boletim anp – petróleo e pd – edição nº29 (janeiro 2016)
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UFPR, em parceria com Frade Japão, oferece curso de extensão de Geoquímica de Sedimentos Carbonáticos
De 29 de fevereiro a 4 de março, será realizado o
curso de extensão “Geoquímica de Sedimentos
Carbonáticos”, oferecido pelo Laboratório de
Análise de Minerais e Rochas (Lamir) da
Universidade Federal do Paraná (UFPR) em
parceria com a concessionária Frade Japão e a
Universidade de Hiroshima (Japão).
O conteúdo ministrado no curso deriva de
resultados obtidos no projeto Geobiocal, projeto
de P&D em uma área ainda pouco conhecida e
divulgada no Brasil, a geomicrobiologia. O
objetivo do projeto Geobiocal é compreender o
ambiente deposicional e os sinais
biogeoquímicos dos microbialitos recentes,
rochas carbonáticas associadas a atividades
microbiais, bem como suas propriedades
petrofísicas como rocha reservatório em
diferentes escalas. Tendo em vista a quantidade
de informações obtidas durante as etapas de
campo e profícua troca de conhecimento entre a
UFPR e a Universidade de Hiroshima, o curso
oferecido pelo programa de pós-graduação em
Geologia da UFPR foi organizado com o
objetivo de compartilhar o conhecimento
adquirido durante a execução do projeto e
incentivar esse tipo de estudo em universidades
brasileiras, além de introduzir e debater novos
conceitos nesta área ainda em estágio
embrionário no Brasil.
O curso será ministrado para convidados, dentre eles
alunos de pós-graduação de universidades brasileiras.
Seus instrutores são: Profa. Dra. Judith Mckenzie
(Sedimentologia e Geoquímica), do Instituto Federal de
Tecnologia da Suíça/ETZ Zurique; Profa. Dra. Anelize
Bahniuk (Sedimentologia e Geoquímica), da
UFPR/Lamir; Dr. Crisogono Vasconcelos
(Geomicrobiologia e Geoquímica), do Instituto Federal
de Tecnologia da Suiça/ETZ Zurique; Prof. Dr. Fumito
Shiraishi (Paleontologia e Geoquímica), da
Universidade de Hiroshima
Ainda no âmbito do projeto Geobiocal, será gerado o
Atlas Mineral (Catálogo de Microbialitos), um banco
de dados contendo imagens de depósitos travertinos e
tufas resultantes dos trabalhos de campo conduzidos no
Brasil e no Japão ao longo do projeto. Para mais
informações sobre o curso e o projeto, acesse
www.lamir.ufpr.br.
Entrevista: Ricardo Franciss,
vencedor da categoria III, do Prêmio ANP
p.3
BG Group e ITA desenvolvem projeto de
motor de fundo descartável p.5
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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EXPEDIENTE
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
Diretora-geral Magda Maria de Regina Chambriard
Diretores José Gutman Waldyr Martins Barroso
Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico Tathiany Rodrigues Moreira de Camargo - Superintendente Luciana Maria Souza de Mesquita – Superintendente-Adjunta José Carlos Tigre – Assessor Técnico de Mercado e Política Industrial
Roberta Salomão Moraes da Silva – Assistente de Comunicação Denise Coutinho da Silva – Assistente de Georreferenciamento
Secretárias Maria de Fátima Marinzeck Barreiros Rosane Cordeiro Lacerda Ramos
Coordenação de Projetos de P&D Anderson Lopes Rodrigues de Lima – Coordenador Geral Antônio José Valleriote Nascimento Claudio Jorge Martins de Souza Joana Duarte Ouro Alves Leonardo Pereira de Queiroz Maria Regina Horn
Coordenação de Fiscalização de P&D Marcos de Faria Asevedo – Coordenador Geral Aelson Lomonaco Pereira Alex de Jesus Augusto Abrantes Luiz Antonio Sá Campos Moacir Amaro dos Santos Filho
Coordenação de Formação e Capacitação Profissional Eduardo Torres – Coordenador Geral Bruno Lopes Dinucci Diego Gabriel da Costa Mirian Reis de Vasconcelos Rafael Cruz Coutinho Ferreira
Coordenação de Estudos Estratégicos Alice Kinue Jomori de Pinho – Coordenadora Geral Jacqueline Barboza Mariano José Lopes de Souza Krongnon Wailamer de Souza Regueira Márcio Bezerra de Assumpção Ney Mauricio Carneiro da Cunha Patricia Huguenin Baran Victor Manuel Campos Gonçalo
Elaboração Denise Coutinho da Silva Roberta Salomão Moraes da Silva Victor Manuel Campos Gonçalo
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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“A ideia (da Petrobras) era desenvolver tecnologia sem grandes aportes de recursos”.
