José Lima da Silva

Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento de Óleo da Bacia de Campos – RJ, usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade – ABC Costing.

Dissertação de Mestrado

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Logística pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial da PUC-Rio.

Orientador: Prof. Paulo Henrique Soto Costa

Rio de Janeiro

Dezembro de 2005

José Lima da Silva

Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento de Óleo da Bacia de Campos – RJ, usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade – ABC Costing.

Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Logística pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada.

Paulo Henrique Soto Costa

Nélio Domingues Pizzolato

Carlos Patrício Samanez

Prof. José Eugênio Leal Coordenador Setorial do Centro Técnico Científico - PUC-Rio

Departamento de Engenharia Industrial -PUC-Rio

Rio de Janeiro, 15 de dezembro de 2005

Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do orientador.

José Lima da Silva

Graduou-se em Engenharia Industrial Mecânica na Faculdade de Engenharia da Universidade Federal Fluminense em 1971. Iniciou as atividades profissionais na área de engenharia de fabricação na industria aeronáutica. Posteriormente, na Xerox do Brasil, atuou nas áreas de qualidade, procurement, administração e distribuição de materiais, gerenciamento de projetos / programas industriais e direção de fábricas. Atualmente é funcionário da Technip, contratado pela Petrobras e trabalhando em Engenharia de Custos.

Ficha Catalográfica

CDD: 658.5

Silva, José Lima da Modelo de cálculo do custo de escoamento de óleo da Bacia de Campos - RJ, usando a técnica de custo baseado na atividade ABC Costing / José Lima da Silva; orientador: Paulo Henrique Soto Costa. – Rio de Janeiro: PUC, Departamento de Engenharia Industrial, 2005. 118 f.; 30 cm Dissertação (mestrado) – Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Industrial. Inclui referências bibliográficas. 1. Engenharia industrial – Teses. 2. Custo de Escoamento de óleo. 3. Custo Logístico. 4. Custo Baseado na Atividade. I. Costa, Paulo Henrique Soto. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Industrial. III. Título.

Agradecimentos A minha família pelo apoio e pela compreensão nos momentos que estive ausente. Ao amigo Carlos Roberto Rosolem que me trouxe de volta a ativa. Ao meu gerente Elias Moyses pelo apoio. Aos amigos do 5° andar do EDIHB que me cercam no dia a dia, pela força e incentivo. Aos diversos funcionários da Petrobras pelas informações prestadas, pelos dados e pelas sugestões que me passaram. Aos Professores do Curso de Mestrado pelo conhecimento transmitido, e ao Prof. Paulo Henrique, pelo suporte e orientação.

Resumo

Silva, José Lima da. Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento do Óleo da Bacia de Campos- RJ usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade – ABC Costing. Rio de Janeiro, 2005. 118p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Industrial, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

Este trabalho apura os custos do escoamento de óleo na operação de

exploração e produção da Petrobrás na Bacia de Campos. O desenvolvimento do

tema está baseado na forma que a operação é executada, tanto por navios

aliviadores quanto por dutos submarinos; e os custos são tratados ao longo da

operação, alinhados com as estruturas das organizações envolvidas com o

escoamento, também chamado offloading. O objetivo deste trabalho é propor uma

metodologia de cálculo do custo de escoamento, relacionando as operações

desenvolvidas com as várias parcelas no processo de escoamento, dentro da

aplicação da técnica de Custo Baseado na Atividade - ABC Costing. Tal técnica

propõe que as atividades sejam determinadas através da análise das etapas do

processo e assim os componentes dos custos são identificados para se chegar ao

todo. Não faz parte do escopo desse estudo a comparação entre os modais,

embora, ao final do estudo, sejam apresentados os custos por volume de óleo

transferido, tanto através de dutos como por navios. A opção de investimentos,

por um ou outro modal de transporte, obedece, algumas vezes, a fatores

intangíveis, contemplados dentro do plano estratégico da Petrobras, apenas

mencionados por estarem fora do alcance e da proposta desse estudo. A

expectativa é que, ao final, o leitor possa ter uma compreensão dos componentes

de formação dos custos de escoamento, tanto através de dutos quanto por navios

aliviadores, e a contribuição que a técnica de Custo Baseado na Atividade pode

oferecer nos cálculos desses custos para avaliação de futuros projetos.

Palavras-chave Custo de Escoamento de óleo, Custo Logístico, Custo Baseado na

Atividade.

Abstract

Silva, José Lima da. Model of Cost Calculation of Oil Off-loading from the Campos Basin – RJ State, using the Activity Based Costing Technique. Rio de Janeiro, 2005. 118p. MSc Dissertation - Departamento de Engenharia Industrial, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.

This study disserts about the costs of oil offloading in the exploration and

production operation - E&P - of Petrobras in Campos' Basin. The development of

the subject is based on the way the operation is performed, as much for shuttle

tankers as for sub-sea pipelines; depicting the way costs were treated along the

operation, aligned with the organizations structures involved in the offloading

process. The core objective of this work is to offer a methodology to calculate the

total offloading operation cost value, assigning each developed operation with its

related cost components, using an Activity-Based Costing - ABC - approach. This

approach considers that activities should be determined through the analysis of all

stages. Once all activities are outlined, related cost components are assigned to

each activity, calculating total oil offloading cost. It is not a target of this study to

compare modals, though costs for volume of transferred oil, for pipelines and

ships are presented at the end of the study. Sometimes, the choice for investments

in one or another transport modal, might be based on intangible variables, or

strategic decisions, contemplated on the Petrobras Strategic Plan. The expectation,

at the end of this study, is to give the reader an understanding of the offloading

costs and the contribution that the Activity Based Costing approach provides to

calculate these costs for future projects evaluations.

Keywords Off-loading Costing, Logistic Cost, Activity Based Costing.

Sumário Capítulo 1: Introdução 11

1.1 - Histórico 14

Capítulo 2: Custo Baseado na Atividade 28

2.1 - Fundamentos e definições 28

2.2 - Características 34

2.3 - Aplicação 37

Capítulo 3 – Custos dos Sistemas de Escoamento 40

3.1 - Escopo 40

3.2 - Formas de Escoamento de Óleo 41

3.2.1 - Operação de Escoamento (Offloading) por Navios Aliviadores 42 3.2.1.1 - Navios Aliviadores 44

3.2.1.2 - Processo 45 3.2.1.3 - Premissas e padrões do escoamento 46 3.2.1.4 - Terminais 48

3.2.2 - Custo Operacional do Escoamento por Navio Aliviador 50 3.2.2.1 - Outros Custos da Operação Offloading através de Navio Aliviador 63

3.2.3 - Operação de Escoamento por Dutos Submarinos 70 3.2.3.1 - Processo 72 3.2.3.2 - Terminais 72

3.2.4 - Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Submarinos 73 3.2.4.1 - Inspeção Interna 74

3.2.4.2 - Inspeção Externa e Manutenção 75 3.2.4.3 – Custo de Operação dos Dutos 78 3.2.4.4 – Custo de Depreciação 79 3.2.4.5 – Custo de Estoque – “Óleo empacotado” 82

Capítulo 4: Resultados dos custos 83

4.1 - Base de Dados – Navios Aliviadores 83

4.2 - Base de Dados – Malha de Dutos 89

4.3 - Apuração e Análise dos Custos 91

4.3.1 – Apuração dos Custos Navios Aliviadores 93 4.3.2 – Apuração dos Custos das Malhas de Dutos 97

Capítulo 5: Conclusão 99

5.1 - Considerações Estratégicas do Escoamento de Óleo 99

5.2 – Oportunidades e Próximos Passos 104

Bibliografia 107

APÊNDICE A 110

APÊNDICE B 113

APÊNDICE C 114

APÊNDICE D 115

Lista de figuras Figura 1 - Foto de uma CALM Buoy 15

Figura 2 - Plataformas Petrobras: P-25 (SS - Semi-submersível) e P-31 (FPSO) 19

Figura 3 - Diagrama de Fluxo de óleo e gás do Campo de Marlim 20

Figura 4 - Ilustração do Projeto de PRA-1 23

Figura 5 - Mapa de Localização dos Campos de Óleo na B. de Campos 24

Figura 6 - Fluxo com Principais Elementos do ABC 31 Figura 7 – Representação Gráfica de Custo Fixo e Variável 33 Figura 8 – Processo de Formação de Custos 35 Figura 9 - Mapa das Refinarias 40

Figura 10 – Plataforma Semi-submersível e sistema de ancoragem 43

Figura 11– Curva de Comportamento do Estoque entre Transferências de Óleo 64

Figura 12 – Fluxo da Malha – Garoupa (PGP-1) Cabiúnas 70

Figura 13 – Foto de Conector Mecânico para Reparo Trecho Avariado 76

Lista de Tabelas Tabela 1 - Quadro Resumo de Produção Média de Óleo e Produtos afins. 25

Tabela 2 - Quadro extraído do artigo "The Operational Experience of Petrobras in Offloading Operations with FPSOs Units" - Carlos F. Mastrangelo e Salomão Assayag 26 Tabela 3 – Parcela de óleo escoado por Cabiúnas 27

Tabela 4 – Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Navio Aliviador 39

Tabela 5 - Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Malha de Dutos 39

Tabela 6 - Tipos de Plataformas e formas de escoamento 44

Tabela 7 – Relação dos Tipos de Navios Aliviadores 44

Tabela 8 – Lista de Plataformas com Escoamento para Navios Aliviadores 47

Tabela 9 – Quadro com Freqüência de Offloading 48

Tabela 10 – Capacidade e Volumes Recebidos - 2003 e 2004 49

Tabela 11 - Dados de atracação dos Terminais S. Sebastião e A. dos Reis 49

Tabela 12 - Capacidade e Taxas de Afretamento (valores de 2004) 50

Tabela 13 – Relação de atividades da transferência de óleo 55

Tabela 14 - Taxas de Praticagem com base na GRT 60

Tabela 15 - Quantidades de Rebocadores por Porte de navios 61

Tabela 16 – Valores da TRL (Tonelada registrada líquida) 61

Tabela 17 – Valores da LPP (length perpendicular) 61

Tabela 18 – Faixas de Aplicação da TUF (Taxas de Utilização de Farol) 62

Tabela 19 - Volume Recebidos por Cabiúnas em 2003 e 2004 73 Tabela 20 – Simulação de taxas de depreciação 81

Tabela 21 – Distância dos terminais marítimos à B.de Campos 84

Tabela 22 – Dados dos Navios Aliviadores 84

Tabela 23 – Tempos operacionais dos Navios Aliviadores 85

Tabela 24 – Tempos de trajeto entre B. Campos e Terminais 85

Tabela 25 – Dados das taxas nos terminais marítimos 86

Tabela 26 – Dados aleatórios de um FPSO 87

Tabela 27 – Dados de custos administrativos 87

Tabela 28 – Taxas e fatores de participação / utilização de recursos 88

Tabela 29 – Freqüência de alívios e porte dos navios 88

Tabela 30 – Indicadores com valores de mercados 88

Tabela 31 – Trecho da malha de dutos e respectivas taxas de depreciação 89

Tabela 32 – Custos da administração da malha de dutos 90

Tabela 33- Dados operacionais da malha de dutos 90

Tabela 34 – Fatores de participação de recursos 91

Tabela 35 – Resumo do Custos Calculados 91

Tabela 36 -Parcelas de Custo e Participação (%) no Total 93

Tabela 37 – Custos das operações com navios 94

Tabela 38 – Custos do estoque de óleo 94

Tabela 39 – Custos dos recursos de plataforma 95

Tabela 40 – Custos nos terminais marítimos 96

Tabela 41 – Comparação dos custos entre navios de diferentes portes 96

Tabela 42 – Custos do Escoamento por Dutos 97

Tabela 43 – Componentes do custo de escoamento por dutos 98

Capítulo 1: Introdução

O desenvolvimento das atividades de exploração e produção - E&P - na

Bacia de Campos tem levado a região a alcançar significativos volumes de

produção, 1.203.000 barris de óleo por dia, cerca 80% do total nacional de

1.492.000. Naturalmente todo esse movimento ocorreu em função das primeiras

descobertas de óleo, que suportadas por progressivos sucessos e pela grande

dependência da importação. Essa dependência trazia preocupações estratégicas de

caráter nacional e forte impacto na balança comercial, como por exemplo, déficits

de 10 bilhões no início da década de 80, o que, na época, representou 4% do PIB.

Todo o processo de E&P foi cercado de muitas dificuldades por tratar-se

de operações dentro do mar. As dificuldades se acentuavam na medida em que

aumentava a profundidade dos reservatórios descobertos e o afastamento da costa.

Os primeiros reservatórios foram localizados a cerca de 80 km do litoral e lâminas

d’água um pouco acima de 100 metros. Os reservatórios descobertos mais

recentemente estão situados em lâminas mais profundas, próximas de 2.000

metros, e distantes mais de 120 km da costa. As primeiras produções, localizadas

em lâminas mais rasas, eram inicialmente escoadas por navios, até um prazo

suficiente para construção da rede de dutos, permitindo assim que os navios se

deslocassem para atendimento a outras unidades de produção.

Esse sucesso na exploração da Bacia de Campos tem levado a Petrobras a

superar-se ano após ano, ampliando fortemente o número de projetos na região,

caracterizando a alta prioridade que vem sendo aplicada em E&P. No período

2004 – 2010 os investimentos em E&P alcançarão um total de US$ 32.1 bilhões,

incluindo áreas internacionais, ficando os investimentos locais com cerca de US$

26.2 bilhões. Como decorrência desse programa de investimentos o volume diário

de produção alcançará, em 2010, o patamar dos 2.000.000 de barris, passando pela

obtenção da auto-suficiência em 2006.

A Petrobras já vem cuidando de projetos que garantam o escoamento de

óleo daquela região, como por exemplo, o projeto PDET – Plano Diretor de

Escoamento e Tratamento de Óleo – iniciado em 2005. Isso reforça a tese que o

próximo desafio será o escoamento da Bacia de Campos através de uma logística

12

competitiva de forma a atender os interesses de consumo, localizados

principalmente nas regiões sudeste e sul.

O objetivo desse trabalho de dissertação é criar uma metodologia que

possa calcular o custo de escoamento do óleo produzido na Bacia de Campos, via

navio aliviador e dutos submarinos, considerando a complexidade desta malha e

fatores de custo muitas vezes desprezados, seja por se apresentarem de forma

intangível ou pelo pouco peso que, às vezes, aparentemente, se apresentam frente

a outros custos, e deste modo, contribuir para otimização dessa operação.

A proposta de abordar os custos do escoamento significa ter visibilidade

sobre as parcelas dos custos das operações dos navios aliviadores que fazem o

trajeto entre a Bacia de Campos e os Terminais de Angra dos Reis, São Sebastião

e outros menos concorridos, e da operação da rede de dutos que chegam ao litoral,

primeiramente em Barra do Furado e daí ao Terminal de Cabiúnas – TECAB.

Uma olhada no apêndice B - Fluxo de Escoamento Bacia de Campos - facilita a

percepção do que representa o conjunto de operações dentro da Bacia de Campos.

Naturalmente não há informações da Petrobras, relativas às alternativas

estratégicas de escoamento do óleo, mas independente de qual seja, ter a

formatação dos custos desses modais de escoamentos serve como parâmetro de

suporte no processo de análise e tomada de decisão das futuras operações. Pela

sua dimensão ou pela forma como está organizada, a Petrobras, dividida em

empresas (subsidiárias) por setores de macro-atividades, aloca os custos da

operação de escoamento a outras divisões, unidades ou a outras empresas do

grupo e nesse processo os valores estão fechados e traduzem várias atividades

dentro de um único número.

Inicialmente o trabalho apresenta um histórico do desenvolvimento da

Bacia de Campos de forma a criar um ambiente de entendimento dos

acontecimentos, situar o leitor a respeito das condições desse desenvolvimento,

bem como passar um ligeiro aprendizado sobre a operação logística de

escoamento.

Na segunda parte é abordada a técnica do sistema de Custo Baseado na

Atividade, que é o instrumento usado no desenvolvimento desta dissertação. Ao

desenvolver uma metodologia que use o custo baseado na atividade consegue-se

expor as atividades efetivamente envolvidas no escoamento com seus respectivos

ônus e assim ter a maioria dos custos visíveis e atrelados ao fato gerador. A

13

técnica de custeio através da atividade não é só uma forma de apuração dos custos

com maior precisão, mas é também uma ferramenta que indica quais modificações

e melhorias devem ser feitas nos processos em busca de produtividade e redução

dos custos. Isso será mostrado tanto no escoamento via navio aliviador como

através de dutos, porque um valor será vinculado a cada etapa do processo, sendo

possível verificar como esse valor flutua na medida em que a atividade se altera,

exercendo o papel de um indicador de desempenho do processo de trabalho.

No capítulo 3 são abordados os custos dos dois modais de transporte. No

início são tratados os processos operacionais dos modais e uma abordagem mais

detalhada dos agentes que participam desses processos, de forma a identificar os

recursos e atividades que estão presentes nos processos. No momento da

identificação, os custos dos recursos são discutidos de modo que a participação de

cada componente seja justificada, tanto conceitualmente como em termos da

parcela de participação. Isso permitiu a montagem de equações cobrindo cada

etapa das atividades relacionadas com a operação de escoamento, tanto através do

transporte por navios como pela rede de oleodutos submarinos.

No capítulo 4 são calculados os custos de escoamento com base nas

equações criadas no capítulo anterior. Primeiramente são apresentados, através de

tabelas, os dados coletados junto a Petrobras, por pesquisas e ou entrevistas,

alinhados com os recursos identificados. De posse dos dados e das equações

relacionadas a esses dados são então apurados as parcelas dos custos e assim os

valores totais dos custos de escoamento. Observa-se que a simulação de cálculo

realizada reflete determinada parte da malha de dutos e que o transporte por navio

também se refere a um trecho específico. Na parte final do capítulo 4 os valores

apurados são analisados, e são feitas considerações sobre a contribuição dos

recursos dentro dos valores totais.

No último capítulo são feitas as conclusões do estudo, com referências as

duas formas de transporte e como devem ser encaradas suas diferenças. Por fim é

mostrada a contribuição dessa dissertação e como tirar daí um maior proveito, na

medida em que houver um maior aprofundamento sobre o tema em questão. A

expectativa é que, a criação de uma metodologia de apuração que vincule custos a

fatos geradores possibilite a elaboração de planos de melhorias contínuas num

tema que se anuncia tão crítico como escoamento de óleo.

14

1.1 - Histórico

A exploração de petróleo em reservatórios situados em áreas offshore se

iniciou em 1968, na Bacia de Sergipe, Campo de Guaricema, em lâmina de água

de até 50 metros, na costa do Estado de Sergipe, mas foi na Bacia de Campos1 que

ocorreu o forte crescimento da atividade de exploração e produção em função das

descobertas de grandes volumes de reservas, transformando a região oceânica do

Estado do Rio de Janeiro na grande alternativa nacional, com forte contribuição na

definição da matriz energética nacional e fundamental no estabelecimento de

estratégias de desenvolvimento. As dificuldades iniciais de exploração e as que se

apresentam diariamente ao longo de novas descobertas, têm sido os grandes

desafios da Petrobras, razão de maior motivação e que tem servido, sobretudo,

como bandeira da política de busca da auto-suficiência.

Esta dissertação aborda os custos das operações de escoamento dentro da

Bacia de Campos. Entende-se que, inicialmente, é importante historiar parte do

desenvolvimento da Bacia de Campos, como uma forma de criar o ambiente de

aprendizado e familiarização, onde se desdobrarão as atividades de exploração e

produção, as operações secundárias, os agentes e os meios de produção, os quais

serão relatados neste trabalho. É importante conhecer essa evolução e as

mudanças dos processos de produção e escoamento do óleo, promovidos ao longo

do tempo. Isso certamente facilita a estruturação do trabalho bem como a

compreensão das propostas da dissertação, ao evidenciar o permanente estado de

mudança e respectivas necessidades de novas soluções para enfrentar diferentes

demandas.

Os trechos colocados neste histórico foram retirados do site

www.clickmacae.com.br, no artigo A Atividade Offshore no Brasil, tendo como

fonte a Petrobras e do próprio site da Petrobras: www.petrobras.com.br. Esses

sites narram a história do desenvolvimento da Bacia de Campos e servem para

evidenciar a questão de custo de escoamento, tema desse trabalho.

“Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro em lâminas de água de até 50 metros. Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda

1 Trecho de mar situado entre os paralelos 20° 15’ 24.5” S e 20° 45’ 34.5” S, e entre ao meridianos 038° 30’ 22.0 W e 041° 57’ 41.8 W, abrangendo um raio de 240 km a partir do Cabo de São Tomé.

15

descoberta, com o campo de Enchova, em profundidade de 120 metros. Nessa época foi introduzido um novo conceito, em termos de explotação, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS – Early Production System)”.

Esse parágrafo fala de uma profundidade que atualmente é insignificante e

já sinaliza um modelo estratégico da Petrobras, sempre preocupada em antecipar a

produção desde que o projeto justifique os investimentos necessários, ao recorrer

a um sistema que antecipe a produção.

Figura 1 - Foto de uma CALM Buoy Fonte: SBM – Single Buoy Mooring

E a ilustração do relato continua, agora já abordando as primeiras

iniciativas de escoamento, ainda bem rudimentares, mas já associadas com a

necessidade de se ter um regime de produção contínuo.

“Uma evolução natural deste sistema foi a conversão destas plataformas semi-submersíveis (SS – Semi-submersible) de perfuração em unidades flutuantes de produção, o que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira experiência de sucesso”. A nota acima serve para registrar como as plataformas semi-submersíveis

começaram a ser usadas como unidades de produção, observando que este tipo de

unidade de produção não permite estoque de óleo.

“Na fase 1 do projeto de Enchova a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento simples. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos. Na segunda fase foi usada uma unidade de perfuração semi-submersível, Penrod-72, também parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção. O óleo processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM - Catenary Anchor Leg Mooring . Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.”

16

“Logo em seguida outros campos foram descobertos; o campo de Garoupa, descoberto também em lâmina de água de 120 metros, que somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina de 160 metros. Embora as plataformas do tipo fixas estivessem sendo utilizadas no Nordeste, na costa de Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará devido ao aumento da atividade e as características dos campos, essa não foi a decisão aplicada a Bacia de Campos, mesmo tratando-se de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização do sistema de produção com plataformas e tubulações rígidas, não era economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km. Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de produção com completação seca, utilizando câmaras atmosféricas, manifold2 atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis”.

Nesse trecho o relato destaca uma outra configuração de offloading,

quando coloca dois navios dentro de um projeto, um servindo como planta de

produção e o outro para armazenagem do óleo e todo o sistema interligado por

tubulações flexíveis, mostrando a busca de soluções frente às demandas que

apareciam.

“Paralelamente, um programa de implantação de um sistema definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás. As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas em lâminas de água, variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais: Plataformas Centrais. Tipo fixa, de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade de produção dessas plataformas varia de 15.000 a 32.000 m3/dia de óleo (95.000 a 200.000 bpd). Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de 8.000 a 10.000 m3/dia de óleo (50.000 a 63.000 bpd –barrels per day ou barris por dia)”.

2 Manifold é um equipamento de passagem do fluxo de óleo e de manobra da produção, onde o óleo oriundo de várias fontes é agrupado num mesmo coletor.

17

Nessa parte do histórico fica clara a opção definitiva por plataformas do

tipo fixa, a relação que essa decisão tem com o desenvolvimento de uma malha de

dutos na região, e com a profundidade d’água. A denominação plataformas tipo

“fixa”, também chamadas “Jaquetas”, se justifica porque a unidade de exploração

e produção (UEP) é fixada ao fundo do mar, posicionada junto ao(s) poço(s). A

derivação “Jaqueta” é proveniente do termo em inglês Jacket, nome dado a

plataformas desse tipo, pela forma como é montada, se encaixando (vestindo), nas

estacas cravadas no solo marinho.

É oportuno ressaltar que 1m³ equivale a 6,2898 barris e que

tradicionalmente a produção de óleo sempre se refere a unidade de volume por

dia3.

”A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de 1.000 metros de lâmina d’água. Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir nesses campos, era realizado o desenvolvimento de uma área, chamada pela localização de Pólo Nordeste da Bacia de Campos, abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas elétricas submersas. Fez parte dessas instalações o lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos, estes últimos para atender as bombas elétricas submersas”.

Mais uma vez é interessante destacar a referência no texto anterior do

trecho histórico às linhas de escoamento (dutos) como parte da infra-estrutura

criada em torno desses conjuntos de instalações. São instalados mais 70 km após o

lançamento de 500 km. Nesse momento vale a pena resgatar parte do que foi

relatado lá no início, quando o escoamento era feito por navios tanques, que

embora em operações provisórias, era uma solução de transporte. No entanto,

agora, com a operação mais definida, considerando a lâmina d’água, a quantidade

de poços e a proximidade entre eles, a opção foi por plataformas adequadas a

essas condições e o duto como modal de transporte, que, uma vez instalada sua

espinha dorsal, pudesse ser expandido e assim assegurar o escoamento do óleo.

3 O barril é a unidade de medida de petróleo líquido, geralmente petróleo cru, igual a 159,2 litros. Um barril é igual a 5,6 pés cúbicos (ou 0,159 metros cúbicos). Barril equivalente de petróleo- BEP é a unidade de uso comum nas medições de consumo de energia equivalente a 6,6 x 109 J, 1,45 x 109 cal, 1,68 x 103 kWh ou 0,14 TEP.

18

Em profundidades como essas, é possível fazer a completação seca, ou

seja, a cabeça do poço é trazida para superfície e fica apoiada na plataforma fixa

que, por sua vez, se apóia no fundo do mar.

“Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto, seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados em lâminas d’água superiores a 300 metros (profundidades que apresentam sérias restrições no processo de instalação) e demandaram o desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção. O campo de Marimbá, numa profundidade que varia entre 350 e 650 metros, foi instalado em 1986. O sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15) situada em lâmina d’água de 243 metros que recebe e processa a produção de 11 poços com completação submarina, ou molhada. O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina d’água de 230 a 1.000 metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer informações, testar novos conceitos, e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as fases seguintes: • O início da produção aconteceu em outubro de 1987, com o poço 1-

RJS-297. Este e mais cinco poços integraram a denominada Fase 1 de exploração do campo. Os poços produziam por manifold (MSP-1) para o navio FPSO (Floating Production Storage and Offloading) Pres. Prudente de Moraes. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS para um navio tanque ligado a uma segunda monobóia.

• Posteriormente, em 1989, com a instalação de mais um manifold de produção, foi possível interligar mais seis poços, dando início a Fase 1A que foi concluída em 1993, com a substituição do P.P. Moraes pela plataforma P-244 e a interligação de mais dois poços produtores.

