Dia: 18 de maio de 2021

Quatro novas unidades vão intensificar atividades exploratórias e de desenvolvimento da produção offshore nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos

A Petrobras está aumentando sua frota de sondas de perfuração para operar em blocos exploratórios, nos regimes de concessão e de partilha. Neste ano, já foram incorporados à frota o navio-sonda NS-45 (Brava Star), em março, e a semissubmersível SS-75 (Ocean Courage), em maio. Essas unidades já estão sendo utilizadas para reforçar a prospecção de novos campos de petróleo, intensificando as campanhas nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos.

Além dessas embarcações, está prevista, até setembro deste ano, a entrada em operação do navio-sonda NS-32 (Norbe VIII), para o Consórcio de Libra, e da monocoluna SS-91 (Developer), para os projetos exclusivos da Petrobras nas Bacias de Campos e Santos. Com essas quatro novas unidades, a Petrobras somará 15 sondas recebidas desde 2019, chegando em setembro de 2021 a uma frota de 22 sondas marítimas em operação.

As sondas de perfuração podem operar em áreas já desenvolvidas, prospectar novas jazidas ou ser utilizadas para mapear reservatórios. O início da exploração de um bloco offshore e a identificação das melhores oportunidades de descobertas de petróleo depende de estudos e avaliações geológicas, que somente são confirmadas com a posterior perfuração dos poços, o que torna fundamental a utilização de sondas marítimas.

Saiba como funciona uma sonda de perfuração

Equipadas com as mais modernas tecnologias para perfuração offshore, as novas unidades têm capacidade de operar em lâminas d’água de até 3 mil metros, perfurando poços até 10.000 metros. Para tanto, são equipadas com um sistema para geração de 50 MW de energia, suficiente para abastecer uma cidade de 100 mil habitantes – como São Pedro da Aldeia, RJ. A torre de perfuração é localizada no centro da unidade e, através de uma abertura no casco (moonpool), a coluna e os equipamentos de perfuração seguem até o fundo do mar, a partir de onde o poço é perfurado até atingir a jazida de petróleo. A torre principal dessas embarcações alcança 90 metros acima do nível do mar, equivalente a um prédio de 32 andares, e tem capacidade para içar 900 toneladas de carga, equivalente ao peso de 5 Boeings 747. O comprimento do navio-sonda é de 230 metros, o que equivale a duas vezes a altura do Edifício-Sede (Edise) da Petrobras.

As sondas de perfuração marítimas foram projetadas para perfurar poços submarinos com a vantagem de estocar grande quantidade de materiais (tubulação, equipamentos, líquidos e granéis) e operam sem o suporte de unidades marítimas de apoio ou de serviço.

Posicionamento dinâmico e propulsão

Uma sonda de perfuração para águas profundas mantém sua posição estável, durante a operação de execução de um poço, através de um sistema de posicionamento dinâmico, composto por propulsores (thrusters) e sensores acústicos, que elimina a necessidade de ancoragem no leito marinho. Essa tecnologia anula os efeitos ambientais provocados pelas correntes, ondas e vento, impedindo o deslocamento da unidade. Esse sistema suporta condições ambientais adversas na costa brasileira, como tempestades, sem necessidade de desconexão.

Os navios-sonda (NS), por terem o casco com forma de navio e características hidrodinâmicas favoráveis, utilizam seus propulsores alinhados para as navegações, o que permite longos e rápidos deslocamentos para atuar em diferentes áreas.  O NS-45, por exemplo, deve participar da construção de poços em todo o pré-sal brasileiro, nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos.

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A TGS e a Halliburton formaram uma parceria para trazer imagens sísmicas avançadas para o sensoriamento por fibra óptica.

As empresas afirmaram que fornecerão às operadoras uma visão avançada para determinar seu potencial de reservatório para produção de petróleo e gás ou armazenamento de carbono.

As soluções de detecção acústica distribuída Halliburton FiberVSP e Odassea irão integrar os fluxos de trabalho de imagens sísmicas da TGS que processam todo o campo de ondas sísmicas para gerar imagens de reservatório de alta resolução.

“Esta solução permite um melhor entendimento do reservatório para nossos clientes com um custo total de propriedade menor em relação à sísmica 4D convencional”, disse Jan Schoolmeesters, vice-presidente executivo da TGS.