A atividade de pesquisa e
desenvolvimento (P&D) cada vez
mais impulsiona o avanço
tecnológico das empresas. Na
indústria de petróleo e gás não é
diferente. A Petrobras, por exemplo,
alcançou competitividade
internacional investindo também no
setor de P&D. Um projeto que é
retrato desse investimento é o
Sistema de Boia de Sustentação de
Riser (BSR), vencedor da categoria
III do Prêmio ANP de Inovação
Tecnológica 2015. Ele consiste em
uma boia submersa, ancorada no
fundo do mar por um conjunto de
tendões, com o objetivo de impedir
que os movimentos do navio-
plataforma sejam transmitidos
integralmente aos risers rígidos. A
boia reduz o esforço sobre os risers,
aumentando sua vida útil mesmo em
condições oceanográficas severas.
Nessa entrevista, Ricardo Franciss,
coordenador do projeto
desenvolvido no Centro de
Pesquisas & Desenvolvimento
Leopoldo Américo Miguez de Mello
da Petrobras (Cenpes), explica suas
vantagens e impactos na área de
Exploração e Produção (E&P).
O projeto BSR envolveu muitas
empresas em sua concepção e
desenvolvimento. Como foi a
participação de cada empresa?
Ricardo Franciss: O projeto
conceitual foi concebido dentro das
instalações do Cenpes. Quando
necessitamos verificar seu
comportamento, realizamos testes
com modelos reduzidos no Instituto
de Pesquisas Tecnológicas (IPT).
Lá, obtivemos a confirmação das
nossas análises numéricas iniciais.
Depois, partimos para uma boia
maior, já no formato de anel
retangular, para o cenário do campo
de Roncador, com 1.800 metros de
lâmina d'água. Então realizamos,
em meados de 2002, testes com
modelos reduzidos no Marin,
instituto de pesquisas marítimas na
Holanda, com o objetivo de testar o
comportamento do sistema BSR e
dos risers. O tanque oceânico do
Marin, com 10 metros de
profundidade, era um dos poucos
lugares do mundo onde se poderia
testar essa tecnologia. Após a
indicação de que o sistema
funcionava como previsto, faltava a
análise da instalação do conjunto
boia + riser. Para essas análises,
contratamos a Subsea7 no intuito de
viabilizar a operação de instalação.
Porém, persistia a dúvida quanto à
sua instalação. Então partimos para
o projeto de uma boia protótipo,
com o objetivo de verificar o
procedimento de instalação. Esse
teste teve a cooperação da Marinha,
do Tanque de Provas Numérico da
Universidade de São Paulo (TPN-
USP) e da E-xcellentia nas análises
estruturais e de ancoragem. E a boia
protótipo foi instalada com sucesso
no Campo de Congro, na Bacia de
Campos. Para o pré-sal, demos
mais um passo: a boia, agora
chamada de Boia de Sustentação de
Risers, tinha um número diferente
de risers, com funções distintas, e
estaria ancorada um uma lâmina
d’água maior. Para isso, em 2008,
realizamos ensaios no novo tanque
oceânico da Coppe/UFRJ - o
LabOceano - onde viabilizamos um
outro procedimento de instalação.
