relatório 3 – químicos para e&p

Relatório 3 – Químicos para E&P

Autoria e Edição de Bain & Company 1ª Edição Fevereiro 2014

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parcial dos artigos desta publicação, desde que citada a fonte.

Este trabalho foi realizado com recursos do Fundo de Estruturação de Projetos do BNDES (FEP), no âmbito da Chamada Pública BNDES/FEP No. 03/2011. Disponível com mais detalhes em <http://www.bndes.gov.br>.

Potencial de diversificação da indústria química Brasileira - Relatório 3

Índice

Químicos para E&P .............................................................................................................................. 4

1. Escopo ............................................................................................................................................ 4

2. Condições de demanda ............................................................................................................... 4

2.1. A indústria de Petróleo e Gás ............................................................................................. 4

2.2. A indústria dos químicos para E&P .................................................................................. 5

2.2.1. Cadeias de produção e distribuição .............................................................................. 5

2.2.2. Mercado mundial de químicos para E&P ..................................................................... 6

2.2.3. Mercado brasileiro de químicos para E&P ................................................................... 7

2.2.4. Consumidores ................................................................................................................. 13

3. Fatores de produção .................................................................................................................. 15

3.1. Ambiente regulatório ........................................................................................................ 15

3.1.1. Regulação ambiental ...................................................................................................... 15

3.1.2. Conteúdo local ................................................................................................................ 16

3.2. Acesso à tecnologia ............................................................................................................ 16

3.3. Matéria-prima ..................................................................................................................... 19

3.4. Infraestrutura ...................................................................................................................... 20

3.5. Recursos humanos ............................................................................................................. 20

3.6. Financiamento .................................................................................................................... 20

4. Dinâmica da indústria ............................................................................................................... 20

5. Indústrias relacionadas ............................................................................................................. 22

6. Diagnóstico ................................................................................................................................. 22

7. Linha de ação .............................................................................................................................. 24

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 25

4


Químicos para E&P

1. Escopo

O segmento “Químicos para E&P” é composto por produtos utilizados nas diferentes etapas da exploração, do desenvolvimento e da produção de petróleo e gás.

Especialistas consultados durante a Fase 2 do Estudo indicaram que este segmento é estratégico para o Brasil. Sua demanda doméstica deve crescer, acompanhando a expansão do setor nacional de petróleo e gás. Além disso, dificuldades técnicas envolvidas na exploração dos reservatórios do pré-sal e novas regras ambientais devem aumentar a sofisticação dos produtos utilizados no País. Por estes motivos, o segmento foi selecionado para ser detalhado durante a Fase 3 do Estudo.

2. Condições de demanda

2.1. A indústria de Petróleo e Gás

A produção de petróleo e gás está ligada à demanda global por energia. Conforme indicado a seguir, na Figura 1, é esperado que a produção global cresça 2,1% ao ano nos próximos 10 anos, maior que o crescimento de 1,6% ao ano nos 10 anos anteriores. América do Sul e Ásia são as regiões com maior perspectiva de crescimento percentual da produção.

Figura 1: Produção mundial de petróleo e gás

Produção mundial de petróleo e gás(Mbepd)

Fonte: Freedonia; Análise Bain / Gas Energy

Projeção

América do Sul e Central

Ásia/PacíficoAmérica do norte

EuropaÁfrica e Oriente Médio

1,6% 2,1%

5


O Brasil é um País relevante no setor de petróleo e gás. Em 2012 possuía a 15ª maior reserva mundial de petróleo, segundo a Energy Information Administration (EIA). O Brasil também é um produtor importante. Segundo a consultoria Freedonia, a participação do País na produção mundial foi de aproximadamente 2% em 2011. A produção brasileira cresceu em média 5% ao ano entre 2001 e 2011. Até 2021 a produção deverá crescer a 9% ao ano, puxada pelo desenvolvimento de novos reservatórios, conforme mostra a Figura 2.

Figura 2: Produção brasileira de petróleo e gás

2.2. A indústria dos químicos para E&P

2.2.1. Cadeias de produção e distribuição

A fase de exploração e produção de petróleo e gás é composta por diversas etapas. A Figura 3, a seguir, descreve as etapas que ocorrem nesta fase após a identificação dos reservatórios a serem explorados. Cada etapa demanda químicos específicos.

Produção brasileira de petróleo e gás(Mbepd)

Fonte: ANP; Petrobras; Análise Bain / Gas Energy

Projeção

6


Figura 3: Segmentação de químicos para E&P

Além da etapa de exploração de um campo, a utilização de químicos difere de acordo com a natureza da exploração. No caso da exploração offshore, onde os investimentos fixos são significativamente superiores aos da exploração onshore, a utilização de produtos químicos para as fases de estimulação tende a ser mais intensa, tendo em vista a necessidade de recuperação de investimentos mais elevados.

2.2.2. Mercado mundial de químicos para E&P

A demanda global por “Químicos para E&P” tem crescido, como mostra a Figura 4. As vendas em 2011 foram de 18,2 bilhões de dólares, e a expectativa é que o mercado cresça em média 8% ao ano até 2021, atingindo um faturamento de aproximadamente 40,9 bilhões de dólares.

A principal alavanca de crescimento do segmento será a atividade de perfuração, principalmente offshore e onshore em reservas não convencionais. Além desta, a estimulação da produção em reservatórios maduros com produção declinante também deve crescer, principalmente na América do Norte e na Europa.

