Produtos & Serviços

Sumário

Redação: Marco Antonio Monteiro (editor), Nielmar

de Oliveira, Regina Teixeira, Thais Fernandes

(Repórteres) Marilia Jannuzzi (Pesquisa).

Colaborador: (Artigo) Eduardo Stetner.

Arte e Diagramação: Lourenço Maciel

Publicidade e Marketing: Virginia Guinancio

(virginia@guiaoffshore.com.br)

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A revista Produtos & Serviços é uma publicação da

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A versão digital desta revista pode ser lida no

seguinte endereço:

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Poucos duvidam da possibilidade de que a exploração das mega reservas de petróleo e gás, existentes na chamada região do pré-sal, possa trazer a redenção econômica do país e contribuir para reduzir os nossos piores males sociais. Até ai tudo bem. O que não pode é, a partir desta premissa, ser deflagrada desde agora uma disputa extrema pela distribuição das riquezas oriundas desta extração, que abrange uma área de 800 quilômetros de extensão, do Espírito Santo a Santa Catarina.

Ainda há tantas dúvidas, como apontaram representantes do IBP, Firjan e FGV em matéria feita pela repórter Regina Teixeira. Sequer sabemos com certeza o volume de óleo, que repousa mansamente a mais de 5 mil metros de profundidade. Já se fala em até 70 bilhões de barris. Mesmo sendo 10% desse volume, como parece ser o total de barris armazenados no Campo de Tupi, ainda inexiste tecnologia para extrair esse óleo. Quanto custará para retirá-lo? A Petrobras poderá fazê-lo sozinha. E, fundamentalmente, quais serão as regras do jogo?

O governo pretende criar um novo marco regulatório, como já previra o programa de governo do então candidato Lula à presidência da República, bem recorda o ex-diretor de Gás e Energia da Petrobras, Ildo Sauer, na matéria redigida por Nielmar de Oliveira. Pode até fazer sentido, se considerarmos que, atualmente, é muito menor o risco de investimento em petróleo no Brasil.

Mas as regras têm que ser definidas com clareza, respeitando-se os contratos firmados, aliás, uma tradição jurídica no país. A comissão interministerial, criada pelo governo federal, para discutir e definir a nova legislação do setor, não pode ser gerida apenas com a cabeça política. Tem que se pensar economicamente. De nada adiantará termos tanta riqueza em nossa bacia atlântica, se não tivermos recursos para retirá-la. Precisamos, sim, do capital das empresas estrangeiras, para investir em parceria, e absorver os riscos e retorno de longo prazo. E, por sinal, este é o desejo de quem já atua no país, como a Shell, El Paso e BG Group, parceira da Petrobras com 25% do bloco BMS-11 no campo de Tupi., como atesta matérias exclusivas nesta edição da Produtos&Serviços. A Petrobras sozinha não tem como arcar com todos os recursos necessários. Só o campo de Tupi exigirá US$ 60 bilhões para colocá-lo em operação e extrair o óleo.

Criar uma nova estatal, popularmente chamada de Petrosal, é uma outra sandice, um balão de ensaio que surgiu não se sabe bem de onde. A Petrobras tem que ser mantida como principal fornecedora de tecnologia do pré-sal. Sabe atuar com perfeição em águas profundas. É exemplo e parâmetro para o mundo inteiro. E que se mantenha a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), à frente da regulação do setor, mesmo com a nova legislação.

Mantida esta estrutura, ainda que sob um novo arcabouço jurídico, será possível superar etapas e obstáculos com maior rapidez, presteza e, quem sabe, antecipar a geração de riqueza para que possa ser usufruída pela nossa sociedade já na próxima década.

É o que todos esperamos!

Boa leitura!

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Com investimento previsto de US$ 1 trilhão, a viabilidade de extrair petróleo do pré-sal depende ainda da definição das regras do setor

Ex-diretor da Petrobras defende participação ativa da estatal no pré-sal e criação de fundo soberano

Shell prevê extrair cem mil barris diários de petróleo na Bacia de Campos até o fim de 2009

BG Group quer desbravar o pré-sal brasileiro

El Paso vai ampliar investimentos nas atividades de E&P no Brasil

Brasil mais atraente para os investidores

A geofísica se prepara para desvendar o pré-sal

Canal direto entre pesquisa e inovação

O time que está ganhando

Principais feiras e eventos da indústria petrolífera no Brasil e no exterior

Negócios

Com investimento previsto de US$ 1 trilhão, a viabilidade de extrair petróleo do pré-sal depende ainda da definição das regras do setor por Regina Ribeiro

São muitos os desafios do pré-sal brasileiro. Com reservas estimadas que podem chegar a 70 bilhões de barris, o destino das riquezas existentes nos blocos do pré-sal vem suscitando discussões acaloradas por parte do governo, que criou uma comissão interministerial para debater um novo marco regulatório e definir um modelo de exploração; e na outra ponta os empresários e analistas do setor que defendem a manutenção dos contratos já firmados. A unanimidade até agora no calor dos debates é que os investimentos são multibilionários para viabilizar a produção de petróleo em toda a área do pré-sal.

Segundo Ivan Simões Filho, integrante do Comitê de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis(IBP), o volume necessário de investimento para

produção de petróleo no pré-sal pode variar de US$ 400 bilhões a US$ 1 trilhão, soma comparável ao PIB brasileiro de US$ 1,5 trilhão. Além disso, o projeto envolve riscos e retorno de longo prazo. “A Petrobras ou mesmo outra empresa privada de maior porte não teria capacidade financeira para investir se não fizer parcerias”, ressaltou.

Os desafios do pré-sal foram tema de um seminário recente promovido pelo IBP, Fundação Getúlio Vargas (FGV) e a Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan). O modelo regulatório, a urgência na definição das regras do setor, a importância de se respeitar contratos já estabelecidos e o fortalecimento da Petrobras foram objeto de debate no evento, que reuniu especialistas do Brasil e do exterior, empresários e congressistas num total de quase 800 pessoas.

Nos últimos dois anos, os investimentos alocados para o pré-sal chegaram a US$ 1 bilhão. O montante representa ainda pouco quando comparado ao volume de dinheiro que será necessário para a viabilização de um único campo como o de Tupi, por exemplo, que requer recursos da ordem de US$ 60 bilhões, além de mais US$ 20 bilhões para colocá-lo em operação e fazer o petróleo jorrar. A área foi descoberta em outubro de 2007.

Tupi, considerada a maior descoberta de petróleo no hemisfério ocidental, faz parte de um conjunto de sete blocos na bacia de Santos onde a Petrobras e empresas parceiras descobriram petróleo de alta qualidade a mais de 5 mil metros de profundidade. Nesse campo o volume de reserva estimado seria de 5 bilhões a 8 bilhões de barris de óleo, segundo

projeção da Petrobras.

Se as estimativas forem confirmadas o potencial do campo pode aumentar as reservas do Brasil em petróleo, em torno de 60%. A data de início dos testes de longa duração foi confirmada pela Petrobras para março de 2009. O campo tem área equivalente à distância entre Rio e São Paulo.

As reservas do pré-sal estão entre 5 mil a 7 mil metros abaixo do nível do mar, sob uma camada de sal que pode ter até 2 mil metros de espessura e que estão localizadas em uma área de 800 quilômetros de extensão, que vai do Espírito Santo a Santa Catarina.

Empresários defendem a definição das regras do setor

O modelo que vigora atualmente no Brasil é o de concessão, onde o investidor é dono de toda a produção e paga impostos ao governo. A comissão interministerial avalia no momento se o modelo será modificado, provavelmente para o de partilha, onde a União é dona do óleo e paga ao investidor em petróleo.

O governo vem ressaltando que são duas razões que levaram a criação de uma comissão interministerial: o Brasil não pretende ser um simples exportador de óleo cru, quer agregar valor ao petróleo bruto antes de ele sair do país; e o outro motivo é poder repartir de forma mais justa os ganhos da exploração.

O que permeia a discussão é se os contratos firmados até agora serão respeitados pela União. Cerca de 25% da área do pré-sal foram concedidas pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) a várias empresas petrolíferas.

Empresários e analistas afirmam que

antes de se pensar em dividir o bolo é necessário redesenhar as diretrizes do modelo atual. “A viabilização do pré-sal depende primeiro da definição das regras do jogo. As outras etapas seriam atrair investimentos, realizar o gerenciamento dos recursos e

distribuição da renda petrolífera. É essa ordem que precisa ser respeitada”, disse Simões Filho, que refuta totalmente o modelo que apresenta a distribuição da renda no cerne das discussões. Segundo ele, não é possível ter uma única regra para o pré-sal, pois os campos são diferentes.

Já para o presidente do IBP, João Carlos França de Luca, também presidente da Repsol-YPF do Brasil, o debate do pré-sal não pode penalizar o processo de licitação de novas áreas de exploração. Ele defende a manutenção das rodadas da Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Na opinião de Luca, o importante em toda essa discussão é tentar não paralisar os investimentos que estão sendo feitos.“Temos uma bacia inteira como a de Tucano Sul (localizada no nordeste da Bahia com reservas de petróleo e gás), licitada na 8ª Rodada da ANP, na qual as empresas estão impedidas de retomar o trabalho de exploração”, exemplificou. “É indispensável o respeito absoluto dos contratos existentes. O custo político

"O volume de investimento calculado para o pré-sal é impossível de ser bancado somente pelo governo", diz o ex-presidente do BC, Carlos Langoni.

de cancelar os contratos seria enorme”, assinalou.

Para ele, há mecanismos no atual modelo que permitem a União ter controle sobre a produção e uma participação maior no pré-sal. “Deveriam ser esgotadas primeiro as adaptações do modelo atual de concessão, antes de se pensar em adotar outro”, disse.

Outro que comunga da mesma opinião do empresário é o ex-presidente do BC Carlos Langoni, diretor do Centro de Economia da FGV. Ele acredita que o modelo atual é suficientemente flexível para ser adaptado. Langoni explicou que o objetivo fundamental do marco regulatório é otimizar e maximizar o fluxo de investimentos necessários para viabilizar a pesquisa e produção.

A questão financeira norteia todas as discussões em torno dos desafios do pré-sal. “O volume de investimento calculado é impossível de ser bancado somente pelo governo”, frisou Langoni. Ele destacou que além de movimentar a cadeia de petróleo, o pré-sal vai exigir investimentos indiretos no segmento de fornecedores de equipamentos e

De Luca: “É indispensável o respeito absoluto dos contratos existentes”

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geração de serviços.

Tudo que se refere ao pré-sal é macro, inclusive os navios-sondas para a exploração. A Petrobras calcula que vai precisar de 40 navios-sonda. Desses, 12 serão importados do exterior, por meio de licitação internacional; e outros 28 serão

fabricados pela indústria nacional, entre 2013 e 2017. Cada navio-sonda tem custo estimado em US$ 700 milhões.

Sem incluir a produção dos campos localizados no pré-sal, a estatal brasileira deverá investir US$ 112, 4 bilhões até 2012, sendo que mais da

metade desse montante será aplicado em exploração e produção.

De acordo com as projeções da petrolífera, a produção de óleo irá aumentar de 1,95 milhão de barris por dia para 2,42 milhões em 2012. Essa soma não inclui ainda as reservas do pré-sal.

With forecast investments of US$ 1 trillion, the feasibility of extracting oil from the pre-salt formation still depends on definition of the rules for the sector

Extracting oil from Brazil’s offshore “pre-salt” formations will require overcoming many challenges. With reserves estimated at upwards of 70 billion barrels, the division of the riches from these blocks has been triggering hot debate within the government, which has created an inter-ministerial committee to discuss a new regulatory framework and to define an exploration model. On the other side of the fence, businesspeople and analysts in the sector advocate maintaining the existing concession contracts. The one point that everyone agrees on is that it will take stratospheric investments to produce oil from these areas. According to Ivan Simões Filho, a member of the Exploration and Production Committee of the Brazilian Oil, Gas and Biofuels Institute (IBP), the outlay necessary to obtain oil from the pre-salt formations can range from US$ 400 billion to US$ 1 trillion, a sum comparable to Brazil’s GDP of US$ 1.5 trillion. Besides this, the project involves huge risks and the returns will only be realized over the long run. “Petrobras or even any of the world’s oil majors wouldn’t be able to make such investments without entering into joint ventures,” he stressed. The challenges of the pre-salt deposits were the themes of a recent seminar promoted by the IBP, Getulio Vargas Foundation (FGV) and the Rio de Janeiro State Federation of Industries (Firjan). The regulatory model, the urgent need to define the rules that will apply, the importance of respecting existing contracts and the strengthening of Petrobras were debated at the event, which gathered specialists from Brazil and abroad, businesspeople and members of Congress, for a total of nearly 800 participants.

