Dia: 21 de dezembro de 2021

A Enauta assinou uma Carta de Intenções (LoI) com a Yinson para o fornecimento, operação e manutenção de uma embarcação flutuante, de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO), que será usada no campo de Atlanta.

A Enauta informou que o negócio foi assinado com a Yinson Holdings Berhad, por meio de sua subsidiária Yinson Acacia. O custo de aquisição e adaptação do FPSO será de cerca de US $ 500 milhões.

Lim Chern Yuan , CEO do Grupo Yinson, comentou: “Estamos confiantes de que o ótimo relacionamento de trabalho entre a Yinson e a Enauta, que tem sido a base de nossas frutíferas negociações de MoU e LOI, continuará nos ajudando na execução do projeto e suas operações subsequentes. Acreditamos que isso permitirá que ambas as partes alcancem nosso objetivo comum de fazer avançar a indústria de energia do Brasil por meio de soluções tão sustentáveis ​​quanto possível ”.

Compreendendo as atividades iniciais relacionadas à engenharia de detalhamento e compromissos de item de longo prazo do FPSO OSX-2, este negócio considera a adaptação da unidade FPSO pela Yinson por meio de um contrato Turnkey de Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI) com garantia, operação e manutenção por 24 meses.

Flemming Grønnegaard , CEO da Yinson Offshore Production, disse que tecnologias de redução de emissões foram incluídas no projeto do FPSO e acrescentou: “Acreditamos que o compromisso conjunto de Yinson e Enauta em projetos pioneiros de baixa emissão abrirá o caminho para a indústria de FPSO contribuir para mitigar os problemas mundiais de mudança climática. ”

O novo FPSO, para o qual a Enauta tem opção de compra exclusiva, está previsto para ser utilizado no Sistema Definitivo (DS) do campo de Atlanta. Antes do início da produção do DS, Yinson terá a opção de compra da unidade vinculada ao financiamento.

Caso a opção seja exercida, ela ficará vinculada a contratos de afretamento, operação e manutenção pelo prazo de 15 anos, podendo ser prorrogados por mais cinco anos, totalizando R $ 2 bilhões pelo prazo de 20 anos.

Carlos Mastrangelo , COO da Enauta, explicou: “Em nosso entendimento com a Yinson, temos garantido continuamente a implementação de tecnologias viáveis ​​para minimizar as emissões de carbono. Reafirmamos que a adaptação desta unidade FPSO será um projeto pioneiro em termos de emissões evitadas, otimizando sua eficiência operacional e ambiental. ”

A assinatura deste acordo segue a assinatura de um Memorando de Entendimento (MoU) vinculativo entre Yinson e Enauta em 27 de agosto de 2021 para se envolver em negociações exclusivas para o fornecimento potencial e afretamento do FPSO.

De acordo com a Enauta, o processo de licitação para selecionar os principais fornecedores de equipamentos está progredindo conforme planejado, enquanto o capex relacionado à perfuração de poços e equipamentos submarinos continua estimado em US $ 500-700 milhões.

Localizado na Bacia de Santos, o campo de Atlanta é operado pela Enauta Energia, uma subsidiária integral da Enauta, que também possui 100 por cento de participação neste ativo. O campo está atualmente produzindo por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços conectados ao FPSO Petrojarl I.

Na semana passada, a Enauta informou que foi aprovada a perfuração de um poço adicional no EPS do campo de Atlanta. O novo poço deve iniciar a produção no início de 2023.

É importante notar que o FPSO do campo de Atlanta será a terceira adjudicação do projeto da Yinson no Brasil, com os dois ativos anteriores a caminho de serem concluídos em 2023 e 2024 , respectivamente.

A TotalEnergies e a Petronas aumentaram seu portfólio de ativos e produção no pré-sal da Bacia de Santos, após licitações em campos de petróleo, operados pela Petrobras no Brasil.

A Petronas adquiriu participação no campo Sépia durante a rodada de licitações, enquanto a TotalEnergies conseguiu obter participações não operadas nos campos de Atapu e Sépia.

