Mais Álcool na Bomba

A partir de 1° de Maio, a quantidade de etanol na mistura da gasolina passará de 20% para 25%.

Esta medida anunciada hoje (23/04) pelo ministro da Fazenda Guido Mantega, tem como um dos objetivos reduzir a importação de gasolina ao aumentar a oferta de álcool no mercado.

A Petrobras será diretamente beneficiada, já que importa o combustível para misturar ao óleo mais pesado extraído no país, como já foi mais detalhado no post anterior. 

Porém o objetivo principal do anúncio do governo é estimular os produtores a investir mais na produção do biocombustível, que nos últimos anos ficou 'de lado' pela fabricação de açúcar que possui um valor de mercado mais alto.

O Brasil é o maior produtor de açúcar e o segundo maior de etanol. 

O governo zerou a cobrança do PIS/Cofins sobre o etanol, que hoje equivalem a R$0,12 por litro. No entanto, essa redução não garante uma queda no preço do etanol nas bombas.

"O aumento da mistura vai reduzir o preço da gasolina, mas o objetivo da redução do preço do etanol é dar condições para que o setor faça mais investimentos. Ele não vai repassar toda a redução para o preço, deve passar uma parte, mas o objetivo é que o setor tenha margem maior para ampliar a produção, que é o que nos interessa. Pode, futuramente, reduzir o preço pelo aumento da oferta do produto", disse Mantega.

Complementando, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, declarou que será possível aumentar a porcentagem de álcool na gasolina porque há a perspectiva de aumentar a área plantada de cana-de-açúcar e a produção de etanol neste ano. 

"Este ano a expectativa é produzir 28 bilhões de litros de etanol, contra 23 bilhões do ano passado. É importante para manter uma alternativa para o setor energético", disse Lobão.


Faça a conta!

Para saber com qual combustível vale a pena abastecer, multiplique o preço da gasolina por 0,7. Se o valor for superior ao do etanol, opte pelo álcool. 

Concluindo, não há garantias que o preço do etanol ou gasolina ao consumidor irá cair, muitos brasileiros nem se lembram a última vez que abasteceram com álcool... por enquanto, os incentivos serão apreciados somente pelos usineiros....


Fonte: Folha de São Paulo, Jornal do Brasil, O Dia, O Globo.

O Buraco é Mais Embaixo... Além do Pré-Sal.

Esta semana a presidente da Petrobras, Graça Foster, em entrevista ao Canal Livre, afirmou que o Brasil perdeu a autossuficiência em petróleo em 2013.

Mas quais seriam os motivos? 

Realmente já tivemos esta autossuficiência petrolífera?

Pra entender o que está acontecendo, vamos ‘produzir’ bem antes do boom do pré-sal.

Peso Leve x Peso Pesado 

Existem basicamente dois tipos de petróleo: os chamados leves, que produzem maior volume de gasolina, óleo diesel, GLP e nafta, e os pesados, mais densos, bons para fazer asfalto e combustível de máquinas.

No Brasil, o processamento do petróleo pesado requer uma capacidade maior das unidades de refino para que sejam convertidos em combustíveis nobres.

Já a produção de petróleo leve, começou em Urucu. O petróleo da Amazônia é de alta qualidade, sendo o mais leve entre os processados nas refinarias do país. 

O petróleo descoberto no pré-sal também tem uma grande fração de óleo leve.

Mais fácil de ser processado do que o óleo pesado, o petróleo leve torna-se vantajoso na relação custo x benefício.

O governo construiu as refinarias antes que nossas grandes reservas de óleo pesado começassem a ser exploradas, nos anos 90. Por isso, a maior parte das nossas refinarias é configurada para processar óleo leve. 

Contudo, cerca de 70% da nossa produção é de petróleo pesado e a estrutura de refino não é totalmente adequada para o processamento desse tipo de óleo, sendo necessário importar petróleo leve, para aumentar a produção de derivados leves e médios, como gás de cozinha, gasolina, nafta e óleo diesel. 

Compra caro e vende barato 

Exportamos o excedente do nosso petróleo pesado, mas a receita de entrada ainda não é suficiente para cobrir o que gastamos importando petróleo. Isso porque o óleo leve é mais caro, por render derivados nobres e ser mais fácil de refinar.

A depreciação da moeda Real em relação ao Dólar também contribui para manter o preço de venda do nosso barril abaixo da média do mercado internacional. 

Vale lembrar que o barril é vendido em Real e comprado em Dólar.