In the past two years, the total investments allocated to the pre-salt formations have reached US$ 1 billion. This pales in comparison with the outlays that will be necessary to actually develop even a single field, such as the Tupi, for example, which will require some US$ 60 billion in initial investments, and another US$ 20 billion to get the oil flowing. The area was discovered in October 2007. Tupi, considered the largest oil discovery in the Western Hemisphere, is part of group of seven blocks in the Santos Basin where Petrobras and partner companies have discovered light, sweet crude at a depth of over 5 thousand meters. The estimated reserves of this field are 5 to 8 billion barrels, according to Petrobras’ projections. If the estimates are confirmed, the field’s potential can increase Brazil’s oil reserves by around 60%. The date for starting long-term test drilling was confirmed by Petrobras for March 2009. The pre-salt reserves lie between 5 and 7 thousand meters below sea level, under a salt layer that can be up to 2 thousand meters thick, which covers an area of around 800 kilometers running offshore from the states of Espírito Santo to Santa Catarina.

Oilmen defend definition of rules for the sector The model currently followed in Brazil is to grant concessions, where the investor is the owner of the production and pays royalties to the government. The inter-ministerial committee is now evaluating whether the model will be changed, probably to some type of division, where the Brazilian government will own the oil and pay the investors in kind. The government has been stressing that there are two reasons for creating the committee: it does not intend Brazil to simply be an exporter of crude oil, but instead wants

to aggregate value before the oil leaves the country; and it believes there needs to be a fairer way of dividing the gains.What permeates the discussion is whether the government will respect the existing contracts. Nearly 25% of the pre-salt area has already been let out to concession to various oil companies by the National Petroleum Agency (ANP).Oilmen and analysts are adamant that before dividing the cake, it’s necessary to redesign the current model’s guidelines. “For the pre-salt fields to be workable, the rules of the game have to be defined. The other steps would be to attract investments, manage the resources and distribute the revenue. This is the order that needs to be respected,” said Simões Filho, who firmly refutes the model that puts distribution of revenue at the center of the discussion. According to him, it isn’t possible to have a single rule for the pre-salt areas, because the fields are different. According to the president of the IBP, João Carlos França de Luca, who’s also CEO of Repsol-YPF do Brasil, the pre-salt debate cannot penalize the bidding process for new exploration areas. He argues for maintenance of the bid rounds by the ANP. In Luca’s opinion, the most important thing in all the discussion is to try not to choke off the investments that are being made. “We’ve got an entire basin like that of the Tucano Sul (located in the northeast of Bahia, containing oil and gas reserves), tendered by the ANP in the 8th Round, in which the companies are prevented from resuming their exploration work,” he stated. “The existing contracts have to be respected absolutely. The political cost of canceling the contracts would be huge,” he pointed out. For him, there are mechanisms in the current model that permit the Brazilian government to have control over output and a bigger slice of the pre-salt revenues. “They should first respeito foi tomada à época.

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atualmente vigente no país e não aprofundá-lo do jeito que foi. E há muitos mecanismos para fazê-lo: um simples decreto pode alterar a participação especial. O problema é a destinação dos recursos. O regime jurídico em vigor está superado e é preciso um outro. Na minha opinião ele deve ir para a Constituição para ser permanente e não poder ser tocado por governos de plantão".

"É por isto que defendo a criação de um mecanismo constitucional de apropriação do excedente econômico, com um fundo constitucional para o futuro do Brasil. Estamos falando de um petróleo que pertence

Legislação

Em meio às discussões sobre o melhor modelo a ser adotado para o desenvolvimento dos campos descobertos na região do pré-sal, o ex-diretor de Gás e Energia da Petrobras, Ildo Sauer, defende a revisão do marco regulatório do setor de petróleo do país, o fortalecimento da Petrobras como instituição de estado e a criação de um fundo soberano para gerir os recursos provenientes da atividade exploratório na região.

Para o professor da Universidade de São Paulo (USP), há duas questões fundamentais, que se constituem no desafio a ser vencido para que se possa aproveitar melhor os recursos provenientes das atividades exploratórias do pré-sal:

"Garantir que a melhor tecnologia industrial - que está nas mãos da Petrobras - seja aplicada no interesse do país e em um ritmo adequado. E em segundo lugar construir um fundo constitucional, que defina exatamente o ritmo com que esses recursos serão retirados, a alocação e aplicação deles, aliado à definição dos critérios de nomeação dos gestores para esse fundo, que deve ser supra-governamental".

Sobre a questão da revisão do marco regulatório para o setor do petróleo, Sauer lembrou que medida já fazia parte do programa de governo do presidente Lula, antes mesmo da posse em seu primeiro mandato, mas não foi seguido.

"O programa de governo do candidato Luiz Inácio Lula da Silva previa alterar esse regime de concessão

Ex-diretor da Petrobras defende participação ativa da estatal no pré-sal e criação de fundo soberanopor Nielmar de Oliveira

a gerações futuras. Temos que deixar de herança - em troca de se tirar o petróleo - uma riqueza que servirá para o fortalecimento das bases educacionais,

Já ciente da importância do pré-sal, Petrobras recomendou ao governo recomprar 30% das ações da estatal ainda em maio do ano passado, afirma diretor.

Na avaliação do ex-diretor de Gás e Energia da Petrobras, Ildo Sauer, "lamentavelmente o governo brasileiro tem sido tardio e lento em suas tomadas de decisões".

Sauer garantiu que a existência do pré-sal e a possibilidade da existência de reservas gigantes foram comunicadas ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva ainda em maio do ano passado, mas nenhuma providência a respeito foi tomada à época.

"Lula já sabia do pré-sal há mais de um ano e o governo, ainda assim, manteve até a última hora, no fim do ano passado, os blocos da região na oferta da Nona Rodada de Licitações".

A decisão presidencial pela retirada dos blocos foi tomada durante reunião extraordinária do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que contou com a presença do presidente Lula, realizada na sede da Petrobras, no início de novembro do ano passado.

Na ocasião, a Petrobras anunciou a descoberta do mega-campo de Tupi, o primeiro a ser descoberto no pré-sal, com reservas estimadas entre 5 a 8 bilhões de barris de petróleo.

A descoberta, anunciada com pompas pelo governo, levou a ministra chefe da Casa Civil da Presidência da República, Dilma Roussef, a afirmar que o Brasil, com a descoberta, passaria a integrar o grupo dos países grandes exportadores de petróleo.

Anunciaria, ainda, na ocasião, a retirada de 41 blocos da Nona Rodada de Licitação de áreas que a Agência nacional do Petróleo (ANP) realizaria ainda naquele mês.

Desde então, cresceu no país o debate em torno da possibilidade de mudanças no marco regulatório e a uma sucessiva troca de informações e contra-informações a respeito da melhor decisão a ser tomada.

Para Ildo Sauer, do ponto de vista empresarial e operacional o, papel da Petrobras é imprescindível neste processo. Hoje ela se encontra em uma situação acionária que poderia ter sido revista no ano passado, quando a estatal

cientificas, tecnológicas e de infra-estrutura, sem esquecer a ambiental".

Sauer também se mostrou contrário à criação da "Petrosal", empresa que pode vir a ser criada pelo governo para administrar especificamente a região do pré-sal.

"Eu não vejo porque a criação dessa "Petrosal". Se a empresa é para ser operacional, ela vai levar muitos anos para chegar aos pés da Petrobras e se é para ser uma gestora de fundo o caminho é o Fundo Constitucional a ser gerido com critério de estado".

Para ele, uma coisa é fundamental: preservar o avanço da Petrobras no setor. "Ela é uma empresa das mais competentes do mundo, uma organização de alto valor e tem que ser preservada e sua capacitação colocada a serviço do interesse público. Este é o principal desafio".

Ildo Sauer: Revisão do marco regulatório constava do programa de governo do Lula

aprovou a recompra de ações e o governo deveria tê-lo feito".

Apesar da escalada do preço da estatal desde então, Sauer ainda acredita ser possível esta recompra. “Quando foi recomendado que o governo utilizasse as reservas externas para recomprar, por US$ 30 bilhões, 30% das ações da Petrobras em maio do ano passado, a Petrobras valia US$ 90 bilhões. Depois com o preço do petróleo explodindo, e com a descoberta do pré-sal, o preço subiu ainda mais. Mas ainda é possível fazê-lo (recomprar as ações)", acredita.

De acordo com o último balanço financeiro divulgado pela estatal, o valor de mercado da companhia no fechamento do primeiro semestre do ano atingiu R$ 457 bilhões, um crescimento de 87% em relação ao primeiro semestre de 2007. Na avaliação da Petrobras, o crescimento "significativo" foi impulsionado, em parte, pelas descobertas de gás e petróleo leve na região do pré-sal, na bacia de Santos, e pela perspectiva de crescimento da produção " aliado ao aumento dos preços internacionais do petróleo. Em 8 de agosto, porém, o valor de mercado da companhia caiu para R$ 332 bilhões. N.O.

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Former Petrobras director defends active participation of the public company in the pre-salt and the creation of a sovereign fund

In midst of discussions on the best model to be adopted for the development of fields discovered in the pre-salt region, the former director of Gas and Energy of Petrobras, Ildo Sauer, defends the revision of the regulatory framework of the oil sector in the country, the strengthening of Petrobras as a public institution and the creation of a sovereign fund to manage the resources derived from the exploratory activity in the region.For the professor of the Universidade de São Paulo (USP), there are two fundamental issues that are a challenge to be won in order to better use the resources deriving form the pre-salt exploratory activities: "Assuring that the best industrial technology – that is in the hands of Petrobras – is applied in the interest of the country and in an adequate pace. In second place, building a constitutional fund that exactly defines the pace with which these

Already aware of the pre-salt importance, Petrobras has recommended the government to repurchase 30% of the public corporation’s equities still in May last year, affirms Director.

In the appraisal of the former director of Gas and Energy of Petrobras, Ildo Sauer, “Unfortunately the Brazilian government has been late and slow in its decision making”. Sauer assured that pre-salt existence and the possibility of existing giant reserves have been communicated to president Luiz Inácio Lula da Silva still in May last year, but no measure in this regard was taken at the time. "Lula already knew of the pre-salt more than a year ago and the government even so kept until the last time in the end of last year the blocks of the region in the offer of the Ninth Bidding Round".The government decision for the removal of the blocks was taken during the extraordinary meeting of the National Council of Energetic Policy (CNPE) which had the presence of President Lula, held at Petrobras headquarters in early November last year.At the time, Petrobras announced the discovery of the Tupi mega field, the first one to be discovered on the pre-salt with reserves

resources shall be withdrawn, their allocation and application along with the definition of the criteria of managers assignment for this fund, which must be supra-governmental". As to the regulatory framework revision issue for the petroleum sector, Sauer remembered that the measure was already part of president Lula government’s program even before his inauguration in his first mandate, but it was fulfilled."The government program of the candidate Luiz Inácio Lula da Silva foresaw the alteration of this concession regime currently in force in the country and not delve deeply into it the way it was done. And there are many mechanisms to do it: a simple decree may alter the special interest. The problem is the allocation of resources. The Law regime in force is obsolete and you need another one. In my opinion it must go to the Constitution to be permanent and not being allowed to be changed by governments on duty”. "That’s why I defend the creation of a constitutional mechanism of allocation of

the economic overage with a constitutional fund for the future of Brazil. We are speaking about petroleum that belongs to future generations. We have to leave the inheritance – in Exchange for petroleum exploration – a wealth that shall serve for the strengthening of educational, scientific, technological and infrastructure basis, without forgetting the environmental one. Sauer has also shown himself contrary to the creation of "Petrosal", a company that may be created by the government to manage specifically the pre-salt region. "I do not see why creating this "Petrosal". If the company is to be operational, it shall take many years to reach close to Petrobras and if it is to be a fund manager, the way is the Constitutional Fund being managed with public criterion". For him, on thing is fundamental: preserving the advancement of Petrobras in the sector. “It is one of the most competent companies in the world, a high value organization and it has to be preserved and its capacity placed at the service of the public interests. This is the main challenge”.

estimated between 5 to 8 billion oil barrels. The discovery very pompously announced by the Government has led the Presidency Civil Cabinet’s Minister-in-chief Dilma Roussef to affirm that Brazil with the Discovery would integrate the group of big oil exporting countries. She would further announce in the occasion the removal of 41 blocks from the Ninth Bidding Round of areas the National Petroleum Agency (ANP) would promote that month.Since then, there has grown the debate on possible changes on the regulatory framework and a successive exchange of information and counter-information on the best decision to be made. For Ildo Sauer from the entrepreneurial and operational point of view the role of Petrobras is essential in this process. Today it is in an equity status that could have been revised last year when the public corporation approved the repurchase of stocks and the government should have done so.”Despite the public corporation’s price increase since then, Sauer believes the repurchase is possible. “When it was recommended that the Government utilized external reserves to repurchase at US$ 30

billion 30% of Petrobras stocks in May last year, Petrobras was worth US$ 90 billion. Afterwards with the petroleum price exploding, and with pre-salt discovery, the price increased even more. But it is possible to do it (repurchase the stocks)” he believes so.According to the last balance sheet disclosed by the public corporation, the company’s market value in the end of the first semester of the year reached R$ 457 billion, an 87% increase in relation to the first semester 2007. In Petrobras appraisal, the “significant” growth has been partially pushed by gas and light crude findings in the pre-salt region, in Santos basin, and by the production growth perspective along with the increase of oil international prices. On August 8, however, the company’s market value fell down to R$ 332 billion and 167 million. work,” he stated. “The existing contracts have to be respected absolutely. The political cost of canceling the contracts would be huge,” he pointed out. For him, there are mechanisms in the current model that permit the Brazilian government to have control over output and a bigger slice of the pre-salt revenues. “They should first respeito foi tomada à época.

