Dia: 18 de março de 2022

A Helix Energy Solution garantiu uma extensão de contrato de um ano com a Trident Energy para serviços de descomissionamento no Brasil.

O projeto, localizado nos Polos de Pampo e Enchova, na Bacia de Campos, deve começar no final deste ano por um período de dois anos com várias opções de extensão.

A Helix fornecerá um navio de intervenção de poço baseado em riser, Siem Helix 1 ou Siem Helix 2, um sistema de riser de intervenção de 10k, gerenciamento de projetos e serviços de engenharia e, em conjunto com seu parceiro da Subsea Services Alliance, Schlumberger, serviços totalmente integrados de plug e abandono de poços .

A carta Siem Helix 1 foi estendida para o primeiro trimestre de 2025 e a carta Siem Helix 2 foi estendida para o primeiro trimestre de 2027.

“Estamos satisfeitos que a Trident Energy tenha estendido este importante contrato de descomissionamento de campo. Esta é outra indicação de um mercado em melhoria para nossos serviços globais de intervenção em poços e se alinha bem com nossas recentes extensões de afretamento do Siem Helix 1 e Siem Helix 2”, disse Scotty Sparks , vice-presidente executivo e diretor de operações da Helix.

A Helix Energy Solutions anunciou que ganhou o contrato de descomissionamento de campo de longo prazo com a Trident Energy em meados de fevereiro.

A Trident Energy entrou no mercado brasileiro no verão de 2020, quando  adquiriu os clusters Pampo e Enchova  da estatal Petrobras.

Os clusters incluem dez campos – Enchova, Enchova Oeste, Marimbá, Piraúna, Bicudo, Bonito, Pampo, Trilha, Linguado e Badejo – localizados na parte rasa da Bacia de Campos. Eles foram desenvolvidos inicialmente pela Petrobras na década de 1980.

Redução do consumo de diesel no polo é de cerca de 60 mil litros por dia, o suficiente para encher 120 mil garrafinhas de água mineral ou o tanque de 1.100 carros

A PetroRio, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, acaba de concluir o projeto de melhoria no sistema de geração de energia do FPSO Bravo, parte do polo Polvo & Tubarão Martelo, na Bacia de Campos.  Esta é a primeira vez que a geração de energia elétrica necessária para a operação dos campos deixa de ser realizada utilizando Diesel e passa a ser feita com gás natural produzido no polo. A modificação do módulo de tratamento e compressão de gás ocorreu sem necessidade de parada de produção. A iniciativa está em linha com os objetivos ambientais e econômicos da companhia, auxiliando na economicidade e extensão de vida útil dos campos, e só se tornou viável pela interligação, o tieback, concluído em julho de 2021.

“Com o tieback entre Polvo e Tubarão Martelo, a PetroRio consolidou a geração de energia elétrica dos dois campos em um único FPSO, o Bravo. Juntos os campos chegavam a consumir cerca de 80 mil litros de diesel por dia. Com o aproveitamento do gás produzido no campo, que antes não era aproveitado, a expectativa é suprir 80% dessa demanda com grandes benefícios ambientais e financeiros”, comemora o Diretor de Operações da empresa, Francilmar Fernandes.

A mudança tem um significativo ganho ambiental, com a redução da queima do gás no flare da unidade e do diesel que era usado nas plataformas, além da redução da logística envolvida na entrega desse combustível. Para ilustrar, a redução do consumo direto de diesel é de cerca de 60 mil litros por dia, ou seja, o suficiente para encher 120 mil garrafinhas de água mineral ou o tanque de 1.100 carros. Com a adequação, a PetroRio reduz a emissão mensal de CO2 (dióxido de carbono), ao equivalente a plantar 30 mil árvores, o que representa 25 campos de futebol de florestas ou, ainda, não utilizar 34 mil carros pelo período de 30 dias.

“O projeto de geração de energia com gás natural no FPSO Bravo tem um payback de 5 meses, com ele, consideramos o Projeto Fênix concluído. Essa adequação era a última etapa do projeto de interligação dos campos de Polvo e TBMT que, desde a sua implementação já proporcionou aumento da confiabilidade, segurança e eficiência operacional, além de reduzir os custos operacionais, como resultado da simplificação das operações e sinergias aéreas, marítimas e terrestres. Essa é a cultura PetroRio, a busca incessante pela otimização dos recursos com segurança e sustentabilidade”, completa Fernandes.

O projeto Fênix

Em julho de 2021, a PetroRio finalizou a primeira fase do projeto Fênix, com a interligação, ou tieback, entre os campos de Polvo e Tubarão Martelo (TBMT). Com o descomissionamento do FPSO Frade e, agora, com o aproveitamento do gás natural associado produzido para a geração de energia no cluster a empresa do FPSO Polvo, a empresa conclui o projeto. Como resultado a companhia já reduziu o lifting cost a menos que US$ 12 por barril.

