. 14,0% 6,3% -26,3% -13,6% -230,1%
0 ft. - 2.000 ft. 15,3% -2,0% 18,6% 34,9% 23,9% 36,1% -10,1%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
2006 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Average depth (ft.) Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
>=10.000 ft. 45,6% 33,1%
7.500 ft. - 10.000 ft. 49,1% 47,8% 33,9% 51,1% 48,5% 100,0%
5.000 ft. - 7.500 ft. 38,3% 63,4% 35,4% 57,6% 56,8% 27,1%
2.000 ft. - 5.000 ft. 51,2% 39,5% -6,4% 6,8% -28,4%
0 ft. - 2.000 ft. -3,3% 45,9% 43,5% 57,6% 47,7% 47,2% 61,9% 12,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
74
2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Average depth (ft.) Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
>=10.000 ft. 62,1% 68,2% 41,6% 45,2%
7.500 ft. - 10.000 ft. 62,5% 58,5% 49,3% 51,1% 66,8% 100,0%
5.000 ft. - 7.500 ft. 56,2% 76,7% 52,8% 61,9% 61,8% 47,7%
2.000 ft. - 5.000 ft. 66,7% 58,0% -2,3% 28,8% 38,3% 66,7%
0 ft. - 2.000 ft. 62,7% 52,9% 58,1% 67,8% 61,5% 64,9% 68,6% 42,7% 39,9% 72,5%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Inicialmente, observando estes quadros, torna-se importante salientar que uma sonda
pode ter em sua especificação um lâmina d´água superior ao utilizado na prática,
podendo possuir com isso margens piores do que o seu potencial permitiria. Nesta
abordagem, parte-se do princípio que as sondas estão sendo utilizadas no limite de suas
capacidades exploratórias. Ainda, margens operacionais negativas são justificadas por
paradas para manutenção, quebra de equipamento ou ainda quaisquer tipos de
ociosidade da sonda (como atrasos na tripulação), de forma que a geração de receita fica
comprometida, não diluindo os custos. Margens de 100% são explicadas pelo tipo de
contrato, neste caso, conhecidos como bareboat agreements, nos quais os custos
operacionais relativos à sonda são a encargo do usuário e não do operador.
Constata-se que, em uma primeira análise, ao longo dos anos o número de ocorrência de
margens operacionais negativas vem diminuindo consistentemente, o que pode ter duas
causas principais: as companhias vêm gradativamente melhorando suas práticas
operacionais e, com o mercado aquecido, sua frota vêm aumentando, de forma que
falhas operacionais dispostas por profundidade de lâmina d´água são diluídas por uma
maior quantidade de ativos.
75
Cabe observar que, ao longo dos últimos anos, com o boom do mercado de perfuração,
as margens operacionais vão aumentando, tendo efeito mais visível em profundidades
maiores.
Desta forma, em comparação ano/ano, pode-se inferir que o ambiente competitivo como
um todo sofreu um impacto positivo pela forte demanda, porém ainda mais pujante em
águas profundas.
É também visível a existência de diferenças entre os variados operadores no que tange o
tipo de ativo operado, o que poderá ser melhor evidenciado posteriormente.
Neste momento, é importante inferir que estas empresas viveram nos últimos 4 anos
tendências muito positivas em seu mercado, com altas margens e retornos sobre o
capital investido, de forma que, aparentemente, teriam hoje (salvo exceções) capacidade
de gerenciar taxas de utilização e dayrates mais baixas dos que as que vinham sendo
praticadas anteriormente.
2005 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Type of rig Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Barge 60,5%
Drill-ship 31,3% -11,3%
Jackup 21,0% 5,9% 22,4% 34,9% 27,0% 36,1% 13,6%
SS 2G 6,5% 3,7% -20,0% -230,1%
SS 3G 1,4% -25,2% -3,1% -13,3% -7,7%
SS 4G 18,8% 43,5% 23,1% 31,7% -23,4%
SS 5G 31,6% 39,1% -44,6%
SS 6G
Tender 32,0%
Other 40,2% 22,5% -43,9% 50,1% -47,3%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
76
2006 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Type of rig Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Barge 47,1%
Drill-ship 48,2% 44,0% 51,1%
Jackup -66,7% 48,6% 51,3% 58,1% 47,7% 48,2% 61,9% 29,6%
SS 2G 43,1% 47,6% 3,7% -28,4%
SS 3G 47,3% 16,9% 1,2% 26,5% 54,3%
SS 4G 42,8% 68,4% 35,1% 62,0% 5,4%
SS 5G 40,0% 53,8% 51,7% 100,0%
SS 6G
Tender 43,0% 60,7%
Other 41,6% 31,0% -6,7% 51,6% -14,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Type of rig Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Barge 51,2%
Drill-ship 58,6% 50,0% 51,1% 66,7%
Jackup 61,6% 49,4% 58,4% 68,2% 61,5% 66,3% 68,6% 42,7% 57,5%
SS 2G 66,5% 60,4% 30,2% 38,3%
SS 3G 66,1% 45,4% 66,9% 44,6% 70,0% 72,5%
SS 4G 62,3% 77,1% 52,2% 69,9% 26,7%
SS 5G 61,7% 71,8% 51,7% 45,2% 100,0%
SS 6G
Tender 67,5%
Other 44,3% 45,2% 18,8% 61,6% 51,4% 3,5%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Conforme ressaltado anteriormente, nem todos os tipos de sondas têm capacidade de
operar em todos os ambientes, de forma que podem apresentar cenários de
oferta/demanda distintos ao longo dos anos. É o caso das plataformas fixas (Barges e
Tenders), os quais vêm se tornando cada vez mais obsoletas, perdendo espaço para
77
outros tipos de sondas e, com isso, sofrendo impacto negativo em suas margens
operacionais ou saindo de operação permanentemente.
