as sondas de perfuraÇÃo e o anticiclo do petrÓleo

AS SONDAS DE PERFURAÇÃO E O ANTICICLO DO PETRÓLEO

Thiago Mordehachvili

PROJETO DE FIM DE CURSO SUBMETIDO JUNTO AO CORPO

DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA FINALIZAÇÃO DO CURSO DE

GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA INDUSTRIAL.

Aprovada por:

_________________________________________

Prof. Virgílio José Ferreira Filho

_________________________________________

Prof. Régis da Rocha Motta

_________________________________________

Prof. Rosemarie Broker Bone

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

JANEIRO DE 2009

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1 ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO

A presente monografia tem por objetivo apresentar um panorama da indústria de sondas

de perfuração offshore e como este segmento do mercado de óleo e gás poderá se

comportar no atual cenário de petróleo. Ainda, pretende-se observar os efeitos bilaterais

entre os investimentos nestas estruturas exploratórias e os preços da commodity no

longo prazo, sob a ótica da presente crise de crédito.

Para tanto, o texto está disposto da seguinte forma:

i – Introdução e história do petróleo, com os paradigmas exploratórios

vivenciados e a evolução da commodity;

ii – Descrição das atividades do E&P, a aplicabilidade das sondas e suas

funções;

iii – Introdução sobre o panorama atual do óleo, descrição do mercado de sondas

de perfuração, análise técnica das sondas, comparativo das empresas de drilling

e situação financeira deste mercado;

iv – Análise da oferta/demanda de petróleo sob a ótica do depletion, tendências

exploratórias subseqüentes e o equilíbrio do mercado de sondas;

v – Conclusão.

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1.1. INTRODUÇÃO

A indústria do petróleo, baseada em conhecimento empírico, ciência, tecnologia,

engenharia, administração, finanças, fatores sociais e ecologia, é a mais fantástica

atividade produtiva organizada pelo ser humano.

Recursos econômicos e humanos são mobilizados para sustentar as operações de

exploração de exploração e produção de petróleo e gás, insumos industriais que

marcaram o século XX, transformando-se em bens estratégicos para a segurança

nacional dos mais importantes países do mundo. Deter reservas de óleo e gás e dominar

tecnologias para produzi-las é, igualmente, fator crítico de desenvolvimento para países

periféricos ou emergentes.

O petróleo (do latim petroleum, petrus, pedra e oleum, óleo, do Grego πετρέλαιον

(petrelaion) óleo da pedra, do grego antigo πέτρα (petra), pedra + έλαιον (elaion) óleo

de oliva, qualquer substância oleosa.), no sentido de óleo bruto, é uma substância

oleosa, inflamável, geralmente menos densa que a água, com cheiro característico e

coloração que pode variar desde o incolor ou castanho claro até o preto, passando por

verde e marrom (castanho).

Combinação complexa de hidrocarbonetos. Composta na sua maioria de

hidrocarbonetos alifáticos, alicíclicos e aromáticos. Também pode conter quantidades

pequenas de nitrogênio (N), oxigênio (O), compostos de enxofre (S) e íons metálicos,

principalmente de níquel (Ni) e vanádio (V). Esta categoria inclui petróleos leves,

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médios e pesados, assim como os óleos extraídos de areias impregnadas de alcatrão.

Materiais hidrocarbonatados que requerem grandes alterações químicas para a sua

recuperação ou conversão em matérias-primas para a refinação do petróleo tais como

óleos de xisto crus, óleos de xisto enriquecidos e combustíveis líquidos de hulha não se

incluem nesta definição.

A fim de se conhecer melhor a constituição do petróleo, o American Petroleum Institute

(API) realizou análises em vários petróleos de diferentes origens, chegando às seguintes

conclusões:

� Todos os petróleos contêm substancialmente os mesmos

hidrocarbonetos, em diferentes quantidades

� A quantidade relativa de cada grupo de hidrocarbonetos presente varia

muito de petróleo para petróleo. Como conseqüência, segundo estas

quantidades, diferentes serão as características dos tipos de petróleo.

� A quantidade relativa dos compostos individuais dentro de cada grupo de

hidrocarbonetos, no entanto, é aproximadamente da mesma ordem de

grandeza para diferentes petróleos.

O petróleo é um recurso natural abundante, porém sua pesquisa envolve elevados custos

e complexidade de estudos. É também atualmente a principal fonte de energia do

homem. Serve como base para fabricação dos mais variados produtos, dentre os quais se

destacam: benzinas, óleo diesel, gasolina, alcatrão, polímeros plásticos e até mesmo

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medicamentos. Já provocou muitas guerras, e é a principal fonte de renda de muitos

países, sobretudo no Oriente Médio.

Além de gerar a gasolina, que serve de combustível para grande parte dos automóveis

que circulam no mundo, vários produtos são derivados do petróleo como, por exemplo,

a parafina, gás natural, GLP, produtos asfálticos, nafta petroquímica, querosene,

solventes, óleos combustíveis, óleos lubrificantes, óleo diesel e combustível de aviação.

1.2. HISTÓRIA DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA MUNDIAL

Registros históricos da utilização do petróleo remontam a 4000 a.C. devido a

afloramentos freqüentes no Oriente Médio. Os povos da Mesopotâmia, do Egito, da

Pérsia e da Judéia já utilizavam o betume para pavimentação de estradas, aquecimento e

iluminação de casas, bem como lubrificantes. No início da era cristã, os árabes davam

ao petróleo fins bélicos e de iluminação. O petróleo de Baku, no Azerbaijão, já era

produzido em escala comercial, para os padrões da época, quando Marco Polo viajou

pelo norte da Pérsia, em 1271.

O início e a sustentação do processo de busca com crescente afirmação do produto na

sociedade moderna datam de 1859, quando foi iniciada a exploração comercial nos

Estados Unidos, logo após uma célebre descoberta do Cel. Drake, na Pensilvânia, com

um poço de apenas 21 metros de profundidade perfurado com um sistema de percussão

movido a vapor. Descobriu-se que a destilação do petróleo resultava em produtos que

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substituíam, com grande margem de lucro, o querosene obtido a partir do carvão e o

óleo de baleia, que eram utilizados para iluminação.

Com a invenção dos motores a gasolina e a diesel, estes derivados até então desprezados

adicionaram lucros expressivos à atividade. Até o fim do século passado os poços se

multiplicaram e a perfuração com o método de percussão viveu seu período áureo.

Neste período, entretanto, começa a ser desenvolvido o processo rotativo de perfuração,

alcançando profundidades de até 354 metros. A melhoria dos projetos e da qualidade do

aço,os novos projetos de brocas e as novas técnicas de perfuração possibilitaram a

perfuração de poços com mais de 10.000 metros de profundidade.

Até 1945 o petróleo produzido provinha dos EUA, maior produtor do mundo, seguido

da Venezuela, México, Rússia, Irã e Iraque. Com o fim da Segunda Guerra, um novo

quadro geopolítico e econômico se delineia e a indústria do petróleo não fica à margem

do processo. Ainda nos anos 50, os EUA continuam detendo a metade da produção

mundial, mas já começa a afirmação de um novo pólo produtor potencialmente mais

poderoso no hemisfério oriental. Esta década marca uma intensa atividade exploratória e

começam a se intensificar as incursões no mar.

Com o passar dos anos foi desenvolvida grande variedade de estruturas marítimas,

incluindo navios para portar os equipamentos de perfuração. Atualmente, algumas

destas unidades de perfuração operam em lâminas d´água maiores que 2.000 metros.

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A década de 60 registra a abundância do petróleo disponível no mundo. O deslocamento

de polaridade começa a se afirmar, revelando grande sucesso na exploração de petróleo

no Oriente Médio e União Soviética, o primeiro com expressivas reservas de óleo e o

segundo com gás.

Os anos 70 foram marcados por grande elevação nos preços do petróleo, tornando

econômicas grandes descobertas no Mar do Norte e no México. Outras grandes

descobertas ocorrem em territórios do Terceiro Mundo e dos países comunistas,

enquanto que os EUA percebem que suas reservas já se encontram esgotadas, restando-

lhes aprimorar métodos de pesquisa para localizar as de revelação mais discreta.

Nos anos 80 e 90, os avanços tecnológicos reduzem os custos de exploração e produção,

criando um novo ciclo de investimento para a indústria petrolífera, evidenciado pela

evolução do recorde mundial de produção na plataforma continental abaixo:

Fonte: Fundamentos de Engenharia de Petróleo

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2. A ATIVIDADE DE E&P E APLICABILIDADE DAS SONDAS DE

PERFURAÇÃO

2.1. A ATIVIDADE DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO

2.1.1 Prospecção de Petróleo

A descoberta de uma jazida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que envolve um

longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos das bacias

sedimentares. Somente após exaustivo prognóstico do comportamento das diversas

camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfuração de um poço,

que é a etapa que mais investimento exige em todo o processo de prospecção.

Um programa de prospecção tem como principais objetivos: localizar dentro de uma

bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condições para a acumulação de

petróleo; verificar qual dentre estas situações possui mais chance de conter petróleo.

Observa-se, portanto, que a questão chave seria encontrar os locais mais favoráveis à

ocorrência de petróleo. Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção

fornece uma quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento

relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço

exploratório.

A primeira etapa de um programa exploratório é a realização de um estudo geológico

com o propósito de reconstruir as condições de formação e acumulação de

hidrocarbonetos de determinada região. Para esse fim, o geólogo elabora:

� Mapas de geologia de superfície – através do mapeamento das rochas na

superfície, é possível delimitar bacias sedimentares e identificar

estruturas que possam acumular hidrocarbonetos. Ao indicar as áreas

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potencialmente interessantes, nesta fase existe a possibilidade de

reconhecimento e mapeamento de estruturas que possam incentivar a

locação de um poço pioneiro.

� Aerofotogrametria e fotogeologia – a primeira usada para construção de

mapas topográficos e consiste em fotografar o terreno utilizando-se um

avião. Também a partir de fotos aéreas, a fotogeologia consiste na

determinação de feições geológicas (dobras e falhas), podendo ser

identificadas pela variação da cor do solo.

� Geologia de subsuperfície – estudo dos dados geológicos a partir de um

poço exploratório, fazendo uso de amostras de rocha recolhidas durante a

perfuração.

Esgotados os recursos diretos de investigação, a prospecção por métodos indiretos

torna-se apropriada em áreas promissoras. As estruturas geológicas que não aparecem

na superfície podem ser então reconhecidas por meio de métodos potenciais:

� Gravimetria – método que, através da análise de variações de densidade,

tem como objetivo permitir um avanço no entendimento da distribuição

espacial das rochas em subsuperfície.

� Magnetometria – a partir de pequenas variações na intensidade do campo

magnético terrestre, é possível identificar a distribuição irregular de

rochas em subsuperfície.

Métodos sísmicos são também utilizados para mapeamento, tendo como principal

representante a sísmica de reflexão – mais de 90% dos gastos de prospecção são

aplicados neste método, tendo como produtos finais imagens das estruturas e camadas

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geológicas em subsuperfície. Tanto em terra quanto no mar, a aquisição de dados

sísmicos consiste na geração de uma perturbação mecânica em um ponto da superfície e

o registro das reflexões em centenas de canais de recepção ao longo de uma linha reta:


Embora os avanços tecnológicos dos métodos geofísicos e geológicos possam sugerir as

mais promissoras locações, somente a perfuração de um poço é que revelará se os

prognósticos serão ou não confirmados.

2.1.2 Perfuração

A perfuração de um poço é feita através de uma sonda. Na perfuração rotativa, as rochas

são perfuradas pela ação da rotação e peso aplicados a uma broca existente na

extremidade de uma coluna de perfuração, a qual consiste basicamente de comandos

(tubos de paredes espessas) e tubos de perfuração (tubos de paredes finas).

Os fragmentos da rocha são removidos continuamente através de um fluido de

perfuração ou lama. O fluido é injetado por bombas para o interior da coluna de

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perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à superfície através do

espaço anular formado pelas paredes do poço e coluna.

Ao atingir determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada do poço e uma

coluna de revestimentos de aço, de diâmetro inferior ao da broca, é descida no poço.

O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com a

finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo então o avanço da perfuração

com segurança. Após a operação de cimentação, a coluna de perfuração é novamente

descida no poço, tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a

do revestimento para o prosseguimento da perfuração. Um poço é perfurado em

diversas fases, caracterizadas pelos diferentes diâmetros das brocas.

2.2 EQUIPAMENTOS DE UMA SONDA DE PERFURAÇÃO

Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na

perfuração de um poço são agrupados nos chamados “sistemas” de uma sonda. Os

principais sistemas são: de sustentação de carga, de geração e transmissão de energia, de

movimentação de carga, de rotação, de circulação, de segurança do poço, de

monitoração e o sistema de subsuperfície, conforme evidenciado no esquema abaixo:

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2.2.1 Sistema de Sustentação de Cargas

O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e

da base ou fundação. A carga correspondente ao peso da coluna de perfuração ou

revestimento que está no poço é transferida para o mastro ou torre, que, por sua vez, a

descarrega para a subestrutura e esta para a fundação ou base. Em perfurações

marítimas podem não haver fundações.

� Torre ou mastro – Em uma operação chamada de manobra, a broca, uma

vez desgastada, é retirada até a superfície e substituída por outra nova.

Por economia, a manobra é feita retirando-se seções de dois ou três tubos

(cada um com cerca de 9 metros). É uma estrutura de aço especial, de

forma piramidal, de forma a prover um espaçamento vertical livre acima

da plataforma de trabalho para a execução de manobras.

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� Subestrutura – é constituída de vigas de aço especial sobre a fundação ou

base da sonda, criando espaço de trabalho sob a plataforma.

2.2.2 Sistema de Geração e Transmissão de Energia

A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é

geralmente fornecida por motores a diesel. Nas sondas marítimas em que exista

produção de gás é comum e econômica a utilização de turbinas a gás para geração de

energia para toda a plataforma.