• A Fase 2A compreendeu o desenvolvimento complementar da área norte do reservatório para a plataforma de produção P-25. O início da produção ocorreu em setembro de 1996 com 3 poços. Até o final de 1997 entraram em produção mais 25 poços. A Fase 2 B compreendeu o início da operação do FPSO P-31 que previu a interligação de 35 poços e mais 28 poços com a P-25. O pico de produção do Campo de Albacora ocorreu em dezembro de 1998 com a produção média de 199.800 boe/d (barris de óleo equivalente por dia).

Após o remanejamento dos poços produtores para a P-31, a P-24 encerrou a produção em 31/12/2000, ficando o campo produzindo apenas pela plataforma P-25 e FPSO P-31, ambas ilustradas na Figura 2. A entrada em produção do poço 9-AB-65, em maio de 2002, para a P-25, e do poço 9-AB-66-RJS, em junho de 2003, para a P-31, indica o início de uma nova fase de desenvolvimento do Campo de Albacora. A produção de óleo da P-25 é escoada por duto para a P-31, se juntando ao volume produzido na P-

4As plataformas Petrobras são representadas desta forma, ou seja, pela letra P maiúscula, abreviatura de Petrobras e pelo número indicando a seqüência do projeto. Em alguns casos os números são algarismos romanos

19

31 e transferido para navios aliviadores. O gás é bombeado para o continente através de gasoduto que passa pela Plataforma de Garoupa (PGP-1)“.

Figura 2 - Plataformas Petrobras: P-25 (SS - Semi-submersível) e P-31 (FPSO)

Fonte: Petrobras

Mais recentemente, dois projetos foram desenvolvidos no Campo de Albacora. O

primeiro elevando a produção de óleo em 31.100 bpd, em agosto de 2004 e o

segundo acrescentando mais 5.640 bpd em 2005. No projeto Albacora, na

verdade, três projetos distintos e desenvolvidos em momentos diferentes, em

águas mais profundas, já se apresentavam alguns dos diversos recursos no

processo de escoamento, com utilização de monobóias para ancoragem e suporte

às linhas de escoamento, transferências via dutos do óleo produzido entre

plataformas, armazenagem em FPSOs e escoamento através dos navios tanques

com apoio das monobóias. Os navios tanques, também são chamados aliviadores,

pois funcionam como alívio para o limite da capacidade dos tanques de carga dos

FPSOs.

20

Figura 3 - Diagrama de Fluxo de óleo e gás do Campo de Marlim

Fonte: Petrobras

“O Campo de Marlim, ilustrado na Figura 3, descoberto em 1985, está distante aproximadamente 110 Km do litoral do Rio de Janeiro. Devido ao vulto e à complexidade do projeto, o desenvolvimento deste campo foi planejado em 5 módulos com sete unidades de produção, quatro do tipo plataforma SS - e 3 do tipo FPSO e uma unidade de tratamento e estocagem do tipo FSO-(Floating, Storage and Offloading). O desenvolvimento definitivo do campo iniciou-se pelo Módulo 1, com a instalação das plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19) em maio de 1994, que compreende 2 sistemas flutuantes de produção, com capacidade para processar 100.000 bpd de óleo e 4,2 milhões m³/dia de gás,, escoamento do óleo para a Estação de Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1”. “O pico de produção de óleo foi de 586.315 bpd em 2002, com a implantação do Módulo cinco (FPSO P-37). O óleo de Marlim é tratado nas suas unidades, e transferido para navios aliviadores que transportam a produção do campo para o continente. Todo o gás produzido associado ao óleo é comprimido nas plataformas/FPSOs e escoado para o continente através da infra-estrutura de gasodutos da Bacia de Campos. Em 2005 será instalado mais um FSO com a planta (P-47). Essa unidade, além de ampliar a capacidade de tratamento de óleo de Marlim, irá especificar esse fluido no padrão internacional para exportação. A produção do Campo de

21

Marlim saltou de 586.315 bpd em 2002 para uma produção média anual de 482.580 bpd em 2004.”

No projeto de Marlim várias formas de escoamento são usadas. Nas três

unidades FPSO o escoamento é através de navio aliviador. É também usada

alternativa de escoamento pela malha de dutos. Conforme mostra a Figura 3, as

plataformas semi-submersíveis P-18, P-19 e P-20 escoam a produção de óleo

através de dutos para duas monobóias, e têm mais dois FSOs (P-32 e P-47) como

alternativas, e a outra plataforma semi-submersível, a P-26 transfere sua produção

para o FPSO P-33.

As plataformas do tipo FPSO: P-33, P-35 e P-37 transferem o óleo

produzido para navios aliviadores, sendo que a P-33 transfere também o óleo

recebido da P-26. Num campo dessa dimensão fica fácil perceber que os fluxos de

escoamento estão de acordo com as oportunidades que se apresentam, seja ela de

proximidade, capacidade ou de tempo de instalação, principalmente esta última,

no sentido de possibilitar retornos mais rápidos e girar os recursos investidos,

decisões alinhadas com a estratégia da auto-suficiência para suporte de

crescimento com equilíbrio da balança de pagamentos. Conforme se pode apurar

junto a Petrobras, no período 1990/1999, o índice de sucesso médio para poços

exploratórios foi de 35%, ou seja, para cada 100 poços perfurados, 35 mostraram

a presença de óleo e/ou gás natural. Mundialmente, este índice é da ordem de

20%. Este tipo de resposta numa atividade como extração de petróleo afasta

muitas análises que impliquem em situações de retorno mais demorado, num setor

de atividade de longa maturação. No momento da implantação desse projeto, a

decisão do custo de escoamento certamente não foi tomada em consideração por

haver outros fatores determinantes na decisão. Ocorre que um projeto desse

gênero tem uma vida aproximada de 25 anos, o que possibilita alterações do fluxo

perante uma análise de custo de escoamento.

“No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d’água de 1.420 metros. A concepção atual de desenvolvimento do campo abrange quatro etapas de produção, denominadas Módulos 1, 2, 3 e 4. O módulo 1 consiste de uma unidade semi-submersível (P-40), ancorada em lâmina d’água de 1.080 metros e uma produção de 150.000 bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás. O óleo produzido e tratado na P-40 é transferido para um navio do tipo FSO denominado PETROBRAS-38 (P-38), ancorado em profundidade d’água de 1.009 metros. O óleo armazenado na

22

P-38 é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais localizados no continente. O Módulo 2 de Marlim Sul encontra-se em fase de estudos. Este módulo compreende a instalação de uma unidade de produção designada de PETROBRAS-51 (P-51), em profundidade d’água de 1.250 metros. O escoamento do óleo será realizado por oleoduto até uma plataforma fixa, em águas rasas, a Plataforma de Rebombeio Autônoma 1 (PRA-1). Os Módulos 3 e 4 encontram-se em fase de estudos de reservatório e de análise preliminar de viabilidade”.

O bloco de Marlim Sul tem duas unidades de produção semi-submersíveis,

uma levando a produção para uma plataforma de estocagem e outro projeto com

escoamento já definido, através de oleoduto, enviando o óleo para PRA-1. O

Projeto PRA-1 consiste de uma plataforma fixa que tem como objetivo a coleta do

óleo das plataformas dos Campos de Marlim Sul, Roncador e Marlim Leste,

situadas entre 40 km e 60km de distância, para posterior coleta por navios

aliviadores junto ao FSO que estará ancorado próximo, parte integrante do

projeto. O Projeto PRA-1, em conformidade ao Plano Diretor de Escoamento e

Tratamento de Óleo da Bacia de Campos – PDET, já cria alternativas de

escoamento que comportam operações simultâneas de offloading, tanto através de

navio aliviador bem como pela malha de dutos, oferecendo a perspectiva de

permanecer operando com o custo mais favorável mais adiante.

“O campo de Marlim Leste foi descoberto em janeiro de 1987 através do poço RJS-359, em lâmina d'água de 1.251m e distando aproximadamente 120 Km do litoral. Para o desenvolvimento do campo é prevista a instalação de um navio de produção (FPU – Floating Production Unit) P-53. Este sistema tem seu início de produção previsto para 2007. Após separação e pré-tratamento, o óleo produzido será escoado via oleodutos e plataforma de rebombeio (PRA-1) para a terra. O gás será exportado para P-26, no Campo de Marlim.” Nota-se que os próximos projetos a entrar em operação estarão contando

com o apoio de PRA-1, sendo que a unidade destacada para o projeto de Marlim

Leste não disporá de armazenamento. Será uma plataforma somente de produção,

com transferência do óleo diretamente para PRA-1.

“Os Campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim, em lâmina d’água variando de 600 a 1.300 metros. O desenvolvimento consistiu de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga. O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em lâmina d’água de 785 metros. O Sistema Definitivo se

23

iniciou com a instalação do FPSO-P-43 com capacidade para processar 150.000 bpd de líquido, ancorado pelo Sistema SMS (Spread Mooring System), em lâmina d'água (LDA) de 800 metros. O óleo é estocado na unidade para posterior alívio em tandem5. Já o sistema definitivo de Caratinga está composto de uma FPSO (P-48), onde será feita a estocagem do óleo para posterior alívio em tandem, ancorado a 1.040 metros de LDA instalado em início de 2005. O sistema está capacitado a atender uma produção de 150.000 bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás”.

Figura 4 - Ilustração do Projeto de PRA-1

Fonte: Petrobras

O projeto Barracuda-Caratinga, inicialmente, estava previsto exportar o

gás através da plataforma fixa PNA-1 (Namorado 1) e o óleo através de PNA-2

(Namorado 2). Isso foi alterado ao longo do desenvolvimento do projeto e

atualmente o óleo é escoado por navio aliviador, mostrando mais uma vez

alterações em função de um conjunto de circunstâncias que caracterizam a longa

maturidade de projetos na área de petróleo.

“O Campo de Roncador, localizado na área norte da Bacia de Campos, a cerca de 125 km do Cabo de São Tomé, possui uma área de 111 km², foi descoberto em outubro de 1996, com a perfuração do poço 1-RJS-436ª e está sob uma lâmina d'água que varia de 1.500 a 1.900 metros. Devido à extensão de sua área e ao grande volume de hidrocarbonetos existente, o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em 4 módulos. Em maio de 2000 entrou em operação o Sistema de Produção do Módulo 1 de Roncador, composto pela unidade de produção semi-submersível (SS) P-36 e pelo navio de estocagem (FSO) P-47. Após o acidente com a plataforma P-36, em 15 de março de 2001, que resultou no

5 O navio aliviador está com a proa junto à popa do FPSO / FSO e alinhados segundo o eixo longitudinal.

24

seu afundamento, quatro dias depois, a concepção de desenvolvimento de Roncador foi revista e o Módulo 1 foi rebatizado como Módulo 1A, passando a ser dividido em 2 fases. A Fase 1, foi concebida como uma solução de curto prazo para a retomada da produção do campo, com uma unidade de produção do tipo FPSO, denominado FPSO BRASIL, fretado à empresa SBM - Single Buoy Moorings Inc, menos de 20 meses após o acidente ocorrido com a plataforma P-36. O óleo produzido é armazenado no FPSO e, periodicamente, é transferido para um navio aliviador. Um gasoduto escoa o gás para o continente, através da Plataforma de Namorado 1 (PNA-1). A Fase 2, etapa de conclusão do Módulo 1A, compreende a utilização de uma unidade do tipo semi-submersível (SS), denominada P-52. Essa unidade entrará em produção em 2007, será ancorada em LDA de 1.800 metros. Terá capacidade para processar e tratar 180.000 bpd de óleo e comprimir 9,3 milhões m3/d de gás. A exportação de óleo da P-52 será feita através de dutos submarinos a serem interligados a Plataforma de Rebombeio Autônomo (PRA-1). O gás será exportado para o continente através da Plataforma de Garoupa (PGP-1). O Módulo 2 consistirá na utilização de uma embarcação do tipo FPSO, denominada P-54, que iniciará produção no primeiro semestre de 2007. Esta UEP será ancorada em LDA de 1.315 m, sendo dotada de facilidades de produção para processar e tratar 180.000 bpd de óleo, e comprimir 6,0 milhões de m3/d de gás. O escoamento do óleo será em tandem, através de um navio aliviador, enquanto o gás será escoado através da Plataforma de Garoupa (PGP-1)”.

Figura 5 - Mapa de Localização dos Campos de Óleo na B. de Campos

Fonte: Petrobras

“Os Módulos 3 e 4 de Roncador encontram-se atualmente na fase de concepção de alternativas de seus sistemas de produção. A Petrobras estima que até 2015, Roncador ultrapasse a marca dos 470.000 barris/dia de produção.” O Campo de Roncador repete a história de desenvolvimento de outros

campos. Os acontecimentos se sucedem numa velocidade muito grande e nem

25

sempre as expectativas se confirmam, provocando mudanças e adaptações na

busca de uma solução final. Nesse campo em particular, o acidente com P-36

motivou muitas alterações no sistema de produção com reflexos naturais nos

sistemas de escoamento.

Uma outra razão para diversidade de sistemas está na dificuldade do

mercado fornecedor e construtor atender as demandas, caso fossem os mesmos os

sistemas escolhidos.

No período de 1984 quando o Campo de Albacora foi descoberto, até

1989, ano do descobrimento de Barracuda - Caratinga o volume de óleo produzido

na Bacia de Campos cresceu cerca de 42%, saiu de 251.651 bbl/d para 356.370

bbl/d. Considerando que a produção na região começou em 1977, com cerca de

2.792 bbl/d, trata-se de um crescimento de 12.664 % no período 1977 a 1989, o

que exigiu um enorme esforço de infra-estrutura de logística para o escoamento

desses volumes até o litoral e daí até as refinarias.

Após 1996 outros campos foram descobertos, como o Campo de Espadarte

e os campos já mencionados, que por força, ora da alteração do volume previsto

do reservatório, ora por uma mudança da estratégia de exploração, foram

divididos de outras formas, dando origem a projetos complementares de

exploração e produção. Percebe-se que os campos já citados dão uma dimensão do

desenvolvimento da região e das instalações e recursos associados a esse

desempenho

. Tabela 1 - Quadro Resumo de Produção Média de Óleo e Produtos afins.

Fonte: Petrobras

Produção Nacional de Óleo, Condensado e LGN - período 1977 / 2004 (em bbl/d) Óleo + Condensado+ LGN (Liquid Gas Natural) Bacia de Campos

Terra Mar LGN Total Ano Qtde % Qtde % Qtde Qtde

Qtde % do Total

Crescimento Acumulado

1977 120.011 75,2 39.553 24,8 0,0 159.564 2.792 1,7 1980 106.331 58,7 74.695 41,3 0,0 181.026 28.575 15,8 923,5% 1985 154.363 28,3 391.619 71,7 10.795 556.777 337.171 60,6 1080,0% 1990 188.657 29,9 442.599 70,1 22.372 653.628 405.568 62,0 20,3% 1995 180.759 26,1 512.265 73,9 23.137 716.161 474.501 66,3 17,0% 2000 211.500 17,1 1.022.723 82,9 36.270 1.270.493 992.148 78,1 109,1% 2001 214.333 16,5 1.080.812 83,5 40.648 1.335.794 1.052.524 78,8 6,1% 2002 218.889 15,0 1.235.912 85,0 45.253 1.500.054 1.217.500 81,2 15,7% 2003 220.683 14,9 1.262.767 85,1 56.671 1.540.121 1.252.373 81,3 2,9% 2004 220.417 15,4 1.210.422 84,6 61.791 1.492.630 1.203.758 80,6 -3,9%

26

O quadro na Tabela 1 resume alguns números de produção, do qual cabe

breves comentários:

• Observa-se grandes percentuais de crescimentos iniciais, de 1977 a 1985, em

função das dificuldades de localização e, por conseguinte, produção em outras

regiões.

• Em 1980 a produção nacional era de aproximadamente 181 mil barris diários e

a participação da Bacia de Campos era de 15,8 %. Em 1985 esse volume

triplicou, ficando próximo de 560 mil barris diários, alterando a participação

da região fluminense para cerca de 60% do volume nacional.

• Na década de 90 os números de produção da Bacia de Campos não se

alteraram no mesmo ritmo, mas em 2000 se aproximaram de 1 milhão de

barris por dia, com uma participação perto de 80% da produção nacional.

• No período 2000-2004 a participação permaneceu no patamar de 80%.

Num outro quadro, Tabela 2, extraída de um artigo publicado em 1999,

verifica-se uma perspectiva da prevalência do modal “navio aliviador” sobre o

modal “dutoviário.” O quadro na época mostrava a tendência de que a maioria do

volume produzido na região em 2002, cerca de 85%, estaria sendo escoado

através dos shuttle tankers e o restante através da malha de dutos até o Terminal

de Cabiúnas, situado no litoral de Macaé, de onde é bombeado para as Refinarias

através dos dutos terrestres.

Tabela 2 - Quadro extraído do artigo "The Operational Experience of Petrobras in Offloading Operations

with FPSOs Units" - Carlos F. Mastrangelo e Salomão Assayag

Observa-se que, de um lado, tem-se a produção crescente e de outro tem-

se a opção de navios aliviadores assumindo a maioria das operações de

escoamento. Esse fenômeno já havia sido observado nas instalações dos projetos

mencionados anteriormente, embora alguma participação fosse encaminhada à

Importância dos Terminais Oceânicos (Monobóias+ FPSOs) na Bacia de Campos jun/98 jun/99 jun/00 jun/02

Produção Produção Produção Esperada Sistemas de Offloading

(bbl/d) % (bbl/d) % (bbl/d) % (bbl/d) %

Dutos 236.152 34 249.102 31 208.048 24 146.718 15 Terminais Oceânicos 462.730 66 559.231 69 659.443 76 831.404 85 Total da Produção

698.882 808.333 867.491 978.122

27

malha de dutos. Os dados da Tabela 3 ratificam essa direção. Entende-se que isso

está alinhado com as circunstâncias de desenvolvimento dos projetos: rápido

incremento da produção em busca de auto-suficiência com rápido retorno do

investimento em função de uma balança de pagamentos desequilibrada e de uma

perigosa dependência energética, sobretudo porque a Transpetro - Subsidiária da

Petrobras - já possuía uma significativa frota de embarcações capazes de uma

grande contribuição dentro dessa estratégia de transporte até os terminais

marítimos.

Tabela 3 – Parcela de óleo escoado por Cabiúnas

Fonte: Petrobras

Observa-se ainda que, dada às características de incertezas decorrentes das

variações nas avaliações das reservas do campo e um processo natural de

afastamento da costa com a descoberta de outras reservas em outros blocos,

incluindo-se aí os novos campos nas águas do E. Santo, o sistema de escoamento

através de navio aliviador apresenta uma melhor resposta, pela flexibilidade, e

porque uma malha de dutos demanda tempo para ser instalada. Esses projetos

adicionais, juntamente com a maturidade dos projetos já instalados, pode conduzir

a uma estratégia de ligar as UEPSs - Unidades Estacionárias de Produção –

(Plataformas) à malha de dutos e deixar o escoamento dos novos projetos a cargo

dos navios aliviadores, o que valorizaria a discussão dos custos de escoamento,

escopo dessa dissertação.

Escoamento pelo Terminal de Cabiúnas 2003 2004 Total da Produção da B. de Campos (m³) 72.989.935 69.676.722 Total por Dutos 13.742.290 13.424.669 Percentual por Dutos 18,83% 19,27%

Capítulo 2: Custo baseado na atividade

Antes de se detalhar os processos de escoamento com a finalidade de se

chegar às atividades e assim associá-las com os custos, é recomendável que se

tenha um entendimento do que seja o Custo Baseado na Atividade. Assim, torna-

se mais claro o que representa uma melhor apuração dos custos de uma operação,

como isso contribui para gerar operações mais produtivas, mudanças de processos

e o alcance desse sistema de custeio. Este estudo, muitas vezes, recorre a

estudiosos e especialistas para assegurar uma efetiva compreensão do tema.

Como, por exemplo, a resposta de Robert Kaplan colocada abaixo, quando

perguntado sobre os sistemas de determinação e gestão de custos utilizados

atualmente por empresas no mundo todo, dada numa entrevista a revista HSM

Management:

“Faz 15 anos que venho observando e criticando os sistemas de custos adotados pelas empresas industriais e de prestação de serviços. Eles costumam organizar os custos por departamentos, ignorando que atividades e processos cruzam com freqüência as fronteiras departamentais. Eles são falhos porque não possibilitam às empresas ter uma imagem final do custo de coisas como projetar produtos e desenvolver atividades ligadas ao atendimento dos clientes. E principalmente são falhos por não conseguirem definir com precisão a relação entre o custo dos diversos recursos existentes – funcionários, equipamentos, instalações e os produtos fabricados e os clientes atendidos. São sistemas de determinação de custos altamente agregados: levam a distorções consideráveis na mensuração do custo de produtos e clientes”.

2.1 - Fundamentos e definições

O Sistema de Custeio Baseado na Atividade, muitas vezes identificado

como método ABC1 (sigla do título na língua inglesa: Activity Based Costing) de

custeio, é definido como um método de apuração de custos de produtos / serviços,

que aloca valores a cada etapa do processo de composição do produto / serviço

mediante o cálculo das respectivas parcelas de recursos despendidos para

produção do produto / realização do serviço, atacando principalmente os custos

indiretos. O objetivo do custeio ABC é quebrar a caixa-preta dos custos indiretos,

incluindo os custos administrativos e os custos operacionais fixos, ou qualquer

1 Não confundir com Método ABC de controle de nível de estoque que trata dos itens em classes A, B e C.

29

tipo de custo que na maioria das vezes é rateado, ligando-os diretamente aos

produtos e clientes. Numa operação comercial um cliente pode parecer lucrativo à

primeira vista, mas uma vez melhor analisado, quando consideradas todas as

despesas efetivamente ligadas a esse cliente, tais como, processamento de

pedidos, estoque e distribuição, verifica-se que pode ser deficitário. Isso porque há

muitas operações com particularidades que implicam em maiores custos, que ao

ficarem diluídos no contexto geral, se tornam imperceptíveis. Da mesma forma,

uma operação, que utiliza diferentes recursos, atende diversos clientes pode

parecer produtiva, ou aparentemente não ter oportunidades de melhorias, mas uma

vez custeada com base na atividade mostra alternativas mais produtivas em função

da visibilidade que se tem das parcelas de custo ligadas a cada etapa do processo,

proporcionada pelo método. É por esse motivo que as propostas de reduções de

custo ou otimização de recursos giram em torno da melhoria dos processos.

Robert S. Kaplan, certamente um dos autores que mais tem contribuído na

divulgação do ABC, apresentou a seguinte definição num artigo publicado em

fevereiro de 1990 através do The CPA Journal:

“Activity-based costing is not designed to trigger automatic decisions. It is designed to provide more accurate information about production and support activities and product costs so that management can focus its attention on the products and processes with the most leverage for increasing profits. It helps managers make better decisions about product design, pricing, marketing, and mix, and encourages continual operating improvement”.

O que traduzido fica desta forma: “O Custo Baseado na Atividade não é

projetado para provocar decisões automáticas. É projetado para fornecer

informações mais exatas sobre a produção, suportar atividades e custos do produto

de modo que a gerência possa focar sua atenção nos produtos e nos processos que

mais contribuem para aumentar o lucro. Ajuda aos gerentes a em melhores

decisões sobre o projeto de produto, fixar preços, o marketing e o portfólio de

produtos, e incentiva a melhoria contínua na operação”, enfatizando o auxílio que

o método dá às decisões gerenciais.

Naturalmente, esse método não se justifica em casos de negócios que têm

somente um produto final, pelo simples fato de que, nestes casos, todo o custo é

alocado a um único output. Ter um só produto final significa que esse bem de

produção é único, processado da mesma forma, como por exemplo, a palha de

30

aço, popularmente conhecida como Bombril. Ou seja, todos os custos presentes na

operação têm um só uma aplicação, desde o consumo de material até as alocações

dos custos indiretos, todos os recursos são consumidos por um só item ou serviço.

No caso deste trabalho há um serviço, transporte de óleo até o litoral em

diferentes locais. O serviço é prestado para diferentes plataformas (usuários) por

dois modais diferentes, que em algumas situações se complementam. Na operação

há envolvimento de vários recursos, que por sua vez têm que ter seus custos

corretamente alocados aos usuários na efetiva proporção em que são consumidos.

Alguns dessas plataformas demandam uma maior freqüência de movimentação

em função da produção e da capacidade de armazenagem, outras ficam mais

distantes e assim exigem mais tempo na execução do escoamento, incluindo-se no

item distância os diferentes pontos dos terminais marítimos de descarregamento

do óleo no litoral.

Mesmo trazendo bons resultados em curto espaço de tempo, permitindo

focar as ações de produtividade, a implantação do ABC implica num grande

trabalho prévio, o que inclui: a elaboração do processo de negócio para se

relacionar todas as atividades, a hierarquização dessas atividades e finalmente os

recursos consumidos. A técnica de cálculo do custo baseado na atividade busca

identificar dentre o montante de recursos indiretos as parcelas relacionadas com as

atividades desenvolvidas que contribuíram para formação do produto / serviço, e

alocá-las ao respectivo produto / serviço. Os principais elementos do método ABC

são os recursos, atividades e os objetos de custo (produtos e serviços). Os custos

são alocados em dois passos:

• No primeiro passo os custos dos recursos disponíveis são associados às

atividades, direcionados pelas parcelas de recursos absorvidas pelas

atividades. Se, por exemplo, uma atividade consome 1 homem-hora, então o

recurso identificado é pessoal e o direcionador é hora.

• No segundo passo o custo da atividade é ligado ao custo do objeto. O

direcionador da atividade determina quanto da atividade é usada para se

produzir o objeto. Número de quilômetros e toneladas, quantidade de

embarques, quantidade de notas fiscais emitidas e volume de óleo embarcado

são exemplos de direcionadores de atividades.

31

Figura 6 - Fluxo com Principais Elementos do ABC Fonte: International Journal of Logistics Management – 1999

Dick A. van Damme; Frank L. A. van der Zon

Os direcionadores de custo são vistos como facilitadores do processo de

alocação, são medidas de consumo dos recursos disponibilizados e das atividades

no desempenho das operações. A figura 6 facilita o entendimento sobre as

relações entre recursos e atividades e entre atividades e produtos / serviços, estes

últimos objetos ou resultados do processo. A figura ainda contempla que as

atividades são respostas a comandos em função de transações, e os indicadores de

desempenho como resultado das atividades, nesse caso medidas associadas a

parâmetros de custo decorrentes dos processos de trabalho.

