Dia: 6 de julho de 2021

A Sembcorp Marine, por meio de sua subsidiária brasileira Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), garantiu um contrato de aditamento com a Tupi BV no valor de cerca de US $ 175 milhões para as obras de modificação a serem concluídas no FPSO P-71.

A EJA foi anteriormente contratada para entregar a construção e integração dos módulos do FPSO P-71.

Projetado originalmente para o campo de Tupi, o FPSO P-71 agora passará por modificações e integração no EJA para implantação no campo de Itapu, disse a Sembcorp Marine na semana passada.

A saber, a Petrobras decidiu em outubro passado reatribuir o FPSO P-71 do campo de Tupi para o campo de Itapu, na costa do Brasil, em um esforço para focar em águas profundas e ultraprofundas. Com isso, foi cancelada a licitação para afretamento da plataforma que atenderia ao projeto Itapu.

Também foi acordado preparar um novo Plano de Desenvolvimento (PD) para o campo de Tupi, onde o FPSO deveria ser utilizado originalmente. A previsão é que o DP seja entregue à ANP em 2021.

O escopo de trabalho do EJA inclui a modificação dos sistemas existentes e a integração de sistemas adicionais à embarcação.

O P-71 é a sexta unidade de uma série projetada para operar na camada pré-sal. Medindo 316m de comprimento e 54m de largura, o FPSO P-71 é capaz de movimentar 150.000 barris de petróleo por dia e seis milhões de metros cúbicos padrão de gás natural em operação.

Tem capacidade de armazenamento de 1,6 milhão de barris de petróleo e pode acomodar 160 pessoas. A entrega da embarcação está prevista para o último trimestre de 2022.

Guhan Thangavelu , presidente da EJA disse: “Nosso EJA Yard, conhecido por ser um dos maiores e mais avançados estaleiros do Brasil para produtos e soluções offshore, está estrategicamente localizado na costa leste do Brasil para atender aos desenvolvimentos de campo no Atlântico, Golfo dos setores do México e da África Ocidental. Este projeto oferece uma oportunidade de mostrar as capacidades da EJA para realizar projetos de engenharia complexos e de grande escala com adaptação rápida de design e layout submarino superior ”.

“Agradecemos à Tupi BV e seus parceiros por escolherem a Sembcorp Marine e a equipe EJA para entregar mais um flutuador para aumentar seus ativos de classe mundial para implantação em águas profundas e ultraprofundas. Em meio aos desafios induzidos pela pandemia, continuamos comprometidos com a execução segura e oportuna do projeto ”.

Em setembro de 2019, a EJA entregou o novo FPSO P-68 para a Tupi BV, que atualmente está implantado nos campos de águas ultraprofundas de Berbigão e Sururu, na Bacia de Santos, no Brasil. A Petrobras iniciou a produção de petróleo e gás natural do campo de Berbigão em novembro de 2019.

Nova unidade na Replan, em Paulínia (SP) aumentará produção de diesel com baixo teor de enxofre

A Petrobras vai investir R$ 2,5 bilhões até 2025 para melhorar o seu parque de refinarias. A finalidade é aumentar a produção de derivados de maior valor agregado, menos poluentes e maior qualidade. Com essa decisão estratégica, a companhia busca posicionar-se de forma ainda mais competitiva na abertura do mercado de refino de petróleo no país. Dentre os projetos de maior relevância, estão previstas ampliações e adequações de unidades de hidrotratamento (HDT) para elevar a produção de diesel S10, um produto mais moderno e sustentável.

Como parte do programa, a Petrobras anunciou, na segunda-feira (28) o processo de contratação para implantação de uma nova unidade de HDT na Refinaria de Paulínia (Replan), no estado de São Paulo. Até 2025 esta planta entrará em operação e terá capacidade para produzir 10.000 m³/dia de Diesel S10, além de proporcionar o aumento da produção de querosene de aviação (QAV).

A modernização na Replan visa ao atendimento das especificações e quantidades demandadas pelo mercado futuro, de forma econômica, com segurança operacional e menores impactos ao meio ambiente. O processo de contratação tem abrangência nacional e internacional.

Além da Replan, a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro, e a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos (SP) são alvos de implantação de novos projetos.

Na Reduc, as obras para adequação da unidade de HDT ampliarão a capacidade de produção de Diesel S-10 dos atuais 5.000 m³/dia para 9.500 m³/dia.  As intervenções estão previstas para serem concluídas até o segundo semestre de 2023.

Outra refinaria que passará por adaptações é a Revap. Também com objetivo de ampliar a produção de Diesel S-10, as obras para adequação da unidade de hidrotratamento (HDT) de diesel têm previsão para conclusão até dezembro de 2025.

