Projeção de demissões no polo naval de Rio Grande fica menor

Secretaria do Trabalho estimava 11 mil dispensas até a chegada de nova plataforma, mas Petrobras prevê 2 mil desligamentos.

 

Apesar de o alarme inicial ter apontado para 11 mil desempregados em Rio Grande quando acabarem as obras da P-55 e da P-58 na Quip, números divulgados pela Petrobras reduziram a tensão no sul do Estado. O anúncio permitiu desmarcar a segunda reunião do comitê de desmobilização, prevista para esta quinta-feira.

Respondendo consulta de ZH, a estatal informou, em nota, que o contingente sob risco de não ser reaproveitado durante o intervalo entre uma plataforma e outra agora é de 2 mil pessoas – em sua maioria, peões de trecho, que costumam circular por diferentes canteiros de obras.

Segundo a Petrobras, dos 19,5 mil trabalhadores atuais, 17,5 mil serão aproveitados em projetos futuros na região. Os novos números incluem também os profissionais que vão atuar em São José do Norte.

Oficialmente, a alteração da agenda se deu porque Petrobras e Quip estão voltadas à conclusão da P-55, a ser entregue dia 16 deste mês, com a presença de Dilma Rousseff em Rio Grande. Mas há outra versão: a repercussão de informação divulgada pela Secretaria Estadual do Trabalho, de que até 11 mil pessoas seriam dispensadas foi maior do que a prevista e gerou insatisfação.

A saída dos profissionais deverá seguir o modelo apresentado na época da conclusão da P-53, em 2009. Primeiramente, os trabalhadores de fora deixam a cidade – seriam cerca de 10 mil pessoas neste grupo – para atuar em outras regiões do país.

No segundo momento, operários que moram na região e se destacaram serão deslocados para projetos em Rio Grande ou outro local.

Por último, uma parcela buscará o seguro-desemprego. O número não é oficializado, mas não deverá chegar a 10% do quadro, de acordo com especialistas do setor. Um mutirão deve ser organizado para acelerar processos e evitar transtornos.

 

Projetos futuros estabilizam setor

 

Não é a primeira vez que o polo naval viverá uma fase de oportunidades. A diferença para a anterior, em 2009, é que a previsão deste ano é proporcionalmente menor. Apesar de afirmar que só falará sobre o futuro no dia 16, após entregar a P-55, a Quip já admite, extraoficialmente, que não deverá demitir mais do que metade de seus 9 mil trabalhadores.

Isso porque o tempo sem construções no estaleiro da Quip não deverá ser extenso. Antes mesmo das chegadas dos cascos da P-75 e P-77 (previstas para o segundo semestre de 2015 e primeiro semestre de 2016, respectivamente), haverá pelo menos 3 mil funcionários participando da construção dos módulos.

Para o prefeito de Rio Grande, Alexandre Lindenmeyer (PT), a consolidação do polo naval do Estado pode ser confirmada pelos investimentos de R$ 9 bilhões da Petrobras na região e agora é hora de atrair novos clientes – um deles seriam a Marinha – e diversificar as atividades.

 

Fonte: Zero Hora

Produção de petróleo cai 4,6% em julho no País

A Petrobras informa que a produção de petróleo (óleo, mais líquido de gás natural - LGN) de todos os campos da Petrobras no Brasil em julho foi de 1,888 milhão de barris por dia (bpd), volume 4,6% abaixo do produzido no mês anterior (1,979 milhão de barris). Incluída a parcela operada pela empresa para seus parceiros, a produção exclusiva de petróleo no Brasil chegou a 1,946 milhão de bpd, indicando uma redução de 4,7% em relação a junho.

Segundo a estatal, a redução no mês foi consequência de paradas programadas de plataformas na Bacia de Campos (P-40, localizada no campo de Marlim Sul, P-20 em Marlim, PPM-1 em Pampo e FPSO-RJ em Espadarte), além da conclusão do Teste de Longa Duração (TLD) no campo de Sapinhoá Norte, no pré-sal da Bacia de Santos, operado pela unidade itinerante de produção FPSO Cidade de São Vicente. Esta unidade iniciará, em setembro, um novo TLD na área de Lula Extremo Sul.

A produção total (petróleo e gás natural) da Petrobras no Brasil, em julho, atingiu a média de 2,282 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), volume 4,9% abaixo do produzido em junho. Incluída a parcela operada pela Petrobras para empresas parceiras, o volume total produzido em julho foi de 2,386 milhões de boe/d, 4,1% menor do que no mês anterior.

Somado à produção da empresa no exterior, o volume total de petróleo mais gás natural atingiu, em julho, a média de 2,490 milhões de boe/d, 4,9% abaixo da produção total de junho.

A empresa detalha que a plataforma P-63, primeira unidade de produção do projeto Papa Terra, na Bacia de Campos, concluiu as obras de adaptação a novo layout submarino rigorosamente no prazo e já está na locação definitiva. "Ela está sendo conectada às linhas de ancoragem e o primeiro óleo produzido deverá ocorrer no dia 23 de outubro", explica.

Conforme a Petrobras, prossegue, ainda, o processo de instalação da bóia de sustentação de risers (BSR) dos poços de Sapinhoá, para o FPSO Cidade de São Paulo. Em sequência, serão iniciadas as operações de instalação do BSR do campo de Lula Nordeste para o FPSO Cidade de Paraty. "Estas operações contribuirão, conjuntamente com a entrada das demais plataformas previstas para o 2º semestre/2013 (P55, P58 e P61), para o crescimento próximo e sustentável da produção da Petrobras", afirma a companhia em nota.