Datuk Tengku Muhammad Taufik , Presidente da Petronas e CEO do Grupo, comentou: “A Petronas está extremamente animada com o resultado da rodada de licitações que marca nossa entrada na Bacia de Santos. Isso sinaliza nosso compromisso em fortalecer nossos empreendimentos no Brasil, que oferece as bacias mais prolíficas do mundo. Estabelecer nossa presença nas Américas está alinhado com nossa estratégia de crescimento global. ”

A empresa agora tem uma participação não operada de 21 por cento no campo Sépia.

“Mesmo trabalhando em estreita colaboração com nossos parceiros, em conjunto com o apoio do Governo Anfitrião, a Petronas continuará focada na busca pela criação de valor enquanto continua nossos esforços de descarbonização a fim de desenvolver e monetizar de forma sustentável o campo de Sépia,” explicou Taufik.

A TotalEnergies informou que a empresa e seus co-empreendedores tiveram sucesso na conquista dos Contratos de Partilha de Produção (PSC) dos campos de petróleo do pré-sal de Atapu e Sépia, oferecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em a Rodada de Licitações do Excedente da Transferência de Direitos (TdR).

Patrick Pouyanné , Presidente e CEO da TotalEnergies, comentou: “Com as licitações bem-sucedidas em Atapu e Sépia, a TotalEnergies expande ainda mais sua presença e produção no pré-sal da Bacia de Santos, uma área de crescimento chave para a empresa. Estas são oportunidades únicas para acessar as gigantescas reservas de petróleo de baixo custo e baixas emissões, em linha com a nova estratégia da TotalEnergies. ”

Com base na declaração da TotalEnergies, a produção de ambos os campos contribuirá para aumentar a produção da empresa no Brasil a partir da data de vigência do PSC planejada até o final de abril de 2022, com 30.000 boe / d em 2022 crescendo para 50.000 boe / d a partir de 2023.

“O aumento de nossa presença no Brasil nos permitirá acelerar a reestruturação de nosso portfólio de petróleo em direção a recursos de hidrocarbonetos de baixo custo e baixas emissões que contribuirão para transformar a TotalEnergies em uma empresa multenergética sustentável”, acrescentou Pouyanné.

A empresa agora detém 22,5 por cento de participação não operada no campo de Atapu e 28 por cento no campo de Sépia.

“Esses ativos se beneficiam de produtividades de poço líderes mundiais para manter os custos bem abaixo de 20 $ / boe. Eles também alavancam inovações tecnológicas para limitar as emissões de gases de efeito estufa bem abaixo de 20 kg / boe ”, concluiu Pouyanné.

Para lembrar, a Petrobras, como operadora dos campos,  acertou as regras para a venda dos campos de Sépia e Atapu  em abril de 2021 e aprovou acordo com o governo sobre indenizações que devem ser pagas à empresa em caso de leilão de reservas .

Mais tarde naquele mês, a Petrobras anunciou sua intenção de exercer seus direitos de preferência e licitar por esses campos de petróleo em águas profundas, acrescentando que pretendia ter uma participação de 30 por cento em cada campo.

A Petrobras informou que a empresa exerceu o direito de preferência na aquisição dos volumes excedentes dos campos de Sépia e Atapu, aderindo à proposta do consórcio vencedor.

Para Atapu e Sépia, o valor da indenização é superior a US $ 3,2 bilhões, respectivamente, e será pago pelas empresas parceiras à Petrobras na proporção de sua participação nos consórcios. Para Atapu, a Petrobras receberá indenização até 15 de abril de 2022. A data de indenização para Sepia será definida após negociação com o consórcio.

Localizada em lâmina d’água de cerca de 2.000 metros, Atapu é um campo de petróleo do pré-sal da Bacia de Santos. A produção, iniciada em 2020 , atingiu um patamar de 160 mil barris por dia com um primeiro Flutuante, Produção, Armazenamento e Descarregamento (FPSO) P-70 , construído pela CNOOC.