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Exploração e Produção

Shell prevê extrair cem mil barris diários de petróleo na Bacia de Campos até o fim de 2009por Regina Teixeira

O Brasil tornou-se um país estratégico para os negócios da Shell, maior produtora de petróleo isoladamente no país. Hoje, um dos dois projetos de maior vulto da companhia em escala mundial está em desenvolvimento no Brasil. Trata-se do Bloco BC-10, localizado em águas profundas na Bacia de Campos. O Campo Perdido, no lado americano do golfo do México, é outro endereço igualmente importante na escala de prioridades da companhia. Dos 11 blocos exploratórios que detém no Brasil, a Shell tem na Bacia de Campos o seu principal oásis. Até o final de 2009, data que compreende a primeira fase de desenvolvimento da produção no BC-10, a expectativa da companhia é produzir cem mil barris por dia de petróleo nos campos de Ostra, Abalone, Nautilus e Argonauta. A Shell é operadora do bloco com 50% de participação em parceria com a Petrobras (35%) e a ONGC (15%). O gás produzido no BC-10 será vendido para a Petrobras, que já é compradora do produto produzido pela Shell no campo Bijupirá e Salema,

também na Bacia de Campos. A Shell foi a primeira multinacional a produzir e exportar petróleo do Brasil. Em dez anos, a empresa investiu mais de US$ 1,5 bilhão em atividades de exploração e produção no país, volume de aplicação que garantiu o primeiro lugar no ranking das companhias estrangeiras a produzir petróleo em águas profundas. É uma petroleira atuante no mercado brasileiro. Participou, por exemplo, de quase todas as Rodadas de Licitações de Blocos da ANP (Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis), exceto da quinta edição. Os resultados que a companhia vem obtendo no mercado brasileiro tem uma explicação lógica, segundo Stephen Whyte, vice-presidente de Exploração e Produção da Shell Brasil. “A empresa sempre acreditou no potencial de desenvolvimento de negócios do mercado brasileiro”, assinala. Embora prefira não revelar volume de investimentos futuros, o executivo afirma que a empresa “continua avaliando oportunidades, sempre com a meta de diversificar o

portfólio”. O objetivo é ampliar ainda mais a participação no mercado. De origem anglo-holandesa, a Shell é recordista na produção de petróleo em águas profundas no Brasil, onde chegou há 95 anos. Dos 11 blocos em que está à frente, três estão localizados na Bacia de Campos (BC-10, BMC 31 e BMC 25), cinco na Bacia de Santos (BMS 8, BMS 43, BMS 45, BS4 e BMS 54) e três na Bacia do Espírito Santo (BMES 23, BMES 28 e BMES 27).

Perfuração na Bacia de CamposOs dez poços que serão perfurados na primeira fase da Bacia de Campos estarão situados entre 1800 e 2 mil metros abaixo do nível do mar, catalogados entre os mais profundos do mundo. O poço mais profundo em operação hoje no Brasil, da Petrobras, é Roncador, na Bacia de Campos, posicionado a 1830 metros. Para ilustrar o grau de profundidade em águas profundas, as descobertas nos campos do pré-sal suscitam um nível de escavação que ultrapassará cinco mil metros, o que explica a corrida da indústria brasileira naval em investir em novos equipamentos, principalmente sondas de última geração. A viabilidade econômica dos campos BC-10 foi declarada em dezembro de 2005. O bloco está localizado na Bacia de Campos, litoral do Espírito Santo, a aproximadamente 95Km da costa. É um reservatório de óleo leve com uma

lâmina d’água (distância entre a superfície e o fundo do mar) de cerca de 1,5 mil metros. Segundo informações já fornecidas pela ANP , o grau API, medida que avalia a qualidade do óleo, do petróleo encontrado fica entre 20º e 25º. A regra é simples: quanto maior o grau API, mais leve é o óleo. Uma referência é o petróleo Brent, considerado padrão mundial de preços, que tem entre 30 e 35 graus API. Em outra escala de comparação, o mais pesado petróleo brasileiro, do campo de Marlim, tem 17º API.A primeira fase do bloco BC-10 também compreende a instalação da plataforma Espírito Santo, com capacidade de produção de cem mil barris de petróleo por dia. A embarcação, que está sendo restaurada em Cingapura, será usada

para conectar 11 poços no fundo do mar.

Campos em produção Em produção há cinco anos, o campo de Bijupirá e Salema, na Bacia de Campos, está produzindo cerca 34 Kbbl/d. Localizado no litoral Norte Fluminense, a 295 quilômetros da cidade do Rio de Janeiro, o campo tem grau de API entre 28º a 31º. A Shell é a operadora, com 80% de participação na iniciativa, e tem a Petrobras como parceira. A Shell destina toda a produção desse campo ao mercado externo. “Optamos por exportá-lo, considerando ser a melhor opção econômica até momento. Caso as condições econômicas se alterem, voltaremos a analisar possibilidade de venda do óleo extraído no mercado interno

Shell envisages manufacturing one hundred thousand barrels per day of the product in the Basin of Campos up to the end of 2009

by Regina Teixeira

Brazil became a strategic country for Shell business, largest isolate oil producer in the country. Today, one of the two largest significant projects of the company at world level is being developed in Brazil. It relates with Block BC-10, located in deep waters in the Basin of Campos. Campo Perdido, on the American side of the Gulf of Mexico, is another equally important address in the priority scale of the company. Of the 11 exploratory blocks that it holds in Brazil, Shell has in the Basin of Campos, its main oasis. Up to the end of 2009, date when it is included the first development phase of the production in the BC-10, the expectation of the company is to produce one hundred thousand barrels per day of oil in the fields of Ostra,

Abalone, Nautilus and Argonauta.

Shell is the operator of the block with 50% of participation in partnership with Petrobras (35%) and NGOC (15%). The gas produced in the BC-10 will be sold to Petrobras, which is already the buyer of the oil produced by Shell in the field of Bijupirá and Salema, also in the Basin of Campos.

Shell was the first multinational company to produce and export oil from Brazil. In ten years, the company invested more than US$ 1.5 billion in exploration and production activities in the country, a volume of application that warranted the first place in the ranking of the foreign companies to produce oil in deep waters. It is an oil company active in the Brazilian market. It participated, for instance, in almost all the Bidding Rounds of Blocks of ANP (Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis – National Petroleum and Biofuel Agency]), except for fifth edition.

The results that the company has been obtained in the Brazilian market have a logical explanation, according to Stephen Whyte, vice-president of Exploration and Production of Shell Brasil. “The company has always believed in the development potential of the Brazilian market business”, he points out. Although he prefers not to reveal the volume of future investments, the executive assets that the company “continues to evaluating opportunities, always with the goal of diversifying its portfolio”. The objective is to expand even more market participation.

Anglo-Dutch in origin, Shell is a record-breaker in the production of oil in deep waters in Brazil, where it arrived 95 years ago. From the 11 blocks ahead of which it is in, three are located in the Basin of Campos (BC-10, BMC 31 and BMC 25), five in the Basin of Santos (BMS 8, BMS 43, BMS 45, BS4 and BMS 54) and three in the Basin of Espírito Santo (BMES 23, BMES 28 and BMES 27).

brasileiro”, explica Whyte.A Shell também tem participação nos ativos de gás de Merluza, na Bacia de Santos, descoberto e desenvolvido pela Pecten, durante o período de contratos de risco, e teve sua produção iniciada em 1993. Ainda em relação à carteira de prospecção da empresa, Whyte lembra que foi declarada a viabilidade econômica no bloco BS-4, na Bacia de Santos. A Shell tem 40% de participação no consórcio desse bloco, em dezembro de 1999. A companhia tem como parceiras a Petrobras (40%) e a Chevron (20%).O objetivo da Shell é aumentar as exportações de óleo brasileiro, hoje em 32 mil barris diários. Entre os destinos do produto estariam a China e Trinidad e Tobago, regiões com refinarias capacitadas a processar óleo pesado.

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BG Group quer desbravar o pré-sal brasileiropor Thaís Fernandes

A British Petroleum (BG Group) está envolvida em uma das maiores descobertas de petróleo no mundo, a área do pré-sal brasileiro, reservatórios de óleo leve de alta qualidade, na Bacia de Santos. Por conta disso, o Brasil é uma das prioridades para os investimentos da empresa que vem ampliando sua atuação no país e na América do Sul."Esta nova descoberta amplia o potencial muito significativo desta área de hidrocarbonetos de classe mundial", afirmou na época da descoberta o presidente da empresa, Frank Chapman. "Junto com nossos parceiros, continuaremos agora a avançar nosso programa de avaliação e desenvolvimento, objetivando a produção inicial do pré-sal da Bacia de Santos durante 2009".A BG anunciou a descoberta de óleo leve na Bacia de Santos, existente alguns quilômetros abaixo do leito do mar, em 2006. O campo de Tupi integra o bloco BM-S-11, no qual a empresa tem 25% de participação, juntamente com Petrobras e Petrogal – Galp Energia. A direção da empresa não quis opinar sobre as recentes especulações em torno do pré-sal.

Investimentos no BrasilA companhia investe em exploração de petróleo e gás no país, sendo detentora de oito contratos de concessão, sendo sete na bacia de Santos (SP) e um na do São Francisco (MG). Quatro destes contratos foram arrematados, em outubro de 2005, na 7ª Rodada de Licitações da ANP. O investimento para a aquisição dos novos blocos, realizado pela BG e seus parceiros nesta rodada foi de R$ 364 milhões. Além de Tupi, a empresa também

descobriu petróleo leve no campo Carioca (BM-S-9) em setembro de 2007, área que ainda será avaliada com a perfuração de poços adicionais. Os investimentos da BG no Brasil são superiores a US$ 1,5 bilhão. No segmento de transporte e distribuição, a companhia possui participação no gasoduto Bolívia-Brasil, com 9,67% da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil SA (TBG), que opera tais ativos no País. A BG controla a Comgás, maior distribuidora nacional de gás canalizado, com base em São Paulo. Através da Comgás, a BG fornece o gás

produzido na Bolívia para mais de 500.000 consumidores em todo o Estado de São Paulo.

Primeira PerfuraçãoA BG Brasil realizou a sua primeira campanha de perfuração marítima no país entre dezembro de 2005 e maio de

2006. Com atividades no Bloco BM-S-13, na Bacia de Santos, a campanha durou 161 dias, totalizando 350 mil horas de trabalho, sem ocorrência de acidente com afastamento. A operação foi realizada utilizando a plataforma Pride South Atlantic. Em dezembro de 2007, a BG iniciou a perfuração do primeiro poço do bloco BM-S-47, que a companhia opera (50%) e tem a RepsolYPF como sócia.Os procedimentos de investigação de acidentes, criados pela equipe de Saúde, Segurança e Meio Ambiente da BG Brasil, adotados nas atividades do Bloco BM-S-

13 estão sendo usados em campos de perfuração da BG na Itália e na Noruega. Durante a campanha, foi desenvolvido também um programa de controle de resíduos, que possibilitou o reaproveitamento de mais de 80% dos resíduos gerados na cadeia produtiva, seja como fonte de energia, co-processamento ou reciclagem.