Embora o método de custeamento ABC demande tempo, exija pesquisas,

observação, análise e discussão, uma vez que for implantado, haverá apenas a

necessidade de monitoração e atualização, na medida em que os processos e

produtos forem alterados. Mais uma vez recorre-se ao Prof. Robert S. Kaplan

numa abordagem relativa à implantação, relatada no artigo “Using Activity-Based

Costing with Budgeted Expenses and Practical Capacity” publicado na Harvard

Business School sob o n◦ 9-197-083 em junho de 1999:

Direcionador do recurso

Recurso disponível

Atividades

Direcionador da atividade

Transação / Comando

Objeto / Resultado

Indicadores

Parcela de custo do Recurso

Parcela de custo da atividade

32

"This historical method is objective, and relatively simple to implement. To estimate activity cost driver rates with the historical method, analysts: 1. Trace the resource expenses to activities 2. Obtain the quantitative data on the activity cost driver for each activity, and 3. Obtain the quantity of each activity cost driver used by each product or customer during the historical period.” Ou seja, este método histórico é objetivo e relativamente simples de

implementar. Para estimar as taxas dos direcionadores de custo com o método

histórico os analistas devem ligar os consumidores de recursos com as atividades,

identificar as informações dos direcionadores de custo de cada atividade e obter a

quantidade do direcionador de custo de cada atividade que é usada por cada

produto ou cliente durante o período analisado.

Nesse mesmo artigo é mencionada a limitação do método no processo de

levantamento dos dados, ou dificuldades para as quais devemos estar atentos e

como devem ser encaradas:

“The historical cost driver rates have two major limitations: • First, the actual cost driver rate is not calculated until after the period is

over. For ABC to be used as an on going system managers can not wait until the end of the period to obtain cost driver rates for calculating product and customer costs and profitability. • Second, the accuracy of the cost driver rate is compromised if the

capacity of the resources supplied to perform the activity were not fully used during the period.

Both these limitations need to be overcome if ABC systems are to be used proactively, not reactively. Ideally, managers should use the ABC information to make better decisions about current and future processes, products, and customers, not just to reflect on the past.”

O artigo afirma que a utilização do ABC exige determinação de se buscar

o melhor número que represente uma referência de custo ligada com uma

atividade e ir ajustando esse valor à medida que mais informação possa ser obtida.

Não há que ficar preso a critérios do passado, mas procurar associar consumo de

recursos dentro do processo que se desenvolve o serviço ou se constrói o produto

final. Numa situação de diversidade de produtos / serviços, o cálculo do custo

através da contabilidade tradicional atende até o momento em que o recurso

consumido está diretamente vinculado ao resultado final, casos dos materiais e

mão de obra direta, ou resumidamente, dos custos diretamente aplicados e visíveis

33

com facilidade. Esse cálculo, no entanto, passa a dar margem a dúvidas ou

imprecisões quando envolvem os recursos , tais como administração, locação,

energia, etc, não têm uma relação direta com o objeto final. A utilização

sistemática de estimativas e rateios para distribuição dos custos indiretos não têm

atendido as exigências decorrentes do acirramento da competitividade e da busca

da produtividade. Existe desconhecimento total dos verdadeiros custos de

prestação de serviços para diferentes tipos de clientes / canais / segmentos de

mercado (Christopher, 1997). Há necessidade de apurações mais precisas que

possam suportar decisões entre alternativas que apresentam mínimas diferenças.

Em muitos casos não há como fugir do rateio, o que pode ser minimizado pela

escolha de um melhor direcionador de custo para se fazer o rateio. Muitas das

análises de verificação de aplicação dos custos indiretos são excelentes

oportunidades para se constatar que determinados custos não têm nenhuma

relação com o produto final, e isso passa a representar ganhos que refletem num

melhor resultado do negócio.

Outro conceito de custo importante dentro do ABC, ou na aplicação do

método ABC, refere-se ao custo fixo e variável. O custo fixo não se altera com a

quantidade de produção, ou com o volume transportado. É um custo que por

natureza é fixo e geralmente está referenciado a períodos de tempo, valores por

semana ou mensais. O aluguel de uma frota representa bem o que seja o custo

fixo, ou seja, independente do que é produzido ou do que é transportado o custo

da frota é fixo. Já o custo variável só se manifesta quando a atividade é executada.

Os custos da matéria prima assim como o material de embalagem são variáveis

porque os consumos aumentam ou diminuem em linha com a variação da

produção.

Figura 7 – Representação Gráfica de Custo Fixo e Variável

Custo

Custo fixo

Custo variável

Atividade

34

A Figura 7 ilustra bem o conceito de custo fixo e variável na composição

de custo de um bem ou serviço. Há uma parcela fixa a partir da qual o custo

variável incide num montante que depende do nível de atividade, formando o

custo total.

2.2 - Características

O sistema ABC de custeio tem duas fortes características. A primeira se

refere à ênfase que se dá ao processo e a segunda é relativa à precisão dos custos

apurados.

A estreita relação do custo baseado na atividade com o processo é

facilmente explicada porque a elaboração do método passa necessariamente pela

reconstituição e análise do processo de formação do produto ou pelas etapas de

uma operação, e assim obter o custo do todo pelas partes e verificar que fatores

contribuem para se chegar naqueles valores. Essa é uma grande vantagem do

método, pois indica onde priorizar as ações de produtividade, principalmente

dentro dos custos indiretos que têm atingido grande participação dentro do custo

total, ao contrário dos custos diretos, por exemplo, materiais, transformados em

commodities, e mão-de- obra, que vem sendo substituída por máquinas dentro do

processo de automação. Segundo Miller e Vollmann (1985), considerando os

dados que levantaram na indústria americana, o overhead alcança um valor médio

de 35% dos custos. Como na atualidade, os negócios estão paulatinamente

trocando pessoas por máquinas, em algumas companhias de alta tecnologia, a

mão-de-obra direta pode representar não mais que 5 % dos custos.

35

Figura 8 – Processo de Formação de Custos

Uma forma de assegurar que todo o processo esteja sendo coberto é visitar

a toda a cadeia de produção do produto, desde a origem até a distribuição ao

cliente final, ou percorrer todos os passos de determinada operação, desde seu

início até a efetiva conclusão. Conforme colocação de Christopher, M. (1992) –

Logística e Gerenciamento da Cadeia de Suprimento, Editora Pioneira Thomson

Learning Ltda, S. Paulo, SP. , “a operacionalização destes princípios de custeio

exige uma orientação para resultados. Em outras palavras, primeiro há que se

definir os produtos desejados do sistema logístico e depois procurar identificar os

custos necessários para realização deles. Um conceito útil aqui é a idéia de

missão. No contexto da logística, missão é um conjunto de metas de serviço ao

cliente a serem alcançados pelo sistema, dentro de um contexto produto /

mercado”. As missões podem ser traduzidas como um conjunto de operações

dentro de um processo, um empreendimento que ao final gera um produto / provê

um serviço, que cruzam pelos recursos disponibilizados e assim vão consumindo

parcelas daqueles recursos e gerando custos na medida em que agregam valores.

A Figura 8 apresenta essa dinâmica, retratando os centros de formação de custo no

cruzamento das linhas de etapas do processo com as colunas de recursos.

Com relação à precisão, há uma ligação direta com a profundidade com

que os custos indiretos são desmembrados e suas parcelas distribuídas ao produto

Produto A

IVIII I II

Recursos

Missão A

Missão B

Missão C

Produto B

Produto C

Centros de formação de

custo

Processo B

Processo A

Processo C

Montante dos Recursos consumidos

36

final / serviço. E aí deve-se estar alerta para não correr riscos de estabelecer

controles sem objetivos concretos, apenas por verificação de resultados sem

nenhuma utilidade prática e assim alterar o sentido de uso da ferramenta. As

estruturas e objetivos de controles não podem ser, de modo algum, mais

importantes que os recursos dedicados à operação. Deste modo, ao lidar com os

custos indiretos, em algumas oportunidades, há possibilidade de se considerar

alguns rateios e estimativas, que não impactam os resultados finais, para não se

descer a níveis de detalhes que não acrescentam contribuição aos valores

apurados. Diversos autores têm ressaltado o caráter preciso do cálculo do custo

quando se utiliza a técnica de cálculo baseado na atividade. Nota-se que este é um

ponto controvertido pela opção entre precisão e despesa. Requer conhecimento do

processo e sensibilidade no alcance do método. Abaixo algumas colocações

expressas por eminentes estudiosos do assunto:

• “O sistema ABC de custeio baseado em atividades não só é a única forma de

se medir as atividades que compõem os processos de negócios, como também

permite que se calcule com precisão os custos dos produtos.” Samuel Cogan

na introdução do livro Activity Based Costing –ABC - A Poderosa Estratégia

Empresarial, Editora Pioneira – 1994.

• “A possibilidade de combinar custos com medidas de desempenho abre novas

perspectivas, tanto para engenheiros como contabilistas, interessados em

medidas acuradas do uso e da eficiência no consumo de recursos.” Israel

Brunstein na apresentação do livro de ABC – Custeio Baseado em Atividades,

Masayuki Nakagawa, Editora Atlas – 1994.

• “O objetivo de um sistema ABC corretamente desenvolvido não é o sistema

de custeio mais preciso.” Trecho da página 116 do livro Custo e Desempenho

– Administre Seus Custos Para Ser Mais Competitivo, autoria de Robert S.

Kaplan e Robin Cooper, Editora Futura – 2000.

• “Um dos objetivos do método ABC é ir mais fundo na explicação da

composição dos custos da empresa e da cadeia de suprimento”. Trecho da pág.

227 do livro: Logística e Gerenciamento da Cadeia de Distribuição, Antônio

G. Novaes, Editora Campus – 2001.

37

O consenso, no entanto, é que a melhor abordagem sobre essa questão

específica foi feita Robin Cooper no artigo You Need a New Cost System When,

publicado pela Harvard Business Review em janeiro / fevereiro de 1989, a qual,

após tradução informal, transcrito abaixo:

“Um sistema de custo não deveria necessariamente medir absolutamente tudo dentro do grau mais apurado. Buscar medidas infinitesimais de cada material e de cada segundo da mão-de-obra direta pode ser caro e consumir muito tempo. A despesa é necessária apenas quando as conseqüências de operar com dados imprecisos são piores. Quando, por exemplo, num mercado de margens estreitas e de rápidas alterações, decisões tomadas com base em dados não precisos colocam a empresa rapidamente fora dos negócios. Em outras situações, números altamente precisos são menos importantes, e as empresas não deveriam gastar tanto recursos para consegui-los. Um bom sistema de custo busca uma alternativa que reduza o custo total ao invés de incorrer em custos que busquem muita precisão e ou custos dos erros causados por uma apuração não muita precisa. Exatamente como diria um economista: um sistema ótimo atinge o ponto onde o custo marginal de melhoria da precisão do sistema se iguala aos benefícios. Um sistema de custo ótimo é um alvo móvel. As condições de competitividade são dinâmicas, logo o custo se altera. Similarmente, assim como a tecnologia de processamento da informação se altera, a apuração do custo também se modifica. É importante lembrar que a diversidade de produtos representa um grande desafio para a precisão. À medida que aumenta a diversidade - mix de alto volume e baixo volume, ou mix de produtos com grande participação de mão-de-obra e linhas de produção automatizadas – os custos se tornam muito imprecisos. Para se atingir um bom nível de precisão, as empresas deveriam teriam que gastar mais na apuração quando os produtos forem mais homogêneos. Do contrário seus sistemas de custo se tornaram obsoletos.”

2.3 - Aplicação Como citado por Novaes no seu livro Logística e Gerenciamento da

Cadeia de Produção, duas regras simples ajudam a buscar uma resposta sobre

quando aplicar o método ABC (Kaplan e Cooper, 1998). Primeiramente, há

necessidade de se verificar se a empresa ou negócio apresenta setores ou

atividades com elevados gastos de recursos indiretos, e se esses gastos têm

crescido ao longo do tempo. Isso certamente caracteriza que há oportunidades de

reduções de custo a serem exploradas, e exatamente em cima dos custos indiretos,

onde as alocações são feitas mediante rateios e outras formas de apropriações que

dão margem a distorções na apuração final. Em segundo lugar, a recomendação é

verificar se o empreendimento apresenta muita diversidade de produtos ou

38

serviços, cobrindo mercados segmentados em classes de clientes, ou simplesmente

cobrindo vários clientes. A questão aqui é precisar que custo o produto deve

receber dentro da cadeia de produção. Altos valores de custos indiretos em

operações que envolvam diversos produtos endereçados a clientes diferenciados

significam boas oportunidades de aplicação do ABC. Este trabalho se encaixa

no segundo caso, onde se tem uma operação logística, composta por uma série de

atividades com diferentes abordagens. As operações logísticas têm um perfil

apropriado para utilização do método de custeio baseado na atividade pela

diversidade de recursos e atividades. Nestes casos, a apuração de custo, através do

método ABC, tem um caráter de tornar visíveis as várias partes da estrutura do

custo e compor o valor final segundo um critério que facilite e oriente a análise

gerencial. Desta forma, há alinhamento com o expresso também por Novaes no

mesmo livro acima citado: “Um dos objetivos do método ABC é ir mais fundo na

explicação da composição dos custos da empresa e da cadeia de suprimento. A

meta principal dessa técnica de custeio é alocar custos que reflitam ou espelhem a

dinâmica físico-operacional da empresa (Ostrenga et al, 1993)”.

Nesta dissertação são abordadas duas formas de transporte de óleo cru,

explorado e processado por plataformas, e posteriormente transferido aos

terminais marítimos. Na operação via navio aliviador trata-se de um serviço de

coleta, transporte e entrega, com participação de vários recursos e atividades, e na

operação por duto, visto como um só recurso, como se fosse uma fábrica com os

principais custos: operação, depreciação e manutenção. São duas abordagens bem

distintas colocadas para análise, mostrando assim a riqueza de possibilidades na

utilização do método de cálculo de Custo Baseado na Atividade. As duas Tabelas,

4 e 5, mostram configurações dos sistemas de coleta do óleo da Bacia de Campos,

relacionando as plataformas ligadas aos respectivos pontos de escoamento, já

considerando algumas plataformas ainda em fase de construção, mas que em

breve estarão em operação. Por exemplo, no modal marítimo há uma série de

unidades conectadas às monobóias, onde os navios aliviadores atracam para

operação de coleta do óleo. Ainda no modal marítimo, escoamento através dos

navios aliviadores, há outras plataformas que estão ligadas aos FSOs (P-32, P-38,

P-47 e PRA-1), os quais transferem o óleo para o navio aliviador, lembrando que

PRA-1 é uma unidade fixa, mas estará operando acoplada a um FSO. No caso da

Tabela 5 o sistema de coleta através da malha de dutos indica três unidades onde

39

se concentram as linhas antes de serem encaminhadas para o Terminal de

Cabiúnas.

Tabela 4 – Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Navio Aliviador

Tabela 5 - Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Malha de Dutos

Modal Navio Aliviador Locais de coleta

Monobóias FSOs - Floating Storage Offloading

SBM 4 SBM 5 IMODCO 3 IMODCO 4 P-32 P-38 P-47 PRA-I * Própria Unidade

Vermelho I P-18 P-7 P-18 P-18 P-40 P-18 P-51 * FPSO Mrl Sul Vermelho II P-19 P-19 P-19 P-19 P-52 * FPSO Brasil Vermelho III P-20 P-20 P-20 P-20 P-53 * FPSO FluminenseCarapeba I / III P-27 P-54 * FPSO Espadarte Carapeba II P-55 * P-25 / P-31 Pargo IA / IB P-26 / P-33 P-35 P-37 P-43 P-48 * Futuras Plataformas P-50 *

Modal Malha de Dutos Caminho

Plataforma de Garoupa Plataforma de Enchova Plataforma PRA-I * Vermelho I Pampo P-51 * Vermelho II P-7 P-52 * Vermelho III P-8 P-53 * Carapeba I / III P-12 P-54 * Carapeba II P-15 P-55 * Pargo IA / IB SS-06 Namorado II Namorado I Cherne II Cherne I P-9 * Futuras Plataformas

Capítulo 3 – Custos dos Sistemas de Escoamento

3.1 – Escopo

Embora a proposta seja abordar o custo do escoamento do óleo da Bacia

de Campos, é oportuno citar os outros agentes que atuam dentro dessa complexa e

extensa malha logística, porque certamente esses agentes têm relação com o tema

dentro do ciclo completo de exploração, produção, refino e distribuição, e isso

ajuda a dimensionar e situar o escopo desta dissertação. A Petrobras está presente

em toda a cadeia produtiva, o que no setor de petróleo significa atuar, em

negócios upstream que trata de exploração e produção, midstream que envolve

transporte do óleo até o ponto de refino e dowstream representado pelo refino e

distribuição dos produtos ao mercado consumidor. Além das plataformas, acima

de 50 unidades de produção (cerca de 40 na Bacia de Campos ao final de 2004)

entre contratadas e próprias, o ciclo completo envolve uma frota com dezenas de

navios aliviadores, centenas de embarcações de apoio, quilômetros de dutos

submarinos e terrestres, 20 terminais marítimos, e 13 refinarias / unidades de

processamento industrial, mostradas na Figura 9, e uma rede com milhares de

postos de serviços, abastecida por frotas de caminhões.

Figura 9 - Mapa das Refinarias

Fonte: Petrobras

41

Não se pode ignorar que a Petrobras é uma empresa estatal1 e assim sendo

tem toda uma estratégia de assegurar fornecimento de combustível e demais

derivados em todo território nacional, o que num país de dimensões continentais

exige um enorme esforço logístico. No entanto, o fato do Brasil ter zonas de maior

desenvolvimento industrial e riqueza, localizadas nas regiões sul-sudeste e no

perímetro da costa, foi fator determinante para a instalação da grande maioria da

refinarias nessas áreas (vide Mapa das Refinarias na Figura 9), pela relação

estreita que o poder aquisitivo e o nível de desenvolvimento guardam com o nível

de consumo de combustível e produtos derivados, admitindo a proximidade entre

refino e ponto de venda como decisão estratégica. Esse desenho de distribuição

cria um canal natural de escoamento de óleo entre a Bacia de Campos e os pontos

de refino através do litoral dos estados do Rio de Janeiro e S. Paulo, áreas onde

estão situados os principais terminais marítimos de desembarque de óleo:

Terminal de Cabiúnas em Macaé, Terminal de Angra e de São Sebastião, nas

localidades do mesmo nome.

3.2 - Formas de Escoamento de Óleo A operação de escoamento conta com o envolvimento de três diferentes

organizações da Petrobrás. A Divisão de Exploração e Produção (E&P),

representada pelas plataformas, dutos submarinos e serviços relacionados com

exploração e produção; a Divisão de Abastecimento, que cuida da logística de

distribuição e transporte, e a – Transpetro – que administra os ativos de transporte:

diversos tipos de embarcações, dutos terrestres, frotas de caminhão, transporte

ferroviário e terminais. Desta forma é natural que diversos custos decorrentes da

operação de escoamento sejam partilhados entre áreas e divisões sob forma de

alocação, obedecendo a natureza contábil dos mesmos, mas, provavelmente, sem

focar o montante, resultante de todas atividades da operação, uma vez que cada

empresa apresenta resultados independentes.

Conforme já abordado, a Petrobras usa dois sistemas de escoamento de

petróleo, das plataformas até as refinarias. Um, através de navios aliviadores,

também conhecidos como shuttles (shuttle tankers), chamados assim pelo caráter

de estarem sempre circulando, recolhendo óleo nas plataformas e descarregando 1 A Petrobras é uma empresa de economia mista tendo o governo brasileiro a maioria do capital votante.

42

nos terminais localizados na costa e voltando às plataformas para outro

carregamento e assim sucessivamente. A outra forma de escoamento do óleo é

através de uma malha de dutos submarinos, com as linhas posicionadas de modo a

atender várias plataformas existentes na região, até o litoral. Os dois sistemas têm

suas vantagens e desvantagens, e não são excludentes, ao contrário, se

complementam em várias das operações existentes e outros projetos em

andamento, como PRA-1 (Plataforma de Re-bombeio Autônomo) na Bacia de

Campos. Mais adiante, quando for abordado cada sistema, se verificará que se

tratam apenas de operações que têm estratégias diferentes. Por razões provocadas

pelo processo desenvolvimento das atividades de exploração e produção na Bacia

de Campos, conforme historiado, por motivos técnicos e logísticos, o escoamento

via dutos submarinos atende as fontes de produção localizadas mais próximas do

litoral e os navios aliviadores cobrem o transporte do óleo produzido nas

plataformas em águas mais profundas e naturalmente mais afastadas da costa,

onde estão localizados os mais recentes projetos de exploração e produção.

3.2.1 - Operação de Escoamento (Offloading) por Navios Aliviadores

Com base numa programação, em função do volume de petróleo

produzido por cada UEP – Unidade de Exploração e Produção -, cujas produções

são escoadas por Navios Aliviadores, uma frota de navios é dimensionada e

contratada para atender a operação de escoamento. No caso da Petrobras os navios

aliviadores são contratados por afretamento através da Divisão de Abastecimento,

voltada especificamente para administração de transportes. Os contratos são de

dois tipos: TCP – Time Charter Party -, contratos por determinado período e VCP

– Voyage Charter Party -, contratos específicos por viagem. Nesse trabalho estão

em foco os navios contratados por TCP, pela maior possibilidade de consistência

dos valores, e em função de que a grande maioria das atividades de escoamento é

realizada nesse tipo de contrato. É oportuno esclarecer que a operação de

escoamento através dos navios só pode ser feita junto a plataformas do tipo FPSO

ou FSO, que na verdade são embarcações VLCCs (Very Large Crude Carrier)

transformadas em plataformas. Os FPSOs são navios com capacidade para

processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás

natural. No convés do navio é instalada uma planta de processo para separar e

43

tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o

petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido

periodicamente para um navio aliviador. Os maiores FPSOs têm sua capacidade

de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção

associada de gás de aproximadamente 2 a 3 milhões de m³. Outros tipos de

plataformas não podem receber navios aliviadores para recolhimento de óleo,

essas operações seriam de alto risco, pois apresentam restrições a esforços laterais

e à excessiva movimentação na superfície devido à forma de ancoragem. Estas

plataformas são do tipo: Fixa (chamada também de Jaqueta), SS - Semi-submersa

–TLP – Tension Leg Plataform - e SPAR. A alternativa para esses tipos de UEPs

é escoar o óleo para um FSO, através de dutos flexíveis ou escoar diretamente,

através de malha de dutos submarinos. A plataforma PRA-I já vista na Figura 4, é

do tipo Fixa e um exemplo de plataforma Semi-submersível pode ser visto na

Figura 10.

Figura 10 – Plataforma Semi-submersível e sistema de ancoragem

Fonte: Petrobras

44

A Tabela 6 apresenta a relação de tipos de plataformas com os respectivos

modais de escoamento.

Tabela 6 - Tipos de Plataformas e formas de escoamento

3.2.1.1 - Navios Aliviadores

Os Navios Aliviadores são embarcações que realizam a operação de forma

dedicada e são construídos com esse propósito. Há basicamente três tipos de

navios aliviadores ou shuttle tankers quanto ao porte ou capacidade de seus

tanques de carga, conforme mostrado na Tabela 7:

Tabela 7 - Tipos de Navios Aliviadores

Há algumas controvérsias sobre as dimensões que definem o porte, mas

em 2003 foi realizado um amplo estudo e foram reavaliadas as capacidades dos

navios transportadores de óleo, também chamados petroleiros, em decorrência do

acidente com petroleiro “Prestige” ocorrido em 19 de novembro na costa noroeste

da Espanha, com uma carga de 77.000 toneladas. Este estudo foi conduzido pela

OCIMF - Oil Companies International Marine Forum, oportunidade em que os

dados da Tabela 7 foram referendados. Os nomes atribuídos aos portes das

embarcações têm uma relação com as dimensões que possibilitam a passagem

pelo Canal do Panamá (PANAMAX) e pelo Canal de Suez (SUEZMAX), sendo o

AFRAMAX decorrente da abreviatura de American Freight Rate Association.

Tipos / Portes de Navios Aliviadores Deadweight Carga - toneladas Panamax (50.000 – 80.000) 48.500 – 77.600 Aframax (80.000 – 120.000) 77.600 – 116.400 Suezmax (120.000 – 200.000) 116.400 - 194.000

Escoamento de Óleo Tipos de plataformas Alternativas de Modal Jaqueta Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador Semi-submesível Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador TLP Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador SPAR Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador FPSO Navio aliviador FSO Navio aliviador

45

No aspecto segurança e eficiência operacional há basicamente dois tipos

de navios aliviadores, os modernos navios DP, que possuem o sistema de

posicionamento dinâmico – DP -Dynamical Positioning2, assegurando facilidades

na aproximação e amarração junto as plataformas, e os navios que não dispõem

dessa tecnologia, denominados navios “convencionais”. Embora tenha havido

muita evolução, como resultado da experiência e dos investimentos da Petrobras,

a operação de offloading com navio aliviador é sempre muito arriscada. Uma

plataforma é essencialmente uma planta de produção com forte presença de

combustível e gás. Os planos consideram que ao final de 2005 todas as operações

de offloading, junto às plataformas, serão feitas com navios DP, ficando os navios,

ditos “convencionais”, voltados para operações de escoamento realizadas junto às

monobóias, as quais atenderão mais as exportações3 de óleo para outros países,

cujos navios nem sempre possuem o recurso de posicionamento dinâmico. A

operação com navios DP traz mais segurança e rapidez na manobra de

aproximação e amarração, bem como reduz custos nos serviços de apoio, usuais

nas operações com navios “convencionais”.

Como ilustração, é apresentada no (Apêndice A) a composição da frota da

Transpetro, datada de outubro de 2004, onde são mostrados os navios, suas

principais características e informações relativas ao setor.

3.2.1.2 – Processo

A operação de escoamento pode ser sumarizada de acordo com as etapas

operacionais mostradas abaixo:

1. Conforme programação o navio aliviador se aproxima da plataforma a uma

baixa velocidade;

2 Posicionamento dinâmico é um recurso que possibilita ao navio posicionar-se (latitude e longitude) através de orientação de satélite, estações de referência em terra e sistemas inerciais, e assim manter-se nessa posição porque o sistema vincula a posição aos comandos de movimentação da embarcação. 3 A Petrobras assinou em 15 de julho de 2005, contrato de exportação com a estatal chinesa – Sinochem International Oil Company – para fornecimento de 12 milhões de barris de petróleo pesado provenientes do Campo de Marlim. A parte logística conta com o transporte, em seis cargas, por navios com capacidade para armazenar até dois milhões de barris cada. Fonte: Gerência de Imprensa Petrobras

46

2. Amarração do navio à plataforma seguido da passagem dos cabos guias e os

mangotes;

3. Conexão do mangote de carregamento;

4. Teste hidrostático do mangote;

5. Transferência do óleo. O comando desse processo é da plataforma, através dos

recursos dos equipamentos de bombeio, sistema de exportação de óleo, e do

sistema de geração de energia para atender o alto consumo demandado;

6. Desconexão e vedação do mangote;

7. Retirada do mangote e do cabo, e partida do navio aliviador;

8. Viagem até a região do terminal marítimo determinado para descarga;

9. Aguarda autorização para atracação no terminal;

10. Aproximação até o cais de atracação com apoio de rebocadores e uma equipe

de comando4 que assume o comando do navio na atracação;

11. Atracação no cais;

12. Conexão dos mangotes e testes de pressão;

13. Transferência do óleo para os tanques do terminal, cuja operação de comando

é do navio, que possui um sistema de bombeio específico para essa finalidade,

suportado pelos motores da embarcação, com alto consumo de combustível;

14. Terminado o descarregamento, o navio é retirado do porto pelos rebocadores e

assim retorna a Bacia de Campos para outro carregamento.