Com a comprovação de que a
tecnologia estava madura para esse
novo cenário, a Petrobras convidou
várias empresas a participarem de
um Design Competition. A Subsea7
foi a vencedora desse evento e
subcontratou as empresas 2H
(brasileira) e IntecSea (americana),
que efetuaram as análises
estruturais e de seu procedimento
de instalação. Além disso, a
empresa realizou ensaios
experimentais no Marin, visto que o
tanque possuía disponibilidade de
cronograma. Dentre as instituições,
as que mais participaram foram o
IPT (com testes de modelo
reduzido) e a Coppe/UFRJ (com
análises numéricas e ensaios), além
do TPN-USP, que fez análises
acopladas do conjunto BSR/FPSO.
Quais são as dimensões e os
elementos que formam a BSR?
Ricardo Franciss: As dimensões
da BSR são: comprimento de 40 m,
largura de 52 m e a largura do
pontoon de 14 m. As alturas dos
membros estruturais são 10 m do
lado dos risers rígidos (SCRs) e 5 m
do lado dos risers flexíveis
(jumpers). Na lateral, a altura passa
de 10 m para 5 m suavemente e sua
largura é de 4 m. Seu deslocamento
total é de 10.604 m3, peso seco de
2.717 t, tendo um empuxo líquido
máximo de 3.471 t.
O percentual de conteúdo local
do projeto é bastante alto, de
94,6%. Como foi possível atingir
esse percentual e qual foi a maior
dificuldade para desenvolver essa
tecnologia no Brasil?
Ricardo Franciss: O conceito
inicial nos foi apresentado pelo
consórcio Deepstar na década de 90.
Este consórcio reúne diversas
empresas de petróleo para estudar
problemas em comum da indústria.
Com o término dos estudos iniciais,
algumas empresas perderam
interesse em manter esse projeto no
consórcio, pois não identificavam
um cenário de aplicação.
ENTREVISTA – Ricardo Franciss
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Ricardo Franciss, engenheiro civil sênior do setor
de Tecnologia de Dutos e Risers do Cenpes
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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A Petrobras resolveu dar
continuidade aos estudos em sua
carteira de projetos de P&D. O passo
inicial foi adaptar simuladores para a
análise numérica desse sistema.
Após esse passo, buscamos o IPT
para realizar ensaios com modelo
reduzido e calibrar os modelos
numéricos. O desenvolvimento do
conceito continuou e depositamos
uma patente de uma BSR em
formato de anel retangular. Faltava
estudar procedimentos de instalação
e buscamos no mercado nacional a
viabilização de sua instalação. A
ideia da companhia era desenvolver
tecnologia sem grandes aportes de
recursos e assim fizemos.
Encontramos empresas nacionais
bem capacitadas, com as quais
aumentamos a massa crítica nesse
conceito, discutindo desafios e
mitigando problemas. Não houve
grandes dificuldades, apesar de se
tratar de uma tecnologia pioneira.
Qual é a grande inovação
tecnológica do projeto? E quais
suas vantagens e impactos em
longo prazo na área de E&P?
Ricardo Franciss: O conceito BSR
permite aliar as boas características
dos risers rígidos com a dos risers
flexíveis. Os rígidos possuem
diâmetros em torno de 12 polegadas
para águas profundas e resistência à
corrosão devido à presença de gases
como H2S e CO2 no óleo produzido,
além de possuírem um custo menor
do que as linhas flexíveis. Estas
participam na absorção dos
movimentos da BSR até o FPSO
devido à presença das ondas. As
vantagens desse sistema são: (i)
desacopla os movimentos dos risers
com a plataforma, o que permite a
escolha da plataforma de produção
(FPSO ou semissubmersível); (ii)
reduz as cargas de topo dos risers no
projeto de estabilidade da
plataforma; (iii) reduz a
complexibilidade das operações de
pull-in e pull-out, tempo e risco na
instalação dos risers; (iv) é possível
instalar quase 90% de todo o sistema
de risers, independente da
plataforma de produção estar na sua
locação final, antecipando a
produção; (v) aumenta a janela de
operação para os SCRs na
configuração em catenária livre em
termos de fadiga estrutural, porque
os jumpers absorverão os
movimentos da plataforma de
produção; (vi) reduz a rigidez do
sistema de ancoragem da plataforma
de produção; (vii) aumenta a
possibilidade do uso de risers
flexíveis pendurados na BSR até o
fundo do mar, porque esse conceito
reduz a dinâmica das linhas no ponto
de toque no fundo do mar (TDP);
(viii) os SCRs podem ser instalados
por qualquer método de instalação
(Reel-Lay, S-Lay ou J-Lay); (ix) os
jumpers podem ser instalados ou
substituídos usando rebocadores
tradicionais devido a menores cargas
de topo.