Exploração e Produção

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Blocos de exploração no Brasil com participação da BG - Contratos de Concessão

BG Group wants to open up the Brazilian pre-salt

British Petroleum (BG Group) is involved in one of the largest discoveries of oil in the world, the area of the Brazilian pre-salt, high quality light oil reservoirs, in the Basin of Santos. Because of that, Brazil is one of the priorities for the company’s investments, which has been expanding its performance in the country and in South America. “This new discovery expands the very significant potential of this area of world class hydrocarbons”, affirmed the president of the company, Frank Chapman, at the time of the finding. “Together with our partners, we will now continue to advance our evaluation and development program, aiming at the initial pre-salt production of the Basin of Santos during 2009”.

BG announced the light oil discovery in the Basin of Santos, existing some kilometers down the sea bed, in 2006. The field of Tupi integrates the block BM-S-11, in which the company has 25% of participation, jointly with Petrobras and Petrogal - Galp Energia. Development tests in an extension well, performed in 2007, have indicated that Tupi is indeed a large-proportion reservoir, where one believes there is very significant large volumes of recoverable, being considered as one of the great discoveries in the last few years in the entire world.

Investments in Brazil

The company invests in oil and gas exploration in the country, being holder of eight granting

contracts, seven of which in the Basin of Santos (SP) and one in the Basin of São Francisco (MG). Four of these contracts were signed, in October of 2005, during the 7th Bidding Round of ANP. The investment for the acquisition of the new blocks, performed by BG and its partners in this round was of R$ 364 million.

In addition to Tupi, the company also discovered light oil in the Carioca field (BM-S-9) in September of 2007, area that will still be evaluated with the drilling of additional wells.

The investments of BG in Brazil are above US$ 1.5 billion. In the segment of transportation and distribution, the company has participation in the Bolivia – Brazil gas pipeline, with 9.67% of the Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil SA (TBG), which operates such assets in the country. BG controls Comgás, the largest national distributor of pipelined gas, based in São Paulo. Through Comgás, BG provides the gas produced in Bolivia to more than 500,000 consumers in the entire state of São Paulo.

First Drilling

BG Brasil performed its first maritime drilling campaign in the country between December 2005 and May 2005. With activities in Block BM-S-13, in the Basin of Santos, the campaign took 161 days, totaling 350 thousand work hours, without the occurrence of accidents with leave. The operation was performed using platform Pride South Atlantic. In December 2007, BG started drilling the first well of block BM-S-47, which the company operates (50%) and has RepsolYPF as partner.

Há 14 anos presente no mercado brasileiro, a BG tem a intenção de continuar crescendo na região e, portanto, avalia novas oportunidades de investimentos, principalmente no Brasil, na Bolívia e no Chile.Com matriz na Inglaterra é uma companhia integrada, líder em exploração, produção, transporte e fornecimento de gás natural, com investimentos além do setor de petróleo em outros segmentos do mercado de energia. Presente em 27 países nos cinco continentes, a BG teve, em 2007, receita superior a US$ 16,7 bilhões de dólares.Uma das áreas onde a empresa tem atuação destacada é o GNL (Gás Natural Liquefeito), segmento no qual a

companhia é líder no mercado da Bacia do Oceano Atlântico. A BG responde por 50% do GNL importado pelos Estados Unidos. Nesse país, a companhia possui capacidade em dois terminais de

The accident investigation procedures, established by the team of Health, Safety and Environment of BG Brasil, adopted in the activities of Block BM-S-13 are being used in fields of drilling of BG in Italy and in Norway. During the campaign, it was also developed a program for the control of residues, which enabled their use of more than 80% of the residues generated by the producing chain, whether as energy source, co-processing or recycling.

Present in the Brazilian market for 14 years, BG intends to continue growing in the region; therefore, it evaluates new investment opportunities, especially in Brazil, Bolivia and in Chile.

With headquarters in England, it is an integrated company, leader in exploration, production, transportation and supply of natural gas, with investments, in addition to the oil sector, in other segments of the energy market. Present in 27 countries in the five continents, BG had, in 2007, revenues above 16.7 billion dollars.

One of the areas in which the company has an outstanding performance is the LNG (Liquefied Natural Gas) area, segment in which the company is leader in the market of the Basin of the Atlantic Ocean. . BG answers for 50% of the LNG imported by the United States. In that country, the company has capacities in two re-gasification terminals. Lake Charles (where BG holds 100% of the capacity) has just been expanded to assure more flexibility and safety in the supply to its clients all over the continent.

regaseificação. Lake Charles (onde a BG detém 100% da capacidade) acaba de ser expandido para garantir mais flexibilidade e segurança no suprimento a seus clientes de todo o continente.

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El Paso vai ampliar investimentos nas atividades de E&P no Brasil por Regina Teixeira

Onze anos após sua chegada ao Brasil, todo o foco da El Paso está direcionado para atividades exploratórias, de desenvolvimento e produção de gás natural e petróleo. “O Brasil representa o principal foco de interesse da companhia, depois dos Estados Unidos, onde fica a sede da empresa”, diz Celso Silva, diretor comercial da companhia. Nos últimos doze meses, o grupo petroleiro investiu US$ 220 milhões, para a aquisição de equipamentos, em perfuração e serviços para atividades em E&P. O objetivo é investir mais. “Nos próximos três anos, a meta é aplicar entre US$ 300 e US$ 900 milhões”, informa o executivo.

A empresa detém 14 concessões da ANP (Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis), quase 50% destas áreas estão concentradas na Bahia e as demais estão localizadas em bacias sedimentares no Rio Grande do Norte (Potiguar) e no Espírito Santo. A EL Paso investiu R$ 1,2 bilhão para consolidar o atual portfólio.

No Rio Grande do Norte, a companhia tem participação de 35% nos campos de Pescada e Arabaiana, ambos no Rio Grande do

Norte, onde tem uma produção líquida em média de 30 mil metros cúbicos por dia de gás, além de 450 barris de óleo por dia. Segundo Celso Silva, o óleo retirado de Rio Grande do Norte é de excelente qualidade, como grau de API (referência que mede a qualidade do produto) em torno de 49,5°, mas a quantidade extraída é pequena.

Em pouco mais de uma década, a empresa investiu no Brasil R$ 5 bilhões. Indagado sobre as projeções de crescimento que a companhia está fazendo em E&P, Celso Silva comenta, em tom reservado, que o desafio da companhia é manter a rentabilidade junto ao seu único comprador, a Petrobras.

Descobertas offshore

Em cinco anos muita coisa mudou na atuação da El Paso. Em 2003, empresa realizou significativas descobertas offshore na Bahia. Em julho de 2004, adquiriu a

Celso Silva: Investimentos de até US$ 900 milhões em três anos

Exploração e Produção

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“O objetivo é ter profissionais

preparados para atender a produção da

companhia”

participação da Unocal em parceria mantida em sete blocos no Rio Grande do Norte. No mesmo ano, na 6ª Rodada de Licitações da ANP, o consórcio formado entre a El Paso, a Petrobras e a Queiroz Galvão arrematou a concessão dos blocos CAL-M-312 e CAL-M-372 (Bahia).

Bacia de Camamu-Almada

O principal projeto da El Paso no Brasil fica na Bacia de Camamu-Almada, na Bahia, onde está em desenvolvimento o campo Pinaúna, resultado das primeiras atividades exploratórias no sul da região. Segundo Celso Silva, o início da produção do campo está previsto para o fim de 2009, quando a petroleira se tornará pioneira no desenvolvimento e na produção de óleo marítimo em território baiano.

O campo de Pinaúma, descoberto há dois anos, fica no bloco exploratório BM-CAL-4, arrematado pela multinacional na primeira rodada de licitações da ANP, em 1999. Está localizado em águas rasas, com profundidade de 20 metros, a 13,5 quilômetros da costa. São 206 km2 de área. O objetivo da companhia é dar prosseguimento aos trabalhos exploratórios do campo a fim de encontrar novas jazidas e aumentar o volume de reservas.

O campo, sob concessão de 100% da empresa, tem reservas estimadas em 73,6 milhões de barris de petróleo e 800 milhões de metros cúbicos de gás natural. A produção média calculada é de 10 mil barris de

petróleo e 110 mil metros cúbicos de gás por dia.

De acordo com o plano aprovado pela ANP, o gás natural extraído do local não seria enviado para o continente. O combustível seria usado na própria plataforma de produção, na movimentação de máquinas e produção de calor. Já o petróleo, será armazenado em um navio-cisterna, com capacidade mínima de estocar 300 mil barris.

Outra grande descoberta no Brasil foi o campo batizado de Lagosta, na Bacia de Santos, em 2004. O projeto, realizado em parceria com a

Petrobras, ainda não tem data para desenvolvimento. Trata-se de um campo de gás, com capacidade para produzir 1 milhão de metros cúbicos por dia, cuja destinação deverá ser o mercado paulista.

Mudança de rota

O início das atividades da companhia no mercado brasileiro foi marcado pela atuação nos setores de gás e energia, especificamente em gasodutos e usinas térmicas a gás natural, tendo sido pioneira em projetos como o Gasoduto Bolívia –

Brasil (BTB) e as usinas térmicas de Manaus. Atualmente, além das áreas de E&P, os ativos da companhia incluem também duas usinas em Porto Velho (RO) e três gasodutos: Bolívia-Brasil (BTB); Gás Pacífico (ATC) e Urucu/Porto Velho (Amazonas). A partir de 2004, a subsidiária brasileira freou as atividades na área de energia e direcionou seus interesses para as áreas de exploração, desenvolvimento e produção de gás.

A mudança de estratégia da empresa para atividades de E&P começou há três anos. Foi praticamente um recomeço, já que o setor de energia era o principal negócio da companhia em território brasileiro e está hoje em segundo plano. Para dar suporte a toda essa mudança, a estrutura funcional da empresa também foi remodelada para atender à demanda de E&P. O presidente é um geólogo de formação, o norte-americano Mike Hoffman, com mais de 25 anos de experiência no setor, e que prioriza as atividades exploratórias e de desenvolvimento e produção de gás natural e petróleo.

Origem da petroleira

Criada em 1928 na cidade de El Paso, no Texas, Estados Unidos, a El Paso é uma das maiores e mais abrangentes companhias de gás natural do mundo. A empresa opera em todas as fases da indústria - exploração, produção, geração e transporte e está presente em cerca de 30 países

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El Paso will expand investments in E&P in Brazby Regina Teixeira

Eleven years after its arrival in Brazil, El Paso’s entire focus is turned to exploratory, development and natural gas and oil production activities. “Brazil represents the main focus of interest of the company, after the United States, where the head quarters of the company is located”, says Celso Silva, business director of the company. In the last twelve months, the oil group has invested US$ 220 million in the acquisition of equipment, drilling and services for E&P activities. The objective is to invest more. “In the next three years, the goal is to invest between US$ 300 and US$ 900 million”, informs the executive.

The company holds 14 grants from ANP (Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis – National Petroleum and Biofuel Agency), almost 50% of these areas are concentrated in Bahia and the others are located in sedimentary basin in Rio Grande do Norte (Potiguar) and in Espírito Santo. EL Paso invested R$ 1.2 billion to consolidate the present portfolio.

In Rio Grande do Norte, the company has participation of 35% in the fields of the fields of Pescada and Arabaiana, both in Rio Grande do Norte, where it has a net production in average of 30 thousand cubic meters per day of gas, in addition to 450 barrels of oil per day. According to Celso Silva, the oil extracted from Rio Grande do Norte is of excellent quality, as API degree (reference that measures the quality of the product) around de 49,5°, but the amount extracted is small.

Shortly after a decade, the company invested in Brazil R$ 5 billion. Asked about the growth projections that the company is making in E&P, Celso Silva remarked, in a somewhat secretive way, that the challenge of the company is to keep profitability next to its only buyer, Petrobras.

Discoveries offshore

In five years, a lot of changes took place in El Paso’s performance. In 2003, the company made significant discoveries offshore in

Bahia. In July 2004, it acquired the participation of Unocal in a partnership held in seven blocks in Rio Grande do Norte. In that same year, during the 6th Bidding Round of ANP, the consortium established among El Paso, Petrobras and Queiroz Galvão won the license of blocks CAL-M-312 and CAL-M-372 (Bahia).

Basin of Camamu-Almada

El Paso’s main project in Brazil is in the Basin of Camamu-Almada, in Bahia, where the field Pinaúna is being developed, a result of the initial exploratory activities in the south of that region. According to Celso Silva, the beginning of the field production is estimated for the end of 2009, when the oil company will become pioneer in the development and in the production of maritime oil in Bahia’s territory.