Estimulação

Produção

Completação

Cimentação

PerfuraçãoRemover cascalhos, manter estabilidade do poço, resfriar broca, lubrificar e suportar coluna de perfuração

• Fluidos base água – Água e Aditivos

• Fluidos sintéticos – Parafinas, Olefinas, Ésteres e aditivos

Isolar hidraulicamente o poço, sustentarestruturalmente a coluna de revestimento

• Cimento

• Aceleradores e retardantes de pega

• Estendedores

Manter pressão no fundo do poço, evitar corrosão no revestimento e na coluna de produção, evitar a diminuição da permeabilidade da rocha ao óleo

• Sais inorgânicos

• Inibidores de corrosão

• Biocidas

Separar a emulsão retirada da reserva entre água, óleo e gás; evitar a formação de bolhas e evitar corrosão

• Desemulsificante

• Sequestrante de H2S

• Biocidas

Aumentar o fator de recuperação do poço

• Polímeros

• Surfactantes

• Álcalis

ETAPA FUNÇÃO PRINCIPAIS PRODUTOS

Nota: Variação da ordem das etapas podem ocorrer de acordo com as condições dos poçosFonte: Freedonia, Estudo de químicos para E&P – Professora Regina Sandra – UFRJ, Análise Bain / Gas Energy

7


Figura 4: Demanda global de químicos para E&P

2.2.3. Mercado brasileiro de químicos para E&P

No Brasil, as vendas no segmento de químicos para E&P foram de aproximadamente 600 milhões de dólares em 2011, como mostra a seguir a Figura 5. No mesmo ano, os fluidos de perfuração representaram cerca de 70% das vendas, o equivalente a aproximadamente 400 milhões de dólares. O segmento deve crescer 18% ao ano até 2021, atingindo um faturamento de 2,8 bilhões de dólares. Esse crescimento se deve principalmente à intensificação da atividade de perfuração de poços de petróleo offshore, em especial na área do pré-sal.

A perfuração destes poços também demanda o uso de químicos que melhorem o desempenho da perfuração em condições de altas temperaturas e pressões. Por exemplo, a Petrobras está testando a adição ao fluido de perfuração de quelantes, substâncias utilizadas para remover incrustações em poços de petróleo, como forma de aumentar a velocidade de perfuração nas rochas carbonáticas do pré-sal 1.

Além disso, mudanças esperadas nas regras ambientais podem gerar demanda por novos produtos. Essas mudanças podem, por exemplo, favorecer o uso de produtos com maior biodegradabilidade e menor toxicidade, em geral mais caros do que os fluidos de perfuração de base parafínica usados atualmente.

1 Relatório de Tecnologia Petrobras 2012, página 33.

Demanda global de químicos para E&P(US$M)


Projeção

Cimentação

Completação

Estimulação

Produção

Perfuração

11% 8%

8


Figura 5: Demanda brasileira de químicos para E&P

Os químicos utilizados em fluidos de perfuração também são predominantes nas importações brasileiras de “Químicos para E&P”, como mostra a Figura 6.

Figura 6: Balança comercial de químicos para E&P

Demanda de químicos para E&P no Brasil(US$B)


Projeção

Estimulação

Cimentação

Completação

Produção

Perfuração

18% 18%

Importações e exportações brasileiras de químicos para E&P (US$M)

Nota: As importações foram consideradas positivas e as exportações negativasFonte: Freedonia; Análise Bain / Gas Energy

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É importante notar que as importações e exportações representadas na Figura 6 não representam a totalidade dos químicos utilizados em E&P. Isso acontece porque muitos dos produtos utilizados neste setor possuem outras aplicações, e foram classificados em outros segmentos considerados por este Estudo. Por exemplo, a hidroxietilcelulose e a carboximetilcelulose, usadas como redutores de filtrado em fluidos de perfuração, foram classificadas no segmento “Derivados da Celulose”, e a soda cáustica, utilizada como regulador de pH na completação, foi classificada no segmento “Cloro e Álcalis”.

Por este motivo, não é possível afirmar que a diferença entre a importação líquida de aproximadamente 103 milhões de dólares em 2011, mostrados na Figura 6, e a demanda doméstica de 600 milhões de dólares, mostrada na Figura 5, seja integralmente suprida por produtores locais.

Além dos fluidos de perfuração, especialistas do setor indicaram a relevância da demanda doméstica por inibidores de incrustação e corrosão, utilizados na etapa de completação, e pelos desemulsificantes, utilizados na etapa de produção. Cada uma dessas classes de produtos tiveram vendas domésticas próximas de 50 milhões de dólares em 2013.

Com isso, as classes de produtos selecionadas para detalhamento, a seguir, foram:

• Fluidos de perfuração, na etapa de perfuração. • Inibidores de incrustação e corrosão, na etapa de completação. • Desemulsificantes, na etapa de produção.

2.2.3.1. Fluidos de perfuração

Segundo especialistas, as principais funções dos fluidos de perfuração são:

• Equilibrar a pressão do reservatório, controlando o fluxo de petróleo e gás; • Promover a limpeza do poço, transportando o cascalho produzido até a superfície; • Resfriar e lubrificar a broca e a coluna de perfuração, reduzindo seus desgastes; • Exercer pressão hidrostática adequada sobre as paredes do poço, evitando o influxo

de substâncias indesejáveis e ajudando a manter a sua integridade física; • Transmitir força hidráulica para equipamento de medição ou para a rotação da broca.

