Queima de gás: respostas à Folha

11 de agosto de 2010 / 15:03 Respostas à Imprensa Enviar por e-mail Enviar por e-mail Imprimir

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Leia abaixo as respostas encaminhadas ao jornal Folha de São Paulo. A matéria Devido a testes no pré-sal, Petrobras desperdiça gás foi publicada nesta quarta-feira (11/8).

Pergunta: Pelos dados do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural do MME, a queima de gás natural está em 7,33 milhões de metros cúbicos/dia na média de janeiro a maio de 2010, abaixo da média de 2009 (9,38 mi), mas acima da de 2008 (5,97 mi). Em 2009, a Petrobras alegava que a queima era maior por causa da crise, que reduziu o consumo.

Resposta: Sobre esta afirmação é importante esclarecer que a Petrobras, em nenhum momento, alegou que aumentos na queima de gás em 2009 fossem conseqüência de retração no consumo durante a crise econômica. Ao contrário, sempre afirmamos que não há relação entre variações na demanda do mercado e a queima de gás. Para esclarecer o assunto, a Petrobras destacou em diversas ocasiões os motivos que levaram a uma elevação da queima de gás natural em 2009:

• a queima do gás, produzido junto com o petróleo, é inerente ao processo de produção em todas as empresas operadoras. Em primeiro lugar, por questão de segurança: a chama-piloto das plataformas realiza a queima para evitar que o excesso de gás circule em ambiente impróprio e cause danos graves como incêndios, intoxicações ou explosões. Ocorre também por ocasião do início de operação de novas unidades de produção, até que elas sejam estabilizadas e termine a fase de testes de todos os sistemas. Esta foi a razão da maior queima em 2009, na Bacia de Campos, uma vez que a partir do mês de fevereiro de 2009, entraram em operação três novas plataformas: a P-51, no campo de Marlim Sul, e a P-53 e o FPSO Cidade de Niterói, no campo de Marlim Leste. Estas plataformas, que ao longo de 2009 acrescentaram cerca de 170 mil barris por dia à produção de petróleo e 4 milhões m3/d à oferta de gás, estavam na etapa de instalação e testes dos seus sistemas de compressão e escoamento e, por esta razão, o gás produzido não podia ser totalmente aproveitado nos seus primeiros meses de operação. Vale ressaltar que este é um procedimento normal no início de operação de unidades de produção;

• outro fator que influenciou fortemente a queima de gás natural em junho e julho de 2009 foi a parada conjunta programada para substituição de equipamento submarino (manifold) no campo de Roncador, necessária para viabilizar o maior escoamento de gás das novas unidades de produção, e das instalações de processamento de gás no Terminal de Cabiúnas, para renovação das certificações de segurança. Nesta parada programada, foi impactado o escoamento de gás de 5 plataformas de produção (P-50, P-51, P-52, P-54 e FPSO Brasil)

Pergunta: O que fez a queima não voltar ao patamar anterior à crise já que o consumo voltou a crescer?

Resposta: Em primeiro lugar, conforme frisado, não existe relação entre a queima de gás da Petrobras e o consumo de gás no Brasil. A queima ocorrida foi devida a razões técnicas: em 2009 entraram em operação três grandes sistemas, elevando a produção de gás e, conforme explicado anteriormente, existe uma queima intrínseca a esses projetos durante a fase de comissionamento e testes, que se prolongou pelo início de 2010. Os outros motivos que levaram a queima, no início de 2010, a patamares superiores ao de 2008 foram:

• em 2010, foi solicitado pela Petrobras e autorizado pela ANP a elevação de produção do TLD (Teste de Longa Duração) de Tupi, que tem o objetivo de coletar importantes informações sobre os reservatórios de petróleo do pré-sal, e que possibilitará o desenvolvimento apropriado dessa concessão, contribuindo para reduzir incertezas, e determinar parâmetros fundamentais para a elaboração dos futuros projetos. Como se trata de TLD, não existe infraestrutura de escoamento de gás. Tal infraestrutura é prevista nos projetos definitivos que irão operar em Tupi;

• outra parcela da queima em 2010 é referente ao TLD do pré-sal do campo de Jubarte na Bacia de Campos, cuja importância é a mesma que foi destacada para o campo de Tupi. A infraestrutura de escoamento está em fase de instalação, e iníciará operação junto aos projetos definitivos.

• em 2010, também foi iniciada a produção do TLD de Tiro/Sidon, na Bacia de Santos, que também tem o objetivo de coletar informações para o desenvolvimento do projeto definitivo, quando será instalada a infraestrutura de escoamento.

É importante ressaltar que, para o correto dimensionamento dos gasodutos e dos sistemas de produção, é necessário realizar os TLDs, uma vez que as informações obtidas possibilitam determinar os materiais adequados para as características do fluido produzido e dimensionar corretamente os gasodutos e sistemas de produção.

Descontando-se as queimas relativas aos TLDs do Pré-Sal de Tupi e Jubarte e de Tiro/Sidon, a Petrobras teria queimado de janeiro a maio de 2010 cerca de 5,6 milhões m³/dia, o que representaria um aproveitamento de 87% da produção total de gás. Ou seja, desconsiderando os TLDs, que têm queima de gás presumida, o aproveitamento de gás da Petrobras, nos primeiros meses do ano, é o maior registrado pela Companhia nos últimos 5 anos. É importante ressaltar que a queima de gás total da PETROBRAS foi reduzida de 7,1 milhões m³/dia em maio/2010 para 5,8 milhões m³/dia em junho/2010, dados que ainda não foram disponibilizados pelo MME. Essa redução da queima é fruto das ações implementadas pela Companhia, conforme destacado na resposta seguinte.