The field of Pinaúma, discovered two years ago, is located in the exploratory block BM-CAL-4, won by the multinational company during the first round of ANP bids, in 1999. It is located in shallow waters, with depth of 20 meters, at 13.5 km from the shore. It is an area with 206 km2. The objective of the company is to move on with the exploratory work in the field so as to find new beds and increase the volume of the reserves.

The field, under the concession of 100% of the company, has reserves estimated at 73.6 million barrels of oil and 800 million cubic meters of natural gas. The estimated average production is of 10 thousand barrels of oil and 110 thousand cubic meters of gas per day.

In accordance with the plan approved by ANP, the natural gas extracted from the location would not be sent to the continent. The fuel would be used in the production platform itself, to operate machines and generate heat. The oil, however, will be stored in a cistern vessel, with minimum storage capacity of 300 thousand barrels.

Another large discovery in Brazil was the field baptized as Lagosta, in the Basin of Santos, in 2004. The project, performed in partnership with Petrobras, does not have a starting date yet. It relates to a gas field, with the capacity to produce 1 million cubic meters per day, whose destination should be the São Paulo’s market.

Change of direction

The beginning of the activities of the company in the Brazilian market was pronounced by its performance in the gas and energy sectors, specifically in gas pipelines and in natural gas thermal plants, having been a precursor in projects such as the Gasoduto Bolívia – Brasil (BTB) and the thermal plants of Manaus. At present, in addition to the E&P areas, the assets of the company also include two plants in Porto Velho (RO) and three gas pipelines: Bolívia-Brasil (BTB); Gás Pacífico (ATC) and Urucu/Porto Velho (Amazonas). As of 2004, the Brazilian subsidiary stepped down the activities in the energy area and directed its interests to the areas of exploration, development and production of gas.

The change of strategy of the company to E&P activities started three years ago. It was practically a fresh start, since the energy sector was the main business of the company in Brazilian territory and today is in the background. To support all this change, the functional structure of the company was also reshaped to meet the E&P demands. The president is a geologist by academic background, North American Mike Hoffman, with more than 25 years experience in the sector, and someone who prioritizes oil and natural gas exploratory and development and production activities.

Origin of the Oil Company

Established in 1928 in the city of El Paso, in Texas, United States, El Paso is one of the largest and most encompassing natural gas companies in the world. The company operates in all phases of the industry – exploration, production, generation and transportation and is present in about 30 countries of the Americas, Europe, Asia and Oceania. In Brazil, El Paso already acts in several states, such as Rio de Janeiro, Rondônia, Amazônas, and Bahia.

In Brazil, the company has a lean structure, which includes fixed staffing with 100 people. According to Celso Silva, the company’s guideline is to invest in human capital. For that, it keeps an internal training routine that quite often includes having these professionals seek improvement outside the country as well. “The objective is to have professionals prepared to meet the company’s production”, he pointed out.

das Américas, Europa, Ásia e Oceania. No Brasil, a El Paso já atua em diversos estados, como no Rio de Janeiro, Rondônia, Amazônas, e Bahia.

No Brasil, a companhia tem uma

estrutura enxuta, que inclui um quadro fixo de funcionários de 100 pessoas. Segundo Celso Silva, a companhia tem como diretriz investir em capital humano. Para isso, mantém uma rotina interna de

treinamento que muitas vezes inclui a ida desses funcionários para aperfeiçoamento também fora do país. “O objetivo é ter profissionais preparados para atender a produção da companhia”, assinalou.

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Brasil mais atraente para os investidores

Tecnologia

A indústria do petróleo no Brasil vive um excelente momento, com as descobertas de óleo de boa qualidade na camada pré-sal dos reservatórios, o que vai se traduzir em um grande aumento dos investimentos no setor, caso o potencial dessas reservas se confirme. Mesmo o risco de o governo brasileiro mudar as normas para regular a exploração e a produção nessa nova fronteira exploratória não deve espantar os investidores.

“Com o pré-sal, os investimentos podem alcançar uma magnitude que não se imaginava há um ano”, prevê Felipe Dias, gerente de economia do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Ele destaca que a Petrobras já anunciou investimentos de US$ 70 bilhões no pré-sal nos próximos anos, sendo US$ 50 bilhões só para desenvolver o campo de Tupi (bacia de Santos), cujas reservas estão estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris. “Caso haja mais descobertas, esse valor poderá aumentar”, diz. Ele acrescenta ainda que a petroleira americana Exxon Mobil também está na campanha exploratória do pré-sal, mas ainda não fez anúncio de investimentos.

por Thaís Fernandes

Descobertas de óleo de boa qualidade na camada pré-sal das bacias deve alavancar investimentos no setor de petróleo e gás no país

Os recursos a serem investidos apenas pela Petrobras na camada pré-sal das bacias fornecem indícios da intensidade do aumento que o setor vai experimentar, pois eles representam mais da metade do total de investimentos da indústria do petróleo estimado pelo IBP para o período de 2008 a 2012.

O último levantamento realizado pelo Instituto, divulgado no fim de 2007, antes da descoberta de óleo na camada pré-sal, estimava que a indústria do petróleo investiria US$ 128 bilhões nos cinco anos seguintes, sendo US$ 72 bilhões em atividades de exploração e produção, US$ 40,5 bilhões em abastecimento e petroquímica, US$ 8,6 bilhões em gás e energia e US$ 4,6 bilhões em distribuição. Do total de recursos, ¾ seriam investidos pela Petrobras e o restante por outras operadoras. “Mas esse valor ficou bastante desatualizado, seja por causa da evolução dos parâmetros de custo para desenvolver os projetos, seja pela descoberta do pré-sal”, justifica Dias.

O gerente de economia do IBP esclarece que esse levantamento, realizado periodicamente, é feito com

base no plano de investimentos divulgado pela Petrobras e em uma estimativa do valor a ser investido pelas outras operadoras em função dos projetos previstos. “É difícil obter esses dados, porque as próprias empresas também sabem pouco sobre os investimentos, uma vez que eles dependem do sucesso nas atividades de exploração”, explica.

Potencial que desperta interesseSegundo Dias, as grandes petroleiras hoje têm todo o interesse em explorar a camada pré-sal, devido ao seu alto potencial e à escassez na oferta de grandes áreas de óleo no mundo, que reduz as oportunidades de investimento. “Se existe algum receio, ele se deve à incerteza da política regulatória; mas o principal é garantir o acesso a essas áreas no pré-sal”, diz.

Para o IBP, não há necessidade de mudança na lei do petróleo e de criação de uma nova estatal para cuidar da exploração no pré-sal. “O modelo adotado no Brasil é flexível o suficiente para que o governo e a sociedade se beneficiem desses recursos abundantes, caso eles se confirmem”, defende Dias. Para ele, as mudanças

podem ocorrer em questões menores, como a forma com que o Estado vai se apropriar de uma parcela justa da riqueza gerada. “O marco regulatório brasileiro é um dos mais avançados do mundo”, completa.

O gerente de economia do IBP destaca que a nova fronteira exploratória que surge com o pré-sal vai gerar indiretamente oportunidades para todas as empresas do setor. As grandes operadoras devem se concentrar nessas áreas com maior potencial, liberando os demais campos para as pequenas e médias empresas. “Mais do que nunca as pequenas e médias empresas têm uma oportunidade sensacional”,

afirma. E completa: “O preço do barril de petróleo dá conforto para todo tipo de empresa investir.”

Esse contexto deve alterar o perfil do setor de petróleo e gás, ainda muito concentrado. A mudança deve ser sentida na 10ª rodada de licitações de blocos para exploração e produção, promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Para Dias, mesmo com a retirada dos blocos do pré-sal dessa rodada de licitações, seu potencial para atrair investidores se mantém, mas deve haver uma participação maior de empresas de médio porte e empresas nacionais que estão iniciando suas atividades na

Pre-salt will make the difference in attracting investmentsIBP believes that the changes to the normative milestone should not avoid investorsThe oil industry in Brazil is in an excellent moment, with discoveries of good quality oil in the reservoirs pre-salt layer, which, if such reservoirs potential is confirmed, will turn into a great increase of investments in the sector. Even the risk of the Brazilian government changing standards to regulate the exploitation and production in this new exploitation boundary should not avoid investors.“With pre-salt, investments may reach a magnitude not imagined one year ago”, estimates Felipe Dias, economy manager of the Brazilian Institute of Oil, Gas and Biofuels (IBP). He stresses that Petrobras has already announced investments of US$ 70 billion in pre-salt for the next years, US$ 50 billion only for developing Tupi field (Santos basin), the reservoirs of which are estimated between 5 and 8 billion of barrels. “In case of further discoveries, this value may increase”, he says. He also adds that the American oil company Exxon Mobil is also in the pre-salt exploiting campaign, although not having announced investments yet. Resources to be invested only by Petrobras in the basins pre-salt layer provide evidences of the growth intensity the field is about to experience, as they represent more than half of the total investments in the oil industry estimated by IBP for the period from 2008 to 2012. The Institute last survey, disclosed in the end of 2007, before the discovery of oil in the pre-salt layer, estimated that the oil industry would

invest US$ 128 billion in five years, US$ 72 billion in exploitation and production activities, US$ 40.5 billion in supply and petrochemical, US$ 8.6 billion in gas and energy and US$ 4.6 billion in distribution. From the total resources, ¾ would be invested by Petrobras, and the remaining, by other operators. “But this amount is very outdate, whether due to the evolution of cost parameters for developing projects, or to pre-salt discovery", justifies Dias.IBP economy manager clarifies that this survey, made from time to time, is based on the investment plan disclosed by Petrobras and on an estimate of the amount to be invested by other operators in the projects scheduled. “It is hard to obtain such data, as the companies are not much aware of the investments as well, once they depend on the success of the exploitation activities”, he explains.Potential raising interestAccording to Dias, the great oil companies have nowadays all the interest in the exploiting the pre-salt layer, due to its high potential and lack of offer from the great oil areas in the world, which reduces the investment opportunities. “If there is some fear, it is due to the normative policy uncertainty; but the must is to ensure the access to these areas in the pre-salt”, he says.To IBP, no change to oil law and creation of a new state-owned company to manage the pre-salt exploitation is required. “The model adopted in Brazil is flexible enough for the government and society to be benefited from these abundant resources, if they are confirmed”, defends Dias. According to him, changes can occur in smaller issues, like the way how the State will collect a fair part of the

wealth generated. “Brazilian normative milestone is one of the most advanced worldwide”, he adds.IBP economy manager stress that the new exploitation boundary coming up with the pre-salt will create opportunities indirectly to all companies in the field. Great operators should concentrate in these areas with greater potential, releasing the other fields for the small and medium companies. “More than ever small and medium companies have an incredible opportunity”, he states. And concludes: “Oil barrel prices are comfortable for every kind of company to invest.”This context must change the oil and gas field profile, very concentrated yet. Such change should be experienced in the 10th bid round of exploitation and production blocks, held by the National Agency of Oil, Natural Gas and Biofuels (ANP). According to Dias, even with the removal of the pre-salt blocks from this bid round, their potential to attract investors remains the same, although there should have a greater participation of medium size companies and domestic companies starting its activities in the exploitation and production, instead of great operators.Besides the blocks in the pre-salt layers, Dias highlights other fields with great potential in Brazil, allowing the diversification of projects in the field. Among them, the reservoirs over the pre-salt layer in Santos and Espírito Santo basins, Campos basin and some basins in the Northeast, in the way to start the activities in deep waters. “Brazil is in an excellent moment, with the perspective of evolving from importer to relevant producer the in international context and with an excess production able to bring much wealth to the country", he estimates.

exploração e produção, em detrimento das grandes operadoras.

Além dos blocos na camada pré-sal, Dias destaca outros campos com grande potencial no Brasil, que permitirão a diversificação dos projetos no setor. Entre eles, estão as reservas acima da camada de sal nas bacias de Santos e do Espírito Santo, a bacia de Campos e algumas bacias no Nordeste, que estão caminhando para o início das atividades em águas profundas. “O Brasil está vivendo um momento sem precedentes, com perspectiva de passar de importador para produtor de relevância no contexto internacional e com uma produção excedente capaz de trazer muita riqueza para o país”, avalia.

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A geofísica se prepara para desvendar o pré-sal

Tecnologia

Cada descoberta de um bloco ou de um poço de petróleo e gás é o resultado de um longo trabalho de exploração feito em terra ou no mar. A análise do potencial exploratório dos poços de petróleo e gás depende do trabalho minucioso das empresas de geofísica. A carioca ProSismo, empresa de serviços que atua em processamento de dados geofísicos (sísmica) e planejamento, acompanhamento e controle de qualidade de aquisição de dados geofísicos, é uma dessas especialistas no assunto. Fernando Roxo, coordenador técnico da área na empresa, conta que a ProSismo está se capacitando para atender às demandas do mercado, principalmente para as novas fronteiras exploratórias, sobretudo com o pré-sal.