3.2.1.3 - Premissas e padrões do escoamento

Para efeito desse estudo o padrão de escoamento por navio aliviador é

embarcação dotada com sistema de posicionamento dinâmico amarrado na

posição tandem e vazão na faixa de 4.500 - 6.250. m³/ h, dependendo da

capacidade do sistema de exportação da plataforma.

Por questões de segurança, admitindo que possa haver eventuais

dificuldades decorrentes de condições meteorológicas, o programa de escoamento

de óleo da plataforma é efetuado quando seu tanque (depósito) de carga de óleo

alcança cerca de 80% da sua capacidade. A Tabela 8 mostra a relação entre

capacidade de armazenagem de algumas unidades do tipo FPSO / FSO e o nível

de produção destas unidades. O resultado indica a capacidade do tanque de

4 Equipe é especializada nesse tipo de operação devido aos riscos envolvidos.

47

armazenagem de óleo em número de dias. Esse número varia de plataforma para

plataforma, mas a maioria dos projetos contempla valores próximos de 10 dias ou

um pouco acima.

Tabela 8 – Lista de Plataformas com Escoamento para Navios Aliviadores

Na verdade os tanques não são totalmente esvaziados, restando sempre

algum óleo para servir de lastro para embarcação, na faixa de 60 a 70 mil m³ de

óleo (377 a 440 mil barris) permanentemente parados nos tanques dos FPSOs e

FSOs. O volume de óleo deixado como lastro nos tanques varia em função da

necessidade de peso da plataforma para melhorar sua estabilidade, ou reduzir o

movimento de “roll”, que significa movimento de balanço em torno do eixo

longitudinal. Em tese esses volumes de lastro deveriam ser os mesmos, porque

todas as plataformas Petrobras do tipo FPSO / FSO foram originalmente navios

VLCC (Very Large Crude Carrier), ou seja, mesmo light weight tonne5 (LWT),

mas dependendo do porte da planta e da forma de ancoragem, Turret ou Spread

Mooring, o LWT se altera, e nesse caso requer mais ou menos óleo no tanque de

lastro. Embora haja um custo para esse estoque de óleo parado,o lastro adequado

assegura melhor performance dos equipamentos da planta devido a minimização

5 Light weight tonne é traduzido como a expressão peso leve e desta forma é conhecida. Tecnicamente significa o peso da plataforma sem nenhuma carga adicional, contando somente com a carga de óleo e combustível suficiente à operação das máquinas e equipamento.

Unidades de Produção (UEPs) com Escoamento para Navio Aliviador Capacidade de

produção Armazenagem

Óleo Gás Nomes e Tipos das

Plataformas (m³/dia) (mil

m³/dia) Total (m³) 80% (m³) n° de dias

FPSO Brasil 14.311 3.000 254.417 203.533 14 FPSO Espadarte 15.901 3.000 302.120 241.696 15

FPSO - MLS 14.311 2.300 254.417 203.533 14 FPSO Fluminense 12.721 2.600 206.713 165.371 13

FPSO P-31 28.622 2.900 317.966 254.373 9 FPSO P-33 23.852 1.500 279.810 223.848 9 FPSO P-35 20.671 3.000 238.474 190.779 9 FPSO P-37 23.852 6.200 317.966 254.373 11

Semi-sub P-40 (*) 23.852 4.000 295.759 236.607 10 FPSO P-43 23.852 6.000 286.169 228.935 10 FPSO P-48 23.852 6.000 286.169 228.935 10

(*) Exporta todo óleo para o FSO P-38 Números de capacidade instalada- abril/2005 P-31 armazena óleo da P-25 que é plataforma do tipo Semi-sub P-33 armazena óleo da P-26 que é plataforma do tipo Semi-sub

48

dos movimentos, o que de certa forma cria um trade-off entre custo de óleo parado

e planta mais produtiva.

Há, no entanto, uma outra variável que altera a freqüência de offloading, a

capacidade dos navios aliviadores, que é menor que a capacidade dos tanques das

plataformas. Ou seja, a capacidade do tanque da plataforma estabelece o limite

para a 1ª operação de “alívio”, mas como a produção de óleo é contínua o

próximo escoamento tem que ocorrer antes que o tanque da plataforma atinja o

limite da capacidade. Naturalmente, a freqüência do “alívio” será determinada

pelo ritmo de produção e pelo porte do shutlle tanker. Na Tabela 9 é apresentada

uma simulação do ciclo de escoamento considerando a coleta dentro de 80% do

limite máximo da capacidade e a necessidade de deixar óleo como lastro na

plataforma, cerca de 60.000 m³ de óleo, como limite mínimo. Outras variáveis

implicam na freqüência do escoamento: a freqüente presença do navio aliviador

na Bacia de Campos cria oportunidade para a operação de escoamento, e o

objetivo de que o navio se desloque para os terminais de descarga com os tanques

cheios.

Tabela 9 – Quadro com Freqüência de Offloading

3.2.1.4 – Terminais

Como anteriormente dito, os Terminais de São Sebastião e Angra dos

Reis, cujos nomes são, respectivamente, Terminal Marítimo Almirante Barroso,

Resultado de simulação de offloading - Shutlle Tankers com diferentes capacidades Período de 7 dias

1° 2° 3° 4° 5° 6° 7° Armazenagem

Top (80%) Óleo no FPSO ( m³) saldos nos tanques de carga

Offloading com Navio Suezmax (157.905 m³) Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz produz alivia e produz produz

P-31 254.373 125.136 153.753 182.369 210.986 239.603 110.366 138.983 Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz produz produz alivia e produz

P-33 223.848 89.841 113.689 137.536 161.384 185.231 209.078 75.072 Offloading com Navio Aframax (110.612 m³)

Ciclo operacional alivia e produz produz produz alivia e produz produz produz produz

P-31 254.373 173.202 201.819 230.435 149.264 177.881 206.498 235.115 Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz alivia e produz produz produz

P-33 223.848 137.907 161.755 185.602 209.450 123.509 147.356 171.204 Offloading com Navio Panamax (62.600 m³)

Ciclo operacional alivia e produz produz alivia e produz produz alivia e produz produz alivia e produz

P-31 254.373 220.390 249.007 215.023 243.640 209.657 238.274 204.291 Ciclo operacional alivia e produz produz alivia e produz produz produz alivia e produz produz

P-33 223.848 185.095 208.943 170.190 194.038 217.885 179.132 202.980

49

conhecido como TEBAR e Terminal Marítimo Maximiano da Fonseca, conhecido

como TEBIG, são os principais recebedores de óleo dos navios aliviadores, com

destaque para o volume recebido pelo TEBAR, não só por estar no estado de

maior consumidor, mas também por estar próximo aos outros estados de alto

consumo. A Tabela 10 mostra os volumes recebidos em 2003 e 2004. O Terminal

de Angra dos Reis está no Estado do Rio de Janeiro, cuja refinaria já recebe um

volume significativo através da rede de dutos, mesmo considerando que boa parte

é enviada para outros pontos de refino. Outros terminais também recebem óleo,

como os terminais Madre de Deus - BA e São Francisco do Sul – SC, mas em

menores volumes. No entanto, são alternativas estratégicas pela localização, um

mais ao norte e outro mais ao sul.

Tabela 10 – Capacidade e Volumes Recebidos - 2003 e 2004

Na Tabela 11 alguns detalhes relativos aos pontos de atracação dos dois mais importantes terminais:

Tabela 11 - Dados de atracação dos Terminais S. Sebastião e A. dos Reis

Fonte: Petrobras

Dados dos Terminais Referentes a Petróleo Tanques de carga Óleo recebido (m³)

2003 2004 Terminais Quantidade Capacidade (m³)

Angra dos Reis 10 870.000 11.419.129 13.207.458 São Sebastião 23 1.590.008 47.471.559 49.318.874

Pontos de atracação Terminais Número de Piers

TPB Calado - m

Comprimento - (LOA) m

Angra dos Reis Pier 01 500.000 25 450 Pier 02 350.000 25 450 São Sebastião Pier 01 300.000 23 510 Pier 02 155.000 18 510 Pier 03 150.000 19 395 Pier 04 65.000 13 395

50

O destaque fica com o número de navios que podem ser recebidos

simultaneamente em S.Sebastião e no terminal de Angra. Esse número poderia se

tornar um gargalo se o escoamento via navio aliviador continuasse crescendo ao

ritmo atual, sem o advento do Projeto PRA-1, o que possibilita aumento de

escoamento por dutos.

Nesta última tabela há duas siglas que devem ser explicadas:

• TPB: Tonelagem Porte Bruto e tem o mesmo significado de DWT;

• LOA: Lenght over all – comprimento total.

•

3.2.2 - Custo Operacional do Escoamento por Navio Aliviador

Lembrando do que foi visto a respeito de Custo Baseado na Atividade, o

desenvolvimento do custo operacional será feito recorrendo ao acompanhamento

de todo um ciclo de uma operação de escoamento através de um shuttle tanker, de

modo que se possa passar pelas atividades e ter visibilidade de todos os recursos

despendidos na operação, o que em alguns trabalhos é tratado com análise da

estrutura analítica do processo.

Nessa modalidade de transporte dois recursos se destacam, os quais serão

muitas vezes citados:

• TaxAfret: Taxa de Afretamento é estabelecida no contrato firmado pela

Petrobras junto a Transpetro, e é cobrada por unidade de tempo (US$ / dias).

Essa taxa varia apenas em função do porte da embarcação, mas para efeito do

custo operacional do escoamento trata-se de um custo fixo. Ou seja, não

importa se o navio está em operação ou não, a taxa de afretamento permanece

incidindo sobre o custo da operação. A Tabela 12 ilustra os valores em vigor

durante 2004.

Porte do Navio Panamax Aframax Suezmax Capacidade de carga (m³) 60.000 110.000 160.000 Taxa de afretamento (US $ / dia) 21.000,00 28.400,00 34.000,00

Tabela 12 - Capacidade e Taxas de Afretamento (valores de 2004)

51

É oportuno lembrar que a taxa de afretamento inclui todos os custos

referentes ao navio, seja depreciação, custos operacionais, tripulação, manutenção,

custos indiretos, etc., exceto o consumo de combustível.

• ConsComb: Há basicamente um combustível sobre o qual incorrem custos, o

Motor Fuel Oil (MFO). É tipicamente um custo variável, pois só ocorre

quando o navio está em operação. O consumo de combustível é estabelecido

em unidades de consumo por unidade de tempo (toneladas / dias) e é função

de:

o Porte da embarcação;

o Carregada ou descarregada;

o Tipo de operação

Navegando em lastro6

Parado em lastro

Carregando

Navegando com carga

Parado com carga (sem fundear)

Atracação / Desatracação (sem consumo / manobra com

rebocador)

Descarregando

Na maioria das vezes o direcionador dos custos dos recursos e das

atividades será o tempo, pois se trata de uma operação que decorre durante certo

tempo. No entanto, entende-se que a melhor referência em torno do objeto da

operação, transporte de determinada quantidade de óleo, seja uma medida de

volume, no caso, metros cúbicos, padrão também usado pela Petrobras e

pertinente ao sistema métrico oficialmente utilizado no Brasil. Assim será medida

a eficiência dos modais. Dessa forma, o denominador das equações, o volume

coletado, será a capacidade do tanque de carga do navio aliviador, ou

sumariamente chamada capacidade do navio aliviador. Como em muitas

operações os tanques dos navios não serão totalmente cheios é recomendável o

uso de um fator “K” junto da capacidade, de modo que possa expressar valores

mais próximos da realidade:

6 Em lastro significa que o navio está descarregado e por isso precisa fazer lastro para estar em condições de operar de forma equilibrada.

52

Estima-se que o valor do fator K pode variar de 30% a 100%, pois os

custos e riscos da operação de offloading não tornam atraente recolher volumes

inferiores a 30% da capacidade de um shuttle tanker, cerca de 50.000 m³ no caso

de um Suezmax, ou algo ao redor de 15% da capacidade do tanque da plataforma.

Voltando à questão do direcionador ”tempo” é interessante observar que

muitos dos custos da operação se desenvolvem na dimensão tempo. Na medida

em que decorre mais tempo a operação se torna mais cara. A produtividade de

cada etapa do processo é fundamental para redução dos custos, e o ABC tem uma

grande contribuição porque dá visibilidade ao processo e cria os vínculos com os

custos relativos às atividades. Despender menos tempo e transportar mais óleo

certamente tornam os ciclos mais produtivos.

Outro valor que irá aparecer muitas vezes nos cálculos será o custo do

combustível ou CustoComb, expresso em US$ / tonelada. O combustível principal

dessas embarcações é o “Bunker 380cst”, cujo preço varia no mercado conforme a

Bolsa de Philadelphia – USA, e orienta as análises de custo desenvolvidas pela

Petrobras.

1ª Etapa da Operação:

A operação de escoamento começa com o navio aliviador parado (não

fundeado) na Bacia de Campos, aguardando liberação para se aproximar da

plataforma para operação de coleta do óleo. O primeiro custo refere-se ao navio

parado até que seja autorizado a iniciar manobra de aproximação da plataforma.

Nessa etapa os custos são decorrentes dos recursos consumidos com o navio, a

taxa de afretamento e o combustível.

Considerando que o navio fica parado por algum tempo, não fundeado,

com as máquinas funcionando a “meia carga” também por aquele espaço de

tempo, e chamando CNavParBC, o Custo do Navio Parado na Bacia de Campos,

pode-se montar a primeira equação:

KCapacNavioTempParCustoCombrConsCombPa

KCapacNavioTempParTaxAfretCNavParBC

×××

+×

×=

ou

KCapacNavioTempParCustoCombrConsCombPaTaxAfretCNavParBC

×××+= ))((

Volume Coletado = Capacidade do Navio x K

53

Considerações sobre os elementos da equação ainda não mencionados:

• TemPar: Tempo parado, embora normalmente não seja elevado, algumas

vezes pode fugir a normalidade.

• ConsCombPar: Consumo do combustível, estando o navio parado, expresso

em quantidade por unidade de tempo (toneladas / dia)

2ª Etapa da Operação:

Na 2ª etapa o navio aliviador recebe uma autorização para se aproximar da

plataforma para coleta do óleo. O navio se aproxima da plataforma navegando em

lastro a uma baixa velocidade. A estrutura da equação acima se repete, ou seja, os

elementos são os mesmos, mas há diferenças na forma que o recurso combustível

é consumido, pois o navio está em movimento exigindo mais combustível e

demandando uma diferente característica do direcionador tempo.

Esse custo é denominado de Custo do Navio na Aproximação e tem-se

equação abaixo:

KCapacNavioTempAproxCustoCombroxConsCombApTaxAfretCNavAprox

×××+= ))(( ,

a qual têm os seguintes componentes:

• TemAprox: Tempo decorrido na aproximação, considerado desde o momento

que entra em movimento até parar próximo a plataforma.

• ConsCombAprox: Consumo do combustível na operação de aproximação da

plataforma, considerando que nesse trecho, cerca de alguns quilômetros, a

navegação ocorreu em lastro.

3ª Etapa da Operação:

Até então as atividades estiveram relacionadas com a movimentação do

navio. A 3ª etapa é formada pelas seguintes atividades:

• Tripulação da plataforma lança cabo guia até o aliviador;

• Por esse cabo guia é passado o cabo de amarração e o mangote do navio

aliviador para plataforma;

• Conexão e testes de pressão dos mangotes feitos na plataforma;

• Ligação do sistema de bombas da plataforma e transferência do óleo para o

aliviador;

• Desconexão e recolhimento do mangote;

54

• Liberação do cabo de amarração e partida do navio.

No conjunto dessas atividades nota-se que há forte incidência de custos

diretos de mão de obra, sendo que os custos ocorridos no navio aliviador estão

cobertos pela taxa de afretamento. Na plataforma tem-se:

• Os custos diretos (médios) das horas consumidas pelos operadores,

funcionários Petrobras e funcionários contratados, respectivamente

compostos por salários / encargos, e contratos de serviços;

• Custo do consumo de energia7 das bombas do sistema de exportação

de óleo; e

• As respectivas parcelas de custos indiretos, os quais seriam formados

por:

o Custos de supervisão Petrobras; e

o Custos dos principais serviços e apoio fornecidos pela

plataforma aos operadores para ligar pessoas aos recursos

que consomem:

Custo de transporte pessoal (marítimo e

helicóptero);

Custo dos recursos de infra-estrutura (ex: ar-

condicionado e água quente); e

Custos dos serviços apoio (ex: serviços de hotelaria

e serviços de saúde);

o Custos dos materiais e serviços aplicados ao sistema de

escoamento:

Custo de materiais de consumo aplicados ao

escoamento (ex: lubrificantes e peças de reparos);

Custo de transporte de cargas para aplicação no

sistema de escoamento e;

Custo de manutenção do sistema (tubulação,

válvulas, bombas, etc.) de escoamento;

O principal fator de desempenho da UEP é produzir determinado volume

de óleo ou gás por unidade de tempo, seja m³ ou barris por dia, vazão do sistema.

7 O custo de energia está relacionado com o custo operacional do Sistema de Geração da Plataforma. Os sistemas de exportação de óleo consomem na faixa de 3 a 4 MW de potência, com vazão entre 5000 e 6500 m³/h.

55

Deste modo os fatores de suporte ao desempenho devem também ter seus recursos

distribuídos por tempo e relacionados com o volume escoado na operação, ou

seja, com a capacidade do navio aliviador. O tempo consumido na operação é a

chave para que se faça várias amarrações, característica do direcionador dos

custos. Os recursos ligados a mão-de-obra, diretamente ou indiretamente, devem

ser associados ao tempo consumido nas atividades listadas acima, ao n° de

operadores envolvidos durante aquele período, sejam eles funcionários Petrobras

ou não, ao consumo de energia e aos custos indiretos relacionados a pessoas. Já os

custos dos materiais e serviços aplicados ao sistema de escoamento têm uma

melhor relação com o processo de escoamento. Os demais custos na plataforma

não interferem no desempenho da operação, até mesmo porque a plataforma não

pára de produzir durante a operação de transferência de óleo.

Desse modo os cálculos desses custos nessa etapa são desenvolvidos da

seguinte forma:

• Apuração dos tempos atrelados as atividades, como mostra a Tabela 13, e o

cálculo do tempo total, o qual é chamado de Tempo Total da Operação de

Transferência, TOperTranf:

Tabela 13 – Relação de atividades da transferência de óleo

• Cálculo do Custo Direto da Operação Transferência – CDirOperTransf - com

base nos seguintes dados:

o Custo Hora Operador Petrobras → CHrOperPetr

o Custo Hora Operador Contratado → CHrOperContr

o Número de Operadores Petrobras → NOperPetr

o Número de Operadores Contratados → NOperContr

TemposLançamento do cabo guia t1

Passagem do cabo de amaraçào t2

Passagem do mangote t3

Conexão do mangote e teste t4

Transferência do óleo t5

Desconexão e recolhimento do mangote t6

Liberação do cabo t7Tempo Total da Operação Transferência TOperTranf

Descrição Atividades

56

KCapacNaviofTOperTranstrCHrOperConNOperContrrCHrOperPetNOperPetransfCDirOperTr

×××+×

=)(

• Cálculo do Custo de Consumo de Energia – CConsEnerg -, onde o Custo / Kw

hora do Sistema de Geração – CkwHrSistGer - é representado pelo custo

operacional e pelo custo de manutenção desse sistema, a potência do sistema

de exportação é representada – PotSistExp - e t5 representa o tempo apurado

em que o sistema esteve transferindo óleo para o navio aliviador. Durante esse

tempo a capacidade do tanque do navio representa o referencial de volume de

óleo transferido, e o fator K representa a utilização do tanque. Deste modo

tem-se:

KCapacNavioPotSistExperCKwHrSistGtCConsEnerg×××

=5

Em tese, se a vazão dos sistemas de transferência de óleo são as mesmas

ou estão numa mesma faixa, esse custo não se altera em função da capacidade do

navio, pois o tempo de transferência também é determinado por essa capacidade.

Ou seja, o aumento do denominador implica num aumento similar de t5.

• Cálculo do custo Indireto de Supervisão – CIndSup -, entendendo que

supervisão pode ser atribuído aos cargos superiores, sob os quais está o

operador. Nesse custo tem-se:

o Custo Hora Supervisor Petrobras → CHrSupPetr;

o Relação Funcionários por Supervisor → RelFuncSup;

O custo por hora da supervisão está relacionado a uma parcela do número de

operadores, pois somente parte dos operadores está envolvida; e restrito ao tempo

que a operação é desenvolvida, pois esses operadores fazem outras tarefas na

plataforma. Mais uma vez o volume escoado na operação é representado pela

capacidade do navio associado ao fator K de utilização.

KCapacNavioRlçFuncSupNOperPetrfTOperTransCHrSupPetr

CIndSup×

××=

)()(

• Custo dos Principais Recursos de Infra-estrutura e Serviços de Apoio,

anteriormente caracterizados:

Esse é o nome dado aos custos dos principais serviços usados pelos operadores,

composto por:

57

o Custo de Transporte Pessoal → CTranPes

• Custo/Hora de Contratos Transporte Aéreo →

CHrContTrAer

• Custo/Hora de Contratos Transporte Marítimo →

CHrContTrMar

o Custo dos Recursos de Infra-estrutura → CRcInfrestr

o Custos dos Serviços de Apoio → CServApo

Naturalmente, esses serviços são usados pelos operadores a todo instante, mas a

contribuição que é dada ao escoamento é relativa a duração da operação,

juntamente com o número de operadores, e pode ser chamado de Fator de

Utilização, o qual pode ser definido como parcela correspondente dos recursos

que os operadores utilizam.

TOperTranfNOperContrNOperPetr ×+=∂ )(

Dessa forma chega-se aos custos abaixo:

o Custo de Transporte Pessoal

)( arCHrContTrMerCHrContTrACTranPes +×∂=

o Custo dos Recursos de Infra-estrutura aplicado ao custo da hora da

infra-estrutura.

o Custos dos Serviços de Apoio aplicado ao custo da hora dos

serviços.

CHrServApoCServApo ×∂=

E assim ao total do Custo dos Principais Recursos Infra-estrutura e Serviços de

Apoio aos Operadores (CPRInfServApo), direcionados pela capacidade do tanque

do

nav

io e

o fator K de utilização:

Outros custos contidos na 3ª etapa referem-se aos Materiais e Serviços Aplicados ao Sistema de Escoamento, composto por:

o Custo de materiais de consumo → CMatCons

KCapacNavioCServAporCRcInfrestCTranPesApoCPRInfServ

×++

=

strCHrRcInfrerCRcInfrest ×∂=

58

o Custo de transporte de cargas → CTransCrg

o Custo de manutenção do sistema → CManSistEsc

Esses recursos existem exclusivamente em função do escoamento, ou seja, os

materiais se destinam ao escoamento, as cargas são movimentadas para o

sistema de escoamento e a manutenção está implícita ao sistema. Como o

sistema está dimensionado para atender determinado volume e esses custos

variam em função do tamanho do sistema, então o direcionador desses custos é

o m³ escoado. Nesse caso há despesas efetuadas / orçadas durante um período t

e o correspondente m³ escoado naquele período t, melhor representadas pela

vazão do sistema (m³ / h) e as despesas em US$/hora:

VazãosumoDespMatConCMatCons =

VazãorgDespTransCCTransCrg =

Vazão

tEscDespManSiscCManSistEs =

O Custo Total dos Materiais e Serviços aplicados ao sistema de escoamento se expressa da forma abaixo:

cCManSistEsCTransCrgCMatConsvSistEscCTotMatSer ++=

Os custos da 3ª etapa ainda têm o acréscimo do custo do navio durante o

tempo de carga, pois o custo fixo de afretamento está presente, bem como o custo

do consumo com combustível. Semelhantemente aos outros custos referentes ao

navio aliviador, a seguinte equação expressa o Custo do Navio durante o

Carregamento:

KCapacNavioCargaTempCustoCombCargaConsCombTaxAfretCargaCNav

×××+= ))((

, onde:

• Consumo de Combustível durante a carga → ConsCombCarga e;

• Tempo de carregamento → TempCarga,

Os Demais componentes da equação já foram vistos anteriormente.

4ª Etapa da Operação:

Essa etapa trata da viagem que abrange o custo desde a saída do navio da

operação de carregamento junto a plataforma, até a chegada na zona onde estão

localizados os principais terminais para descarga, São Sebastião e Angra dos Reis.

59

Como se trata essencialmente de cobrir um trajeto, o custo é representado por

Custo de Trajeto Carregado (CTrajCar) e assim pode ter a seguinte equação:

KCapacNavioTempTrajCustoCombvCarConsCombNaTaxAfretCTrajCar

×××+= ))(( ,

onde temos:

• O consumo do navio navegando com carga → ConsCombNavCar e;

• O tempo gasto no trajeto →TempTraj.

Os outros componentes da equação já são conhecidos e foram citados

anteriormente.

5ª Etapa da Operação:

A 5ª etapa cobre os custos que ocorrem com o navio ao permanecer

aguardando autorização para atracação no terminal de descarga. Nem sempre os

navios precisam aguardar, mas às vezes há essa necessidade em função da

dificuldade de articular a saída simultânea de uma embarcação com chegada de

outra, principalmente considerando que a maioria das operações de descarga

ocorre no movimentado terminal de S.Sebastião. O custo da operação com o navio

aguardando autorização para atracação no terminal de descarga pode ser

representado por Custo Navio Carregado Aguardando Atracação (CNCarAgAtr):

KCapacNavioTempEspCustoCombvParCarConsCombNaTaxAfretCNCarAgAtr

×××+= ))((

, onde:

• O consumo do navio parado com carga → ConsCombNavParCar; e

• O tempo de espera para iniciar o atracamento → TempEsp.