Em contrapartida, os navios-sonda (drillships) vêm sendo cada vez mais demandados ao
longo dos últimos anos, movidos pela maior necessidade de locomoção entre os campos
– os quais são cada vez menores – e pelas suas novas capacitações em termos de
profundidade limite de perfuração e lâmina d´água atuante.
As dayrates para este tipo de sonda tiveram uma aceleração dramática, impactando
diretamente nas margens operacionais deste tipo de embarcação. Salvo problemas
operacionais pontuais de algumas companhias, a tendência de demanda para este tipo de
rig é muito promissora, o que pode ser observado pelo percentual de drillships do total
de sondas sendo construídas atualmente nos estaleiros.
A frota de navios-sonda em operação ao redor do mundo ainda é pequena, apesar desta
ser uma importante ferramenta na exploração offshore, especialmente em águas
profundas, como é o caso dos novos reservatórios gigantes encontrados em tempos
recentes. A empresa Transocean, e em menor escala Diamond e Seadrill, hoje são
destaque em operação de navios-sonda a nível mundial, tendo mantido altas margens
operacionais ao longo dos últimos anos.
Em termos de Jackups, a situação é um pouco diferente. Sendo um nicho de mercado
particular, o de águas rasas, as margens operacionais de muitas companhias não são
comparáveis entre si, isto porque não é feita a separação entre os chamados high-spec
jackups (que operam em ambientes mais críticos) e os jackups normais.
Os drivers de oferta e demanda podem ser diferentes em águas rasas, quando
comparados com as outras lâminas d´água do mercado de exploração offshore. Os
78
clientes para os jackups são, em muitos casos, empresas menores que procuram explorar
reservatórios com reservas mais tímidas do que os gigantescos campos observados em
águas profundas atualmente.
Em casos extremos, como a crise de crédito atual, estes players menores tendem, por
exemplo, a sofrer mais, devido ao seu menor porte e maior necessidade de caixa do que
as majors. Com isso, a demanda por este tipo de sonda tende a sofrer mais do que outros
tipos de rigs no curto prazo – não necessariamente os high-spec jackups – o que é
intensificado pela natureza mais curta dos contratos de aluguel de jackups praticados ao
redor do mundo.
Algumas empresas, como a Ensco (até recentemente) e a Rowan Companies, são apenas
focadas neste tipo de estrutura, possuindo ainda uma frota com grande percentual high-
spec, obtendo com isso menor volatilidade em suas margens operacionais quando
comparadas com as outras empresas de drilling. A restrição natural deste tipo de rig a
lâminas d´água rasa pode causar certa atenção nos seus proprietários em um ambiente
de extrema competitividade ou grande arrefecimento da demanda, com sondas midwater
podendo estar competindo por campos em águas rasas/médias, e ainda podendo usufruir
de benefícios como uma maior mobilidade.
Com respeito a semi-submersíveis, observa-se uma classificação entre gerações de
sondas. Atualmente sendo construídas nos estaleiros estariam as sondas de sexta
geração (SS-6G); aparentemente, porém, esta nomenclatura é utilizada mais como
referência para comercialização do ativo (marketing) e não em relação às capacitações
técnicas da estrutura, ao menos quando se tratando de gerações consecutivas de sondas,
com capabilidades muito similares em termos exploratórios.
79
Não necessariamente uma nova geração é mais evoluída do que gerações antigas, porém
sondas de 6ª geração tendem a conseguir operar em ambientes mais hostis, como águas
ultra-profundas, uma vez que foram construídas sob a ótica exploratória vigente.
