Dia: 30 de novembro de 2021

A SBM Offshore assinou contratos com a Petrobras para os 22,5 anos de locação e operação do FPSO Alexandre de Gusmão.

Esses contratos seguem a assinatura da Carta de Intenções vinculativa, conforme anunciado em 3 de agosto de 2021, quando a Decisão Final de Investimento para o projeto também foi tomada.

O FPSO Alexandre de Gusmão será implantado no campo de Mero, na Bacia de Santos, offshore do Brasil, a aproximadamente 160 quilômetros de Arraial do Cabo, estado do Rio de Janeiro. Este será o quarto sistema definitivo a ser instalado no campo Mero e o quinto casco MPF da SBM Offshore foi alocado para este projeto.

A SBM Offshore encomendou seu quarto e quinto cascos no programa Fast4Ward da empresa em dezembro de 2019. Os cascos foram encomendados da Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding and Offshore (SWS) e da China Merchants Industry Holdings (CMIH).

Mero é um projeto de responsabilidade do Consórcio Libra, no qual a Petrobras é a operadora com 40 por cento com os sócios Shell Brasil com 20 por cento, TotalEnergies com 20 por cento, CNODC e CNOOC Limited com 10 por cento cada, juntamente com a Pré-sal Petróleo SA (PPSA) como gestora deste contrato.

SBM Offshore está progredindo com o projeto e construção usando seu programa Fast4Ward . O FPSO terá capacidade para processar 180 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O primeiro óleo é esperado em 2025.

O projeto prevê a interligação de 15 poços ao FPSO, sendo 8 produtores de petróleo, 6 injetores de água e gás, 1 poço conversível de produtor para injetor de gás, por meio de uma infraestrutura submarina composta por dutos rígidos de produção e injeção e dutos de serviços flexíveis. Até o momento, o projeto teve quatro poços perfurados e dois concluídos.

A produção do primeiro sistema Mero definitivo (Mero 1) está prevista para começar em 2022, por meio do FPSO Guanabara, seguido do Mero 2 (FPSO Sepetiba), em 2023, e do Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias), em 2024.

A PXGEO concluiu o programa de aquisição de nó de fundo do oceano (OBN) de linha de base 4D no campo Sapinhoá ​​em águas profundas na Bacia de Santos.

O projeto de quatro meses usando a tecnologia Manta OBN proprietária da PXGEO foi concluído no final de outubro, dentro do cronograma do projeto acordado, disse o pesquisador sísmico.

A Petrobras é a operadora da concessão onde se situa o campo de Sapinhoá ​​com 45% de participação, em parceria com a Shell Brasil Petróleo com 30% de participação e a Repsol Sinopec Brasil com os restantes 25%.

Seabed Geosolutions iniciou a primeira das duas aquisições sísmicas do projeto de monitoramento do campo Sapinhoá ​​em meados de junho.

Para lembrar, a PXGEO adquiriu a Seabed Geosolutions da Fugro no início do ano por US $ 16 milhões em dinheiro. A compra incluiu o estoque de nós da Seabed, equipamentos de manuseio, tecnologia relacionada e carteira de pedidos OBN.

Petrobras arrematou todos os lotes; estimativa de arrecadação é de R$ 25 bilhões

Foi realizado na última sexta, na B3, o leilão promovido pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) para a comercialização de petróleo da União dos campos de Búzios, Sapinhoá,Tupi e da Área de Desenvolvimento de Mero.

Ao todo foram comercializados 55,7 milhões de barris da parcela de petróleo da União, com estimativa de arrecadação de R$ 25 bilhões em cinco anos. O leilão teve como objetivo a seleção da proposta mais vantajosa, com critério de melhor diferencial sobre o Preço de Referência fixado pela ANP, para a celebração de contrato de comercialização de petróleo da União.

As cargas foram leiloadas em quatro lotes, um para cada campo produtor, e todos foram arrematados pela Petrobras. No primeiro lote, de Búzios, a empresa apresentou proposta de ágio de R$ 65,00, em relação ao Preço de Referência (PR) do petróleo de Búzios estabelecido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em contrato que contempla aproximadamente 6,6 milhões de barris por 36 meses.

O segundo lote leiloado foi o de Sapinhoá. Para este, a Petrobras ofertou proposta de ágio de R$ 7,35, em relação ao PR de Sapinhoá estabelecido pela ANP, para aproximadamente 2,4 milhões de barris em um contrato de 60 meses.

Com a proposta de ágio de R$ 3,35, em relação ao PR estabelecido pela ANP, Petrobras venceu o leilão referente ao terceiro lote, o Tupi, com contrato para aproximadamente 3,3 milhões de barris por 60 meses.