 

Gás natural

A produção de gás natural - sem liquefeito - dos campos da companhia no Brasil em junho foi de 62,717 milhões de metros cúbicos por dia e a produção total de gás, incluída a parte operada pela empresa para seus parceiros, foi de 69,858 milhões de metros cúbicos por dia, mantendo os mesmos níveis dos volumes produzidos em junho.

Segundo a estatal, no mês de julho, foi atingido o recorde mensal de aproveitamento de gás, com a utilização de 94% do gás associado ao petróleo produzido.

 

Exterior

A produção total de petróleo e gás natural no exterior, em julho, foi de 208.598 boe/d, correspondendo a uma redução de 11,2% em relação ao mês de junho. Desse total, a produção de gás natural chegou a 15,618 milhões de metros cúbicos por dia, 1,3% acima do volume produzido em junho. Já a produção de óleo foi de 116.675 barris por dia, produção 19% abaixo na comparação com o mês anterior.

"O aumento na produção de gás deveu-se à perfuração de novos poços no campo de El Mangrullo, na Argentina. Já a produção de óleo sofreu uma redução de 50% na Nigéria e em Angola, devido à constituição da empresa Petrobras Oil & Gas B.V. (PO&G), em regime de joint venture, com participação da Petrobras de 50%", explica a companhia.

A empresa detalha também que a produção total informada à ANP foi de 9.048.361,25 m? de óleo e 2.278.013,82 mil m? de gás em julho de 2013. Esta produção corresponde à produção total das concessões em que a Petrobras atua como operadora. Não estão incluídos os volumes do Xisto, LGN e produção de parceiros onde a Petrobras não é operadora.

 

Fonte: Estadão

Petrobras dificulta vida de fornecedores!

Mesmo faturando R$ 200 milhões por ano e com expectativa de ganhar um contrato de R$ 480 milhões com a Petrobras, a Multitek Engenharia resolveu cancelar obras e demitir 1,7 mil empregados. Nos próximos dias, entrará na Justiça contra a gigante estatal, sua única cliente.

Segundo a empresa, a atitude radical foi a única saída para evitar a falência e contornar dificuldades que se tornaram comuns a muitos prestadores de serviço e fornecedores da estatal. As demissões da Multitek serviram de estopim para protestos no Complexo Petroquímico do Estado do Rio (Comperj) na semana passada.

Dependência excessiva nos contratos com a estatal, projetos malfeitos, incapacidade financeira de fornecedores, além de mais rigor e demora da Petrobras nas negociações estão entre os motivos para falências e dificuldades na cadeia de petróleo e gás. Por trás disso, está o aperto de caixa: com o preço dos combustíveis defasado e necessidade de investir, a Petrobrás resolveu secar a torneira em projetos que costumavam ficar mais caros que o previsto.

O movimento foi acentuado na gestão da presidente Graça Foster, iniciada há um ano e meio. A Petrobras diz que "o procedimento de análise e tratamento de alterações contratuais é o mesmo desde 2002".

Uma das primeiras prestadoras de serviços a quebrar, em novembro passado, a Tenace atribuiu a falência, em carta ao mercado, à "danosa relação contratual estabelecida com a Petrobrás" e à mudança de postura da estatal. A empreiteira, com 25 anos e 3 mil funcionários, perdeu R$ 800 milhões em contratos, 90% deles com a petroleira.

Dois meses depois foi a vez da GDK, cujo pedido de recuperação judicial foi aceito em 10 de janeiro, minando novos contratos. A GDK perdeu, por exemplo, a disputa por obras de duas plataformas (P-74 e P-76) no início do ano. TKK, Delta e Egesa também estão entre as que enfrentaram dificuldades.

Mudança. As dificuldades começaram com uma mudança da Petrobras na análise dos pedidos de aditivos aos contratos. Até 2011, eram analisados de forma descentralizada e menos burocrática, com gerentes dando aval a mudanças e permitindo às empresas tocar as obras com caixa próprio na quase certeza de aprovação. Após a mudança, cada contrato passou a ser analisado com lupa.

Paralelamente, a Petrobras voltou a investir em megaobras, de interesse do governo. É o caso da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, investimento de US$ 20 bilhões, e do Comperj, de US$ 13 bilhões. Ambos estão atrasados, têm custos explosivos e vaivém na definição.

As prestadoras de serviços lamentam que a Petrobras tenha "endurecido" as negociações, especialmente quanto a custos surgidos durante as obras. Reclamam que, muitas vezes, eles decorrem de mudanças dos projetos em relação ao edital.

Há vários aditivos de obras contratadas pela Petrobras contestados pelo TCU por superfaturamento. O objetivo, segundo já disse Graça, é não repetir exemplos como o da Abreu e Lima, cujo orçamento inicial era de US$ 2,3 bilhões, quase 10% do atual. No mês passado, auditoria do TCU determinou que a Petrobrás cobre a devolução de R$ 69,6 milhões de um consórcio de grandes empreiteiras nas obras de terraplenagem.

A Petrobras também quis mudar uma prática comum: prestadores e fornecedores entram na licitação com preço abaixo da realidade e compensam depois com os aditivos. Prestadores médios e pequenos, em geral, negam a prática, mas um engenheiro que já trabalhou no Comperj e prefere não se identificar diz que ela "faz parte do jogo".

