Dia: 20 de julho de 2020

Aplicação de novo conceito – TOTUS – permite simplificar as etapas de construção do poço a partir de otimizações implementadas nas fases de projeto e planejamento

No início de julho, a Petrobras concluiu, em metade do tempo, a construção do poço submarino 7-GLF-49H-ESS, no campo de Golfinho, na Bacia do Espírito Santo, a 100 km de Vitória. Este foi o primeiro poço do pós-sal construído com a aplicação do conceito True One Trip Ultra Slender (TOTUS), que consiste em simplificar e reduzir o tempo gasto nas etapas de perfuração e completação, a partir de otimizações e inovações inseridas nas fases de projeto e planejamento. A utilização pioneira desse conceito inovador permitiu concluir este primeiro poço em apenas 44 dias frente aos 96 dias da média histórica no campo, reduzindo o custo em 50%. O poço 7-GLF-49H-ESS tem previsão de entrar em operação em outubro de 2020 produzindo aproximadamente 12 mil barris de óleo por dia.

A Petrobras pode aplicar esse conceito em seus novos poços, em diversos campos maduros do pós-sal, no período de 2021 a 2025, com potencial de redução de custo entre US$ 20 e 35 milhões por poço.

“O conceito TOTUS, desenvolvido e patenteado pela Petrobras, é parte do esforço da companhia na busca por soluções tecnológicas e redução de custos de suas atividades de forma segura e eficiente. A otimização da construção de poços viabiliza o aumento da produção e das reservas em campos maduros do pós-sal, com custos de produção compatíveis com o cenário de baixo preço do petróleo, contribuindo com a criação de valor para a Petrobras”, destaca o gerente executivo de Construção de Poços Marítimos da Petrobras, Samuel Bastos de Miranda.

Resultado do trabalho integrado de diversas disciplinas, tais como geologia, engenharia de reservatórios, engenharia de poços, engenharia submarina, centro de pesquisas e suprimento de bens e serviços, o conceito TOTUS consiste na perfuração realizada em apenas 3 fases (Ultra Slender) e a completação (superior e inferior) instalada numa manobra única (True One Trip), diferente das configurações tradicionais (4 ou 5 fases de perfuração e 2 ou mais manobras para instalar a completação).

O TOTUS poderá ser utilizado em determinados campos maduros do pós-sal onde as características geológicas e de reservatório favorecem sua aplicação.

Agência Petrobras

A Petrobras solicitou, na quinta-feira (15/7), licença ao Ibama para a implantação de 12 FPSOs no pré-sal da Bacia de Santos e a reativação de um FPSO em Mero (“FPSO Mero FR”). São quatro novas unidades para o campo de Búzios (FPSOs de Búzios 9, 10, 11 e 12), além dos FPSOs de Sépia 2, Atapu 2, Sururu e Revitalização de Lula. A estatal também pediu licença para unidades nas áreas de Sagitário, Uirapuru, Três Marias e Aram, em fase de exploração.

A embarcação de Uirapuru 1 será instalada à distância mínima de 188 km da costa, com capacidade de produção de 180 mil b/d. Ele deve ser conectado a 16 poços, sendo dez produtores, três injetores de água e três conversíveis.

Em abril, a Petrobras encontrou indícios de hidrocarbonetos no bloco, após cinco meses do início das perfurações do navio-sonda West Tellus, da Seadrill. O consórcio – formado pela estatal (operadora, com 30%), ExxonMobil (28%), Equinor (28%) e Galp (14%) – enfrentou dificuldades técnicas na região.

Já o prospecto de Sagitário (no bloco S-M-623) foi descoberto em 2013, com plano de avaliação da descoberta (PAD) vencendo no final de outubro. O FPSO de Sagitário tem início de operações previsto para janeiro de 2027, com capacidade de produção de 180 mil b/d e a ser conectado a 16 poços – sete produtores e nove injetores de água. A área é operada pela Petrobras (60%), em parceria com a Repsol (20%) e Shell (20%).

Em Três Marias, o primeiro período exploratório termina em 2025. Em maio, a estatal (operadora, com 30%) informou ao PetróleoHoje que estava executando trabalhos técnicos junto ao consórcio, formado pela Chevron (30%) e Shell (40%). A embarcação projetada para a área terá planta com capacidade para produzir 150 mil b/d, com 16 poços, sendo oito produtores e oito injetores (tipo WAG). A estimativa de início é em novembro de 2028.

Nos blocos de Uirapuru, Sagitário e Três Marias, a Petrobras prevê escoamento do gás natural produzido. As embarcações têm capacidade de processamento de 10 milhões de m³/d de gás.

