Dia: 3 de janeiro de 2022

A Petrobras e seus parceiros apresentaram à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um plano de desenvolvimento revisado para os campos de Tupi e Iracema, localizados no litoral em uma tentativa de aumentar a recuperação de hidrocarbonetos da área.

A Petrobras informou que apresentou à ANP a revisão do Plano de Desenvolvimento Integrado (PD) da Jazida Compartilhada de Tupi e da Área de Iracema, como operadora do campo de Tupi.

A empresa explica que o Consórcio Tupi propõe novos investimentos dentro do plano revisado para aumentar a produção e, consequentemente, maximizar a geração de valor desse campo no longo prazo.

Além disso, propõe a implantação de projetos resilientes a preços baixos do petróleo, visando aumentar o fator de recuperação final do campo de Tupi, localizado na Bacia de Santos, offshore do Brasil.

A iniciativa segue a estratégia da Petrobras de concentrar suas atividades em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde tem demonstrado sua capacidade de produzir petróleo de melhor qualidade e com menor emissão de gases de efeito estufa.

O Consórcio Tupi é composto pela Petrobras (operadora, 67,216 por cento), Shell (23,024 por cento), Petrogal (9,209 por cento) e PPSA (0,551 por cento).

Para lembrar, a Petrobras rebatizou o campo de Tupi para Lula em 2010, mas a gigante brasileira foi obrigada a voltar ao nome original – Tupi – em setembro de 2020, por ordem da Justiça Federal.

O campo de Tupi está localizado majoritariamente na concessão BM-S-11, a 230 quilômetros da costa do estado do Rio de Janeiro e iniciou a produção em 2010, utilizando o FPSO  Cidade de Angra dos Reis .

Vale lembrar que a DOF Subsea  fechou vários contratos  em maio para apoiar as campanhas de pesquisa OBN que a Shearwater GeoServices está conduzindo nos campos de Jubarte, Tupi e Iracema da Petrobras, após uma vitória de contrato bem sucedida no início deste ano para os projetos de Tupi e Iracema .

No início deste mês, a DOF Subsea informou que o projeto – relacionado à pesquisa sísmica OBN no campo de Iracema em cerca de 2.000-2.250 metros de profundidade de água – está programado para começar este mês após a manutenção programada ser feita no CSV Skandi Neptune.

A Petrobras, como operadora dos consórcios BM-SEAL-4 e BM-SEAL-11 e única detentora dos direitos das concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10, apresentou nesta quinta-feira (30/12), à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), as declarações de comercialidade das acumulações de petróleo localizadas nas áreas dos Planos de Avaliação de Descoberta constantes dessas concessões.

“Estamos viabilizando uma nova fronteira de desenvolvimento de produção de óleo e gás. Para chegar aos reservatórios com óleo de excelente qualidade, temos que superar lâmina d’água acima de 2.400 metros, o que nos traz diversos desafios para a implantação do projeto, inclusive com a adoção de novas tecnologias”, explica o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges, que ressalta os resultados já alcançados. “Na fase exploratória, atingimos o recorde nacional de profundidade d’água na perfuração de um poço, com 2.990m, equivalente à altura do Pico da Neblina, ponto mais alto do Brasil”.

As áreas do BM-SEAL-4 e do BM-SEAL-4A foram adquiridas em 2000, na 2ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão. Já as áreas do BM-SEAL-10 e do BM-SEAL-11 foram adquiridas em 2004, na 6ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão.

Nas declarações encaminhadas ao órgão regulador, as denominações sugeridas para os novos campos foram: Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Cavala, Agulhinha e Agulhinha Oeste.

A Petrobras pretende desenvolver a produção dos campos acima em dois módulos, denominados de Sergipe Águas Profundas (SEAP) I e II, que preveem a instalação de duas plataformas do tipo FPSO.

A primeira plataforma, prevista para atender o módulo SEAP I, será a P-81, com início de produção em 2026, com capacidade de produzir 120 mil barris de óleo/condensado e escoar 8 milhões de m³ de gás por dia. A segunda plataforma, prevista para atender o módulo SEAP II, está em fase de planejamento de contratação e tem seu início de produção previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

Os módulos SEAP I e II incluem a implantação de um novo sistema de escoamento de gás ligando os dois módulos de Produção à costa Sergipana, com capacidade de 18 milhões de m³ por dia, que está em fase de planejamento, e com início de operação previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

A Petrobras é Operadora das Concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10 com 100% de participação, na Concessão BM-SEAL-11 com 60%, em parceria com a IBV Brasil Petróleo Ltda. (40%), e na Concessão BM-SEAL-4 com 75%, em parceria com a ONGC Campos Ltda. (25%).