Pergunta: Quais ações a estatal tem tomado para evitar a queima?

Resposta: Entre 1999 e 2008, período no qual a produção de petróleo e gás da Companhia cresceu mais de 60% – de aproximadamente 1,3 milhão para 2,15 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boepd) – o volume de gás queimado, em boepd, foi reduzido de 2,9% para 1,7%. Ou seja, a empresa diminuiu a queima de gás enquanto aumentava a produção de petróleo, com investimentos de cerca de US$ 400 milhões, realizados no período, com o objetivo de melhorar o aproveitamento de gás natural.

O aproveitamento do gás natural produzido pela Petrobras foi de aproximadamente 84% nos anos de 2007 e 2008, percentual acima da média mundial. Entre 1999 e 2008, a produção de gás associado da Petrobras cresceu cerca de 50%, enquanto o seu aproveitamento melhorou dez pontos percentuais, saltando da faixa de 75% para 85%, com uma redução na queima contínua na faixa de 3,5 milhões de m³/dia.

Atualmente, o Plano de Negócios da Petrobras prevê investimentos adicionais em projetos de redução de queima de gás na ordem de US$ 320 milhões, com objetivo de alcançar 92% de aproveitamento de gás até o final de 2012.

Pergunta: A queima está dentro dos limites estabelecidos pela ANP?

Resposta: A Petrobras segue os limites de queima estabelecidos pela ANP. Para os casos nos quais, devido a situações emergenciais e para garantia de segurança, não há possibilidade de cumprimento dos limites acordados, a PETROBRAS segue os procedimentos definidos na Lei e Regulamentos, solicitando autorização extraordinária de queima, por motivo de força maior. Tais solicitações são analisadas pela Agência, e autorizadas sempre que se justificam tecnicamente.

Pergunta: Com a antecipação do sistema de produção antecipada de Tupi (para 100 mil barris em setembro), a previsão é que a queima aumente? De quanto será a queima em Tupi com o novo sistema?

Resposta: Com relação ao sistema de produção FPSO Cidade de Angra dos Reis, o gás produzido será tratado, comprimido, e transportado para as instalações da Petrobras em terra para venda ou reinjetado no reservatório, justamente com o objetivo de evitar a queima de gás. Vale ressaltar que as instalações que permitirão o escoamento e processamento do gás de Tupi em Caraguatatuba já estão em fase final de construção.

Sendo assim, após seu período de comissionamento e estabilização da produção, o FPSO Cidade de Angra dos Reis terá como queima apenas as vazões necessárias para garantia da segurança operacional da plataforma.

Pergunta: A Petrobras já tem autorização da ANP para eventualmente aumentar a queima em Tupi?

Resposta: Conforme ressaltado, não há previsão de elevação da queima contínua de gás em Tupi.

Pergunta: Qual é, hoje, o preço médio do gás vendido pela Petrobras?

Resposta: O preço médio de venda de gás natural da Petrobras, para as distribuidoras, foi, em junho de 2010, R$ 0,57/m³ (US$ 8,51 /MMBtu) para contratos de fornecimento de longo prazo (acima de três anos) de suprimento ao mercado não termelétrico. Esse preço inclui o transporte até o ponto de entrega para as distribuidoras concessionárias estaduais de gás (city gate) e não considera os tributos incidentes, que têm alíquotas diferenciadas por estado.

Já nas modalidades de curto prazo, as distribuidoras adquiriram gás, em junho de 2010, ao preço médio de R$ 0,31/m³ (US$ 4,60 /MMBtu) no leilão de seis meses e R$ 0,29/m³ (US$ 4,37 /MMBtu) nos pregões semanais promovidos pela Petrobras. Ao incluir estas vendas de curto prazo, o preço médio do gás natural no Brasil, em junho de 2010, foi reduzido para R$ 0,51/m³ (US$ 7,54/MMBtu), mantidas as condições de entrega citadas no parágrafo anterior.

Comercialização de Gás Natural de Curto Prazo – Definições

Leilões de Curto Prazo – modelo de comercialização de gás natural da Petrobras, junto às distribuidoras locais, por meio de contratos com período de fornecimento de um a seis meses. Os leilões são realizados em uma plataforma eletrônica na qual as distribuidoras realizam lances sucessivos de volume e preço para aquisição do gás natural, para o período. São atendidos os pedidos que, ao final do leilão, tenham preços superiores ao custo mínimo de atendimento da Petrobras e seus volumes somados não superem o volume ofertado. Este volume é calculado considerando a previsão de despacho do mercado termelétrico para o período de fornecimento e os volumes provenientes dos contratos de longo prazo, com as distribuidoras, que não estão sendo retirados.

Pregões Semanais – modelo comercial no qual, a cada semana, as distribuidoras de gás podem adquirir volumes, para um período de uma a quatro semanas, para o atendimento de seus clientes. As compras são realizadas por meio de solicitações de volumes e preços feitas pelas distribuidoras em uma plataforma eletrônica no período de segunda a quinta-feira. Na sexta-feira, a Petrobras confirma as transações aceitas, tendo em vista os custos de suprimento de gás em função do despacho termelétrico confirmado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS).

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