2.2.3 Sistema de Movimentação de Carga

O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de

revestimento e outros equipamentos. Possui, conforme abaixo, como principais

componentes o guincho, bloco de coroamento, catarina, cabo de perfuração, gancho e

elevador.


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2.2.4 Sistema de Rotação

Nas sondas convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada

na plataforma da sonda, permitindo a livre rotação da coluna de perfuração e sendo

responsável pela penetração da broca na rocha.

2.2.5 Sistema de Circulação

São os equipamentos que permitem a circulação e tratamento do fluido de perfuração, o

qual é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço

anular até a superfície e trazendo consigo os cascalhos cortados pela broca. Na

superfície, o fluido permanece dentro de tanques, após receber tratamento adequado.

2.2.6 Sistema de Segurança do Poço

O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de

Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e

controle do poço, sendo o mais importante destes o Blowout Preventer (BOP) –

conjunto de válvulas que permite fechar o poço.

2.2.7 Sistema de Monitoração

São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicador de

peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro.

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2.3 APARATO EXPLORATÓRIO

2.3.1 Colunas de Perfuração

Durante a perfuração é necessária a concentração de grande quantidade de energia na

broca para cortar as diversas formações rochosas. Com a ruptura das rochas, formam-se

cascalhos, que são retirados do fundo do poço e removidos até a superfície pelo fluxo

do fluido de perfuração. A responsável direta por todo este processo é a coluna de

perfuração.

Para dimensionar uma coluna de perfuração, deve ser conhecido o peso da lama, a

profundidade total prevista para a coluna, fatores de segurança à tração, colapso e

pressão interna e o peso máximo previsto sobre a broca.

2.3.2 Brocas

As brocas são equipamentos que têm a função de promover a ruptura e desagregação

das rochas ou formações. O estudo das brocas, considerando seu desempenho e

economicidade, é um dos fatores importantes na perfuração de poços de petróleo.

2.3.3 Fluidos de Perfuração

Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos

químicos e, por vezes, até gases. São responsáveis por garantir uma perfuração rápida e

segura, tendo como funções:

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� Limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-

los até a superfície

� Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o

influxo de fluidos indesejáveis e estabilizar as paredes do poço

� Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca

2.4 A OPERAÇÃO DE EXPLORAÇÃO

2.4.1 Operações normais de Perfuração

Durante a perfuração de um poço, que se caracteriza pela aplicação de peso e rotação na

broca enquanto circula o fluido de perfuração, uma série de operações desempenha

papel importante no processo:

� Alargamento e repassamento – a primeira consiste em reperfurar o poço

com uma broca de diâmetro maior que a utilizada para sua perfuração; a

segunda seria calibrar o poço em algum trecho que tenha estreitado.

� Conexão, manobra e circulação – a conexão é o processo de acrescentar

um novo tubo de perfuração à coluna, enquanto a manobra completa

consiste na retirada e descida de toda a coluna de perfuração para

substituição da broca. A circulação, por sua vez, consiste em se manter a

broca pouco acima do fundo do poço e apenas circular o fluido de

perfuração para remover os cascalhos do espaço anular.

� Revestimento de um poço de petróleo – o poço é perfurado em fases,

cujo número depende das características das zonas a serem perfuradas e

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da profundidade final prevista. Cada uma das fases é concluída com a

descida de uma coluna de revestimento e sua cimentação.


O revestimento constitui uma das parcelas mais expressivas do custo de perfuração de

um poço de petróleo (15 a 20% no mar). Tem como funções principais prevenir o

desmoronamento das paredes do poço, permitir o retorno do fluido de perfuração à

superfície, alojar os equipamentos de segurança e elevação e prover meios de controle

de pressões dos fluidos.

� Cimentação de poços de petróleo – Após a descida da coluna de

revestimento, geralmente o espaço anular entre a tubulação de

revestimento e as paredes do poço é preenchido com cimento, de modo a

fixar a tubulação e evitar que haja migração de fluidos entre as diversas

zonas permeáveis atravessadas pelo poço, por detrás do revestimento.

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� Perfilagem – consiste na medição de propriedades das formações após

perfuração de uma fase do poço, de maneira a caracterizar e avaliar

economicamente o ativo.

� Movimentação da sonda – uma vez terminado o poço, é necessário

mudar o poço para nova locação. No mar, a movimentação é conhecida

como DMM (Desmobilização, Movimentação e Mobilização) e consiste

na preparação da Unidade de Perfuração Marítima (UPM) para sua

movimentação por intermédio de rebocadores ou por propulsão própria e,

em seguida, seu posicionamento na nova locação.

2.4.2 Otimização da Perfuração

Os elementos que mais influenciam no custo da perfuração estão no programa de

revestimento, programa de fluido e programa de brocas. Os principais elementos de

interesse são o número de fases, tipo e profundidade de assentamento do revestimento,

tipo de fluido de perfuração e suas propriedades, tipo de broca, peso e rotação sobre a

broca e a pressão, vazão e diâmetro dos jatos.

2.4.3 Perfuração Marítima

As primeiras unidades de perfuração marítima eram simplesmente sondas terrestres

montadas sobre uma estrutura para perfurar em águas rasas. Eram aplicadas as mesmas

técnicas utilizadas em terra, que funcionaram com sucesso por algum tempo. A

necessidade de se perfurar em águas mais profundas fez surgir novos tipos de

equipamentos e técnicas especiais orientadas especificamente à perfuração marítima.

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Existem basicamente dois tipos de unidades de perfuração marítima: as com o BOP na

superfície, tais como as plataformas fixas, as auto-eleváveis, as submersíveis e as

tension legs e as com BOP no fundo do mar, conhecidas como unidades flutuantes, tais

como as semi-submersíveis e os navios-sonda.

� Plataformas fixas – tem sido preferidas nos campos localizados em

lâminas d´água de até 300 metros. São estruturas moldadas de aço que

são instaladas no local de operação com estacas cravadas no fundo do

mar. Devido aos altos custos envolvidos no projeto, construção e

instalação da plataforma, sua aplicação se restringe ao desenvolvimento

de campos já conhecidos. São projetadas para receberem todos os

equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de

pessoal e o restante das instalações necessárias para a produção dos

poços.

� Plataformas auto-eleváveis – são constituídas de uma balsa equipada com

estruturas de apoio que, mecânica ou hidraulicamente, movimentam-se

para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a

elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e

fora da ação das ondas. São plataformas móveis, transportadas por

rebocadores ou com propulsão própria.

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� Plataformas submersíveis – constam de uma estrutura montada sobre um

flutuador, utilizadas basicamente em águas calmas com pequena lâmina

d´água. São lastreadas até seu casco inferior se apoiar no fundo. Tem

utilização limitada.

� Plataformas flutuantes – podem ser semi-submersíveis, compostas por

uma estrutura com um ou mais conveses apoiada por colunas em

flutuadores submersos ou navios-sonda. Uma unidade flutuante sofre

movimentações devido à ação das ondas, correntes e ventos, de forma

que deve ter seu posicionamento controlado através de sistemas de

ancoragem ou sistema de posicionamento dinâmico.

� Plataformas Tension Leg – são plataformas utilizadas para

desenvolvimento de campos. Sua estrutura é bastante similar à

plataforma semi-submersível, sendo que suas pernas principais são

ancoradas no fundo do mar por meios de cabos tubulares, o que reduz

severamente o movimento da plataforma.

2.4.4 Avaliação de Formações

Consiste nas atividades e estudos que visam definir em termos quantitativos e

qualitativos o potencial de uma jazida petrolífera, isto é, sua capacidade produtiva e a

valoração das suas reservas de óleo e gás. Baseia-se principalmente na perfilagem a

poço aberto, nos testes de pressão a poço revestido e na perfilagem de produção.

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Também são usadas na avaliação as informações obtidas na etapa do estudo geológico e

geofísico da área, assim como na etapa de perfuração do poço.

O processo se inicia com a perfuração do poço pioneiro, cuja locação é definida no

estudo geológico e geofísico, basicamente a partir de dados sísmicos. A chamada

perfilagem final, executada ao término da perfuração do poço, permite obter

informações importantes a respeito das formações atravessadas pelo poço: tipo de rocha,

espessura, porosidade e fluidos existentes.

Com base na análise dos perfis (pequeno raio de cobertura lateral), decide-se quais

intervalos do poço são de interesse econômico potencial para executar os testes de

formação. Caso não haja interesse, o poço é abandonado.

Apesar dos indícios obtidos durante a perfuração e a perfilagem indicarem a presença de

hidrocarbonetos na formação, isto não significa que não possam ser produzidos

economicamente. Somente o teste de formação (colocando o poço em fluxo) pode

confirmar, com segurança, a presença de hidrocarbonetos na formação e fornecer dados

a respeito das condições de fluxo nas imediações do poço.

Uma rocha sedimentar pode ser dividida em duas partes: a matriz, englobando toda a

parte sólida da rocha, e os poros, ou tudo aquilo que é vazio e que pode ser preenchido

por fluidos.

2.4.5 Testes de Pressão em Poços

Inicialmente, um reservatório novo encontra-se selado nos seus limites externos,

estando em equilíbrio, ou seja, em qualquer ponto a sua pressão é a mesma. Quando o

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poço é colocado em produção – em um teste, por exemplo – o equilíbrio de pressão é

quebrado, sendo menor no poço e crescente à medida que se afasta dele em direção aos

limites do reservatório.

Quando o volume de fluido produzido é pequeno, em comparação ao tamanho do

reservatório, observam-se quedas de pressão (em relação à pressão original) apenas em

uma região próxima ao poço. Neste caso, as pressões nas porções do reservatório mais

afastadas do poço permanecem iguais à pressão original.

Com o avanço da produção, a região afetada pela queda de pressão vai aumentando,

tendendo a se propagar por todo o reservatório. Quanto mais fluido é retirado maiores

são as quedas de pressão observadas. A pressão média vai declinando com o tempo à

medida que o fluido do reservatório vai sendo produzido. A esse processo de queda da

pressão do reservatório mediante a produção de fluidos dá-se o nome de depleção.

2.4.6 Completação

Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de

forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. Ao conjunto de operações

destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos nos

reservatórios) denomina-se completação.

Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar otimizar a vazão de produção

(ou de injeção) e tornar a completação a mais permanente possível, ou seja, aquela que

minimize a necessidade de intervenções futuras para a manutenção do poço (operações

de workover).

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2.4.6.1 Tipos de Completação

Em terra, a cabeça do poço fica na superfície. No mar, em águas mais rasas, também é

possível trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação

convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do poço se apóia numa plataforma fixa,

que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em águas rasas, a cabeça do poço

pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de natal molhada (ANM). Em

águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a cabeça do poço fica no

fundo do mar, instalando-se a ANM.

2.4.6.2 Etapas de uma Completação

A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à

perfuração. Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal

convencional e equipamentos de gas lift, obedece às seguintes fases, em seqüência

cronológica:

� Instalação de equipamentos de superfície – basicamente são instalados a

cabeça de produção e o BOP para permitir o acesso ao interior do poço

com a segurança necessária. No mar, em águas rasas, pode-se trazer a

cabeça do poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos que se

encontram ancorados nos equipamentos instalados no fundo do mar.

� Condicionamento do poço – consiste na fase de condicionamento do

revestimento de produção e na substituição do fluido que se encontra no

interior do poço por um fluido de completação.

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� Avaliação da qualidade de cimentação – a existência de uma efetiva

vedação hidráulica é de fundamental importância técnica e econômica,

garantindo um perfeito controle da origem dos fluidos produzidos (ou

injetados). Para avaliar a qualidade da cimentação, são utilizados perfis

acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do

cimento à formação.

� Canhoneio – para comunicar o interior do poço com a formação

produtora, perfura-se o revestimento utilizando-se cargas explosivas,

especialmente moldadas para esta finalidade. A explosão dessas cargas

gera jatos de alta energia que atravessam o revestimento, o cimento e

ainda podem penetrar até cerca de um metro na formação, criando os

canais de fluxo da formação para o poço (ou vice-versa). As cargas

moldadas são descidas no poço dentro dos canhões, que são cilindros de

aço com furos nos quais se alojam as cargas.

� Instalação da coluna de produção – a coluna de produção é constituída

basicamente por tubos metálicos, descida pelo interior do revestimento

de produção e tem como finalidades básicas conduzir os fluidos

produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos

agressivos e pressões elevadas; permitir a instalação de equipamentos

para a elevação artificial; possibilitar a circulação de fluidos para o

amortecimento do poço. Em seguida, o poço é colocado em produção.

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2.4.7 Intervenções em Poços

Ao longo da vida produtiva do poço, geralmente são necessárias outras intervenções

posteriores à completação, designadas de workover, com o objetivo de manter a

produção ou eventualmente aumentar a produtividade. São classificadas como:

� Avaliação – objetivo diagnosticar as causas da baixa produtividade (ou

baixa injetividade), ou mesmo avaliar outras zonas que não se encontram

em produção.

� Recompletação – visa substituir as zonas que estavam em produção ou

colocar novas zonas em produção. Quando cessa o interesse em se

produzir (ou injetar) em determinada zona, esta é abandonada e o poço é

recompletado para produzir (ou injetar) em outro intervalo.

� Restauração – é um conjunto de atividades que visam restabelecer as

condições normais de fluxo do reservatório para o poço, eliminar ou

corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a

produção excessiva de gás ou de água.

� Limpeza – atividades executadas no interior do revestimento de produção

visando limpar o fundo do poço ou substituir os equipamentos de

subsuperfície, objetivando um maior rendimento.

� Estimulação – conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de

produtividade ou injetividade do poço. Um dos métodos mais utilizados é

o fraturamento hidráulico, sendo este o processo no qual um elevado

diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é

aplicado contra a rocha reservatório até a sua ruptura.

