"Siemens se concentra em energia e óleo e gás"

* Gigante alemã vai trabalhar de forma mais intensa nos dois setores, cuja demanda vem crescendo forte nos últimos anos.
Com essa reorientação, o Brasil ganha mais força dentro da companhia.

Munique, Alemanha – A partir do dia 1º de outubro a alemã Siemens terá uma nova organização diante das demandas atuais em todo o mundo. As recentes aquisições – Rolls-Royce Energia e a Dresser-Rand já fazem parte dos planos traçados até 2020.

O foco principal da empresa se concentrará, cada vez mais, em energia, o que inclui eletricidade e petróleo e gás, mas não deixa de fora a automação de prédios e fábricas, bem como em produtos para mobilidade urbana.

De acordo com o chefe mundial de novas estratégias da companhia, Horst J. Kayser, a Siemens traçou um minucioso plano para manter o crescimento e a rentabilidade nos próximos cinco anos. “Vamos trabalhar nas áreas que oferecem maiores oportunidades”, explicou.

* Aquisições

A Siemens comprou em maio deste ano a divisão de turbinas a gás aeroderivadas e compressores da Rolls-Royce, por 950 milhões de euros, e a fabricante de equipamentos para exploração de petróleo Dresser-Rand, por US$ 7,6 bilhões, conforme anunciado na última segunda-feira (22).

* Setores

Com isso, a Siemens deixa de ter apenas quatro setores, subdividos em 17 partes, e passa a ter apenas nove divisões de negócios. Assim, a empresa que antes possuía um setor de saúde, um de energia, um de indústria e outro de infraestrutura e eletrificação de cidades, passa a contar com unidades de energia e gás, energias renováveis, gerenciamento de energia, controles prediais inteligentes, mobilidade, fábricas digitais, processos industriais e peças de regulação, além de saúde e dos serviços financeiros.

Com essa reorientação, o Brasil ganha mais força dentro da companhia, que está presente há quase 110 anos no País. Isso por causa dos investimentos previstos em infraestrutura, estabelecidos por iniciativa do governo, como o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), e os projetos na área de petróleo e gás. Assim, o Brasil, que hoje é o sexto maior mercado da alemã, se fortalece entre os maiores, ao lado de Alemanha, EUA, China, Europa e Índia.

Apenas a área de saúde, por sua peculiaridade, terá uma gestão separada, apesar de ser submetida ao board (conselho de administração). Mas todas as outras áreas falarão entre si.

Segundo Horst J. Kayser, a área de petróleo e gás vem registrando crescimento consistente desde o ano 2000, subindo 9% até 2005, 17% até 2010, mais 7% até 2015 devendo atingir alta de mais 3% até 2020. Os maiores investimentos são dos Estados Unidos, com atuação consistente na área de gás de xisto, seguido de perto pelo Canadá e China. No entanto, o Brasil também desponta como um mercado com potencial.

Atualmente, a Siemens fatura cerca de 76 bilhões de euros em todo o mundo. Apesar disso, a empresa já comemora sua carteira de pedidos para os próximos anos em torno de 82,3 bilhões de euros. As receitas são divididas entre Américas, responsável por 28%; Europa, África e Oriente Médio, exceto Alemanha, com 38%; Ásia e Austrália, com 20%; e a Alemanha com 14%.

Ao todo, a alemã emprega cerca de 362 mil trabalhadores em todo o mundo.

>> Brasil <<

Já a unidade brasileira da companhia registrou uma receita de 2 bilhões de euros no ano passado. Nesta semana ainda, a Siemens anunciou a ampliação de uma linha de produção de equipamentos e soluções em território nacional com a entrada em operação de mais uma fábrica no complexo industrial de Jundiaí (SP).

A 14ª fábrica da Siemens no Brasil é também a 10ª da companhia no Estado de São Paulo. Apesar do anuncio posterior, a unidade estava em operação desde agosto, sendo a primeira da empresa na América Latina, e a sétima no mundo, voltada à produção de inversores de frequência de baixa tensão. /A jornalista viajou a convite da empresa.

Fonte: dci.com.br

Operação Ouro Negro aponta falhas em plataforma da Bacia de Campos (P55)

Segundo MPT, camarotes da P-55 estão superlotados e água não é tratada.
Petrobras disse não ter recebido um comunicado oficial das irregularidades.

Camarotes superlotados, falta de tratamento de água e trabalhadores sem capacitação ou treinamento para operar máquinas. Essas foram algumas das irregularidades encontradas na plataforma P-55, administrada pela Petrobras, segundo o Ministério Público do Trabalho (MPT). A unidade passou por inspeção de órgãos federais durante a última semana, intitulada de Operação Ouro Negro. 

Além de fiscais do Ministério Público do Trabalho, participaram da operação representantes da Superintendência Regional do Trabalho (SRTE), Marinha, Anvisa, Ibama, e da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Uma denúncia feita por trabalhadores da unidade, formalizada pelo Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense (SindipetroNF), motivou a ação. 

Segundo a procuradora do trabalho, Flavia Bauler, a plataforma possui número de trabalhadores acima da capacitadade. 

"A P-55 foi projetada para ser uma plataforma compacta e receber poucos trabalhadores. Ela foi projetada para abrigar 90 e atualmente possui 156. O que mais nos preocupou foi ver a falta de espaço para as pessoas que lá trabalham. Camarotes projetados para receber dois, possuem quatro", contou a procuradora que esteve no local nesta semana. 

