Dia: 25 de janeiro de 2022

Ferramenta permite navegação imersiva, integração de funcionalidades e pode ser estendida a outros ativos

Especialistas do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), e da PUC-Rio, desenvolveram uma ferramenta que permite ao usuário visualizar e “transitar” por toda a extensão das plataformas da Petrobras, fazer inspeções remotas e planejar intervenções preventivas, mesmo nas unidades mais distantes, como as localizadas no pré-sal, a cerca de 300 km da costa. A ferramenta, que otimiza o planejamento de manutenções, está disponível em 14 plataformas das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, e deve ser estendida a todas as plataformas em atividade até o fim de 2022. Há estudos em andamento também para a implementação em refinarias.

“Essa ferramenta, desenvolvida no âmbito do Programa estratégico EF100 – que prevê tornar os sistemas de produção ainda mais eficientes – permite a redução do tempo de planejamento das atividades de manutenção, que são muito importantes no calendário da operação. Obtivemos também um aumento de eficiência na execução das paradas de produção, assim como uma redução do tempo de manutenção”, relata o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges.

Para mapear cada unidade offshore são necessárias de 3,5 mil a 5 mil fotos, que são aplicadas sobre a planta de engenharia, permitindo a navegação imersiva, semelhante à tecnologia do Google Street View, por meio do qual se pode visualizar qualquer lugar do mundo, seja uma rua ou um museu, desde que a área tenha sido previamente fotografada por câmeras 360º. Em breve serão incorporadas novas funcionalidades à ferramenta, como busca e análise de imagens, por meio de inteligência artificial; busca inteligente de informações de manutenção em bases de dados da empresa; e ainda captura de realidade (nuvens de pontos) e gamificação para treinamento de SMS, através da integração com outros componentes da solução de digital twins de integridade de ativos.

“O objetivo vai além do desenvolvimento de uma ferramenta de navegação imersiva e passa pela aplicação de novas soluções para integrar a ferramenta aos nossos processos de trabalho e bases de dados da companhia, além de incluir outros métodos de imageamento dos ativos e tecnologias de inteligência artificial (IA), como deep learning, para análise de imagens e busca de informações. Grupos de Algoritmos de IA poderão nos dizer, por exemplo, onde há pontos de alta taxa de corrosão que requerem reparo e, no futuro, usaremos robôs para captura de imagens, acelerando a frequência dos registros com monitoramento em tempo real, conectado com a priorização e planejamento dos reparos”, explica o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Juliano de Carvalho Dantas.

A tecnologia também será usada nas 15 novas plataformas que a Petrobras instalará no Brasil, até 2026, a maior carteira de novos projetos de FPSOs de toda a indústria offshore.

Confira no vídeo a tecnologia a bordo de plataforma do campo de Búzios

A Fugro garantiu um contrato de levantamento e posicionamento submarino com a Maersk Supply Service para apoiar a instalação de um sistema de ancoragem para a embarcação flutuante de armazenamento e descarga de produção (FPSO) Sepetiba no projeto Mero 2.

Para o projeto, a Fugro usará sua câmera de realidade aumentada QuickVision para ajudar a orientar a instalação de 24 estacas de torpedo submarinos e linhas de ancoragem, bem como para apoiar o posicionamento em tempo real para atividades adicionais de instalação e construção submarina.

As operações estão programadas para começar no primeiro trimestre de 2022 e durar aproximadamente quatro meses.

A empresa holandesa também usou a tecnologia QuickVision no projeto de águas profundas Mero 1 no ano passado .

“Estamos muito satisfeitos por trabalhar com a Maersk Supply Service em seu projeto Mero 2 para a Petrobras após a implantação bem-sucedida de nossa tecnologia QuickVision no projeto Mero 1”, disse John Chatten , gerente de desenvolvimento de negócios das operações marítimas da Fugro no Brasil.

“É objetivo da Fugro ser o parceiro de escolha para serviços submarinos, entregando soluções inovadoras para projetos complexos de instalação e construção que contribuam para o desenvolvimento responsável dos ativos energéticos do Brasil.”

Para lembrar, a Maersk Supply Service ganhou um contrato para o pré-lançamento do sistema de ancoragem para o novo FPSO Mero 2 em junho de 2021.

O escopo do trabalho inclui a pré-colocação de 24 torpedos de 23 metros de comprimento, cada um pesando 120 toneladas, em 2.000 metros de lâmina d’água.

Mero 1 e Mero 2 fazem parte do campo de Mero, localizado a aproximadamente 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, sob responsabilidade do Consórcio Libra.

A Petrobras é a operadora com 40% de participação. Outros sócios são Shell Brasil e TotalEnergies, cada um com 20% de participação, e CNODC e CNOOC Limited, respectivamente com 10%, juntamente com a estatal Pré-sal Petróleo SA (PPSA) como gestora do contrato de partilha de produção.

A produção do primeiro sistema Mero definitivo (Mero 1) está prevista para começar este ano, através do FPSO Guanabara, seguido do Mero 2, através do FPSO Sepetiba, em 2023. O Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias) seguirá em 2024 e o Mero 4 (FPSO Alexandre de Gusmão) em 2025.

