Dia: 1 de dezembro de 2021

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 02/08/2021, informa que assinou hoje contratos com a empresa SBM Offshore para afretamento e prestação de serviços do FPSO Alexandre de Gusmão, quarto sistema definitivo a ser instalado no campo de Mero, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. Os contratos seguem os mesmos parâmetros da carta de intenção assinada em agosto deste ano. A previsão é que unidade comece a produzir em 2025.

O FPSO, cuja sigla em inglês significa unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de óleo, será instalado a aproximadamente 160 quilômetros de Arraial do Cabo, no Rio de Janeiro, e terá capacidade de processamento de 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m³ de gás por dia. Os contratos terão duração de 22 anos e 6 meses, contados a partir da aceitação final da unidade.

O projeto prevê a interligação de 15 poços ao FPSO, sendo 8 produtores de óleo, 6 injetores de água e gás, 1 poço conversível de produtor para injetor de gás, através de uma infraestrutura submarina composta por dutos rígidos de produção e injeção e dutos flexíveis de serviços. Até o momento, o projeto já teve 4 poços perfurados e 2 completados.

Os contratos reforçam a atuação da Petrobras em parceria na área de E&P com foco em águas profundas e ultra-profundas. A companhia segue atuando de forma eficiente e competitiva, maximizando o potencial dos ativos e promovendo mais retorno para a empresa e para a sociedade.

Sobre o Campo de Mero

O campo de Mero é o terceiro maior do pré-sal e está localizado na área de Libra, operada pela Petrobras (40%) em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda. (20%), TotalEnergies EP Brasil Ltda. (20%), CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (10%), CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (10%) e Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que exerce papel de gestora desse contrato.

A previsão é que a produção do primeiro sistema definitivo de Mero (Mero 1) seja iniciada no ano de 2022, através do FPSO Guanabara, seguido por Mero 2 (FPSO Sepetiba), em 2023, e Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias), em 2024.

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidiu pela manutenção do teor de 10% de biodiesel no diesel para todo o ano de 2022. Segundo o Ministério de Minas e Energia (MME), a medida tem como objetivo preservar os interesses da sociedade, conciliando medidas para a contenção do preço do diesel com a manutenção da Política Nacional de Biocombustíveis, conferindo previsibilidade, transparência, segurança jurídica e regulatória ao setor.

A ANP realizou a cerimônia de entrega da edição 2020 do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica. O evento foi fechado a participantes da ANP e representantes dos projetos concorrentes, e teve transmissão ao vivo pelo canal da ANP no YouTube.

Criado em 2014,o Prêmio tem como objetivo reconhecer e premiar os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), que representem inovação tecnológica de interesse do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições de pesquisa credenciadas pela ANP, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com utilização total ou parcial de recursos provenientes da Cláusula de PD&I presente nos contratos de Exploração e Produção (E&P).

Na abertura da cerimônia, o Diretor da ANP Raphael Moura destacou a importância da Cláusula de PD&I. “Essa cláusula se converteu em ferramenta imprescindível para elevar e sustentar o nível tecnológico da nossa indústria, ainda mais considerando as mudanças recentes executadas pela ANP nos critérios de aplicação desses recursos, eliminando incertezas, estimulando startups e conferindo flexibilidade e rumo em relação aos aspectos de eficiência e transição energética. Esses recursos são muito significativos e já contribuíram para a construção e modernização de inúmeros centros de pesquisas e para a execução de milhares de projetos, dos quais temos tanto orgulho. Para se ter uma ideia, desde sua implementação, a Cláusula de PD&I gerou cerca de R$ 20 bilhões em investimentos. Somente em 2020, foram gerados R$ 1,64 bilhão e, em 2021, esse número será ainda maior”, afirmou.

Já o Diretor-Geral da Agência, Rodolfo Saboia, ressaltou, no encerramento do evento, o papel da pesquisa e desenvolvimento no momento atual. “Embora o setor de petróleo e gás natural ainda tenha hoje um papel preponderante na oferta mundial de energia, o mundo está caminhando para uma economia de baixo carbono, o que sinaliza para uma forte tendência de redução do uso de combustíveis fósseis no longo prazo. Estamos, portanto, em um momento em que precisamos de mais pesquisa, desenvolvimento e inovação para reduzir custos, aumentar a produção e manter o setor de petróleo e gás no Brasil competitivo em nível internacional. Além disso, temos a missão de posicionar o País como destaque no desenvolvimento tecnológico de fontes de energia renováveis relacionadas ao processo de transição energética que o mundo está atravessando”, disse.