Um módulo temporário foi instalado na unidade a fim de minimizar a falta de espaço. Mas segundo a procuradora, o que foi pensado para ser temporário se tornou definitivo. 

Corredores para circulação (Foto: Divulgação/MPT)

"Os espaços são reduzidos. A quantidade de pessoas que encontramos lá trabalhando é a média de outras plataformas, porém, essa é muito pequena. A companhia não apresentou um prazo para desocupação das unidades construídas para serem provisórias", explicou.

Trabalhadores flagrados se alimentando em pé ou no chão do refeitório também chamou a atenção dos fiscais. 

"Não tem espaço nos camarotes, no refeitório muito menos. As pessoas se alimentavam em pé, porque já não havia espaço para se acomodar", completou Flavia Bauler. 

Outros graves problemas, segundo a procuradora, foram diagnosticados pela Agência Nacional de Vigilância Sanitária (Anvisa) e pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), como falta de tratamento de água e trabalhadores sem treinamento, curso ou capacitação.

"A Anvisa não encontrou um dosador de cloro para tratamento da água consumida. Os trabalhadores disseram que não tem tratamento. Apesar da companhia afirmar que a comida é preparada com água mineral, as pessoas tomam banho e fazem sua higiene com uma água que está armazenada e parada há muito tempo, sem um mínino de tratamento. A ANP encontrou profissionais que não apresentaram capacitação, curso ou treinamento para operar maquinário ou a própria plataforma. Esses dois casos também charam muita a nossa atenção", relatou. 

Estrutura da P-55 (Foto: Divulgação/MPT)

Apesar da situação encontrada na P-55, a procuradora disse que não foi encontrado nada grave ao ponto de interditar a plataforma. Porém, segundo ela, um Termo de Ajuste de Conduta (TAC) será confeccionado para que a Petrobras reduza, de imediato, o número de trabalhadores da plataforma sem prejudicar a saúde e os demais trabalhadores que permanecerão na unidade. Um inquérito será instaurado para responsabilizar a empresa estatal.

Em nota, a Petrobras informou que providenciou todas as informações solicitadas durante a fiscalização a bordo e que não houve, até o momento, registro ou comunicado oficial de irregularidades.

Camarotes na P-55 instalados na Bacia de
Campos (Foto: Divulgação/MPT)

Fonte: G1

Niplan Engenharia mostra sua excelência e conquista contrato EPC no COMPERJ

A NIPLAN Engenharia S/A conquistou contrato EPC (Engenharia, Suprimentos e Construções) no COMPERJ.

A Niplan mantém forte presença no mercado brasileiro de construções e montagens industriais, atualmente possui contratos com a Petrobras na REPAR (Paraná) e REPLAN (São Paulo), tendo experiência em outras obras da Petrobras. 

A empresa é uma das maiores do país de Engenharia Industrial, Construção e Montagem, além de ser considerada uma das melhores empresas para trabalhar (Revista Exame).

O contrato contempla:

- Serviço de fornecimento de equipamentos para subestação SE-8224;

- Unidade de água gelada - UAG;

- Laboratório U-82222;

- Construção da subetação SE-8224

- Unidade de água gelada - UAG - Laboratório U8222;

- Interligação da área ADM do COMPERJ.

O ITAVAGAS deseja sucesso a equipe da Niplan Engenharia, além de sucesso e sorte aos amigos da região e do trecho que a muito tempo aguardam a mobilização desta obra. 

Fonte: ITAVAGAS

Petrobras precisa concentrar todos os esforços no pré-sal

O Conselho Nacional de Política Energética, em sua reunião de 24 de junho passado, recomendou, e o governo federal acatou, contratar diretamente a Petrobras, em regime de partilha, para produzir petróleo e gás natural em quatro áreas do pré-sal. A contratação direta foi usada porque as áreas situam-se no entorno da Cessão Onerosa (CO), onde a estatal já está presente, podendo desenvolver um projeto integrado, com economia logística, ganho de escala e sinergias diversas. As condições gerais do contrato espelharam-se nas da vitoriosa licitação de Libra.

O mercado reagiu mal a essa contratação e as ações da Petrobras caíram 8%. O capital real da empresa se descolou de seu capital fictício. Capital fictício é o termo usado por Marx para designar os títulos que as empresas emitem para representar seu capital real e circulam em um mercado especial, o de ações. A autonomia com que flutuam “reforça a ilusão que são um verdadeiro capital ao lado do capital que representam…” (Marx).

Ocorre que quem negocia com o capital fictício se orienta pelo curto prazo, diferentemente dos que trabalham com o capital real (ou produtivo). Um movimento que não amplie o capital real pode fazer crescer o capital fictício, e outro que o reforce, mas que implique em pagamentos de curto prazo pode, temporariamente, fazer o capital fictício retroagir.

Urge facilitar o acesso da Petrobras a recursos que garantam a celeridade dos seus projetos no pré-sal

As contratações realizadas com a Petrobras, especialmente por ampliarem sua presença no pré-sal, aumentaram bastante seu capital real. Suas ações caíram, porque cresceram suas prestações de curto prazo. Mas essa defasagem não se manteve por muito tempo e, três semanas depois da maior queda, as manchetes já estampavam: “Bovespa fecha no maior nível do ano com a Petrobras”. Contudo, a contratação direta da Petrobras introduziu uma situação nova no setor de petróleo do país.

