Dutos – Estatal considera malha de dutos nacional pronta e encerra investimentos

Com uma malha de dutos ainda incipiente, dadas as dimensões do país e o incremento da produção de gás natural projetado para os próximos anos, a Petrobras definiu como concluído o programa de expansão da malha de transporte de gás natural que consumiu em torno de US$ 15 bilhões de 2007 até agora, quando a sua extensão superou a marca de 14,3 mil quilômetros, contra os pouco mais de sete mil km há cinco anos, quando a maior parte era constituída por oleodutos.

Isso ficou claro no plano de negócios da estatal para o período de 2011-2015, que deu um corte significativo nos investimentos previstos para a área de gás e energia: os recursos projetados em US$ 17,8 bilhões no plano anterior caíram para US$ 13,2 bilhões no atual (passou de 8% para 6% a fatia de recursos para essa área). Na própria apresentação do plano de negócios na área de Gás e Energia da Petrobras, apresentado pela diretora Maria das Graças Foster, no início de agosto, está destacado o “fim do ciclo de investimentos” para a malha de gasodutos do país, que dobrou de tamanho em cinco anos.

Os números são confirmados pela Transpetro (como é conhecida a Petrobras Transporte S.A.), subsidiária que executa as atividades de transporte e armazenamento de petróleo e derivados, gás natural e álcool, além de biocombustíveis, da estatal. Ela é quem opera os mais de 14 mil km de dutos – entre oleodutos e gasodutos – implantados pela Petrobras em todo o país.

De acordo com a empresa, que respondeu à reportagem com um texto institucional, a diretoria de Gás Natural, criada em 2006 (oito anos depois da constituição da subsidiária), passou de2.950 kmde gasodutos em meados dessa década para7.321 kmem 2011, enquanto a malha de oleodutos terrestres hoje soma7.179 km.

A Transpetro informou que, além da malha de gasodutos, opera os dois terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL) existentes no país: o da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro, e o de Pecém, no Ceará. A subsidiária da estatal brasileira também é responsável pelo Terminal de Cabiúnas, em Macaé-RJ, considerado o maior polo processador de gás natural do Brasil, com capacidade para processar diariamente 20 milhões de m³, um terço da produção nacional de gás natural.

A Transpetro é responsável ainda pela operação de dez estações de compressão, localizadas em Taubaté-SP, Vale do Paraíba-SP, Campos Elíseos-RJ, Cabiúnas-RJ, Piúma-ES, Aracruz-ES, Prado-BA, Catu-BA, Coari-AM e Juaruna-AM. Essa infraestrutura logística abrange ainda a malha de dutos de transporte de petróleo, seus derivados e de biocombustíveis, bem como um total de 48 terminais terrestres (20) e aquaviários (28), que recebem a produção dos campos offshore e onshore de todo o país.

Enquanto a maior parte do óleo é transportada para as refinarias espalhadas pelo país – outra parte do cru é exportada –, boa parte do gás natural segue pelos gasodutos terrestres até as distribuidoras. Hoje, os gasodutos transportam 46 milhões de m³/dia, de acordo com a Transpetro, e os oleodutos, 670 milhões de m³/ano de petróleo, derivados e etanol.

Outros 30 milhões de m³ de gás natural/dia chegam ao mercado brasileiro através do Gasbol – Gasoduto Bolívia Brasil, percorrendo3.150 kmaté se mesclarem com o gás natural produzido no país, a fim de atender as concessionárias do sul e do sudeste do Brasil. Na realidade, a média de importação de gás pelo Gasbol neste ano gira em torno de 25 milhões de m³/dia.

O trecho de2.593 kmdo Gasbol em território brasileiro é controlado pela Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), responsável pela operação do maior gasoduto da América do Sul. Ele leva o gás boliviano, entre outros, para a Comgás, uma das principais concessionárias do país, que atende o mercado paulista, respondendo por algo em torno de 30% do gás consumido no país. Já a CEG e a CEG Rio, que comercializam cerca de 24% do total nacional, são abastecidas principalmente com o gás da Bacia de Campos, no norte fluminense, transportado pelos gasodutos da Transpetro.

Esses dados constam do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, do Departamento de Gás Natural da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), no qual a extensão total da malha de gasodutos é de 9.235 km. Isso porque ele computa ainda o Gasbol e a Transportadora Sulbrasileira de Gás/TSB, as duas malhas que não estão sob o controle total da Petrobras.

Essa malha adicional transporta o gás boliviano e brasileiro para as 27 companhias estaduais de distribuição de gás canalizado existentes no país, das quais 23 em operação, comercializando em torno de 47 milhões m³/dia (média do primeiro semestre de 2011). A participação da Petrobras em 21 dessas companhias corresponde a 25% do volume comercializado (11,4 milhões m³/ dia). Segundo dados da Transpetro, mais de 75% de todo o gás natural distribuído diariamente de norte a sul do país passa pela malha de gasodutos operada por ela.

No planejamento estratégico da Petrobras, a previsão é que a oferta de gás natural no Brasil chegue a 78 milhões m³/dia (65% associado e 35% não associado ao petróleo) até 2015, e 102 milhões m³/dia (67% associado, 24% não associado e 9% de novas descobertas) até 2020. O que vai aumentar, ou melhor, quase triplicar a movimentação de gás natural na malha da Transpetro. Isso demandará investimentos expressivos tanto na rede de gasodutos como na capacidade de processamento existente. O que resultará na expansão das atividades da Transpetro na área de gás natural.