Nessa mudança, não há falta de pagamento da petroleira. Apenas menos disposição para aceitar aumento de custos. A situação é mais complicada para pequenos e médios prestadores de serviço.

 

Fonte: Diário do grande ABC

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EAS batiza o terceiro navio da frota do Promef

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Suezmax Dragão do Mar deixou dique seco do estaleiro para entrar na fase de acabamento

 

O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), localizado no Complexo Industrial Portuário de Suape, deu mais um passo, na sexta-feira (23), na construção do seu terceiro navio, o Dragão do Mar. Durante uma solenidade restrita a funcionários e representantes da Transpetro, subsidiária da Petrobras, o estaleiro pernambucano batizou o petroleiro e foi lançado ao mar. A previsão é de que a construção do navio seja concluída até o fim do ano.

No ritual de batismo e lançamento ao mar, a embarcação sai de dentro do dique seco, onde o casco é construído, e é levado ao cais, onde são realizadas as obras de acabamento e os testes no equipamento. O próximo passo antes da entrega são as provas de mar. O Dragão do Mar tem 274 metros de comprimento, 51 metros de altura e capacidade para transportar um milhão de barris de petróleo, o equivalente a quase metade da produção diária nacional.

O EAS já entregou o Zumbi dos Palmares e o suexmaz João Cândido. Os dois navios entregues e o Dragão do Mar fazem parte do pacote de encomendas ao EAS para o Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). Além desses três navios, estão previstos outras sete embarcações. O Atlântico Sul também já entregou o lower hull (parte inferior do casco) da plataforma de produção semissubmersível P-55, da Petrobras.

 

Fonte: Diario de Pernambuco

Polo naval avalia como lidar com flutuação de vagas

Governo do Estado e Petrobras criam comitê para direcionar os trabalhadores excedentes quando obras estiverem concluídas

 

Parte das obras e da mão de obra em Rio Grande depende de ritmo de investimento de PetrobrasFoto: Lauro Alves /

 

Ao mesmo tempo que comemora a conclusão de mais uma plataforma, cujo batismo deverá contar com a presença da presidente Dilma Rousseff, Rio Grande se prepara para atravessar um intervalo entre projetos no polo naval. Até dezembro, conforme o secretário estadual do Trabalho, Luiz Augusto Lara, cerca de 11 mil pessoas serão desmobilizadas – algumas demitidas, outras transferidas para trabalhar em outros projetos.

O número, porém, não é consenso entre empresas e na prefeitura do município. Existe a previsão de que certo contingente de trabalhadores fique ocioso, mas a quantidade varia conforme a fonte da projeção. Para lidar com o problema, um comitê, capitaneado pela Petrobras e pelo governo do Estado foi criado para direcionar os trabalhadores excedentes. A intenção é realocar esses profissionais, o que já ocorreu outras vezes. A mais recente foi na Quip, empresa responsável pela construção de plataformas já concluídas.

Confirmação de plataformas aceleraria contratações

 

Ao término da montagem da P-63, em meados do ano, os trabalhadores foram reaproveitados na conclusão da P-55, que tem previsão de entrega para 16 de setembro. Depois disso, a tendência é de direcionamento para a P-58, que permanece no cais.

A Quip admite que terá de fazer algumas demissões, mas não confirma o número. Hoje, a empresa tem 9 mil funcionários. Conforme dados da Petrobras, o total de envolvidos nas obras do polo naval de Rio Grande, incluídos os fornecedores, chegaria a 19 mil. Mais sujeita às flutuações normais dos contratos, a Quip aponta tendência de manutenção de empregados em diversas áreas, como suprimentos, compras, departamento pessoal e, assim que os novos contratos forem assinados, engenharia.

Por isso, não há um cronograma oficial de desmobilização, até porque a empresa foi vencedora na licitação para construir as plataformas P-75 e P-77. A assinatura dos contratos deve ocorrer nos próximos dias, o que aceleraria as recontratações.

Uma dúvida é o ritmo de obras na Engevix, que depende dos pedidos da Petrobras. A empresa está comprometida com a entrega de oito cascos de plataformas, mas as dificuldades de caixa da estatal podem condicionar alguma redução na velocidade de entrega. Consultada, a Secretaria de Desenvolvimento de Rio Grande pondera que não há "indício de grande desmobilização, já que novos projetos foram aprovados e deverão começar em pouco tempo".

Para evitar que o intervalo de construções cause problemas sociais, o comitê criado pela Petrobras e pelo governo do Estado dividirá os trabalhadores dispensados em dois grupos.

Os especialistas da indústria naval serão oferecidos a empresas do setor em outros Estados, como Rio de Janeiro, Espírito Santo e Pernambuco. Os que tiverem conhecimento em outras áreas poderão ser alocados em obras do Estado, em processo que terá auxílio do Sindicato da Indústria da Construção Civil (Sinduscon).

 

Fonte: Zero Hora (Mercado de trabalho)

Agencia RBS

Rafael Diverio

rafael.diverio@zerohora.com.br

 

VIDA ÚTIL DE FPSOs SERÁ TEMA DE WORKSHOP NO RIO

 

Será realizado, no dia 1° de novembro, o Workshop FPSO How to Extend Operating Life, na Barra da Tijuca, Rio de Janeiro. O evento abordará aspectos regulatórios ligados à extensão da vida e integridade de navios-plataformas, além de considerações sobre projeto e construção relacionadas à prorrogação do tempo de utilização de cascos de navios petroleiros.