“Para a TGS, esta colaboração atende às nossas iniciativas estratégicas para aumentar nosso foco em tecnologia e bacias maduras, capturar negócios mais repetíveis e oferecer aos clientes novas soluções de energia com boa relação custo-benefício, como monitoramento de armazenamento de carbono”.

O trabalho está em andamento para entregar esta solução combinada para vários projetos de monitoramento de reservatórios onshore e offshore, disseram as empresas.

A Diretoria Colegiada da ANP aplicou, pela primeira vez, em uma decisão, um dispositivo da Nova Lei do Gás (Lei nº 14.134, sancionada em 09 de abril de 2021). A deliberação da Diretoria da ANP refere-se ao procedimento para análise e aprovação dos pedidos de autorização de importação de gás natural enquanto não for publicada uma resolução da Agência para tratar do tema. A aplicação foi feita no último dia (13/5).

A Nova Lei do Gás retorna à ANP a competência para outorgar autorizações de importação e exportações de gás natural. Pela antiga Lei do Gás (Lei nº 11.909/2009), esta competência cabia ao Ministério de Minas e Energia, não tendo sido prevista regra de transição para os pedidos de autorização quando da sua revogação.

A decisão da diretoria deu-se no âmbito da análise de dois pedidos de prorrogação de autorizações de importações, em nome da Âmbar Energia Ltda. e Petróleo Brasileiro S.A., que, em vez de terem seus prazos prorrogados, tiveram outorgadas novas autorizações por parte da ANP, em substituição às portarias ministeriais autorizativas.

A aprovação dos procedimentos adotados teve como objetivo não gerar insegurança jurídica em relação aos pedidos de autorização de importação de gás natural. Ela evitou a criação de um vácuo jurídico processual, que poderia ocasionar impacto em todo os processos em análise, ou já analisados e pendentes de deliberação, com potencial reflexo no abastecimento nacional de gás natural.

UTE da Raízen Geo Biogás S.A., uma das maiores plantas de biogás do mundo, é a primeira entre as 200 usinas já certificadas pelo I-REC Standard que utiliza biogás para geração de energia elétrica

O I-REC Standard registou sua primeira usina de biogás no Brasil, a UTE Biogás Bonfim. O empreendimento, localizado em Guariba, em São Paulo, é uma das maiores plantas de biogás do mundo, com 21 MW de capacidade instalada.

O I-REC Service é um sistema global de rastreamento de atributos ambientais de energia projetado para facilitar a contabilidade confiável de carbono, para Escopo 2, compatível com vários padrões internacionais de contabilidade de carbono. A certificação, que no Brasil é emitida pelo Instituto Totum, confere à empresa a permissão para emissão e transferências de I-RECs (cada I-REC equivale a 1MWh de energia gerada) e permite aos usuários de eletricidade fazer uma escolha consciente e baseada em evidências para a energia renovável, em qualquer país do mundo.

Segundo o diretor do Insituto Totum, Fernando Lopes, a Certificação I-REC da UTE Biogás Bonfim (Raizen) é um marco para o Programa Brasileiro de Certificação de Energia Renovável.

“Agora, o programa conta com um portfólio completo de opções ao consumidor de energia renovável: dentro das 200 usinas já certificadas, além da energia eólica, hídrica, solar e de biomassa, agora temos também uma usina que usa como combustível o biogás. Pelo desenvolvimento do mercado, acreditamos ser a primeira de muitas outras que ainda virão”, afirmou.

A UTE Bonfim é fruto da joint venture entre Raízen e Geo Energética, a Raízen Geo Biogás S.A., com foco na produção de biogás a partir de resíduos agrícolas. Construída junto à usina Bonfim, unidade da Raízen com uma moagem de mais de 5 milhões de toneladas de cana por ano que gera elevado volume de vinhaça e torta de filtro e atendem às necessidades de um projeto de biogás em escala comercial, a vinhaça será operada na safra, e, a torta, ao longo do ano inteiro.

A unidade recebeu autorização da CPFL e ANEEL para comercializar energia. Com a autorização, a planta passou a fornecer a energia gerada ao grid. Dos 138 mil MWh por ano de capacidade instalada, 96 mil MWh serão vendidos dentro de um contrato negociado em leilão em 2016 do qual a Raízen foi a vencedora. O valor excedente de energia poderá ser negociado no mercado livre ou outros contratos.