Os fluidos de perfuração podem ser líquidos ou gasosos. Os fluidos de perfuração líquidos, de maior interesse para este Estudo, são comumente classificados de acordo com a sua base.

A base é o componente principal do fluido de perfuração e representa de 60% a 90% de seu volume físico. O mercado brasileiro de bases foi de 200 a 300 milhões de dólares2 em 2011, ou aproximadamente 50 a 60% do mercado total de fluidos de perfuração.

Os principais tipos de fluidos de perfuração líquidos são:

• Fluidos à base de água. • Fluidos à base de óleo.

2 Estimativas baseadas em entrevistas com participantes da indústria.

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• Fluidos de base sintética.

Fluidos à base de água: utilizados principalmente nas fases iniciais da perfuração dos poços. São usados em formações submetidas a pressões baixas ou moderadas e em formações com baixa permeabilidade ou sensibilidade à água.

Os químicos mais utilizados em fluidos à base de água são mostrados a seguir na Tabela 1.

Tabela 1: Formulação padrão de fluido à base de água

Fluidos à base de óleo: utilizados em perfurações nas quais a estabilidade e a inibição do inchamento de rocha são necessárias. Este tipo de fluido também é apropriado para seções profundas de poços, onde a pressão e temperatura são altas ou para fases de ganho de ângulo, quando existe um aumento do atrito entre a coluna de perfuração e as paredes do poço. Os fluidos à base de óleo são mais caros que os à base de água e podem resultar em maiores impactos ambientais devido à baixa degradabilidade.

Sua base pode conter misturas como o diesel ou as parafinas. As parafinas são hidrocarbonetos saturados de C12 a C18 com baixo conteúdo de compostos aromáticos.

Os químicos mais utilizados em fluidos à base de óleo são mostrados a seguir na Tabela 2.

KCl Inibição de argilas 10-70

Bentonita Viscosificante Redutor de Filtrado 2 – 10

Poliacrilamida parcial. hidrolisada (PHPA) Poli(cloreto de dialildimetil amônio) / (PDADMAC) Inibição argila encapsulamento 0,5 - 2

Goma de Xantana Viscosificante/Modificador reológico 0,5 - 1,5

KOH pH 0,5 - 1,5

Carbonato de sódio Controle de Ca++ 0,5

Barita (BaSo4) Densidade -

Éster Graxo de Glicol Etoxilado Lubrificante -

Glutaraldeido Bactericida -

MATERIAL/PRODUTO QUÍMICO FUNÇÃOCONCENTRAÇÃO LIBRAS/BARRIL

Fonte: Estudo de químicos para E&P – Professora Regina Sandra – UFRJ

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Tabela 2: Formulação padrão de fluido à base de óleo

Fluidos de base sintética: possuem propriedades semelhantes às dos fluidos à base de óleo. Porém, sua menor emissão de compostos tóxicos os torna importantes para aplicações em locais de trabalho fechados, como sondas offshore. Estes fluidos também têm maior biodegradabilidade e menor toxicidade para o ambiente marinho. Em contrapartida, fluidos de base sintética são mais caros e podem demandar maior volume de aditivos químicos para aumentar a sua estabilidade.

Sua base é composta por óleos produzidos através de reações químicas. Os óleos mais utilizados são as alfa-olefinas-lineares (LAO), poli-alfa-olefinas (PAO), olefinas internas (IO) e os ésteres graxos.

As olefinas possuem ligações duplas entre os seus carbonos, que as tornam mais reativas do que as parafinas e resultam em características superiores de biodegradabilidade. Dentre as olefinas, a IO tem a maior biodegradabilidade 3.

Os químicos mais utilizados em fluidos de base sintética são mostrados a seguir na Tabela 3.

3 Entrevista(s) com participante(s) da indústria.

Óleo mineral com baixíssimo teor de aromáticos Fase contínua 65-95% (m3/m3)

Água doce Fase dispersa 5-35% (m3/m3)

Cloreto de cálcio Salinidade e atividade da água 100-250 kg/m3

Poliamida hidrofobizada com óleo ( triglicerídeo de ácidos graxos) Emulsificante primário 10-25 kg/m3

Poliamida Emulsificante secundário/Controle de filtrado 6-20 kg/m3

Copolímero Controle de filtrado 0-20 kg/m3

Hectorita organofilizada Viscosificante 20-30 kg/m3

Dímero de ácido graxo Modificador reológico 0-10 kg/m3

Hidróxido de cálcio Alcalinizante 0-25 kg/m3

Barita (Sulfato de bário) Adensante -

MATERIAL/PRODUTO QUÍMICO FUNÇÃO CONCENTRAÇÃO


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Tabela 3: Formulação padrão para fluidos de base sintética

2.2.3.2. Desemulsificantes

Desemulsificantes são produtos que permitem separar os componentes de uma emulsão entre óleo e água, viabilizando o descarte da água separada.

Segundo especialistas, os desemulsificantes são os principais químicos utilizados na fase de produção do petróleo, chegando a representar 40% do custo de químicos utilizados nesta etapa. Especialistas desse setor estimam que o mercado doméstico representou aproximadamente 50 milhões de dólares em 2013.