Desta forma, apesar de não haverem mudanças dramáticas entre gerações subseqüentes,
seria esperado um incremento de margens operacionais ao longo das várias gerações de
semi-submersíveis, uma vez que os ativos são mais novos (mas não obrigatoriamente
mais capazes) e podem apresentar inovações que tornem mais prática e preferível sua
utilização. Esta diferenciação pode ficar mais evidente nos anos mais distantes, como
2005/2006. Em anos mais recentes, porém, o mercado aquecido padronizou os retornos
das diferentes gerações de semis.
Diferentes regiões do mundo apresentam dinâmicas particulares para tipos pontuais de
sondas de perfuração. Podemos agora observar o desempenho dos diversos mercados de
drilling:
80
3.4.1.1 Navios- Sonda
Drill-Ship 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 68,1%
Asia 53,6%
Australia
Caspian Sea
Europe 51,1%
GoM 51,5%
Mediterranean
Middle East
North America
North Sea
South America 65,4% 50,0%
Other 21,7% 66,7%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Observamos que mercados como África e América do Sul, com características de
exploração offshore em lâminas d´água mais profundas, apresentam uma demanda mais
aquecida por este tipo de sonda, de forma que isto impacta positivamente nas margens
operacionais dos navios-sonda ao longo dos anos nestas duas regiões. Esta estrutura de
exploração é muito utilizada em deepwater, sendo um dos principais focos dos
estaleiros atualmente, tendo em vista as novas descobertas de reservas globais de grande
porte em águas cada vez mais profundas.
Com destaque praticamente absoluto entre as drillers temos a Transocean, possuindo a
maior frota de drillships do mundo, conseguindo refletir sua hegemonia e escala em
maiores margens operacionais.
81
3.4.1.2 Jackups
Jackup 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 64,1% 53,7% 18,6% 72,3% 73,3% 70,8% 39,3%
Asia 65,8% 38,2% 69,6% 70,4% 65,2% 72,9% -20,2% 57,5%
Australia 75,6% 77,7%
Caspian Sea 63,9%
Europe 68,7% 73,3% 63,2% 54,6%
GoM 49,6% 56,5% 57,1% 67,4% 63,6% 50,7%
Mediterranean
Middle East 56,9% 35,5% 54,6% 56,9% 61,3% 42,9%
North America 63,0% 41,6% 61,5% 69,5% 54,6% 44,5%
North Sea 37,8% 66,7% 67,5% 73,9%
South America
Other 21,4% 54,5% -26,8% 52,9%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Analisando a dinâmica do mercado de jackups ao longo dos últimos anos, verifica-se a
nítida divisão de regiões neste competitivo mercado de águas rasas. Observa-se que as
empresas optam por operar aproximadamente nas mesmas regiões durante longos
períodos de tempo, sendo que há a predominância de high-spec jackups nas regiões do
Mar do Norte e Golfo do México, onde as condições exploratórias exigem estruturas
mais resistentes a intempéries ambientais.
Com destaque entre as empresas operadoras de jackups temos a Ensco, a qual até alguns
anos atrás possuía sua frota totalmente exposta a este tipo de sonda de perfuração, com
altas taxas de utilização e magnificando suas margens operacionais. Do ponto de vista
de high-spec jackups, temos a Rowan Companies como uma reconhecida operadora.
82
3.4.1.3 Semi- Submersíveis
SS 2G 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 69,0% 57,1% 47,9%
Asia 73,6%
Australia 76,6% 49,1%
Caspian Sea
Europe 64,6% 38,3%
GoM 51,6%
Mediterranean
Middle East
North America 60,7%
North Sea 61,6%
South America 49,1% 62,0% -2,3%
Other
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
SS 3G 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 68,4% 69,2% 70,0%
Asia 73,6%
Australia 61,7% 53,8%
Caspian Sea
Europe 72,4% 54,1%
GoM 64,5% 49,5%
Mediterranean
Middle East 74,5%
North America 40,8%
North Sea 62,5% 58,3%
South America 56,7% 25,9% 64,5% 4,8%
Other
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
83
SS 4G 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 61,0% 74,6% 36,1%
Asia 49,3% 48,4%
Australia 69,8% 8,2%
Caspian Sea
Europe 58,1%
GoM 73,5% 80,7% 76,9%
Mediterranean
Middle East
North America 71,6%
North Sea 66,7%
South America -3,6% 34,2% 39,9% 48,5%
Other
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
SS 5G 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 52,9%
Asia 75,6%
Australia
Caspian Sea
Europe 51,7%
GoM 64,1% 70,3% 45,2% 100,0%
Mediterranean
Middle East
North America
North Sea
South America
Other
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Com relação a semi-submersíveis de segunda geração, mais antigas do que suas pares
de gerações posteriores, temos a Diamond como a empresa mais exposta, em termos
84
relativos. Assim como em navios-sonda, temos que os mercados que melhor remuneram
a operação são focados em exploração em águas mais profundas, como África e
América do Sul, o que reitera a tese de que, embora menos evoluídas tecnicamente,
semi-submersíveis de gerações anteriores conseguem operar em ambientes
competitivos, concorrendo com sondas “estado-da-arte”.