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� Abandono – quando o poço é retirado de operação, ele deve ser

tamponado, tendo em vista minimizar riscos de acidentes e danos ao

meio ambiente. Se houver a previsão de retorno ao poço, no futuro,

efetua-se o abandono temporário. Ao terminar a perfuração de poços

marítimos, por exemplo, geralmente estes são avaliados e em seguida

abandonados temporariamente até a instalação da plataforma de

produção, quando os poços são completados e colocados em produção.

Quando não se prevê o retorno ao poço, seja pelo final da vida produtiva

ou quando é avaliado sub-comercial ou seco, é realizado o abandono

definitivo. Ambos os tipos de abandono são realizados através de

tampões de cimento, sendo a diferença que no definitivo todo o

equipamento de superfície é retirado.

A produção é implementada através dos poços de desenvolvimento, os quais, durante

dezenas de anos, irão extrair petróleo do subsolo. Junto aos poços são instalados

equipamentos que separam o óleo da água e do gás, para estocagem e transporte. A

instalação de um sistema completo de produção no mar demanda alguns anos e exige

elevados investimentos. Tanto a exploração quanto a produção no mar são bem mais

dispendiosas que em terra.

2.4.8 Exploração em Águas Profundas

A exploração de óleo inicia-se com a exploração, como citado anteriormente, sendo o

seu primeiro passo dado por um geologista. Este, por sua vez, tem como principal

responsabilidade identificar depósitos de gás e óleo com tamanho suficiente para serem

31

perfurados, desenvolvidos e produzidos. Nesta fase, observa-se a colaboração dos

geologistas de exploração, cientistas e engenheiros:

2.5 DESENVOLVENDO A TESE EXPLORATÓRIA

O geologista de exploração inicia suas atividades com uma região ou bacia e desenvolve

teorias geológicas de subsuperfície em busca de 4 pontos principais:

� Rocha originadora (source rock) – um layer de rocha profunda com

suficiente matéria orgânica, organismos animais e vegetais

microscópicos que datam de milhões de anos atrás, depositados em

grandes quantidades ; com a pressão e calor das camadas acima, esta

matéria teria se transformado em óleo e gás;

� Canais de migração (migration paths) – óleo e gás, por meio de

gravidade ou intrusão de água, teriam migrado através da terra;

� Rocha reservatório (reservoir rock) – rocha ou areia adequadamente

porosa e permeável para absorver o óleo e gás em migração;

� Rocha de aprisionamento (trap) – onde grandes acumulações ainda

encontram-se confinadas no reservatório por meio de fenômenos

geológicos ou litológicos (presença de sal ou falhas).

32

Fonte: Deepwater – Petroleum, exploration & Production

A combinação destes quatro fatores é a base de um case de exploração; com um projeto

tecnicamente viável, o geologista pode então recorrer a auxílio de capital para

implementá-la.

2.5.1 Aquisição dos Direitos Exploratórios

Nos estágios iniciais de desenvolvimento, uma companhia provavelmente não possui ou

tem o direito de perfuração sobre o poço para confirmar a existência de hidrocarbonetos

no reservatório. Em águas internacionais ao redor do mundo, governos têm tanto os

direitos exploratórios de superfície quanto de subsuperfície, estipulando as regras sobre

as quais as empresas de E&P podem adquiri-lo, submetendo bids selados com as

propostas de compra.

33

2.5.2 Identificando o Prospecto

A aquisição de um direito exploratório ou concessão incentiva um novo ciclo de

esforços ao geologista e sua equipe, de forma que uma melhor compreensão da geologia

seja possível. Em alguns casos, especialmente em águas rasas, a sísmica existente é

suficiente para identificar prospectos com grande probabilidade de sucesso de

perfuração, inclusive em áreas ainda não exploradas. Contudo, na maioria dos casos

offshore, particularmente em águas profundas, contratar uma companhia de serviços

geofísicos faz sentido.

Adquirir, processar e interpretar a informação pode levar de 12-18 meses, porém tem

grande relevância na tomada de decisão exploratória do reservatório. O que se observa

no mercado é a terceirização dos serviços de aquisição, processamento e display dos

dados sísmicos, através de companhias especializadas. A atividade de interpretação é

geralmente feita in-house.

2.5.3 Perfuração do Poço Pioneiro

Quando a informação sísmica é interpretada e o investimento é então posto em prática,

os detalhes da operação são explicitados. Dados sobre a profundidade, objetivos

geológicos, tipo de formação esperada, são postos em questão. Informações sobre

pressão de poço, qualidade da rocha a ser perfurada, a quantidade e qualidade dos

hidrocarbonetos presentes são também debatidos.

Uma vez perfurado e hidrocarbonetos encontrados, a equipe deve realizar estimativas

com respeito à viabilidade econômica do projeto. Nesta etapa, uma série de decisões

podem ser tomadas: Abandono do poço (usual); uso da parte superior do poço para

34

perfurar um novo caminho a uma nova região em busca do tamanho total da

acumulação; abandono temporário do poço até resultados de análise mais consistentes;

completação do poço, quando existe grande probabilidade do desenvolvimento do

campo e sua localização é boa.

2.5.4 Seleção da Sonda

Na escolha das sondas, o engenheiro de perfuração deve se ater aos seguintes requisitos:

� Profundidade da lâmina d´água e profundidade do furo

� Pressão interna, tamanho de riser, especificação de BOP

� Espaço na plataforma e capacidade de carregamento variável

� Capacidade de suspensão de tubos

� Capacidade de operação remota de veículos

� Segurança e desempenho ambiental

� Custos de movimentação e mobilização

� Day rate

� Duração do contrato

� Disponibilidade

Sob a ótica destes critérios, os responsáveis escolhem um grupo de companhias com os

rigs que lhe interessam, prosseguindo para a fase de negociações dos contratos de

aluguel da sonda. Quando os suppliers potenciais submetem as suas propostas formais

de contrato, é selecionada a contraparte que acreditam poder operar o poço da forma

mais eficiente e segura.

35

Caso a sonda escolhida seja uma semi-submersível, um barco de transporte a carrega até

a localização desejada para a perfuração. Sinais de satélite auxiliam no posicionamento

inicial da semi e no monitoramento contínuo da atividade de perfuração. Semi-subs

precisam ser ancoradas na localidade escolhida, e algumas delas carregam o sistema de

ancoragem acoplado. A medida que estas sondas cresceram em tamanho, de forma a

lidar com águas mais profundas, o aparato para lidar com a sua ancoragem também

adquiriu grandes dimensões. Tendo em vista antecipar este procedimento, as empresas

de sonda iniciaram a prática de contratar barcos responsáveis por instalar o aparato de

ancoragem antes de a sonda chegar ao local de perfuração, de forma que atualmente o

ancoramento hoje leva algumas horas, e não dias, sendo essencial em um cenário de

altos dayrates, gerando economias significativas de até 80% destes custos.

Se o contrato é baseado em um navio-sonda, este se move até o local desejado com sua

própria capacidade de locomoção e através do uso de posicionamento dinâmico.

A tripulação que opera a sonda consiste de empregados da própria drilling company.

Embarcados estão também funcionários de outras companhias de serviço que realizam

testes e outras funções especiais. A representação da companhia de E&P, ironicamente

chamada de operador, geralmente consiste em dois especialistas de perfuração. Estes

têm a palavra final sobre como o poço será perfurado, dentro dos limites de segurança

praticados pela companhia de drilling.

36

Durante a perfuração, com a ferramenta MWD (measure while drilling), os engenheiros

têm maior acesso à litologia da região e maior visibilidade para determinar a presença

de hidrocarbonetos à medida que a broca segue seu trajeto.

O controle de pressão é uma das principais preocupações dos técnicos em perfuração.

Conforme a broca penetra o poço, encontra crescente pressão na formação, devido ao

peso dos variados layers de rocha e a coluna de água acima do furo. Em muitas áreas a

pressão varia de forma previsível, porém em águas profundas, pressões geológicas

anormais contribuem para dificultar o processo de perfuração.

À medida que o poço é explorado, a lama de perfuração circula para baixo do tubo e

para cima do anel entre o tubo e a parede do poço, sendo útil por resfriar a broca e

retirar os resíduos existentes. O peso desta lama pode variar, de forma que se este for

leve demais para conter as pressões encontradas, o óleo e gás podem escoar sem

controle através da cabeça do poço, obrigando os drillers a fechar o BOP. Caso seja

muito leve, pode vir a comprometer a força da rocha, fraturar as paredes do poço e

penetrar na formação, comprometendo as reservas. Conforme se perfura maiores

profundidades, uma lama mais pesada é necessária para equilibrar as maiores pressões

encontradas. Porém, a lama é homogênea e quanto mais peso for necessário para

acomodar condições adversas no fundo do poço, mais pressão incide sobre em

profundidades intermediárias. De fato, o peso desta lama pode eventualmente aumentar

a ponto de fraturar a rocha em alturas mais rasas. Em busca de prevenir isto, em

profundidades específicas são utilizadas proteções de aço e cimento, protegendo as

37

rochas mais frágeis de fraturas contra a pressão gerada pela lama mais pesada. Estes

tubos de proteção são colocados diversas vezes durante a perfuração do poço em busca

da profundidade final. A geometria do poço exige que cada novo elo de proteção seja de

menor diâmetro do anterior, uma vez que este deve passar por dentro dos demais para

ser instalado.

Como outra forma de precaução contra eventos não usuais ou catastróficos que

comprometam a pressão na cabeça do poço, é utilizado um sistema blowout preventer

(BOP). Este sistema é capaz de lacrar o flow de fluidos do poço através de um ou mais

compartimentos ativados da central de controle da sonda. Em um poço sendo perfurado

por uma semi-sub ou navio-sonda, o BOP é instalado no fundo do mar, enquanto que

em caso de uma plataforma fixa (tension leg, spar) o BOP encontra-se na superfície,

imediatamente abaixo da sonda.

Para que um poço possa produzir efetivamente, é necessário maior proteção as paredes

perfuradas, com instalação de tubos através dos quais a produção escoa; uma árvore

deve ser instalada na parte superior do poço e sistemas de segurança devem também ser

acoplados. O processo prático de realização destes passos difere da exploração onshore

ou águas rasas, basicamente, pela complexidade e custo. Os seguintes pontos fazem

parte do processo de completação:

� Criar um reservatório modelo

� Especificar características de pressão e temperatura

� Estimar capacidade de escoamento e recuperação

38

� Identificar características especiais

� Desenvolver um plano de completação

� Estimar custos

� Selecionar as companhias provedoras de serviços

Mecanicamente, o poço deve se encontrar sem a lama de perfuração para que possa ser

completado, sendo isto feito por meio de um fluido de água e sódio, cálcio ou zinco.

Este fluido, por sua vez, ainda exerce o mesmo controle de pressão que a lama durante a

perfuração.

39

3 A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO ATUAL

Até os dias de hoje, é evidente que a moderação, ou até a diminuição do consumo por

parte dos países desenvolvidos foi largamente compensado pelo crescimento na

demanda dos países em desenvolvimento. A alta histórica dos preços da commodity,

porém, vem inclusive ameaçando a demanda destes últimos, sendo freqüentemente

observadas ações governamentais em busca de um maior equilíbrio em busca de uma

redução efetiva do seu consumo, como a redução de subsídios aos combustíveis.

Desta forma, tem sido observada uma limitada diminuição do consumo dos países

desenvolvidos em resposta aos elevados patamares de preço do óleo e redução da

atividade de suas respectivas economias. Neste estágio ainda se torna difícil aferir se

este processo é uma real destruição da demanda – ou seja, uma mudança permanente

nos hábitos da população – ou apenas uma mudança temporária que será revertida

quando os preços melhorarem. Nos países em desenvolvimento, por sua vez, uma

redução na taxa de crescimento da demanda de óleo deve ser evidenciada, porém é

improvável que chegue a zero.

Aparentemente, mesmo em um cenário de redução de demanda (digamos 1% a.a.), o

problema de oferta continua basicamente o mesmo, de forma que uma queda muito mais

acentuada no consumo seja necessária para que atinja as atividades de exploração e

produção de petróleo.

Ainda com o foco na oferta, temos o seguinte quadro na indústria petrolífera mundial:

40

Fonte: Empresa Schlumberger

Desta forma, existem alguns fatores que podem interferir na habilidade deste setor de

responder efetivamente às necessidades do mercado. Primeiramente, um aumento dos

padrões nacionalistas vem limitando oportunidades de investimento e a entrada de

capital privado, particularmente em áreas onde incrementos rápidos de produção são

possíveis. Isto não representa necessariamente que ganhos não irão ocorrer, porém

provavelmente retardará o processo. Este fenômeno vem trazendo efeitos diretos na

indústria de serviços deste setor, uma vez que cada vez mais a produção e

desenvolvimento de óleo estão sendo executados por estatais. Com grande parte dos

hidrocarbonetos identificados estando no Oriente Médio, Ásia e Rússia, o setor de

serviços hoje caminha para novas áreas geográficas e geopolíticas. Ainda, decisões

governamentais em termos de aumento de taxação sobre seus regimes de exploração

contribuem para uma desaceleração no nível de investimento das empresas.

Aparentemente existe a crença, por parte de alguns governos, sejam eles de países

41

desenvolvidos ou não, que altos preços de petróleo significam que podem taxar

impunemente suas economias.

Um segundo fator seria a crescente dificuldade de aumentar a produção dos países em

desenvolvimento, em função principalmente do decaimento natural evidenciado em

alguns de seus campos mais maduros.

Outro fator seria que os esforços da indústria em termos de incremento no investimento

são gastos principalmente devido à inflação de custos, ao invés de em efetivo aumento

na atividade. Por último, observa-se que a falta de profissionais experientes em quase

todos os segmentos do setor é importante limitador de uma maior atividade de

investimentos.