Tamanho não é documento 

O tamanho das moléculas é o que diferencia um petróleo leve e um pesado. Os mais leves são feitos de cadeias de carbono pequenas, com cerca de 10 átomos. Por isso, eles são bons para extrair gasolina, já que a mesma é formada por cadeias de 7 a 9 átomos de carbono. Já os pesados tem moléculas enormes, com mais de 70 átomos. 

O Instituto Americano do Petróleo utiliza a escala chamada de grau API para indicar a densidade do óleo. Quanto mais leve for o petróleo, mais graus API ele tem.

Os pesados oscilam entre 10-22 °API, os intermediários tem até 30 °API e os mais nobres chegam a 50 °API.

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Após este ‘processamento primário’ podemos entender e responder as perguntas do início do post.

Em 2006, a Petrobras produzia pouco menos de 1,8 milhões de barris por dia (bpd) de petróleo e o consumo de derivados também era nessa faixa. Então, naquele quadro da economia do Brasil, a quantidade consumida era igual à quantidade produzida, o que conferiu ao país, o título de autossuficiente volumétrica do petróleo.

Ao longo destes 7 anos, graças as políticas de inclusão social e ao crescimento da economia brasileira, aumentaram sensivelmente o número de consumidores. Casas onde havia apenas um automóvel passaram a ter no mínimo dois e os agricultores aumentaram as suas áreas agricultáveis, passando a consumir mais diesel. 

Isso tudo colaborou no aumento expressivo pela demanda de gasolina e outros derivados do petróleo.

Até agora esta demanda cresceu 4,9%, enquanto a produção de petróleo ficou em 3,8%, o que gerou uma defasagem.

A perda da autossuficiência

Com isso, o Brasil perde temporariamente a autossuficiência na produção do petróleo, mesmo com a exploração dos campos do pré-sal, que abriu novas perspectivas de riqueza para o país.

Com o aumento do consumo de petróleo, a Petrobras teve que importar mais óleo leve para misturar ao nosso óleo pesado produzido. Porém o governo tem uma política de não repassar as variações do barril de petróleo do mercado internacional para o preço da gasolina, por isso a estatal acaba vendendo petróleo às distribuidoras por um preço defasado, o que influencia na redução de caixa da empresa.

Isto ajuda a explicar os quatro aumentos do diesel, 21,9%, mais 14,9% em dois reajustes na gasolina na refinaria, no primeiro trimestre de 2013.

O gráfico abaixo mostrado no plano de negócios 2013-2017 mostra uma depreciação de 19% contra 8% da oscilação do preço do petróleo por barril no mercado internacional.

Relação entre os preços do petróleo no Brasil e no mercado internacional.

Novos Horizontes e Nova Autossuficiência

A previsão é que em 2014, a Petrobras junto com seus parceiros volte a produzir um volume de óleo igual ao de derivados. Em 2018 vamos parar de importar diesel.

Até 2020, mais 15 plataformas, além das de 2013 e 2014, vão entrar em operação e teremos capacidade de refino de 3,6 milhões de barris de petróleo por dia, com produção de 4,2 milhões.

Aí exportaremos petróleo.... 

Vídeos da entrevista com a Presidente Graça Foster:

Parte 1 

Parte 2 

Parte 3 

Parte 4

Fonte: Zero Hora , Canal Livre, Petrobras, Super Interessante.

Novo Recorde de Produção da Petrobras

Na última quarta-feira, dia 10, a presidente da Petrobras, Graça Foster, apresentou o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Estatal para investidores e empresários na FIRJAN (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro).

O investimento neste período será de US$ 236,7 bilhões, mantendo o mesmo nível de investimentos do último plano.

Foster anunciou: "A filosofia do nosso plano é exatamente a mesma do ano passado, com as mesmas prioridades. A prioridade absoluta é a área de Exploração e Produção", ressaltando que 62% (US$ 147,5 bilhões) do total do investimento é em Exploração e Produção.

Os dados abaixo foram extraídos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 apresentados na FIRJAN.

Dados Contidos no Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, página 12.

Segundo Foster, até 2017, será produzido diariamente mais de 1 milhão de barris de petróleo só no Pré-Sal. 


No dia 7 de abril de 2013 a carga refinada foi de 2,149 milhões de barris, registrando um novo recorde diário de processamento de petróleo nas refinarias do Brasil.

Fonte: www.petrobras.com.br, www.firjan.org.br, fatosedados.blogspetrobras.com.br.

Mar em Fúria

Mais de 90% da produção de petróleo e gás natural no Brasil vem das atividades offshore, e agora com a descoberta da Camada do Pré-Sal esta porcentagem aumentará sensivelmente.