O workshop está sendo organizado pelas seções Brasil e Macaé da Society of Petroleum Engineers (SPE), em parceria com o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Interessados em participar do evento e que estiverem no Brasil podem se inscrever clicando aqui, enquanto que os que estiverem fora do país devem acessar este link.

 

Fonte: Petronotícias

Petrobras ultrapassa Exxon em gastos com pesquisa

A empresa investiu US$ 1,13 bilhão em pesquisa e desenvolvimento em 2012, a maior taxa entre as 17 produtoras de petróleo mais valiosas do mundo.

Buenos Aires - A Petróleo Brasileiro SA está separando água de óleo ao bombear petróleo bruto do fundo do oceano, na costa brasileira. Nenhuma outra empresa fez isso antes.

O processo, que consiste em um mecanismo de separação e reinjeção nas plataformas em alto-mar, é o primeiro deste tipo a profundidades maiores que 1.000 pés e abre espaço para que as plataformas possam servir mais poços. Ele foi desenvolvido pela Petrobras e pela FMC Technologies Inc. em um centro de pesquisa e desenvolvimento que reúne 227 laboratórios em uma ilha na costa do Rio de Janeiro.

Sem o desenvolvimento de tecnologias como essa, a Petrobras terá dificuldades para explorar as maiores descobertas do mundo neste século, presas sob uma camada de sal na costa sudeste do Brasil, incluindo o campo de Libra, que deverá ir a leilão em outubro. A empresa estatal investiu US$ 1,13 bilhão, ou 0,8 por cento de suas vendas, em pesquisa e desenvolvimento no ano passado, a maior taxa entre as 17 produtoras de petróleo mais valiosas do mundo, segundo dados compilados pela Bloomberg. A Exxon Mobil Corp. gastou 0,3 por cento.

"Estamos ganhando confiança dia após dia, investindo muito e colocando nossos melhores homens aqui", disse José Roberto Fagundes, gerente-geral da unidade, em entrevista. "Há cinco anos tivemos uma ideia. Sabíamos que era algo diferente, mas não sabíamos exatamente quão arriscado seria."

 

Chave do crescimento

Os engenheiros da Petrobras analisam o trabalho em uma tela feita sob medida e em alta resolução, nesse centro que está à frente das unidades de pesquisa e desenvolvimento de pelo menos seis outras companhias petrolíferas. A Ilha do Fundão -- onde os cientistas da Petrobras trabalham, a 11 milhas da praia de Copacabana e a uma temperatura média de 24 graus -- tornou-se um dos lugares mais ricos do mundo para o estudo avançado sobre extração de petróleo.

Para a Petrobras e parceiros, como a britânica BG Group Plc e a joint venture Repsol Sinopec Brasil SA, a pesquisa sobre os campos do pré-sal no Brasil podem ser a chave para a produção no futuro. Estas empresas estão tentando acabar com o mistério de como o óleo flui para fora dessas reservas off-shore de carbonato, que variam de campo para campo e são diferentes de qualquer outra existente no mundo. A BG e a Repsol disseram que o pré-sal brasileiro é um pilar central para seu futuro.

 

Acompanhada

A Petrobras não está sozinha em sua unidade tecnológica no Brasil. Por lei, produtores que têm concessões nos principais campos de petróleo do país, como os do pré-sal, precisam investir 1 por cento de sua receita em tecnologia para os campos sob um regime conhecido como participação especial. Outras áreas têm participações mais baixas.

Empresas como FMC, Schlumberger Ltd, Halliburton Co. e Baker Hughes Inc., todas elas fornecedoras da Petrobras, instalaram centros regionais de pesquisa e desenvolvimento na mesma ilha e a BG está construindo seu quartel-general global de tecnologia lá. Após trabalhar com a Petrobras no sistema de injeção submarina, a FMC, com sede em Houston, desenvolveu um projeto similar com a Royal Dutch Shell Plc. no Golfo do México.

Embora a colaboração FMC-Petrobras não seja para o pré-sal, o grosso da pesquisa no Brasil está focado no pré-sal. "Devido ao tamanho do pré-sal, conseguimos convencê-los a abrir seus centros de pesquisa aqui", disse Fagundes, da Petrobras. "Nós desenvolvemos o hardware para nossa tecnologia com nossos fornecedores. Nós compartilhamos nossas necessidades."

 

Muito remoto

O setor de pesquisa e desenvolvimento da produtora brasileira levou à apresentação de 175 patentes em três anos, até 31 de dezembro de 2012, disse a assessoria de imprensa da empresa por e-mail. As patentes abrangem desde sistemas de bombeamento submarinos até um processo para produção de hidrogênio a partir do etanol.

A novidade do pré-sal e as distâncias físicas envolvidas na extração do óleo são os principais desafios enfrentados pela Petrobras, de acordo com Ruaraidh Montgomery, analista sênior da empresa de pesquisas de petróleo e gás Wood Mackenzie.

"Quando eles se voltaram para águas profundas eles foram realmente uma empresa pioneira", disse Montgomery em entrevista por telefone, de Houston. "Agora nós temos o pré-sal, um lugar muito remoto."

 

Fonte: EXAME.COM

 

QUEIROZ GALVÃO, IESA E TECNA VENCEM LICITAÇÃO DO ROTA 3

As empresas Queiroz Galvão, Iesa e Tecna apresentaram o menor preço na concorrência para a construção da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Comperj, conhecida como Rota 3.

O consórcio formado pelas três empresas ficou em primeiro lugar na licitação, com proposta de R$ 1,507 bilhão.