Os compostos desemulsificantes mais comuns são: os ésteres e éteres de poliglicol, as resinas oxialquiladas com alto ou baixo conteúdo de óxido, os sulfonados, os óleos polimerizados e ésteres polimerizados, os produtos de condensação de alcanolamina, os fenóis oxialquilados, as poliaminasoxialquiladas, os poliglicóis polimerizados, os poliglicóisoxialquilados e outros produtos oxialquilados.

Os compostos desemulsificantes são em geral formulados pelos produtores de químicos para E&P.

2.2.3.3. Inibidores de incrustação e corrosão

Os inibidores de incrustação e corrosão são adicionados aos fluidos de perfuração, principalmente aos fluidos à base água, com o objetivo de proteger tanques de armazenamento, colunas de perfuração, tubulações e outras estruturas metálicas.

Segundo especialistas, o mercado doméstico desses inibidores foi maior do que 50 milhões de dólares em 2013.

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As famílias químicas dos inibidores de corrosão são muito variadas e, por vezes, protegidas por patentes. Existe pressão regulatória para utilização de produtos mais amigáveis ao meio ambiente, em particular em ambientes offshore. Por exemplo, os órgãos de regulação ambiental do Reino Unido, Noruega, Dinamarca e Holanda impuseram critérios de biodegradabilidade, toxicidade marinha e bioacumulação para os produtos utilizados no Mar do Norte. Estas regulações geraram demanda por inibidores de corrosão “verdes”4.

Os químicos mais utilizados em inibidores de corrosão e incrustação são mostrados a seguir, na Tabela 4.

Tabela 4: Exemplos de inibidores de incrustação e corrosão

2.2.4. Consumidores

Segundo especialistas, o segmento doméstico de “Químicos para E&P” (especialidades e commodities) possui três atores principais:

4 Confex, 2009.

Amidas Inibidores de corrosão

Sais de amônio quaternário Inibidores de corrosão

Aminas Inibidores de corrosão

Sais de aminas Inibidores de corrosão

Hidróxido de Sódio Alcalinizante(pH entre 9 e 10)

Hidróxido de cálcio Alcalinizante(pH entre 9 e 10)

Sulfito de Sódio Sequestrante de oxigênio

Bissulfito de amônio Sequestrante de oxigênio

Polisulfonato de vinila Inibidor de Incrustação (HTHP)

Orgânicos fosforados Inibidores de incrustação

Fosfonatos Inibidores de incrustação

Ésteres de ácido fosfórico Inibidores de incrustações

Ácido fosfônico Inibidores de incrustação

Copolímeros de ácido acrílico e sulfonato de vinila

Inibidor de incrustação (HTHP)

Penta-Fosfonatos Inibidor de incrustação

Hematita Sequestrante de H2S

Ôxido de zinco Sequestrante de H2S

Sal de amônio quaternário da imidazolina Inibidor de corrosão p/ H2S

Alcoois graxos Anti-espumantes

PRODUTOS QUÍMICOS FUNÇÃO


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1. Produtores de químicos. Participantes de uma indústria fragmentada, que inclui pequenas empresas locais, como Alfa Rio e Agena, e grandes empresas químicas multinacionais diversificadas, como Clariant, Dow e BASF.

2. Prestadores de serviços. Setor concentrado em grandes players multinacionais, como Schlumberger (incluindo a sua subsidiária M-I SWACO), Halliburton e Baker Hughes. Grandes empresas químicas, como Clariant, têm se expandido na cadeia e, além de fornecer produtos químicos, passado também a prestar serviços de assistência técnica às empresas operadoras de poços.

3. Operadores dos poços. Setor composto principalmente pelas petrolíferas nacionais e internacionais. A Petrobras é a maior operadora do Brasil, com uma participação de 95% na produção nacional de petróleo em 2011. Segundo especialistas, a sua participação no setor deve diminuir para 70% a 80% até 2020, resultado do aumento da produção de outros players nacionais e internacionais. Os operadores são os clientes finais dos produtos químicos deste segmento e dos serviços relacionados.

A Figura 7, a seguir, mostra os fluxos de comercialização dos químicos para E&P entre estes atores.

Figura 7: Cadeia de distribuição de químicos para E&P no Brasil

De modo geral, a comercialização dos químicos para E&P acontece de duas maneiras diferentes:

1. Produtos commodity (ex. parafinas): a compra é efetuada pelo operador diretamente do produtor ou de um distribuidor. O operador disponibiliza os produtos comprados para uso por prestadores de serviço ou por pessoal próprio.

2. Formulações (ex. biocidas ou inibidores de corrosão): a compra das especialidades é efetuada pelo prestador de serviços. O prestador desenvolve formulações que atendam aos parâmetros de desempenho exigidos pelos operadores. A utilização destas formulações geralmente está associada à execução de serviços contratados pelo operador. Assim, a venda de formulações costuma fazer parte de um pacote que inclui recursos humanos (engenheiros e técnicos) e equipamentos (bombas e tanques) necessários à execução do serviço.

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No Brasil, a Petrobras utiliza a BR, sua subsidiária de distribuição de combustíveis, para elaborar licitações e executar a compra de alguns dos “Químicos para E&P” commodities. A BR Distribuidora também fornece à Petrobras outros derivados do refino utilizados nas atividades de E&P (ex. querosene, diesel, solventes). Essa categoria de produtos não faz parte do escopo do Estudo.