Para o CEO da Geo Energética e presidente da Abiogás, Alessandro Gardeman, a certificação da primeira usina de biogás no Brasil aponta para o crescimento do mercado e consolida o energético entre as fontes de energia renovável com maior potencial de crescimento na matriz brasileira. “É a hora do biogás. Estamos crescendo e conquistando marcos importante, como a certificação I-REC para a primeira usina do energético no país. O Brasil tem o maior potencial para o aproveitamento do biogás no mundo, mas não utilizamos nem 2%. Acredito que o momento é de virada, com mais usinas certificadas, e novos empreendimentos surgindo. A energia gerada por biogás pode ser produzida durante o ano inteiro, o que oferece estabilidade energética para o sistema elétrico nacional e impacta o desenvolvimento econômico do País de maneira sustentável”, comentou.

A diretora de Transição Energética da Raízen e CEO da Raízen Geo Biogás, Raphaella Gomes, reforça que o reconhecimento contribui para a consolidação da tecnologia no tratamento dos resíduos agroindustriais de forma renovável e sustentável. “A certificação da planta de biogás da Raízen para emissão de I-RECs é mais um marco importante na nossa jornada de liderar a transição energética e apoiar os nossos clientes e parceiros a descarbonizar as suas atividades. A planta de Guariba, inaugurada em outubro de 2020, é uma das maiores do mundo e representa uma revolução no tratamento dos resíduos agroindustriais por meio do uso mais eficiente dos recursos naturais, contribuindo assim para descarbonização e economia circular.”

E a estatal não deve parar por aí, pois o diretor financeiro da empresa já reafirmou a intenção de continuar com o programa de venda de ativos

Petrobras concluiu, entre janeiro e maio deste ano, operações de desinvestimento que, somadas, vão gerar US$ 2,5 bilhões ao caixa da empresa. No mesmo período, entraram US$ 500 milhões com a venda de ativos.

Em coletiva de imprensa nesta sexta-feira (14), o diretor financeiro da companhia, Rodrigo Alves, reafirmou a intenção da estatal de dar continuidade ao programa de venda de ativos, inclusive de oito refinarias.

Até agora, foi concluída a negociação da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), instalada na Bahia. Além dela, estão em estágio avançado de venda a Refap (RS), Lubnor (CE) e SIX (PR).

Noites da arábia
Falando na RLAM — que foi, aliás, a primeira refinaria nacional de petróleo, a Petrobras comunicou ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) sua venda para o fundo de investimento Mubadala, dos Emirados Árabes.

O Conselho de Administração da petroleira aprovou  a negociação por US$ 1,65 bilhão em março, mas a finalização da venda para a MC Brazil Downstream Participações, empresa do grupo Mubadala Capital, ainda depende da aprovação da autarquia concorrencial.

A empresa informou que manterá normalmente a operação da refinaria e de todos os ativos associados até o cumprimento das condições precedentes e o fechamento da transação.

A Petrobras disse ainda que vai apoiar o Mubadala nas operações da RLAM durante um período de transição, por meio de um acordo de prestação de serviços.

A Eneva deu mais um passo importante para dar início à operação do campo de Azulão, na bacia de Amazonas, que faz parte de um projeto inovador e pioneiro: o projeto integrado Azulão-Jaguatirica. A companhia informou à ANP que iniciou o processo de comissionamento à quente do campo, etapa que demandou um breve teste de produção em um dos poços, em 13 de maio de 2021. O teste ocorreu na Unidade de Tratamento Primário e foi bem sucedido. Na sequência, serão realizados o comissionamento das unidades de autogeração e liquefação.  A empresa só voltará a produzir no local quando forem finalizadas as obras da Unidade de Tratamento de Gás de Azulão, instalação necessária para o completo comissionamento do projeto.

“Apesar dos desafios, seguimos confiantes na conclusão da etapa de comissionamento, que será seguida pelo carregamento das carretas criogênicas e a entrega da primeira carga de GNL para Jaguatirica, etapas previstas para o segundo trimestre deste ano”, destaca o gerente-geral do projeto integrado, Rafael Filippelli.

Localizado no município de Silves, o campo de Azulão será o primeiro a produzir gás natural na Bacia do Amazonas. O campo foi descoberto em 1999, mas somente depois da aquisição pela Eneva, em 2018, passou a receber investimentos que viabilizaram a sua operação, contribuindo com o desenvolvimento do interior do Estado a partir da geração de empregos, qualificação de profissionais locais, aumento da renda e recolhimento de impostos e royalties.