A Petrobras foi intimada de decisões liminares proferidas pelo Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro que determinaram a manutenção das condições dos contratos celebrados entre Petrobras e distribuidoras estaduais (CEG e CEG RIO), cuja vigência terminará em 31/12/2021, impedindo a adequação dos preços à realidade atual da indústria de gás a partir de janeiro/2022.

Também foram proferidas decisões liminares semelhantes para manutenção das condições contratuais referentes às distribuidoras CEGÁS (Companhia de Gás do Ceará), SERGÁS (Sergipe Gás S.A.) e ALGÁS (Gás de Alagoas S.A.), cujos respectivos contratos também se encerram em 31/12/2021.

A Petrobras esclarece que atende seus contratos de venda de gás por meio de um portfólio de ofertas composto por produção nacional e importação do gás da Bolívia e de Gás Natural Liquefeito – GNL. A alta demanda por GNL e limitações da oferta internacional resultaram em expressivo aumento do preço internacional do insumo, que chegou a subir cerca de 500% em 2021.

Há vários meses, a Petrobras está engajada, de boa-fé, em negociações de novos contratos com diversas distribuidoras. Para oferecer melhores condições aos clientes, a Petrobras ofereceu às distribuidoras de gás natural produtos com prazos de 6 meses, 1 ano, 2 anos e 4 anos e mecanismos contratuais para reduzir a volatilidade dos preços, como, por exemplo, referência de indexadores ligados ao GNL e ao Brent, opção de parcelamento e possibilidade de redução dos volumes nos contratos de maior prazo.

No entanto, apesar do processo de negociação conduzido entre a Petrobras e as distribuidoras, como prevê qualquer relação comercial e em observância ao estabelecido nas Chamadas Públicas, a Petrobras foi surpreendida pela judicialização do tema.

A Petrobras entende que essas decisões abalam a segurança jurídica do ambiente de negócios, interferindo na livre formação de preços, colocando em risco a implementação da própria abertura do mercado de gás natural no Brasil e atração de investimentos no país.

Para exemplificar a competição que se instaurou no mercado, é possível citar diversas notícias sobre a existência de contratos com vigência a partir de 01/01/2022, firmados por distribuidoras e consumidores livres com outros fornecedores, tais como Shell, Petrogal, Potiguar E&P, entre outros. Além disso, esses produtores firmaram contratos com a Transportadora (TAG) para levar seu gás ao mercado consumidor.

A Companhia adotará todas as medidas jurídicas cabíveis em relação aos casos judiciais noticiados.

O sistema MAE, sigla para Monitoramento de Alarmes Especialistas, economizou mais de R$ 100 milhões em seis meses de operação na Bacia de Campos, utilizando conceitos de inteligência artificial

A Petrobras economizou mais de R$ 100 milhões ao longo de seis meses, em 2021, em operações ligadas à produção de poços localizados na Bacia de Campos. Para efeitos comparativos, essa cifra corresponde ao ganho de aproximadamente dois novos poços em operação na mesma região, sem que seja necessário perfurá-los. Essa otimização foi possível graças ao Monitoramento de Alarmes Especialistas (MAE), um software que usa aprendizagem de máquina, um segmento da inteligência artificial, para identificar e evitar, eventos indesejáveis que levem à perda de produção.

Por meio de algoritmos, o MAE analisa uma série de parâmetros ao longo do sistema de produção, provenientes de leituras dos muitos sensores instalados nos poços e nas plataformas. Caso algum evento indesejado seja detectado por tais algoritmos, o MAE emite uma recomendação em forma de alarme que é acionado nos Centros de Operações Integradas (COI) das unidades da Petrobras para notificar os responsáveis pelo monitoramento dos poços. Existem atualmente cerca de 400 algoritmos fazendo uma avaliação a cada dois minutos, 24 horas por dia e sete dias por semana. Todo o conhecimento gerado pelos algoritmos é armazenado em um banco de dados compartilhado por todos os usuários, fazendo com que outras equipes e sistemas aprendam e utilizem esse conhecimento no seu dia a dia.