Os FPSOs do campo de Búzios (unidades 9, 10, 11 e 12) são os mais robustos da lista. Os quatro têm capacidade de produção prevista de 225 mil b/d e processamento de 12 milhões de m³/d de gás natural, que serão reinjetados. O primeiro óleo das plataformas está previsto para ocorrer entre junho de 2025 e novembro de 2027. Segundo maior produtor do país, o campo de Búzios conta com quatro unidades em operação (P-74, P-75, P-76 e P-77) e outra em construção, o FPSO Almirante Barroso.

No final de 2019, a estatal declarou que planejava implantar outros sete FPSOs no campo, na segunda fase do projeto. Conforme publicado pelo PetróleoHoje, três editais devem ser lançados ainda neste semestre (unidades 6, 7 e 8). Segundo o planejamento estratégico 2020-2024 da Petrobras, Búzios receberá US$ 18 bilhões em investimentos entre 2020 e 2024.

Já o FPSO de Aram – bloco arrematado pela estatal (operadora, com fatia de 80%), em parceria com a chinesa CNODC (20%), na 6ª Rodada da Partilha – terá capacidade para produzir 150 mil b/d, sendo conectado a sete poços produtores e três injetores (WAG), com início em janeiro de 2028.

Com produção iniciada no último mês, pelo FPSO P-70, o campo de Atapu tem nova unidade planejada pela estatal. O projeto de Atapu 2 prevê produção de 180 mil b/d e processamento de 6 milhões de m³/d de gás. A estatal prevê início das operações em setembro de 2026.

O licenciamento contempla ainda uma segunda plataforma para o campo de Sépia, com capacidade para produzir 180 mil b/d a partir de setembro de 2026, ligada a 11 poços (seis produtores e cinco injetores). O primeiro FPSO fretado pela Modec, tem primeiro óleo previsto para 2021.

As outras embarcações projetadas operarão em Sururu, em desenvolvimento na área de Iara (concessão BM-S-11A) e na revitalização do campo de Lula, maior produtor do país. A embarcação para Sururu terá planta para 100 mil b/d, conectada a 19 poços (12 produtores e 7 injetores) e início de atividades previsto para janeiro de 2027. O FPSO de Lula será de 120 mil b/d, com 21 poços previstos (14 produtores e sete injetores) e início de atividades estimado para junho de 2026.

Sururu é operado pela Petrobras (42,5%), em consórcio com a Shell (25%), Total (22,5%) e Galp (10%). Em Lula, a estatal é operadora com 65% de participação, em parceria com a Shell (25%) e a Galp (10%).

Com início de operação programado para março de 2024, o FPSO Mero Fator de Recuperação (FR) terá capacidade para produzir 50 mil b/d – a mesma do FPSO Pioneiro de Libra, operado pelo consórcio Ocyan/ Teekay. Conforme publicado, a Petrobras estuda mantê-lo como unidade definitiva na área de Libra.

Os aeroportos de Jacarepaguá, Maricá e Cabo Frio, no Rio de Janeiro, serão bases de apoio para os projetos, além do portos de Vitória (ES), Macaé, Açu, Niterói e Rio de Janeiro (RJ).

petróleo hoje

Desmobilização da plataforma entra em contagem regressiva, gerando reação de autoridades de Sergipe

A Petrobras desmobilizará o FPSO Piranema Spirit, instalado no campo de Piranema, em Sergipe, em abril de 2021. A petroleira brasileira notificou a Altera Infrastructure (ex-Teekay Offshore) sobre a data há cerca de um mês, cumprindo procedimento contratual que exige aviso prévio de dez meses.

A desmobilização da plataforma vem gerando reações dentro do governo de Sergipe. Preocupados com a queda na arrecadação em meio à crise, autoridades locais têm feito pressão para manter o projeto em operação por mais um ano.

A estratégia de desmobilizar o FPSO é estudada pela Petrobras desde que a produção local começou a registrar forte queda, mas foi acelerada diante da crise do preço do petróleo. Nos últimos anos, o ativo vinha produzindo média de 2,5 mil bopd, ante a capacidade da planta de 30 mil bopd, Em abril, o volume foi reduzido para 862 bopd.

Único campo de águas profundas do estado de Sergipe, Piranema entrou em operação em 2007. A desmobilização do Piranema Spirit integra uma lista de unidades que serão desativadas por conta da crise e dos baixos indicadores dos projetos envolvidos.

A antecipação do cronograma de desmobilização do FPSO Piranema Spirit ocorre no momento em que a Altera Infrastructure negocia com a Karoon a utilização da unidade de produção no campo de Neon, na Bacia de Santos. As empresas discutem o valor da taxa diária, e o grupo norueguês elabora um estudo (pré-FEED) para detalhar as adaptações necessárias na planta de produção da unidade e os custos da obra de adaptação, que será realizada em um estaleiro no Brasil.