A edição 2020 contemplou cinco categorias de projetos, sendo duas com temas inéditos: Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis e Tecnologias Submarinas (ambas para projetos desenvolvidos por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera). As demais categorias são: Exploração e Produção de Petróleo e Gás (para projetos desenvolvidos exclusivamente por instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera), Exploração e Produção de Petróleo e Gás (para projetos desenvolvidos por empresa brasileira, com ou sem participação de instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera) e Transporte, Dutos, Refino e Abastecimento (para projetos desenvolvidos por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera).

Além disso, foi realizada uma premiação para a Personalidade da Academia, com o objetivo de reconhecer e premiar uma pessoa física, relacionada a instituições de pesquisa, que tenha gerado contribuição relevante para a pesquisa e desenvolvimento de interesse do setor. A edição teve ainda uma premiação para a Personalidade da Indústria, para pessoa física relacionada à indústria, que tenha gerado contribuição relevante para inovação de interesse do setor.

Devido à pandemia de Covid-19, o cronograma da edição 2020 do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2020 foi prorrogado, com a cerimônia de premiação ocorrendo em 2021.

Veja abaixo os vencedores do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2020:

Categoria I: Projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”

– Título: Annelida – Unidade Robótica Remotamente Controlada para Quebra de Hidratos e Remoção de Parafinas Sem Sonda em Dutos Rígidos e em Linhas Flexíveis Não Pigáveis 

– Empresa Petrolífera: Petrobras
– Instituições: UFRGS; SENAI/SC; USP

Categoria II: Projeto(s) desenvolvido(s) por empresa brasileira, com ou sem participação de instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás” 

– Título: Plataforma robótica autônoma a operações rigless de perfilagem e intervenção em poços P&A  

– Empresa Petrolífera: Repsol Sinopec
– Instituição: PUC-Rio
– Empresa: Ouro Negro

Categoria III: Projeto(s) desenvolvido(s) por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino e Abastecimento” 

– Título: Produção e qualificação de protótipos de um mangote de offloading avançado segundo Guia OCIMF 2009 

– Empresa Petrolífera: Petrobras
– Instituição: UFRGS     

Categoria IV: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis” 

– Título: ARIEL – Sistema robótico autônomo para detecção de derramamento de óleo no mar  

– Empresa Petrolífera: Repsol Sinopec
– Instituição: UFRJ
– Empresas: Tidewise Engenharia e Serviços Navais; Farol Serviços em Inspeção e Manutenção de Embarcações    

Categoria V: Projeto(s) desenvolvido(s) por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática específica “Tecnologias Submarinas”. 

– Título: Desenvolvimento e avaliação experimental do sistema PipeACOM para dutos flexíveis 

– Empresas Petrolíferas: Petrogal e Petrobras
– Empresa: Símeros Projetos Eletromecânicos

Categoria “Personalidade da Academia”: Luís Fernando Alzuguir Azevedo

Professor associado da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-R), possui graduação e mestrado em Engenharia Mecânica pela PUC-RJ e doutorado em Engenharia Mecânica pela University of Minnesota. Atua nas áreas de transferência de calor e mecânica dos fluidos, combinando trabalhos de caráter fundamental com trabalhos aplicados, em estreita parceria com a indústria. É pesquisador nível 1 do CNPq desde 1995 e Cientista da FAPERJ. Foi pesquisador e professor visitante na Divisão de Cabos da Pirelli, na Universidade Bringham Young, nos EUA, e na Universidade de Lille, na França. É autor ou coautor de mais de 150 trabalhos técnicos em periódicos internacionais, capítulo de livros e anais de congressos. Sua interação com a indústria resultou no primeiro projeto multicliente internacional realizado com uma universidade brasileira na área de óleo e gás, financiado por 10 empresas dos EUA, Noruega, Equador, Colômbia e Brasil (1998).    