Plataforma de Gás no Mar do Norte

Trabalhar embarcado pode ter seus benefícios... aposentadoria mais cedo, altos salários... mas até que ponto o prazer de um dia bem vivido e de uma noite bem dormida vale os desafios impostos pela natureza em uma plataforma de petróleo em alto mar?


Os plataformistas que embarcam nesta jornada merecem respeito e o reconhecimento não só do mercado petrolífero mas também de toda a sociedade, afinal eles são responsáveis direta ou indiretamente pelo desenvolvimento e crescimento da nossa economia e do país.


Os vídeos abaixo foram retirados do youtube e retratam o que estes homens do mar passam em dias não tão ensolarados assim...

Mar em fúria!!!

Mar do Norte

Mar do Norte

Campo de Veslefrikk - Noruega

Mar Mediterrâneo - Navio Sonda a serviço do consórcio Petrobras/ Nippon/ ONC

Fonte: Youtube

E Haja Pressão!!!

Sem ela seria impossível a descoberta do fluido que move a economia em todo o mundo.

No universo do petróleo temos duas importantes pressões: a de poros e a da formação, mas antes de chegar neste ponto em questão, vou fazer uma rápida ‘elevação’ dos conceitos teóricos da pressão.

Por definição, a pressão P que uma força F exerce sobre uma superfície S de área A é obtida dividindo-se o módulo da componente normal de F em relação à S por A.

Teorema de Stevin

Também conhecido como Lei Fundamental da Hidrostática diz que:

“A diferença de pressão entre dois pontos de um líquido homogêneo em equilíbrio sob a ação da gravidade é calculada pelo produto da massa específica do líquido pelo módulo da aceleração da gravidade no local e pelo desnível entre os pontos considerados”.

Ou seja, é graças a esta diferença de pressão entre as cotas que o fluido pode ser bombeado ou exsudado até a superfície.

Como consequência do teorema de Stevin, concluímos que todos os pontos de um líquido em equilíbrio e situado num mesmo nível horizontal, possuem a mesma pressão, constituindo uma região isobárica.

Os Pontos 1 e 2 possuem a mesma pressão.

Teorema de Pascal

“Um incremento de pressão comunicado a um ponto qualquer de um líquido incompressível em equilíbrio transmite-se integralmente a todos os demais pontos do líquido, bem como às paredes do recipiente”.

Com o teorema de Pascal fica fácil concluir que todos os pontos de um líquido em equilíbrio exposto à atmosfera ficam submetidos à pressão atmosférica.

Pressão Atmosférica

É igual o peso que o ar exerce sobre a superfície da Terra.

É aferida pelo Barômetro.

              

Ao nível do mar seu valor é:

Pressão Hidrostática (ou efetiva ou relativa)

É a pressão exercida exclusivamente pela camada líquida que sobrepõe a um referindo ponto.

É aferida pelo aparelho de medição Manômetro.

Pressão Absoluta

É a soma da pressão atmosférica (transmitida até um ponto em questão) com a pressão exercida pela coluna líquida acima deste ponto.

Após este “processamento primário” e com as principais definições de pressão ‘separadas’ vou voltar à linguagem petrolífera.

Pressão de Poro = É a pressão do fluido contido nos espaços porosos da rocha. Ela será em função da massa específica do fluido da formação e de cargas que estejam suportando. 

Pressão de Fratura = É a pressão que leva à falha da rocha por tração, devido ao alto ou baixo peso do fluido.

Para manter a integridade do poço, durante a perfuração, a pressão exercida pelo fluido de perfuração deve ser mantida dentro de uma janela de operacão, com a pressão de poros sendo o limite inferior e a pressão de fratura o limite superior desta janela.

Operar dentro desta janela de operação é de extrema importância, pois torna controlável o risco da prisão da coluna por diferencial de pressão, ocorrência de kicks, desmoronamento das paredes do poço ou perda do fluido de perfuração para as formações.

Em poços cuja perfuração esteja em estado OVERBALANCE e sem gás percolado no fluido de perfuração, podemos afirmar que a pressão do revestimento (medida na cabeça do poço) deve ser equivalente à da pressão hidrostática da coluna de perfuração.

Poços em estado UNDERBALANCE possuem a pressão da formação maior que a pressão da coluna de perfuração, havendo uma produção de kick de maneira controlada.

“Vou botar pressão mamãe!”

Ao se retirar a coluna de perfuração do poço, o volume de aço retirado deve ser substituído por um volume equivalente de lama, mantendo a pressão hidrostática no fundo do poço.

Um abastecimento incorreto do poço durante esta manobra pode ocasionar kicks (fluxo controlável) e até blowouts (fluxo incontrolável).