As licitações de compra dos produtos e serviços a serem utilizados pela Petrobras são compostas por duas fases:

1. Qualificação dos fornecedores: somente os fornecedores que comprovarem as competências técnicas necessárias são qualificados para participar das licitações.

2. Seleção dos fornecedores: dentre os fornecedores qualificados, é escolhida a empresa que ofertar o produto ou serviço pelo menor preço. Em geral, a empresa que vence uma licitação para fornecimento de produtos químicos ou serviços de E&P garante o fornecimento por alguns anos.

3. Fatores de produção

3.1. Ambiente regulatório

3.1.1. Regulação ambiental

Existe uma tendência mundial para reduzir os impactos ambientais da exploração de petróleo, em especial nas plataformas offshore. Nas áreas de exploração do Mar do Norte e do Golfo do México5 já existem regulamentações que impõem limites para o descarte marítimo de produtos não biodegradáveis.

No Brasil, há sinais de que esta tendência mundial será acompanhada. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a Petrobras firmaram um acordo definindo padrões mínimos de toxicidade e biodegradabilidade para os fluidos de perfuração. O acordo passará a vigorar a partir de 2015.

A toxicidade é testada através da exposição de microorganismos (algas e crustáceos) ao fluido de perfuração e posterior medição de sua sobrevivência. A biodegradabilidade é testada pela taxa de degradação do fluido de perfuração exposto a condições semelhantes àquelas encontradas em águas marinhas.

A evolução das exigências ambientais deverá reduzir a utilização de fluidos de perfuração à base de óleo (destilação de petróleo). A presença de moléculas ramificadas e compostos aromáticos nas parafinas de origem fóssil, ainda que em quantidades reduzidas, impede que esse produto atinja os níveis de biodegradabilidade e toxicidade exigidos pelas novas

5 Entrevista(s) com participante(s) da indústria; EPA – United States Environmental Protection Agency

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regulamentações do IBAMA.

Em seu lugar, deve crescer a utilização de fluidos de base sintética, que tem maior biodegradabilidade e menor toxicidade, devido à menor presença de contaminantes. As n-parafinas produzidas a partir de rotas oleoquímicas também podem ganhar participação, por possuírem menor toxicidade.

3.1.2. Conteúdo local

As atividades de perfuração e completação estão sujeitas a regras de conteúdo local, regulamentadas pela ANP para cada bloco concedido. Entretanto, os produtos químicos utilizados nestas etapas representam um percentual pouco relevante do custo total, que inclui todos os equipamentos de poço e as brocas de perfuração. Por esta razão, a utilização de fornecedores brasileiros de químicos para E&P não é uma prioridade para as operadoras.

3.2. Acesso à tecnologia

Produção de parafina rota refino

As parafinas são hidrocarbonetos saturados obtidos pela destilação do petróleo. Suas moléculas em geral possuem de 12 a 18 carbonos.

Produção de n-parafinas rota oleoquímica

As n-parafinas são produzidas pelo hidrotratamento de óleos vegetais. Nesta rota, as moléculas de óleo são rompidas e hidrogenadas, obtendo-se como subprodutos propano, metanos, dióxido e monóxido de carbono e água 6. Os compostos resultantes são isentos de aromáticos e possuem níveis de biodegradabilidade que atendem às exigências do IBAMA.

A Figura 8, a seguir, mostra de forma simplificada o processo de produção.

Figura 8: Hidrotratamento de óleos vegetais

A tecnologia de hidrotramento para correntes fósseis é largamente utilizada no setor de refino. Entretanto, o hidrotratamento de óleos vegetais é uma tendência nova no mundo, em parte relacionada às demandas de combustíveis renováveis na Europa.

6 Oportunidades no segmento de Oleoquímica

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Produção de olefinas rota eteno

Os olefinas LAO e IO são tradicionalmente produzidas por duas rotas:

1. Oligomerização do eteno: o monômero eteno é unido em moléculas, em geral de 4 a 20 carbonos, através de uma reação com grau finito de polimerização.

2. Síntese de Fischer-Tropsch seguida por purificação: a síntese de Fischer-Tropsch é o principal processo da tecnologia GTL (Gas to Liquid), capaz de converter carvão, gás natural ou biomassa em óleos e combustíveis sintéticos. As olefinas são removidas por destilação da corrente produzida.

Os compostos PAO são obtidos pela polimerização do LAO e IO.

Oligomerização do eteno: existem oito principais processos comerciais:

• Quatro processos produzem ampla distribuição de massas moleculares: Ineos, Chevron Phillips Chemical Company (CPChem), Shell e SABIC-Linde α-Sablin.

• Quatro processos são capazes de produzir moléculas com um número definido de carbonos: CPChem, Lummus, Axens e Institut Francais du Petrole (IFP).

Os processos proprietários das empresas químicas (Ineos, CPChem e Shell) são os mais estabelecidos. Entretanto, segundo a Nexant, eles em geral não estão disponíveis para licenciamento, mas podem ser acessados através de joint-ventures.

Por outro lado, os processos desenvolvidos por empresas fornecedoras de tecnologia (Lummus, Axens, IFP e Linde) podem ser licenciados. Entretanto, eles são pouco utilizados na indústria, e alguns ainda não foram comercializados em larga escala.