Além disso, um segundo FPSO está planejado para ser sancionado, o que aumentaria a produção total de petróleo do campo para cerca de 350.000 b / d.

Após a rodada de licitações bem-sucedida, os parceiros no Contrato de Partilha de Produção da Atapu são TotalEnergies (22,5 por cento), Petrobras (operadora, 52,5 por cento) e Shell (25 por cento).

Sépia também está localizada na Bacia de Santos, em lâmina d’água de cerca de 2.000 metros e a produção, iniciada em 2021, tem como meta um patamar de 180.000 barris por dia com o primeiro FPSO. Um segundo está planejado para ser sancionado para aumentar a produção geral de petróleo do campo para cerca de 350.000 b / d.

Após o último leilão, TotalEnergies (28 por cento), Petrobras (operadora, 30 por cento), QatarEnergy (21 por cento) e Petronas (por meio de sua subsidiária – Petronas Petroleo Brasil – 21 por cento) são parceiras no Contrato de Partilha de Produção de Sépia.

É importante notar que esta não é a primeira vez que o governo brasileiro tenta leiloar reservas nos blocos offshore de petróleo Atapu e Sepia. A primeira tentativa de venda foi feita  no início de novembro de 2019 .

Na época, as petroleiras estavam disputando a propriedade dos campos de Búzios, Sépia, Atapu e Itapu. No entanto, o que foi descrito como uma ‘ mega rodada de licitações ‘  terminou em desastre, já que apenas a Petrobras e duas empresas chinesas enviaram suas propostas, enquanto os campos de petróleo Atapu e Sepia não receberam propostas.

A Argeo assinou um acordo com um cliente não divulgado para fornecer serviços de veículos submarinos autônomos (AUV) no Brasil.

O projeto está previsto para começar no início do primeiro trimestre de 2022 e inclui a possibilidade de ser prorrogado.

Segundo Argeo, o acordo representa um potencial início de uma campanha mais ampla no mercado brasileiro de águas profundas.

A empresa norueguesa não revelou quaisquer outras informações sobre o âmbito do trabalho ou o cliente.

“Temos o prazer de anunciar este projeto, pois é um acordo inovador que abre um novo mercado geográfico em linha com nossas estratégias de crescimento. Com os atuais mercados fortes de gás e petróleo, a demanda por AUVs no mercado de águas profundas no Brasil é igualmente forte ”, disse o CEO da Argeo, Trond Crantz.

“Este é apenas o começo do estabelecimento da Argeo na região e estamos em discussões sobre possíveis projetos subsequentes, estendendo a entrega de projetos para vários clientes no início do segundo trimestre.”

Para lembrar, a empresa norueguesa revelou no início de novembro que tinha sido selecionada para o trabalho de AUV por um cliente misterioso, mas que o negócio aguarda confirmação final.

A Argeo também encomendou recentemente  um robô cobra autônomo da Eelume como parte de sua estratégia para transformar a indústria de inspeção do espaço oceânico por meio de robótica, sensores e tecnologia de análise de dados, reduzindo a pegada de carbono operacional e tornando as inspeções mais eficientes e econômicas.

A empresa manterá a tecnologia adquirida em seus projetos e se posicionará no mercado brasileiro prevendo um crescimento de 10% em seu volume de negócios no próximo ano

Há 15 anos no Brasil, com sede no Rio de Janeiro, uma das principais empresas do segmento de óleo e gás, a Doris Engenharia Ltda. (DEL), se consolida no mercado brasileiro após ver um crescimento de 300% nos últimos dois anos, reposicionando sua marca e oficialmente renomeando-se DBR Energies.

Após a realização de um processo de gestão, a empresa é desde 2020 de propriedade integral dos acionistas brasileiros. A DBR Energies está operando exclusivamente com nacionalidade brasileira, enquanto ainda adota a tecnologia adquirida em seus projetos. A formação acionária inclui grupos brasileiros e detentores de títulos.

Especializada e altamente qualificada no mercado devido à sua experiência na concepção de soluções inovadoras, a DBR Energies continuará oferecendo serviços de engenharia que vão desde estudos conceituais até executivos, com competência em todos os tipos de plantas offshore, suportes estruturais e instalações submarinas.