Categoria “Personalidade da Indústria”: Álvaro Alves Teixeira

Geólogo e engenheiro, formado em 1957, tem mais de cinco décadas de atividades no segmento de exploração e produção de petróleo e gás, tendo iniciado sua carreira na Petrobras em 1960. Atuou em diversas partes do mundo, morando no Oriente Médio e em vários países da América do Sul, quando foi indicado para diretor de E&P da Braspetro/Petrobras. De 1989 a 1993, foi Secretário-Geral da ARPEL, associação sem fins lucrativos que reúne empresas e instituições do setor de petróleo, gás e biocombustíveis na América Latina e no Caribe. Em seguida, foi Secretário-Executivo do IBP por 20 anos, onde desenvolveu diversas atividades e criou o fórum de E&P no Brasil e a Comissão de Regulamentação de E&P de Petróleo, com a participação de todas as empresas operadoras atuantes no país.

Veja mais informações sobre os projetos vencedores e a lista dos finalistas em cada categoria

Veja a gravação da cerimônia

Veja a galeria de fotos da cerimônia

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 22 de outubro de 2021, informa o início da fase vinculante referente à venda integral de sua participação (100%) no Campo de Catuá, pertencente ao Bloco Exploratório BC-60, localizado na Bacia de Campos, no Estado do Espírito Santo.

Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. A Petrobras segue concentrando cada vez mais os seus recursos em ativos em águas profundas e ultra-profundas, onde tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos, produzindo óleo de melhor qualidade e com menores emissões de gases de efeito estufa.

Sobre o Campo de Catuá

O Contrato de Concessão nº 48000.003560/97-49 refere-se à concessão exploratória do Bloco BC-60 adquirido na Rodada Zero da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Esse Contrato tem a Petrobras como operadora, com 100% de participação, e engloba outros campos além do Campo de Catuá, que não farão parte do presente processo de cessão de direitos.

A área da concessão está situada em águas territoriais do Estado do Espírito Santo, a cerca de 128 km da costa, em lâmina d’água que varia entre 1.700 e 1.950 m.

Existem 4 poços perfurados no Campo de Catuá, dos quais 3 constataram óleo leve em reservatórios carbonáticos.

A ANP consultou a Procuradoria Federal junto a Agência (PRG) para responder a dúvidas levantadas por agentes regulados sobre a aplicação da Resolução ANP nº 848/2021, que trata da celebração de Termos de Ajustamento de Conduta (TAC) relativo ao descumprimento de compromisso constante de cláusula de conteúdo local dos contratos de E&P. Por meio do Parecer n. 00357/2021/PFANP/PGF/AGU, aprovado pelo Despacho n. 01939/2021/PFANP/PGF/AGU, a PRG ratificou os entendimentos da ANP já expostos em reuniões com os agentes.

Segundo o parecer, o agente responsável pelo TAC deve ser a empresa detentora dos direitos do contrato de E&P no qual ocorreu o descumprimento da cláusula de conteúdo local, ou, no caso de consórcio, deve ser uma das empresas membro. Foi esclarecida também a responsabilidade solidária entre cedente e cessionário nos casos de cessão de direitos do contrato, com base na Resolução ANP nº 785/2019,  a qual não alcança o TAC, tendo em vista o caráter substitutivo deste, sendo o cedente (proponente do TAC) inteiramente responsável pelos compromissos celebrados.

Além disso, foi ratificado o entendimento de que é possível limitar o uso dos excedentes de conteúdo local nos compromissos do TAC a 10% do valor do TAC, a fim de que o objetivo principal da norma (novas aquisições de bens e serviços que detenham o potencial de estimular o crescimento da indústria nacional) seja atingido.

Por fim, a PRG não viu obstáculos ao entendimento da área técnica da Agência de permitir que os proponentes do TAC prevejam investimentos em áreas de terceiros (empresas detentoras de outros contratos de E&P e que não são proponentes do TAC) nos compromissos do TAC, cabendo apenas ao terceiro a anuência à realização dos investimentos, ficando este isento de qualquer responsabilidade pelo cumprimento do TAC. Entretanto, sobre este tema, a PRG recomendou que seja avaliada a necessidade de regulamentação dessa possibilidade de investimento.

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.