É que a Petrobras, só com o óleo de Libra e o do entorno da Cessão Onerosa, contratados sob regime de partilha, mais que dobrou os 14 bilhões de barris de petróleo que anteriormente detinha. Se somarmos o volume da CO e o de blocos que estão sob regime de concessão – Lula, Sapinhoá etc. – essa cifra se aproxima dos 40 bilhões de barris de óleo equivalente. Para explorar e desenvolver essas áreas, a petroleira tem que cumprir os contratos assinados com a ANP, que preveem investimentos altos, os quais compõem boa parte do orçamento da estatal, de R$ 220,6 bilhões, até 2018.

No passado, para se concentrar em projetos prioritários, a estatal transferiu, algumas vezes, a operação de campos secundários de seu portfólio para outras empresas, por meio de “cessões de direitos” – onde passava a concessão – ou de contratos de risco – onde continuava como concessionária – em operações sempre supervisionados pela ANP.

Agora, a petroleira já não pode usar deste expediente porque, por lei, a operação única no pré-sal é dela própria, Petrobras. E, contudo, a empresa precisa enormemente concentrar esforços financeiros e técnicos no pré-sal, província petrolífera prioritária brasileira. Daí que a petroleira necessita abrir mão de atividades não fundamentais, ou menores, ou secundárias, dispersas pelo país, para focar seus esforços no que tem a maior importância estratégica.

Essa situação mostra a necessidade de uma política governamental voltada para o fortalecimento de pequenos e médios produtores de petróleo no Brasil, que têm condições e se disponham a revitalizar a produção em campos menores, ou declinantes, operados pela Petrobras, em terra – especialmente no Nordeste – ou em águas rasas de outras bacias.

Os órgãos governamentais, mirando o mandato legal que lhes obriga a “promover o desenvolvimento” (Lei 9.478/97) devem encontrar os caminhos para destravar o progresso para as cerca de sessenta empresas de diversas origens e tamanhos que hoje atuam nas diversas bacias sedimentares brasileiras. Esse segmento precisa se desenvolver e só o fará com acesso a novas áreas de produção. A realização da 13ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios da ANP, aprovada pelo CNPE, deve ser feita sem delongas, principalmente depois dos prejuízos causados ao setor pela ausência de rodadas por cinco anos consecutivos.

Finalmente, deve-se facilitar que as petroleiras de pequeno e médio porte que aqui atuam, brasileiras em sua quase totalidade, assumam, da forma mais adequada, campos de produção não prioritários para a Petrobras, fomentando o desenvolvimento da indústria do petróleo no conjunto do país, e permitindo à estatal trabalhar com foco nas suas prioridades.

Fonte: Eventos Petróleo e Gás (Valor Econômico)

Refinaria Abreu e Lima opera na base do improviso

Em construção desde 2005, quando foi lançada a pedra fundamental do empreendimento, a Refinaria Abreu e Lima (Rnest) começou sua pré-operação na base do improviso. A dragagem para receber grandes petroleiros não foi concluída, a Petrobras está conseguindo a conta-gotas as autorizações da Agência Nacional de Petróleo (ANP) para utilizar os tanques de armazenamento de petróleo, parte das obras do primeiro trem de refino ainda estão em andamento e os pedidos de licença de operação foram entregues em cima da hora da partida oficial da unidade, prevista para novembro.

Na última sexta-feira, atracou no Porto de Suape o primeiro carregamento de petróleo da Rnest. O navio Elka Aristotle chegou carregado com 350 mil barris de petróleo. Segundo o gerente-geral da Rnest, Valdison Moreira, até novembro deverão ser descarregados mais um milhão de barris para abastecer a unidade. Para garantir o armazenamento do óleo cru, a refinaria vai precisar da autorização da ANP para operar os quatro tanques referentes ao primeiro trem (metade das unidades) de refino. A Abreu e Lima conta com oito tanques de petróleo, com capacidade para armazenar 5,6 milhões de barris (cada um com capacidade para 700 mil).

Segundo a ANP, a Petrobras solicitou, no dia 6 de agosto, a autorização para o recebimento de petróleo em quatro tanques da refinaria, para as atividades prévias à partida da Abreu e Lima, mas não entregou toda a documentação necessária para garantir a liberação do uso dos tanques.

“Após o atendimento a três Ofícios, encaminhados pela ANP, em 13/08, 27/08 e 03/09, solicitando a documentação faltante é que foi possível dar continuidade ao processoautorizativo. Somente no último dia 4, a Petrobras conseguiu atender toda a documentação exigida pela Resolução ANP nº 16/2010, para apenas um dos tanques pretendidos, ficando os demais fora da Autorização por falta de documentação comprobatória”, explica a ANP, por meio de sua Assessoria de Comunicação. Portanto, a Petrobras só tem autorização para utilizar um tanque e a ANP continua aguardando a complementação da documentação para liberar os três restantes para o primeiro trem.

A Petrobras também aguarda as licenças de operação do empreendimento, que precisam ser concedidas pela ANP e pela Agência de Meio Ambiente (CPRH) de Pernambuco. Os pedidos foram encaminhados para análise no dia 8 de agosto à CPRH e no dia 15 de agosto à ANP.