Apesar do grande volume de recursos, a quantia veio abaixo do esperado pelo mercado. Para se ter uma ideia, a proposta que ficou em segundo lugar na concorrência, apresentada pelo consórcio Construcap / Fluor, foi de R$ 2,021 bilhões, ou seja, R$ 514 milhões a mais do que a vencedora.

Na sequência, vêm os consórcios Engevix / Mendes Júnior / CBI (R$ 2,283 bilhões); Techint / Toyo Setal / Andrade Gutierrez (R$ 2,605 bilhões); Odebrecht / UTC / Camargo Corrêa / OAS (R$ 2,994 bilhões); MPE / São Simão / Duro Filgueira (R$ 3,353 bilhões).

Além destes consórcios, a Jaraguá e a Promon também haviam sido convidadas para o certame, mas não apresentaram propostas.

O Rota 3 será responsável pelo processamento do gás natural produzido pelo pré-sal, sendo que terá capacidade para processar mais de 20 milhões de metros cúbicos diariamente quando os três módulos estiverem concluídos, em dezembro de  2016.

 

Fonte: Petronotícias

MPU divulga edital com 262 vagas de técnico e analista

Repassando...


Boa sorte aos interessados!!!

 

 

O Ministério Público da União (MPU) publicou o edital do concurso que vai selecionar 262 candidatos de níveis técnico e superior para assumirem postos de técnico e analista judiciário.

As ofertas de técnico estão distribuídas entre as especialidades de tecnologia da informação e comunicação, enfermagem e saúde bucal. Para ser nomeado, o aprovado deverá comprovar conclusão de curso técnico na área. A remuneração é de R$ 4.575,15.

No caso de analista, as oportunidades envolvem as áreas de arquivologia, biblioteconomia, comunicação social, educação, estatística, finanças e controle, gestão pública, planejamento e orçamento, clínica médica, psiquiatria, antropologia, arquitetura, contabilidade, economia, engenharia agronômica, engenharia ambiental, engenharia civil, engenharia de segurança do trabalho, engenharia elétrica, engenharia florestal, engenharia mecânica, engenharia sanitária, geografia, medicina, medicina do trabalho, oceanografia, enfermagem, odontologia, psicologia, serviço social, tecnologia da informação e comunicação (desenvolvimento de sistemas ou suporte e infraestrutura. O salário é de R$ 7.506,54.

Cada área de atividade tem suas vagas distribuídas por determinados Estados. No geral, há ofertas no Acre, Alagoas, Amapá, Amazonas, Bahia, Distrito Federal, Espírito Santo, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, São Paulo e Tocantins.

Com taxas de R$ 60 para técnico e R$ 80 para analista, as inscrições poderão ser efetuadas a partir das 10h de 16 agosto, por meio do site do Cespe/UnB (www.cespe.unb.br), organizador da seleção. Será possível se candidatar até 25 de agosto.

Todos os candidatos serão submetidos a duas provas objetivas – uma com 50 questões de conhecimentos básicos e outra com 70 questões de conhecimentos específicos – no dia 6 de outubro, em todos os Estados do país, além do Distrito Federal. No mesmo dia, candidatos à analista passarão, ainda, por uma prova discursiva. Informações a respeito dos horários e locais dos exames serão divulgadas, a partir de 25 de setembro, pela comissão de organizadores da seleção.

Fonte: JCConcursos.com.br - 12/08/2013

Petrobras prevê entrada de mais 36 poços

Os novos poços podem adicionar uma produção de 440 mil barris de óleo diários.

Após interligar 15 poços nos últimos meses, sendo sete poços apenas no segundo trimestre, a Petrobras prevê a interligação adicional de 36 poços, os quais podem adicionar uma produção de 440 mil barris de óleo diários. A projeção foi feita nesta segunda-feira, 12, pelo diretor de Exploração e Produção (E&P) da estatal, José Miranda Formigli Filho, durante teleconferência com analistas e investidores que acontece neste momento.

Parte dos poços será interligada a quatro novos sistemas definitivos que entrarão em operação até o final deste ano. São as plataformas P-63, P-58, P-55 e P-61/TAD. Além disso, alguns dos 36 poços serão interligados também a unidades já em operação. Formigli reforçou que os quatro novos sistemas entrarão em operação até o final deste ano.

 

CÂMBIO - Formigli disse nesta segunda que a desvalorização cambial provocou um aumento de custos em reais de 3% no segundo trimestre. O diretor disse que a produção de petróleo terá um aumento (ramp up) significativo no final do terceiro trimestre, um efeito que será sentido plenamente no quarto trimestre, disse.

Formigli disse que a plataforma P-63 está pronta na Ilha de Santana, passando por últimos ajustes, e 23 de agosto é previsão para ida à locação. A plataforma se juntará a outras que entrarão em produção no próximo semestre (P-63, P-55, P-58, P-61 e TAD). Ao todo, serão 36 poços interligados que aumentarão o potencial de capacidade total em 448 mil barris/dia.

 

PRODUÇÃO DE FERTILIZANTES - A produção de fertilizantes da Petrobras atingiu 419 mil toneladas no segundo trimestre deste ano, resultado 43% superior ao obtido no mesmo período do ano passado. O volume não inclui a produção da fábrica de fertilizantes do Paraná, adquirida pela estatal no dia 1º de junho. A nova unidade irá agregar uma capacidade de produção de 1,3 mil toneladas de amônia e de 1,9 mil toneladas de ureia, dois insumos utilizados na produção de fertilizantes.