Mas isso, por enquanto, está suspenso, uma vez que as restrições ao aumento do volume de investimentos no PN 2011-2015, que levaram a Petrobras a reapresentar o plano por três vezes ao governo, acabaram por cortar mais fundo na área de gás (US$ 4,6 bilhões). Com uma fatia menor de investimentos, a área de gás e energia terá que se alinhar com os planos da companhia na exploração e produção de hidrocarbonetos.

O aumento da produção projetado no plano, que vai triplicar o volume de óleo e gás (em boe) produzidos no país até 2020, vai demandar sistemas de transporte marítimo para garantir o escoamento de hidrocarbonetos. Mas enquanto o óleo pode ser retirado das unidades de produção por navios aliviadores e transferido para os terminais, o transporte de gás deverá ser feito por dutos marítimos, uma vez que está descartado, por enquanto, o uso de navios de regaseificação e liquefação embarcada (GNLE).

A petroleira brasileira vai optar, por enquanto, por escoar o gás do pré-sal por meio de um gasoduto que interligará os campos da Bacia de Santos até a malha terrestre de transporte, uma vez que já dispõe de um tronco de500 kmem funcionamento, o do Campo de Lula, que está interligado à plataforma de Mexilhão. A questão é que há limites de transporte até para os novos dutos, que deverão ser duplicados, mesmo porque, na ponta do lápis, mostram-se mais econômicos.

Uma unidade flutuante de GNL, dentro do projeto que vem sendo desenvolvido pela Petrobras em parceria com a britânica BG, a portuguesa Galp e a espanhola Repsol (associadas da estatal em áreas do pré-sal), custaria em torno de US$4 a5 bilhões, mas poderia processar uma média de 12 milhões de m³/dia. Um gasoduto marítimo, ainda que mais caro, dependendo das condições e profundidades do local onde será instalado, tem possibilidade de transportar 18 milhões de m³/dia. Esse é o foco da estatal, que não dá maiores informações sobre a expansão dessa malha submarina.

Com tudo isso, o projeto de interiorização da malha de gasodutos do país acabou por ser engavetado, pois a estratégia da Petrobras é priorizar empreendimentos que agreguem valor ao gás do pré-sal, em busca da autonomia desse insumo. Mas a estatal prefere não falar no assunto, evitando entrevistas específicas sobre o tema.

Na realidade, houve um grande avanço na última década, pois a malha total de dutos, incluindo as redes de dutos de etanol e minerodutos, somava em meados do ano passado em torno de 22 mil quilômetros, colocando o Brasil em 16º no ranking mundial. O que é ainda uma posição insignificante diante das dimensões territoriais e da produção crescente de petróleo, gás e álcool, sem falar no setor de mineração, que vem adotando esse modal de transporte. Por exemplo, a União Europeia opera 800 mil km de dutos; o Canadá tem mais de 250 mil; e a Rússia vai além de 300 mil km de dutos para diferentes tipos de produtos.

Sem maiores investimentos na expansão, a Transpetro está mais atenta à operação e manutenção da malha. “O grande desafio da operação de dutos está ligado à garantia de integridade e confiabilidade das instalações”, destaca a empresa em resposta institucional, que garante investir continuamente em novas tecnologias, processos, programas e procedimentos com o objetivo de garantir completa manutenção de todos os dutos que opera.

Segundo a diretoria de gás natural da subsidiária da Petrobras, há dois grandes desafios. Um deles é manter elevado grau de padronização das atividades de manutenção ao longo do processo de expansão das instalações e das atividades, em decorrência dos projetos do pré-sal e das novas refinarias do sistema Petrobras. O outro é aplicar novas tecnologias de engenharia da manutenção a fim de reduzir a quantidade de ações preventivas e corretivas, diminuindo, assim, os custos, além de aumentar a confiabilidade dos sistemas.

Nesse sentido, mais um desafio foi lançado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que em fevereiro deste ano publicou o Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT). O texto estabelece prazos e penalidades para os proprietários de dutos que não adequarem sua malha a esse regulamento, que estabelece, entre outras medidas, a obrigatoriedade de sistemas de detecção de vazamentos.

A meta é reduzir a margem de riscos ao patrimônio e, principalmente, à população e ao meio ambiente, uma vez que há milhares de quilômetros de dutos no Brasil atravessando “zonas de alta consequência”, ou seja, altamente povoadas e com instalações industriais, e que dispõem de sistemas inadequados para detectar pequenos vazamentos. A resolução da ANP, publicada nos primeiros dias de fevereiro, estabeleceu 180 dias para as empresas entregarem documentos comprovando que sua malha de dutos atende a todos os requisitos da RTDT. Prazo que se esgotou em 6 de agosto. As que não se adequaram têm até 180 dias para implantar sistemas de detecção em sua malha. Uma vez que pouco se fala no assunto e não houve, até agora, nenhum indício de que a ANP já começou a cobrar essa documentação, é provável que todos deixem para a última hora a adoção de sistemas mais confiáveis.

A Petrobras afiança que, atualmente, estão sendo desenvolvidas tecnologias no sentido de detectar invasão e/ou intervenção nas faixas de dutos, a fim de evitar os chamados danos provocados por terceiros. “Fibras óticas lançadas ao longo das faixas são capazes, por exemplo, de detectar qualquer tipo de invasão ao longo das faixas”, exemplifica a Transpetro, sem dar maiores detalhes de como sua malha está adequada à nova regra do jogo.

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