Fonte: Eventos Petróleo e Gás

Petrobras declara comercialidade de três áreas do pré-sal

De acordo com a estatal, os nomes sugeridos para os novos campos foram Sul de Sapinhoá (Sul de Guará), Sépia (NE de Tupi) e Itapu (Florim)

Petrobras: volume contratado para as três áreas é de 1,214 bilhão de barris de óleo equivalente (Ricardo Moraes/Reuters/VEJA)

A Petrobras apresentou nesta quarta-feira à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Sul de Guará, Nordeste de Tupi e Florim, áreas previstas no contrato de cessão onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. De acordo com a estatal, na proposta encaminhada à ANP os nomes sugeridos para os novos campos foram Sul de Sapinhoá (Sul de Guará), Sépia (NE de Tupi) e Itapu (Florim).

O volume contratado por meio da cessão onerosa para as três áreas, de 1,214 bilhão de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios do pré-sal nestes campos são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26° e 29° API), segundo comunicado distribuído hoje.

A Petrobras, durante a execução do Plano Exploratório Obrigatório, adquiriu dados sísmicos 3D em todas as áreas, perfurou 3 poços obrigatórios e 2 adicionais, com o objetivo de delimitar e caracterizar os reservatórios das jazidas. Também foram realizados 3 testes de formação e 1 teste de longa duração para avaliar a produtividade dos reservatórios.

Os novos campos de Sépia e Itapu estão localizados entre 185 km e 260 km da costa do Estado do Rio de Janeiro em profundidades de água entre 1.850 metros e 2.250 metros. O Campo Sul de Sapinhoá fica a cerca de 320 km da costa do Estado de São Paulo em profundidade de água entre 2.200 metros e 2.250 metros. "Conforme divulgado no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da companhia, as áreas de NE de Tupi (Campo de Sépia) e de Florim (Campo de Itapu) terão início de produção comercial em 2018 e 2020, respectivamente", informa a Petrobras.

A companhia está analisando as alternativas para o desenvolvimento da área de Sul de Guará (Campo de Sul de Sapinhoá) e informará a data de início de produção quando ocorrer a divulgação do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019.

Produção — Segundo a Petrobras, as datas mencionadas de entrada em produção desses novos campos estão em revisão e poderão ser alteradas ou confirmadas quando o Plano de Desenvolvimento de cada área for submetido à ANP. "Com a declaração de comercialidade das áreas de Sul de Guará, Nordeste de Tupi e Florim, tem prosseguimento o processo formal de revisão do contrato de cessão onerosa, que será realizado bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área". A expectativa é de que a revisão do contrato da cessão onerosa seja concluída em 2015, diz a empresa.

O processo de revisão está em andamento nas áreas de Franco e Sul de Tupi, cujas declarações de comercialidade foram feitas em dezembro de 2013. A Petrobras lembra, no comunicado, que de todos os blocos da cessão onerosa apenas a área denominada Entorno de Iara ainda não teve sua declaração de comercialidade efetivada, o que deve ocorrer até dezembro de 2014.

Fonte: VEJA (Com Estadão Conteúdo)

Petrobras e parceiros instalarão 20 novas plataformas no pré-sal até 2018

Após o alcance da marca de mais de 500 mil barris por dia, o pré-sal ainda terá contribuição decisiva para as metas de produção da Petrobras. Até o final de 2018, serão instaladas 20 novas plataformas nessa província. Destas, 19 serão alocadas na Bacia de Santos e uma na Bacia de Campos. Ainda em 2014, mais duas novas unidades entrarão em operação: os FPSOs Cidade de Mangaratiba, na área de Iracema Sul, e Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte. FPSO (Floating Production Storage Offloading Unit) é a sigla em inglês que identifica uma plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo.

Em 2015, o FPSO Cidade de Itaguaí entrará em operação na área de Iracema Norte, na Bacia de Santos. Para 2016, estão programadas mais sete unidades: os FPSOs Cidade de Maricá, Cidade de Saquarema, P-66 e P-67 serão instaladas em Lula, a P-74 e P-75, em Búzios, e Cidade de Caraguatatuba, em Lapa.  

Mais cinco sistemas entram em operação em 2017: P-68 e P-69, em Lula, P-76 e P-77, em Búzios, e P-70 em Iara. 

No ano seguinte, 2018, a Petrobras contará com mais uma unidade no Parque das Baleias, que fica no pré-sal da Bacia de Campos e, por fim, mais quatro na Bacia de Santos: a P-72 em Nordeste de Tupi, a P-71 em Iara Noroeste, a P-73 no Entorno de Iara e uma unidade em Carcará. 

Ainda em 2018 o pré-sal responderá por mais de 50% da produção total da Petrobras.

Ecovix desiste de nova planta de construção naval cancelada

A planta para a fabricação de módulos de plataformas de petróleo que a companhia Ecovix, em conjunto com o grupo Irigaray, iria construir na capital gaúcha não sairá mais do papel. De acordo com nota divulgada pela Ecovix, “por razões estratégicas, a empresa optou por manter os investimentos no projeto de Rio Grande (município onde opera um estaleiro), descontinuando a ação em Porto Alegre”.