As fragilidades inerentes na cadeia de suprimentos de óleo e gás significam que a

resposta por parte da oferta da commodity irá demorar muito mais tempo do que

originalmente antecipado. A falta de acesso, reservas, regimes fiscais incertos, atrasos

operacionais e atrasos de equipamentos contribuem para este processo. Enquanto um

novo ciclo de exploração tem início, somente a fase de sísmica está claramente em

execução, uma vez que a perfuração permanece dependente da entrega das novas sondas

em construção, particularmente em águas profundas.

42

3.1 O MERCADO MUNDIAL DE SONDAS DE PERFURAÇÃO

O mercado de sondas de perfuração, em escala mundial é formado por cerca de 140

empresas com sede em diversas localidades do globo. Este número relativamente grande

de companhias pode, no entanto, trazer particularidades intrínsecas.

Quando observamos estes números sob uma ótica mais crítica, observamos o seguinte

quadro síntese, no qual uma grande concentração é evidenciada, tendo as 10 maiores

empresas do setor quase 60% das sondas contratadas atualmente. Temos hoje, portanto,

um cenário no qual apenas 7,0% das companhias possuidoras de sondas de perfuração

detêm 58,5% do mercado contratado, enquanto 69,9% das empresas representam

somente 11,8% deste total.

Ainda, com uma gestão por vezes mais profissional ou por características específicas da

sua frota, que analisaremos mais profundamente, estas empresas conseguem obter uma

taxa de utilização cerca de 12 pontos percentuais acima da média do mercado, um

número de fato bem acentuado.

Companhias Sondas Contratadas Total Frota % Utilização

Total 143 844 1243 67,9%

10 maiores 10 494 624 79,2%

% do total 7,0% 58,5% 50,2%

20 maiores 20 625 826 75,7%

% do total 14,0% 74,1% 66,5%

100 menores 100 100 217 46,1%

% do total 69,9% 11,8% 17,5%

Fonte: Rigzone

43

Existem diversos tipos de sondas, conforme explicitado anteriormente, com

capabilidades e especificações distintas. A análise organizará estas sondas em três

subconjuntos mais simples, sejam eles: plataformas fixas, jack-ups, navios-sonda e

semi-submersíveis.

� Plataformas fixas: estruturas imóveis que podem ser construídas de

concreto ou aço e que é instalada no fundo do mar. Quando o

petróleo/gás é localizado, uma plataforma deve ser construída para

perfurar mais poços e também produzir o hidrocarboneto. A maioria

destas é de grande porte quando comparada com outras estruturas.

Operam em lâminas d´água inferiores.

Fonte: Fundamentos da Engenharia de Petróleo

44

� Jack-ups: esta é unidade móvel, diferente da semi-submersível. Ao invés

de flutuar sobre seu local de perfuração, a Jack-up tem grandes estruturas

de suporte (as pernas), as quais abaixam até o fundo do mar, elevando a

plataforma. A limitação direta deste tipo de unidade é a lâmina d´água, a

qual gira em torno de 500 ft (300 metros).


� Navios-sonda: como o nome sugere é um navio de perfuração, com

autonomia de locomoção e grande velocidade quando comparado com

outras estruturas. Embora críticos deste tipo de unidade tenham em sua

instabilidade seu principal contraponto, a evolução tecnológica vem

conseguindo alienar este empecilho. Não possui restrição de lâmina

d´água.


45

� Semi-submersíveis: esta estrutura flutuante conta com colunas que,

quando enchidas com água do mar, submergem a unidade até uma

determinada profundidade. Embora seja movida pela atividade do mar,

possui grande parte de sua estrutura imersa, o que, combinado com oito

grandes âncoras, fazem das semi-subs instalações bastante estáveis.


Com isso, temos as sondas supramencionadas globalmente distribuídas da seguinte

forma:

Lâmina d´água (ft) Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas

100 ft.<x<600 ft. 0 0 495 61

Em construção 0 0 75 0

Perfurando 0 0 341 38

600 ft.<x<2000 ft. 73 4 0 5


Perfurando 59 3 0 4

2000 ft.<x<5000 ft. 47 9 0 2


Perfurando 38 7 0 1

5000 ft.<x<7500 ft. 35 8 0 11


Perfurando 26 6 0 8

46

7500 ft.<x<10000 ft. 35 12 0 0


Perfurando 13 3 0 0

>10000 ft. 34 48 0 0


Perfurando 3 15 0 0

No mercado 173 41 420 76

% Utilização 80,3% 82,9% 81,2% 67,1%

Total 224 81 495 79

Fonte: Rigzone

Analisando estes dados, temos que cerca de 75% da frota atual de sondas está restrita a

uma lâmina d´água de até 300 metros de profundidade. A questão principal seria, neste

caso, determinar quais dos chamados floaters (navios-sonda e semi-submersíveis)

estariam aptos a trabalhar em quais profundidades, uma vez que restrições em termos de

profundidade de lâmina poderiam vir a constituir nichos de atuação destas empresas no

mercado globalizado – o que é cada vez mais evidente no crescentemente aquecido

mercado de exploração deepwater.

Neste espectro, temos então o seguinte paradigma: todas as semi-subs e navios-sonda

competem em todas as lâminas d´água ou existem determinadas especificações

dentro destes dois grupos que inviabilizam a atuação de sondas em particular de

operar acima ou abaixo de determinados limites de profundidade do mar?

Em termos de taxa de utilização da frota, deveriam então ser analisadas somente as

sondas competitivas, uma vez que as sondas que hoje se encontram docadas ou em

47

manutenção não estão concorrendo pelo mercado. Temos agora uma situação bem

diferente, na qual se observa grande e crescente demanda por esta indústria, com pouca

capacidade ociosa:

Tipo Utilização Atual Utilização 1 Mês Utilização 6 Meses Utilização 1 Ano

Navios-sonda 84.2% (32/38) 81.1% (30/37) 72.2% (26/36) 88.6% (31/35)

Jackups 90.2% (339/376) 91.4% (342/374) 88.0% (322/366) 87.7% (314/358)

Semi-Submersíveis 83.8% (134/160) 84.3% (134/159) 84.1% (132/157) 81.3% (126/155)

Plataformas Fixas 88,4% (38/43) 83,7% (36/43) 75,6% (31/41) 82,5% (33/40)

Fonte: Rigzone

É um fato que a recente alta dos preços de óleo e gás no mercado mundial viabilizou a

exploração de uma série de prospectos localizados principalmente em águas profundas

ao redor do mundo. Desta forma, grande parte dos investimentos da indústria de drilling

rigs vem sendo feita com o foco nesta nova fronteira operacional.

Cabe ainda ressaltar que a vigente notoriedade do setor tem trazido uma maior

diversificação para o ambiente que antes se apresentava mais consolidado. Como mostra

a tabela abaixo, apenas 30% da nova frota está sendo encomendada pelas 10 maiores

empresas que atualmente detêm 50% da frota global de sondas, as quais terão – salvo

problemas na execução de projetos novos (que serão discutidos adiante) - sua

participação diluída no futuro ambiente competitivo.

48

Em construção Navios-Sonda Jackups Semi-Subs Plataformas Fixas

Transocean Inc. 9 0 1 0

Nabors Offshore 0 0 0

Hercules Offshore 0 0 0 0

Noble Drilling 0 2 3 0

KCA Deutag 0 1 0 0

ENSCO 0 0 7 0

Pride International 4 0 0 0

Diamond Offshore 0 0 0 0

Seadrill Ltd 2 4 5 3

Rowan 0 9 0 0

10 maiores empresas 15 16 16 3

% do Total 38,5% 21,3% 30,2% 30,0%

Total 39 75 53 10

Fonte: Rigzone

Ainda se tratando da entrada destas novas sondas no mercado mundial, temos que os

novos investimentos estão alocados principalmente em navios-sonda e semi-subs, sendo

isto evidenciado pelo quadro abaixo:

Em construção Navios-Sonda Jackups Semi-Subs Plataformas Fixas

Pedidos 39 75 53 10

Frota Contratada 35 375 151 283

% da Frota contratada 111,4% 20,0% 35,1% 3,5%

Fonte: Rigzone

Em síntese, temos, portanto, um cenário de incrível expansão da frota atual de sondas de

perfuração, implicitando que a indústria do óleo deve ainda proporcionar aos seus

integrantes retornos elevados, estes por sua vez impulsionados por uma commodity

subjacente em aparente escassez.

49

Sob esta ótica, cabe a seguinte pergunta: como o mercado de sondas se comportaria em

um cenário externo de preços de óleo/gás não tão favorável? Qual seria a capacidade

competitiva destas sondas frente à frota antiga, em um ambiente mais predatório?

A análise do mercado de sondas sob premissas de stress acaba sendo um exercício, por

mais improvável que a hipótese aparentasse ser a meses atrás, muito importante para

entendermos a dinâmica por trás das decisões de investimentos das empresas do setor,

suas estratégias e objetivos futuros.

3.2 AS ESPECIFICAÇÕES DE UMA SONDA DE PERFURAÇÃO

Ao construir uma sonda de perfuração, alguns pontos devem ser levados em

consideração em termos de equipamentos, sempre de acordo com o ambiente em que

esta sonda irá operar. A preferência por determinadas atribuições, aparentemente, é uma

questão particular do contratante, de forma que uma análise de campo foi necessária

para completar este propósito.

Em conversas com drilling contractors de renomadas empresas do setor petrolífero

mundial, como Devon e Petrobrás, especialistas do setor responsáveis pelo fechamento

dos contratos de sondas de perfuração, temos como especificações chave a seguinte

gradação na escolha de um ativo:

50

3.2.1 Lâmina D’água

É o principal fator limitante dependendo do ambiente em que a sonda irá operar;

resumidamente, transfigura-se na capacidade máxima de operação de uma estrutura em

função da profundidade do mar na região em questão.

É basicamente a distância entre a mesa rotativa da plataforma e o fundo do oceano.

Caso o contratante tenha intenção de perfurar em águas profundas, este não poderá

contar com uma plataforma fixa, ou jackup, por exemplo, uma vez que estas estruturas

são elaboradas para lâminas rasas.

Separando as sondas pela sua lâmina d´água, temos os seguintes quadros:

100 ft.<x<600 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas

Manutenção 0 0 21 2


Upgrade 0 0 16 0

Inspeção 0 0 5 0


Outros 0 0 37 21

Total 0 0 495 61

Fonte: Rigzone

Em uma profundidade de aproximadamente 200 metros observa-se o mercado

predominantemente governado por jackups, sendo que esta dinâmica tende a aumentar

com a entrada de 75 novas unidades. Este fragmento do setor de sondas tem, conforme

observado, limitações estruturais, de forma que sua competição fica restrita a uma

lâmina rasa de água.

51




Upgrade 6 1 0 0

Inspeção 3 0 0 0

Perfurando 59 3 0 4

Outros 4 0 0 1

Total 73 4 0 5




Upgrade 1 1 0 0

Inspeção 2 0 0 0

Perfurando 38 7 0 1

Outros 1 1 0 1

Total 47 9 0 2

Fonte: Rigzone

Em uma lâmina d´água intermediária, porém, a situação tende a ser bem diferente. Com

a ausência de jackups nesta zona e os navios-sonda sendo construídos para atuar em

águas profundas, as semi-submersíveis são as estruturas mais comuns presentes.

O que é importante evidenciar neste ponto é que este nicho do mercado de rigs a

princípio não tem relevantes investimentos de novas unidades sendo feitos. Caso as

sondas de nova geração que estão saindo atualmente dos estaleiros encontrem mercado

disponível em águas profundas ou tenham dificuldades de fazer valer suas capacitações

tecnológicas em um ambiente menos exigente, é possível que este venha a se tornar

52

também um fragmento selado a novos competidores por um determinado período de

tempo.




Upgrade 3 1 0 0

Inspeção 1 0 0 0

Perfurando 26 6 0 8

Outros 2 1 0 0

Total 35 8 0 11




Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 13 3 0 0

Outros 2 0 0 0

Total 35 12 0 0

>10000 ft. Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 3 0 0 0

Perfurando 3 15 0 0

Outros 2 1 0 0

Total 34 48 0 0

Fonte: Rigzone

Desta forma, podemos constatar que, a princípio, a única restrição em termos de lâmina

d´água seria com respeito aos jackups e plataformas fixas, estes restritos a operar em

ambientes de profundidade rasa (shallow water).

53

Sondas de perfuração desenhadas para trabalhar em águas profundas podem, em caso de

necessidade, operar em águas médias e rasas, de forma que um mercado desaquecido

em águas cada vez mais profundas – o contrário do que se tem visto nos dias atuais –

faria com que as sondas de última geração operassem fora de seu nicho natural, a

princípio disputando um mercado que antes estava restrito às sondas de midwater, no

qual poucos investimentos têm sido feitos nos dias atuais. Cabe, portanto, diagnosticar o

quão competitivas seriam estas sondas novas em um habitat operacional para o qual

estas não foram estruturadas e quais capacitações estas perderiam (ou lhes seriam

irrelevantes) ao trabalharem em outros níveis de lâmina d´água.

O principal foco de atenção no mercado de exploração de petróleo e gás atualmente são

as águas profundas. Grandes investimentos estão sendo feitos nas duas principais

estruturas capazes de explorar nestes ambientes, as semi-submersíveis e os navios-

sondas. Estas sondas, por sua vez, se diferenciam no ambiente competitivo por várias de

suas características estruturais e funcionais:

3.2.2 Descida de Revestimento (Hook Load)

Basicamente, é a capacidade de carga de revestimento que uma sonda pode arcar.

Revestimento este sendo os anéis de aço que precisam ser colocados nas paredes do

poço de forma a criar o duto de perfuração. Estes tubos têm entre 10-12 metros de

comprimento, de forma que para perfurar a grandes profundidades, são necessárias

algumas toneladas de armazenamento.

54

Isto estaria dentro do chamado DECK LOAD – capacidade total de carga da sonda,

englobando os revestimentos (parte mais relevante, aparentemente) + coluna de

perfuração + risers e tubulações.