Síntese de Fischer-Tropsch seguida por purificação: a Sasol é a única empresa do mundo a utilizar o processo em escala comercial. A tecnologia não está disponível para licenciamento, mas podem ser acessados através de joint-ventures.

Produção de olefinas rota oleoquímica

As olefinas podem ser produzidas pela desidrogenação das n-parafinas, seguida do hidrotratamento de óleos vegetais, conforme mostrada a seguir na Figura 9.

Figura 9: Produção de olefinas a partir de óleos vegetais

A tecnologia da UOP (processo PACOL), que produz olefinas internas por desidrogenação catalítica (catalisador suportado de metal nobre) das n-parafinas, é um processo tradicional da indústria.

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O preço das olefinas é significativamente superior ao da n-parafina. Em 2012, sua cotação ficou cerca de 110% acima do valor das n-parafinas 7. Devido ao processo adicional de síntese, as olefinas produzidas pela rota oleoquímica tendem também a ser mais caras do que as n-parafinas produzidas pela mesma rota.

Produção de ésteres graxos

Os ésteres graxos são compostos biodegradáveis obtidos pela reação de um ácido graxo com um álcool, chamada de esterificação. Os ácidos graxos são substâncias que possuem somente um grupo carboxila (-COOH) ligados a uma longa cadeia orgânica, que geralmente possuem de 4 a 28 carbonos. A composição dos ésteres graxos depende do óleo vegetal utilizado. Nos seres vivos, a reação de ácidos graxos com o álcool glicerol (ou glicerina) resulta nos ésteres conhecidos como triglicerídeos, chamados também de lipídeos ou gorduras.

Para que o fluido de perfuração tenha melhor desempenho, são utilizados óleos vegetais com maior percentual de ésteres de cadeias curtas (C10 a C14). Esses ésteres são hidrolisados, para a separação da glicerina. Os ácidos graxos resultantes são então reagidos com álcoois C4 ou maiores, que fornecem maior estabilidade química e física para a molécula resultante que o glicerol. A Figura 10, a seguir, mostra um esquema simplificado da produção de ésteres graxos por meio de óleos vegetais.

Figura 10: Produção de ésteres graxos a partir de óleos vegetais

Os principais óleos empregados são os de soja e de palma, que têm menores preços no mercado internacional.

A reação química para a produção dos ésteres utilizados como base para fluidos de perfuração sintéticos é semelhante àquela utilizada na produção de biodiesel. De acordo com especialistas do setor, o País possui excedente de capacidade de produção do éster do óleo de soja. Em 2012, somente 38% da capacidade local foi utilizada. Esse cenário é uma consequência da grande quantidade de investimentos no setor devido ao otimismo com a demanda doméstica de biodiesel.

7Aliceweb e entrevista(s) com participante(s) da indústria.

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Os ésteres, se comparados às olefinas e às n-parafinas, apresentam menor estabilidade química em condições de alta temperatura e pressão, comuns em poços de petróleo de alta profundidade. Devido a essas limitações de desempenho, a utilização de fluidos de perfuração baseados em ésteres é, atualmente, restrita.

No entanto, produtores de aditivos para ésteres estão investindo em P&D8 para encontrar formas de superar essas deficiências. Já existem, por exemplo, inibidores de hidrólise que reduzem o risco de dissociação dos ésteres de 40% a 50%. Pesquisas divulgadas pela Association of Drilling Engineers (2013) apontam o grande potencial de tais inibidores.

Atualmente, esses inibidores estão sendo testados pela Petrobras para qualificação no uso em fluidos de perfuração. Caso aditivos como esse tenham desempenho comprovado, seria viável o uso de ésteres como base para fluidos de perfuração sintéticos em poços de grande profundidade.

3.3. Matéria-prima

O Brasil possui excedente de óleo de soja. Este produto pode ser utilizado na produção de ésteres e de olefinas LAO, PAO e IO, bases de fluidos de perfuração sintéticos.

Em 2011 o País produziu 1,9 milhões de toneladas de óleo de soja, o equivalente a 26% da produção global desta matéria-prima, e exportou 23% de sua produção. Este excedente faz com que o produto seja negociado em preços semelhantes ou pouco menores (até 5%) do que aqueles praticados no mercado internacional.

Entretanto, o uso alimentício dos óleos vegetais torna essas matérias-primas mais caras que suas equivalentes fósseis. Com isso, o custo de produção dos ésteres graxos é uma barreira para a sua adoção em substituição aos equivalentes fósseis.

Ao mesmo tempo, o País não possui excedente de eteno, matéria-prima tradicional para a produção das alfa-olefinas. De acordo com especialistas do setor, não se prevê a disponibilidade de excedente de eteno no Brasil nos próximos 5 a 10 anos.

O mesmo cenário se repete para a disponibilidade doméstica de n-parafinas. O País produz n-parafina, porém toda a oferta doméstica é direcionada para a produção do (alquilbenzeno linear) LAB, utilizado em tensoativos. Atualmente o Brasil importa cerca de 100 kta do produto para suprir o déficit do mercado interno, e a importação deve continuar a existir nos próximos 5 a 10 anos.

As especialidades do segmento de químicos para E&P são resultado de processos de síntese originados a partir de commodities orgânicas e minerais. Devido ao número de compostos e formulações envolvidas neste segmento, o estudo não irá aprofundar este tópico.