Como foi a experiência do
depósito de patente? Há potencial
de comercialização da tecnologia
desenvolvida em outros países?
Ricardo Franciss: O conceito BSR,
no aspecto de seu formato (anel
retangular), foi patenteado no Brasil,
EUA, Nigéria e Patent Cooperation
Treaty - PCT (que congrega 148
países-membros, dentre eles
Inglaterra e Noruega). Já tivemos
algumas empresas interessadas nesta
tecnologia e, em congressos
internacionais, são muitas as dúvidas
dos projetistas. Achamos que, no
futuro e por meio de parcerias, essa
tecnologia poderá ser utilizada em
outros campos de petróleo.
Quantos BSR estão operando
atualmente e qual a perspectiva
para novas instalações?
Ricardo Franciss: Atualmente
existem quatro BSR instaladas nos
campos de pré-sal: duas em
Sapinhoá e duas em Lula-NE.
Existem perspectivas futuras de
utilização desse conceito,
principalmente em campos cujo óleo
produzido tem altas porcentagens de
H2S e CO2. É uma ótima solução
quando as condições ambientais
forem severas e em lâminas d’água
bastante elevadas.
Já foram observados resultados
positivos com relação à corrosão
dos risers com liner metálico e ao
aumento da vida útil dos risers
nos campos em que o sistema
BSR foi instalado?
Ricardo Franciss: Não. O tempo
ainda é curto para se verificar
alguma ação de corrosão nos risers.
A primeira BSR instalada foi em
Sapinhoá Norte - em dezembro de
2013 - e o processo de corrosão pode
durar anos. Além disso, os risers
foram fabricados com um
revestimento interno
(metallurgically clad) ou com um
tubo interno (mechanically lined)
como uma camada de proteção.
Como o senhor avalia o atual
momento do setor de petróleo e
gás no Brasil, considerando
a acentuada queda do valor do
barril do petróleo desde 2014?
Ricardo Franciss: O cenário é igual
para todas as operadoras e cria
oportunidades de desenvolvimento
tecnológico que visam reduções de
custo e aumento de eficiência.
Ricardo Franciss é formado em Engenharia Civil pela PUC-Rio em 1980, com Mestrado pela UFF em 1987 e com doutorado pela UFRJ em 1999.
Entrou na Petrobras em 1987 e, desde então, trabalha no Cenpes com Análises Globais e Fadiga de Risers Rígidos. Na área de Fadiga, se especializou
em Vibrações Induzidas por Vórtices, sendo solicitado a dar inúmeras palestras sobre este tema, inclusive internacionais. Mais recentemente,
coordenou o projeto BSR e, em 2015, recebeu os prêmios OTC e ANP pelo projeto. Participou de vários congressos nacionais e internacionais,
apresentando artigos técnicos sobre risers. Ricardo também leciona na Escola de Engenharia da Universidade Católica de Petrópolis desde 2006.
“O conceito BSR
permite aliar as boas
características dos
risers rígidos com a
dos risers flexíveis”.