Sondas com capacidade limitada de deque possuem problemas na armazenagem e

transporte de todo o equipamento necessário para a atividade de perfuração, dependendo

de barcos de apoio para auxiliar neste processo. Nas atuais condições de mercado, uma

diária destes supply boats pode girar em torno de U$ 70,000/dia, cerca de 20% do

aluguel da sonda, onerando a atividade. Um maior deck load permite à sonda ganhos de

eficiência devido à capacidade de simultaneidade das operações.

3.2.3 Posicionamento Dinâmico

Talvez um dos debates que mais geram controvérsias entre os experts no assunto,

especialmente em um cenário de crescentes lâminas d´água, temos aqui duas vertentes

principais: o convencional sistema de ancoragem VS. o sistema de posicionamento

dinâmico.

Tradicionalmente, a ancoragem restringiu as embarcações a lâminas d´águas de até

5000ft de profundidade, o que de certa forma desencoraja os newbuilds de empregarem

tal tecnologia e optarem pelo PD – embora recentes empreendimentos da Petrobrás,

como o teste piloto em Tupi, empreguem embarcações com ancoragem em lâminas

d´água consideravelmente maiores que as citadas.

55

O que se evidencia atualmente, desencadeando todo o debate com respeito ao assunto, é

que existem variações importantes em termos de custos de capital e operacionais

(recorrentes) que diferenciam os dois sistemas.

A ausência de uma superioridade clara com relação ao emprego das tecnologias é outro

fator importante. Conforme evidenciado por R.E. Steddum, Diretor do Grupo de

Arquitetura e Estruturas Navais da Transocean: "I don't think that we have ever been

able to establish that (superiority) conclusively. We have not seen a compelling analysis

that one is superior to any other one."

Em uma base econômica, observa-se que a ancoragem possui vantagens comparativas

em águas mais rasas (até ~5500ft) e em projetos exploratórios mais longos, isto incluso

a fase de desenvolvimento. Em contrapartida, DP estaria mais apto a explorar em

ultradeewater, de forma que seria quase impossível, segundo autoridades do setor, de

perfurar em águas ultra-profundas sem o sistema de Posicionamento Dinâmico, o que

pode ser combatido por novas tecnologias de ancoragem, como o pre-set mooring - no

qual o cabeamento necessário para ancoragem é colocado no local determinado antes da

embarcação chegar, acelerando o processo de instalação e diminuindo custos

consideravelmente.

Expurgando fatores locacionais como lâmina d´água, algumas comparações em termos

de custos operacionais podem ser então realizadas:

56

� INSTALAÇÃO: os custos de instalação de um sistema de DP e

um sistema de ancoragem tradicional em águas profundas são

próximos. DP é ligeiramente mais caro devido ao fato de que

existe um número considerável de requerimentos regulatórios

para a instalação do sistema e mais equipamentos eletrônicos a

implantar, onerando o processo. O maior custo do sistema DP é a

sala de máquinas separada, o que é uma exigência regulatória, de

forma que torna-se possível um backup e manutenção da posição

da embarcação em caso de incêndio ou enchente (isto pode ser

considerado mais um custo para a construção total da sonda do

que do sistema propriamente dito). Ainda, uma maior necessidade

de equipamentos eletrônicos, maior capacidade de

armazenamento de combustível (uso constante de diesel) , e a

redundância do sistema (quanto maior mais equipamentos)

contribuem para um maior custo de instalação e aquisição deste

sistema. Em contrapartida, um sistema de ancoragem não é de

todo barato, sendo que entre seus principais custos estão as

correntes (parte inicial e final da âncora – 25 metros, que

geralmente é feita de poliéster), mecanismos de coleta das

âncoras e aparato mecânico para operacional o manuseio do

sistema. No caso de um novo projeto, o investimento inicial de

curto-prazo torna a decisão neste quesito quase neutra. No caso de

um upgrade, porém, o sistema de ancoragem é superior

economicamente, uma vez que a adição de um sistema de DP em

57

uma sonda existente necessita de um grande espaço físico (e o

deck atual é cada vez mais valorizado), enquanto que a

ancoragem pode ser feita sem maiores modificações. Como nos

afirma John Vecchio, Vice-presidente de Engenharia da Diamond

Offshore: "In a retro-fit, a DP system is very expensive. For a

newbuild, they are pretty close to being in line."

� MANUTENÇÃO: a tecnologia DP faz uso de computadores, o

que envolve upgrades e desenvolvimentos de novas versões, que

implicitam uma troca constante de sistema com custos associados.

Com sistemas de ancoragem, upgrades são mais raros. Os

favoráveis ao DP não vêem este fator como um grande

empecilho. Doug Foster, Diretor de Operações da Drillship Ocean

Clipper, da Diamond Offshore, explica: "You can make software

modifications between locations. It is like changing from

Windows 3.1 to Windows 95. You don't have to take it to the

shop for that. It can still be contained in that package." Em termos

de manutenção, em contrapartida, as âncoras necessitam de

inspeção mais constante, o que compensado pelo reparo mais

barato quando comparado com o Posicionamento Dinâmico.

� OPERACIONALIZAÇÃO: o sistema de DP é ativo,estando

assim constantemente em funcionamento, impactando

consideravelmente os custos operacionais da sonda devido ao

58

grande consumo de diesel. Em contrapartida, o processo de

ancoragem é feito de forma pontual, não estando implícitos custos

recorrentes fora a instalação do aparato de mooring. Os custos do

úlitmo, por sua vez, são mais intensos na fase de instalação,

quando são necessários barcos de apoio para realizar a atividade.

Adicionalmente, o set-up time é relevante, sendo o sistema de DP

mais versátil em casos nos quais a sonda irá se locomover com

mais intensidade;

� EXPLORAÇÃO VS. DESENVOLVIMENTO – com os custos de

manter os motores em atividade constante, é praticamente não-

econômico perfurar poços que não sejam exploratórios, limitando

assim as sondas DP à existência de drilling exploratório. Na

mesma linha, dado o tempo envolvido na instalação dos sistemas

de ancoragem, uma sonda com mooring é levada ao drilling de

desenvolvimento, sendo este um processo mais longo. Cabe

ressaltar que isto não restringe obrigatoriamente esta divisão

estrutural, porém os economics levam nesta direção;

� ESPAÇO DO DEQUE – um sistema de ancoragem deepwater

necessita de um espaço considerável no deque, uma vez que isto

reduziria a necessidade de barcos de apoio para instalação do

equipamento e transporte. A sonda DP não tem grandes restrições

quanto ao espaço que necessita no deque;

59

� FATORES AMBIENTAIS – ao mesmo tempo que uma sonda

com ancoragem necessita de mais tempo para set-up, esta é muito

mais resiliente a tempestades do que uma sonda DP, a qual deverá

se deslocar para um porto próximo, atrasando consideravelmente

a perfuração;

� PREFERENCIAS DOS CONTRACTORS – Divergências são

observadas inclusive dentro da mesma empresa, com respeito a

qual sistema de posicionamento utilizar. John Vecchio, da

Diamond offshore atesta: "If it is at all achievable, I would use

mooring. This is because of smaller size of the crew, fuel

economies, and comparable, if not preferable, capital costs. Also,

there are fewer things to break (a thruster takes a lot more

maintenance than a winch). In the Gulf of Mexico, I would prefer

to use a moored rig, because historically we like to abandon the

rigs in case of a storm. You cannot do that with DP.” Em

contrapartida, Doug Foster, atualmente na Ocean Clipper

menciona: “DP provides flexibility, maneuverability, self-

contained operability, with minimal logistic support. You can do

so many things with the rig." Em contrapartida, a ancoragem é

um sistema passivo, uma vez que após instalado, o aparato não

necessita estar “funcionando” ou consumindo. Uma vantagem do

sistema de posicionamento dinâmico é sua maior velocidade de

60

set-up, uma vez que não precisa de downtime para manejo das

âncoras, ou barcos de apoio para realizar o processo.

3.2.4 Velocidade de Navegação e Estabilidade

Este aspecto difere consideravelmente navios-sonda de semi-submersíveis, sendo a

velocidade média de um navio em torno de 11 knots e de uma semi-sub 5 knots. Isto

ganha relevância em campos maiores, onde a campanha engloba vários furos,

aumentando a eficiência geral da operação. Ainda, com as novas tendências

exploratórias de cada vez mais furos em reservatórios menores e mais distantes entre si,

aumenta-se a necessidade de uma locomoção mais ágil entre sítios exploratórios, de

forma a magnificar o poder exploratório da empresa em questão.

Com relação à navegabilidade, navios têm menos estabilidade que as semis, porém os

navios atuais quase não apresentam diferenças neste sentido.

As diferentes capacitações evidenciadas entre as diferentes gerações de drilling rigs são,

segundo a indústria, menos relevantes do que as características intrínsecas de cada

estrutura em particular em comparação com seus competidores. Ganhos de eficiência

entre estruturas similares de gerações distintas variam entre 10-20%, o que não lhes

garante uma vantagem competitiva significativa caso os fatores ambientais limitantes

sejam satisfeitos por todos os competidores.

61

Com margens operacionais altas dadas pelo virtuoso ciclo da commodity nos últimos

anos, aparentemente as companhias em questão possuiriam alguma resiliência frente a

um mercado mais predatório com retornos menores. Uma avaliação das empresas de

sondas de perfuração e sua exposição a cada mercado de exploração é então relevante,

em busca de justificar as variadas decisões de investimento no setor e tentar mapear os

novos movimentos neste competitivo mercado de exploração de óleo.

3.3 AS DRILLING COMPANIES

Em busca de estudar mais a fundo as duas questões levantadas anteriormente, torna-se

necessária uma análise do desempenho das companhias dominantes neste altamente

concentrado mercado de sondas de perfuração. Através de uma análise comparativa de

margens operacionais, fluxos de caixa, custos operacionais, exposição a determinadas

regiões e estrutura da frota, busca-se analisar a mobilidade desta indústria (ou de alguns

de seus players) frente a situações de mercado drasticamente mais críticas dos que as

vivenciadas nos últimos anos no mercado de exploração de petróleo e gás ao redor do

mundo.

� TRANSOCEAN – é com grande margem a maior empresa de drilling do

mundo, contando com uma frota de 137 unidades É provedora da mais

versátil frota de unidades móveis offshore, após a aquisição da empresa

Global Santa Fe ano passado. Atualmente, Transocean opera

aproximadamente 70 floaters e 65 jackups com 10 novas sondas

62

adicionais para chegar no mercado em meados de 2009 até 2011,

possuindo mais de 50 anos de experiência e 21.000 empregados.

Enquanto o mundo hoje se adapta aos impactos de consideravelmente

mais baixos preços de petróleo, a diversificada frota de Ultradeepwater,

deepwater, harsh environment (ambientes hostis), e floaters midwater

devem continuar a gerar retornos consistentes uma vez que a maioria das

sondas já estão contratadas para os próximos anos.

TRANSOCEAN Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 2 0 6 0

Inspeção 0 0 0 0


Outros 0 0 0 0

Total 55 23 65 0

Fonte: Rigzone

39%

16%

45%

0%

Número de unidades

Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas

63

� DIAMOND OFFSHORE – a empresa possui uma das maiores frotas de

offshore drilling do mundo, possuindo um total de 46 unidades,

distribuídas com certa diversidade entre as possíveis estruturas. Emprega

atualmente cerca de 5.400 pessoas. Possui grande parte da sua frota

contratada para os próximos 2 anos, com poucas obrigações de capital –

uma vez que não possuem uma estratégia de construção de novas sondas

– e um nível de alavancagem muito baixo. Enquanto outras empresas

vêm investindo em newbuilds para incrementar sua frota, a Diamond

concentrou seus esforços em recuperar/transformar sua frota existente.

Embora a sua frota mais antiga não possua capacitações tão

impressionantes como as novas sondas que estão saindo dos estaleiros, a

empresa vem consistentemente obtendo os maiores retornos da indústria

com baixo capital investido. Esta estratégia aparentemente vem se

pagando, especialmente no ambiente atual.

65%

2%

33%

0%

Número de Unidades


64

DIAMOND Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 1 0 1 0

Inspeção 5 0 0 0


Outros 0 0 0 0

Total 30 1 15 0

Fonte: Rigzone

� PRIDE INTERNATIONAL - a empresa possui um total de 47 unidades e

emprega atualmente cerca de 7.000 pessoas. Nos últimos anos, a Pride

vem se transformando em um player de drilling offshore com grande

foco em crescimento da exploração deepwater. A companhia vendeu seus

negócios de plataformas fixas, sondas terrestres e E&P (exploração e

produção), enquanto que agressivamente construindo sua frota de águas

profundas por meio de newbuilds. A empresa ainda é muito exposta a sua

frota de jackups no Golfo do México, porém com uma clara estratégia de

atuação no potencialmente mais lucrativo mercado de perfuração em

águas ultra-profundas.

65

PRIDE Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 2 0


Outros 0 0 3 1

Total 12 6 27 2

Fonte: Rigzone

� SEADRILL – conta com 43 unidades de perfuração, das quais 13 estão

atualmente em construção e 7.000 funcionários. A companhia possui uma

estratégia de crescimento bastante agressiva, tendo encomendado

numerosos newbuilds desde o início de 2004. Baseado nos pedidos

correntes, a empresa irá se tornar o quarto maior operador de drilling em

2011. Adicionalmente, a empresa opera uma frota de jackups e tenders.

26%

13%57%

4%

Número de Unidades


66

SEADRILL Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 5 2 8 14

Outros 1 0 0 0

Total 10 4 12 17

Fonte: Rigzone

� ROWAN COMPANIES – a companhia é um player único no mercado de

rigs global, sendo especializada em high specification jackups

especialmente estruturados para operar em ambientes hostis e estruturas

mais profundas de gás natural que necessitam de mais capabilidades que

um jackup comum pode oferecer. Estes ativos tipicamente são

remunerados com dayrates diferenciadas em relação ao restante do seu

segmento de mercado.