Com a pandemia Covid-19, a empresa rapidamente se estruturou para atuar remotamente e gerou receita de R$ 24 milhões em 2020, com previsão financeira de R$ 80 milhões em 2021. Isso foi possível graças à equipe de técnicos especializados dentro da empresa, que têm experiência com tais projetos em inúmeras plataformas e na área submarina.

A DBR planeja investir na fidelização e expansão de sua base de clientes. “O reposicionamento da nossa marca faz parte do plano de investimento para atender à constante evolução do setor de petróleo e gás, e da expansão para o mercado de energia renovável, com tecnologias que minimizem o impacto ambiental”, afirma Abraham Zagury, CEO da DBR Energies.

Segundo Zagury, para continuar como uma das líderes do segmento, o foco e estratégia da empresa é manter uma mão de obra especializada, incentivar todos os profissionais, preservar talentos e se preparar para o aumento da demanda que já está ocorrendo nesta década.

No mercado brasileiro de petróleo e gás, apenas empresas estruturadas, capazes e experientes têm acesso aos grandes projetos planejados para os próximos anos.

“Para garantir uma participação relevante em nosso mercado nos próximos anos, investiremos em inovações tecnológicas e projetaremos um crescimento de 10% nas vendas anuais”, declara Zagury. Entre os objetivos da empresa está a formação da mão de obra local para enfrentar a alta demanda, a velocidade de resposta para atender às exigências do mercado de energia renovável, tudo isso reduzindo as emissões de carbono.

Sobre a DBR Energies

A DBR Energies, líder no mercado de engenharia offshore, emprega mais de 250 funcionários especializados em seu escritório no Rio de Janeiro e cresceu significativamente desde que o Brasil se tornou um marco indiscutível na indústria de petróleo e gás.

Para mais informações, acesse o site: www.dbrenergies.com.br ou no LinkedIn

 

A ANP participou da Mesa REATE Sergipe, evento que deu sequência à agenda do Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres (REATE).

O REATE tem o objetivo de buscar avanços na implementação de uma política nacional que fortaleça a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres, de modo a estimular o desenvolvimento de uma indústria forte e competitiva, com produção crescente e pluralidade de operadores e fornecedores de bens e serviços.

No evento, a Diretora da ANP Symone Araújo destacou as mudanças recentes no cenário de produção em áreas terrestres no Brasil: “Percebemos que, de 2019 a 2021, passamos por um momento significativo de retomada da produção em áreas terrestres. Vínhamos observando um declínio, que agora parou, e o que se observa em 2021 é uma produção média de gás natural onshore 5% superior à média realizada em 2020. E se olharmos para cinco anos à frente, a previsão de aumento é de 36%”.

Observou ainda que vivemos um momento desafiador no mercado de gás natural: “O mercado brasileiro reflete os grandes desafios que estamos enfrentando nesta retomada, após uma recuperação que se dá com o avanço da vacinação no Brasil e no mundo, em que há claramente uma escassez de energia no mundo, uma escassez de gás no mundo, e isso não é diferente no Brasil. O que traz desafios adicionais à abertura de gás natural no Brasil, e transforma o início de 2022 num momento crítico para a implementação do novo mercado de gás”.

A Mesa REATE Sergipe discutiu, em painéis temáticos, assuntos relacionados ao desenvolvimento de campos terrestres na região de Sergipe, como regulação, licenciamento ambiental, logística e mercado de gás natural, entre outros.

Essa foi a sexta edição, e última de 2021, da Mesa REATE, que já teve debates sobre os estados do Rio Grande do Norte, Bahia, Espírito Santo, Alagoas e Amazonas.

A Diretoria Colegiada da ANP aprovou a Agenda Regulatória 2022-2023. Trata-se de ferramenta de acompanhamento das ações direcionadas ao tratamento de temas considerados prioritários para a Agência, por meio da qual planeja e dá transparência às suas ações, voltadas à solução de problemas regulatórios e resposta às demandas da sociedade.