O Diesel S-10, de acordo com a Petrobras, é um produto mais moderno e sustentável, com menor teor de enxofre (apenas 10 ppm), que atende a especificações do mercado local e internacional, além de requisitos ambientais. Esse combustível também proporciona impactos positivos na redução de emissões de material particulado e de óxidos de nitrogênio. Além da diferença no teor de enxofre, o diesel S-10 tem maior nível de cetano, índice que mede a qualidade de ignição.

Investimentos nas refinarias

A Petrobras promove uma gestão ativa de portfólio, desinvestindo de alguns ativos para poder investir mais e melhor em outros negócios, que tragam maior retorno para a companhia. Seus investimentos têm sido expressivamente superiores em relação aos desinvestimentos.

No caso do refino, a gestão ativa de portfólio permitirá que a Petrobras concentre o foco dos seus investimentos nas cinco refinarias que permanecerão na companhia, todas com localização estratégica no mercado de refino nacional, incrementando tecnologias e a produção de combustíveis de maior valor agregado e respeito ao meio ambiente.

Além da Reduc, Replan e Revap, permanecerão no portfólio da companhia a Refinaria de Capuava (Recap) e a Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), ambas no estado de São Paulo. A Petrobras também está estudando a implantação de novas unidades para produção de lubrificantes avançados e de diesel S10 no Gaslub, em Itaboraí.

A Petrobras avalia que tais investimentos a fortalecem do ponto de vista estratégico, ao torná-la mais bem posicionada em um segmento no qual entrarão novos competidores. Desta forma, a empresa amplia sua capacidade de proporcionar ganhos consistentes para a sociedade tanto do ponto de vista ambiental quanto financeiro, oferecendo ao mercado um produto menos poluente e de melhor qualidade.

Seleção, no valor de R$22 milhões, é a maior do setor de energia. Tecnologias desenvolvidas com startups a partir dos investimentos do programa já começam a apresentar resultados.

A Petrobras vai promover, hoje (6/7), uma série de lives no Linkedin sobre os desafios propostos no 3º edital do Programa Petrobras Conexões para Inovação, a maior seleção de projetos de inovação para startups e pequenas empresas já aberta no setor de energia.

A Petrobras é a principal agregadora do ecossistema de inovação em energia do país e, neste edital, destinará um total de R$ 22 milhões. As selecionadas terão oportunidade de desenvolver soluções e modelos de negócios a partir de demandas da Petrobras, com potencial de escalar na indústria nacional e internacional. A companhia investirá em projetos de até R$ 500 mil e de até R$ 1,5 milhão, a depender da categoria do desafio (soft ou deep tech).

Durante as lives, os interessados em participar do edital poderão tirar dúvidas com especialistas da Petrobras sobre os desafios da seleção, nas áreas de eficiência energética, tecnologia de segurança, robótica, redução de carbono, modelagem geológica, tecnologia de inspeção e tecnologias digitais.

“A Petrobras é uma empresa altamente tecnológica e que fomenta os ambientes e sistemas de inovação no Brasil por meio de parcerias. Estamos cada vez mais buscando parcerias com startups e injetando recursos nelas para tirar ideias inovadoras do papel e transformá-las em realidade, ou seja, em negócios”, comenta Ricardo Ramos, coordenador do Programa Petrobras Conexões para Inovação.

Essa atuação em novas redes de inovação já está rendendo frutos para a empresa e para a sociedade. Nos dois editais anteriores, realizados em 2019 e 2020, foram contratadas 23 startups e pequenas empresas para desenvolver soluções em parceria tecnológica com a Petrobras. Um dos projetos selecionados é desenvolvido pela Mogai, empresa do Espírito Santo, que está desenvolvendo uma solução integrada entre câmera 3D móvel e inteligência artificial para monitoramento de corrosão e gestão de pintura industrial. O projeto está em fase de testes de campo, em terra e, posteriormente, será levado para o ambiente das plataformas de produção. A expectativa de entrega é para o primeiro semestre de 2022.

O PhotoCoat, nome dado à tecnologia, está sendo aperfeiçoado por meio da interação da Petrobras com a startup. “Nos últimos anos, a Petrobras construiu um complexo ecossistema de inovação. Com o apoio do Cenpes, que é maior centro de pesquisas da América Latina, com 147 laboratórios, mais de 8000 equipamentos e um corpo técnico altamente qualificado, somos capazes de desenvolver grandes soluções para os desafios do negócio. O programa Conexões para Inovação une a expertise tecnológica da companhia, que está no DNA da empresa, com as ideias inovadoras que chegam pelas startups. Como resultado dessa parceria, temos uma alquimia promissora, capaz de acelerar a inovação e alavancar o desenvolvimento de produtos e tecnologias competitivas, agregando mais valor para a companhia”, afirma o Diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolás Simone.