Em março desse ano, o presidente da Ecovix, Gerson Almada, acreditava que o empreendimento na Capital iria conquistar o seu licenciamento ainda em 2014. No entanto, a demora em conseguir a liberação fez com que o grupo repensasse a iniciativa. Anteriormente, a ideia era de que o complexo de Porto Alegre servisse de apoio ao estaleiro que a companhia possui em Rio Grande.
Posteriormente, a empresa cogitou que a estrutura tivesse uma formatação própria, disputando licitações, focada em módulos de plataformas de petróleo e outras unidades de apoio. Almada estimava que o empreendimento, que ficaria localizado próximo à Cesa e à rodoviária de Porto Alegre, absorveria um investimento entre R$ 80 milhões a R$ 100 milhões.

Fonte:Jornal do Commercio (POA)

PBH não apresenta auditoria obrigatória em obra de viaduto

Certificação da Qualidade do Projeto, exigida pela ABNT, revisa cálculos do projeto de estrutura.

Desabamento. Na imagem, pilar afundado entre o bloco que se rompeu, supostamente por falta de aço

A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) exige que os projetos de estruturas de concreto sejam revisados. Para isso, deve ser contratado um profissional habilitado, de uma empresa diferente da projetista da obra, que faça a avaliação conhecida como Certificação da Qualidade do Projeto (CQP), segundo a NBR 6118. A suspeita é que a obra do viaduto Batalha dos Guararapes, na avenida Pedro I, em Venda Nova, não passou por essa verificação. Se ela tivesse sido feita, afirmam especialistas, o erro de cálculo que aparentemente derrubou o elevado, em 3 de julho, matando duas pessoas, poderia ter sido detectado, evitando a tragédia.

Fontes ouvidas pela reportagem confirmam que a perícia deve mesmo apontar o erro de cálculo no projeto, como aventado pela Cowan, construtora responsável pela obra, como a causa do desabamento. O Instituto de Criminalística da Polícia Civil, no entanto, afirmou que ainda está finalizando o laudo. As investigações devem ser concluídas na próxima semana.

O diretor da Consol, Maurício de Lana, informou que não houve a verificação. A empresa fez o projeto executivo do Batalha dos Guararapes e de outros dez elevados na avenida Pedro I. Conforme fontes ligadas ao caso, apesar de a prefeitura ter dito que a certificação foi feita, não apresentou o documento nem o engenheiro responsável.

Outra informação obtida por O TEMPO é que a construtora Cowan possui um certificado de qualidade ISO (International Organization for Standardization) ou Padronização que a obrigaria a realizar obras apenas com CQP. A Prefeitura de Belo Horizonte e a Cowan foram procuradas, desde a noite da última quarta-feira, mas não deram nenhum retorno.

“Toda obra tem que ser verificada na fase de projeto. É obrigatório desde 2003 pela ABNT. Isso é feito para saber se há conformidade, se a estrutura é segura, confiável e durável. Se der algum problema na obra, a primeira pergunta é: o projeto foi verificado?”, explicou o engenheiro de estruturas, consultor e verificador de projetos José Celso da Cunha, membro da Associação Brasileira de Engenharia e Consultoria Estrutural (Abece).

“O controle de qualidade, que reduziria os riscos praticamente a zero, é algo, muitas vezes, ignorado no Brasil, permitindo desastres como o do viaduto. Uma verificação teria apontado o erro antes de a obra começar. A falta de 90% de aço no bloco (como sugere a Cowan) estava muito fácil de perceber”, avaliou o engenheiro Nelson Araújo Lima, especialista em acidentes estruturais e ex-diretor da Divisão de Estruturas da Secretaria Municipal de Obras do Rio de Janeiro.

Como é. Ao fazer a avaliação de conformidade do projeto, o engenheiro responsável verifica a qualidade da estrutura e do projeto. “Você vê se as cargas estão previstas, se as plantas estão corretas, se as estrutura foi bem projetada, de acordo com as condições de segurança e qualidade. A verificação se atenta a algumas vertentes, entre elas, a de que a estrutura jamais vai atingir status de ruptura”, destacou José Cunha.

A certificação é um dos custos mais baixos de uma obra. Segundo Cunha, o preço do CQP chega a 10% do orçamento total. No caso do Guararapes, que custou R$ 15 milhões, ela ficaria em cerca de R$ 1,5 milhão.

Citado

Norma. A Cowan contratou um perito particular para avaliar a queda e convocou uma coletiva de imprensa para anunciar o resultado. Mesmo com perguntas sobre a revisão do projeto, o CQP não foi citado. 

O que diz a Norma Técnica Brasileira (NBR) 6118
Estabelece os requisitos para o projeto de estruturas de concreto simples, armado e protendido (com ferros que agem sob tensão).

O capítulo 5 trata da avaliação de conformidade do projeto, conhecida na engenharia por certificação de qualidade (CQP). Ela deve ser feita antes da fase de construção e, de preferência, simultaneamente com a fase de projeto. Deve ser realizada por profissional habilitado, independente e diferente do projetista. A avaliação deve ser requerida pelo contratante e registrada em documento específico, que acompanhará a documentação do projeto.

Conforme o engenheiro José Celso Cunha, em linhas gerais, a norma estabelece que a verificação tem que checar três vertentes: segurança em serviço (como o peso ao qual a estrutura é submetida), segurança na ruptura (se não vai atingir condições de ruptura) e durabilidade da estrutura (sobrevida de 50 anos).