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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BG Group e ITA desenvolvem projeto de motor de fundo descartável
A BG Brasil e o Instituto Tecnológico de Aeronáutica
(ITA) estão trabalhando juntos em um projeto financiado
por recursos da Cláusula de P,D&I cuja primeira fase
está praticamente concluída e pode inclusive resultar em
uma patente. Trata-se da etapa de prova de conceito de
um motor de fundo descartável para perfuração de poços
utilizando tubos de revestimento (Downhole Disposable
Casing Motor – DDCM).
Esse projeto, coordenado pelo professor Jesuíno Takachi,
foi considerado pelo ITA o melhor projeto de pesquisa
aplicada em 2015 e vai resultar em uma tese de
doutorado. O objetivo desse primeiro estágio era validar,
por meio de simulação e testes de protótipos virtuais, o
conceito do motor. Foram utilizadas ferramentas
numéricas para o desenvolvimento do projeto preliminar
do motor que, nessa primeira fase, foi uma turbina do
tipo axial, e incluiu o dimensionamento da turbina, o
cálculo do escoamento tridimensional entre grades da
turbina e o cálculo estrutural da turbomáquina. Uma vez
validado o conceito do motor, pretende-se iniciar a
segunda fase do projeto, na qual será desenvolvido o
protótipo físico laboratorial do equipamento. A terceira e
última etapa será a construção do protótipo de campo.
O projeto foi financiado com recursos próprios da BG e
da Cláusula de P,D&I. Até o momento, foram investidos
cerca de R$
3 milhões.
A BG Brasil
e o ITA
acreditam
que a
tecnologia
desenvolvida
reduzirá
significativa
mente a
complexidad
e, a duração
e os riscos
associados às
tecnologias
correntes de
perfuração.
Seu propósito é viabilizar a perfuração das formações
acima do sal (top
hole), na área do pré-sal (poços com cabeça de poço
submarina), utilizando-se da rotação do revestimento em
vez de uma coluna de perfuração. Sistemas nesta área de
tecnologia já existem há quase 20 anos. Entretanto, nos
cenários atuais, as tecnologias existentes não se aplicam
ao caso do pré-sal.
A tecnologia desse projeto, 100% nacional, tem um
caráter inovador devido a três premissas básicas: o
produto é não recuperável (requer custo comercial
relativamente baixo); a vida útil não precisa estender-se
além do tempo necessário para uma única utilização; e
permite a continuidade da perfuração sem a necessidade
de se remover qualquer mecanismo de sua constituição.
No momento, não existem motores de fundo com essas
características. Embora existam motores de fundo não
recuperáveis para a perfuração da última fase da
construção de um poço de petróleo, eles não podem ser
utilizados na perfuração das camadas superiores. A atual
tecnologia para perfuração da camada de pós-sal
necessita que o motor após a operação seja retirado à
plataforma para depois se iniciar a perfuração da camada
seguinte. Geralmente esses motores são da classe
motores de deslocamento positivo (do inglês, PDM –
Positive Displacement Motor), que tem o funcionamento
baseado no
princípio
de
Moineau.
O projeto da
BG e do
ITA
pretende
avaliar a
possibilidad
e de se
projetar um
turbodrill
que seja
capaz de
perfurar a
camada pós-
sal e logo
após iniciar
a perfuração da camada de sal. A figura ao lado ilustra as
diferentes camadas mencionadas.
INVESTIMENTOS EM P,D&I
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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Tecnologia de Turbodrill para operação na área de Óleo e Gás
O uso de turbomáquinas na indústria de óleo e gás sempre foi de grande importância para o transporte de fluidos,
geração de energia e exploração. Dentro desse contexto, estão as turbomáquinas utilizadas no processo de
perfuração de poços de petróleo. Essas turbomáquinas, geralmente da classe de máquinas axiais, são conhecidas
como turbodrill. Trata-se de turbinas axiais hidráulicas que, montadas em rolamentos especiais, possuem brocas de
perfuração conectadas em seu eixo, no qual o objetivo é utilizar a energia de pressão oriunda de algum sistema de
bombeamento, transformar essa energia de pressão em energia cinética e logo após obter energia mecânica capaz de
girar a broca conectada.