O termo “geração” de uma sonda inicialmente era denominado em função da década em
que a sonda foi construída, de forma que evoluções tecnológicas ocorridas durante este
espaço de tempo ajudavam a diferenciar os diferentes ativos. Mais recentemente, porém,
é consenso na indústria que esta denominação ganhou um caráter estritamente
comercial, de modo que poucas inovações técnicas teriam ocorrido entre uma sonda de
4ª Geração (4G) e uma sonda de 5ª Geração (5G), por exemplo. Estas, por sua vez,
apresentam capabilidades referentes às novas fronteiras exploratórias vigentes,
conseguindo obter maior eficiência em ambientes que antes não eram o foco principal
das outras gerações, sem que com isso inviabilize estas últimas de explorarem
competitivamente estes ambientes, como podemos evidenciar pelas suas margens
operacionais relativamente próximas.
85
3.5 EXPOSIÇÃO OPERACIONAL DAS EMPRESAS
3.5.1 Navios-Sonda
Drill-Ship % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 5,5%
Asia 3,2%
Australia
Caspian Sea
Europe 9,9%
GoM 3,3%
Mediterranean
Middle East
North America
North Sea
South America 2,6% 2,3%
Other 0,2% 54,9%
TOTAL 14,8% 2,3% 0,0% 9,9% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 54,9%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
Apesar das companhias apresentarem clara movimentação em favor dos chamados
navios-sonda, representando uma parcela considerável dos newbuilds sendo atualmente
construídos, temos que basicamente duas empresas de porte possuem uma exposição
considerável neste tipo de estrutura, sendo elas a Transocean e a Seadrill. A tendência é
que este percentual cresça em praticamente todas as empresas avaliadas, com seu
portfólio gradativamente voltando-se à exploração offshore, no qual os navios-sonda
possuem atributos exploratórios que lhe garantem preferência por parte dos drilling
contractors.
Em termos de drill-ships em construção, temos o seguinte cenário:
86
Navios-sonda
Construção
No
mercado
Transocean 9 14
Diamond 0 1
Pride 4 2
Seadrill 2 2
Rowan 0 0
Noble 1 3
Ensco 0 0
Hercules 0 0
Atwood 0 0
Songa 0 1
% adições 69,6%
Fonte: Banco UBS PActual
Evidenciamos, com isso, que a concentração de navios-sondas tende a aumentar ainda
mais, de modo que as empresas que atualmente dependem da maior parte da sua
geração operacional de resultados deste tipo de sonda são as que justamente estão com
mais estruturas em construção. A adição de drillships em relação à frota atual é
considerável.
87
3.5.2 Jackups
Jackup % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 7,2% 1,1% 0,3% 9,6% 11,9% 6,0% 6,9%
Asia 17,4% 2,6% 5,7% 17,7% 2,8% 21,9% -2,4% 31,0%
Australia 14,3% 4,7%
Caspian Sea 0,5%
Europe 1,2% 0,7% 13,7% 3,0%
GoM 0,2% 7,0% 20,3% 39,2% 18,9% 49,5%
Mediterranean
Middle East 2,2% 1,1% 35,9% 14,3% 10,5% 2,7%
North America 0,7% 2,4% 19,4% 21,0% 1,0% 5,4%
North Sea 1,4% 15,8% 15,8% 27,2%
South America
Other 0,2% 3,5% -0,5% 1,0%
TOTAL 31,0% 13,9% 46,8% 49,2% 100,0% 65,9% 94,2% 62,1% 31,0% 0,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
No mercado de jackups, percebemos um grande número de empresas com exposição
relevante, destacando-se as companhias que dependem quase que exclusivamente deste
tipo de sonda para sua geração de caixa operacional, sendo estas: Rowan companies e
Ensco. Em termos absolutos, como já citado anteriormente, temos que a Transocean é
ainda o player mais relevante no disputado mercado de jackups, tendo atuação em quase
todas as regiões do globo.
88
Jackups
Construção No mercado
Transocean 0 65
Diamond 0 15
Pride 0 27
Seadrill 4 8
Rowan 7 22
Noble 1 42
Ensco 0 43
Hercules 0 35
Atwood 1 2
Songa 0 0
% adições 5,0%
Fonte: Banco UBS PActual
Com respeito a adições à frota existente, temos que poucos investimentos estão sendo
feitos atualmente, de modo que a frota presente no mercado vem aparentemente sendo
suficiente para suportar a demanda do mercado.
Com a recente crise de crédito, esta situação tende a estressar, de forma que o mercado
antes em equilíbrio provavelmente ficará com excesso de oferta, salvo exceções no
mercado high-spec.