Por fim, o quarto lote, da Área de Desenvolvimento de Mero, foi arrematado pela Petrobras com uma proposta de ágio de R$ 52,00, em relação ao PR estabelecido pela ANP, em contrato de aproximadamente 43,4 milhões de barris por 36 meses.

É importante frisar que os volumes são estimativas da futura parcela de petróleo da União nestes campos, que contemplam as incertezas inerentes ao processo. Isso significa que, ao arrematar um lote, o comprador terá disponível toda a carga nomeada no período, ainda que seja maior ou menor ao volume estipulado no edital.

“Todos os lotes saíram na primeira etapa do leilão e com ágio, o que é muito positivo. Hoje estamos licitando 55 milhões de barris, mas há muito por vir. Que seja só o começo de muitas conquistas que tenhamos ao longo da década”, afirmou Eduardo Gerk, Diretor-Presidente da PPSA.

“Este é o 3º leilão de Petróleo da União realizado aqui na B3 pela PPSA, responsável pela gestão dos contratos de comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União. Nós, aqui da bolsa do Brasil, temos muito orgulho de sermos escolhidos pela PPSA e pelo Ministério de Minas e Energia como parceiros para a realização deste leilão e estamos de portas abertas para apoiar iniciativas como essa que ajudam a trazer investimentos privados, eficiência, produtividade e desenvolvimento para o país”, disse Mônica Salles Lanna, Gerente de Processos Licitatórios da B3.

Clique aqui e assista ao vídeo do leilão.

Sobre a B3

A B3 S.A. (B3SA3) é uma das principais empresas de infraestrutura de mercado financeiro do mundo e uma das maiores em valor de mercado, entre as líderes globais do setor de bolsas. Conecta, desenvolve e viabiliza o mercado financeiro e de capitais e, junto com os clientes e a sociedade, potencializa o crescimento do Brasil.

Atua nos ambientes de bolsa e de balcão, além de oferecer produtos e serviços para a cadeia de financiamento. Com sede em São Paulo e escritórios em Chicago, Londres, Singapura e Xangai, desempenha funções importantes no mercado pela promoção de melhores práticas em governança corporativa, gestão de riscos e sustentabilidade.

B3. Com o mercado, para o futuro.

Sobre a PPSA

A PPSA é uma estatal federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), instituída em 2013. A empresa atua em três frentes: gestão dos contratos de Partilha de Produção, representação da União nos Acordos de Individualização da Produção e gestão da comercialização da parcela de petróleo e gás da União.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 11/05/2021, informa que, após a retomada das negociações com a Proquigel Química S.A., subsidiária da Unigel Participações S.A., para o arrendamento da Usina Termelétrica TermoCamaçari (UTE TermoCamaçari), localizada no estado da Bahia, a negociação foi finalizada com êxito e o contrato de arrendamento do ativo foi assinado hoje, com vigência até agosto de 2030.

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 participantes no segmento de gás e energia.A UTE TermoCamaçari é uma usina termelétrica movida a gás natural situada em Camaçari, na Bahia, com capacidade instalada de 120 MW. Antes da revogação da outorga de geração, ocorrida em 16/03/2021, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 9.781, a unidade operava sob demanda, com base nas decisões do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Sobre a Unigel

A Unigel é uma das maiores empresas químicas brasileiras, com posição de liderança em estirênicos, acrílicos e fertilizantes nitrogenados na América Latina. A empresa atua no segmento de fertilizantes por meio da subsidiária Proquigel Química S.A. Em 2019, a empresa arrendou da Petrobras as fábricas de fertilizantes nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) e de Sergipe (Fafen-SE).

Equipamento ajudará em previsões meteorológicas e oceanográficas e na identificação de objetos à deriva no mar

No último dia (24/11), foi inaugurado o Servidor de Alto Desempenho Apollo K 6000, adquirido através de uma parceria entre Shell, Prooceano e Marinha do Brasil, no projeto Sistema de Planejamento e Apoio à Decisão em Operações de Busca e Salvamento (SPAD-SAR). O equipamento ficará no Centro de Hidrografia da Marinha, em Niterói (RJ), e ajudará em previsões meteorológicas e oceanográficas e na identificação de objetos à deriva no mar, promovendo mais agilidade e segurança em operações de navegação. Com capacidade para mapear diariamente 60 mil produtos diferentes, o servidor possibilitará melhor acompanhamento da movimentação desses objetos através de técnicas de modelagem computacional de partículas e algoritmos de alto desempenho, facilitando o início do processo de busca e salvamento no mar.

O projeto, viabilizado por meio da cláusula de investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação, da Agência Nacional de Petróleo (ANP), envolve um aporte estimado de R$ 7 milhões e será integralmente executado no Brasil em um prazo de três anos.