23%

9%

28%

40%

Número de unidades


67

ROWAN Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 0 0 22 0

Outros 0 0 0 0

Total 0 0 29 0

Fonte: Rigzone

� NOBLE CORPORATION – com uma frota de alta qualidade, nos

últimos anos a empresa encomendou a construção de newbuilds para

águas profundas, possuindo atualmente a receita dividida igualmente

entre jackups e floaters e estando posicionada nas mais lucrativas bacias

exploratórias do mundo. Consistentemente, a empresa vem buscando

selecionar contratos com clientes de maior qualidade, com 60% do seu

business model sendo derivado de NOCs (National Oil Companies) ou

algumas Majors.

0%0%

100%

0%

Número de unidades


68

NOBLE Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 1 0

Inspeção 0 0 2 0

Perfurando 9 3 30 1

Outros 0 0 4 0

Total 13 4 43 2

Fonte: Rigzone

� ENSCO INTERNATIONAL – empresa primariamente exposta a

jackups, apesar de sua frota ter apresentado uma rápida diversificação em

tempos recentes. Possui forte presença no Golfo do México e Mar do

Norte. Nos próximos anos, 6 newbuilds semi-submersíveis vão entrar na

frota da empresa, diversificando a receita do mercado de jackups, o qual,

por definição, apresenta maior ciclicalidade. Apesar destas novas

unidades apresentarem capacitações mais modestas do que alguns de seus

21%

7%

69%

3%

Número de Unidades


69

concorrentes (podendo perfurar somente a 8500 ft profundidade VS.

10000 ft média), isto é consistente com a estratégia da empresa de limitar

a alocação de capital e focar em performance operacional com ativos de

alta qualidade tecnológica. A empresa apresenta nos últimos anos

algumas das melhores métricas operacionais da indústria.

ENSCO Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 1 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 0 0 40 0

Outros 2 0 1 1

Total 8 0 43 1

Fonte: Rigzone

� HERCULES – uma das maiores provedoras globais de drilling offshore

em águas rasas do mundo, contando com 3.300 funcionários.

15% 0%

83%

2%

Número de Unidades


70

HERCULES Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 4 0

Inspeção 0 0 1 0

Perfurando 0 0 21 1

Outros 0 0 8 0

Total 0 0 35 1

Fonte: Rigzone

� ATWOOD OCEANICS – a empresa possui tamanho relativamente

pequeno frente aos outros players da indústria, sendo focada em

exploração offshore em águas profundas. Com dimensões menores, a

companhia talvez possua menor poder de barganha do que outros

competidores, o que vem sendo combatido com a estratégia de colocar

seus ativos em nichos de mercado com competição limitada. Desta

forma, grande parte da sua frota foi elaborada para operar em nos menos

lucrativos mercados de midwater (2000ft a 5000 ft).

0%0%

97%

3%

Número de Unidades


71

ATWOOD Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 4 0 1 1

Outros 0 0 1 0

Total 6 0 3 1

Fonte: Rigzone

� SONGA OFFSHORE – empresa norueguesa de perfuração offshore

composta por 2 semi-subs e 1 navio-sonda possuidora de um experiente

management team.

60%

0%

30%

10%

Número de Unidades


72

SONGA Semi-submersíveis Navios-sonda Jackups Plataformas Fixas



Upgrade 0 0 0 0

Inspeção 0 0 0 0

Perfurando 2 1 0 0

Outros 0 0 0 0

Total 2 1 0 0

Fonte: Rigzone

3.4 ANÁLISE COMPARATIVA

Tendo em vista uma visão global do desempenho das diferentes companhias de drilling

ao longo dos últimos anos, cabe analisar o comportamento de suas margens

operacionais, custos operacionais, taxa de utilização da frota nos diferentes mercados

em que operam e nos diferentes tipos de rigs que compõem sua frota.

Com os números sob ótica, será possível estimar as conseqüências de um decréscimo

abrupto da receita operacional no fluxo de caixa destas companhias, de maneira que o

67%

33%

0% 0%

Número de Unidades


73

panorama do mercado, as futuras decisões de investimento e a dinâmica de exploração

no curto prazo poderão então ser vislumbrados.

3.4.1 Margem Operacional

A seguir analisa-se a margem EBITDA das empresas em questão ao longo dos anos,

consistindo na margem gerada pelas atividades operacionais das companhias antes dos

efeitos de depreciação e amortização dos ativos. É um bom indicador das capacitações

operacionais das companhias em questão, as quais são, como exposto anteriormente,

uma boa proxy do panorama geral do mercado. Foram separadas as margens de acordo

com as especificações das frotas por profundidade de perfuração:

2005 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita

Average depth (ft.) Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa

>=10.000 ft. 37,7% 23,5%

7.500 ft. - 10.000 ft. 33,8% 24,2% -10,9% 26,0% -44,6%

5.000 ft. - 7.500 ft. 4,0% 39,5% 29,9% 21,4% -18,6%

2.000 ft. - 5.000 ft. 14,0% 6,3% -26,3% -13,6% -230,1%

0 ft. - 2.000 ft. 15,3% -2,0% 18,6% 34,9% 23,9% 36,1% -10,1%

Fonte: Securities Exchange Comission (SEC)



>=10.000 ft. 45,6% 33,1%

7.500 ft. - 10.000 ft. 49,1% 47,8% 33,9% 51,1% 48,5% 100,0%

5.000 ft. - 7.500 ft. 38,3% 63,4% 35,4% 57,6% 56,8% 27,1%

2.000 ft. - 5.000 ft. 51,2% 39,5% -6,4% 6,8% -28,4%

0 ft. - 2.000 ft. -3,3% 45,9% 43,5% 57,6% 47,7% 47,2% 61,9% 12,0%


74



>=10.000 ft. 62,1% 68,2% 41,6% 45,2%

7.500 ft. - 10.000 ft. 62,5% 58,5% 49,3% 51,1% 66,8% 100,0%

5.000 ft. - 7.500 ft. 56,2% 76,7% 52,8% 61,9% 61,8% 47,7%

2.000 ft. - 5.000 ft. 66,7% 58,0% -2,3% 28,8% 38,3% 66,7%

0 ft. - 2.000 ft. 62,7% 52,9% 58,1% 67,8% 61,5% 64,9% 68,6% 42,7% 39,9% 72,5%


Inicialmente, observando estes quadros, torna-se importante salientar que uma sonda

pode ter em sua especificação um lâmina d´água superior ao utilizado na prática,

podendo possuir com isso margens piores do que o seu potencial permitiria. Nesta

abordagem, parte-se do princípio que as sondas estão sendo utilizadas no limite de suas

capacidades exploratórias. Ainda, margens operacionais negativas são justificadas por

paradas para manutenção, quebra de equipamento ou ainda quaisquer tipos de

ociosidade da sonda (como atrasos na tripulação), de forma que a geração de receita fica

comprometida, não diluindo os custos. Margens de 100% são explicadas pelo tipo de

contrato, neste caso, conhecidos como bareboat agreements, nos quais os custos

operacionais relativos à sonda são a encargo do usuário e não do operador.

Constata-se que, em uma primeira análise, ao longo dos anos o número de ocorrência de

margens operacionais negativas vem diminuindo consistentemente, o que pode ter duas

causas principais: as companhias vêm gradativamente melhorando suas práticas

operacionais e, com o mercado aquecido, sua frota vêm aumentando, de forma que

falhas operacionais dispostas por profundidade de lâmina d´água são diluídas por uma

maior quantidade de ativos.

75

Cabe observar que, ao longo dos últimos anos, com o boom do mercado de perfuração,

as margens operacionais vão aumentando, tendo efeito mais visível em profundidades

maiores.

Desta forma, em comparação ano/ano, pode-se inferir que o ambiente competitivo como

um todo sofreu um impacto positivo pela forte demanda, porém ainda mais pujante em

águas profundas.

É também visível a existência de diferenças entre os variados operadores no que tange o

tipo de ativo operado, o que poderá ser melhor evidenciado posteriormente.

Neste momento, é importante inferir que estas empresas viveram nos últimos 4 anos

tendências muito positivas em seu mercado, com altas margens e retornos sobre o

capital investido, de forma que, aparentemente, teriam hoje (salvo exceções) capacidade

de gerenciar taxas de utilização e dayrates mais baixas dos que as que vinham sendo

praticadas anteriormente.


Type of rig Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa

Barge 60,5%

Drill-ship 31,3% -11,3%

Jackup 21,0% 5,9% 22,4% 34,9% 27,0% 36,1% 13,6%

SS 2G 6,5% 3,7% -20,0% -230,1%

SS 3G 1,4% -25,2% -3,1% -13,3% -7,7%

SS 4G 18,8% 43,5% 23,1% 31,7% -23,4%

SS 5G 31,6% 39,1% -44,6%

SS 6G

Tender 32,0%

Other 40,2% 22,5% -43,9% 50,1% -47,3%


76



Barge 47,1%

Drill-ship 48,2% 44,0% 51,1%

Jackup -66,7% 48,6% 51,3% 58,1% 47,7% 48,2% 61,9% 29,6%

SS 2G 43,1% 47,6% 3,7% -28,4%

SS 3G 47,3% 16,9% 1,2% 26,5% 54,3%

SS 4G 42,8% 68,4% 35,1% 62,0% 5,4%

SS 5G 40,0% 53,8% 51,7% 100,0%

SS 6G

Tender 43,0% 60,7%

Other 41,6% 31,0% -6,7% 51,6% -14,0%




Barge 51,2%

Drill-ship 58,6% 50,0% 51,1% 66,7%

Jackup 61,6% 49,4% 58,4% 68,2% 61,5% 66,3% 68,6% 42,7% 57,5%

SS 2G 66,5% 60,4% 30,2% 38,3%

SS 3G 66,1% 45,4% 66,9% 44,6% 70,0% 72,5%

SS 4G 62,3% 77,1% 52,2% 69,9% 26,7%

SS 5G 61,7% 71,8% 51,7% 45,2% 100,0%

SS 6G

Tender 67,5%

Other 44,3% 45,2% 18,8% 61,6% 51,4% 3,5%


Conforme ressaltado anteriormente, nem todos os tipos de sondas têm capacidade de

operar em todos os ambientes, de forma que podem apresentar cenários de

oferta/demanda distintos ao longo dos anos. É o caso das plataformas fixas (Barges e

Tenders), os quais vêm se tornando cada vez mais obsoletas, perdendo espaço para

77

outros tipos de sondas e, com isso, sofrendo impacto negativo em suas margens

operacionais ou saindo de operação permanentemente.

Em contrapartida, os navios-sonda (drillships) vêm sendo cada vez mais demandados ao

longo dos últimos anos, movidos pela maior necessidade de locomoção entre os campos

– os quais são cada vez menores – e pelas suas novas capacitações em termos de

profundidade limite de perfuração e lâmina d´água atuante.

As dayrates para este tipo de sonda tiveram uma aceleração dramática, impactando

diretamente nas margens operacionais deste tipo de embarcação. Salvo problemas

operacionais pontuais de algumas companhias, a tendência de demanda para este tipo de

rig é muito promissora, o que pode ser observado pelo percentual de drillships do total

de sondas sendo construídas atualmente nos estaleiros.

A frota de navios-sonda em operação ao redor do mundo ainda é pequena, apesar desta

ser uma importante ferramenta na exploração offshore, especialmente em águas

profundas, como é o caso dos novos reservatórios gigantes encontrados em tempos

recentes. A empresa Transocean, e em menor escala Diamond e Seadrill, hoje são

destaque em operação de navios-sonda a nível mundial, tendo mantido altas margens

operacionais ao longo dos últimos anos.

Em termos de Jackups, a situação é um pouco diferente. Sendo um nicho de mercado

particular, o de águas rasas, as margens operacionais de muitas companhias não são

comparáveis entre si, isto porque não é feita a separação entre os chamados high-spec

jackups (que operam em ambientes mais críticos) e os jackups normais.

Os drivers de oferta e demanda podem ser diferentes em águas rasas, quando

comparados com as outras lâminas d´água do mercado de exploração offshore. Os

78

clientes para os jackups são, em muitos casos, empresas menores que procuram explorar

reservatórios com reservas mais tímidas do que os gigantescos campos observados em

águas profundas atualmente.

Em casos extremos, como a crise de crédito atual, estes players menores tendem, por

exemplo, a sofrer mais, devido ao seu menor porte e maior necessidade de caixa do que

as majors. Com isso, a demanda por este tipo de sonda tende a sofrer mais do que outros

tipos de rigs no curto prazo – não necessariamente os high-spec jackups – o que é

intensificado pela natureza mais curta dos contratos de aluguel de jackups praticados ao

redor do mundo.

Algumas empresas, como a Ensco (até recentemente) e a Rowan Companies, são apenas

focadas neste tipo de estrutura, possuindo ainda uma frota com grande percentual high-

spec, obtendo com isso menor volatilidade em suas margens operacionais quando

comparadas com as outras empresas de drilling. A restrição natural deste tipo de rig a

lâminas d´água rasa pode causar certa atenção nos seus proprietários em um ambiente

de extrema competitividade ou grande arrefecimento da demanda, com sondas midwater

podendo estar competindo por campos em águas rasas/médias, e ainda podendo usufruir

de benefícios como uma maior mobilidade.

Com respeito a semi-submersíveis, observa-se uma classificação entre gerações de

sondas. Atualmente sendo construídas nos estaleiros estariam as sondas de sexta

geração (SS-6G); aparentemente, porém, esta nomenclatura é utilizada mais como

referência para comercialização do ativo (marketing) e não em relação às capacitações

técnicas da estrutura, ao menos quando se tratando de gerações consecutivas de sondas,

com capabilidades muito similares em termos exploratórios.