Com contratos de menor prazo, e com clientes de menor porte e sem grandes recursos
em termos de disponibilidade de capital, este mercado tende a sofrer mais rápido do que
o de exploração em águas profundas.
89
3.5.3 Semi-Submersíveis
SS 2G % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 1,1% 1,8% 4,7%
Asia 4,4%
Australia 1,9% 3,6%
Caspian Sea
Europe 6,2% 13,6%
GoM 2,1%
Mediterranean
Middle East
North America 4,2%
North Sea 1,7%
South America 0,5% 3,2% -0,1%
Other
TOTAL 5,1% 25,4% 4,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 13,6% 0,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
SS 3G % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 5,3% 6,2% 38,8%
Asia 4,0%
Australia 3,4% 19,9%
Caspian Sea
Europe 4,9% 5,3% 25,2%
GoM 0,9% 1,8%
Mediterranean
Middle East 1,4%
North America 0,3%
North Sea 6,2% 2,7%
South America 3,5% 2,3% 5,4% 0,1%
Other
TOTAL 26,6% 11,0% 11,5% 0,0% 0,0% 4,6% 0,0% 0,0% 38,8% 45,1%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
90
SS 4G % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 2,4% 9,7% 1,0%
Asia 3,4% 13,1%
Australia 1,4% 2,6%
Caspian Sea
Europe 3,3%
GoM 4,9% 29,2% 18,4%
Mediterranean
Middle East
North America 4,7%
North Sea 2,6%
South America 0,0% 1,1% 8,8% 1,9%
Other
TOTAL 14,6% 30,3% 21,9% 0,0% 0,0% 26,0% 0,0% 0,0% 15,7% 0,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
SS 5G % of TOTAL EBITDA 2007
Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa
Africa 1,4%
Asia 5,2%
Australia
Caspian Sea
Europe 10,1%
GoM 6,1% 12,0% 1,5% 4,8%
Mediterranean
Middle East
North America
North Sea
South America
Other
TOTAL 7,5% 17,1% 0,0% 10,1% 0,0% 1,5% 4,8% 0,0% 0,0% 0,0%
Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)
91
Com respeito a semi-submersíveis, temos em destaque Transocean, Diamond e Pride,
com estratégias distintas de alocação do portfólio de sondas:
% do EBITDA 2007 Transocean Diamond Pride
SS 2G 5,1% 25,4% 4,6%
SS 3G 26,6% 11,0% 11,5%
SS 4G 14,6% 30,3% 21,9%
SS 5G 7,5% 17,1% 0,0%
Semi-submersíveis 53,8% 83,8% 38,0%
Fonte: Autor
Temos que, apesar das três empresas possuírem grandes exposições relativas a semi-
submersíveis, a exposição da Diamond é consideravelmente maior em termos relativos,
e particularmente concentrada em sondas mais antigas, como sua estratégia implícita.
Atualmente, as três empresas correspondem a 80% do mercado de semi-submersíveis
mundial.
Semi-submersíveis
Construção No mercado
Transocean 1 54
Diamond 0 30
Pride 0 12
Seadrill 4 6
Rowan 0 0
Noble 3 10
Ensco 6 2
Hercules 0 0
Atwood 2 4
Songa 0 2
% adições 13,3%
Fonte: Banco UBS Pactual
92
Em termos absolutos, estão sendo adicionados o mesmo número de semi-submersíveis e
navios-sonda, porém em termos relativos, em relação à frota existente, observa-se que
os investimentos neste tipo de estrutura não demonstram crescimento tão dramático: as
drilling majors demonstram alguma preferência pelas estruturas de navios-sonda.
3.6 LIQUIDEZ DE CURTO PRAZO E FLEXIBILIDADE OPERACIONAL
No curto prazo, como evidenciado anteriormente, estas empresas tem alguma resistência
a um mercado menos favorável (diferentemente do resto do setor de óleo e gás) por
alguns fatores inerentes ao seu business em particular:
� As sondas de perfuração, especialmente navios-sonda e semi-submersíveis, dado
o grande aquecimento deste mercado exploratório nos últimos dois anos, já estão
contratadas antecipadamente por certo período de tempo, constituindo um forte
backlog que permite a estas companhias repensarem sua estratégia com uma
visão construtiva de maior prazo. Empresas com grande exposição ao mercado
de jackups, caracterizado por contratos mais curtos, podem ter problemas na
renovação contratual da sua frota já no curto prazo, gerando certa insolvência
operacional;
� O alto nível de caixa frente às obrigações e dívidas (alavancagem) garante a
estas empresas uma maior maleabilidade de suas margens operacionais,
conseguindo operar sem os mesmos retornos dos últimos anos – os maiores da
história da indústria – por um maior espaço de tempo.