A Enauta celebrou um contrato para a compra do FPSO OSX-2 para o Sistema Definitivo (DS) do campo de Atlanta.

A conclusão da aquisição por meio de subsidiária indireta, que está condicionada ao cumprimento das condições contratuais pactuadas, deve ocorrer no primeiro trimestre de 2022, informou a empresa.

O CEO da Enauta, Décio Oddone , disse: “A aquisição do FPSO é mais um passo importante para a implantação do Sistema Definitivo do campo de Atlanta. Os termos negociados permitem que o projeto tenha um baixo ponto de equilíbrio e retornos atrativos. Se conseguirmos sancionar o projeto, a produção de Atlanta chegará a cerca de 50 mil barris de petróleo por dia a partir de 2024, criando valor substancial para nossos acionistas.”

Para lembrar, a Enauta em dezembro de 2021 assinou uma Carta de Intenções (LoI) com Yinson relacionada à engenharia detalhada e compromissos de longo prazo do FPSO OSX-2. A LoI seguiu um Memorando de Entendimento de agosto de 2021, dando à Enauta uma opção de compra exclusiva.

A LoI considerou a adaptação da unidade FPSO pela Yinson por meio de contrato EPCI, com garantia e Operação e Manutenção (O&M) por 24 meses. O custo de aquisição e adaptação do FPSO será de cerca de US$ 500 milhões. Além da unidade, o capex relacionado à perfuração de poços e equipamentos submarinos é estimado em US$ 500-700 milhões.

Localizado na Bacia de Santos, o campo de Atlanta é operado pela Enauta Energia SA, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação neste ativo. O campo está produzindo desde 2018 por meio de um Sistema de Produção Antecipada (EPS) – composto por três poços conectados ao FPSO Petrojarl I. Na semana passada, a Enauta assinou acordos com a Altera para extensão do afretamento, operação e manutenção do FPSO Petrojarl I. Os acordos terão uma duração adicional de até dois anos.

No início de janeiro, a produção do campo foi interrompida para concluir o reparo de uma linha de produção no FPSO Petrojarl I. Os reparos foram concluídos na semana passada. No entanto, a ocorrência de um surto de Covid-19 na unidade levou ao bloqueio da unidade, dificultando o reinício da produção.

Em atualização separada, a Enauta confirmou que retomou a produção no campo de Atlanta após a paralisação preventiva para inspeção e reparo de uma linha de produção do FPSO Petrojarl I. O início do segundo poço aguarda identificação e reparo de falha no sistema elétrico. O campo está produzindo cerca de 4.000 barris de petróleo por dia.

A Transpetro começou a operar como arrendatários os ativos logísticos que atendem à Refinaria de Mataripe (antiga Refinaria Landulpho Alves – RLAM), em 1º de dezembro. Fechado após dois anos de negociação com a Acelen, empresa do grupo árabe Mubadala Capital, o arrendamento garante a posse dos ativos, no mesmo modelo adotado com a Petrobras. Mas essa foi a primeira vez que fecharam uma negociação dessa magnitude com um player do mercado.

“É uma conquista importante para a companhia, fruto de um complexo trabalho de desenvolvimento, negociação e contratação com o primeiro novo proprietário de uma refinaria do Programa de Desinvestimentos da Petrobras. Isso comprova nossa expertise, aponta para a excelência dos nossos serviços”, afirma o gerente executivo de Comercialização e Novos Negócios da Transpetro, Glaucio Vaz.

A infraestrutura, localizada na Bahia, é composta por quatro sistemas de dutos (Orsub, Orcan, Orpene e Ormadre), três terminais terrestres de armazenamento (Jequié, Candeias e Itabuna) e o Terminal Aquaviário de Madre de Deus (Temadre), principal ponto de escoamento da produção da refinaria, cujos derivados abastecem as regiões Norte e Nordeste do país.

Histórico

A Refinaria de Mataripe e seus ativos logísticos foram o primeiro cluster (refinaria e ativos logísticos) do Programa de Desinvestimentos da Petrobras a ter sua venda concluída. O processo iniciado em junho de 2019 está em consonância com a Resolução nº 9/2019 do Conselho Nacional de Política Energética, que estabeleceu diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no país, e integra o compromisso firmado pela companhia com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para a abertura do setor de refino no Brasil.

Em linha com a política de transparência nas ações com parceiros, a Transpetro informou antecipadamente que, a partir do mês de fevereiro de 2022, os serviços relacionados ao transporte e armazenagem de petróleo, derivados e etanol prestados em seus terminais aquaviários passarão por reajuste de preço.

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE E MOVIMENTAÇÃO DE BIOCOMBUSTÍVEL

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE MOVIMENTAÇÃO EM TERMINAIS AQUAVIÁRIOS

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE DUTOVIÁRIO – DUTOS CURTOS

TARIFAS DE REFERÊNCIA PARA SERVIÇOS DE TRANSPORTE DUTOVIÁRIO – DUTOS LONGOS