O pré-FEED de Neon deve ser finalizado até outubro. O plano original da Karoon, elaborado antes da crise, previa que o projeto entraria em operação em 2023, interligado a dois poços horizontais produtores e um injetor de gás.

petróleo hoje

Como as empresas de óleo e gáás enxergam o mercado de trabalho no momento atual e quais as projeções para o futuro? A necessidade de atualização constante das qualificações no mercado foi um dos assuntos abordados na websérie “Óleo, Gás e Naval – Cenário da cadeia produtiva”, promovida pela Firjan, em 14/7. No encontro mediado por Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval da federação, todos os palestrantes ressaltaram a importância do incentivo ao conhecimento.

“Estamos descobrindo o caminho da nova normalidade, numa curva de aprendizagem que ainda vai durar. É urgente rever posicionamentos, lançar novos olhares para a governança corporativa, que gera outros modelos de negócio e de gestão. E o papel dos departamentos de RH é fundamental nesse contexto, porque estabelece uma ponte de transição entre o antigo e o novo”, afirmou Alexandre dos Reis, diretor executivo da Firjan SESI SENAI.

Para ele, um dos grandes desafios das empresas no momento é lidar com as constantes transformações, em curto espaço de tempo, e com o choque de gerações dentro de uma mesma organização. “Se por um lado a terceirização e os avanços da tecnologia têm afetado as pessoas, por outro certas funções estão ganhando espaço no meio da crise. Nesse contexto, o encontro do antigo e do novo, de gerações e perfis diferentes numa mesma organização é muito positivo. São conhecimentos, vivências e olhares diversos interagindo. As soluções surgem desse encontro”, destacou.

Jaqueline Fonseca, gerente de RH da SBM Offshore, observou que o mercado está se ajustando a ciclos econômicos de crise com intervalos cada vez mais curtos. “Os altos e baixos da indústria são cada vez mais frequentes. Esta é a segunda crise mundial em dez anos, o que obriga as empresas a pensarem de forma inteligente e rápida, em nome da sustentabilidade do negócio. Não há momento mais oportuno do que o da crise para o RH se fazer presente e mostrar a sua importância do ponto de vista estratégico”, afirmou. Ela aproveitou ainda para elogiar o programa de treinamento sobre comportamento em uma unidade de produção de petróleo, realizado em parceria com o SENAI, que mesmo durante a pandemia, contou com aderência de mais de 2 mil profissionais interessados em participar.

O curso foi customizado para atender a demanda da empresa, com o título Operador de Equipamentos de Produção e Refino de Petróleo SBM, formação que não existia no mercado. O SENAI atuou desde a etapa de divulgação das vagas e processo seletivo dos alunos, que contaram com bolsa auxílio durante o período de treinamento. A partir do programa, novos profissionais passaram a integrar a equipe da SBM Offshore.

A qualificação do profissional brasileiro no mercado de óleo e gás e o reconhecimento de sua competência foram ressaltados por Roberta Muniz, supervisora de Gestão de Talentos da Halliburton Brasil. “Internamente busca-se muito a qualificação, o que é muito positivo, ainda mais num mercado com linhas operacionais tão específicas. Mas além das qualificações internas, vejo um posicionamento do funcionário cada vez mais claro no sentido de buscar esse conhecimento e esse desenvolvimento individualmente também”, observou Roberta.

Redação

Dez mil cargas em botijões de 13 kg serão distribuídas em todo o Brasil

A Petrobras, em parceria com sua subsidiária Liquigás, fará a doação de 10 mil cargas para botijões de GLP (gás de cozinha) de 13kg em todo o país. A doação atenderá comunidades em situação vulnerável que foram atingidas pela pandemia de Covid-19.

“Estamos empenhados, desde o início da pandemia, em colaborar de todas as formas possíveis com a sociedade para que possamos juntos superar este momento. Entendemos que essa doação de GLP atenderá famílias que estão enfrentando dificuldades além das impostas pelo vírus”, afirma o diretor de Relacionamento Institucional da Petrobras, Roberto Ardenghy.

A Petrobras será responsável por doar o GLP, enquanto a logística de distribuição será feita pela Liquigás, em parceria com a sua rede de revendas. “Estamos articulando as entregas com revendedores e contaremos com apoio de lideranças comunitárias. Isso garantirá que as doações cheguem de forma organizada a quem mais precisa”, explica Geraldo Magela de Abreu, Diretor de GLP Envasado da Liquigás.

OUTRAS DOAÇÕES

A iniciativa faz parte de uma série de contribuições da Petrobras para ajudar o país a combater o coronavírus. A companhia já destinou mais de R$30 milhões em doações para colaborar com a sociedade no combate à pandemia. No total, serão doados 3 milhões de litros de combustíveis para abastecer ambulâncias, veículos de transporte de médicos e geradores de hospitais públicos e filantrópicos que atendem pacientes com Covid-19. Entre as ações já realizadas, está a doação de 600 mil testes para diagnósticos de Covid-19 em todos os estados do Brasil, por meio do Sistema Único de Saúde.

Agência Petrobras