Em teleconferência com analistas, o diretor de Gás e Energia da Petrobras, Alcides Santoro, ressaltou o desempenho do setor. "A produção de fertilizantes é hoje a que melhor remunera a atividade de gás natural da estatal da Petrobras", ressaltou.

 

AÇÕES DO PROEF - Os ganhos obtidos pela Petrobras com o Programa de Eficiência Operacional (Proef) já superam US$ 1 bilhão, revelou o diretor de Exploração e Produção (E&P) da estatal, José Miranda Formigli Filho. O montante é calculado a partir do valor presente líquido (VPL) obtido com iniciativas nessa área. "A soma do VPL atinge mais de US$ 1,2 bilhão", revelou o executivo em teleconferência com analistas e investidores realizada neste momento.

De acordo com Formigli , o VPL obtido com o Proef na Unidade Operacional da bacia de Campos (UO-BC) soma US$ 626 milhões. Desde o início do programa, em junho do ano passado, já foram investidos US$ 1,2 bilhões no UO-BC.

A Petrobras também registra VPL de US$ 596 milhões com as atividades na Unidade Operacional Rio (UO-RJ), onde as operações do Proef tiveram início em novembro de 2012. Os dispêndios no UO-RJ somaram apenas US$ 3,2 milhões. "Como estamos trabalhando preventivamente, o custo necessário para manter níveis elevados é menor", justificou Formigli.

 

PRODUÇÃO - O Proef impediu que a produção da Petrobras fosse 62 mil barris por dia de óleo menor no segundo trimestre. Os ganhos na UO-BC totalizaram 15 mil barris por dia no trimestre e na UO-RJ, de 47 mil barris por dia.

Dessa forma, a produção na UO-BC ficou em 389 mil barris por dia no segundo trimestre e alcançou uma eficiência operacional de 74,3%. Caso o Proef não fosse estivesse em fase de implementação, a produção seria de 374 mil barris por dia no trimestre, com eficiência de 66,1%.

No caso da UO-RJ, a produção foi de 887 mil barris por dia, com 92,8% de eficiência operacional. Sem o Proef, a produção teria ficado em 840 mil barris por dia e 90,4% de eficiência operacional.

 

Fonte: EXAME.COM

Explosão em Bombas Centrífugas

As bombas centrífugas que serão demonstradas aqui, todas são bombas d’água que explodiram. As explosões não ocorreram por causa de qualquer contaminação ou reação química com algo que não deveria estar na bomba. Na verdade, explosões como estas têm acontecido com águas muito puras – bombas d’água de alimentação de caldeiras, bombas de condensado e bombas de água deionizada. Como essas explosões ocorreram?

As bombas operaram por algum período de tempo, com a sucção da bomba e as válvulas de descarga fechadas (operar a bomba em “shut off”). Como a água não pode fluir através da bomba, toda a energia que normalmente iria para o bombeamento é convertida, em vez disso, em calor. Quando a água é aquecida, ela se expande gerando uma pressão hidrostática no interior da bomba. Isso pode ser pressão suficiente para causar a quebra da bomba – talvez o selo mecânico falhe, ou a carcaça da bomba possa se romper. Essas explosões podem causar danos significativos ou lesões em pessoas por causa da energia acumulada. No entanto, se a água no interior da bomba for aquecida acima do seu ponto de ebulição, antes da bomba falhar, uma explosão ainda maior poderá ocorrer porque a água superaquecida liberada ferverá e se expandirá rapidamente (uma explosão por expansão de vapor resultante de líquido em ebulição - BLEVE). A explosão será semelhante a uma explosão de uma caldeira de vapor, em severidade e danos. Este tipo de explosão pode acontecer com qualquer fluido se uma bomba for operada com válvulas de sucção e descarga fechadas. Se com um fluido não-perigoso, como a água, pode resultar nos danos mostrados nas imagens, pense quão mais grave poderia ser se o líquido fosse inflamável - o material liberado poderia incendiar-se. Se o fluido for tóxico ou corrosivo, pessoas perto da bomba poderão ser gravemente feridas em decorrência do material liberado.

RECOMENDAÇÕES

• Antes de por qualquer bomba em operação, verifique se todas as válvulas estão na posição correta. Certifique-se se as válvulas do alinhamento destinado para o escoamento estão abertas e, se outras válvulas, tais como drenos e vents, estão fechadas;
• Se você está partindo uma bomba a partir de um local remoto, como uma sala de controle, certifique-se se a bomba está pronta para operar. Se você não tiver certeza, vá até a bomba e verifique, ou peça a alguém para verificar;
• Certifique-se de que as etapas-chave importantes para a operação segura de bombas, incluindo todas as posições de válvulas, foram incluídas nos procedimentos de operação e em listas de verificação;
• Algumas bombas possuem partida automática - por exemplo, a partir de um computador de controle de processo, ou de um instrumento de nível, com a finalidade de esvaziar automaticamente um tanque após atingido determinado nível. Certifique-se se todas as válvulas estão nas posições corretas ao colocar essas bombas em operação automática, por exemplo, após uma manutenção;
• Algumas bombas possuem instrumentação para bloquear determinadas operações – por exemplo, por baixa vazão, alta temperatura, ou alta pressão. Certifique-se de que esses sistemas de segurança sejam adequadamente testados;
• Se você se deparar com uma bomba em operação “isolada”, aja com extrema precaução. Interrompa a operação da bomba à distância; mantenha as pessoas AFASTADAS, até que ela esfrie;
• Seja prudente na partida de bombas. A comunicação para saber qual bomba está preparada para operar tem de ser muito clara;
• Algumas unidades procuram ter uma pessoa próxima à bomba no momento da partida. Isso pode não ser possível em todas as situações, mas poderá eliminar muitos problemas;
• Se possível, abra a válvula de drenagem da carcaça de uma bomba que ficará fora de serviço por um longo período de tempo. Mas, verifique para se certificar de que não estará criando um outro problema (ambiental, financeiro, etc.);
• E, uma ronda de rotina na área industrial poderá revelar muitas coisas – uma bomba isolada (bloqueada) em operação é apenas um dos exemplos.