Seleção

Realizado em parceria com o Sebrae, o edital está com inscrições abertas até 1 de agosto. Além do investimento financeiro para o desenvolvimento das soluções tecnológicas, as startups vencedoras irão interagir com o corpo técnico da Petrobras, receberão capacitação empresarial para posicionamento de mercado e estruturação de planos de negócios, além da participação em Demo Days com as tecnologias desenvolvidas. O projeto poderá ser selecionado para uma etapa de implantação e teste piloto na Petrobras ou em qualquer outra empresa.

A partir de hoje (5/7), os interessados em conhecer mais sobre os desafios já podem acessar o canal do Youtube da Petrobras ou a plataforma de inscrição para acessar vídeos com mais detalhes.

Confira a programação das lives:

6/7, às 18h: Desafios de Tecnologias Digitais

7/7, às 18h: Desafios de Tecnologias Digitais e Modelagem aplicadas à Exploração, Reservatórios e Elevação e Escoamento

8/7 às 18h: Desafios de Robótica, Inspeção, Segurança, Redução de Carbono e Eficiência Energética

A ANP fiscalizou, de 28/6 a 1/7, 43 agentes do mercado de combustíveis e 12 caminhões em Santa Catarina, São Paulo, Minas Gerais e no Amazonas. Nas ações, os fiscais verificam se as normas da Agência – como o atendimento aos padrões de qualidade dos combustíveis, o fornecimento do volume correto pelas bombas, apresentação de equipamentos e documentação adequados, entre outras – estão sendo cumpridas.

Santa Catarina

Oito postos foram fiscalizados em operação conjunta com o Procon Municipal em Florianópolis. Os fiscais estiveram nos bairros de Capoeiras, Centro, Coqueiros, Ingleses do Rio Vermelho, Jurerê Internacional, Monte Verde e Rio Tavares. Nenhuma irregularidade foi constatada.

Em Sombrio, em ação com o Procon Municipal, foram fiscalizados seis postos nos bairros Centro, Furnas, Nova Brasília, Parque das Avenidas, São Luiz e Vila São Pedro. Não houve autuações.

Nas cidades de Balneário Barra do Sul, Brusque, Joinville e São Francisco do Sul, foram fiscalizados 10 postos de combustíveis e um transportador-revendedor-retalhista (TRR). Três postos foram autuados por não contarem com os equipamentos necessários para a realização das análises de combustíveis quando solicitadas pelos consumidores. Esses estabelecimentos estão localizados em São Francisco do Sul (Bairro Reta), Brusque (Centro) e Barra do Sul (Bairro Pinheiros).

São Paulo

Em uma força tarefa com a participação da Polícia Civil (DPPC) e do Ipem-SP, a ANP fiscalizou três postos de combustíveis na capital paulista, sendo que em dois foram encontradas irregularidades.

Uma revenda, no bairro Jardim Colonial, foi autuada e interditada totalmente por operar sem autorização da ANP, romper lacres de interdição anterior, dar destinação não permitida a produto apreendido e comercializar gasolina C comum fora das especificações, apresentando teor de etanol anidro de 67%, enquanto o correto é de 27% com variação de 1% para mais ou para menos, além de outras irregularidades de menor gravidade.

Outro posto, no bairro Guarapiranga, foi autuado e teve seus tanques de gasolina comum e de gasolina aditivada interditados porque os produtos armazenados estavam fora das especificações da ANP, com teor de etanol anidro acima do permitido, chegando a 46% na gasolina comum.

Em Guararema, a ANP e a Agência Nacional de Transporte Terrestre (ANTT) realizaram uma operação de fiscalização integrada do transporte de produtos perigosos, em uma barreira fiscal, na Rodovia Presidente Dutra, km178,5. Foram verificados o cumprimento das normas de segurança, a regularidade da documentação fiscal, a devida lacração dos compartimentos e a qualidade dos combustíveis automotivos transportados. Ao todo, 12 caminhões foram inspecionados, sendo que seis transportavam combustíveis. Não foi constatada qualquer irregularidade por parte da ANP.

Minas Gerais

Os fiscais da ANP estiveram nas cidades de Comendador Gomes, Bom Jesus do Amparo, São Gonçalo do Rio Abaixo, Itatiaiuçu e Belo Horizonte. Ao todo, foram fiscalizados 15 agentes econômicos.

Na cidade de Comendador Gomes, no Triângulo Mineiro, a ANP participou de uma ação conjunta com a Polícia Rodoviária Federal. Houve interdição e apreensão em uma revenda clandestina de combustíveis líquidos que funcionava utilizando-se das instalações de um antigo posto desativado. Foram apreendidos diversos galões e bombonas cheios de combustíveis. Nas outras cidades fiscalizadas, foram encontradas irregularidades nos agentes econômicos quanto à documentação, entre outros itens.