6ª Etapa da Operação:

Na 6ª etapa o navio se desloca até o cais onde é atracado. Nessa operação

há o custo do navio e o custo de suporte nas manobras e atividades antecedentes

(atracação) e posteriores (desatracação e saída do cais) ao descarregamento do

óleo. Deste modo, nessa etapa, consideram-se os custos do navio e a duplicação

dos custos de suporte. A operação de descarga é destacada e fica para próxima

etapa. Nessa etapa a incidência de custos no navio é somente referente à taxa de

afretamento, porque durante processo de atracação as máquinas são "cortadas",

voltando a operar no bombeio de óleo durante processo de transferência de óleo

60

para os terminais. Dessa forma chega-se ao Custo do Navio durante Atracação no

Terminal (CNAtrTerm) expresso pela seguinte equação, observando que não há

presença de consumo de combustível:

KCapacNavioTempOperTaxAfretCNAtrTerm

××= , onde:

• O tempo de operação do processo de atracação → TempOper.

Os custos de suporte nas manobras e atividades de atracação e desatracação são

custos de serviços prestados por pessoal específico e taxas 8cobradas pela

utilização do terminal, representados por:

1. Praticagem na atracação e desatracação: O valor do serviço de praticagem é

calculado com o uso da Tabela 14, aplicada com base na tonelagem bruta

(gross ton):

Tabela 14 - Taxas de Praticagem com base na GRT

O Custo de Praticagem pode ser simbolizado por CPrat e a equação de cálculo

fica da seguinte forma: ltaxacambia

taxaGRTatPrC )2( ××= , sendo a taxa e o GRT

referenciados na Tabela 14 e aplicada duas vezes, caracterizando a entrada e a

saída do terminal, e utilizando a taxa de cambio para trazer o valor final para

moeda US dólar.

2. Serviço Rebocador na atracação / desatracação: O valor do Custo do

Rebocador pode ser expresso da seguinte maneira:

bocadoresReQtebocadorReTaxadobReC ××= 2 , onde a taxa cobrada pelos

rebocadores, na ordem de US$ 1000.00 e a quantidade de rebocadores são

multiplicados por 2, caracterizando entrada e saída do terminal. A quantidade

8 Os valores dessas taxas, vistas como custos de suporte à operação de atracação, são de dezembro de 2004.

GRT (Ton) Taxa-( R$ / Ton) 0 - 30.000 0,13 30.001 - 60.000 0,09 60.001 - 90.000 0,07 Acima de 90.001 0,046

61

de rebocadores varia conforme a Tabela 15, dependendo das condições

meteorológicas e do terminal de embarque.

Tabela 15 - Quantidades de Rebocadores por Porte de navios

3. Taxa de Acesso ao Porto – TAP: É a aplicação da taxa no valor de R$ 0,0576

a cada tonelada, sobre a tonelagem registrada líquida (TRL) ou net registered

tonne (NRT), que varia, dentro de uma faixa, em função do porte do navio,

conforme tabela 16 abaixo.

ltaxacambiaTRLTAP ×

=0576,0

Tabela 16 – Valores da TRL (Tonelada registrada líquida)

4. Taxa de Utilização Portuária – TUP: Da mesma forma que a taxa anterior, a

TUP, conforme mostra a Tabela 17, é aplicada também sobre determinada

característica do navio, no caso a LPP (length perpendicular) que é a distância

entre as perpendiculares, o que representa aproximadamente 95% do LOA,

comprimento total da embarcação. A TUP se aplica a cada 6 horas ou fração,

o que leva, neste caso, a se adotar “α” como um fator que representa o total de

horas de permanência no terminal. Se, por exemplo, a operação demanda 8

horas (6+2), “α” teria um valor igual a 6 horas mais 2/6 de hora, ou α =6,33.

ltaxacambiaLPPTUP α××

=45,3

Tabela 17 – Valores da LPP (length perpendicular)

5. Além das taxas descritas acima, há ainda Outras Taxas Portuárias:

Porte do Navio Panamax Aframax Suezmax Quantidade de Rebocadores 1 - 2 2 - 3 3 - 4

Porte do navio Panamax Aframax Suezmax

LPP (m) 208 - 213 230 - 235 260 - 265

Porte do navio Panamax Aframax Suezmax TRL / NRT (mil ton.) 15 - 21 25 - 33 40 - 55

62

5.1. Taxa de Utilização dos Farois - TUF: Essa taxa tem o valor já em

expresso em US$, cobrada por cada operação de atracação e varia de

acordo com o deadweight (DWT) do navio, conforme a Tabela 18:

Tabela 18 – Faixas de Aplicação da TUF (Taxas de Utilização de Farol)

5.2. Fundo para Polícia Federal - FUNAPOL: Taxa no valor de R$ 535,00

cobrada dos navios que atraca nos terminais.

5.3. Taxa de Livre Prática - TxLP: Se refere a taxa de inspeção sanitária, no

valor de R$ 600,00 por cada navio que atracam nos terminais

Desta forma, tem-se a seguinte equação para representar Outras Taxas

Portuárias - OTxPort:

)(ltaxacambia

TxLPFunapolTUFOTxPort ++=

Verifica-se que a melhor alternativa para apuração desses custos de

suporte nas atividades de atracação e desatracação e taxas cobradas pela utilização

do terminal, é compor o total desses custos e dividi-los pelo volume de óleo

envolvido na operação, ou seja, pela capacidade do navio aliviador associado ao

fator K de utilização do tanque de carga. Chamamos esse custo como Custo Total

de Atracação / Desatracação e Utilização dos Terminais, representado da seguinte

forma:

KCapacNavioOTxPortTUPTAPCRebCPrattrUtTermCTotAtrDes

×++++

=

7ª Etapa da Operação:

Conforme afirmado anteriormente, o descarregamento de óleo é destacado

e fica para consideração nessa etapa, onde se tem novamente a presença de

consumo de combustível para suportar as bombas que atuam no descarregamento

Porte do navioDWT (Ton)Faixas de porte 50.000 100.000TUF (US $)

Panamax Aframax Suezmax

> 100.0002.250,00 3.000,00

120.000 - 200.00080.000 - 120.00050.000 - 80.000

63

do óleo. É mais uma típica operação de consumo de combustível dentre as já

mencionadas, esta também caracterizada por ser geradora de custo variável, ou

seja, o consumo de combustível está ligado ao tempo que demanda a operação

para retirada do óleo dos tanques de carga do navio aliviador.

O outro componente de custo nessa operação é o custo decorrente do

afretamento, que é o custo fixo, presente ao longo de toda a operação.

O custo dessa operação está identificado como Custo de Descarga do

Navio, representado pela seguinte equação:

KCapacNavioTempDescCustoCombargscConsCombDeTaxAfretCDescN

×××+= ))(( ,

onde

• ConsCombDescarg: representa o combustível consumido pelas bombas de

descarga; e

• TempDesc: é o tempo gasto durante a descarga de óleo.

8ª Etapa da Operação:

Essa operação expressa a viagem do navio de volta a Bacia de Campos,

completando assim o ciclo do escoamento. Essa operação é exatamente igual a

operação de vinda até o terminal, diferindo apenas por estar o navio navegando

com os tanques em lastro, o que exige menor consumo de combustível. Esse custo

está chamado como Custo de Regresso Descarregado, simbolizado por

CRegrDesc.

KCapacNavioRetTempTrajCustoCombvLastrConsCombNaTaxAfretDescegrCR×

××+= ))((

, onde

• ConsCombNavLastr: representa o consumo de combustível navegando em

lastro; e

• TempTrajRet: é o tempo gasto no trajeto de retorno a Bacia de Campos.

•

3.2.2.1 - Outros Custos da Operação Offloading através de Navio Aliviador

Embora a operação de offloading esteja completa, outros custos estão

presentes nessa operação. Não são custos operacionais, pois não participam

64

diretamente da operação, mas precisam ser considerados dentro do custo total,

porque têm participação efetiva na operação.

O primeiro desses custos é o custo do óleo parado, sendo que se têm duas

situações. A 1ª trata do óleo parado durante o transporte, não disponível para

processamento, entre o instante que o tanque de carga do navio aliviador está

cheio até o momento em que é completada a operação de descarregamento no

terminal, e a 2ª é o óleo parado nos tanques do FPSO ou FSO, uma parte servindo

de lastro, e mais o volume médio entre duas transferências para o navio aliviador,

conforme lustrado na figura abaixo. Ambas as situações têm o significado de

custo de estoque por determinado período, sem possibilidade de utilização.

Figura 11– Curva de Comportamento do Estoque entre Transferências de Óleo

Na 1ª situação o custo do estoque é encarado como um custo financeiro,

ou uma apuração da perda de oportunidade por estar com o óleo parado durante o

transporte. Está denominado como Custo de Estoque do Óleo Transportado,

simbolizado por CEstOlTransp.

( ) [ ]1)1( )( −+××= TempTrajieçoMercadoPrdoTransportaVolumeÓleospCEstOlTran ,

onde:

• O volume de óleo transportado deve ser visto como CapacNavio x K, pois este

é efetivamente o volume considerado, observando que o valor de K deve ser

100%, partindo da premissa de que o navio aliviador se dirige aos terminais

com o tanque de carga totalmente cheio;

• O preço de mercado é aquele que é orientado pelo mercado spot, em cima do

qual são fechados os contratos de compra e fornecimento;

Volumes alcançados nas retiradas (m³)

Volume (m³)

Tempo (dias)

Nível de volume mantido como lastro

Volume médio entre os escoamentos

Datas das retiradas

Q5Q2 Q4

Q3Q1

T1T5T2 T4T3

65

• O tempo de trajeto – TempTraj - entre a Bacia de Campos e o terminal onde

foi descarregado o óleo e;

• A taxa de juros “i”, que deve indicar valores de taxas de captação que a

Petrobras consegue para financiar os investimentos em exploração e produção.

O custo de estoque, no entanto, tem o direcionador do volume

transportado, ou seja, a capacidade do navio. Deste modo tem-se:

( ) ( ) ( )[ ]( )KCapacNavio

ieçoMercadoPrKCapacNaviospCEstOlTranTempTraj

×−+×××

=1)1(

Ou, de forma resumida:

( )( )[ ]1−+×= TempTraji1doPreçoMercaspCEstOlTran

Desta forma temos um custo de estoque durante o transporte para

determinado volume e em função do tempo de trajeto, reflexo da distância entre a

Bacia de Campos e o terminal de descarga de óleo.

Na 2ª situação o óleo serve de lastro porque as alternativas apresentam

altos custos operacionais. Isso caracteriza uma contrapartida, ou seja, deve ser

encarado como aplicação de recursos para assegurar que a plataforma opere de

modo mais adequado, porque da outra forma, troca do lastro com lavagem dos

tanques, incorre-se em maior custo. Adicionalmente há um estoque formado pela

produção da plataforma após cada retirada de óleo.

O estoque de lastro é função do porte da plataforma, que por sua vez, é

proporcional a capacidade de produção da plataforma, logo o direcionador do

custo deve ser a capacidade de produção de óleo, usualmente expresso em barris

por dia (bbl/d) ou m³/d.

O Custo do volume de óleo Parado em Lastro pode ser representado da

seguinte forma:

( )PlatafProd

iMercadoPrVolLastroCOParLastr ××= , onde:

• VolLastro: é o volume de óleo em lastro que deve ser visto como um valor

função do porte da plataforma, cerca de 60.000 a 70.000 m³ na grande maioria

das plataformas Petrobras, pois são oriundas de navios VLCC;

• PrMercado: no preço de mercado se aplica raciocínio análogo à situação

descrita acima;

• i : a taxa “i” deve refletir as mesmas considerações da situação 1 e;

66

• ProdPlataf: representa a Capacidade de Produção da Plataforma, lembrando

que quando for FSO a produção será da plataforma que envia óleo para esse

FSO. Já o custo do estoque entre entradas e saídas exige que, primeiramente,

seja calculado o estoque médio. Recorrendo à figura 11 verifica-se que o volume

de óleo, além do volume em lastro, pode ser representado pelo nível “Q” que o

tanque de carga da plataforma atinge quando ocorre o alívio, multiplicado pelo

tempo “T” decorrido entre os alívios. Exatamente como a área de triângulo

retângulo. Como o cálculo de custo de escoamento por navio aliviador que esta

sendo desenvolvido se realiza dentro de um ciclo de operação de escoamento,

cada triângulo se refere a uma operação de escoamento. O cálculo do estoque

médio pode ser calculado com base na demonstração apresentada no Apêndice C,

e considerando os aspectos de segurança já manifestados, os quais exigem que o

tanque deva ser aliviado quando atinge 80% da capacidade.

Sendo assim chega-se ao Estoque Médio expresso da seguinte forma:

270,056,0

2)70,0())70,0%80(( TQTQ

MédioEstoque ×=

××= , onde:

• Q representa o nível que o volume de óleo atinge no momento do alívio, o que

na verdade é a capacidade do tanque da plataforma, admitindo que o

offloading é executado quando o tanque está cheio (80% da capacidade total)

e;

• T é o intervalo entre as operações de offloading.

O Custo deste Estoque Médio pode ser representado por:

iMédioEstoquePrMercadoCEstMédio ××= , ou:

KCapacNavio

iTQPrMercadoCEstMédio

×××××

=2

70,056,0 , onde:

• No preço de mercado se aplica o mesmo raciocínio da situação descrita acima

→ PrMercado;

• A taxa “i” deve refletir as mesmas considerações da situação 1→ i e;

• A capacidade do navio corrigida com o fator, que nesta equação funciona

como direcionador do custo do estoque, pois, como já visto anteriormente,

essa capacidade é que determina a quantidade de óleo escoado →

CapacNavio.

67

Além dos outros custos descritos acima, devem ainda ser considerados os

custos de administração do offloading. São custos efetivamente indiretos, porque

não são capturados diretamente da operação, e também são fixos, pois seus

valores não se alteram independentemente do que for transportado.

Basicamente há três grandes locais, formadores de custos indiretos na

operação de escoamento de óleo. Dois deles estão dentro da Divisão de

Exploração e Produção – E&P.

O primeiro é E&P-SERV pertencente a uma Divisão do E&P que cuida

dos serviços prestados a E&P. No caso do escoamento por navio aliviador, E&P-

SERV administra os contratos relativos às atividades de “amarração” e atracação

efetuadas dentro da série de operações que compõem o ciclo de escoamento. As

atividades de “amarração” e atracação se resumem a etapa que o navio é

“amarrado” à plataforma para iniciar a transferência do óleo, já que as atracações

nos terminais têm tratamento diferente. Olhando desta forma cada operação de

offloading consome de forma indireta uma parcela dos recursos contidos em E&P-

SERV. Cabe agora, no entanto, uma análise sobre o melhor direcionador deste

custo indireto. Intuitivamente percebe-se que essas atividades são mais produtivas

quando realizadas num menor espaço de tempo, sem naturalmente comprometer a

qualidade da operação. Medindo dessa forma pode-se ver de forma clara como

está evoluindo o desempenho dessas atividades, e essa medida irá efetivamente

contribuir para uma avaliação permanente dos custos dos contratos do gênero,

administrados por E&P-SERV, bem como suportar melhores decisões nas

renovações contratuais. Na verdade, deve-se ter um custo por hora da E&P-SERV

(CHorE&PServ), envolvendo todos os custos típicos de uma organização, tais

como, salários & encargos, custos operacionais e depreciação de instalações /

infra-estrutura que utilizam, como se fosse uma taxa e aplicar essa taxa ao tempo

consumido pela operação de escoamento, o qual se identifica como TOperTransf,

excluindo t5 que foi o tempo atribuído exclusivamente a transferência do óelo.

Mais uma vez, é preciso ligar esse resultado de custo ao volume de óleo que está

envolvido na operação. Desta forma tem-se o Custo Indireto de E&P SERV

definido pela seguinte equação:

( )( )KCapacNav

tfTOperTransPServCHorEPServCIndE

×−×

= 5&&

68

O segundo formador de custos indiretos é E&P.BC, mais uma Divisão da

E&P atuando dentro da Bacia de Campos, que participa no processo de

escoamento, fazendo a interface com a Diretoria de Abastecimento na

programação das embarcações, no suporte à operação de offloading na Bacia de

Campos. Nesse caso, o processo de trabalho desenvolvido pelo E&P.BC atende a

operação de forma global, o que impossibilita ter ligação desse custo

especificamente com a operação de escoamento. Entende-se que a melhor forma

de apuração desse custo é separar do Custo Total do E&P.BC a parcela de custo

que está envolvida com o trabalho de programação, tomando o cuidado de incluir

somente itens de custo que se relacionem com essa atividade. Adotar um fator

multiplicador η que represente um percentual do custo total facilita o cálculo e

permite maior precisão nos rateios. As maiores dificuldades estarão nos rateios

dos custos fixos, como, por exemplo, os custos da depreciação e os custos de

infra-estrutura (serviços de informática, telecomunicação, material de escritório,

energia, e outros). Esse Custo de Programação de Navios da E&P.BC pode ser

simbolizado por CProgNavE&P.BC e o resultado calculado conforme indicado

abaixo, tomando como referência o intervalo “∆t” e o volume (m³) de óleo

escoado nesse período:

( )tadoVolumeEscot

P.BC&CEP.BC&ProgNavEC

∆∆

××=

/

1η, ou

VazãoBCPCHorEP.BC&ProgNavEC η×

=.& , onde a vazão de escoamento fica

relacionada com a capacidade da bomba de exportação da plataforma.

O terceiro formador de custos indiretos dentro da cadeia de custos de

escoamento é a Gerência Executiva de Logística, pertencente a Divisão de

Abastecimento. Dentro dessa Gerência há setores responsáveis pela administração

da distribuição do óleo, o que implica em determinar que terminais devam receber

o óleo, em função do binômio, capacidade e estoque das refinarias; e outros

setores que cuidam da contratação e movimentação dos navios, incluindo-se aí as

viagens internacionais, sejam exportações de óleo pesado como importações

regulares. Entende-se que a forma de apurar os custos relativos ao escoamento é

idêntica à exposta acima. Ou seja, significa separar do total do custo da Gerência

de Logística os custos das áreas que efetivamente contribuem com o transporte de

69

óleo dentro da Bacia de Campos, tomando como referência as atividades que têm

afinidade com o escoamento:

• Administração da distribuição do óleo e;

• Contratação e movimentação dos navios.

Novamente, a maior dificuldade será como ratear os custos fixos, como

atribuir parcelas de custo à operação de escoamento de óleo, sobretudo

considerando que a Gerência de Logística tem uma significativa dimensão, com

recursos que extrapolam as demandas da Bacia de Campos. Esse trabalho exige

que se abra a organização e que sejam examinadas as atribuições e

responsabilidades. Tudo depende da profundidade do exame que se quer fazer. O

fato é que torna visível cada pedaço da organização, permitindo assim

implantação de programas de produtividade. A equação de cálculo desse custo

pode ser escrita conforme abaixo, destacando mais uma vez o volume escoado no

intervalo de tempo “∆t”:

( )tadoVolumeEscot

CGerLogvNavBCAdmContrMoC

∆∆

××=

/

1γ, ou

VazãogCHoraGerLovNavBCAdmContrMoC γ×

= , onde:

• CAdmContrMovNav é o Custo de administração, contratação e movimentação

de navios na Bacia de Campos;

• CHoraGerLog é o Custo hora da de Logística referente a administração,

contratação e movimentação de navios e;

• γ é o Fator de participação da Gerência de Logística nas atividades da Bacia de

Campos

O acompanhamento dos resultados desses custos indiretos orienta a gerência sobre

o desempenho e contribuição desses setores no processo de offloading.

70

3.2.3 - Operação de Escoamento por Dutos Submarinos

A malha de dutos da Bacia de Campos, embora totalmente interligada, está

dividida em duas partes. Um ramo se concentra na plataforma de Enchova – PCE-

1, mais ao sul e o outro chega até a plataforma de Garoupa – PGP-1, localizada

mais ao norte. Destes dois pontos, o óleo escoa até Barra do Furado e daí até o

Terminal de Cabiúnas. A plataforma de Enchova está a 82 km de Barra do Furado

e a plataforma de Garoupa cerca de 84 km. O trecho terrestre que liga Barra do

Furado a Cabiúnas tem aproximadamente 83 km. A partir do Terminal de

Cabiúnas o óleo é transportado por dutos terrestres até as unidades de refino. O

apêndice B mostra toda essa malha, incluindo as linhas que no futuro estarão

chegando e saindo da unidade PRA-1. Na Figura 12 pode ser vista uma

representação esquemática dos fluxos que chegam até a plataforma de Garoupa –

PGP-1, e daí seguem até Cabiúnas.

Figura 12 – Fluxo da Malha – Garoupa (PGP-1) Cabiúnas

Em boa parte, o escoamento de óleo pelos dutos submarinos é explicado

pela história do desenvolvimento da Bacia de Campos, conforme já abordado. A

PLATAF.NAMORADO 1 PNA 1 PLATAF.PARGO-1 PPG-1 A/B

PLATAF.GAROUPA PGP 1

PLATAF.CHERNE 1 PCH 1

PLATAF.CARAPEBA 1 PCP-1

PLATAF.CHERNE 2 PCH 2

PLATAF.NAMORADO 2 PNA 2

PLATAF.CARAPEBA-2 PCP-2

P-9

PLATAF. DE VERMELHO-2 PVM-2

PLATAF. DE VERMELHO-3 PVM-3

PLATAFORMA DE VERMELHO-1 PVM-1

BARRA DO FURADO TERMINAL CABIÚNAS

71

instalação dessa malha é resultado de vários projetos, realizados em momentos

distintos e por diferentes razões. É como ir abrindo caminho aos poucos, as

alternativas são buscadas à medida que surgem novos acontecimentos e

necessidades bem diferentes de projetos integrados, que obedecem a uma ampla

estratégia de escoamento e tenha um fluxo logístico otimizado. Como visto no

histórico, o desenvolvimento da Bacia de Campos em parte obedeceu ao

“empirismo” próprio da exploração de petróleo, onde os indícios de reservas nem

sempre se confirmam. Além disso, mais uma vez, é oportuno registrar a premente

necessidade de aumento da produção, por força de balança de comércio negativa

associada à dependência energética. Um traço característico desse

desenvolvimento é a variedade de bitolas dos dutos, indo de 4 polegadas9 até 24

polegadas. Em alguns casos essa variação decorre de necessidades de pressão na

linha, próprias de especificação de projetos. Na grande maioria dos trechos os

dutos são rígidos, fabricados com material em ligas de aço-carbono, com

espessuras de paredes adequadas a pressão exercida, com características especiais

de resistência mecânica e durabilidade frente à corrosão provocada pela água

salgada. Dutos flexíveis, feitos de materiais com alta resistência mecânica, com

“alma” em aço, são utilizados nos trechos que saem das plataformas até se

conectarem com as linhas principais, e em algumas outras pequenas extensões.

A operação dos dutos funciona como um direcionador de fluxos, que

obedece a todo um planejamento logístico alinhado com as necessidades e

capacidades das refinarias. A premissa é que as dimensões das linhas na saída

sejam capazes de suportar os volumes de entrada, mantendo um nível de pressão

equilibrado capaz de exportar o óleo até Cabiúnas. As alternativas para variações

de fluxo e o re-equilíbrio do sistema são as derivações e o escoamento alternativo

para os FSOs. Operacionalmente, cada plataforma que coloca o óleo na linha de

dutos utiliza um nível de pressão superior ao que está na rede, para assegurar o

fluxo. As unidades de produção que estão a montante são responsáveis por fazer o

óleo chegar à próxima unidade e assim sucessivamente. Os custos são repassados

às unidades posteriores de modo que a última unidade absorve todos os custos das

unidades anteriores, antes que o óleo alcance o terminal, o que equivale a

9 Uma polegada equivale a 25,4 mm.

72

acumular os custos operacionais do fluxo, que essencialmente significam

consumo de energia.

3.2.3.1 – Processo

Quando o escoamento via navio aliviador foi abordado foi possível

descrever um processo e assim ter visível como se formam os custos à medida que

o ciclo de atividades evolui. Esta é uma sistemática do sistema ABC. Já com

relação à malha de dutos, não há um processo seqüencial de atividades. A

operação é expressa por somente uma atividade, fluxo contínuo de escoamento de

óleo. Deve ser vista como uma fábrica automatizada, com entrada de materiais no

início da linha e saída de produtos acabados ao final do processo. Trata-se de uma

operação que reúne basicamente as seguintes fontes de custos: operação,

manutenção e depreciação, os quais serão explorados mais adiante.

3.2.3.2 – Terminais

Ao contrário do sistema de escoamento por navio aliviador, que tem

alternativas de terminais para descarga, o sistema pela malha de dutos da Bacia de

Campos conta somente com os recursos do Terminal de Cabiúnas. Cabiúnas é um

terminal terrestre, mesmo estando junto da costa. Tem capacidade para

armazenagem de 483.045 m³ de óleo em 8 (oito) tanques de carga, quase 1/3 da

capacidade do Terminal de S.Sebastião. Considerando que o duto tem um fluxo

intermitente, ao contrário do modal marítimo, cujas entregas ocorrem por

bateladas, essa capacidade dos tanques de Cabiúnas serve como um espaço para

balanceamento do fluxo durante o fornecimento às refinarias. A Tabela 19 registra

os volumes que chegaram a Cabiúnas durante 2003 e 2004.

73

Tabela 19 - Volume Recebidos por Cabiúnas em 2003 e 2004

Com base nesses valores é possível obter-se o giro mensal do estoque nos

tanques de Cabiúnas. Se forem considerados os valores médios mensais dos

volumes recebidos por Cabiúnas na ordem de 1.150.000 m³/mês e a capacidade do

tanque de 483.045 m³, percebe-se que a operação de esvaziamento do tanque

ocorre cerca de 2,38 vezes por mês, como mostrado abaixo. Com base naqueles

mesmos valores de volumes médios mensais, pode-se chegar a uma vazão média

de 1590 m³/h (1.150.000 m³ / mês). Ao se dividir o volume total do tanque de

carga (483.045 m³) por essa vazão média chega-se a aproximadamente 303,80

horas, ou 12,65 dias, tempo de esvaziamento do tanque, também mostrado abaixo.