O MAE é um projeto de desenvolvimento contínuo, que permite que pessoas das diversas unidades da companhia e grupos externos à Petrobras, em especial nas universidades brasileiras, implementem novos algoritmos com base em situações reais ocorridas em diferentes poços, tornando o sistema cada vez mais especializado e completo. Criado em 2018, o software começou a ser implementado em toda a Petrobras em 2020. Atualmente, o MAE é considerada uma importante ferramenta para o aprimoramento das atividades ligadas à continuidade operacional de equipamentos e dutos de produção da Petrobras.

A Petrobras domina a tecnologia de produção de petróleo em alto mar com segurança, eficiência, menor custo e menos emissões. A companhia atua de forma eficiente e competitiva, maximizando o potencial dos ativos e promovendo mais retorno para a empresa e para a sociedade, o que cria um ciclo virtuoso de geração de valor.

A Petrobras com a Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda contratos para a venda da totalidade de sua participação na concessão PAR-T-218_R12, localizado na Bacia do Paraná. O valor total dessas transações é de US$ 32 mil e o fechamento está sujeito ao cumprimento de condições precedentes e a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A Concessão PAR-T-218_R12, localizada no extremo oeste do estado de São Paulo, foi adquirida na 12ª Rodada de Licitações da ANP em 2013 e está atualmente no 1º Período Exploratório e com os compromissos do Programa Exploratório Mínimo (PEM) já integralmente cumpridos. A Petrobras detém 100% de participação na concessão.

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

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.

Proposta de nova legislação aprovada pela Assembleia Legislativa do Ceará poderá inviabilizar as atividades relativas à prestação dos serviços de gás canalizado no Estado

Em carta protocolada, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) e o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), que representam as empresas de produção de petróleo e gás atuantes no Brasil, solicitaram uma audiência com o governador do Ceará, Camilo Santana, para sugerir alterações no Projeto de Lei nº 178/2021, que estabelece normas relativas à prestação dos serviços locais de gás canalizado no Estado. O PL foi aprovado na Assembleia Legislativa, em 21 de dezembro, e seguiu para a sanção do governador.

Segundo Anabal Santos Jr., Secretário Executivo da ABPIP, o intuito é contribuir para a atração de investimentos do setor de exploração de petróleo e gás no Ceará e promover um mercado mais dinâmico e competitivo. “O Projeto de Lei foi aprovado após poucos dias de tramitação e sem interação com os diversos agentes afetados. Dado o relevante impacto, caso não seja alterado, o PL poderá inclusive inviabilizar a atividade no Estado”, explica Santos Jr.

Em síntese, os ajustes solicitados pelas duas entidades dizem respeito a sobreposição de regulamentações, principalmente para a atividade de comercialização que é estabelecida pela ANP, alocação de tarifas sem considerar as especificidades dos dutos, taxa de retorno e a possibilidade de reclassificação de dutos novos e existentes. Sobre esse último ponto, Sylvie D’Apote, Diretora Executiva de Gás Natural do IBP, esclarece que seria fundamental o ajuste de conceitos e desdobramentos referentes aos gasodutos de distribuição, serviços locais de gás canalizado e sistema de distribuição. “A possibilidade de reclassificação de dutos já existentes traz insegurança jurídica e pode colocar em risco investimentos atuais e futuros”, comenta a executiva. Ela explica que a reclassificação permite que sejam estabelecidas novas tarifas de operação e manutenção (O&M) para a movimentação em dutos que até hoje eram classificados como dedicados e de propriedade das operadoras.

“Pedimos a oportunidade de apresentar os argumentos das empresas produtoras, pois caso o PL seja sancionado da forma que foi aprovado, o Ceará perderá competitividade e, com isso, investimentos poderão ser direcionados para outros Estados. É necessário garantir que novas lei e regulações sejam amplamente discutidas com todos os agentes econômicos para não criar barreiras a novos investimentos benéficos para o Ceará e aumentar a produção do gás natural do estado, o que resultará em mais empregos e arrecadação”, enfatiza o Secretário Executivo da ABPIP.