O interesse em se utilizar essa classe de turbomáquinas na exploração de petróleo iniciou-se por volta de 1873,
quando as primeiras patentes foram depositadas. Basicamente dois países se destacaram nesse desenvolvimento:
EUA e Rússia. Os esforços de ambos não obtiveram sucessos até 1934, quando os russos conseguiram fazer uso
dessa tecnologia de maneira aplicada pela primeira vez. Após 16 anos, os EUA iniciaram o uso de turbodrills na
exploração de petróleo. Por volta de 1950, nota-se uma intensa utilização dessa tecnologia para perfuração na
indústria de óleo e gás.
Mesmo sendo uma tecnologia desenvolvida décadas atrás, ainda há muitos itens a serem melhorados no projeto
dessas turbomáquinas e em sua aplicação no processo de perfuração. Ao longo dos anos, foram surgindo ferramentas
de projeto cada vez mais robustas. Diversos dados experimentais foram obtidos através de ensaios realizados para se
obter perfis de pás cada vez mais eficientes no processo de transferência de energia entre o fluido e a pá. Esses dados
foram sintetizados em modelos físico-matemáticos que são utilizados para a quantificação de perdas internas do
escoamento. Com esses modelos de perdas, os projetos de turbomáquinas puderam alcançar níveis com alto grau de
robustez.
Esses modelos desenvolvidos para ferramentas de projetos baseadas na técnica da linha média (1D, meanline
technique) são vastamente utilizados no campo de projetos de turbomáquinas. Com o avanço de tecnologias de
hardware, o uso de técnicas de cálculo de escoamento 3D tornou-se uma realidade no campo da mecânica dos fluidos
computacional. Devido ao fato de que, para problemas complexos de engenharia, não existe uma solução analítica
(exata) das equações de conservação de massa, Navier-Stokes e conservação de energia, diversas técnicas numéricas
foram desenvolvidas em busca de formas adequadas de se obter uma solução aproximada do campo do escoamento.
Essas técnicas numéricas necessitam de forte poder computacional de processamento e armazenamento de dados,
para oferecerem soluções aceitáveis de determinação de características do fluido e do escoamento. Os fenômenos da
turbulência foram e continuam sendo estudados e, em paralelo, equipes de pesquisadores desenvolvem modelos
físico-matemáticos que são implantados juntamente com as equações gerais da mecânica dos fluidos, de maneira a se
calcular características de viscosidade turbulenta do escoamento. Todos esses desenvolvimentos em ferramentas de
projetos são utilizados tanto na academia quanto na indústria e têm oferecido resultados bastante promissores, pois
tornam possíveis projetos mais refinados em menor tempo, refletindo diretamente no custo dos produtos de
engenharia.
É válido ressaltar que o uso dessas ferramentas modernas exige uma equipe de profissionais com alto nível de
capacitação e conhecimento em áreas multidisciplinares da engenharia e, em determinados casos, em áreas de
desenvolvimento científico.
Fonte: BG Group
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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ANP autoriza R$ 223 milhões em investimentos em P,D&I em 2015
Ainda sob a vigência do Regulamento Técnico ANP N°
5/2005, a ANP concedeu autorização prévia a 82 projetos
de investimento em P,D&I, sendo 76 para implantação de
infraestrutura laboratorial, 2 para pesquisa em tecnologia
industrial básica (TIB), 2 em pesquisa em energia e 2 para
estudos de bacia com aquisição de dados.
Os valores autorizados não correspondem ao custo total
dos projetos, já que apenas as despesas enquadradas no
item 8.2 do referido Regulamento necessitam de
aprovação da Agência.
Assim, em 2015, a ANP concedeu 82 autorizações
prévias, gerando investimentos em várias instituições e
beneficiando diversos estados, conforme as tabelas a
seguir.