Esse raciocínio mostra as folgas que o sistema tem para permitir um adequado

balanceamento entre as chegadas de óleo e as saídas para as refinarias, e,

sobretudo, caracteriza a intensidade da operação do sistema de escoamento.

mêsm

mêsm /38,2483045

/11500003

3

=

diashhm

m 65,1280,303/1590

4830453

3

==

3.2.4 - Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Submarinos

A formação dos custos ocorre pela participação de partes da organização

na operação, manutenção e pela responsabilidade do funcionamento da malha

PETRÓLEO RECEBIDO EM CABIÚNAS (m3) 2003 2004 JANEIRO 1.145.981 1.134.323FEVEREIRO 1.094.123 1.043.418MARÇO 1.154.827 1.169.927ABRIL 1.164.173 1.140.141MAIO 1.209.222 862.895JUNHO 1.143.641 1.054.417JULHO 1.221.205 1.064.531AGOSTO 1.135.046 1.222.080SETEMBRO 1.125.680 1.157.903OUTUBRO 1.153.327 1.197.495NOVEMBRO 1.073.310 1.161.786DEZEMBRO 1.121.755 1.215.753TOTAL 13.742.290 13.424.669

74

submarina, a cargo da Divisão de Exploração e Produção – E&P, diferente dos

dutos terrestres cuja responsabilidade é da Transpetro.

O custo de uma malha de dutos está dividido em cinco partes, embora duas dessas

partes tenham em comum o objetivo único de integridade do sistema. Esta é, aliás,

a fonte de maior preocupação, pois qualquer vazamento, além dos reflexos no

fornecimento, causa danos ambientais ao eco-sistema e traz problemas a imagem

da companhia perante a sociedade. O objetivo é que a produção e o escoamento de

óleo e gás no mar atendam às metas estabelecidas pela Petrobras, obedecendo à

legislação referente às áreas de Saúde, Meio Ambiente e Segurança. Os resultados

da análise de integridade também influenciam na definição de tecnologias,

métodos e equipamentos especiais que permitem inspeções e manutenções cada

vez mais criteriosas.

3.2.4.1 - Inspeção Interna

A 1ª parte trata dos Custos de Inspeção do Sistema, cujo foco principal é

estar permanentemente avaliando as condições da malha de dutos. Há dois tipos

de inspeção realizados por dois diferentes setores da Petrobras. A Inspeção Interna

fica sob a responsabilidade do setor produtivo, área encarregada da operação de

produção, chamada na Petrobras, de Ativos de Produção, representados pelas

unidades de produção (UEPs). Atualmente, todas as UEPs ligadas a malha de

dutos estão dentro da Unidade de Negócios da Bacia de Campos – UNBC, que

destaca a engenharia como responsável pela administração do serviço de inspeção

interna e análise dos resultados da inspeção. A inspeção interna exige a passagem

de equipamentos de vistoria, chamados pigs instrumentados, por dentro dos dutos,

sendo o trabalho feito trecho a trecho. O pig é instalado numa entrada apropriada

da rede, junto a uma UEP e percorre um determinado trecho até outra UEP, onde é

resgatado. Essa operação exige alteração na programação de produção, a cargo do

setor operacional das UEPs envolvidas nesta inspeção, com desvios no sistema de

escoamento, sem que haja perda por parada de escoamento. Empresas

especializadas nessas inspeções são contratadas em bases anuais para realização

dos serviços dentro da Bacia de Campos, sendo responsabilidade das mesmas o

fornecimento de todos os recursos e materiais necessários: mão-de-obra

75

especializada, deslocamento até as unidades, transporte de equipamentos,

fornecimento de materiais de consumo, ferramentas, enfim, os recursos requeridos

para coleta de informações relativas ao estado da tubulação (paredes, espessuras,

emendas, etc.), as quais serão analisadas pela Engenharia da UNBC. A equação

abaixo traduz os custos de inspeção interna, considerando determinada vazão do

sistema:

VazãoCHrEngUNBCrvCHrContrSeCInspIntr )( ω×+

= , onde:

• CHrContrServ é o Custo Hora de Contratação do Serviço de Inspeção Interna;

• CHrEngUNBC é o Custo Hora da Engenharia da UNBC com seus recursos de

mão-de-obra, instalações e infra-estrutura disponível e;

• ω é o Fator de participação da Engenharia na Inspeção Interna nos serviços

prestados a rede de dutos.

•

3.2.4.2 - Inspeção Externa e Manutenção

A 2ª parte trata dos custos da Inspeção Externa e Manutenção. No

processo de inspeção externa as instalações submarinas são periodicamente

inspecionadas por meio de mergulho raso, com apoio de barcos especiais, e ROV

(Remote Operation Vehicle ) - Veículo de Operação Remota. A partir dos

resultados em imagens de vídeo, fotos e relatórios gerados em cada inspeção,

desenvolvem-se análises de integridade, cujo objetivo é fornecer para os Ativos de

Produção as informações necessárias para a tomada de decisão sobre as

instalações: necessidades de inspeções adicionais e/ou mais freqüentes, plano para

manutenções futuras, com participação de barcos especiais e paradas de produção

no trecho em questão.

A Inspeção Externa e Manutenção são da responsabilidade da E&P-SERV

que possui dentro de sua organização uma área dedicada a esse serviço, chamada

MIS - Manutenção e Inspeção Submarina. Essas duas atividades ficam dentro da

mesma organização por decorrência da afinidade das atividades e recursos

necessários. Em algumas situações a manutenção é realizada simultaneamente a

inspeção externa. Na verdade a organização MIS está dividida em quatro áreas:

76

• Análise de Integridade que objetiva a garantia da integridade de dutos rígidos

e outros sistemas submarinos (dutos flexíveis, umbilicais10, cabos elétricos e

óticos). A garantia da integridade dos equipamentos baseia-se na análise técnica

de falhas e de não conformidades de inspeção com emissão dos respectivos laudos

técnicos. Também é atribuição a elaboração de padrões, procedimentos e rotinas

de inspeção, treinamento e capacitação de pessoal técnico, consultoria técnica

voltada para a integridade de instalações submarinas, definição de periodicidade

de inspeção, desenvolvimento de tecnologia de equipamentos e métodos especiais

de inspeção e manutenção.

• O Grupo de Reparos de Dutos Submarinos (GRDS) tem como finalidade

principal executar intervenções emergenciais em dutos rígidos submarinos, a fim

de garantir a continuidade operacional do sistema de escoamento do óleo,

preservando a integridade do meio ambiente, no evento de vazamento de óleo ou

gás. Dispõe de equipamentos e tecnologia de última geração para realizar reparos

nos dutos da Bacia de Campos. Os reparos realizados pelo GRDS são feitos com

conectores mecânicos, vide foto na Figura 13, para substituição do trecho

avariado, com braçadeiras bipartidas para avaria de pequenas dimensões, reforços

estruturais com material sintético nos casos de perda de espessura da tubulação, e

recondicionamentos da rede.

Figura 13 – Foto de Conector Mecânico para Reparo Trecho Avariado

10 Cabos submarinos com diversas seções, para alimentação de mecanismos elétricos e hidráulicos, de grande resistência mecânica.

77

• O Grupo “Barcos Especiais”, responsável pelas atividades de inspeção,

intervenção e manutenção em instalações e equipamentos marítimos na superfície,

na massa d’água e no leito marinho, realizadas a partir de embarcações especiais

tipo DSV (Diver Support Vessel) e RSV (ROV Support Vessel). As embarcações

especiais estão adequadas para executar tarefas através de mergulho saturado até

320 metros e ROV até 3000 metros. Além das atividades ligadas à inspeção

externa e manutenção, uma série de outras atividades é realizada e/ou suportada

pela área de Barcos Especiais.

• O Grupo de Mergulho Raso, dedicado somente a mergulhos até 50 metros de

profundidade. A inspeção visual é utilizada para a detecção de grandes e pequenas

não-conformidades, dependendo do critério utilizado. Os inspetores executam os

trabalhos através de procedimentos qualificados, utilizados nas inspeções e nas

intervenções em plataformas flutuantes e fixas. As frentes de mergulho são

equipadas com câmeras fotográficas e sistemas de televisionamento submarino

com a câmera instalada no capacete do mergulhador.

Apresentada a estrutura do MIS, a representação do Custo de Inspeção

Externa e Manutenção pode ser feita do modo abaixo, considerando determinado

volume escoado ou vazão do sistema:

( ) ( ) ( ) ( )Vazão

oCHrMergRascEspCHrServBarGrRepHrCrCHrAnIntegnutCInspExtMa 4321 ωωωω ×+×+×+×

=

, onde:

• Custo Hora da área de Análise de Integridade → CHrAnIntegr;

• Custo Hora do Grupo de Reparo de Dutos → CHrGrRep;

• Custo Hora do Grupo de Barcos Especiais → CHrServBarcMerg ;

• Custo Hora do Grupo de Mergulho Raso → CHrMergRaso e;

• Fator de participação das organizações nos serviços aplicados a malha de

dutos → ωi.

Os custos dessas áreas que compõem o MIS são formados dos recursos de

mão de obra, custo das instalações que ocupam e da infra-estrutura disponível,

incluindo especialmente os custos de administração dos contratos de serviços.

78

3.2.4.3 – Custo de Operação dos Dutos

A 3ª parte dos custos de escoamento por dutos está no Custo de Operação

propriamente dito. Este custo é formado pelas atividades de bombeamento do

óleo, monitoramento e controle de fluxos, por ativação de sistemas de registros e

válvulas, mediante demandas e capacidade do Terminal de Cabiúnas. Nesse

processo há custos dos operadores na ativação / desativação dos sistemas nas

plataformas, custos pelo consumo de energia exercido pelas bombas e custos da

administração e controle da operação. Tratamento similar pode ser dado aos

custos verificados na plataforma durante a transferência de óleo para os navios

aliviadores, onde há os custos diretos dos operadores e os custos indiretos da

supervisão. No entanto, a questão tempo deve ter um outro tratamento. Na

transferência por navio a freqüência da operação é baixa e a operação demanda

tempo. Na operação por dutos, o fluxo de escoamento é intermitente e as pequenas

intervenções no sistema não trazem impactos de produção, pois são feitos desvios

no fluxo.

• Cálculo do Custo Direto da Operação do Duto – CDirOpTrDuto - com base

nos seguintes dados:

o Custo Hora Operador Petrobras → CHrOperPetr

o Número de Operadores Petrobras → NOperPetr

VazãorCHrOperPetNOperPetrtoCDirOpTrDu )( ×

=

• Cálculo do custo Indireto de Supervisão – CIndSup -, entendendo que

supervisão pode ser atribuída aos cargos superiores, sob os quais está o operador.

Nesse custo tem-se:

o Custo Hora Supervisor Petrobras → CHrSupPetr;

o Relação Funcionários por Supervisor → RelFuncSup;

O custo por hora da supervisão está relacionado ao número de operadores

envolvidos com a operação do duto.

Vazão

CHrSupPetrRlçFuncSupNOperPetr

CIndSup)()( ×

=

• Mais uma vez o cálculo do Custo de Consumo de Energia – CConsEnerg -, é

bem similar ao custo de transferência na operação para navio aliviador, onde o

79

Custo Kw hora do Sistema de Geração – CkwHrSistGer - é representado pelo

custo operacional e de manutenção desse sistema, a potência das bombas indica a

demanda – PotBomb -, e a vazão do sistema representa o volume de óleo

transferido no intervalo de tempo.

VazãoPotBomberCKwHrSistGCConsEnerg ×

=

Os Custos da Administração e Controle da Operação completam os custos

de escoamento através da malha de dutos. Na Petrobras essa operação é conduzida

pelo E&P.BC, uma Divisão da E&P, que atua na Bacia de Campos da mesma

forma que foi visto no escoamento através de navio aliviador. A operação

E&P.BC cobre as atividades de E&P dentro da B. de Campos, dentre essas inclui-

se a operação de escoamento. Verifica-se que a melhor forma de apuração desse

custo é separar do Custo Total do E&P.BC a parcela de custo que está envolvida

com a administração do escoamento por dutos submarinos. Semelhante a situação

adotada no modal navio aliviador, deve-se ter o fator multiplicador η que

represente o percentual do custo total, o que facilita o cálculo e permite maior

precisão nos rateios. Tratam se de custos indiretos e fixos, específicos da

operação, que resultam num custo hora da organização – CHorE&P.BC. Como

em outros casos há uma situação onde os custos da área são representados pelos

custos dos recursos da área, recursos de mão de obra e recursos referentes às

instalações e infra-estrutura, tendo mais uma vez a vazão do sistema como

direcionador do custo. Observa-se ainda que no caso da malha de dutos há tantos

recursos de plataformas sendo demandados quantas forem as UEPs interligadas a

malha de dutos, jogando óleo na linha. Na equação abaixo podemos representar a

quantidade de UEPs pela letra “x”, quantificando as UEPs envolvidas.

xtoCDirOpTrDuCIndSupCConsEnergVazão

BCPCHorECOpEscDuto ×+++×

= )(.& η

3.2.4.4 – Custo de Depreciação

A 4ª parte dos Custos de Escoamento por Dutos refere-se à depreciação,

que tem o objetivo de remunerar o capital investido na malha de dutos. O custo da

depreciação deve ser atrelado ao volume escoado (m³), observando que cada

trecho da rede de dutos tem seu próprio custo de depreciação, pois foram

80

construídos em diferentes momentos, e tratam-se projetos distintos. A depreciação

da malha deve reunir a depreciação dos trechos que formam a malha em questão.

Uma importante consideração no custo de depreciação de dutos, refere-se às

mudanças desse custo ao longo do tempo, em função da alteração da malha, por

adição de novos trechos, e pelo fato de que outros trechos podem já estar

depreciados. Outro detalhe é observar que a malha está toda interligada, e assim o

levantamento de custo pressupõe um trajeto definido, que determine um fluxo de

escoamento das unidades de produção em direção ao terminal de armazenamento.

A proposta nessa dissertação é realizar a depreciação numa nova

abordagem. Sair de um cálculo contábil de depreciação em um número

determinado de anos, como por exemplo, 10 anos, e partir para uma depreciação

em função do número de anos de vida dos trechos em questão, estimado em 25

anos. Deste modo deve-se depreciar o bem buscando um valor anual que seria

necessário para recompor o investimento feito na construção, a uma taxa

equivalente a captação de recursos, o que significa calcular uma prestação através

das técnicas da matemática financeira. Matematicamente a taxa ou valor da

depreciação deve ser apresentado da seguinte forma:

( )( )

−++×

×=11

1n

n

iiiVPAnualoDepreciaçãValor , onde

• O Valor Presente Investido é representado por VP;

• A Taxa de Captação do Recurso é representado por i e;

• n representa o número de anos de depreciação.

Desse valor anual é facilmente possível obter o valor por hora para se

chegar a uma relação com a vazão do trecho de duto, informada em m³ / hora. A

título de ilustração suponha um determinado trecho de duto cujo investimento

tenha sido US $ 120 milhões, e com vida útil estimada de 25 anos. Pelas regras

contábeis e de acordo com a legislação tributária esse trecho de duto seria

depreciado em 10 anos, numa base de US $ 12 milhões por ano, ou

aproximadamente US $ 1370.00 / hora. Numa vazão de 1600 m³ / hora tem-se um

custo de depreciação de US $ 0,86 / m³ para aquele trecho. Já utilizando o critério

de depreciação proposto acima, em 25 anos, com uma taxa de captação ”i” de

10% ao ano, obtem-se cerca de US $ 13.220 milhões por ano. Com a mesma

81

vazão, acima considerada, chega-se a uma taxa de depreciação de US $ 0,94 / m³

para o mesmo trecho, maior cerca de 10%.

Suponha o exemplo da Tabela 20 para efeito de cálculo do custo de

depreciação da malha de dutos:

Trechos Taxa depreciação ($ Milhões/ano)

Taxa depreciação (US$/hora)

Comprimento (km)

1 12.5 1427 129

2 10.8 1232 105

3 8.4 958 86

4 7.5 856 54

Comprimento total (km) 334

Tabela 20 – Simulação de taxas de depreciação

A taxa de depreciação da malha é igual à soma das taxas dos trechos:

h/$447385695812321427 =+++

Com essa taxa de depreciação e considerando uma determinada vazão do sistema

chega-se a uma relação de custo $/m³. Assim, pode-se expressar o Custo da

Depreciação da Malha de Dutos da seguinte maneira:

VazãooDepreciaçãdeTaxautosCDeprMalhD =

Para essa taxa de depreciação e com a vazão de 1800 m³/h tem-se um custo de

depreciação de:

³/$48,2/³1800/$4473 m

hmhciaçãoCustoDepre ==

É interessante observar que, se o custo de depreciação for constituído em

função do óleo produzido por cada UEP, e não em função da vazão final, os

trechos de dutos que estão mais próximos do destino final teriam um menor custo

de depreciação (US$/m³) porque um volume maior de óleo produzido passa por

aqueles trechos, e pelo mesmo motivo, os trechos mais afastados teriam um maior

custo de depreciação, pois um menor volume de óleo passa por esses trechos. Essa

é uma forma de análise de cada trecho isoladamente, mas que deve ser

mencionada porque, em muitos casos, a instalação de cada trecho é um projeto de

investimento realizado isoladamente, com suas particularidades e justificativas de

82

viabilidade. O argumento principal contra esse conceito é considerar as

perspectivas dos próximos trechos na instalação de determinado trecho, e assim

trazer a análise para um plano de sistema integrado de escoamento.

3.2.4.5 – Custo de Estoque – “Óleo empacotado”

A 5ª e última parte de Custo de Escoamento por Duto refere-se ao custo do

óleo parado na rede de dutos, chamado na Petrobras de óleo ”empacotado”.

Observa-se que essa é uma prerrogativa para utilização do sistema, mantê-lo sob

pressão, e para isso há necessidade de ocupar a rede com óleo. A rede atual de

dutos submarinos da Bacia de Campos mantém um volume de 68.356 m³ de óleo

“empacotado”, que deve ser custeado como estoque de óleo durante transporte.

Deve ser visto como na situação do óleo que serve de lastro para as plataformas.

O raciocínio é análogo.

Esse estoque é função do porte da malha de dutos, que, por sua vez, tem

uma relação direta com a vazão desta rede, o que define a vazão (m³/h) como o

direcionador do custo. O Custo do volume de óleo Parado na Malha de Dutos

pode ser representado da seguinte forma:

( )Vazão

iMercadoPrVolEmpactosCOParMalDu ××= , onde:

• VolEmpac → Volume de óleo empacotado deve ser visto como um valor

função da extensão da malha;

• PrMercado → No preço de mercado se aplica o mesmo raciocínio visto

anteriormente;

• i → A taxa “i” deve refletir os valores das taxas nas operações de captação que

a Petrobras tem realizado e;

Vazão → A vazão do sistema de dutos submarinos da Bacia de Campos.

Capítulo 4: Resultados dos custos

Os resultados são os valores calculados pelas equações montadas ao longo

da dissertação, dentro do conceito do custo Baseado na Atividade, utilizando uma

base de dados criada pelas informações obtidas junto a Petrobras e por outros

números estimados. Muitas das estimativas são resultantes de contatos com

pessoas envolvidas com atividades correspondentes, o que garante que, embora

fictícios, estejam dentro de uma ordem de grandeza que servem perfeitamente

para expressar resultados confiáveis e assim possibilitar discussões de

produtividade, reduções de custo e avaliações em torno de melhores práticas. Os

dados estão expostos de uma forma que retrata a seqüência do desenvolvimento

deste estudo e têm um caráter comprobatório das propostas colocadas.

O objetivo é ter a dimensão dos valores calculados e o que cada parcela

representa dentro do total calculado. Os resultados também possibilitam análises,

avaliações e comparações dentre as alternativas da operação de escoamento.

Deve ser ressaltado, mais uma vez, que no caso dos navios aliviadores está

sendo cumprido um ciclo completo, e que no caso dos dutos a análise será

desenvolvida em cima de um trecho da malha.

4.1 - Base de Dados – Navios Aliviadores

Primeiramente são apresentados os dados requeridos pelas equações de

cálculo dos custos de escoamento por navio aliviador, sendo que alguns dados são

aplicados também à apuração dos custos de escoamento pela malha de dutos. Em

seguida, os dados requeridos pelas fórmulas, são aplicados à malha de dutos. Os

conjuntos de dados são apresentados de uma forma organizada, agrupadas por

tipos e origem.

O primeiro bloco de dados é relativo às distâncias entre a Bacia de Campos

e os principais terminais marítimos, mostrado na Tabela 21. Esses dados serão

fundamentais para cálculo dos custos que ocorrem durante o trajeto.

84

Tabela 21 – Distância dos terminais marítimos à B.de Campos

O segundo bloco, na Tabela 22, refere-se aos navios aliviadores,

apresentando os dados de custo do afretamento e informações relativas ao

combustível, destacando-se diferentes taxas de consumo em diferentes situações

de operação. Alguns fazem parte da especificação da embarcação e outros são

estimados.

Tabela 22 – Dados dos Navios Aliviadores

O terceiro bloco, na Tabela 23, aborda os tempos das operações dos navios

aliviadores, conforme mostra a tabela abaixo. Esses tempos mantêm relação com

os portes dos navios. Conforme já visto, observa-se que o tempo total da operação

de transferência é composto pelo tempo de carga mais o tempo dos preparativos

para se iniciar a carga e o tempo de liberar o navio.

Navios Aliviadores Tipos de Navios Aliviadores Custos operacionais Panamax Aframax Suezmax Taxa de Afretamento (US$/dia) 21.000 28.400 34.000 Custo do Combustível (US$/ton) 170,0 170,0 170,0 Consumo de Combustível (ton/dia)

Navio Parado 4,0 4,5 5,0 Navio em Aproximação da Plataforma 14,5 18,5 25,0 Operação de carga 7,5 10,0 12,5 Navegação - Navio Carregado 40,0 50,9 68,9 Navio Parado Carregado 20,0 25,4 34,5 Operação de Descarga 66,0 60,0 55,0 Navegação - Navio em Lastro 29,0 37,0 50,0

Dados operacionais Capacidade do Navio (m³) 60.000 110.000 160.000

(bbl) 377.400 691.900 1.006.400 Velocidade média c/carga (milhas/hora) 12,4 13,5 14,9 Velocidade média em lastro (milhas/hora) 14,2 15,6 17,1

Terminais Marítimos Distância entre B. de Campos e Terminais milhas km

Madre de Deus 636 1163 Angra dos Reis 268 490 S.Sebastião 334 611 S. Francisco do Sul 480 877 Tramandaí - RS 716 1309

1 milha = 1,828 km

85

Tabela 23 – Tempos operacionais dos Navios Aliviadores

A Tabela 24, a seguir, também aborda tempos operacionais para cada tipo

de navio, que, no entanto, não são dados primários, são decorrentes das

velocidades desenvolvidas pelos navios, e das distâncias a serem percorridas. A

título de ilustrar melhor o trabalho estão sendo considerados três terminais. No

momento da análise isso possibilitará desenvolver uma abordagem do efeito que

tem a distância dentro da composição do custo total de um ciclo de operação de

alívio.

Tabela 24 – Tempos de trajeto entre B. Campos e Terminais

Tempos Operacionais (horas) Panamax Aframax Suezmax Tempo Parado 4,00 3,00 2,00 Tempo Aproximação 0,92 0,84 0,77 Tempo de Carga 10,91 20,00 29,09 Tempo total da operação transferência 12,91 22,00 31,09 Tempo Espera 0,75 1,00 1,50 Tempo Operação de Atracação 1,00 1,50 2,50 Tempo Descarga 36,00 40,00 42,00

Tempo de Trajeto (horas) Panamax Aframax Suezmax Angra dos Reis 21,70 19,78 18,03 S.Sebastião 27,04 24,66 22,47

B. de Campos aos Terminais

S. Francisco do Sul 38,87 35,43 32,29 Angra dos Reis 18,87 17,20 15,68 S.Sebastião 23,52 21,44 19,54 Terminais até B. de

Campos S. Francisco do Sul 33,80 30,81 28,08

86

A Tabela 25, trata das taxas cobradas nos terminais em função do porte da

embarcação, e do tempo de atracação e permanência no cais.

Tabela 25 – Dados das taxas nos terminais marítimos

Os valores das taxas desse quadro são de 2004. Os outros números tratam

de dimensões máximas e mínimas dos navios, para as quais está sendo usado um

valor médio. A última linha do quadro trata do tempo de permanência no terminal,

ao qual está associado o valor (dado secundário) de “α”, item já abordado

anteriormente e que compõe a equação que trata da apuração dos custos junto aos

terminais.

O quadro seguinte, Tabela 26, apresenta os dados relacionados a uma

plataforma fictícia selecionada, no caso uma FPSO, que permite operação direta

de transferência de óleo com um navio aliviador. Por serem dados críticos da

operação, estão sendo usados números aleatórios, mas que mantêm uma relação

de grandeza com a realidade, de modo que não haja distorção dos valores

apurados. Toda a relação desses números foi abordada no desenvolvimento do

trabalho. É interessante ressaltar que o regime de uma plataforma é de 24 horas, e

o pessoal opera num sistema de turno onde trabalha 14 dias e folga 21 dias, com

direito a 30 dias de férias. Nesses valores de custo do pessoal estão incluídos

todos os encargos, exceto a participação nos resultados, que é encarada como

distribuição de lucro.

Taxas nos Terminais Panamax Aframax Suezmax TUF (US$) 2.250,00 3.000,00 3.000,00 Taxa Funapol (R$) 535,00 535,00 535,00 Taxa LP (R$) 600,00 600,00 600,00

Mínimo < 30.000 30.001 60.001 90.001 Máximo 60.000 90.000 > 90.001 GRT (ton) Médio 45.000 75.000 105.000

Taxa Praticagem (R$) 0,090 0,070 0,046 Mínimo 1 2 3 Qte de rebocadores Máximo 2 3 4

Taxa Rebocador (US$) 1.000,00 1.000,00 1.000,00

Mínimo 15 25 40 Máximo 21 33 45 TRL(milhares de

ton) Médio 18 29 42,5 Mínimo 208 230 260 Máximo 213 235 265 LPP (metros) Médio 211 233 263

Tempo de Permanência no Terminal (horas) 8 10 9 6,33 6,67 6,50 Valores de α (total de horas de permanência no

terminal, aplicado a cada 6 horas e ou fração)

87

Tabela 26 – Dados aleatórios de um FPSO

Um outro quadro de dados, Tabela 27, refere-se aos custos das áreas de

administração da operação. São números grandes que refletem todos os custos de

salário e de toda a infra-estrutura que envolve essas áreas, conforme explicado

anteriormente.

Tabela 27 – Dados de custos administrativos

A Tabela 28, última relação de dados aplicada à operação com navio

aliviador, trata dos fatores de participação criados nas equações desenvolvidas.

Para efeito do cálculo e obtenção de resultados desse estudo foram estimados

valores alinhados com nossa percepção e com as informações das entrevistas

realizadas.