79

Não necessariamente uma nova geração é mais evoluída do que gerações antigas, porém

sondas de 6ª geração tendem a conseguir operar em ambientes mais hostis, como águas

ultra-profundas, uma vez que foram construídas sob a ótica exploratória vigente.

Desta forma, apesar de não haverem mudanças dramáticas entre gerações subseqüentes,

seria esperado um incremento de margens operacionais ao longo das várias gerações de

semi-submersíveis, uma vez que os ativos são mais novos (mas não obrigatoriamente

mais capazes) e podem apresentar inovações que tornem mais prática e preferível sua

utilização. Esta diferenciação pode ficar mais evidente nos anos mais distantes, como

2005/2006. Em anos mais recentes, porém, o mercado aquecido padronizou os retornos

das diferentes gerações de semis.

Diferentes regiões do mundo apresentam dinâmicas particulares para tipos pontuais de

sondas de perfuração. Podemos agora observar o desempenho dos diversos mercados de

drilling:

80

3.4.1.1 Navios- Sonda

Drill-Ship 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita

Country Transocean Diamond Pride Seadrill Rowan Noble Ensco Hercules Atwood Songa

Africa 68,1%

Asia 53,6%

Australia

Caspian Sea

Europe 51,1%

GoM 51,5%

Mediterranean

Middle East

North America

North Sea

South America 65,4% 50,0%

Other 21,7% 66,7%


Observamos que mercados como África e América do Sul, com características de

exploração offshore em lâminas d´água mais profundas, apresentam uma demanda mais

aquecida por este tipo de sonda, de forma que isto impacta positivamente nas margens

operacionais dos navios-sonda ao longo dos anos nestas duas regiões. Esta estrutura de

exploração é muito utilizada em deepwater, sendo um dos principais focos dos

estaleiros atualmente, tendo em vista as novas descobertas de reservas globais de grande

porte em águas cada vez mais profundas.

Com destaque praticamente absoluto entre as drillers temos a Transocean, possuindo a

maior frota de drillships do mundo, conseguindo refletir sua hegemonia e escala em

maiores margens operacionais.

81

3.4.1.2 Jackups

Jackup 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita


Africa 64,1% 53,7% 18,6% 72,3% 73,3% 70,8% 39,3%

Asia 65,8% 38,2% 69,6% 70,4% 65,2% 72,9% -20,2% 57,5%

Australia 75,6% 77,7%

Caspian Sea 63,9%

Europe 68,7% 73,3% 63,2% 54,6%

GoM 49,6% 56,5% 57,1% 67,4% 63,6% 50,7%

Mediterranean

Middle East 56,9% 35,5% 54,6% 56,9% 61,3% 42,9%

North America 63,0% 41,6% 61,5% 69,5% 54,6% 44,5%

North Sea 37,8% 66,7% 67,5% 73,9%

South America

Other 21,4% 54,5% -26,8% 52,9%


Analisando a dinâmica do mercado de jackups ao longo dos últimos anos, verifica-se a

nítida divisão de regiões neste competitivo mercado de águas rasas. Observa-se que as

empresas optam por operar aproximadamente nas mesmas regiões durante longos

períodos de tempo, sendo que há a predominância de high-spec jackups nas regiões do

Mar do Norte e Golfo do México, onde as condições exploratórias exigem estruturas

mais resistentes a intempéries ambientais.

Com destaque entre as empresas operadoras de jackups temos a Ensco, a qual até alguns

anos atrás possuía sua frota totalmente exposta a este tipo de sonda de perfuração, com

altas taxas de utilização e magnificando suas margens operacionais. Do ponto de vista

de high-spec jackups, temos a Rowan Companies como uma reconhecida operadora.

82

3.4.1.3 Semi- Submersíveis

SS 2G 2007 EBITDA MARGIN (%) - ponderada pela receita


Africa 69,0% 57,1% 47,9%

Asia 73,6%


Caspian Sea

Europe 64,6% 38,3%

GoM 51,6%

Mediterranean

Middle East

North America 60,7%

North Sea 61,6%

South America 49,1% 62,0% -2,3%

Other




Africa 68,4% 69,2% 70,0%

Asia 73,6%


Caspian Sea

Europe 72,4% 54,1%

GoM 64,5% 49,5%

Mediterranean

Middle East 74,5%

North America 40,8%

North Sea 62,5% 58,3%

South America 56,7% 25,9% 64,5% 4,8%

Other


83



Africa 61,0% 74,6% 36,1%

Asia 49,3% 48,4%


Caspian Sea

Europe 58,1%

GoM 73,5% 80,7% 76,9%

Mediterranean

Middle East

North America 71,6%

North Sea 66,7%

South America -3,6% 34,2% 39,9% 48,5%

Other




Africa 52,9%

Asia 75,6%

Australia

Caspian Sea

Europe 51,7%

GoM 64,1% 70,3% 45,2% 100,0%

Mediterranean

Middle East

North America

North Sea

South America

Other


Com relação a semi-submersíveis de segunda geração, mais antigas do que suas pares

de gerações posteriores, temos a Diamond como a empresa mais exposta, em termos

84

relativos. Assim como em navios-sonda, temos que os mercados que melhor remuneram

a operação são focados em exploração em águas mais profundas, como África e

América do Sul, o que reitera a tese de que, embora menos evoluídas tecnicamente,

semi-submersíveis de gerações anteriores conseguem operar em ambientes

competitivos, concorrendo com sondas “estado-da-arte”.

O termo “geração” de uma sonda inicialmente era denominado em função da década em

que a sonda foi construída, de forma que evoluções tecnológicas ocorridas durante este

espaço de tempo ajudavam a diferenciar os diferentes ativos. Mais recentemente, porém,

é consenso na indústria que esta denominação ganhou um caráter estritamente

comercial, de modo que poucas inovações técnicas teriam ocorrido entre uma sonda de

4ª Geração (4G) e uma sonda de 5ª Geração (5G), por exemplo. Estas, por sua vez,

apresentam capabilidades referentes às novas fronteiras exploratórias vigentes,

conseguindo obter maior eficiência em ambientes que antes não eram o foco principal

das outras gerações, sem que com isso inviabilize estas últimas de explorarem

competitivamente estes ambientes, como podemos evidenciar pelas suas margens

operacionais relativamente próximas.

85

3.5 EXPOSIÇÃO OPERACIONAL DAS EMPRESAS

3.5.1 Navios-Sonda

Drill-Ship % of TOTAL EBITDA 2007


Africa 5,5%

Asia 3,2%

Australia

Caspian Sea

Europe 9,9%

GoM 3,3%

Mediterranean

Middle East

North America

North Sea

South America 2,6% 2,3%

Other 0,2% 54,9%

TOTAL 14,8% 2,3% 0,0% 9,9% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 54,9%


Apesar das companhias apresentarem clara movimentação em favor dos chamados

navios-sonda, representando uma parcela considerável dos newbuilds sendo atualmente

construídos, temos que basicamente duas empresas de porte possuem uma exposição

considerável neste tipo de estrutura, sendo elas a Transocean e a Seadrill. A tendência é

que este percentual cresça em praticamente todas as empresas avaliadas, com seu

portfólio gradativamente voltando-se à exploração offshore, no qual os navios-sonda

possuem atributos exploratórios que lhe garantem preferência por parte dos drilling

contractors.

Em termos de drill-ships em construção, temos o seguinte cenário:

86

Navios-sonda

Construção

No

mercado

Transocean 9 14

Diamond 0 1

Pride 4 2

Seadrill 2 2

Rowan 0 0

Noble 1 3

Ensco 0 0

Hercules 0 0

Atwood 0 0

Songa 0 1

% adições 69,6%

Fonte: Banco UBS PActual

Evidenciamos, com isso, que a concentração de navios-sondas tende a aumentar ainda

mais, de modo que as empresas que atualmente dependem da maior parte da sua

geração operacional de resultados deste tipo de sonda são as que justamente estão com

mais estruturas em construção. A adição de drillships em relação à frota atual é

considerável.

87

3.5.2 Jackups

Jackup % of TOTAL EBITDA 2007


Africa 7,2% 1,1% 0,3% 9,6% 11,9% 6,0% 6,9%

Asia 17,4% 2,6% 5,7% 17,7% 2,8% 21,9% -2,4% 31,0%


Caspian Sea 0,5%

Europe 1,2% 0,7% 13,7% 3,0%

GoM 0,2% 7,0% 20,3% 39,2% 18,9% 49,5%

Mediterranean

Middle East 2,2% 1,1% 35,9% 14,3% 10,5% 2,7%

North America 0,7% 2,4% 19,4% 21,0% 1,0% 5,4%

North Sea 1,4% 15,8% 15,8% 27,2%

South America

Other 0,2% 3,5% -0,5% 1,0%

TOTAL 31,0% 13,9% 46,8% 49,2% 100,0% 65,9% 94,2% 62,1% 31,0% 0,0%


No mercado de jackups, percebemos um grande número de empresas com exposição

relevante, destacando-se as companhias que dependem quase que exclusivamente deste

tipo de sonda para sua geração de caixa operacional, sendo estas: Rowan companies e

Ensco. Em termos absolutos, como já citado anteriormente, temos que a Transocean é

ainda o player mais relevante no disputado mercado de jackups, tendo atuação em quase

todas as regiões do globo.

88

Jackups

Construção No mercado

Transocean 0 65

Diamond 0 15

Pride 0 27

Seadrill 4 8

Rowan 7 22

Noble 1 42

Ensco 0 43

Hercules 0 35

Atwood 1 2

Songa 0 0

% adições 5,0%

Fonte: Banco UBS PActual

Com respeito a adições à frota existente, temos que poucos investimentos estão sendo

feitos atualmente, de modo que a frota presente no mercado vem aparentemente sendo

suficiente para suportar a demanda do mercado.

Com a recente crise de crédito, esta situação tende a estressar, de forma que o mercado

antes em equilíbrio provavelmente ficará com excesso de oferta, salvo exceções no

mercado high-spec.

Com contratos de menor prazo, e com clientes de menor porte e sem grandes recursos

em termos de disponibilidade de capital, este mercado tende a sofrer mais rápido do que

o de exploração em águas profundas.

89

3.5.3 Semi-Submersíveis

SS 2G % of TOTAL EBITDA 2007


Africa 1,1% 1,8% 4,7%

Asia 4,4%

Australia 1,9% 3,6%

Caspian Sea

Europe 6,2% 13,6%

GoM 2,1%

Mediterranean

Middle East

North America 4,2%

North Sea 1,7%

South America 0,5% 3,2% -0,1%

Other

TOTAL 5,1% 25,4% 4,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 13,6% 0,0%




Africa 5,3% 6,2% 38,8%

Asia 4,0%


Caspian Sea

Europe 4,9% 5,3% 25,2%

GoM 0,9% 1,8%

Mediterranean

Middle East 1,4%

North America 0,3%

North Sea 6,2% 2,7%

South America 3,5% 2,3% 5,4% 0,1%

Other

TOTAL 26,6% 11,0% 11,5% 0,0% 0,0% 4,6% 0,0% 0,0% 38,8% 45,1%


90



Africa 2,4% 9,7% 1,0%

Asia 3,4% 13,1%

Australia 1,4% 2,6%

Caspian Sea

Europe 3,3%

GoM 4,9% 29,2% 18,4%

Mediterranean

Middle East

North America 4,7%

North Sea 2,6%

South America 0,0% 1,1% 8,8% 1,9%

Other

TOTAL 14,6% 30,3% 21,9% 0,0% 0,0% 26,0% 0,0% 0,0% 15,7% 0,0%




Africa 1,4%

Asia 5,2%

Australia

Caspian Sea

Europe 10,1%

GoM 6,1% 12,0% 1,5% 4,8%

Mediterranean

Middle East

North America

North Sea

South America

Other

TOTAL 7,5% 17,1% 0,0% 10,1% 0,0% 1,5% 4,8% 0,0% 0,0% 0,0%


91

Com respeito a semi-submersíveis, temos em destaque Transocean, Diamond e Pride,

com estratégias distintas de alocação do portfólio de sondas:

% do EBITDA 2007 Transocean Diamond Pride

SS 2G 5,1% 25,4% 4,6%

SS 3G 26,6% 11,0% 11,5%

SS 4G 14,6% 30,3% 21,9%

SS 5G 7,5% 17,1% 0,0%

Semi-submersíveis 53,8% 83,8% 38,0%

Fonte: Autor

Temos que, apesar das três empresas possuírem grandes exposições relativas a semi-

submersíveis, a exposição da Diamond é consideravelmente maior em termos relativos,

e particularmente concentrada em sondas mais antigas, como sua estratégia implícita.

Atualmente, as três empresas correspondem a 80% do mercado de semi-submersíveis

mundial.

Semi-submersíveis

Construção No mercado

Transocean 1 54

Diamond 0 30

Pride 0 12

Seadrill 4 6

Rowan 0 0

Noble 3 10

Ensco 6 2

Hercules 0 0

Atwood 2 4

Songa 0 2

% adições 13,3%

Fonte: Banco UBS Pactual

92

Em termos absolutos, estão sendo adicionados o mesmo número de semi-submersíveis e

navios-sonda, porém em termos relativos, em relação à frota existente, observa-se que

os investimentos neste tipo de estrutura não demonstram crescimento tão dramático: as

drilling majors demonstram alguma preferência pelas estruturas de navios-sonda.

3.6 LIQUIDEZ DE CURTO PRAZO E FLEXIBILIDADE OPERACIONAL

No curto prazo, como evidenciado anteriormente, estas empresas tem alguma resistência

a um mercado menos favorável (diferentemente do resto do setor de óleo e gás) por

alguns fatores inerentes ao seu business em particular:

� As sondas de perfuração, especialmente navios-sonda e semi-submersíveis, dado

o grande aquecimento deste mercado exploratório nos últimos dois anos, já estão

contratadas antecipadamente por certo período de tempo, constituindo um forte

backlog que permite a estas companhias repensarem sua estratégia com uma

visão construtiva de maior prazo. Empresas com grande exposição ao mercado

de jackups, caracterizado por contratos mais curtos, podem ter problemas na

renovação contratual da sua frota já no curto prazo, gerando certa insolvência

operacional;

� O alto nível de caixa frente às obrigações e dívidas (alavancagem) garante a

estas empresas uma maior maleabilidade de suas margens operacionais,

conseguindo operar sem os mesmos retornos dos últimos anos – os maiores da

história da indústria – por um maior espaço de tempo.