A redução dos custos do novo polo permite que mais óleo seja recuperado nos reservatórios, durante um período maior e impacta diretamente na redução significativa das emissões e do impacto ambiental das operações no polo produtor. A vida econômica de ambos os ativos foi estendida até 2037, representando uma extensão de mais de 15 anos e um incremento de 40 milhões de barris à reserva do Campo de Polvo. “Serão mais 15 anos gerando empregos e royalties para os estados e municípios envolvidos”, lembra Fernandes.

Sobre a PetroRio

A PetroRio é a maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, pioneira na recuperação e aumento da vida útil de campos em produção. Com seus ativos localizados na Bacia de Campos, a empresa busca a eficiência operacional com a otimização de processos, emprego de novas tecnologias e soluções inovadoras que visem a otimização de recursos, sempre com a premissa da excelência e da segurança das operações. A PetroRio vem crescendo por meio de aquisições e projetos internos. Graças aos constantes resultados positivos teve uma forte valorização passando a fazer parte do índice B3, principal da bolsa brasileira em 2020.

As sinalizações que o governo brasileiro der a respeito dos preços de combustíveis nos próximos dias vão definir as decisões sobre investimentos das empresas do setor de petróleo e gás no Brasil e podem ajudar a afastar ou atrair recursos estrangeiros para o país, afirma o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Eberaldo Almeida Neto.

A crise entre Rússia e Ucrânia levou a um forte aumento do preço do barril de petróleo no mercado internacional e tem gerado debates sobre os preços de combustíveis no Brasil. De acordo com o executivo, a forma como o país lidar com o tema vai afetar a atratividade do terceiro ciclo da oferta permanente de áreas de exploração e produção da Agência Nacional do Petróleo (ANP), agendada para abril, assim como a venda de refinarias da Petrobras atualmente em andamento.

Almeida Neto aponta que eventuais medidas intervencionistas podem levar a uma postergação dos investimentos no país, inclusive daqueles que já estão em andamento. Ele lembra que um dos fatores que afeta os preços finais dos combustíveis no país é o câmbio, que tende a se desvalorizar caso o fluxo de investimentos caia no país.

“É hora de o Brasil mostrar que respeita as leis de mercado. Quanto mais investimento externo o país receber, mais apreciada vai ser a moeda e mais poder de compra vai ter o cidadão. No passado já enfrentamos preços de petróleo a US$ 125 o barril, mas o câmbio era quase metade do que é hoje. O poder de compra do brasileiro era maior por causa do câmbio da época”, aponta.

Almeida Neto aponta que medidas intervencionistas tendem a dar sinais ruins ao mercado. Ele lembra também que a alta defasagem entre os preços de combustíveis no mercado interno e externo podem levar a um desabastecimento, pois inibe a atuação de importadores, que são responsáveis por suprir de 15% a 20% da demanda interna de diesel e gasolina.

“Não existe limite para o intervencionismo. Falta de transparência afugenta o investidor. Isso impacta o fluxo externo estrangeiro direto, que é importante inclusive para apreciar a moeda. Reduzir o poder de compra do real onera ainda mais o consumidor”, diz.

O governo discute no momento a recriação de um programa de subvenção similar ao adotado em 2018, depois da greve dos caminhoneiros, durante o governo Michel Temer. A proposta considera subsidiar os combustíveis usando os dividendos e royalties pagos pela Petrobras, o que permitiria à estatal fazer um reajuste menor dos combustíveis uma vez que haveria um subsídio governamental.

Segundo Almeida Neto, um programa do tipo não representa uma intervenção no mercado, mas seria complexo, devido às questões tributárias e logísticas envolvidas. “Na época do governo Temer isso não foi fácil, houve muita demora em se pagar [os subsídios]. É um processo complicado de se fazer, a estrutura não está preparada para isso”, aponta.

O IBP defende que eventuais subsídios sejam pontuais e atuem no consumo, focados principalmente em consumidores de baixa renda. “O subsidio tinha que ser direcionado para o consumidor, para aqueles que de fato estão sofrendo mais. Isso na nossa visão seria mais efetivo, além de ter um custo muito menor”, afirma.

Nos últimos dias, os preços do barril no mercado internacional superaram a barreira dos US$ 120, com a possibilidade de restrições à oferta de petróleo e gás da Rússia. De acordo com Almeida Neto, a tendência é que os preços do barril permaneçam estruturalmente mais altos, com potencial para seguir acima dos US$ 90 por pelo menos mais um ano.

“Existe uma inércia no mercado, a demanda tem crescido e os estoques têm baixado”, afirma.

Para ele, no entanto, esse cenário também representa oportunidades para o Brasil, pois o país se beneficiar, por exemplo, de uma maior atração investimentos para o pré-sal, assim como de um aumento na produção de biocombustíveis. “Por isso é importante se manter preços [de combustíveis] de mercado, de modo a atrair ainda mais investimentos”, ressalta.