A Expro garantiu quatro contratos significativos de acesso a poços submarinos no Sudeste Asiático e na Austrália no valor de mais de US$ 50 milhões.

A empresa conquistou dois contratos na Austrália e dois na Malásia.

Na Austrália, a Expro obteve um contrato multimilionário para o abandono de 18 poços submarinos e a remoção de árvores de produção em águas abertas. O projeto exigirá que a Expro entregue uma solução submarina integrada, incluindo seu Intervention Riser System (IRS) líder do setor, para acessar os poços e realizar o trabalho de tamponamento e abandono.

Também na Austrália, a Expro foi contratada para entregar um programa integrado para um novo desenvolvimento submarino. O contrato principal incluirá a entrega de um pacote completo de coluna de aterrissagem de completação submarina e um sistema de teste de poço de superfície de alta taxa sob medida.

Na Malásia, a Expro obteve um contrato de sete dígitos para o fornecimento de equipamento de coluna de pouso submarino eletro-hidráulico de grande diâmetro para uma nova campanha submarina em águas profundas. A Expro foi selecionada devido ao seu excelente desempenho operacional em campanhas semelhantes na área durante 2019 e 2020.

Também na Malásia, a Shell concedeu à Expro um contrato substancial para o fornecimento de um pacote integrado de coluna de pouso submarina para o campo de águas profundas Gumusut-Kakap. O contrato é para um escopo fixo de trabalho em quatro poços de desenvolvimento.

Graham Cheyne, vice-presidente de Well Access and Subsea da Expro, comentou: “A concessão desses contratos significativos aumenta nossa forte reputação como líder global no espaço de acesso de poços submarinos e nos permite demonstrar ainda mais nossas capacidades nos crescentes mercados asiático e australiano . Isso segue a ampliação de nossas capacidades de intervenção submarina durante 2019 e 2020, com a conclusão de operações bem-sucedidas de IRS em águas profundas na Mauritânia.

“À medida que a atividade no setor internacional de petróleo e gás submarino aumenta após vários anos desafiadores, nosso portfólio de serviços único e integrado, junto com a experiência reconhecida da indústria e excelência operacional, coloca a Expro em uma posição muito forte para apoiar todas as atividades de acesso a poços submarinos de nossos clientes.”

Mrinal Vohra, vice-presidente regional da Expro para a Ásia-Pacífico, acrescentou: “O excelente histórico de segurança da Expro, juntamente com nosso desempenho de qualidade de serviço e amplo conhecimento operacional na Ásia e na Austrália, garante que possamos oferecer excelência técnica e operacional com segurança aos clientes nesta região. Estamos ansiosos para executar o escopo de trabalho associado a essas múltiplas concessões de contratos para melhorar nossa já forte posição no mercado submarino. ”

A ANP realizou, na última sexta-feira (26/11), audiência pública sobre a minuta de resolução que trata da definição e do enquadramento de campos e acumulações de petróleo e gás natural que apresentem economicidade ou produção marginal.

Na abertura da audiência, a Diretora da ANP Symone Araújo falou sobre os benefícios que serão trazidos pela nova norma para a indústria de petróleo e gás brasileira. “Com a definição e o enquadramento de campos e acumulações marginais, essa resolução será catalisadora para que possamos discutir outros elementos, já presentes na agenda regulatória da ANP para o biênio 2022-2023, como incentivos à produção nesses campos e a empresas de pequeno e médio portes”, afirmou.

A Diretora apresentou ainda o impacto da resolução nos campos já existentes. “Essa resolução vai impactar mais de 200 campos terrestres em fase de produção, que representam aproximadamente 75% dos campos produtores onshore. Também estamos falando de cerca de 30 campos em águas rasas, representando 58% dos campos nesse ambiente; de mais de 20 campos em águas profundas, correspondendo a 65% desses campos; e, por fim, de aproximadamente 20 campos com declaração de comercialidade foi feita há mais de 10 anos, mas cuja produção nunca foi viabilizada”, disse.

A minuta proposta define campo marginal como o campo cujo contrato seja oriundo de licitação específica de áreas inativas com acumulações marginais ou no qual as atividades de desenvolvimento e produção apresentem economicidade ou produção marginal, nos termos a serem definidos pela resolução proposta. Já acumulação marginal é a acumulação de petróleo ou de gás natural, localizada em área de campo que se encontra na fase de produção, que não apresente reservas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR), cujo desenvolvimento e operação apresente economicidade marginal, nos termos a serem definidos pela resolução proposta.

O texto passou por consulta pública de 45 dias, durante a qual foram recebidas mais de 53 contribuições. As sugestões recebidas na consulta e na audiência serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da diretoria colegiada da Agência, antes de sua publicação.