Com isso, os planos de investimento destas empresas podem ser retrabalhados de forma

a avaliar, principalmente, a alocação de capital em aquisições e não necessariamente em

93

novas estruturas saindo dos estaleiros, consolidando o mercado que em tempos recentes

observou a entrada de novos players sem grande musculatura ou capacitação

operacional para competir em um ambiente mais predatório de dayrates e taxas internas

de retorno.

94

4 OFERTA E DEMANDA DE PETRÓLEO

Apesar da crise global provocar uma queda vertiginosa da demanda pela commodity em

nível mundial, temos que a tendência secular do óleo permanece intacta: as reservas por

poço irão continuar a diminuir, de forma a influenciar os custos exploratórios e o

número de poços a serem perfurados em busca de um mesmo volume final de óleo. À

medida que a oferta mundial vem se tornando cada vez mais escassa e mais cara de ser

explorada, pressão positiva irá ocorrer sobre os preços deste ativo energético.

Flutuações de curto prazo poderão ainda ocorrer, uma vez que os preços tendem a

oscilar entre o custo marginal de produção (limite inferior) e o preço de destruição de

demanda (limite superior).

Fonte: Consultoria Bernstein

Estudos indicam que o crescimento do PIB mundial é significativamente o fator que

mais influencia nos preços de petróleo, sendo a sensibilidade a esta variável distinta

entre os diversos países, com os países desenvolvidos exercendo forte influencia neste

95

diagnóstico, em particular os EUA. Observa-se ainda que a demanda é concentrada em

poucos países, sendo destaques os EUA, Japão e China:

Fonte: Consultoria Bernstein e International Energy Agency (IEA)

Estes países estão sendo particularmente atingidos pela crise de crédito que se instalou

recentemente:

Fonte: Consultoria Bernstein Japanese Bureau of Statistics, respectivamente

96

Como podemos evidenciar, duas das economias mais dependentes de petróleo do

mundo apresentam fortes indícios de retração da demanda pela commodity. No primeiro

quadro, os EUA, com considerável redução dos km percorridos, gera impacto direto na

demanda por derivados de óleo, de forma a repercutir por toda a cadeia exploratória. No

segundo quadro, na mesma linha, temos que o Japão já apresenta, mesmo após forte

crescimento da demanda por gasolina em meses anteriores, uma queda consistente na

procura pela commodity e seus derivados.

4.1 ANÁLISE DE LONGO PRAZO

A teoria econômica sugere que, ao longo do tempo, o custo marginal de produção é

igual ao preço de longo prazo da commodity, uma vez que qualquer produtor racional

iria investir mais quando retornos estão acima do nível normal e reduzir produção

quando os retornos são insatisfatórios.

No mercado de óleo e gás, os principais drivers dos custos do produtor marginal são as

reservas médias por poço, o número de poços, a complexidade dos poços e o capital

investido para fins exploratórios. Quando as reservas por poço caem e o número de

poços explorados aumenta – o que vem acontecendo nos anos recentes – o capital

empregado pela indústria e o custo marginal do produtor sobem. Hoje, está

gradativamente mais difícil encontrar reservas energéticas, de forma a consolidar esta

dinâmica nos anos que seguem.

Seguindo o raciocínio, a indústria aparentemente encontra-se em um ciclo de

sustentável inflação do custo marginal, o que deve contribuir para elevar o preço da

commodity, conforme é historicamente evidenciado:

97

Fonte: Consultoria Bernstein

Quanto maior a demanda e mais cara se torna a extração desta demanda adicional, a não

ser que seja evidenciada uma forte ruptura no consumo da commodity, como é o caso

atual – não sendo necessários os novos aumentos da produção, e reduzindo o custo

marginal – os preços de petróleo no longo prazo tendem a ter pressão positiva.

4.1.1 Anatomia da Demanda

Observamos que a maioria do consumo de petróleo está localizado na América do Norte

(30% em 2007), sucedida pela Europa (18% em 2007). Por produtos, temos que o diesel

(28% em 2007) e gasolina (26% em 2007) são os maiores componentes do consumo.

Estes dois produtos tendem a ser altamente alavancados pelo consumidor, sendo mais

representativos em regiões mais desenvolvidas do que em outras.

98

Fonte: International Energy Agency (IEA)

Embora os EUA sejam responsáveis pela maior parte do consumo (24%), este país não

foi o driver mais importante de crescimento de demanda do óleo em anos recentes.

Durante 2004-2007, a China e Oriente Médio apresentaram as mais altas taxas de

crescimento de demanda por petróleo do mundo, seja em termos relativos ou absolutos.

Fonte: Consultoria Bernstein e International Energy Agency (IEA)

99

4.1.2 Anatomia da Oferta

A magnitude da destruição de demanda é sem dúvida uma importante variável da

equação que irá determinar aonde os preços de óleo irão se estabilizar e quão rápido se

dará uma retomada nos níveis da commodity. O colapso da demanda global de óleo está

corretamente concentrando as atenções do mercado atualmente, o que, segundo

especialistas, pode inclusive piorar ainda no curto prazo, com grande probabilidade de

emanar da economia chinesa – uma grande incógnita para grande parte dos investidores.

Porém, hoje talvez oculta no turbulento cenário global, existe uma grande mudança no

lado da oferta, o que deverá começar a preocupar especuladores ainda no curto prazo. A

base da oferta mundial de petróleo é, nos tempos recentes, muito mais dependente de

reservatórios maduros e super-maduros do que era nas últimas duas rupturas de

demanda: Ciclos de alta no preço do óleo levam, historicamente, a relevantes aumentos

na oferta por parte dos países fora na OPEC alguns anos depois, uma vez que níveis

altos da commodity garantem influxo de caixa suficiente a ponto de incentivar a

resolução de desafios técnicos que antes impediam acesso a novas reservas.

100

Fonte: Banco Credit Suisse

Este foi o caso entre 1973-78 (EUA, México, Egito, China, Malásia), em 1979-84

(Inglaterra, Noruega, Índia, Médico, Brasil, EUA) e novamente em 1987-96 (Noruega,

Canadá, México, Argentina, Brasil, Colômbia, Omã, Síria). Em contrapartida, durante a

ruptura de preços de 1998-99, contribuições das províncias tradicionais externas à

OPEC estavam em declínio, e a recuperação na oferta foi quase que totalmente devida à

restauração do antigo sistema de produção e desenvolvimento russo.

Em períodos recentes, observaram-se mudanças nas taxas de depleção de determinados

campos de altas maturidades. Em patamares de preços de petróleo elevados, tornam-se

economicamente viáveis esforços de recuperação que antes não eram a níveis da

commodity mais modestos. O campo U.S. lower – 48 é um bom exemplo deste

fenômeno. Possuindo uma taxa de declínio de 4% entre 1991-2004, um dos

reservatórios mais maduros do mundo evidenciou um período de inflexão de produção

entre 2005-2008 (período de forte crescimento do preço do óleo), como podemos

observar:

101

Fonte: Banco Credit Suisse

O mesmo padrão é observado no Canadá, Inglaterra e Noruega. Preços da commodity

evoluindo mais rápido que os custos da indústria, em grande parte do ciclo de

crescimento, permitiram campos maduros mitigar antes estabelecidas taxas de declínio

da produção, majoritariamente via esforços de recuperação.

Fonte: Centro de Estatísticas do Canadá (StatsCan); Centro de Estatísticas do Reino Unido (UK DOE); Centro de Pesquisa

Petrolífera da Noruega (Norwegian Petroleum Directorate)

102

Caso seja adicionada ao problema exploratório dos campos maduros a redução

generalizada de investimentos pelas majors, é possível que exista uma considerável

redução na produção dos países não membros da OPEC. A depleção é um efeito forte e

seu efeito é multiplicativo (taxas compostas); a atual redução do capex por parte das

empresas do setor sinaliza que as chances do esperado crescimento de produção dos

países fora da OPEC (vivido em momentos anteriores) estão diminuindo, e não

aumentando.

Com respeito aos países membros do cartel em questão, observa-se moroso esforço em

adicionar nova capacidade de produção de óleo. Altos preços de óleo geraram conforto

em alguns membros, como era de se esperar, acarretando menos investimentos do que o

necessário e um menor senso de urgência com respeito à tomada de decisão. Para

relevantes membros do cartel, como a Arábia Saudita, a política de investir com atrasos

em relação à curva de demanda aparentemente permanece. Diferentemente de 1979-85,

países membros têm exibido considerável cautela com respeito a grandes novos

empreendimentos.

103

5 CONCLUSÃO

A indústria de óleo & gás tem focado seu debate no custo do produtor marginal,

analisando para isso os custos operacionais de variadas unidades produtivas, tentando

aferir o menor preço de óleo a partir do qual os produtores iriam simplesmente

“desligar” seu portfólio de ativos. Este procedimento de avaliação não é o ideal para

negócios nos quais o elemento da depleção participa intensamente. Na prática, existe

uma quantidade relevante da oferta marginal que necessita de preços de óleo bem acima

dos custos operacionais para que sejam levados ao mercado.

Estes são majoritariamente barris de curto prazo em campos maduros, produzidos via

decisão de perfurar um poço marginal ou adicionar infra-estrutura extra de recuperação

e desenvolvimento. Neste caso, seria razoável adicionar ao custo operacional estes

custos de capital. O custo marginal de produção, em 2008, foi de aproximadamente U$

65/barril, implicitando que nos níveis atuais de óleo a U$50/barril, a produção marginal

deve começar a contrair mesmo com os preços da commodity estando acima da antiga

noção de custo operacional.

Uma falta de investimento na atividade de exploração e produção – por um cenário de

falta de crédito global e preços da commodity depreciados – pode magnificar um

estrangulamento da oferta no médio prazo, de forma que, em busca de combater o efeito

depletivo das reservas de petróleo, serão necessários esforços cada vez mais

consistentes de recuperação dos campos antigos e em busca de reservas novas.

Com respeito a esta última tendência, chega-se na necessidade de permanência de

sólidos investimentos em sondas de perfuração, de modo a continuar a procura por

novas fronteiras exploratórias em um cenário de redução natural da oferta mundial de

104

óleo, acentuada por uma redução no investimento devido às baixas taxas de retorno

proporcionadas por uma commodity depreciada. A seguir temos estimativas dos

investimentos das companhias de exploração e produção globais para o ano de 2009;

tendo em vista a crise de crédito, já se observa alguma redução no capital a ser

empregado no setor:

Fonte: Banco Banco UBS Pactual

105

5.1 A EXPANSÃO DO DRILLING NA CRISE MUNDIAL

O nível de investimento evidenciado nas empresas de E&P está diretamente

correlacionado ao mercado de drilling, uma vez que são estas empresas que, detentoras

das reservas de óleo e gás, contratam as empresas de sondas de perfuração para produzir

e explorar suas reservas.

Um desaquecimento do volume de capital empregado por estas empresas se reflete por

toda a cadeia produtiva do setor, afetando a indústria de serviços de forma geral.

É notável que, tendo em vista as características inerentes aos reservatórios de óleo,

principalmente o efeito depletivo da produção, há a necessidade de alocar recursos para

manter níveis de produção ao menos constantes, seja por meio de esforços de

recuperação, seja por meio de esforços exploratórios em busca de novas reservas para

compensar as antigas já depreciadas. Neste último caso, recorre-se diretamente ao

mercado de drilling rigs, o qual ainda permanece relativamente aquecido mesmo no

atual tempo de crise.

A demanda pela atividade de perfuração irá continuar a existir, sendo ainda agravada

por uma possível falta de investimentos em recuperação da produção no curto prazo –

este inviável dados os atuais níveis de preços de óleo. Com isso, o efeito depletivo tende

a aumentar no médio e longo prazos, enaltecendo a busca por novas fronteiras

exploratórias em um futuro próximo.

Em termos de caixa e margens, observamos que as empresas de drilling possuem

relativo conforto, de forma que seriam viáveis para a indústria reduções significativas

nas dayrates dos contratos a serem renovados em tempos recentes. Em contrapartida,

106

temos que estas companhias já possuem grande parte da sua frota contratada a taxas

altas e rentáveis, podendo postergar os efeitos da crise com certa propriedade.

Os fundamentos do preço do petróleo no longo prazo são de fato promissores, sendo

estes exacerbados por uma presente crise de crédito que, em última análise, diminui o

retorno dos investimentos e mutila o poder de alocação de capital das empresas de E&P

que hoje se vêem imersas em grande incerteza mercadológica.

Em reflexo a esta tendência, já se consegue observar uma maior vacância dos slots nos

estaleiros para construção de novas sondas, com companhias de drilling de menor porte

rompendo contratos e vendendo seus ativos, o que pode ainda prejudicar o potencial

exploratório global no curto prazo. Tendências consolidadoras, neste sentido, são

largamente esperadas pelos participantes deste mercado.

Nunca na história recente as empresas de sondas de perfuração tiveram tamanho volume

de receitas já contratado (backlog) o que lhes garante espaço para tomada de decisões

no curto prazo de forma mais segura do que o restante da indústria de óleo e gás. O

futuro para as companhias sobreviventes tende a guardar grandes oportunidades.

107

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. http://www.rigzone.com acessada em 10/08/2008;

2. http://www.sec.gov acessada em 15/09/2008;

3. http://www.deepwater.com acessada em 10/07/2008;

4. http://www.diamondoffshore.com acessada em 12/07/2008;

5. http://www.seadrill.com acessada em 12/07/2008;

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