8 Entrevista(s) com participante(s) da indústria

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3.4. Infraestrutura

O Estudo identificou a escassez de contentores offshore no Brasil. Existem apenas quatro empresas9 que produzem o equipamento, utilizado para a armazenagem e transporte dos produtos químicos. A demanda doméstica é incompatível com a capacidade nacional de produção, o que torna o tempo de entrega das encomendas muito longo.

3.5. Recursos humanos

O Estudo não identificou a necessidade de recursos humanos especializados para a produção de químicos para E&P. Porém, tanto para a formulação dos fluidos quanto para a aplicação destes fluidos na plataforma são necessários profissionais especializados (engenheiros e técnicos de lamas de perfuração). Estes profissionais são disponibilizados pelas empresas de serviços para atuarem nas plataformas em conjunto com os profissionais das operadoras.

3.6. Financiamento

O Estudo não identificou o acesso a financiamento como uma barreira neste segmento. Os principais players deste mercado são empresas globais que têm acesso a fontes de financiamento competitivo. Entretanto, o incentivo à expansão de novos segmentos, como bases sintéticas de rota oleoquímica, pode demandar linhas de financiamento dedicadas.

4. Dinâmica da indústria

Mapa da indústria

As commodities utilizadas em “Químicos para E&P” são produzidas por grandes players globais de refino, petroquímica ou mineração. Esses produtos têm aplicações diversas, e os químicos para E&P representam uma fração de sua demanda global. Dentre esses produtos, porém, se destacam o LAO e PAO. Apesar de serem produzidos em grande escala, a sua tecnologia de produção é dominada por poucos players na indústria. 80% de sua produção global em 2009 se concentrou em quatro players: Shell, CPChem, Ineos e Sasol. No Brasil a Braskem possui 96 kta de capacidade do LAO buteno-1, utilizado na produção própria de polietileno. Entretanto, a empresa somente separa este produto de outras correntes geradas em seus fornos, não possuindo capacidade dedicada de produção de LAO.

9 Intertank, Rentank, Sure Tanks e Hoover.

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O segmento de especialidades do mercado de químicos para E&P é dominado por grandes companhias globais de prestação de serviços para E&P. Os prestadores de serviços possuem formulações proprietárias, patenteadas ou não. Por exemplo, a Schlumberger, através de sua subsidiária M-I SWACO, produz o M-I CIDE® (biocida) e a linha CONQOR® (inibidores de corrosão).

Existe um movimento de integração vertical no segmento, no qual players fornecem uma solução integrada de produtos químicos, equipamentos, serviços e tecnologia para seus clientes. Esta tendência faz com que players focados na produção de químicos para E&P migrem para um modelo de negócios que envolva também a execução dos serviços demandados pelas operadoras. Um exemplo deste movimento é a Clariant, um tradicional produtor de especialidades químicas que passou a prestar serviços para as operadoras.

As empresas que atuam em especialidades possuem centros de P&D focados no desenvolvimento de químicos alinhados às demandas dos operadores ou às restrições das legislações ambientais. Por exemplo, a Clariant, que possuía quatro centros de P&D no mundo, escolheu o Brasil para a implantação de seu quinto centro, no final de 2012.

Com isso, o conhecimento tecnológico acumulado pelos produtores e formuladores de especialidades para E&P e a integração desses players com o fornecimento de serviços, equipamentos e tecnologia representam barreiras à entrada de novos competidores.

Na Figura 11, a seguir, estão listados os principais players globais no segmento e sua presença no Brasil.

Figura 11: Principais players globais

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Rentabilidade

A rentabilidade do segmento varia consideravelmente ao longo do tempo, mas em geral está ligada ao preço do petróleo. Períodos de maior rentabilidade tendem a acompanhar períodos de alta dos preços do petróleo.

Desta forma, os choques de oferta de petróleo em 1973 e 1979 incentivaram o crescimento global das atividades de exploração e produção, aumentando a demanda por químicos para E&P e a rentabilidade de seus produtores e prestadores de serviço. Muitas companhias de petróleo estabeleceram subsidiárias de prestação de serviços neste período.

O preço do petróleo passou a cair a partir de meados da década de 1980, com esta tendência sendo intensificada pela recessão de 1990-1992 e pela crise asiática de 1999. A rentabilidade reduzida dos produtores de químicos para E&P e das prestadoras de serviços incentivou a consolidação do setor, resultando na formação de grandes empresas globais de serviços, como Schlumberger, Halliburton e Baker Hughes.

A retomada do crescimento econômico em meados da década de 1990 levou ao aumento na demanda por petróleo e gás em todo o mundo. Somando-se a isso, a consolidação dos prestadores de serviços contribuiu para a melhoria da rentabilidade do setor, principalmente em serviços relacionados às etapas de perfuração e estimulação.

Nos Estados Unidos, o segmento de químicos para perfuração possui margens de lucro antes dos impostos entre 11% e 16%. Já o setor de químicos para produção, cujo negócio se assemelha ao de empresas tradicionais de especialidades, apresenta margens de lucro antes dos impostos entre 9% e 11%10.

5. Indústrias relacionadas

Entrevistas com especialistas do setor indicam que o Brasil possui setores relacionados com capacidade para suportar a produção local de químicos para E&P. Dentre os setores indicados se destacam o de químicos e petroquímicos, que possui grande escala e sofisticação adequada; o de refino e distribuição, capazes de fornecer as commodities necessárias; e o de mineração, capaz de fornecer as matérias-primas minerais.

