Dia: 27 de agosto de 2021

A Enauta assinou um Memorando de Entendimento (MoU) com a Yinson para negociação direta e exclusiva de contratos de fornecimento de FPSO para o Sistema Definitivo (DS) do campo de Atlanta, no litoral do Brasil.

Conforme explicado pela Enauta nesta quinta-feira, o MoU estabelece o início de uma negociação direta e exclusiva para o fornecimento de FPSO, contemplando contratos de afretamento, operação e manutenção da unidade produtiva.

Carlos Mastrangelo , Diretor de Operações da empresa, afirmou: “O MoU representa uma oportunidade de avançar em decisões relevantes para o sucesso do processo licitatório do sistema definitivo de Atlanta e permite maior previsibilidade do início de operação e condições do DS de Atlanta” .

Ele acrescentou: “Chegamos a um acordo que corresponde às nossas expectativas de entregar um sistema de produção seguro e robusto. A Enauta também está alinhada com a Yinson na implementação de soluções que minimizem a intensidade de carbono por barril produzido ”.

Atualmente, o campo de Atlanta está produzindo por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços interligados ao FPSO Petrojarl I. Em março de 2021, a Enauta deu início à licitação do FPSO para o Sistema de Desenvolvimento Pleno (FDS) do campo de Atlanta .

A licitação do FPSO considera uma unidade com capacidade para processar 50 mil barris de óleo por dia, à qual serão interligados de 6 a 8 poços produtores, incluindo 3 poços já em operação no Sistema de Produção Antecipada.

O processo licitatório contempla a adaptação de um FPSO existente, ainda não implantado, o OSX-2, viabilizado por contrato de exclusividade com opção de compra firmado pela Enauta. Encontra-se em andamento a licitação dos demais serviços e equipamentos necessários ao desenvolvimento do DS.

A Enauta também entrou com um pedido junto ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ​​(IBAMA) para obter a licença prévia para o DS. A empresa espera tomar a decisão final de investimento do DS no início de 2022 para garantir o início da produção em meados de 2024.

No início desta semana, a Enauta retomou as operações completas no campo de Atlanta após uma falha no sistema de bombeamento e seus reparos.

A produção do Pré-sal no mês de julho totalizou 2,806 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente), sendo 2,221 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 93,1 MMm³/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural. Com isso, superou a produção de agosto de 2020, até então a maior já registrada, quando foram produzidos 2,776 MMboe/d.

Houve aumento de 3,4% em relação ao mês anterior e de 2,5% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 130 poços e correspondeu a 71,6% do total produzido no Brasil.

As informações estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de julho de 2021, publicado hoje (26/08) no site da ANP, que traz os dados consolidados da produção nacional. Também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Produção nacional

A produção nacional totalizou 3,920 MMboe/d, sendo 3,045 MMbbl/d de petróleo e 139 MMm³/d de gás natural. A produção de gás natural superou o recorde registrado em janeiro de 2020, quando foram produzidos 138,7 MMm³/d. A produção de petróleo voltou a um patamar de 3 MMbbl/d, que não era alcançado desde agosto de 2020, quando foram produzidos 3,084 MMbbl/d.

Houve aumento de 4,9% na produção de petróleo em comparação com o mês anterior e redução de 1,1% em comparação com julho de 2020. Já no gás natural houve aumento de 2,5% em comparação com o mês anterior e de 6,8% se comparado a julho de 2020.

Aproveitamento do gás natural

Em julho, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibilizados ao mercado 56,1 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 3,5 MMm³/d, um aumento de 12,4% se comparada ao mês anterior e uma redução de 12,1% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de julho, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 82,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,8% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em julho, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 917 Mbbl/d de petróleo e 42,3 MMm³/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 75, produzindo no campo de Búzios por meio de quatro poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 155.466 bbl/d.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 29 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,912 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 988.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 61.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 444,7 boe/d, sendo 146,8 bbl/d de petróleo e 47,4 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 284 boe/d.

Outras informações

No mês de julho de 2021, 262 áreas concedidas, três de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 38 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 58 são marítimas e 212 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.349 poços, sendo 502 marítimos e 5.847 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 6,5 % óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 93,145 Mboe/d, sendo 72,7 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 68,3 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 24,9 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.453 boe/d no Rio Grande do Norte, 8.472 boe/d na Bahia, 527 boe/d no Espírito Santo, 243 boe/d em Alagoas e 188 boe/d em Sergipe.

GNL e gás doméstico suprirão mercado pernambucano a partir de 2022

A Shell Brasil e a Companhia Pernambucana de Gás (Copergás) assinaram no último dia (26/08) um acordo de suprimento de gás natural válido para os anos de 2022 e 2023. Os volumes contratados pela Copergás – 750 mil m³ diários a partir de janeiro de 2022 e 1 milhão de m³ diários em 2023 – fazem parte do primeiro lote de contratação previsto no edital da chamada pública.

Segunda maior produtora de gás natural no Brasil, a Shell possui também um dos maiores portfólios globais de Gás Natural Liquefeito (GNL), que serão as duas alternativas de suprimento para a Copergás.

“Para a Shell Brasil, este primeiro acordo com uma distribuidora estadual de gás natural é uma demonstração de confiança em nosso suprimento. Ao mesmo tempo aumenta o número de potenciais supridores no mercado brasileiro e ajuda a reforçar a segurança energética do país com mais gás natural, um importante combustível de transição, e viabiliza o suprimento de gás desde o pré-sal até o estado de Pernambuco,” afirmou André Araujo, presidente da Shell Brasil. “Pernambuco conta com um parque industrial diversificado e em crescimento, e para diversos setores, o gás natural é um insumo estratégico,” acrescentou.

De acordo com o presidente da Copergás, André Campos, com essa iniciativa pioneira, a empresa pernambucana “assume posição de destaque no cenário nacional”, ao firmar esse primeiro acordo, pós nova Lei do Gás, para suprimento do produto. “A Copergás, além da diversificação dos supridores, busca proporcionar aos seus usuários maior competitividade e estabilidade de preços, frente às oscilações do petróleo no mercado internacional”, argumentou Campos.

A Copergás lançou o edital de suprimento no dia 17 de setembro de 2020, com o objetivo de diversificar os supridores do combustível e buscar preços mais competitivos, favorecendo o mercado em geral e os consumidores finais. Oito empresas se inscreveram, apresentando 18 propostas.

 

A Petrobras informa, sobre o processo de arrendamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA) e instalações associadas, que foi concluída a etapa de verificação de efetividade da proposta comercial e negociação, prevista no edital da licitação, tendo a empresa Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural Ltda. (Excelerate) avançado para a etapa de habilitação.

Uma vez recebida toda a documentação necessária para avaliação dos aspectos legais e econômico financeiros da Excelerate e tendo esta atendido a todas as exigências previstas pelo edital, o processo será encaminhado para homologação pelas autoridades competentes da Petrobras, visando à autorização da celebração dos instrumentos contratuais do arrendamento.

O arrendamento está alinhado com a estratégia da companhia de melhoria na sua alocação do capital e da construção de um ambiente favorável à entrada de novos investidores no setor de gás natural.

Para mais informações acesse https://petrobras.com.br/pt/canais-de-negocios/arrendamento-tr-ba/.