Fonte: Jornal o Tempo

Estaleiro gaúcho é base para construção de cascos de plataformas

O Estaleiro Rio Grande 1 (ERG 1), no Rio Grande do Sul,  é base para a construção de cascos de plataformas de petróleo. Atualmente, a P-66, que vai operar no pré-sal da Bacia de Santos, é a plataforma mais adiantada do estaleiro. E o avanço físico real acumulado de todas as atividades do Rio Grande chegou ao patamar de 97,15%.

Até o final de 2016, estão na carteira do Estaleiro Rio Grande 1 a construção de cascos das plataformas, do tipo FPSO, denominados replicantes: P-66, P-67, P-68, P-69, P-70, P-71, P-72 e P-73. Os replicantes são construídos em série com conceito de repetibilidade, ou seja, o mesmo projeto é executado várias vezes a fim de diminuir custos e prazos. Para cumprir os compromissos com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e incentivar a indústria naval brasileira, o projeto estabeleceu conteúdo nacional de 70% para cascos, média entre 69,5% e 85,5% para módulos e 74% para as integrações.

Em operação desde outubro de 2010, o Estaleiro Rio Grande 1 (ERG 1) ocupa uma área total de 430 mil metros quadrados e tem o maior dique seco da América Latina, com 350 metros de comprimento e 130 de largura, o que possibilita a construção simultânea de dois FPSOs (unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de óleo e gás).

Até 2020, investiremos US$ 100 bilhões na indústria naval por conta do crescimento das atividades de exploração e produção, principalmente em função do desenvolvimento de campos do pré-sal. Hoje, o país conta com dez estaleiros de médio e grande porte em atividade e mais quatro estão em construção, todos com projetos nossos em suas carteiras. Em 2003, eram apenas dois em funcionamento. Cada um destes estaleiros está sendo capacitado para suprir a nossa crescente demanda.

Fonte: Fatos e Dados / Portos e Navios

Vagas para Inspetores

Caros amigos recebi estas informações e estou apenas repassando ok e desde já desejo boa sorte a todos os interessados;

   

Vaga para inspetor de LP/PM/ME, qualificação Abendi, favor só enviar o currículo quem tiver as três qualificações e que residam próximo a Macaé/Rio das Ostras-RJ ... 

Enviar o currículo para: antoniojrtopend@gmail.com;

Vagas para Técnicos de Inspeção de Equipamentos (07 vagas)

Experiência mínima comprovada de 3 (três) anos em Equipamentos de
Movimentação de Cargas de grande porte, possuir registro no CREA (PRINCIPALMENTE GUINDASTES). Deverá comprovar a capacidade de compreender documentação técnica dos equipamentos integrantes deste contrato na língua inglesa, além de conhecimentos em eletro-hidráulica Industrial.

Possuir conhecimento em inspeção de solda, corrosão, pintura, inspeção visual em cabos de aço, dimensional, leitura de desenho técnico, normalização técnica pertinente, emissão de relatórios técnicos, etc.

Enviar o currículo para: judtour@hotmail.com;

“Somos o país com maior volume de grandes obras no mundo" (Dilma Rousseff)

O segundo programa de rádio e televisão da candidata à reeleição, Dilma Rousseff, que foi ao ar nesta quinta-feira (21), abordou as grandes mudanças estruturais realizadas pelo seu governo, como obras fundamentais para o desenvolvimento do país, como no sistema energético e hídrico. E ainda apontou os principais desafios enfrentados pela presidenta.

Segunda propaganda de Dilma Rousseff

“O Brasil perdeu durante anos a capacidade de planejar e executar grandes programas sociais e grandes obras de infraestrutura”, explicou Dilma, que como ministra do presidente Lula ajudou a “recuperar este tempo perdido”. Como presidenta, disse ela, acelerei esse trabalho. “Somos hoje um dos países com maior volume de grandes obras no mundo, e ao mesmo tempo, com os maiores programas de inclusão social e distribuição de renda”.

A candidata falou ainda dos desafios de tocar estas grandes obras e do abandono de décadas. “Não é fácil tocar tudo isso, e não é apenas a crise mundial, mas os obstáculos herdados daquele tempo que não se planejava e nem executava”. Com otimismo a candidata falou: “a cada dia isso vai ficando no passado”.

Um novo ciclo de desenvolvimento
O Brasil de antes não tinha obras suficientes e nem bem planejadas capazes de combater a seca no nordeste, com Lula e Dilma isso mudou, aponta o programa, com obras monumentais no nordeste. Por toda parte do semiárido há obras para diminuir os efeitos da seca.

Maior obra hídrica realizada no país

Na propaganda Dilma explicou sobre a grande obra que é o projeto de integração do Rio São Francisco no nordeste brasileiro. “É a maior obra hídrica já realizada em nossa história, e uma das 50 maiores do mundo, a água que vai sair daqui vai encharcar muito chão seco, mas principalmente vai irrigar de esperança e secar muita lágrima dos nordestinos”.

A obra hídrica levará água às regiões mais secas, beneficiando 12 milhões de pessoas nos estados de Pernambuco, Ceará, Paraíba e Rio Grande do Norte, em 390 municípios, aponta a propaganda.