Quando a coluna de perfuração é retirada do poço são criadas pressões negativas, chamadas de pistoneio, que reduzem a pressão hidrostática no fundo do poço.

O decréscimo de pressão hidrostática criada por perda de fluido de circulação pode permitir a entrada de fluido da formação. Esta diminuição da pressão efetiva também pode gerar uma cimentação inadequada na etapa da completação do poço.

Para manter o poço em equilíbrio é fundamental o monitoramento da pressão da formação. 

Existem inúmeras causas que podem criar formações de pressões anormais, como movimentos ascendentes das rochas, movimentos tectônicos e compactação. Para isso foram desenvolvidas técnicas especiais que permitem a sua detecção e avaliação, tais como análise dos cascalhos, perfilagem, parâmetros dos fluidos de perfuração, etc.

O controle das pressões de formação permite perfurar o poço com taxa de penetração mais alta, segurança e economia.

Fontes: Fundamentos da Engenharia de Petróleo, Tópicos de Física 1, Prof.° Luiz Eduardo Trindade.

Bons Fluidos

Nas atividades petrolíferas, os fluidos de perfuração tem a mesma importância que o sangue em nosso corpo, ou seja, são fundamentais!

Eu adoro correlacionar a linguagem complexa do petróleo com a simplicidade do nosso cotidiano, isso torna meu aprendizado mais fácil e acabo fixando os assuntos com maior qualidade.

Nas minhas pesquisas sobre os fluidos de perfuração encontrei uma citação do geólogo Eugênio Pereira que deve ‘sofrer’ da mesma mania que eu... sua descrição sobre os fluidos ao meu ver se transformou em uma verdadeira poesia..

 “O fluido de perfuração é como o sangue: flui, transporta, cicatriza, transmite força, estabiliza as pressões internas, enfim, perpassa todas as etapas da sondagem como se fosse a extensão viva do ato de perfurar.”

Precisa de mais alguma explicação? Hehehe

Voltando a parte acadêmica da coisa, fluido de perfuração ou lama de perfuração (que os químicos não nos ouçam!) é uma mistura complexa de sólidos, líquidos e até mesmo de gases, podendo assumir aspectos de suspensão, emulsão ou dispersão coloidal. Assumem também comportamentos de fluidos não-newtonianos, ou seja, a relação entre a tensão de cisalhamento e a taxa de deformação não é constante.

Pelas veias do sistema

Os fluidos são injetados por bombas, passando pelo interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção (swivel) e saindo pelos jatos da broca, incidindo diretamente sobre a rocha. Retorna à superfície pelo espaço anular, chegando até a peneira vibratória, para a separação dos sólidos perfurados, após esta etapa o fluido é resfriado e passa por tratamentos específicos, para ser novamente reutilizado.

Percurso do Fluido de Perfuração durante a perfuração de um poço.

Funções
Vou resumir em três funções vitais: 

1. Limpar o fundo do poço carreando os cascalhos gerados pela broca até a superfície.
2.   Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a estabilizar as paredes do poço e evitar influxos indesejados de fluidos (kicks).
3.  Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

 Aferindo a Pressão

Para manter a estabilidade do poço é preciso ficar de olho na Pressão Histrostática (do fluido) e na Pressão da Formação (do reservatório).

* Ph = Pf => Equilíbrio desejável, mas perigoso.

* Ph < Pf => Podem ocorrer desmoronamentos, estreitamento do furo e kick.

* Ph > Pf => Situação normal para estabilização do furo.

* Ph >> Pf => Danos à formação pelo excesso de pressão do fluido, o reservatório absorve o fluido, podendo ocorrer fraturamento da formação e fugas de fluido com perdas de circulação.

“Fator Rh+”

Além das funções que os fluidos devem desempenhar, eles ainda devem satisfazer as seguintes características:

• Ser estável quimicamente.
• Estabilizar as paredes do poço.
• Facilitar a separação dos cascalhos em superfícies.
• Manter os sólidos em suspensão.
• Aceitar qualquer tratamento físico e químico.
• Apresentar baixa taxa de corrosão e abrasão.
• Facilitar interpretações geológicas do material retirado do poço.
• Ser tixotrópico, isto é, o fluido assume um estado de semi-rigidez quando parado (parecido com um gel) e retorna a fluidez quando posto novamente em movimento.

Esta última característica é fundamental para manter os cascalhos em suspensão quando a atividade de perfuração estiver pausada, evitando que eles decantem no fundo do poço novamente.

“Tipos Sanguíneos”

Os fluidos de perfuração são classificados de acordo com o seu constituinte principal.