6. Diagnóstico

10 Entrevista(s) com participante(s) da indústria

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O segmento de “Químicos para E&P” continuará a crescer globalmente. No Brasil, o segmento poderá quintuplicar de tamanho até 2021, puxado pela exploração de reservatórios do pré-sal e pós-sal.

O segmento de químicos para E&P pode ser dividido em produtos commodity e em especialidades.

• Os produtos commodity têm diversos outros usos além do setor de petróleo e gás. Eles são produzidos por players globais de refino, petroquímica ou mineração, e sua dinâmica de competitividade é baseada em custos. Algumas exceções são as LAO, as PAO e as IO, cujas produções globais são concentradas em poucas empresas, detentoras de tecnologia proprietária.

• As especialidades são compradas ou mesmo produzidas pelas grandes multinacionais prestadoras de serviços e transformadas em formulações proprietárias. Em geral os operadores contratam a execução de serviços, que incluem a utilização dos químicos formulados.

Os fluidos de perfuração representaram cerca de 70% da demanda brasileira no segmento em 2011, o equivalente a vendas de aproximadamente 400 milhões de dólares. Deste total, 200 a 300 milhões de dólares se referem à compra das commodities base dos fluidos. A participação dos fluidos de perfuração na demanda doméstica de químicos para E&P deverá se manter no futuro, devido à intensidade das campanhas exploratórias locais.

Commodities. Dentro de fluidos de perfuração, mudanças nas regras ambientais devem aumentar a participação doméstica dos fluidos de base sintética (ex. LAO, PAO, IO, ésteres), mais caros do que os fluidos de base fóssil. n-Parafinas provenientes de rotas oleoquímicas, de menor toxicidade, também podem se beneficiar das mudanças.

O Brasil não possui excedentes de n-parafinas provenientes de rotas petroquímicas nem de eteno ou gás natural, matérias-primas tradicionais do LAO, PAO e IO. Entretanto, o País possui grande excedente de óleo de soja, que pode ser utilizado na produção de bases para fluidos sintéticos de perfuração.

Pesquisas na literatura especializada, relatórios da indústria e entrevistas com participantes do setor indicaram que a produção de n-parafinas, olefinas (LAO, PAO e IO) e ésteres através de rotas oleoquímicas podem ser oportunidades viáveis. Estes produtos poderiam ser utilizados como bases de fluidos de perfuração sintéticos.

Estas oportunidades possuem características semelhantes entre si:

• Vantagens: demanda doméstica crescente. Regulação favorável à adoção de fluidos de base sintética, que dependem de importação. Disponibilidade local de excedente de óleo de soja. Sinergias com outros mercados importadores.

• Desvantagens: viabilidade econômica incerta, devido à precificação dos óleos vegetais como alimento, e não como combustível. No caso dos ésteres, necessidade de aprimorar desempenho em situações de alta temperatura e pressão.

Uma vantagem adicional é a característica “multiprósito” destas plantas industriais. Elas podem abastecer outros mercados, como o de lubrificantes. Todas as oportunidades descritas para a produção de fluidos sintéticos fazem parte da rota oleoquímica e serão

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tratadas no segmento de “Oleoquímica”.

Especialidades. A dinâmica do mercado de especialidades dificulta a atuação de produtores de químicos que não sejam também prestadores de serviços. Além disso, os formuladores existentes têm experiência acumulada no desenvolvimento de produtos, escala e conhecimento de mercado que dificultam a entrada de novos concorrentes.

Dessa forma, a oportunidade é incentivar os prestadores de serviço a expandirem a sua capacidade local de formulação de produtos para E&P. Os produtos indicados como os mais relevantes por especialistas domésticos foram os desemulsificantes e os inibidores de incrustação e corrosão.

7. Linha de ação

As ações propostas para incentivar a produção local de fluidos de perfuração sintéticos de base oleoquímica são:

• Reduzir as tributações incidentes sobre bases de fluidos de perfuração provenientes da rota oleoquímica.

• Criar linhas de financiamento dedicadas a projetos oleoquímicos voltados à produção de bases para fluidos sintéticos.

• Prospectar fabricantes de bases sintéticas e incentivar a sua instalação no futuro cluster de oleoquímica. Esta possibilidade está sendo tratada no segmento “Oleoquímica”.

As ações propostas para incentivar a produção local de especialidades são:

• Fornecer incentivos fiscais para a instalação de plantas de formulação pelos prestadores globais de serviços em petróleo e gás.

Na próxima fase deste Estudo poderá ser analisada a viabilidade econômica das oportunidades, levando-se em conta o investimento, o tempo para implementação e a escala econômica. A execução deste detalhamento dependerá de uma priorização a ser definida.

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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

ALICEWEB – Dados sobre importação e exportação dos segmentos.

BCC. Oilfield Process Chemicals: Global Markets, 2009.

EIA. International Energy Statistics, 2012.

FREEDONIA. World Oilfield Chemicals, 2012.

NASCIMENTO, REGINA S. V. Estudo de químicos para E&P. Grupo de Fluidos e Materiais Poliméricos Multifásicos, Instituto de Química, UFRJ, 2013.

Oil Field Services Overview. Bain & Company, 2010.

relatório 3 – químicos para e&p

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