O campo de Azulão terá um cluster com 3 poços produtores de gás natural, uma estação de tratamento, uma unidade de liquefação, uma estação de armazenamento e carregamento de GNL (gás natural liquefeito), além de uma unidade de geração de energia de aproximadamente 20 MW para garantir autonomia na operação do campo.

Com investimento de R$ 1,9 bilhão, a Eneva vai produzir gás natural na Bacia do Amazonas, em Silves (AM), para abastecer a UTE Jaguatirica II que vai gerar energia para Roraima, a usina vai substituir parte da atual geração a diesel, com consequente redução de custos de geração e de emissões. O projeto integrado Azulão-Jaguatirica foi vencedor do leilão de 2019 da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

Iniciativa une sete dimensões que se conectam para construir um mundo melhor

A Braskem, alinhada com os objetivos de desenvolvimento sustentável da ONU para 2030, assumiu novos compromissos na busca por um futuro melhor para as próximas gerações. A empresa estruturou esses compromissos em macro-objetivos que se espelham em sete dimensões: saúde e segurança, resultados financeiros e econômicos, eliminação de resíduos plásticos, combate às mudanças climáticas, ecoeficiência operacional, responsabilidade social e direitos humanos e inovação sustentável. Para cada um deles, a Braskem definiu metas e objetivos claros.

“As sete dimensões de nossos macro-objetivos se conectam e promovem o desenvolvimento sustentável em sua totalidade. São compromissos com as pessoas e com o planeta. A eliminação de resíduos plásticos, a ampliação do portfólio I’m green^TM, a promoção da inclusão, equidade e diversidade, a neutralização das emissões de carbono até 2030 são exemplos de metas que já estamos perseguindo”, afirma Roberto Simões, presidente da Braskem.

Em saúde e segurança, a meta da Braskem é zerar as doenças ocupacionais e reduzir pela metade a frequência de acidentes de trabalho. Para isso, contará com ações de educação, gestão de terceiros e desenvolvimento de ferramentas de digital e de indústria 4.0 para melhoria dos aspectos de saúde, segurança e meio ambiente.

Na questão dos resultados financeiros, a Braskem tem como objetivo se colocar entre as melhores do mundo do índice Dow Jones de Desenvolvimento Sustentável, assim como adotar as melhores práticas globais com foco em ESG (sigla em inglês para meio ambiente, saúde e governança). Atualmente, os executivos da companhia, por exemplo, têm metas pessoais claramente vinculadas às metas ESG.

No esforço pela eliminação de resíduos plásticos, a companhia vai ampliar seu portfólio I’m green^TM para incluir, até 2025, 300 mil toneladas de resinas termoplásticas e produtos químicos com conteúdo reciclado; e, até 2030, 1 milhão de toneladas desses produtos. Até 2030, vai trabalhar para eliminar que 1,5 milhão de toneladas de resíduos plásticos seriam enviados para incineração, aterros, ou depositados no meio ambiente.

No combate às mudanças climáticas, as metas são reduzir em 15% as emissões diretas de gases de efeito estufa até 2030 e alcançar a neutralidade de carbono até 2050. Essas metas passam por ação de redução de emissões com foco em eficiência energética e o uso de energia renovável nas operações atuais, além da compensação de emissões com investimentos em químicos e polímeros de origem renovável.

Em ecoeficiência operacional, a meta é fazer uma gestão mais eficiente do uso de água, com iniciativas de reuso, e garantir 100% de uso de fontes seguras. Além disso, aumentar a eficiência energética.

Na dimensão responsabilidade social e direitos humanos, as metas são promover o desenvolvimento das comunidades do entorno das plantas industriais, ter mais mulheres em cargos de liderança e mais integrantes negros. Para garantir diversidade, a Braskem vem já adotando práticas como o chamado currículo às cegas, para promover a equidade de oportunidades, e a flexibilização de critérios para a contratação de pessoas, eliminando critérios que criavam barreiras de igualdade de inserção.

Por fim, a dimensão de inovação sustentável prevê aumentar a porcentagem de projetos sustentáveis no portfólio de inovação e tecnologia, alcançando 85% até 2025 e 90% até 2030.

A Braskem alcançou 85% dos objetivos estabelecidos no seu primeiro ciclo de melhoria de longo prazo entre 2009 e 2020.