“Esta capacitação tem acontecido através de pessoal próprio e através de parcerias internacionais estratégicas com empresas detentoras da mais alta tecnologia de aquisição e processamento de dados geofísicos para áreas de grande complexidade geológica. Estamos perfeitamente capacitados para atender aos desafios que se avizinham”, avisa.

Rigor tecnológico

É preciso tecnologia de ponta para se descobrir os segredos, que podem significar economia na hora de uma empresa prospectar um bloco, um poço em terra e no mar. A fase de exploração é a de maior risco

por Regina Teixeira

para o investimento na área de petróleo. De acordo com a complexidade da operação os custos variam muito. “É fácil verificar que os poços offshore são mais caros que os poços terrestres (onshore) e que quanto maior a espessura da lâmina d'água maior ainda a complexidade. No caso do pré-sal estamos falando em poços offshore e de águas ultraprofundas, com mais alguns possíveis complicadores”, explica Roxo, acrescentando que a sofisticação do processo de exploração é igualmente proporcional aos volumes cada vez maiores de recursos para se encontrar reservas economicamente viáveis.

Roxo explica que o trabalho da geofísica tem como objetivo diminuir os riscos exploratórios melhorando a imagem que se tem

do subsolo, o que permite aos geofísicos e geólogos, os intérpretes destes dados, um estudo mais apurado. “Isso aumenta as chances de sucessos nos novos projetos de exploração”, explica.

Segundo ele, para poços pioneiros o índice mundial de acertos, ou seja a fração dos poços pioneiros que acham reservas economicamente viáveis, está abaixo de 20%. “Isso significa que de cada 100 poços pioneiros perfurados menos de 20 descobrem reservas economicamente viáveis”, atesta o especialista.

Para o especialista, as perspectivas de desenvolvimento do setor, em termos técnicos e de novos contratos, em razão das recentes descobertas no pré-sal necessitam ainda de um grande esforço

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exploratório para comprovação da sua existência e da sua extensão. Em sua opinião, a comprovação não pode ser realizada com apenas um poço. “Mesmo se considerarmos que outros poços já foram perfurados, estes o foram em outras áreas, o que pode indicar a existência de vários reservatórios isolados e de dimensão desconhecida”, diz.

A perfuração de novos poços do pré-sal vai trazer mais luz sobre o tipo de geologia e reservas em discussão. “Não estou afirmando que a descoberta não exista ou que seja importância menor. Na verdade, esta é possivelmente a maior descoberta de petróleo em vários decênios de exploração em todo mundo. Mas esta descoberta, justamente pelo seu atrativo, ainda vai demandar muito esforço exploratório para a sua real comprovação e compreensão da reserva disponível, o que significa muita demanda por serviços que envolvem grande capacitação técnica e experiência dos profissionais e empresas ligadas à exploração de petróleo”, opina.

Desafios tecnológicos

Em termos tecnológicos, desbravar comercialmente o pré-sal requer equipamentos sofisticados. “A geofísica de petróleo tem desenvolvido ferramentas cada vez mais sofisticadas para a geração de imagens do subsolo. O uso destas ferramentas demanda um parque de processamento robusto, além de profissionais altamente capacitados. “Quanto mais complexa a situação geológica, maiores as dificuldades para gerar uma imagem confiável do subsolo”, diz Roxo.

Os reservatórios no pré-sal estão abaixo de uma seqüência de camadas geológicas de alta

complexidade em termos de geometria e de contraste para propagação das ondas sísmicas. "Uma comparação que pode facilitar a visualização é imaginar que se está olhando para algo atrás de uma janela. Se o vidro da janela for transparente e tiver poucas ondulações, conseguimos enxergar o que tem do outro lado e até mesmo fazer uma descrição razoavelmente detalhada. Já se o vidro for do tipo "vidro martelado" é praticamente impossível uma descrição do que está do outro lado, no máximo consegue-se uma descrição de que "tem algo por lá", ilustra o especialista

Segundo Roxo, o sal, em geral, se comporta como o "vidro martelado", o que demanda técnicas de aquisição e processamento de dados geofísicos bastante refinados, que por sua vez exigem pessoal devidamente capacitado para a tarefa.

Mão-de-obra especializada

Roxo ressalta que a área de exploração do pré-sal vai necessitar de mão-de-obra especializada,

principalmente de geofísicos com treinamento em aquisição e processamento de dados. Este profissional deve ter alguma experiência e pelo menos algum treinamento adquirido na pós-graduação, no mestrado, doutorado ou mesmo pós-doutorado. O especialista confirma que a demanda por serviços especializados está crescendo, o que cria boas perspectivas no futuro para o mercado brasileiro.

“O mercado está começando a se aquecer. A carência de profissionais devidamente capacitados tende a criar uma pressão sobre os salários. Acredito que esta pressão deva começar a se concretizar em curto prazo, na medida em que os novos negócios voltados para estas áreas estejam se realizando”, acredita.

A ProSismo trabalha com a oferta de serviços para a exploração e explotação de petróleo. Estes serviços estão relacionados principalmente com a aquisição e processamento de dados geofísicos. As atividades de exploração são sempre voltadas para as novas fronteiras, para as áreas com pouco (ou nenhum) conhecimento anterior.

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Geophysics gets ready to discover pre-salt

by Regina Teixeira

The discovery of each block of oil and gas well is the result of a long exploration project performed on land or at sea. The analysis of the exploratory potential of the oil and gas wells depends on the thorough work of geophysical companies. Carioca company, ProSismo, a service company that acts in geophysical data processing (seismic) and planning, follow-up and quality control of acquisition of geophysical data, is one of these specialists in the matter. Fernando Roxo, technical coordinator of the area in the company, tells us that ProSismo is qualifying itself to meet market demands, especially as they regard new exploratory frontiers, above all with pre-salt.

“This qualification has been happening through its own people and through international strategic partnerships with companies that hold the highest technology in acquisition and processing of geophysical data for areas of large geological complexity. We are perfectly capable to meet the challenges that lie ahead”, he forewarns.

Technological Stringency

Cutting edge technology is required to find out the secrets that may imply savings at the time a company explores a block, a well on land or at sea. The exploration phase is one of the highest risk phases for the investments in the oil area. In accordance with the complexity of the operations, the costs vary a great deal. “It is easy to see that the offshore wells are more expensive than the ground wells (onshore) and the thicker the water layer, the higher the complexity. In the pre-salt case, we are talking about offshore wells and ultra deep water wells, plus a few possible complicating agents”, explains Roxo, adding that the sophistication of the exploration process is equally proportional to the increasingly larger volumes of resources to find economically feasible reserves.

Roxo explains that the geophysical work has the objective of reducing the exploratory risks

improving the image that one has of the underground, which allows the geophysicists and the geologists, the interpreters of these data, to perform a more accurate study. “This increases the chances of success in the new exploration projects”, he explains.

According to him, for pioneer wells, the world rate of accuracy, that is, the fraction of the pioneer wells that finds economically feasible reserves is below 20%. “This means that for each 100 pioneer wells drilled, less than 20 find economically feasible reserves”, attests the specialist.

In the specialist’s opinion, the development perspectives in the sector, in technical terms and in terms of new contracts, as a result of the recent findings in the pre-salt, still need a great exploratory effort to confirm their existence and extension. In his opinion as well, the confirmation cannot be made only by means of one well. “Even if we consider that other wells have already been drilled, these wells were drilled in other areas, which may indicate the existence of several isolated reservoirs and reservoirs of unknown size”, he says.

The drilling of new wells of the pre-salt will bring more light on the type of geology and reserves in discussion. “I am not asserting that there is no discovery or that the discovery is of a lesser significance. In fact, this is possibly the largest discovery oil discovery in several decennials* of exploration all over the world. But this discovery, precisely because of its appeal, will require a great deal of exploratory effort for the actual confirmation and understanding of its available reserve, which means a lot of demand for services involving a lot of technical qualification and experience on the part of the professionals and the companies connected with oil exploration”, he says.

Technological Challenges

In technological terms, to commercially explore the pre-salt, requires sophisticated equipment. “Geophysics in oil has developed increasingly more sophisticated tools for the generation of underground images. The use of these tools requires a solid processing park, in

addition to highly qualified professionals. The more complex the geological situation, the higher the difficulties to generate a reliable image of the underground”, says Roxo.

The reservoirs in the pre-salt are below a sequence of geological layers of high-complexity in terms of geometry and contrast for the dissemination of seismic waves. “A comparison that might facilitate the visualization is to imagine that one is looking at something behind a window. If the glass of the window is clear has few undulations, we can see what is on the other side and even have a reasonably detailed description of it. On the other hand, if the window is of the “hammered glass” type, it is practically impossible to have a description of what is on the other side; at most, one can have an idea that “there is something out there”, illustrates the specialist.

According to Roxo, the salt, in general, behaves like the “hammered glass”, which calls for geophysical data acquisition and processing techniques rather sophisticated, which, in turn, call for duly qualified personnel for the task.

Specialized Labor

Roxo highlights that the exploration area of the pre-salt will need specialized professionals, especially geophysicist with training in data processing and acquisition. This professional must have some experience and at least some training acquired in post-graduation, master’s degree, doctor’s degree or even post-doctorate. The specialist confirms that the demand for specialized services is growing, which creates good perspectives for the future for the Brazilian market.

“The market is beginning to warm. Lack of duly qualified professionals tends to create pressure over salaries. I believe that this pressure should start to come true in the short term, as new businesses oriented toward these areas are established”, he believes.

ProSismo works with the offer of services for the exploration and exploitation of oil. These services are related especially with the acquisition and processing of geophysical data. The exploration activities are always turned to new frontiers, to the areas with little (or none) previous knowledge.

Canal direto entre pesquisa e inovação

Tecnologia

A expansão da área de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil tem demandado um contínuo desenvolvimento tecnológico. Na tentativa de aumentar a competitividade das empresas brasileiras e ampliar sua participação nos empreendimentos do setor, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) estão desenvolvendo um programa que visa promover a articulação entre instituições de ciência e tecnologia e a indústria do petróleo, de forma a facilitar sua cooperação no desenvolvimento de produtos, processos e serviços que atendam às necessidades da área no campo da inovação tecnológica.

O Programa Plataformas Tecnológicas da Indústria de Petróleo e Gás (Platec) pretende agregar um conjunto de informações relacionadas ao desenvolvimento tecnológico no setor e identificar suas prioridades e oportunidades de negócios. Segundo o coordenador do Programa e gerente de tecnologia do IBP Raimar Van Den Bylaardt, a idéia surgiu de uma demanda dos empresários por um sistema centralizado de dados sobre diversas áreas da indústria do petróleo. “Por um lado, os pesquisadores não

por Thaís Fernandes

Programa Plataformas Tecnológicas pretende facilitar a comunicação entre empresas e

instituições científicas para alavancar o desenvolvimento tecnológico nacional no setor

conhecem os gargalos tecnológicos do setor; por outro, os empresários não sabem quais produtos podem ser desenvolvidos”, explica.

Em uma primeira fase, foi desenvolvido o modelo do Programa, uma

organização virtual que vai contar com um sistema colaborativo, em que uma base de dados inicial será colocada à disposição dos interessados e poderá ser constantemente atualizada por eles próprios. O Platec pretende formar uma rede que permita agregar experiências adquiridas, integrar esforços e facilitar a comunicação de fornecedores de bens e serviços para a indústria do petróleo, instituições científicas e tecnológicas, empresas de base

tecnológica, instituições de fomento, consultores e pesquisadores independentes.

A intenção dos organizadores é atrair o maior número de participantes possível, na tentativa de ampliar os investimentos da indústria em atividades de pesquisa e desenvolvimento tecnológico voltadas para o setor de petróleo e gás. Com o planejamento de projetos cooperativos, as empresas e as instituições de C&T poderão reduzir custos, diminuir o risco da inovação tecnológica e ampliar a produção científica e a competitividade do país.

Para montar o banco de informações, a equipe envolvida no projeto irá identificar as instituições de ciência e tecnologia que atuam no setor e o conhecimento técnico disponível e produzir um catálogo eletrônico com todos os equipamentos feitos no Brasil e seus fabricantes. “Queremos evitar que os empreendimentos realizados no país consultem catálogos estrangeiros”, destaca Bylaardt. Com esse levantamento, será possível também identificar quais itens ainda não são fabricados no Brasil, de forma a detectar as oportunidades do setor.