As ações regulatórias foram organizadas por classificação temática e contêm informações referentes ao problema regulatório, objetivos a serem alcançados e agentes econômicos potencialmente afetados. Para o biênio 2022-2023, a Agenda será composta por ações regulatórias que visam o alcance dos objetivos definidos no planejamento estratégico da ANP para o período 2021-2024, dentre os quais se destacam os seguintes:

• Promover atividades reguladas mais seguras e sustentáveis, contribuindo para a redução das emissões de gases de efeito estufa;
• Contribuir para a melhoria do ambiente de negócios, por meio de uma regulação menos onerosa, eliminando barreiras de entrada em todos os setores regulados;
• Ampliar o monitoramento dos estoques de combustíveis, com vistas à garantia do abastecimento nacional;
• Sistematizar o recebimento e a análise dos dados de estoques de combustíveis, possibilitando ações mais dinâmicas de mitigação dos riscos de abastecimento;
• Atuar visando à revitalização dos campos maduros e à abertura de novas fronteiras exploratórias.

A Agenda será composta por 66 ações regulatórias, distribuídas em cinco temas principais: Exploração e Produção (25 ações); Movimentação de Petróleo, Derivados, Gás Natural e Biocombustíveis (13 ações); Produção de Derivados de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (4 ações); Abastecimento, Fiscalização do Abastecimento e Qualidade de Produtos (23 ações); e Transversal (1 ação).

A Agenda Regulatória irá vigorar a partir de janeiro de 2022 e o acompanhamento da sua execução estará disponível aqui.

Há vagas para cientistas de dados, engenheiros e analistas de sistemas entre outras carreiras

A Petrobras abriu, desde sexta-feira (17/12), inscrições para concurso público que irá selecionar 757 profissionais para cargos de nível superior, além da formação de cadastro de reserva. As inscrições permanecerão abertas até o dia 05 de janeiro de 2022.

“A realização desse concurso está alinhada às constantes avaliações que fazemos do nosso quadro de pessoal considerando as nossas estratégias de negócio. Além disso, atende à necessidade da Petrobras de buscar novos talentos, sobretudo para carreiras de cientista de dados, analistas de sistemas e engenharias. A Petrobras deseja oxigenar seu quadro de funcionários, atraindo para a companhia, independentemente da carreira pretendida, profissionais com perfil dinâmico, foco em tecnologia e inovação, e que queiram participar dos desafios que estão no horizonte da empresa para os próximos anos”, destaca Juliano Loureiro, gerente executivo de Recursos Humanos da Petrobras

Este é o primeiro processo seletivo da Petrobras em mais de 3 anos. É importante destacar que a abertura do concurso é possível devido a um sólido processo de recuperação financeira que a Petrobras vem passando nos últimos anos. Por meio de uma gestão eficiente, a companhia vem melhorando expressivamente sua performance operacional e ampliando sua contribuição para a sociedade.

As vagas são para profissionais com formação nas ênfases Ciência de Dados, Análise de Sistemas (engenharia de software, infraestrutura e processos de negócio), Engenharia Ambiental, Engenharia de Petróleo, Engenharia de Equipamentos (elétrica, eletrônica, inspeção, mecânica, terminais e dutos), Engenharia de Processamento, Engenharia Civil, Engenharia de Segurança de Processo, Engenharia de Segurança do Trabalho, Engenharia Naval, Análise de Comércio e Suprimento, Análise de Transporte Marítimo, Geofísica (Física, Geologia), Geologia, Economia e Administração. Os convocados poderão trabalhar em qualquer área ou unidade, a depender da necessidade da Petrobras.

Haverá reserva de 8% das vagas para pessoas com deficiência e 20% para pessoas negras (pretos e pardos), conforme estabelece a legislação.

Todas as vagas são para profissionais de nível superior júnior para os quais não é requerida comprovação de experiência prévia. A remuneração mínima inicial é de R$ 11.716,82. A Petrobras oferece previdência complementar (opcional), plano de saúde (médico, hospitalar, odontológico, psicológico e benefício farmácia), além de benefícios educacionais para dependentes, entre outros.