Base Água

A água será a fase contínua do fluido e pode ser:

- doce (salinidade < 1000 ppm NaCl )

- salgada (salinidade > 1000 ppm NaCl)

- dura (rica em Cálcio e Magnésio)

Quando escolher o Fluido à base de água?

-Disponibilidade

-Custo de transporte e tratamento

-Geologia das formações a serem perfuradas

-Composição química dos aditivos do fluido

-Equipamentos e técnicas a serem utilizadas na avaliação das formações.

Os fluidos à base de água são divididos em:

-Fluidos não-inibidos = empregado na perfuração das camadas mais superficiais, composta na maioria das vezes de sedimentos inconsolidados (que não sofreram muita compactação).

-Fluidos inibidos = utilizados para perfurar rochas com elevado grau de atividade na presença de água doce.

Grau de atividade - Uma rocha é dita ativa quando interage quimicamente com água, tornando-se plástica, expansível ou até mesmo solúvel.

Água mole em pedra argilosa tanto bate até que incha!

Em reservatórios com presença de argila, deve-se evitar perfurar com fluido a base de água, pois a argila incha na presença de água e consequentemente o espaço poroso diminui podendo causar a perda de circulação do poço.

Base Óleo

Devido ao alto custo inicial e grau de poluição, são empregados com menor frequência do que os fluidos à base de água.

Características do fluido à base de óleo:

- Grau de inibição elevado em relação a rochas ativas.

- Baixíssima taxa de corrosão.

- Propriedades controláveis na faixa de 170°C até 260° C.

- Grau de lubricidade elevado.

- Amplo intervalo de densidades 0,89 a 2,4.

- Baixíssima solubilidade de sais orgânicos.

Estas características conferiram excelentes resultados na perfuração dos seguintes poços:

- Poços HPHT (alta pressão e alta temperatura).

- Formações de folhelhos argilosos e plásticos.

- Formações salinas de halita (quando o poço não estiver contido numa área de preservação ambiental que proíbe o uso de fluidos sintéticos).

- Poços direcionais, delgados ou de longo afastamento.

- Formações com baixa pressão de poros ou de fratura (Próximo Post!).

Algumas desvantagens do fluido à base de óleo em relação ao fluido à base de água:

- Dificuldade de detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase contínua.

- Menores taxas de penetração.

- Maior grau de poluição.

- Dificuldade de combater a perda de circulação.

- Maior custo inicial.

Base Ar

Na perfuração com fluidos à base de ar, o gás ou ar, como todo ou parte, é usado como fluido circulante na perfuração rotativa e possuem aplicação em alguns cenários que exijam a aplicação de fluidos de baixas densidades.

Aplicações do fluido à base de ar:

- Zonas com perda de circulação severa.

- Formações com pressões muito baixas ou susceptíveis a danos.

- Formações muito duras, como basalto.

- Regiões de escassez de água ou glaciais.

- Limitado a formações que não produzam água ou óleo.

Fontes: Fundamentos da Engenharia de Petróleo, Prof°. Luiz Eduardo Trindade, Prof°. Ana Catarina.

Novo Concurso da Petrobras no 2° Semestre

Enfim veio a notícia que estava tanto aguardando!

Foi divulgada nesta terça-feira (12/03) no site da Folha Dirigida pelo gerente de Gestão do Efetivo da Petrobrás, Lairton Corrêa de Souza que a estatal já prepara um novo concurso que, provavelmente, será divulgado no segundo semestre de 2013.

O Gerente ainda disse que até junho deste ano, 1700 candidatos aprovados em seleções anteriores serão convocados.

Então ainda existe esperança daqueles engenheiros de petróleo que ainda não receberam o PetroGold serem contemplados. (Seria uma excelente notícia!)

Como acontece sempre a cada período que antecede o lançamento do edital, cada área da companhia está estudando suas necessidades de pessoal. Após a finalização destes estudos, a Petrobras abrirá um novo concurso público, explicou também Souza.

A previsão é que as vagas contemplem tanto os cargos de nível médio quanto de nível superior, sendo os cargos com maior demanda os de atividades dim da empresa, como operador de refinaria, técnico de manutenção, engenheiros, geólogos e geofísicos.

Outra boa notícia é que a Cesgranrio continuará sendo a organizadora do concurso, segundo o Gerente. (=D)

Salários

A garantia de remuneração mínima para os cargos de nível médio, como técnicos de operação ou de manutenção é de R$3.132,34, já para os engenheiros , geólogos e geofísicos (funções de nível superior) a expectativa é de ganho mínimo de R$7.444,71. 

Sem desânimos!!!

Foco, Disciplina e Perseverança!

Fonte: Folha Dirigida, www.ibahia.com