Transmissão de energia
Com Dilma, todas as regiões do país foram integradas pelo Sistema Integrado Nacional (SIN) uma conquista que só foi possível com a implantação de 23 mil quilômetros de linhas de transmissão para levar energia para a casa dos brasileiros. Aumentando a oferta de energia na construção de três maiores hidrelétricas da história.

A propaganda abordou ainda sobre as obras de infraestrutura que ajudam no projeto logístico das rodovias, ferrovias e portos, para o escoamento da produção nacional, para o consumo e exportação. “Estamos reduzindo os custos e recuperando o tempo perdido”, apontou.

A peça publicitária apresentou ainda uma explicação sobre o descobrimento da maior camada inexplorada do mundo, o pré-sal e da produção desse petróleo. Falou ainda sobre o modelo de partilha e que os recursos do pré-sal sejam investidos na educação e saúde. Além disso, gerar empregos e dinamizar a economia.

Em um recado claro para a oposição e para a grande mídia, Dilma disse que “muita gente no Brasil não sabe que estamos realizando uma obra desse porte, por isso, quando falam que o Brasil está parado, eu até acho graça, a verdade é que o Brasil está se movimentando como nunca, fazendo o que tem que ser feito. Obras que são esperadas há décadas”, alfinetou.

Participação de Lula
Em várias partes, a propaganda apontou que muitas das obras realizadas nos estados brasileiros são desconhecidas pela maioria da população, pois não são divulgadas pelos principais meios de comunicação do país. O ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva, que apareceu novamente no programa, em curto espaço de tempo, foi mais explícito e indiretamente citou a Rede Globo, como uma grande empresa de comunicação que tenta mascarar as benfeitorias realizadas pelos governos progressistas dos últimos anos.

“Esta campanha vai servir para mostrar que certa imprensa é capaz de esconder obras fundamentais que estão transformando o Brasil, é por isso, que na minha primeira campanha, 'a esperança venceu o medo', e nesta da Dilma,'a verdade vai vencer a mentira'. "

Lula apontou ainda as grandes dificuldades de se governar com uma grande crise mundial, “mas Dilma segurou o touro à unha, continuou e melhorou muita coisa, enfrentando as piores dificuldades”, disse Lula. E frisou que Dilma vivenciou uma das pioras campanhas negativa de uma ‘certa imprensa’ que se transformou no principal partido de oposição.

O ex-presidente finalizou pedindo: ”Não deixe a mudança parar, não deixe o Brasil parar de mudar”.

Assista a íntegra do programa de TV abaixo:

Fonte: Portal Vermelho

Navio-plataforma da Petrobras e da Galp parte para o pré-sal

A plataforma Cidade Angra dos Reis, já em exploração, é também uma unidade do tipo FPSO.
Com capacidade para produzir 150 mil barris de petróleo por dia, o navio Cidade de Mangaratiba deixou no sábado o estaleiro em Angra dos Reis, rumo ao campo Lula, na bacia de Santos, onde será explorado pela Petrobras, Galp e BG.

Rio de Janeiro - O consórcio Schahin - Modec, que foi contratado para construir e operar o navio-plataforma Cidade de Mangaratiba, deu início no sábado à saída da unidade do estaleiro BrasFels, em Angra dos Reis. Este navio-plataforma, que será operado por um consórcio participado da Petrobras, da portuguesa Galp Energia e ainda da britânica BG, vai operar no campo Lula, no pré-sal da bacia de Santos, no litoral do Estado do Rio de Janeiro.

Com conteúdo local previsto de 65%, a construção e integração de módulos, no Brasil, envolveu quatro espaços de obras no Rio de Janeiro, localizados em Itaguaí, Ilha do Fundão, Niterói e Angra dos Reis, além de um na Bahia.

Ancorado a 240 quilômetros da costa, em águas com profundidade de 2.200 metros, o navio Cidade de Mangaratiba será conectado a 8 poços produtores e 8 injetores, tendo capacidade para produzir 150 mil barris de óleo e comprimir 8 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, e para armazenar 1,6 milhão de barris de petróleo.

Além disso, a unidade tem capacidade para injetar 240 mil barris de água por dia. A produção de petróleo deverá ser iniciada no quarto trimestre deste ano, informou a Petrobras em comunicado, sobre a entrega desta FPSO.

Uma FPSO (Floating Production Storage Offloading Unit) é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo. São navios-plataforma com capacidade para separar o petróleo do gás e da água durante o processo de produção, armazená-lo nos tanques de carga para, finalmente, transferi-lo para navios petroleiros, que serão os responsáveis pelo seu transporte. Além disso, o gás produzido será exportado para terra via gasoduto.

A área de Iracema Sul, onde a FPSO Cidade de Mangaratiba ficará ancorada, compõe a concessão BM-S-11, que é operada pela Petrobras (65%) em parceria com a BG E&P Brasil Ltda. (25%) e a Galp - Petrogal Brasil S.A. (10%). Além da Cidade de Mangaratiba, o consórcio já explora outras plataformas do tipo FPSO, como a Cidade Angra dos Reis.

A Petrobras espera que sua produção de petróleo exclusivamente nas áreas do pré-sal do Brasil em 2017 ultrapasse a barreira de um milhão de barris por dia.