A instituição organizadora do processo seletivo público será o Centro Brasileiro de Pesquisa em Avaliação e Seleção e de Promoção de Eventos (Cebraspe). O processo seletivo terá validade de doze meses, podendo ser prorrogado por igual período uma vez, a critério da Petrobras.

O valor da taxa de inscrição é de R$ 79,83 (setenta e nove reais e oitenta e três centavos). Informações sobre as inscrições, o edital completo, número de vagas para cada ênfase, cidades de provas, requisitos e remuneração podem ser consultados no site da Petrobras (https://petrobr.as/concurso).

A Diretoria da ANP aprovou a alteração dos termos da Resolução ANP nº 848/2021, que dispõe sobre a celebração de Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) relativo ao descumprimento da cláusula de conteúdo local de contratos de exploração e produção de petróleo extintos ou com fases encerradas.

A alteração consiste na ampliação do prazo para a apresentação de requerimento para celebração de proposta de TAC para os processos sancionadores em curso na data de publicação da Resolução ANP nº 848/2021. O prazo passará a ser de 180 dias, a contar da publicação da nova resolução da ANP no Diário Oficial.

Tal mudança atende à Resolução nº 13/2021 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), de 28/09/2021, que ampliou as atividades que podem ser compromissadas e definiu percentuais mínimos a serem superados, para fins de cumprimento de TACs.

Os compromissos de conteúdo local são os assumidos pelas empresas, nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural, de contratação de um percentual mínimo de bens e serviços nacionais. A Resolução ANP nº 848/2021 faculta às empresas a possibilidade de celebração de TACs, em substituição ao pagamento de multas por descumprimento de compromissos de conteúdo local.

Nesse sentido, cria-se a possibilidade de substituição dos processos sancionadores (aplicação de penalidades) por novos investimentos em bens e serviços nacionais, de forma a beneficiar a indústria brasileira.

No mês de novembro, a produção nos campos oriundos de blocos da Cessão Onerosa registrou um volume médio de 1.003.794,40 barris de óleo equivalente por dia (boe/d), ultrapassando pela primeira vez a marca de 1 milhão de boe/d. Foi o maior percentual de participação na produção nacional já registrado, correspondendo a 27,05% do total nacional, que foi de 3.710.774 boe/d no mês.

Os campos oriundos de blocos do contrato de Cessão Onerosa que produzem atualmente são Búzios, Atapu, Sul de Tupi e Sépia. O campo de Búzios produziu 738.844,87 boe/d, (545.854,90 bbl/d no regime de partilha e 192.989,97 no regime de cessão onerosa), Atapu registrou 157.793,84 boe/d, Sul de Tupi teve produção de 63.752,57 boe/d e Sépia produziu 43.403,11 boe/d em novembro (os três últimos com toda a produção no regime de cessão onerosa).

Esses e outros dados da produção nacional de petróleo e gás natural podem ser acessados nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

O que é a Cessão Onerosa   

A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas de petróleo da União para a Petrobras. A Lei n.º 12.276/2010 concedeu à Petrobras o direito de extrair até cinco bilhões de barris de boe de áreas não concedidas localizadas no Pré-sal, conforme detalhado no Contrato de Cessão Onerosa, firmado entre a União e a Petrobras.

Tendo em vista a constatação da existência de volumes totais de petróleo recuperável excedentes a esse volume, em quatro campos petrolíferos contratados sob esse contrato (Búzios, Atapu, Itapu e Sépia), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar os volumes excedentes.

A Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa ocorreu em 2019, quando foram ofertados os direitos de exploração e produção sobre os volumes excedentes de petróleo das quatro áreas, sendo arrematados Búzios e Itapu. Já a Segunda Rodada, na qual serão ofertados os direitos para Sépia e Atapu, acontecerá amanhã (17/12). A Petrobras manifestou interesse em exercer o direito de preferência nas duas áreas, com percentual de 30% em cada uma.