Comunicação virtual

Para facilitar a cooperação entre empresas e centros de pesquisas e dar visibilidade às informações compiladas, o Programa terá como principal ferramenta de comunicação um portal na internet (www.platec.com.br). A página virtual disponibilizará ainda artigos técnicos, listas com uma seleção

Coordenador do Platec e gerente de tecnologia do IBP Raimar Van Den Bylaardt

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de instituições de referência que atuam no setor e detêm conhecimentos úteis para seu desenvolvimento e entidades que oferecem recursos para inovações tecnológicas (com seus respectivos programas de financiamento e oportunidades de incentivos fiscais), além de diversos tipos de legislação ligada aos investimentos em pesquisa, desenvolvimento e engenharia. Uma versão preliminar desse portal já está disponível para acesso público, como forma de demonstração. No futuro, os interessados poderão acessar as bases de dados após se cadastrarem no portal.

A idéia é que o portal organize e divulgue, de um lado, informações fornecidas pelas próprias empresas que caracterizem suas demandas e, de outro, o conhecimento técnico, a competência de profissionais e entidades de C&T e os serviços de extensão tecnológica disponíveis para atender às necessidades do mercado em termos de tecnologia.

Uma vez articulados os projetos, o Platec fornecerá apoio consultivo e técnico aos empresários, além de cuidar da transferência das tecnologias desenvolvidas, que serão incorporadas ao portal. O Programa também prevê a realização de workshops e encontros anuais para facilitar as parcerias.

Três plataformas tecnológicas

Após o desenvolvimento do modelo segundo o qual funcionará o Programa, algumas áreas de atuação foram selecionadas a partir de ampla consulta ao setor empresarial de petróleo e gás. Essas áreas se encontram em diferentes estágios de desenvolvimento tecnológico, o que permitirá testar o sistema em variados níveis de complexidade. Cada uma delas terá uma plataforma tecnológica, que será desenvolvida na segunda fase do projeto. “Queremos observar como

empresas diferentes irão reagir ao modelo de plataforma colaborativa”, diz o coordenador do Platec.

Uma das áreas selecionadas é a E&P Onshore, com o objetivo de fomentar o desenvolvimento de equipamentos adequados à exploração e produção de petróleo em terra, com atenção especial aos campos maduros, cuja produção necessita de equipamentos de menor porte, em função do volume de óleo reduzido. Essa plataforma busca ampliar o apoio tecnológico aos pequenos produtores e solucionar um dos gargalos do setor, incentivando o desenvolvimento de tecnologias e sistemas mais eficientes e econômicos para o tratamento e o aproveitamento da água gerada na produção de petróleo em campos maduros.

Outra plataforma a ser desenvolvida é a de campos inteligentes, que visa estimular o desenvolvimento e a nacionalização de instrumentos, sensores, softwares, sistemas e outros mecanismos a serem empregados na produção automatizada e integrada de petróleo. “Essa é uma área de ponta, que reúne novas empresas e tecnologias”, ressalta Bylaardt. As empresas brasileiras que se dedicarem ao desenvolvimento dessas tecnologias terão a chance de exportá-las quando esse conceito de produção for implantado.

A terceira plataforma tecnológica será a de navipeças, que busca fortalecer o

A idéia é que o portal organize e divulgue, de um

lado, informações fornecidas pelas próprias

empresas que caracterizem suas demandas e, de outro,

o conhecimento técnico.

fornecedor nacional do setor de construção naval e dar apoio tecnológico aos pequenos e médios produtores de navipeças, de forma a incentivar o desenvolvimento de novos produtos e ampliar a competitividade industrial e o conteúdo local dos empreendimentos. “Esse é um setor maduro, que o Brasil já liderou. As empresas que o compõem são tradicionais e não há tecnologias avançadas; o que existe é a necessidade de informação sobre materiais”, explica Bylaardt.

O coordenador do Platec afirma que, a partir do modelo concebido inicialmente, poderão ser desenvolvidas outras plataformas tecnológicas em função dos interesses empresariais. “O CTDUT [Centro de Tecnologia em Dutos], por exemplo, já manifestou interesse em desenvolver uma plataforma para esse setor”, conta.

Nos próximos meses, a equipe deve começar a segunda fase do projeto, que inclui a contratação de ampla pesquisa das três áreas selecionadas para que seja disponibilizado um conteúdo inicial de informações no portal e o desenvolvimento dos softwares que permitirão a colaboração dos usuários para realimentar constantemente esse banco de dados. “Daqui a um ano, devemos começar a disponibilizar um sistema piloto em condições de aceitar colaborações”, prevê Bylaardt. E acrescenta: “Em um ano e meio ou dois anos, teremos provavelmente todo o sistema rodando.”

O projeto atualmente é financiado pelo Fundo Setorial de Petróleo e Gás Natural (CT-Petro). Mas, quando for implantado, existe a expectativa de captação de recursos de propagandas de empresas que queiram ter sua marca divulgada em destaque no portal. “Essa será uma forma de o sistema se auto-sustentar”, finaliza Bylaardt.

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Direct link between research and innovationby Thaís Fernandes

The propagation of the oil & gas E&P area in Brazil has demanded continuous development in technology. In an attempt to increase the Brazilian companies competitiveness and extend its participation in the field undertakings, the Brazilian Institute of Oil, Gas and Biofuels (IBP) and the National Organization of Oil Industry (Onip) are developing a program aiming at promoting the connection between science & technology institutions and oil industry, as to facilitate the cooperation in the development of products, processes and services meeting the area requirements in the scope of technological innovation.

The Technological Plataforms Program for the Oil & Gas Industry (Platec) has the purpose of aggregating a set of information regarding the technological development in the field, as well as identifying its priorities and business opportunities. According to the Program coordinator and IBP technology manager Raimar Van Der Bylaardt, the idea came up from a businessmen demand for a centralized data system on various areas of oil industry “Researchers are not aware of the field technological bottlenecks; on the other hand, businessmen do not know which products can be developed", he explains.

In a first phase, the model to the Program was developed, a virtual organization counting on a collaborative system, where an initial database will be made available to the interested parties and can be updated anytime by them. Platec intends to create a network allowing to collect the expertise acquired, to integrate efforts and to facilitate the communication between the oil industry goods and services providers, scientific and technological institutions, technological base companies, fomentation entities, consultants and independent researchers.

The organizers intend to attract the greatest number of participants as possible, as an attempt to expand the industry investments in research activities and technological development related to the oil & gas field. Planning cooperative projects, S&T companies and institutions will be able to reduce costs, to mitigate the technological innovation risk and to expand the scientific production and country competitiveness.

In order to create the database, the team involved in the project will identify the science and technology institutions acting in the field and the technical knowledge available and produce an electronic list with all equipment made in Brazil as well as its manufacturers. “Our purpose is to avoid the undertakings held in Brazil referring to foreign lists”, says Bylaardt. Such survey will also allow the identification of

the items not manufactured in Brazil yet, for detecting the field opportunities.

Virtual communicationTo make the cooperation between companies and research centers easier, giving visibility to the information compiled, the Program will have an internet website (www.platec.com.br) as the major communication tool. Such website will also bring technical essays, lists of field selected reference institutions with know-how useful to development and entities offering resources for technological innovations (with their respective funding programs and tax incentive opportunities), besides many types of legislation related to investment in research, development and engineering. A preliminary version of such website is already available to the audience, for demonstration purposes. Soon, the interested parties will have access to the databases after registering in the website.

The idea is the website to organize and disclose, on one hand, the information provided by the companies itself, characterizing their demands,

and, on the other hand, the technical knowledge, the professionals and C&T entities skills and the technological extension services available to meet the market requirements as far as technology is concerned.

Once the projects are linked, Platec will provide consultant and technical support to businessmen, in addition to take care of transferring the technologies developed, to be incorporated to the website. The Program is also scheduling workshops and annual meetings to promote partnerships.

Three technological platformsAfter developing the model according to which the Program will operate, some areas of actuation were selected from broad reference to

the business field of oil & gas. These areas are in different stages of technological development, which will allow the system to be tested in many levels of complexity. Each one of them will have a technological platform, to be developed in the project second phase. “We are trying to observe how different companies will react to the collaborative platform model” says the Platec coordinator.

One of the areas selected is E&P Onshore, in order to foment the development of equipment adequate to the exploitation and production of oil onshore, with special attention given to mature fields, whose production requires smaller equipment, due to the reduced oil volume. Such platform seeks to expand the technological support to small producers and solve one of the field bottlenecks, promoting the development of technologies and systems more efficient and economic for the treatment and advantage of the water generated in oil production in mature fields.

Other platform to be developed is that of intelligent fields, aiming at stimulating the development and domestication of instruments, sensors, softwares, systems and other mechanisms

to be employed in the automated and integrated oil production. “This is a prime area, gathering new companies and technologies”, stresses Bylaardt. Brazilian companies dedicated to the development of this technologies will have the chance to export it upon the implementation of such production concept.

The third technological platform will be that of vessel parts, aiming at strengthening the domestic supplier in the naval construction field and at giving technological support to small and medium producers of vessel parts, in order to promote the development of new products and increase the industrial competitiveness and the local content of undertakings. “This is a mature sector, leaded by Brazil once. The companies composing it are traditional and there are not advanced technologies, but the need of information on materials”, explains Bylaardt.

Platec coordinator states that, as from the model first conceived, other technological platforms can be developed in function of business purposes. “CTDUT [Ducts Technology Center], for example, has already manifested its interest in developing a platform for this field”, he says.

In the months to come, the team should start the project second phase, including the contracting of broad research of the three areas selected in order to make an initial content of information available in the website and the development of softwares allowing the user collaboration as constantly re-feeding such database. “One year from now, we should start to make a pilot system available, in conditions to accept collaborations”, estimates Bylaardt. And he also says: “In one and a half year or two years from now, we will probably have the whole system operating.”

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O time que está ganhandoRecentemente, temos escutado muitas afirmações de caráter geral sobre supostas alterações que o Governo Lula pretenderia fazer no marco legal e regulatório da indústria do Petróleo, especialmente na Exploração & Produção. Dentre as hipóteses ventiladas estaria, inclusive, a criação de uma nova empresa estatal, que seria a titular dos direitos de Exploração e Produção de áreas ainda não licitadas na área do Pré-Sal.

Discutir a criação de mais uma empresa estatal nos parece precipitado. Se o objetivo é garantir que os direitos de exploração e produção das novas áreas, ainda não licitadas, fiquem com a União, sem que esta última tenha de dividir as receitas oriundas da produção seja com outras empresas petrolíferas privadas, seja com os acionistas privados da Petrobrás, não há necessidade de criar uma empresa nova. Afinal, o petróleo destas áreas, como de quaisquer outras, é da União. Portanto, há um menu de opções à disposição da União que pode passar longe da onerosidade da criação de uma nova empresa pública.

Um primeiro ponto a considerar é que o governo parece querer “mexer em time que está ganhando”. Hoje, após a divulgação do resultado de anos de exploração nos blocos localizados na chamada área do Pré-Sal, é fácil esquecer que a situação há menos de dez anos era muito diferente.

Esta “virada” só foi possível com base em dois pilares: o marco legal cujo documento base é a Lei 9.478/97 (a “Lei do Petróleo”) e as profundas transformações pelas quais passou a Petrobrás.

O sistema estabelecido pela Lei do Petróleo foi um dos catalisadores destas descobertas na área do Pré-Sal, pois gerou um marco legal/ regulatório que teve credibilidade suficiente para atrair para a exploração destas áreas os investimentos necessários, tanto privados quanto da própria Petrobrás. Não se pode esquecer que, mesmo no caso da Petrobrás, empresa controlada pela União, a questão da credibilidade do marco legal foi e segue sendo crítica, pois se pode não afetar a vontade da empresa em investir, seguramente afeta sua capacidade de fazê-lo, pois na ausência de regras claras a Petrobrás não conseguiria financiamento para seus investimentos em exploração.

Outro pilar deste “time que está ganhando” é a própria Petrobrás, que, apesar de ser empresa controlada pela União, passou a ter forte cultura corporativa, marcada pela busca da excelência, pela meritocracia e pelo profissionalismo.

Alguns reclamam que a Petrobrás tem acionistas privados, muitos inclusive estrangeiros. No entanto, na fase das “vacas magras”, estes acionistas, estrangeiros e brasileiros, contribuíram para financiar as descobertas que agora são comemoradas. Além disso, o fato de ter acionistas privados, de ter ações negociadas não só no Brasil, mas também no exterior ajudou a Petrobrás a tornar-se a

empresa respeitada mundialmente que hoje é.