Fonte: Portugal Digital

Boia gigante ajuda a levar petróleo do pré-sal à superfície

É carioca da Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, uma das soluções tecnológicas a que a Petrobras atribui parte do sucesso obtido com a produção de petróleo no pré-sal.

Trata-se de uma boia gigante que permitiu à estatal instalar de forma segura os tubos que levam o petróleo da saída do poço, no fundo do mar, às plataformas, na superfície da água.

Na bacia de Santos, a movimentação do mar é mais intensa, o que traz ainda mais dificuldade para instalar e manter os tubos em segurança e estabilidade.

Esta situação tornou-se um problema de fato para a Petrobras entre 2010 e 2012, quando a empresa precisava planejar e preparar a conexão dos poços na região, que guarda as melhores reservas do pré-sal.

Os tubos flexíveis, que seriam mais adequados às correntes do mar e que a empresa já utiliza, não poderiam ser adaptados e aprovados dentro do prazo necessário. Os tubos rígidos, "risers", em inglês, mais resistentes, acabariam se rompendo com o balanço das plataformas.

ANTIGO RECURSO

Os técnicos tomaram a decisão, então, de avaliar um recurso que já estava sendo estudado no Cenpes (Centro de Pesquisa da Petrobras, no Fundão).

A BSR (boia de sustentação de 'risers') era uma alternativa criada em 2004 para impedir a transferência dos movimentos das plataformas para os equipamentos submarinos. Com um investimento de R$ 56,8 milhões, a tecnologia foi adaptada para a extração no pré-sal.

Na verdade, a boia não flutua na superfície do mar: em uma região na qual o espelho d'água tem 2.000 metros, a BSR é presa a 250 metros de profundidade.

Do poço até a boia, a Petrobras utiliza tubos rígidos. Da boia até a plataforma, usa tubos flexíveis.

E assim o sistema de transporte de petróleo torna-se estável e protegido das correntes marítimas.

A boia permite que a Petrobras comece a instalar os equipamentos submarinos antes de as plataformas —estruturas gigantes que levam em média três anos para ser construídas— chegarem à área de produção.

NOVA PRODUÇÃO

Para a empresa, esse sistema tornou possível que a produção na bacia de Santos tivesse início apenas oito anos depois de ter sido encontrado o primeiro óleo no pré-sal da região.

Trata-se, de acordo com a Petrobras, de um prazo pequeno para fazer uma nova fronteira produzir óleo.

Além de tornar viável o transporte de petróleo do pré-sal para a plataforma, as boias, segundo a Petrobras, permitiram aumentar em 19 mil barris a produção em Sapinhoá e Lula Nordeste, locais onde estão instaladas —duas em cada campo.

A Petrobras atingiu a produção de 546 mil barris de petróleo por dia no pré-sal.

Dessa fronteira a empresa extrai hoje 20% de sua produção de óleo.

A boia tem dez metros de altura em sua parte mais alta, 39,7 metros de largura e 51,8 metros de comprimento.

Se fosse colocada sobre metade de um campo de futebol, ela cobriria quase 60% dessa área. 

Fonte: Eventos Petróleo e Gás / Folha de São Paulo

Sinaval defende modelo mais dinâmico para construção de plataformas

O Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval) alerta para necessidade planejamento do setor para a construção de plataformas de produção de petróleo nos próximos 15 anos. O debate sugerido visa atender à expectativa de contratação de 31 plataformas de produção até 2020 e outras 41, de 2021 até 2030, conforme expectativas do setor. Segundo o Sinaval, a maior parte dessas entregas ocorrerá até 2025. Atualmente, 16 unidades estão em construção no Brasil.

O presidente do Sinaval, Ariovaldo Rocha, defende um modelo de negócios com ações que possibilitem a construção local de um estoque de cascos de plataformas. "Queremos uma base de construção de cascos para, quando abrir a licitação de cascos, logo em seguida, comece a licitação das plataformas”, disse Rocha, durante coletiva na última quarta-feira (13), na Marintec South America 2014 (11ª Navalshore).

A proposta é dar mais agilidade à produção, aumentando a produtividade nos estaleiros e permitindo maior tempo para capacitar a indústria. "Uma das soluções são projetos padronizados de sistemas de produção. No Brasil já temos projeto modelo de plataforma que são as replicantes em construção no Rio de Grande do Sul”, explicou. 

De acordo com Rocha, o índice de conteúdo local dos navios petroleiros é da ordem de 65%. No caso das plataformas, as compras no Brasil são de 55%, enquanto os barcos de apoio chegam a ter 65% (PSV de 4.000, 4.500 e 5.000). Já os PLSV têm percentual de 45% no Brasil e podem chegar a 55%. Ele explicou que só existem dois fabricantes no mundo de lançadores de cabo, o que equivale a quase 55% dos PLSV.

O Sinaval ressaltou que a construção das plataformas exige participação dos fornecedores e empenho dos estaleiros. O pleito junto à Petrobras e demais empresas, segundo Rocha, é de encomendas grandes para viabilizar o aumento dos percentuais. Atualmente, falta escala para fabricação de alguns produtos no Brasil, como motores, bombas e guinchos. “Tudo que é possível ser fabricado no Brasil, está sendo comprado no país. Estamos importando aquilo que realmente não têm no Brasil e não têm prazo para ser entregue”, afirma Rocha.

Fonte: Portos e Navios