Com isso, os planos de investimento destas empresas podem ser retrabalhados de forma
a avaliar, principalmente, a alocação de capital em aquisições e não necessariamente em
93
novas estruturas saindo dos estaleiros, consolidando o mercado que em tempos recentes
observou a entrada de novos players sem grande musculatura ou capacitação
operacional para competir em um ambiente mais predatório de dayrates e taxas internas
de retorno.
94
4 OFERTA E DEMANDA DE PETRÓLEO
Apesar da crise global provocar uma queda vertiginosa da demanda pela commodity em
nível mundial, temos que a tendência secular do óleo permanece intacta: as reservas por
poço irão continuar a diminuir, de forma a influenciar os custos exploratórios e o
número de poços a serem perfurados em busca de um mesmo volume final de óleo. À
medida que a oferta mundial vem se tornando cada vez mais escassa e mais cara de ser
explorada, pressão positiva irá ocorrer sobre os preços deste ativo energético.
Flutuações de curto prazo poderão ainda ocorrer, uma vez que os preços tendem a
oscilar entre o custo marginal de produção (limite inferior) e o preço de destruição de
demanda (limite superior).
Fonte: Consultoria Bernstein
Estudos indicam que o crescimento do PIB mundial é significativamente o fator que
mais influencia nos preços de petróleo, sendo a sensibilidade a esta variável distinta
entre os diversos países, com os países desenvolvidos exercendo forte influencia neste
95
diagnóstico, em particular os EUA. Observa-se ainda que a demanda é concentrada em
poucos países, sendo destaques os EUA, Japão e China:
Fonte: Consultoria Bernstein e International Energy Agency (IEA)
Estes países estão sendo particularmente atingidos pela crise de crédito que se instalou
recentemente:
Fonte: Consultoria Bernstein Japanese Bureau of Statistics, respectivamente
96
Como podemos evidenciar, duas das economias mais dependentes de petróleo do
mundo apresentam fortes indícios de retração da demanda pela commodity. No primeiro
quadro, os EUA, com considerável redução dos km percorridos, gera impacto direto na
demanda por derivados de óleo, de forma a repercutir por toda a cadeia exploratória. No
segundo quadro, na mesma linha, temos que o Japão já apresenta, mesmo após forte
crescimento da demanda por gasolina em meses anteriores, uma queda consistente na
procura pela commodity e seus derivados.
4.1 ANÁLISE DE LONGO PRAZO
A teoria econômica sugere que, ao longo do tempo, o custo marginal de produção é
igual ao preço de longo prazo da commodity, uma vez que qualquer produtor racional
iria investir mais quando retornos estão acima do nível normal e reduzir produção
quando os retornos são insatisfatórios.
No mercado de óleo e gás, os principais drivers dos custos do produtor marginal são as
reservas médias por poço, o número de poços, a complexidade dos poços e o capital
investido para fins exploratórios. Quando as reservas por poço caem e o número de
poços explorados aumenta – o que vem acontecendo nos anos recentes – o capital
empregado pela indústria e o custo marginal do produtor sobem. Hoje, está
gradativamente mais difícil encontrar reservas energéticas, de forma a consolidar esta
dinâmica nos anos que seguem.
Seguindo o raciocínio, a indústria aparentemente encontra-se em um ciclo de
sustentável inflação do custo marginal, o que deve contribuir para elevar o preço da
commodity, conforme é historicamente evidenciado:
97
Fonte: Consultoria Bernstein
Quanto maior a demanda e mais cara se torna a extração desta demanda adicional, a não
ser que seja evidenciada uma forte ruptura no consumo da commodity, como é o caso
atual – não sendo necessários os novos aumentos da produção, e reduzindo o custo
marginal – os preços de petróleo no longo prazo tendem a ter pressão positiva.
4.1.1 Anatomia da Demanda
Observamos que a maioria do consumo de petróleo está localizado na América do Norte
(30% em 2007), sucedida pela Europa (18% em 2007). Por produtos, temos que o diesel
(28% em 2007) e gasolina (26% em 2007) são os maiores componentes do consumo.
Estes dois produtos tendem a ser altamente alavancados pelo consumidor, sendo mais
representativos em regiões mais desenvolvidas do que em outras.
98
Fonte: International Energy Agency (IEA)
Embora os EUA sejam responsáveis pela maior parte do consumo (24%), este país não
foi o driver mais importante de crescimento de demanda do óleo em anos recentes.
Durante 2004-2007, a China e Oriente Médio apresentaram as mais altas taxas de
crescimento de demanda por petróleo do mundo, seja em termos relativos ou absolutos.