Dados da Plataforma Produção da plataforma (bbl) 180.000

(m³) 28.617 Capacidade tanque da plataforma (m³) 230.000

(bbl) 1.446.700 Volume do lastro (m³) 60.000 Número de Operadores Petrobras 2 Custo hora Operador Petrobras (US$/hora) 4,52 Número de Operadores Contratados 3 Custo hora Operador Contratado (US$/hora) 3,01 Tempo de Atividade Pessoal da Plataforma (horas) 2,0 Vazão média Sistema Exportação (m³/h) 5500 Custo Mw hora Sist. de Geração (US$ / MW Hora) 90,00 Potência do Sistema de Exportação (MW) 4 Custo hora Supervisão Petrobras (US$/hora) 7,23 Relação funcionários Petrobras por Supervisão 25 Custo hora Contrato Transporte aéreo (US$/hora) 400,00 Custo hora Contrato Transporte marítimo (US$/hora) 45,00 Custo hora Recursos Infra-Estrutura (US$/hora) 63,00 Custo hora Serv. de Apoio (US$/hora) 55,00 Despesa Material de Consumo (US$ /hora) 8,00 Despesa Transporte de Carga (US$ /hora) 15,00 Despesa Manutenção Sist. de Escoamento (US$ /hora) 10,00

Administração Custo hora E&P Serv. (US$/hora) 40,00 Custo hora E&P B.C.(US$/hora) 45,00 Custo hora da Gerência de Logística (US$/hora) 50,00

88

Tabela 28 – Taxas e fatores de participação / utilização de recursos

É ainda necessário considerar um conjunto de dados secundários, referente

à freqüência de alívios que é realizada na Bacia de Campos, considerando o porte

dos navios aliviadores. Está sendo adotada na Tabela 29 os mesmos números

resultantes da simulação anteriormente realizada e mostrados na Tabela 9.

Tabela 29 – Freqüência de alívios e porte dos navios

Os dados da Tabela 30 representam os valores de mercado, sobre os quais

não se tem controle, ou seja, as variações desses números só não causam surpresas

se estiverem trabalhando com contingências que possam diminuir os riscos dos

resultados do negócio.

Tabela 30 – Indicadores com valores de mercados

A utilização desses dois preços de óleo é mais aplicável em estudos de

investimentos, mas também se justifica em cálculos operacionais, pois permite ter

dois planos dos custos que são afetados por essa variação. Esses dados de

mercado são aplicáveis aos cálculos dos resultados dos dois modais.

Taxas / fatores de participação Descrição Valores para simlação

K= Fator de Utilização da Capacidade do Tanque do navio 100% γ =Fator de participação da Ger. de Logística 50% η = Fator de participação E&P BC na operação. 30% ə = Fator de utilização Mão de obra direta Calculado

Panamax Aframax Suezmax Frequência de alívio (dias) 4 5 7

Parâmetros econômicos - Valores de Mercado Preço Óleo: Preço de Referência (US$/bbl) 60,00 (US$/m³) 377,40 Preço de Robustez (US$/bbl) 45,00 (US$/m³) 283,05 Taxas de captação: 10% a.a 0,80% a m 0,03% ao dia Taxa cambial (Real x US $) 1US$ =R$ 3,01 Memo: Preço de referência é o preço do mercado. Preço de robustez é o preço conservador, que supõe variação e eventual queda de preços.

89

4.2 - Base de Dados – Malha de Dutos Iniciamos a apresentação da base de dados da malha de dutos por uma das

malhas da Bacia de Campos, localizada mais ao norte, conforme a Tabela 31:

Tabela 31 – Trecho da malha de dutos e respectivas taxas de depreciação.

Esse quadro reúne algumas informações chave para cálculo do custo de

escoamento através dos dutos. A coluna dos investimentos é obtida a partir de

uma estimativa de custo de US $ 80,00 por metro de comprimento e polegadas de

diâmetro, considerando que na média o diâmetro dos trechos é de 12 polegadas,

aproximadamente 0,305 metros. As distâncias dos trechos estão bem próximas das

atuais. As taxas de depreciação obedeceram aos parâmetros econômicos já

mostrados na Tabela 30 (i = 10% a.a.) e n igual a 25 anos de vida útil, conforme

Tabela 33. Conforme proposta colocada na dissertação, a partir desses números

chega-se a uma taxa de depreciação em função da distância total, ao redor de 300

km, no valor de US $ 3865,53 / hora, conforme cálculo desenvolvido, similar ao

raciocínio colocado no item 3.2.4.4 – Custo de Depreciação.

A Tabela 32 mostra os dados de custos da administração, a parte da

organização que está por trás da operação, conforme explicado anteriormente.

Malha de Dutos (Ø 12 polegadas)

Trecho Dutos Distância

(Km) Investimento VP (US$)

Taxa Anual Depreciação

Taxa / hora Depreciação

(US$ /h) P 9 Cherne 2 67,31 64.617.600 7.118.796 812,65 Cherne 2 Cherne 1 17,45 16.752.000 1.845.536 210,68 Cherne 1 Namorado 1 6,00 5.760.000 634.568 72,44 Namorado 2 Namorado 1 2,10 2.014.080 221.887 25,33 Namorado 1 Garoupa 18,11 17.385.600 1.915.338 218,65 Carapeba 1/3 Carapeba 2 3,09 2.966.400 326.803 37,31 Carapeba 2 Pargo 9,41 9.037.440 995.637 113,66 Vermelho 1 Vermelho 2 2,30 2.208.000 243.251 27,77 Vermelho 2 Vermelho 3 1,97 1.891.200 208.350 23,78 Vermelho 3 Pargo 8,00 7.677.120 845.774 96,55 Pargo Garoupa 16,69 16.022.400 1.765.157 201,50 Garoupa B.do Furado 84,00 80.640.000 8.883.953 1.014,15 B. do Furado Cabiúnas 83,00 79.680.000 8.778.192 1.002,08 Taxa Depreciação da Malha (US$ /h) 3.856,53

90

Tabela 32 – Custos da administração da malha de dutos

Conforme já exposto, os custos listados acima têm forte participação de contratos

firmados com empresas especializadas nos serviços de inspeção e manutenção dos

dutos. Os valores indicados são resultantes de estimativas, sendo que o nível

desses números está relacionado ao perfil de cada serviço.

A Tabela 33 trata de dados da malha e também mostra o número médio de

operadores que está envolvido com a operação dos dutos em cada plataforma. O

valor da vazão do sistema já havia sido mencionado e reflete a média dos últimos

meses desse ano. A potência das bombas também é um valor médio. A pressão na

linha vem de uma combinação das diferentes potências com diferentes bitolas dos

dutos. O volume de óleo “empacotado” é resultante do cálculo do comprimento da

malha em questão, pelo valor assumido para o diâmetro da malha. Significa o óleo

que fica parado na malha. A vida útil de 25 anos também é baseada na premissa

de que a duração dos dutos deve ser dessa ordem, até mesmo porque as

concessões de exploração cobrem um tempo similar. Esse aspecto de não

aproveitamento da malha após término da concessão é interessante, porque em

princípio pode parecer que não se justifica a aplicação da depreciação, talvez um

outro termo que conceitualmente se encaixe melhor, como por exemplo, custo de

abandono, mas de todo modo o custo existe, e desse modo, entende-se que a

melhor forma de incidência é via depreciação.

Tabela 33 - Dados operacionais da malha de dutos

A Tabela 34, a última da base de dados da malha de dutos, refere-se aos

fatores de participação das organizações na apuração dos custos. São valores

Administração e Serviços (US$/hr) Engenharia da UNBC 70,00 Serviço de Inspeção Interna 80,00 Análise de Integridade 45,00 Grupo de Reparo de Dutos 60,00 Grupo de Barcos Especiais 45,00 Grupo de Mergulho Raso 70,00

Malha de dutos Número de Operadores Petrobras – por Plataforma 1 Vazão (m³/hora) 1600 Potência das Bombas (MW) 2 Volume de óleo empacotado (m³) 68.970 Vida útil (anos) 25

91

estimados em função das observações. O número de UEPs, também listado, está

relacionado com a quantidade de plataformas dentro da malha escolhida para

análise.

Tabela 34 – Fatores de participação de recursos

4.3 - Apuração e Análise dos Custos Com esses dados e as equações desenvolvidas, listadas no apêndice D, são

calculados os custos de escoamento. Esses custos são apresentados através de

tabelas e serão feitas considerações a respeito dos valores, na medida em que são

apresentadas as tabelas. Na Tabela 35 são mostrados todos os custos referentes ao

escoamento através de navios aliviadores:

Apuração do Custo de Escoamento de Óleo por Navio (US $ /m³)

Apuração do Custo de Escoamento de Óleo por Navio (US $ /m³)

Custo do Navio Parado (K=100%) 0,06022 0,03314 0,01815

Custo do Navio Aproximação da Plataforma 0,01505 0,01006 0,00764

Custo Direto da Operação Transferência 0,00389 0,00212 0,00146

Custo de Consumo de Energia 0,06545 0,06545 0,06545

Custo Indireto de Supervisão 0,00012 0,00012 0,00011

Custo do Transporte de pessoal 0,47871 0,44500 0,43236

Custo dos Recursos de Infra-estrutura 0,06992 0,06500 0,06315

Custo dos Serviços de Apoio 0,05917 0,05500 0,05344

Custo dos Principais Rec. Infra-estrut.e Serv. de Apoio 0,60780 0,56500 0,54895

Custo de Materiais de Consumo 0,00013 0,00007 0,00005

Custo de Manutenção do Sistema 0,00017 0,00009 0,00006

Custo de Transporte de Cargas 0,00025 0,00014 0,00009

Fatores de participação Descrição

Valores para simulação

ω= Fator de participação da Engenharia UN-BC 20% ω1 = Fator de participação de Análise Integrada 40% ω2 = Fator de participação do Grupo de Reparos 60% ω3 = Fator de participação do Grupo de Barcos Especiais 70% ω4 = Fator de participação do Grupo de Mergulho Raso 35% x = Quantidade de UEPs interligadas 12

92

Continuação

Custos Mat. e Serv. Aplicados ao Sist. de Escoamento 0,00055 0,00030 0,00021

Custo do Navio durante o Carregamento 0,16875 0,22803 0,27367

Custo de Trajeto Carregado (Destino S. Sebastião) 0,52211 0,34597 0,26752

Custo Navio Carregado Aguardando Atracação 0,01271 0,01239 0,01557

Custo do Navio durante Atracação no Terminal 0,01458 0,01614 0,02214

Custo de Praticagem (GRT médio) 0,04485 0,03171 0,02006

Custo do Rebocador (Qtde.Máx Rebocadores) 0,06667 0,05455 0,05000

Taxa de Acesso ao Porto (TRL médio) 0,00574 0,00505 0,00508

Taxa de Utilização Portuária (LPP médio) 0,02547 0,01615 0,01222

Outras Taxas Portuárias 0,04378 0,03070 0,02111

Custo Total de Atracação, Desatracação

e Utilização dos Terminais

0,18651 0,13815 0,10847

Custo de Descarga do Navio 0,80550 0,58485 0,47414

Custo de Regresso Descarregado 0,42347 0,28172 0,21624

Custo de Estoque do Óleo Transportado 0,13390 0,12207 0,11124

Custo do Volume de Óleo Parado em Lastro 0,24914 0,24914 0,24914

Custo Estoque Médio 0,35711 0,24348 0,23435

Custo Indireto de E&P SERV 0,00133 0,00073 0,00050

Custo de Programação de Navios E&P.BC (η = 30%) 0,00245 0,00245 0,00245

Custo da Gerência de Logística (γ = 50%) 0,00455 0,00455 0,00455

Custo Total de Escoamento (US $ / m³) 3,63520 2,90587 2,62196

Tabela 35 – Resumo dos Custos Calculados

A simulação apresentada considera o transporte até o terminal de S.Sebastião e

navios aliviadores dos três diferentes portes, já conhecidos: Panamax, Aframax e

Suezmax. A Tabela 35 permite uma série de observações.

4.3.1 – Apuração dos Custos Navios Aliviadores

Primeiramente deve-se tratar de desenvolver uma análise horizontal, ou

seja, reunir as várias linhas de custo e organizá-las em grupos de custos, com

características bem definidas, conforme a Tabela 36:

93

Tabela 36 -Parcelas de Custo e Participação (%) no Total

Embora muitos dos números que formam a base de dados tenham como

origem estimativas, como já era previsto, o maior percentual de custo está

localizado nos navios, entre 50% e 56%. Isso é resultado dos altos valores das

taxas de afretamento, reflexo do que representa o navio, principal agente nessa

operação. E aqui observa-se que a taxa de afretamento tem o tempo como

direcionador, o que implica que operações mais demoradas tenham maior custo.

A propósito de se saber de antemão da prevalência dos custos dos navios, cabe

lembrar que a técnica de calcular custos baseados na atividade não tem como

objetivo ratificar essas previsibilidades, mas de mostrar efetivamente o quanto

representam e, sobretudo, possibilitar a análise por dentro dos custos dos navios,

como pode ser visto a seguir. A Tabela 37 apresenta os componentes que formam

o custo dos navios:

Operações com o Navio Panamax Aframax Suezmax Panamax Aframax SuezmaxParado - início operação 0,0602 0,0331 0,0182 3,0% 2,2% 1,4%Aproxim. da Plataforma 0,0151 0,0101 0,0076 0,7% 0,7% 0,6%Carregamento 0,1688 0,2280 0,2737 8,3% 15,1% 21,1%Trajeto carregado 0,5221 0,3460 0,2675 25,8% 22,9% 20,7%Aguardando Atracação 0,0127 0,0124 0,0156 0,6% 0,8% 1,2%Processo de Atracação 0,0146 0,0161 0,0221 0,7% 1,1% 1,7%Descarga 0,8055 0,5848 0,4741 39,8% 38,7% 36,6%Trajeto Regresso 0,4235 0,2817 0,2162 20,9% 18,6% 16,7%

Totais 2,0224 1,5123 1,2951

Parcelas (US $ /m³) e Participação dos Custos das Operações com o Navio

Tabela 37 – Custos das operações com navios

Nota-se que dentre as parcelas que compõem os custos dos navios há

destaque para os custos na operação de descarga, com valores entre 36% e 40% do

Formadores de Custo do Escoamento por Navios Aliviadores Grupos de Custo Panamax Aframax Suezmax Panamax Aframax Suezmax

Navios aliviadores 2,0224 1,5123 1,2951 55,63% 52,04% 49,39% Recursos das Plataformas 0,6778 0,6330 0,6162 18,65% 21,78% 23,50%

Terminal Marítimo 0,1865 0,1382 0,1085 5,13% 4,76% 4,14% Estoque de óleo 0,7401 0,6147 0,5947 20,36% 21,15% 22,68% Administração 0,0083 0,0077 0,0075 0,23% 0,27% 0,29%

Total (US $/m³) 3,6352 2,9059 2,6220

94

total, dependendo do porte do navio, o que conta com a contribuição do alto

consumo de combustível nessa etapa da operação. Num segundo plano aparece a

etapa do percurso do trajeto com carga e, logo a seguir, vem a etapa do regresso,

com diferença de cerca de 23%. A etapa de carregamento vem logo a seguir,

sendo que no caso do navio tipo Suezmax o carregamento tem maior participação,

o que será discutido mais adiante na análise vertical.

Após os custos dos navios, a segunda maior contribuição é dos custos do

estoques durante as etapas do processo. O quadro da Tabela 38 expõe os valores

referentes aos estoques:

Tabela 38 – Custos do estoque de óleo

Os custos do óleo parado em lastro na plataforma e o estoque médio entre as

operações de alívio se destacam, alcançando cerca de 80%, ficando o custo de

estoque com óleo transportado na ordem de 20%. Ressalte-se que o custo do óleo

parado em lastro é função exclusiva da necessidade / capacidade do tanque de

armazenagem da plataforma, e assim seu valor não se altera pelo porte do navio

de carga. Os custos de estoque geralmente merecem análises de “trade-off” entre

volumes estocados e freqüências de carregamento / movimentação, o que for

menos dispendioso, caso do custo de estoque médio. Já o custo do óleo

transportado é função da duração da viagem, a qual, quanto mais longa, maior a

incidência desse custo. São custos inerentes ao processo de “offloading” por

navios aliviadores e serão mais discutidos quando forem analisados os modais

marítimo e dutoviário. Um ponto que deve ser mencionado, nessa análise trata do

estoque numa determinada etapa da cadeia de suprimento, mas, no entanto, é

preciso que a questão estoque seja vista dentro de toda a cadeia, pois estoques em

pontos posteriores ao analisados são mais danosos já que houve algum

processamento e alguns valores foram incorporados ao produto.

A terceira maior contribuição refere-se aos custos dos recursos das

plataformas, conforme mostrado na Tabela 39:

Parcelas (US $ /m³) e Participação dos Custos de Estoque de Óleo Componentes Panamax Aframax Suezmax Estoque Óleo Transportado 0,13390 0,12207 0,11124 18,1% 19,9% 18,7%Óleo Parado em Lastro 0,24914 0,24914 0,24914 33,7% 40,5% 41,9%Estoque Médio 0,35711 0,24348 0,23435 48,2% 39,6% 39,4% Totais 0,74015 0,61469 0,59473

95

Tabela 39 – Custos dos recursos de plataforma

Dos custos de recursos de plataforma, a grande parte, próximo de 90 %,

pertencem à infra-estrutura e serviços de apoio. O consumo de energia absorve

praticamente o restante, isso porque os demais itens não chegam a 1% do total. Os

recursos das plataformas são constituídos para atender a uma série de demandas

da operação de produção da plataforma, sendo uma pequena parte utilizada para o

processo de “offloading”, bem como o sistema de geração de energia, aplicado ao

escoamento somente durante o processo de transferência do óleo para o navio.

Os próximos custos a serem analisados são os custos que ocorrem nos

terminais, que giram ao redor de 5%. Têm uma relação direta com o porte das

embarcações. Os valores obtidos como resultados variam de terminal para

terminal, mas de modo geral, se situam nesses patamares. A percepção dos custos

nos terminais certamente traz facilidades à discussão em torno dos investimentos

que se fazem necessários para recuperação e melhorias da infra-estrutura portuária

nacional. A Tabela 40, apresenta os componentes dos custos nos terminais.

Participação dos Custos (US $ /m³) de Recursos de Plataforma Componentes Panamax Aframax Suezmax Custo Direto Oper.Transf. 0,0039 0,0021 0,0015 0,57% 0,34% 0,24% Custo de Cons. de Energia 0,0655 0,0655 0,0655 9,66% 10,34% 10,62% Custo Indir. Supervisão 0,0001 0,0001 0,0001 0,02% 0,02% 0,02% Recursos Infra-estrut. 0,6078 0,5650 0,5489 89,67% 89,26% 89,09% / Serv. de Apoio Materiais e Serv. Aplicados 0,0006 0,0003 0,0002 0,08% 0,05% 0,03% ao Sist. de Escoamento

Totais 0,6778 0,6330 0,6162

96

Tabela 40 – Custos nos terminais marítimos

Os custos referentes aos rebocadores são os maiores da lista e estão entre 35% e

46%, lembrando que na estimativa está sendo considerado o número máximo de

rebocadores relacionado na base de dados. Logo a seguir vêm os custos de

praticagem e o somatório de outras taxas, entre 18% e 24%. Os demais

percentuais de participação ficam por conta de “taxa de utilização portuária” e

“taxa de acesso ao porto”, respectivamente, com faixas de 11% - 13% e 3% - 5%.

O quinto e último grupo de custo é representado pela administração, cujos

valores são inexpressivos quando comparados com os demais grupos, não

atingindo sequer 0,5 % do total do custo de escoamento via navio aliviador.

A análise agora buscará comparações entre os três diferentes portes de

navio, abordando eventuais oportunidades que possam ser identificadas,

lembrando mais uma vez que o parâmetro é US $ / m³. Nessa análise são mantidos

os mesmos grupos de custo e comparados os navios de diferentes portes,

conforme mostrado no quadro da Tabela 41:

Navios aliviadores 33,7% 16,8% 56,2%Rec. das Plataformas 7,1% 2,7% 10,0%Terminal Marítimo 35,0% 27,4% 71,9%Estoque de óleo 20,4% 3,4% 24,5%Administração 2,1% 0,8% 2,9%Total 25,1% 10,8% 38,6%

Aframax Suezmax

Panamax Aframax

Panamax Suezmax

Comparação de Custos (US $ /m³) entre Navios de Diferentes Portes

Grupos de Custo

Tabela 41 – Comparação dos custos entre navios de diferentes portes

A diferença mais acentuada, 71,9%, entre a classe de embarcações Suezmax e

Panamax, está no custo do terminal marítimo. Isso significa que, embora o grupo

Participação dos Custos (US $ /m³) nos Terminais Componentes Panamax Aframax Suezmax Custo de Praticagem 0,04485 0,03171 0,02006 24,05% 22,95% 18,49%Custo do Rebocador 0,06667 0,05455 0,05000 35,74% 39,48% 46,10%Taxa de Acesso ao Porto 0,00574 0,00505 0,00508 3,08% 3,65% 4,69%Taxa de Utiliz. Portuária 0,02547 0,01615 0,01222 13,65% 11,69% 11,27%Outras Taxas Portuárias 0,04378 0,03070 0,02111 23,48% 22,22% 19,46% Totais 0,1865 0,1382 0,1085

97

"terminal marítimo" represente somente 5% do total (na análise horizontal), a

diferença do volume de carga é fator de competitividade nos custos dos terminais.

Dentro desse mesmo item a diferença entre Suezmax e Aframax é de 27%. Uma

outra diferença razoável, na ordem de 56%, é do grupo de custos de navios

aliviadores, e está, mais uma vez, entre Suezmax e Panamax. Observem que o

grupo de custo "navios aliviadores" tem um peso significativo dentro do custo

total, alcançando a faixa de 50% - 56%. Nessa mesma linha de custo a diferença

aproximada entre Suezmax e Aframax é de 16,8%. Aliás, as diferenças entre

Suezmax e Aframax só têm destaque nesses dois itens analisados; nos demais, os

valores são muito próximos, o que torna a operação com navios Aframax a

segunda opção nas tomadas de decisão.

4.3.2 – Apuração dos Custos das Malhas de Dutos

O quadro resumo com os custos dos componentes que formam o custo

total de escoamento pela malha de dutos, apresentado abaixo, é bem mais simples

do que o conjunto de números mostrados pelo escoamento via navio aliviador. É

simplesmente o reflexo de uma operação de escoamento por dutos. Os números da

Tabela 42 retratam o trecho que escolhido para a simulação, o que certamente não

difere caso houvesse sido escolhido um outro trecho, com exceção do valor de

depreciação que é muito impactado em função do comprimento do trecho.

Custo da Inspeção Interna 0,05875Custo de Inspeção externa e manutenção 0,06875

Custo da E&P - BC 0,00281Custo Direto da Operação do Duto 0,03390Custo Indireto de Supervisão 0,00217Custo de Consumo de Energia 1,35000

Custo da Operação de Escoamento 1,38888Custo de Depreciação da Malha de Dutos 2,41033Custo do Volume de Óleo Parado na Malha 0,06062Custo Total de Escoamento (US $ /m³) 3,98734

Apuração do Custo de Escoamento via Malha de Dutos Submarinos

Tabela 42 – Custos do Escoamento por Dutos

No caso do custo por dutos, os grupos de custos ou formadores de custo já

estão bem nítidos na tabela apresentada acima, faltando apenas juntar os valores

de inspeção interna e externa num só item com o título de Inspeção e Manutenção,

98

somando US $ 0,12750 / m³. De todo modo o quadro da Tabela 43 apresenta a

contribuição de cada componente ao custo total de escoamento.

Tabelas 43 – Componentes do custo de escoamento por dutos

A maior parcela é representada pelo custo de depreciação, cerca de 60%

do total. A depreciação sempre será significativa no custo do escoamento via

dutos devido ao alto custo de investimento na instalação da malha de dutos, no

nosso caso considerado US$ 80,00 / metro de comprimento e polegada de

diâmetro. Ou seja, um trecho de 100 km de comprimento com um diâmetro médio

de 12 polegadas requer um investimento na ordem de US$ 96 milhões. Isso

significa que a extensão do duto é certamente o item de maior peso na composição

do custo total de escoamento por duto, já que os diâmetros não fogem muito dessa

média adotada.

O custo operacional representa 35%, sendo que desse valor, o custo com

consumo de energia é o grande responsável, com cerca de 97% ou US $ 1,35 em

US $ 1,38. É bom ressaltar que na formação do valor do custo operacional entra a

quantidade de 12 UEPs por onde passa o trecho de malha escolhido. Esse número

se torna um multiplicador dos recursos das unidades.

O custo de inspeção e manutenção absorve 3,2% e neste caso está

alinhado com outros setores de atividade econômica, cujos custos de manutenção

tem valores similares, na faixa de 3% à 5%.

Embora o custo do estoque de óleo na malha tenha uma contribuição de

1,52% na composição do preço final, é importante capturar esses valores de

estoque, pois se trata de um custo característico desse modal, inerente ao processo

de transporte.

Formadores de Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Inspeção e manutenção 0,12750 3,20% Operação 1,38888 34,83% Depreciação 2,41033 60,45% Estoque de Óleo 0,06062 1,52% Total 3,98734

Capítulo 5: Conclusão

5.1 - Considerações Estratégicas do Escoamento de Óleo

Como já afirmado anteriormente, esse estudo não busca comparação de

valor entre os dois modais de transporte de óleo, pois a decisão por um dos dois

sistemas de transporte obedece a diferentes estratégias. Na verdade a eventual

comparação dos custos desses modais só se justifica a partir de determinadas

distâncias. Assim como não se justifica ter toda uma infra-estrutura de

embarcações e terminais para transportes em trechos curtos, também não é viável

contar com o transporte por dutos submarinos em longos percursos, até mesmo

porque o item distância traz impactos significativos ao custo de depreciação. No

entanto, conforme já explicado anteriormente, há outras razões que são

consideradas na tomada dessa decisão entre um e outro modal. Nesse sentido é

interessante resgatar aspectos estratégicos, vantagens e desvantagens de um e

outro sistema, o que ajuda a esclarecer e justificar as decisões.

As vantagens e desvantagens estão associadas às características, bem

distintas, das duas formas de escoamento em questão, Navio Aliviador e Dutos.

Na maioria das vezes, essas características se tornam mandatórias na escolha da

estratégia de escoamento.

Para se compreender um pouco dessas características, vantagens e

desvantagens, e como decorrência as opções estratégicas, devem ser resgatados

trechos do artigo Deep Offshore Technology escrito em 1999, por dois

funcionários de carreira da Petrobras, Carlos Ferraz Mastrangelo e Salomão

Assayag, os quais abordam as razões que levaram a Petrobras a decidirem por

determinada forma de escoamento em momentos decisivos.