O incidente da imagem abaixo acorreu com uma bomba centrífuga de 75 HP que estava operando com as válvulas de sucção e descarga fechadas por cerca de 45 minutos. Acredita-se que estivesse completamente cheia de líquido. Como a energia mecânica fornecida pelo motor estava se transformando em calor, o líquido no seu interior teve sua temperatura e pressão aumentadas gradualmente até que finalmente – a bomba acabou destruída de maneira catastrófica.

Um fragmento pesando 2,3 kg foi encontrado a mais de 120 metros de distância.

Felizmente, como não havia ninguém nas imediações, ninguém se feriu.

No passado, esse evento terminaria com uma falha de junta – o vazamento através de uma junta seria suficiente para aliviar a pressão. As novas concepções de juntas mecânicas melhoraram significativamente. Não se pode mais depender desse velho tipo de “sistema de alívio”.

Como os processos se tornaram mais automatizados, hoje é muito mais fácil de se acionar uma bomba acidentalmente ou operar a válvula errada.

 As instalações de bombas reservas paralelas também podem se tornar um problema caso a bomba “incorreta” seja acionada. Por exemplo, a “bomba norte” está com as válvulas alinhadas mas a “bomba sul” é acionada.

Essa condição demonstrada acima  é diferente de se operar uma bomba com somente a descarga bloqueada - quando a válvula de sução está aberta. Quando isso ocorre,  não há fluxo através da bomba. Neste caso, o alívio de pressão ocorre para trás, através da tubulação de sucção da bomba.

Fonte:

Insp. Equipamentos; Estudo de casos;

Instituto Americano de Engenheiros Químicos

Center for Chemical Process Safety - CCPS

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UTC Engenharia deixa de ser sócia da empresa Quip

 

 

 

A empresa Quip, sediada em Rio Grande e com foco no trabalho em plataformas de petróleo, perderá uma de suas sócias: a UTC Engenharia. Além dessa companhia, que detém 27,25% das ações, o restante da participação está divido entre: Camargo Corrêa e Queiroz Galvão, cada uma com 29,75%, e Iesa Óleo e Gás com 13,25%.

Em nota, a UTC Engenharia esclarece que a decisão de descontinuidade de participação na composição acionária da Quip, prevista para ocorrer ao término da construção da P-55, leva em conta o planejamento estratégico da empresa. Assim como as oportunidades observadas no mercado de plataformas offshore para exploração de petróleo. Já a assessoria de imprensa da Quip comentou que o grupo perderá uma sócia ativa e positiva, mas já está suficientemente madura para prosseguir adiante.

Quanto aos possíveis desdobramentos, o especialista tributário da IOB Folhamatic EBS, uma empresa do Grupo Sage, Edino Garcia argumenta que, muitas vezes, nesses casos, as ações são oferecidas primeiramente aos sócios restantes. O coordenador da Área de Societário e Contratos do escritório Queiroz e Lautenschläger Advogados, Victor Lucio Mokodsi, concorda. "Uma regra muito utilizada é o direito de preferência aos outros acionistas", salienta. Fontes do setor da construção naval que acompanham a situação informam que será justamente isso que acontecerá, entretanto ainda não se sabe a proporção que caberá à cada sócia.

Quanto a valores, Mokodsi detalha que, salvo em casos específicos, a lei não estabelece formas de avaliação das ações. Entretanto, normalmente são definidos critérios, no estatuto social ou no acordo de acionistas, para a compra e venda de ações. O advogado reitera que os sócios de cada companhia podem determinar livremente formas de avaliação ou mesmo não estabelecer quaisquer regras sobre o assunto. Uma possibilidade é que os valores das ações sejam dimensionados por uma empresa especializada. Garcia salienta que grandes companhias abandonarem sociedades não é algo inédito e, em várias ocasiões, isso acontece porque uma das empresas começou a se considerar como o elo fraco da parceria.

Criada em 2005, o primeiro trabalho da Quip foi a construção da plataforma de petróleo P-53, para a Petrobras. A última encomenda finalizada pela companhia, no mês passado, foi a integração e o comissionamento da P-63. No segundo semestre, deverão ser concluídas as plataformas P-55 e P-58 (nessa estrutura a Quip presta serviço para a CQG Construções Offshore).

A sede da Quip está instalada no cais do Porto Novo, em um terreno de 320 mil metros quadrados. Possui filiais no Rio de Janeiro (engenharia e suprimento) e no Estaleiro Rio Grande, também na cidade de Rio Grande. Para se ter uma ideia do porte que a empresa atingiu, em junho a Quip foi a segunda companhia do Brasil que mais exportou com vendas de US$ 1,626 bilhão e participação de 7,7% no cenário nacional (o resultado deve-se à conclusão da P-63, entregue a uma subsidiária estrangeira da Petrobras). Os dados são do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC). O primeiro lugar ficou com a Vale, com vendas de US$ 2,094 bilhões e participação de 9,91% sobre os embarques totais do País no mês (US$ 21,134 bilhões).