Recursos Autorizados por Instituição – 2015
Instituição Nº de Projetos Recursos (R$) % Recursos Instituições Diversas 19 158.193.247 70,93% UFRJ 21 18.156.516 8,14% UnB 2 6.666.721 2,99% USP 3 4.356.414 1,95% UFSC 3 3.440.994 1,54% PUC-RIO / INT 1 3.271.514 1,47% UTFPR 3 2.979.909 1,34% SENAI-SC 2 2.792.163 1,25% UFPE 1 2.784.276 1,25% UFSCAR 2 2.544.305 1,14% UENF 3 2.181.684 0,98% UFRGS 5 2.110.541 0,95% LACTEC 2 1.847.091 0,83% PUC-RIO 2 1.770.029 0,79% UNICAMP 2 1.659.829 0,74% UFPA/ UFRJ/ UERJ/ PROOCEANO 1 1.590.280 0,71% UFES 1 1.578.047 0,71% UEM 1 1.202.867 0,54% UFBA 3 1.062.082 0,48% INT 1 973.848 0,44% UFC 2 960.022 0,43% ITP - Universidade Tiradentes 2 907.687 0,41%
Total geral 82 223.030.067 100,00%
Fonte: SPD/ANP.
*Programas de capacitação de recursos humanos que envolvem várias instituições no Brasil.
Fonte: SPD/ANP.
Recursos Autorizados por Unidade Federativa – 2015
UF Nº de Projetos Recursos (R$) % Recursos
Diversos 3 156.230.131 70,05% Rio de Janeiro 31 25.001.244 11,21% São Paulo 8 9.401.234 4,22% Distrito Federal 2 6.666.721 2,99% Santa Catarina 5 6.233.157 2,79% Paraná 6 6.029.867 2,70% Rio Grande do Sul 9 3.833.670 1,72% Pernambuco 1 2.784.276 1,25% Espírito Santo 1 1.578.047 0,71% Bahia 3 1.062.082 0,48% Ceará 2 960.022 0,43% Rio Grande do Norte 1 839.563 0,38% Goiás 2 731.170 0,33% Minas Gerais 2 652.245 0,29% Sergipe 1 565.649 0,25% Paraíba 5 460.990 0,21%
Total geral 82 223.030.067 100,00%
AUTORIZAÇÕES PRÉVIAS
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
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O quadro abaixo mostra uma divisão dos projetos por área temática.
Recursos Autorizados por Área – 2015
Área Nº de Projetos Recursos (R$) % Recursos
Exploração 17 14.860.954 6,66%
Produção 37 28.947.560 12,98%
Abastecimento 2 880.708 0,39%
Gás Natural 2 2.323.208 1,04%
Biocombustíveis 2 1.837.307 0,82%
Meio Ambiente 5 3.971.221 1,78%
Estudos de Bacias com Aquisição de Dados 2 156.634.750 70,23%
Temas Transversais e Outros 15 13.574.358 6,09%
Total 82 223.030.067 100,00%
Fonte: SPD/ANP.
* Inclui as despesas previstas nos projetos: PNQP/Prominp, Ciaga/Marinha do Brasil e Ciaba/Marinha do Brasil. Inclui despesas de infraestrutura
laboratorial no valor de R$ 66.388.520,60.
** Inclui despesas de infraestrutura laboratorial no valor de R$ 14.974.779,52.
A Figura abaixo mostra a distribuição dos recursos de P,D&I autorizados em 2015, por estado e região.
Fonte: SPD/ANP.
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
9
A tabela ao lado apresenta as
concessionárias que receberam
autorizações prévias para realização
de despesas obrigatórias em 2015.
Além de avaliar e aprovar os projetos
encaminhados pelos concessionários,
a ANP fiscaliza o cumprimento das
normas, reconhecendo ou não a
aplicação dos investimentos em
P,D&I, por meio de análise técnica
dos relatórios anuais encaminhados
pelos concessionários e por visitas
técnicas aos projetos.