Fonte: Consultoria Bernstein e International Energy Agency (IEA)
99
4.1.2 Anatomia da Oferta
A magnitude da destruição de demanda é sem dúvida uma importante variável da
equação que irá determinar aonde os preços de óleo irão se estabilizar e quão rápido se
dará uma retomada nos níveis da commodity. O colapso da demanda global de óleo está
corretamente concentrando as atenções do mercado atualmente, o que, segundo
especialistas, pode inclusive piorar ainda no curto prazo, com grande probabilidade de
emanar da economia chinesa – uma grande incógnita para grande parte dos investidores.
Porém, hoje talvez oculta no turbulento cenário global, existe uma grande mudança no
lado da oferta, o que deverá começar a preocupar especuladores ainda no curto prazo. A
base da oferta mundial de petróleo é, nos tempos recentes, muito mais dependente de
reservatórios maduros e super-maduros do que era nas últimas duas rupturas de
demanda: Ciclos de alta no preço do óleo levam, historicamente, a relevantes aumentos
na oferta por parte dos países fora na OPEC alguns anos depois, uma vez que níveis
altos da commodity garantem influxo de caixa suficiente a ponto de incentivar a
resolução de desafios técnicos que antes impediam acesso a novas reservas.
100
Fonte: Banco Credit Suisse
Este foi o caso entre 1973-78 (EUA, México, Egito, China, Malásia), em 1979-84
(Inglaterra, Noruega, Índia, Médico, Brasil, EUA) e novamente em 1987-96 (Noruega,
Canadá, México, Argentina, Brasil, Colômbia, Omã, Síria). Em contrapartida, durante a
ruptura de preços de 1998-99, contribuições das províncias tradicionais externas à
OPEC estavam em declínio, e a recuperação na oferta foi quase que totalmente devida à
restauração do antigo sistema de produção e desenvolvimento russo.
Em períodos recentes, observaram-se mudanças nas taxas de depleção de determinados
campos de altas maturidades. Em patamares de preços de petróleo elevados, tornam-se
economicamente viáveis esforços de recuperação que antes não eram a níveis da
commodity mais modestos. O campo U.S. lower – 48 é um bom exemplo deste
fenômeno. Possuindo uma taxa de declínio de 4% entre 1991-2004, um dos
reservatórios mais maduros do mundo evidenciou um período de inflexão de produção
entre 2005-2008 (período de forte crescimento do preço do óleo), como podemos
observar:
101
Fonte: Banco Credit Suisse
O mesmo padrão é observado no Canadá, Inglaterra e Noruega. Preços da commodity
evoluindo mais rápido que os custos da indústria, em grande parte do ciclo de
crescimento, permitiram campos maduros mitigar antes estabelecidas taxas de declínio
da produção, majoritariamente via esforços de recuperação.
Fonte: Centro de Estatísticas do Canadá (StatsCan); Centro de Estatísticas do Reino Unido (UK DOE); Centro de Pesquisa
Petrolífera da Noruega (Norwegian Petroleum Directorate)
102
Caso seja adicionada ao problema exploratório dos campos maduros a redução
generalizada de investimentos pelas majors, é possível que exista uma considerável
redução na produção dos países não membros da OPEC. A depleção é um efeito forte e
seu efeito é multiplicativo (taxas compostas); a atual redução do capex por parte das
empresas do setor sinaliza que as chances do esperado crescimento de produção dos
países fora da OPEC (vivido em momentos anteriores) estão diminuindo, e não
aumentando.
Com respeito aos países membros do cartel em questão, observa-se moroso esforço em
adicionar nova capacidade de produção de óleo. Altos preços de óleo geraram conforto
em alguns membros, como era de se esperar, acarretando menos investimentos do que o
necessário e um menor senso de urgência com respeito à tomada de decisão. Para
relevantes membros do cartel, como a Arábia Saudita, a política de investir com atrasos
em relação à curva de demanda aparentemente permanece. Diferentemente de 1979-85,
países membros têm exibido considerável cautela com respeito a grandes novos
empreendimentos.
103
5 CONCLUSÃO
A indústria de óleo & gás tem focado seu debate no custo do produtor marginal,
analisando para isso os custos operacionais de variadas unidades produtivas, tentando
aferir o menor preço de óleo a partir do qual os produtores iriam simplesmente
“desligar” seu portfólio de ativos. Este procedimento de avaliação não é o ideal para
negócios nos quais o elemento da depleção participa intensamente. Na prática, existe
uma quantidade relevante da oferta marginal que necessita de preços de óleo bem acima
dos custos operacionais para que sejam levados ao mercado.
Estes são majoritariamente barris de curto prazo em campos maduros, produzidos via
decisão de perfurar um poço marginal ou adicionar infra-estrutura extra de recuperação
e desenvolvimento. Neste caso, seria razoável adicionar ao custo operacional estes
custos de capital. O custo marginal de produção, em 2008, foi de aproximadamente U$
65/barril, implicitando que nos níveis atuais de óleo a U$50/barril, a produção marginal
deve começar a contrair mesmo com os preços da commodity estando acima da antiga
noção de custo operacional.
