O mercado para instalação de dutos offshore no Brasil anda bastante movimentado. Em cinco anos, o número de embarcações a serviço da Petrobras em operações desse tipo passou de um para seis por ano. O crescimento vem a reboque do aumento da produção de petróleo previsto a partir de novos projetos. Nas contas da petroleira, dos 824 mil barris/dia de óleo que serão acrescidos entre 2008 e 2013, 566 mil b/d virão de campos que estão sendo ou ainda serão ligados.
Embora concentrados em águas profundas, onde a exportação do óleo por navios aliviadores é preferencial, os novos projetos tendem a incluir a construção de gasodutos, tendo em vista as restrições à queima de gás associado. Ainda mais em um cenário onde as alternativas para exportação do gás, como liquefação e compressão, pensadas para o pré-sal, dependem de estudos de viabilidade.
Um sintoma desse aquecimento na área de dutos submarinos é o interesse crescente das empresas instaladoras pelo mercado brasileiro. Das oito companhias que instalam dutos rígidos de exportação no mundo, apenas duas – Subsea 7 e Tecnnip – operavam no país em 2004. Hoje, cinco delas já têm escritórios no Brasil (Technip, Acergy, Subsea 7, Saipem e Global) e outras três (Allseas, Heerema e J Ray McDermott) buscam oportunidades em projetos da Petrobras, sozinhas ou em parceria com as que já vieram. Até 2020, quando os novos campos do pré-sal deverão acrescer mais 1,8 milhão de b/d à produção, o time pode estar completo.
Lançando 1.000 km anuais
O mercado potencial para instalações marítimas inclui o lançamento de dutos de coleta, que cresce na proporção em que novos poços são perfurados no país. Em 2008, a Petrobras instalou cerca de 1.006 km de linhas flexíveis e umbilicais para ligar poços a plataformas. Nos próximos quatro anos, a previsão é de que a média seja de 1.240 km/ano, sem contar a demanda de dutos rígidos.
Com essa carteira em franca expansão, a Petrobras vem adotando estratégias para aumentar a economicidade dos novos projetos. Uma delas foi uma maior integração das áreas de Engenharia, responsável pela implantação dos dutos de exportação, e E&P-Serv, que responde pelos dutos de coleta e interligações de campos.
Segundo o gerente de Implementação de Empreendimentos para Dutos Submarinos (IEDS) da Petrobras, Marcos Guedes, a troca de experiência e a possibilidade de racionalizar as duas carteiras estão entre as vantagens da aproximação. “Antes, competíamos pelo mesmo recurso no mercado”, argumenta.
Embora operem com dutos de diâmetros normalmente distintos, as áreas estão capacitadas para prestar serviços complementares. Um exemplo recente foi o lançamento do gasoduto de interligação dos campos de Canapu e Tambaú, obras típicas do E&P que acabaram sendo em parte executadas pela Engenharia. Da mesma forma, equipes e equipamentos do E&P são eventualmente acionados pela Engenharia. “Por que pagar por um recurso de que a empresa dispõe?”, argumenta Guedes.
De acordo com Guedes, a queda do preço do barril de petróleo ainda não refletiu nas propostas do mercado no nível desejado. “Existem embarcações mais antigas que poderiam ser oferecidas por preços menos carregados”, diz o executivo.
Por sua vez, a Petrobras tem revisado a estratégia de contratação de embarcações de lançamento para reduzir custos, a exemplo do que faz em outras áreas de negócio. Entre as mudanças que estão sendo aplicadas está a redução dos escopos, com o escalonamento dos serviços e a eliminação de cláusulas de risco, como o stand by weather, que transfere ao fornecedor o custo da interrupção do trabalho com tempo adverso. Ambas têm grande impacto na formação dos preços do mercado.