Fonte: Jornal do Commercio (POA)/Jefferson Klein

Terminal de GNL permitirá a expansão de gasoduto

 

A construção de um terminal de Gás Natural Liquefeito (GNL) em Rio Grande e de um gasoduto desse município até Triunfo, na Região Metropolitana de Porto Alegre, onde há uma malha implementada, é apontada como uma solução para a escassez da oferta do insumo no Estado. O diretor da Regás (empresa vinculada ao Grupo Bolognesi) Ricardo Pigatto estima que já exista uma demanda reprimida no Rio Grande do Sul de pelo menos 3 milhões de metros cúbicos diários.

O dirigente acrescenta que o terminal deverá fornecer gás para a termelétrica (UTE Rio Grande) do Grupo Bolognesi que também será construída no município da Metade Sul. No entanto, ele ressalta que o terminal e o gasoduto são possíveis mesmo sem a usina. "O projeto principal não é a térmica, a usina é uma das pernas desse grande empreendimento", comenta Pigatto. Ele argumenta que a termelétrica agregaria valor à iniciativa e permitiria a aceleração do empreendimento.

Para a usina sair do papel, a estrutura precisa viabilizar a comercialização da energia a ser gerada. Nesse sentido, Pigatto afirma que a térmica pretende participar do leilão de energia que será promovido pelo governo federal no final de agosto. A decisão reavalia posição externada pela empresa ao Jornal do Comércio, publicada na edição de sexta-feira. O dirigente admite que o Custo Variável Unitário (CVU), que foi estipulado em R$ 105,00 o MWh para este próximo certame, é um limitador para os projetos a base de gás. Contudo, ele considera que, dependendo de questões como o preço do gás e receita fixa, pode haver viabilidade para o empreendimento ainda neste certame.

Pigatto enfatiza que, se a usina não sair vitoriosa no leilão do próximo mês, a ideia é que o projeto seja reinscrito nas próximas disputas de forma recorrente. Enquanto isso, as propostas do terminal de GNL e do gasoduto até a Região Metropolitana continuarão sendo desenvolvidas, independentemente da questão da termelétrica. "Se no meio desse caminho nós tivermos competência e competitividade para colocar uma térmica, facilita muito", avalia o dirigente. Ele reitera que o projeto prevê a disponibilidade de gás para o Estado em 2017, com a usina operando ou não.

O terminal de regaseificação de GNL é dimensionado para uma capacidade de 14 milhões de metros cúbicos ao dia e a térmica, de 1.238 MW, consumirá cerca de 6 milhões de metros cúbicos. Pigatto informa que estudo encomendado pela Sulgás indica que o Rio Grande do Sul terá, até 2030, um consumo de 14 milhões de metros cúbicos (levantamento que inclui a demanda da térmica).

Segundo o executivo, o terminal de GNL, a térmica e o gasoduto até a Região Metropolitana absorverão um investimento de cerca de R$ 6 bilhões. Ele acrescenta que o contrato de fornecimento de gás, por 20 anos, foi firmado com a British Petroleum (BP), que enviará duas cargas mensais do produto a Rio Grande. Sobre a expansão do gasoduto até Triunfo, Pigatto revela que o projeto foi entregue em março ao Ministério de Minas e Energia. Se a pasta considerar o complexo viável, ele é inserido no programa de transporte de gás e é autorizada a realização de um leilão para a sua implantação. Nesse certame sairá vencedora a empresa que oferecer a menor tarifa de transporte do insumo.

Pelo planejamento da Regás, ao longo do gasoduto estão previstas as instalações de city gates (estações redutoras de pressão que permitem a disseminação de ramais menores) em cidades como Rio Grande, Pelotas, São Lourenço do Sul, Tapes e Camaquã. Uma possível sócia desse empreendimento seria a estatal gaúcha Sulgás, que já foi convidada a participar da iniciativa.
Leilão contempla obras de transmissão no Estado
O Lote D do leilão de transmissão de energia, composto por três linhas e duas subestações a serem construídas no Rio Grande do Sul, foi arrematado pelo Consórcio MGF - Energy (formado pelas empresas MFG Engenharia, com participação de 95%, e Geoenergy, com 5%). A disputa ocorreu na sexta-feira durante o certame realizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O conjunto das obras no Estado compreende a implantação de subestações e linhas de transmissão nas regiões da Serra, Vale do Taquari e Campanha. Serão 112,4 quilômetros de linhas e duas subestações (Lajeado e Vinhedos), que terão o prazo de 30 meses para serem concretizadas. A Receita Anual Permitida (RAP) ofertada pelo consórcio vencedor foi de R$ 9,8 milhões com deságio de 17,35% em relação à receita inicial estabelecida pela Aneel. A RAP é a receita a que o empreendedor terá direito pela prestação do serviço de transmissão a partir da entrada em operação comercial das instalações.

No total, o certame abrangeu sete lotes e cinco foram arrematados, os lotes A e G não receberam propostas. O deságio médio apresentado foi de 12,76%. Isso significa que a receita dos empreendedores para exploração dos investimentos ficará menor que a prevista inicialmente, contribuindo para a modicidade tarifária de energia. O prazo das obras vai variar de 24 a 36 meses. As instalações de transmissão serão construídas em sete estados e no Distrito Federal.

Fonte: Jornal do Commercio