Uma falta de investimento na atividade de exploração e produção – por um cenário de
falta de crédito global e preços da commodity depreciados – pode magnificar um
estrangulamento da oferta no médio prazo, de forma que, em busca de combater o efeito
depletivo das reservas de petróleo, serão necessários esforços cada vez mais
consistentes de recuperação dos campos antigos e em busca de reservas novas.
Com respeito a esta última tendência, chega-se na necessidade de permanência de
sólidos investimentos em sondas de perfuração, de modo a continuar a procura por
novas fronteiras exploratórias em um cenário de redução natural da oferta mundial de
104
óleo, acentuada por uma redução no investimento devido às baixas taxas de retorno
proporcionadas por uma commodity depreciada. A seguir temos estimativas dos
investimentos das companhias de exploração e produção globais para o ano de 2009;
tendo em vista a crise de crédito, já se observa alguma redução no capital a ser
empregado no setor:
Fonte: Banco Banco UBS Pactual
105
5.1 A EXPANSÃO DO DRILLING NA CRISE MUNDIAL
O nível de investimento evidenciado nas empresas de E&P está diretamente
correlacionado ao mercado de drilling, uma vez que são estas empresas que, detentoras
das reservas de óleo e gás, contratam as empresas de sondas de perfuração para produzir
e explorar suas reservas.
Um desaquecimento do volume de capital empregado por estas empresas se reflete por
toda a cadeia produtiva do setor, afetando a indústria de serviços de forma geral.
É notável que, tendo em vista as características inerentes aos reservatórios de óleo,
principalmente o efeito depletivo da produção, há a necessidade de alocar recursos para
manter níveis de produção ao menos constantes, seja por meio de esforços de
recuperação, seja por meio de esforços exploratórios em busca de novas reservas para
compensar as antigas já depreciadas. Neste último caso, recorre-se diretamente ao
mercado de drilling rigs, o qual ainda permanece relativamente aquecido mesmo no
atual tempo de crise.
A demanda pela atividade de perfuração irá continuar a existir, sendo ainda agravada
por uma possível falta de investimentos em recuperação da produção no curto prazo –
este inviável dados os atuais níveis de preços de óleo. Com isso, o efeito depletivo tende
a aumentar no médio e longo prazos, enaltecendo a busca por novas fronteiras
exploratórias em um futuro próximo.
Em termos de caixa e margens, observamos que as empresas de drilling possuem
relativo conforto, de forma que seriam viáveis para a indústria reduções significativas
nas dayrates dos contratos a serem renovados em tempos recentes. Em contrapartida,
106
temos que estas companhias já possuem grande parte da sua frota contratada a taxas
altas e rentáveis, podendo postergar os efeitos da crise com certa propriedade.
Os fundamentos do preço do petróleo no longo prazo são de fato promissores, sendo
estes exacerbados por uma presente crise de crédito que, em última análise, diminui o
retorno dos investimentos e mutila o poder de alocação de capital das empresas de E&P
que hoje se vêem imersas em grande incerteza mercadológica.
Em reflexo a esta tendência, já se consegue observar uma maior vacância dos slots nos
estaleiros para construção de novas sondas, com companhias de drilling de menor porte
rompendo contratos e vendendo seus ativos, o que pode ainda prejudicar o potencial
exploratório global no curto prazo. Tendências consolidadoras, neste sentido, são
largamente esperadas pelos participantes deste mercado.
Nunca na história recente as empresas de sondas de perfuração tiveram tamanho volume
de receitas já contratado (backlog) o que lhes garante espaço para tomada de decisões
no curto prazo de forma mais segura do que o restante da indústria de óleo e gás. O
futuro para as companhias sobreviventes tende a guardar grandes oportunidades.
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6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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2. http://www.sec.gov acessada em 15/09/2008;
3. http://www.deepwater.com acessada em 10/07/2008;
4. http://www.diamondoffshore.com acessada em 12/07/2008;
5. http://www.seadrill.com acessada em 12/07/2008;
6. http://www.noblecorp.com acessada em 13/07/2008;
7. http://www.atwd.com acessada em 13/07/2008;
8. Leffler, W.L. “DEEPWATER petroleum exploration and production – a
nontechnical guide”;
9. Hyne, N.J., “Petroleum Geology, exploration, drilling and production”;
10. Thomas, J.E., “Fundamentos de engenharia de Petróleo”;
11. Santos Rocha, L.A., “Projetos de poços de petróleo”;
12. Anderson, J.D., “Taking the Plunge, not afraid of deep – UBS Offshore
Drilling”.