Amazonas

A ANP e a ANTT realizaram ação conjunta na BR174, em Manaus. A ANP foi verificou a documentação fiscal e de qualidade do produto. Não foram constatadas irregularidades.

Consulte os resultados das ações da ANP em todo o Brasil

Os resultados das ações da ANP estão disponíveis no Painel Dinâmico da Fiscalização do Abastecimento. É possível consultar os dados públicos dos documentos de fiscalização lavrados, bem como elementos sobre as operações realizadas em cada município e os segmentos de mercado fiscalizados. A base de dados é atualizada mensalmente, com prazo de dois meses entre o mês da fiscalização e o mês da publicação, devido ao atendimento de exigências legais e aspectos operacionais.

Os estabelecimentos autuados pela ANP estão sujeitos a multas que podem variar de R$ 20 mil a R$ 5 milhões. As sanções são aplicadas somente após processo administrativo, durante o qual o agente econômico tem direito à ampla defesa e ao contraditório, conforme definido em lei.

Denúncias sobre irregularidades no mercado de combustíveis podem ser encaminhadas ao Fale Conosco ou por ligação gratuita pelo telefone 0800 970 0267.

A produção de gás natural no Brasil aumentou 17,7% em maio de 2021, em relação ao mesmo mês de 2020, totalizando 135 MMm3/d (milhões de m3 por dia). Na comparação com abril de 2021, o crescimento foi de 2,4%. Os dados estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de maio de 2021, publicado hoje (1/7) pela ANP.

A produção de petróleo no mês totalizou 2,932 MMbbl/d (milhões de barris por dia), redução de 1,4% com relação a abril e aumento de 6,0% na comparação com maio de 2020. Já a produção somada de petróleo e gás foi de 3,778 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

As informações também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal

A produção do Pré-sal foi de 2,129 MMbbl/d de petróleo e 89,0 MMm³/d de gás natural, totalizando 2,689 MMboe/d. Houve uma redução de 2,6 % em relação ao mês anterior e um aumento de 13,8% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 125 poços e correspondeu a 71,2% do total produzido no Brasil.

Aproveitamento do gás natural

Em maio, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 57,9 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 2,9 MMm³/d, um aumento de 2,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de março, os campos marítimos produziram 96,9% do petróleo e 83,1% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 93,4% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em março, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 891 Mbbl/d de petróleo e 41,1 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 143.075 bbl/d.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 32 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,948 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.014.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 380,4 boe/d, sendo 97,9 bbl/d de petróleo e 44,9 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 274,8 boe/d.

Outras informações

No mês de maio de 2021, 255 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 57 são marítimas e 206 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.412 poços, sendo 490 marítimos e 5.922 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,1, sendo 2,3% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 91,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,6 % óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 95,2 Mboe/d, sendo 75,1 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 72,9 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 22,3 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.269 boe/d no Rio Grande do Norte, 6.155 boe/d na Bahia, 492 boe/d no Espírito Santo, 249 boe/d em Alagoas e 189 boe/d em Sergipe.

O oitavo contrato de capacidade de transporte de gás natural é de 741 mil m³/dia

A TBG celebrou, com vigência desde o dia 1º de julho, o primeiro contrato de curto prazo trimestral para o mercado. Ao todo serão recebidos 741 mil m³/dia de gás natural da Petrobras na entrada da Estação de Medição de Campinas – SP (EMED Gascar) até o dia 30 de setembro. Este é o maior volume contratado em uma única rodada até o momento, desde que a modalidade passou a estar disponível para o mercado.

Já são oito contratos de capacidade de transporte de gás natural de curto prazo firmados entre as empresas em 2021, o primeiro trimestral. Os sete anteriores foram na modalidade mensal.

A oitava negociação aconteceu na sétima rodada de oferta, realizada em junho, pela TBG. Ao todo, a Petrobras já contratou mais de 3,3 milhões de m³/dia. Em janeiro deste ano foi contratado o transporte de 495 mil m³/dia de gás natural nas saídas MS1 e SC1 (Mato Grosso do Sul e Santa Catarina), em fevereiro 430 mil m³/dia (MS1), em março 455 mil m³/dia (MS1 e SP4 – São Paulo), em abril 430 mil m³/dia (MS1) e em junho 727 mil m³/dia na entrada da EMED Gascar.

A aquisição dos produtos de curto prazo é realizada no endereço eletrônico ofertadecapacidade.tbg.com.br, que é um ambiente digital de comercialização de produtos e serviços desenvolvido pela TBG.

A oferta dos produtos de curto prazo é perene e permanece disponível durante todo o calendário de 2021, possibilitando aos agentes do mercado a aquisição de qualquer um dos produtos disponíveis (trimestral, mensal e diário). A partir do dia 05 de julho, a TBG inicia a Rodada 8 da oferta de capacidade de produtos de curto prazo.