“Para atender ao desenvolvimento dos campos gigantes de óleo seria necessário expandir a rede de dutos, seja construindo dutos adicionais ou instalando novas monobóias. Isto seria considerado ”pontos fracos” do sistema desde que os dutos existentes não poderiam suportar as taxas de crescimento do fluxo de óleo. Como a Petrobras possuía alguns VLCCs – Very Large Crude Carrier - disponíveis, e contava com a conversão num curto espaço de tempo, considerando que essas embarcações, por possuírem casco simples não poderiam ser usadas em linhas regulares em alto mar, a Petrobras tomou a decisão de converte-los em FPSOs com sistema de ancoragem de Turret interno. Destes navios vieram as

100

plataformas P-31, P-32 e P-33, correntemente em operação e a P-35 planejada para operar a partir de julho de 1999”.

Em outro trecho, ainda na introdução do mesmo artigo:

“Ambas concepções, Early Production System – EPS (Sistema Avançado de Produção) e Floating Production System – FPS (Sistema Flutuante de Produção) adotados para exploração dos campos da Bacia de Campos, foram baseados no escoamento do óleo produzido através dos terminais oceânicos até os navios aliviadores. As principais vantagens destes terminais são similares as outras de todo o sistema de produção: Baixo investimento inicial; Curto prazo para instalação; Muito aplicável em águas profundas; Alta flexibilidade operacional”.

A título de esclarecimento, o terminal oceânico descrito acima é uma unidade

flutuante que serve de ponto de coleta de óleo no processo de transferência para

um navio aliviador.

Abaixo mais um trecho do artigo: “O primeiro terminal foi instalado em 1977, consistia de um sistema CALM – Catenary Anchoring Leg Mooring – recebendo a produção do Campo de Enchova. Dois anos depois a Petrobras instalou o primeiro FPSO chamado PP Moraes, conectado a um sistema Tower-Yoke. O óleo era bombeado para um navio tanque, atracado à torre. Passados 22 anos, os sistemas de produção flutuantes baseados em navios tanques (FPSOs / FSOs) têm sido utilizados numa larga variedade de profundidade e diversas condições de tempo. Esses sistemas estão entre as opções mais flexíveis para o desenvolvimento de projetos de exploração de campos de óleo no mar. Estudos de viabilidades técnicas e econômicas para exploração de óleo em campos gigantes, localizados em profundidades que variam de 400 a 1000 metros, e outros campos mais profundos, acima de 1000 metros, tais como Barracuda, Albacora, Marlim e mais recentemente, o Campo de Roncador, indicaram que o conceito de FPSO é a melhor alternativa”.

A leitura desses trechos aponta que a opção por navios aliviadores

obedeceu a uma estratégia que valorizava os prazos e a escassez de recursos, já

que os VLCCs poderiam ser transformados em plataformas do tipo FPSO/ FSO e

as monobóias (CALM e Tower-Yoke), consideradas aqui como terminais

oceânicos, estariam complementando a infra-estrutura de escoamento,

possibilitando a utilização dos navios aliviadores. A leitura trata também de uma

restrição à rede de dutos quando fala de águas profundas, e por último indica a

alta flexibilidade operacional como um fator importante no conjunto de itens que

contribuíram para a decisão.

101

O escoamento por navio aliviador é recomendado para cobrir grandes

distâncias, principalmente onde possa alcançar pontos remotos em campos

isolados, sem muito volume de óleo a ser explorado, situações onde a instalação

de uma rede de dutos não se justifica. Águas profundas é uma outra aplicação

exclusiva de escoamento via navio aliviador, pela limitação na instalação de rede

de dutos.

A operação por navio aliviador apresenta como principais vantagens:

Flexibilidade: possibilidade de estar em vários locais, coletar de

várias plataformas e distribuir para vários terminais, tanto no mercado local como

na exportação.

Multifuncionalidade: os navios operam com óleo e outros produtos,

como por exemplo, com transporte de água produzida, extraída do processamento

realizado na plataforma.

Embora não esteja dentro do contexto desta dissertação, é interessante

destacar o atrelamento do navio aliviador ao FPSO/ FSO numa operação de

remessa de óleo para o exterior. O navio coleta o óleo diretamente no FPSO/

FSO, junto a UEP, evitando assim que o óleo tenha que vir até o terminal para

então ser exportado, reduzindo significativos custos operacionais. Essa alternativa

é aplicável aos óleos mais pesados (nível API mais baixo), os quais têm que ser

refinados no exterior, em função das refinarias nacionais não estarem preparadas

tecnicamente para esse tipo de refino, além do elevado custo de refino.

O escoamento com navio aliviador apresenta, no entanto, uma lista de

pontos, as vezes, desfavoráveis:

• O navio aliviador opera em função da freqüência do alívio, alimentando as

refinarias em bateladas;

• Os navios têm elevado custo operacional. Muitas atividades executadas por

diferentes participantes. Exige estruturas de administração atuando em várias

partes da operação, devido a complexidade e o envolvimento de diversos

recursos;

• Dependendo das circunstâncias de mercado requerem altos investimentos e

demandam razoável tempo para serem construídos;

102

• Exigem mais infra-estrutura portuária e instalações de tancagem (nos

terminais) e rede de dutos terrestres, cobrindo os trechos, dos terminais

marítimos até as refinarias;

• Para um mesmo percurso apresentam um processo de transporte mais

demorado que os dutos;

• O escoamento através de navios aliviadores cria estoques intermediários no

processo de transporte. As plataformas do tipo FPSO/ FSO usam óleo como

lastro, o que implica em ter permanentemente um estoque de óleo parado;

• Com relação à segurança, a operação de offloading via navio aliviador requer

uma série de atividades de carga e descarga, onde há mais participação

humana, elevando o risco do nível de falhas, tanto com reflexos no acidente

físico como em acidentes com impactos ambientais;

• Ainda com relação à segurança, outro risco se refere ao alto nível de

exposição da embarcação durante as manobras em áreas de grande

movimento;

• A qualidade do óleo transportado tem maiores chances de contaminação, seja

por vazamento de um tanque para outro, seja por compartimento mal lavado e;

• O controle operacional admite falhas na medição do volume transportado.

Já os dutos submarinos apresentam as seguintes características:

• Refinaria recebe o óleo continuadamente;

• Melhor controle operacional. Mais fácil planejar e controlar;

• Pode estar junto de grandes centros de consumo;

• É impactado pela geografia do terreno submarino;

• Rota de passagem depende dos acidentes geográficos e linha depende de

capacidade da vazão;

• O custo da rede de dutos é função do diâmetro da tubulação, lâmina de água e

perfil de acidentes do terreno.

Além desses pontos e do custo da operação, outro aspecto interessante a

ser medido é a velocidade do fluxo de escoamento, cujo parâmetro é a vazão

(m³/h). Ou seja, na comparação entre modais de transporte é fundamental

relacionar o custo da operação com a eficiência. Na análise dessa questão, para o

transporte por navios, deve-se firmar o Terminal de S. Sebastião como ponto

103

principal de destino do óleo coletado, e utilização dos navios Suezmax, com

capacidades de carga de 160.000 m³. Considerando o tempo do ciclo completo da

operação de escoamento por navios, de aproximadamente 122 horas, vide Tabelas

22 e 23, a vazão por navio aliviador é igual a 1312 m³/h. No caso do escoamento

por dutos a vazão é de 1600 m³/h, 22 % superior, o que pode significar que, para

atingir os níveis de vazão do sistema de dutos há que se ter 1,22 (1600 / 1312 =

1,22) navios Suezmax. Pode-se considerar esse número como um fator para se

atingir a vazão do sistema de dutos submarinos, lembrando que o impacto no

aumento do porte da embarcação é diretamente proporcional ao custo

operacional, maior componente no custo do escoamento por navio, cerca de 50%.

Há, no entanto, outros fatores que devem ser incluídos nessa análise. O

escoamento por dutos leva o óleo à cerca de 120 km, enquanto os navios levam a

carga a 611 km, no caso de S. Sebastião. Outro dado para a discussão refere-se à

questionável necessidade de se alcançar determinados patamares de vazão, na

medida em que o sistema, como um todo, pode não estar preparado para receber

esses níveis de vazão por limitações, tais como: capacidade de armazenagem e

refino.

A Petrobras é uma empresa de operação integrada. A operação se inicia

pela exploração e produção do óleo, passa pelo processamento e refino, e alcança

a distribuição. Num país de grande consumo, um sistema de suprimento com rede

de oleodutos oferece mais vantagens, contribui para fortalecer a posição no

mercado, adiciona vantagem competitiva. Na medida em que as fontes de

produção se afastam do litoral, os custos de instalação de dutos submarinos se

tornam maiores devido à distância e ao terreno mais acidentado, incluindo fortes

aclives a serem vencidos ao sair de águas mais profundas para lâminas menores.

Os custos operacionais também crescem por força de maiores despesas de

consumo de energia para bombeamento do óleo e maiores recursos nos serviços

de inspeção e manutenção. Mas a não construção de outros dutos submarinos,

fazendo a interligação com a malha terrestre, certamente provocará um

estrangulamento dos terminais marítimos em função da quantidade de

movimentação de navios.

104

5.2 – Oportunidades e Próximos Passos

Após a abordagem dos aspectos estratégicos, ao se chegar ao final há

necessidade de um balanço do que foi apresentado. Essa é a ordem natural dos

acontecimentos, como se fosse uma grande revisão de tudo o que foi escrito e,

sobretudo, daquilo que não foi devidamente registrado, ora porque faltou

habilidade, ora porque foi escolhido um outro caminho. Sempre que se termina

algo fica a sensação que da próxima vez será feito de uma forma diferente. De

todo modo, esse estudo abre uma nova perspectiva dentro da área de petróleo ao

se abordar o assunto custo. Esse é um tema não muito explorado na área do

petróleo, pelo menos como discutido por outros setores econômicos.

Uma das expectativas da utilidade da metodologia do custeio baseado na

atividade está em torno de divulgar, estabelecer e firmar conceitos de cálculos de

custos operacionais com base nas atividades desenvolvidas, principalmente

considerando-se que, após os esforços de ampliação da produção que têm sido

feitos pela Petrobrás, certamente os próximos desafios estarão centrados no

escoamento dessa produção até os pontos de refino e produção dos derivados. As

metodologias de apuração de custos que englobem todas as atividades de

escoamento possibilitam uma melhor elaboração de estudos posteriores e facilitam

decisões de projetos relacionados com o tema. Uma outra expectativa está

vinculada ao fato de que o custo calculado com base na atividade mostra

efetivamente quanto custa cada operação, sendo assim um instrumento notável

para dar visibilidade aos custos, facilitar e ordenar as discussões e análise de

custo, sustentar eventuais ações de redução de custos e outras medidas, dentro de

um regime de prioridades em função da dimensão da questão.

A aplicação da metodologia pode ocorrer tanto como suporte na análise de

investimentos pertinentes aos setores, como no acompanhamento dos resultados e

estabelecimento de indicadores de desempenho operacionais. Esse trabalho

também pode servir de base para outros estudos, numa área que não há muito

material publicado, bem como servir de referência para desenvolvimento de

Modelos de Custos Operacionais.

Quando o estudo foi iniciado tinha-se uma boa idéia do significado de

algumas parcelas de custo, mas outras estavam subestimadas, como por exemplo,

os altos valores representados pelo estoque de óleo no sistema de escoamento por

105

navio aliviador. E aqui cabem algumas perguntas: há como alterar o perfil desse

estoque de óleo? Há razões para isso, pois de alguma forma sempre teremos um

volume de óleo em processo? Mas, qual é o custo disso, e melhor, isso está sendo

custeado? Cabe também uma análise mais detalhada na participação dos custos

dos recursos da plataforma, muito mais em função de serem esses custos

efetivamente altos. Focar mais nos custos de transportes até as plataformas, talvez

revendo a logística de abastecimento das plataformas. Na comparação entre

navios de portes diferentes observa-se que são críticos os tempos de carga e

descarga, maiores no caso dos navios Suezmax, mas que são compensadas pelo

volume transportado e trajeto percorrido, na simulação que prevê entrega em S.

Sebastião. Em trajetos mais curtos, como, por exemplo, saídas da B. de Campos

para entregas no terminal de Angra dos Reis, os navios Suezmax perdem essa

vantagem competitiva. Notações desse tipo provocam análises mais acuradas que

podem ser realizadas em cima da estrutura dos custos criadas.

Nos custos da malha de dutos destaca-se o custo da energia para

movimentação do óleo. Essa é uma questão que deve ser mais bem processada,

mesmo porque a vazão de 1.600 m³ / hora é um fator de restrição a otimização dos

custos de escoamento por dutos, e aí se tem uma situação de trade-off com

consumo de energia. Os custos de inspeção e manutenção precisam ser mais

detalhados, pois não foi possível chegar aos números desses setores. Ainda

relativo à malha de dutos, em função do peso da componente depreciação, ficou

clara a necessidade de diferenciação que deve ser dada entre uma rede de coleta e

uma rede de distribuição, pois o tempo de vida útil da rede de coleta sofre

interferência da limitação do tempo de concessão de exploração do campo,

usualmente 25 anos. Já a rede de distribuição, a partir de determinado trecho,

atende a várias plataformas, onde unidades desativadas são naturalmente

substituídas por outras que entram em operação, o que possibilita ampliação do

tempo de vida útil.

Outro comentário adicional refere-se ao fato de que o trecho em questão

tem uma função muito mais de coleta do que transporte. Um duto de transporte

teria menos pontos de passagem e mecanismos de controle, e não seria uma

malha, mas linhas de transporte. A malha de dutos não atende exclusivamente ao

escoamento até Cabiúnas, suporta também atividades de escoamento por navios

106

aliviadores, levando o óleo até outros pontos de coleta, tais como, FSOs e

monobóias.

Certamente o caminho está aberto para que se façam estudos mais

apurados em cima de desse tema, detalhando um pouco mais os componentes de

custo no sentido de buscar uma maior precisão que possa ter um custo benefício

adequado, ou quebrando mais o processo. Em atividades econômicas ligadas ao

petróleo os valores envolvidos são bem significativos, fazendo com que as

propostas tenham alta probabilidade de retorno, e isso com certeza torna as

iniciativas bem estimulantes.

Bibliografia

Araújo, Jairo B. de - Sizing of FPSOs and Shuttle Tankers to Develop a Deep Water Oil Field Offshore Brazil - Petrobras - Rio de Janeiro, Brazil - OMAE 98 – 1998.

Ballou, Ronald H.– Gerenciamento da Cadeia de Suprimentos, Editora Bookman, Porto Alegre, RG- 2001.

Bowersox, Donald J. e Closs, David J.– Logística Empresarial – O Processo de Integração da Cadeia de Suprimento, Editora Atlas, S. Paulo, SP. – 1996.

Bruns Jr, W.J. - "Activity Accounting - Another Way to Measure Cost", Harvard Business School Publication nº 9-193-044 - 1993.

Camargo, R.M.T. e Minami, K. – A Perspective View of Flow Assurance in Deepwater Fields in Brazil, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 16687 - 2004.

Christopher, M.– Logística e Gerenciamento da Cadeia de Suprimento, Editora Pioneira Thomson Learning Ltda, S. Paulo, SP. -1992

Cogan, S. - Activity-Based Costing (ABC), Editora Pioneira, São Paulo, SP. - 1995.

Cokins, G. - Activity Based Cost Management: Making it Work, McGraw-Hill, Boston, MA. - 1996.

Cooper, R.- You Need a New Cost System When.., Harvard Business Review, Jan.-Fev., pp. 29-34 - 1989.

Cooper, R. e Kaplan, R.S. - Measure Costs Right: Make the Right Decisions, Harvard Business Review, Set-Out, pp. 41-48 -1988.

Corbetta, G. e Cruden, R.– A New Approach to Capex and Opex Reduction: An Integrated System for Remote Tie-Ins and Pipeline Repair, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 12024 - 2000.

Costa, Ana Paula Santos; Rolo, Luiz Felipe Affonso; Goulart, Maiza Pimenta; da Silva, Sylvio Henrique Sá Correa (2003) – Offshore Loading Trends In Brazil - Petrobras, Brazil - World Maritime Technology Conference – WMTC – 2003.

Damme, D.A. van "Activity Based Costing and Decision Support", The lnternational Journal of Logistics Management, vol. 10, 1, pp.71-82 - 1999.

Denniel, S., Perrin J. e Felix-Henry A.– Review of Flow Assurance Solutions for Deepwater Fields, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 16686 – 2004.

108

Develin, N. ABCM: Gerenciamento de Custo Baseado em Atividades, IMAM, São Paulo, SP. - 1995.

Dubois, A. e Gadde, L.E. lnformation Technology and Distribution Strategy, in B. Tilanus (ed.), lnformation Systems in Logistics and Transportation, pp. 33-55, Pergamon Press, Oxford, U.K. -1997.

Fleury, P. Fernando, Wanke, P. e Figueiredo, K. Fossati,– Logística Empresarial – Perspectiva Brasileira, Editora Atlas, S. Paulo, SP. – 2000.

Gilchrist, J.M. e Ragab, H.G.) – Cost-Saving Solution for Offshore Piles in the Egyptian Mediterranean, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 13060 – 2001.

Harris, C.T. e Khurana, S. – Commercial and Contracting Strategies for Offshore Projects, OTC - Offshore Tehnology Conference Publication n° 16680 – 2004.

Higginson, J.K. - Modeling Shipper Costs in Physical Distribution Analysis, Transportation Research A,vol 27 A, pp. 113-124 - 1993.

Horngren, Charles T.– Introdução a Contabilidade Gerencial, Editora Prentice Hall do Brasil Ltda, Rio de Janeiro, RJ. – 1985.

Johnson, J.C. e Wood, D.F.– Contemporary Logistics, Prentice-Hall, Upper Saddle River, NJ. – 1996.

Kaplan, R.S. - Classic Pen Company: Developing an ABC Model", Harvard Business School Publication nº 9-198-117 – 1998.

Kaplan, R.S. - Pillsbury: Customer Driven Reegineering, Harvard Business School Publication nº 9-195-144 - 1995.

Kaplan, R.S. - Using ABC to Manage Customer Mix and Relationships, Harvard Business School Publication nº 9-197-094 – 1997.

Kaplan, R.S. - Using Activity-Based Costing with Budgeted Expenses and PracticaI Capacity, Harvard Business School Publication nº 9-197-083 – 1999.

Kaplan, R.S. - Indianapolis: Activity-Based Costing of City Services, Harvard Business School Publication nº 9-196-115 – 1996.

Kaplan, R.S. - Introduction to Activity Based Costing, Harvard Business School Publication nº 9-197-076 – 1998.

Kaplan, Robert S. - Dos custos à performance. HSM Management, n.13, p.6, Mar./Abr.- 1999. Kaplan, Robert S. e Cooper, R. - Custo e Desempenho, Editora Futura, São Paulo, SP - 1998.

109

Lambert, D.M. e Stock, J.R. - Strategic Logistics Management, Richard D. lrwin, Chicago, IL. - 1993.

Larson, R.C. e Odoni, A.R. Urban Operations Research, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, NJ. - 1981.

Marshall, R. e McDonald, W.– B. Petroleum Mardi Gras Transportation System Overview, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 16637- 2004.

Martins, E. - Contabilidade de Custos, Editora Atlas, São Paulo, SP. - 2000.

Mastrangelo, Carlos Ferraz; Assayag, Salomão - The Operational Experience Of Petrobras in Offloading Operations with FPSOs Units - Petrobras, Brazil - Deep Offshore Technology XI – 1999.

Mungall, J.C.H. e Steube, C.H.– Vessel to Vessel Fluid Transfer Line Alternatives and Costs for the Gulf of Mexico, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 14156. – 2002.

Nakagawa, M. - ABC: Custeio Baseado em Atividades, Editora Atlas, São Paulo, SP. - 1994

Novaes, A. Galvão – Logística e Gerenciamento da Cadeia de Produção, Editora Campus, Rio de Janeiro, RJ – 2001.

Rowe, Stephen J. e Grittner, S. – Simulating Operating & Production Efficiencies for Deepwater Fields Developments, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 12209. – 2000.

Shank, J.K. e Govindarajan, V. A Revolução dos Custos, Editora Campus, Rio de Janeiro – RJ - 1997.

Thomas, José Eduardo – Fundamentos de Engenharia de Petróleo, Editora Interciência, Rio de Janeiro – RJ - 2001.

Tuohy, J. e Wang, D. – Offloading Systems for Deepwater Developments: Unbonded Flexible Pipe Technology is a Viable Solution, OTC - Offshore Technology Conference Publication n° 13205. – 2001.

Site na Internet : www.clickmacae.com.br

Site na Internet : www.petrobras.com.br

110

APÊNDICE A

111

112

113

APÊNDICE B

114

APÊNDICE C

Cálculo da relação entre as alturas dos triângulos

A questão é determinar qual a relação entre H e h de modo que S1, triângulo de lado b e altura h seja a metade de ST, área total do triângulo retângulo de lados B (base) e H (altura). As áreas desses triângulos são definidas pelas equações abaixo:

2HBST

×= e

21hbS ×

=

Como a premissa é que S1 seja a metade de ST, então temos a equação I: 2

HBhb ×=×

Da semelhança de triângulos obtemos a equação II: HBhb

Hh

Bb

=∴=

Fazendo a substituição de b na equação I temos: 22

2 HhBHH

Bh=∴=

Ou Hh 7071,0= , ou ainda: HhH 30,0=− HhH %30=− Isso significa que a linha que divide o triângulo de base B e altura H em duas áreas iguais, formando um triângulo menor de lado b e altura h, e um trapézio de bases B e b, passa a 30% da altura total H. Por semelhança de triângulos Bb 7071,0=

b

b h

B

HS1

115

APÊNDICE D

Equações de Cálculo dos Custos - Navio Aliviador Custo do navio parado

KCapacNavioTempParCustoCombrConsCombPaTaxAfretCNavParBC

×××+= ))((

Custo do navio aproximando da Plataforma

KCapacNavioTempAproxCustoCombroxConsCombApTaxAfretCNavAprox

×××+= ))((

Custo Direto da Operação Transferência fTOperTranstrCHrOperConNOperContrrCHrOperPetNOperPetransfCDirOperTr ××+×= )(

Custo Hora Operador Petrobras → CHrOperPetr

Custo Hora Operador Contratado → CHrOperContr

Número de Operadores Petrobras → NOperPetr

Número de Operadores Contratados → NOperContr

Custo de Consumo de Energia

Custo Indireto de Supervisão

)()(RlçFuncSupNOperPetrfTOperTransCHrSupPetrCIndSup ××=

Custo dos Principais Recursos Infra-estrutura e Serviços de Apoio

CServAporCRcInfrestCTranPesApoCPRInfServ ++=

)( arCHrContTrMerCHrContTrACTranPes +×∂=

strCHrRcInfrerCRcInfrest ×∂=

CHrServApoCServApo ×∂=

TOperTranfNOperContrNOperPetrzaçãoFatorUtili ×+=∂→ )(

KCapacNavioPotSistExperCKwHrSistGtCConsEnerg×××

=5

116

Custos dos Materiais e Serviços Aplicados ao Sistema de Escoamento

cCManSistEsCTransCrgCMatConsvSistEscCTotMatSer ++=

VazãotEscDespManSiscCManSistEs =

Custo do Navio durante Carregamento Custo de Trajeto Carregado

KCapacNavioTempTrajCustoCombvCarConsCombNaTaxAfretCTrajCar

×××+= ))((

Custo Navio Carregado Aguardando Atracação

KCapacNavioTempEspCustoCombvParCarConsCombNaTaxAfretCNCarAgAtr

×××+= ))((

Custo do Navio durante Atracação no Terminal

KCapacNavioTempOperTaxAfretCNAtrTerm

××=

Custo de Praticagem

ltaxacambiataxaGRTatPrC )2( ××

=

Custo do Rebocador

bocadoresReQtebocadorReTaxadobReC ××= 2 Taxa de Acesso ao Porto

ltaxacambiaTRLTAP ×

=0576,0

Taxa de Utilização Portuária

ltaxacambiaLPPTUP α××

=45,3

Outras Taxas Portuárias

)(ltaxacambia

TxLPFunapolTUFOTxPort ++=

VazãosumoDespMatConCMatCons =

VazãotEscDespManSiscCManSistEs =

KCapacNavioCargaTempCustoCombCargaConsCombTaxAfretCargaCNav

×××+= ))((

117

Custo Total de Atracação, Desatracação e Utilização dos Terminais Custo de Descarga do Navio

KCapacNavioTempDescCustoCombargscConsCombDeTaxAfretCDescN

×××+= ))((

Custo de Regresso Descarregado

KCapacNavioRetTempTrajCustoCombvLastrConsCombNaTaxAfretDescegrCR×

××+= ))((

Custo de Estoque do Óleo Transportado

Custo do volume de óleo Parado em Lastro

( )PlatafProd

iMercadoPrVolLastroCOParLastr ××=

Custo Estoque Médio

KCapacNavioiTQPrMercado

CEstMédio××

×××=

270,056,0

Capacidade do tanque da plataforma → Q Intervalo entre as operações de offloading →T

Custo Indireto de E&P SERV Custo de Programação de Navios da E&P.BC Custo da Gerência de Logística

KCapacNavioOTxPortTUPTAPCRebCPrattrUtTermCTotAtrDes

×++++

=

( )( )[ ]1−+×= TempTraji1doPreçoMercaspCEstOlTran

VazãoBCPCHorEP.BC&ProgNavEC η×

=.&

VazãogCHoraGerLovNavBCAdmContrMoC γ×

=

( )( )KCapacNav

tfTOperTransPServCHorEPServCIndE×

−×= 5&&

118

Malha de Dutos Custo da Inspeção Interna Custo de Inspeção externa e manutenção Custo Direto da Operação do Duto Custo Indireto de Supervisão Custo de Consumo de Energia Custo da Operação de Escoamento Valor da Depreciação Anual Custo de Depreciação da Malha de Dutos

VazãooDepreciaçãdeTaxautosCDeprMalhD =

Custo do volume de óleo Parado na Malha de Dutos

VazãoCHrEngUNBCrvCHrContrSeCInspIntr )( ω×+

=

( ) ( ) ( ) ( )Vazão

oCHrMergRascEspCHrServBarGrRepHrCrCHrAnIntegnutCInspExtMa 4321 ωωωω ×+×+×+×=

VazãorCHrOperPetNOperPetrtoCDirOpTrDu )( ×

=

Vazão

CHrSupPetrRlçFuncSupNOperPetr

CIndSup)()( ×

=

VazãoPotBomberCKwHrSistGCConsEnerg ×

=

xtoCDirOpTrDuCIndSupCConsEnergVazão

BCPCHorECOpEscDuto ×+++×

= )(.& η

( )( )

−++×

×=11

1n

n

iiiVPAnualoDepreciaçãValor

( )Vazão

iMercadoPrVolEmpactosCOParMalDu ××=