10 unidades de pesquisa foram credenciadas em dezembro
Em dezembro, 10 unidades de pesquisa foram
credenciadas segundo a regulamentação vigente. Dessa
forma, até esse mês, 672 unidades de pesquisa de 118
instituições foram credenciadas. No ano de 2015 foram
142 credenciamentos.
Para executar projetos com recursos oriundos da
Cláusula de Investimento em P,D&I, as instituições
interessadas devem ser credenciadas pela ANP. O
credenciamento é o reconhecimento formal de que a
instituição atua em atividades de pesquisa e
desenvolvimento em áreas de relevante interesse para o
setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, e que
possui infraestrutura e condições técnicas e operacionais
adequadas para seu desempenho. Uma vez credenciada,
a instituição se torna apta a receber recursos
provenientes da cláusula presente nos contratos para
exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e
gás natural.
O credenciamento de instituições de P,D&I por parte da
ANP obedece as regras, as condições e os requisitos
técnicos estabelecidos pela Resolução ANP nº 47/2012,
alterada pela Resolução ANP nº 36/2014, e o respectivo
Regulamento Técnico ANP nº 7/2012. O processo de
credenciamento consiste em quatro etapas: cadastro de
informações e envio da solicitação por intermédio do
Sistema de Gestão de Investimento em Pesquisa e
Desenvolvimento (Siped) no sítio na ANP na internet;
protocolo, no escritório central da ANP, do documento
de solicitação gerado no sistema; avaliação da
solicitação, que consiste em análise técnica do pedido e,
a critério da ANP, em visita técnica à instituição
relevante; e emissão de parecer e formalização da
decisão do credenciamento.
A instituição interessada pode apresentar a solicitação
de credenciamento a qualquer tempo, pois o processo é
contínuo, não havendo data limite para seu
encerramento. Uma mesma instituição pode ter mais de
uma unidade de pesquisa credenciada, em função das
peculiaridades de sua estrutura organizacional e das
atividades de P,D&I por ela desenvolvidas.
No sítio da ANP, no endereço www.anp.gov.br >>
Pesquisa e Desenvolvimento >> Credenciamento das
Instituições de P,D&I, podem ser acessados as
Resoluções ANP e o Regulamento Técnico ANP nº
7/2012, bem como arquivo tutorial contendo instruções
para acesso ao Siped e preenchimento dos dados.
Esclarecimentos podem ser obtidos pelo e-mail:
credenciamentop&[email protected] unidades de
pesquisa de instituições credenciadas podem ser
consultadas no sítio da ANP, no endereço
Recursos Autorizados por Empresa – 2015
Concessionária Nº de Projetos Recursos (R$) % Recursos
Petrobras 50 191.937.394 86,06%
Petrogal 11 11.570.462 5,19%
Queiroz Galvão 4 6.279.501 2,82%
Sinochem 4 5.546.838 2,49%
PGN 1 5.266.414 2,36%
Statoil 1 884.982 0,40%
GeoPark 3 672.903 0,30%
ONGC 1 218.295 0,10%
QPI 2 192.289 0,09%
BG 1 92.198 0,04%
Chevron 1 92.198 0,04%
Repsol 1 92.198 0,04%
Shell 1 92.198 0,04%
Total 1 92.198 0,04%
Total geral 82 223.030.067 100,00%
Fonte: SPD/ANP.
CREDENCIAMENTO EM P&D
Edição nº 29 – Janeiro de 2016
10
www.anp.gov.br >> Pesquisa e Desenvolvimento >>
Instituições Credenciadas.
O sistema permite realizar consultas por Unidade
Federativa, área de pesquisa, temas, ou ainda listar todas
as unidades de pesquisa das instituições credenciadas.
Além disso, estão disponibilizadas informações dos
coordenadores e equipe técnica de cada unidade de
pesquisa e a cópia da autorização publicada no Diário
Oficial da União com a relação de linhas de pesquisa em
que a unidade atua.
A figura a seguir mostra a localização regional das
instituições credenciadas pela ANP até 31/12/2015,
segundo regulamentação vigente.
Fonte: SPD/ANP