A Petrobrás é a entidade que está melhor posicionada para liderar a exploração e produção da área do Pré-Sal, pela qualidade técnica de seus quadros, sua experiência institucionalizada dentro da

n Estudos de Sistemas Elétricos (Fluxo de Potência, Curto-circuito, Coordenação da Proteção, Harmônicos, Estabilidade, Transitórios Eletromagnéticos, Arco Elétrico).

n Estudos e Projeto de Sistemas de Aterramento e de Proteção contra Descargas Atmosféricas (Subestações, Usinas, Instalações Industriais).

Rua Argemiro Piva 246, Paulínia/SP CEP 13.140-000 Tel.: (19) 3844-4488 Fax: (19) 2844-8399 paiol@paiolengenharia.com.br

companhia, sua capacidade de alavancagem de recursos, resultado de sua credibilidade perante os mercados financeiros e de capitais. Seria um desperdício injustificável deixar de usar este patrimônio, apostando na criação de uma nova empresa, que necessariamente nasce sem o patrimônio material e, principalmente, imaterial, que a Petrobrás acumulou ao longo de décadas.

Aqueles que olham para as descobertas na área do Pré-Sal e enxergam apenas as receitas que serão geradas esquecem que para tirar este Petróleo do fundo do mar serão necessários altíssimos investimentos. Sem dúvida a Petrobrás é quem tem a possibilidade de alavancar com mais rapidez os recursos necessários.

Também é preciso lembrar que a produção na área do Pré-Sal é viável apenas aos preços de hoje. A preços substancialmente menores, a produção a estas profundidades deixa de ser viável. A perda de tempo no início da produção nestas áreas gera riscos desnecessários ao País.

Por estas razões, parece mais prudente, no interesse do País, manter as bases da sistemática estabelecida pela Lei do Petróleo, fazendo-se os ajustes que se fizerem necessários, aumentando o percentual de participação da União, mas sem virar do avesso o marco legal do setor. Também no interesse do País deve-se preservar a Petrobrás, enquanto grande empresa petrolífera brasileira de classe mundial.

por Dr. Renato Stetner*

* Dr. Renato Stetner é sócio do escritório Castro, Barros, Sobral, Gomes Advogados, é Mestre em direito pela Universidade da Pensilvânia. Atua nas áreas de Direito Administrativo/Regulatório.

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Curitiba • Rua Francisco Rocha, 62/1905•Batel•CEP: 80420-130e-mail: curitiba@lersch.com.br•Tel: +55 41 3243.9040

The team whats winning

Recently, we have heard may assertions of general character on supposed changes that Government Lula would be intending to make within the legal and regulatory limits of the Oil Industry, especially in Exploration & Production. Among the ventilated hypotheses, there would even be the creation of a new state-owned company, which would be the bearer of the rights of Exploration and Production of areas that have not yet been bidded in the Pre-Salt area.Discuss the creation of one more state-owned company seems to us to be a little bit too soon. If the objective is to warrant the exploration and production rights of new areas, even if not bidded yet, to remain with the Union, without the need for the latter to being forced to share the income derived from the production with other private oil companies or with Petrobras’ private shareholders, there is no need to create a new company. After all, oil in these areas, as in any other area, belongs to the Union. Therefore, there is a menu of options at the Union’s disposal that could stay clear from the burden of establishing a new public company.One of the first points to be considered is that the government seems to want to “stir in a winning team”. Today, after the disclosure of the result of years of exploration in the blocks located in the so-called Pre-Salt area, it is easy to forget that the situation was quite different less than ten years ago.This “turn” was only possible based on two pillars: the legal landmark whose basic document is Law 9,478/97 (the “Oil Law”) and the deep changes through which Petrobras went.The system established by the Petroleum Law was one of the catalysers of these findings in the Pre-Salt area, since it brought about a legal / regulating boundary that had enough credibility to attract to the exploration of these areas the investments required, both private and those of Petrobras itself. Another pillar of this “winning team” is Petrobras itself, which, in spite of being a company controlled by the Union, started to have a strong corporate culture, branded by the search for excellence, meritocracy and professionalism.

Another pillar of this “winning team” is Petrobras itself, which, in spite of being a company controlled by the Union, started to have a strong corporate culture, branded by the search for excellence, meritocracy and professionalism.Some complain that Petrobras has private shareholders, many of whom are foreigners. However, in the phase of the “lean years”, these shareholders, foreigners and Brazilians, contributed to fund the findings that are now being celebrated. In addition, the fact of having private shareholders not only in Brazil, but also abroad, has helped Petrobras become the company that is respected today all over the world.Petrobrás is the entity which is best positioned to lead exploration and production in the Pre-Salt area out of the technical quality of its charts, its institutionalized experience within the company, its capacity of levering of resources, result of its credibility before the financial and capital markets. It would be an unjustifiable waste not to use this asset, betting on the creation of a new company, which, necessarily, is born without the material asset and, especially, the immaterial one that Petrobras has accumulated in the course of decades. Those who regard the findings in the Pre-Salt area and see only the revenues that will be generate forget that in order to take remove this oil from the bottom of the ocean extremely high investments will be required. Undoubtedly, Petrobras is the one which has the possibility of raising the necessary resources more quickly. One must also keep in mind that the production in the Pre-Salt Area is feasible only at today’s prices. At substantially lower prices, the production at these depths is no longer feasible. Loss of time at the beginning of the production in these areas generates unnecessary risks to the country. For these reasons, it seems more prudent in the interest of the country, to keep the basis of the systematics established by the Petroleum Law, making the adjustments that may prove necessary, increasing the percentage of participation of the Union, but not turning the legal boundary of the sector inside out. Also in the interest of the country, one must preserve Petrobras, as a large world class Brazilian oil company.

Principais feiras e eventos da indústria petrolífera no Brasil e no exteriorOutubro

06/10 a 10/10 XVIII SENDI - Seminário Nacional de Distribuição de Energia Elétrica

Olinda, Pernambuco - Abradee/Celpe - www.sendi.org.br

08/10 a 09/10 VII Altus Partners Energy Automation Workshop 2008

São Paulo, São Paulo -

Golden Comunicação e Eventos www.goldenevent.com.br

13/10 a 16/10 XXVII Encontro Nacional de Engenharia de Produção

Rio de Janeiro, Rio de Janeiro Brasileira de Engenharia de Produção www.abepro.org.br

Abepro - Associação

13/10

Seminário: Etanol Celulósico

São Lourenço da Serra, São Paulo - Cajú Eventos www.cajueventos.com.br

13/10 a 17/10 22º Congresso Nacional de Transporte Aquaviário, Construção Naval e OffshoreRio de Janeiro, Rio de Janeiro www.sobena.org.br/sobena2008

Sobena

21/10 a 24/10 Santos Offshore

Santos, São Paulo Tel.: (21) 2532 4551

AGS3 Promoções e Eventos

22/10 a 23/10 Simpósio Internacional de Lubrificantes e Aditivos

São Paulo, São Paulo IBP www.ibp.org.br

23/10 a 24/10 Workshop Digital Oil Field Salvador, Bahia IBP www.ibp.org.br

26/10 a 31/10 44º Congresso Brasileiro de Geologia Curitiba, Paraná Acqua Consultoria/www.acquacon.com.br

27/10 a 31/10 24º Simpósio de Máquinas Hidráulicas e Sistemas Foz do Iguaçu, Paraná www.cerpch.unifei.edu.br

Unifei/CERPCH/Cerne

29/10

4º Fórum de Debates sobre Óleos Lubrificantes

Rio de Janeiro, Rio de Janeiro IBP www.ibp.org.br

Novembro

05/11 a 06/11 Brazilian Energy and Infrastructure Finance Forum São Paulo, São Paulo www.euromoneyseminars.com

Euromoney Seminars

09/11 a 13/11 EDAO Encontro para Debates de Assuntos e Operação São Paulo, São Paulo CTEEP www.edao.com.br

12/11 a 14/11 Feira de Energias 2008São Paulo, São Paulo www.latinevent.com.br

Latin Eventos

13/11 Seminário Anual de Responsabilidade Social CorporativaRio de Janeiro, Rio de Janeiro IBP www.ibp.org.br

16/11 a 21/11 9º Congresso Nacional da Sociedade dos Técnicos Açucareiros e Alcooleiros do BrasilMaceió, Alagoas www.stablest. org.br

Stab Regional Leste

17/11 a 19/111º CIAEx - Atmosferas Explosivas

Congresso Internacional sobre Instalações Elétricas em São Paulo, São Paulo IBP www.ibp.org.br

18/11 a 20/11 XII Congresso Brasileiro de EnergiaRio de Janeiro, Rio de Janeiro Programa de Planejamento - Energético

Coppe

19/11 a 21/11 EcoPower Conference 2008Florianópolis, Santa Catarina www.ecopowerbrasil.com.br

Up Trends Eventos

Dezembro

02/12 a 06/12 Expowec 2008 - Energia para o FuturoBrasília, Distrito Federal www.hanover.com.br

Hannover Fairs do Brasi

17/12 Seminários: Créditos de CarbonoSão Paulo, São Paulo cajueventos@cajueventos.com.br

Cajú Eventos Tel.: 27 3032 1449

2009

Maio

12/05 a 15/05 10º Coteq Salvador, BA Abende www.abende.org.br

Junho

Exterior

16/07 a 19/07 Brasil Offshore Macaé, RJ Mg do Brasil www.mgdobrasil.com.br

05/10 a 10/10

15th Africa Oil Week 2008

Cape Town, South Africa www.petro21.com

Global Partners

08/10 a 10/10

IGRC 2008

Paris, France IGU www.igu.org

Lima, Peru INGEPET www.ingepet.com13/10 a 17/10

VI Ingepet 2008 - Exploration and Production of Oil and Gas

Valladolid, Spain CaseFor www.expobioenergia.com

16/10 a 18/10 ExpoBioenergia'08

Houston, United States Commerce www.braziltexas.org

Brazil - Texas Chamber of

Gyungju, Korea IGU www.igu.org

19/10 a 21/10 Brazil - USA Biofuels Summit

20/10 a 23/10 IGU Council Meeting

Tripoli, Libya Ame Trade www.libyatog.com

21/10 a 23/10 4th Technology of Oil and Gas Forum and Exhibition

Buenos Aires, Argentina Contegas SRL www.contegas.com22/10 a 24/10 ExpoAES 2008

Madrid, Spain Ifema www.ifema.es/ferias/genera/default.htmMatelec - International Exhibition of Electrial and Eletronic Equipament 2008 28/10 a 01/11

Novembro

Shanghai, China www.energyshow.com.cn

Deutsche Messe AG - Hannover 04/11 a 0 8/11 Energy Show

Abu Dhabi, United Arab Emirates Media www.adipec.com

DMG World Adipec 2008 - Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference 2008 03/11 a 06/11

Guadalajara, México Lawea Asociación www.lawea.org

06/11 a 07/11

27/04 a 29/04

Global Energy & Environmental Excellence Awards & Global Biofuels Center

6th African Petroleum Forum 2009

09/11 a 14/11

10/05 a 12/05

SEG 2008 - Society of Exploration Geophysicists

2nd Europe Upstream 2009

Las Vegas, United States Seg www.seg.org

Amsterdan, The NetherlandsGlobal Pacific & Partnerswww.petro21.com

10/11 a 11/11

18/05 a 20/05

Refining & Petrochemicals 2008

6th MidEast Oil Week 2009

Manama, Bahrain Getenergy www.getenergy.com

Dubai Global Pacific & Partners www.petro21.com

11/11 a 13/11

15/06 a 17/06

Offshore Arabia Conference & Exhibition 2008

Maghreb Oil Week 2009

Dubai, United Arab Emirates Index www.offshorearabia.ae

Tunis, TunísiaGlobal Pacific & Partnerswww.petro21.com

2009Fevereiro

Abril

Maio

Junho

DezembroSuntec City, Singapore Singapore Exhibition Services Pte www.osea-asia.com

02/12 a 05/12 OSEA 2008 - The 17th International Oil & Gas Industry Exhibition and Conference

05/11 a 07/11

24/02 a 27/02

Wind Expo Lawea 2008 - Conference & Exhibition

14th Asia Oil Week 2009 Singapore, Global Pacific & Partners www.petro21.com

Houston, United States www.hartenergyconferences.com

Hart Energy Conferences

London, United Kingdow Global Pacific & Partnerswww.petro21.com

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