Dia: 3 de maio de 2022

A Petrobras iniciou, em 30/4, a produção de petróleo e gás natural por meio do FPSO Guanabara, primeiro sistema de produção definitivo instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás), tem capacidade de processar até 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás, o que representa 6% da produção operada pela Petrobras, contribuindo para o crescimento previsto da produção da companhia. Mero é o terceiro maior campo de petróleo do pré-sal (atrás apenas de Búzios e Tupi).

A plataforma chegou ao campo de Mero no fim de janeiro de 2022. Neste período, foi conectada a poços e equipamentos submarinos, e passou pelos testes finais antes de dar início à produção. Na primeira onda serão interligados 6 poços produtores e 7 injetores ao FPSO. A previsão é que a plataforma atinja o pico de produção até o final de 2022.

“O FPSO Guanabara é a unidade de produção de petróleo mais complexa a operar no Brasil. A implementação de um projeto com essa tecnologia é resultado de mais de uma década de aprendizado no pré-sal e da atuação integrada entre a Petrobras, parceiros e fornecedores. O projeto foi concebido visando aliar capacidade produtiva, eficiência e redução de emissões de gases de efeito estufa”, destaca João Henrique Rittershaussen, diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras.

O peso da plataforma é de 102.443 toneladas (equivalente a 258 Boeings 747); altura de 172 metros, equivalente a 4,6 estátuas do Cristo Redentor e comprimento de 332 metros, ou três campos de futebol. Além disso, tem capacidade de geração de energia de 100 megawatts, suficiente para abastecer uma cidade de 330 mil habitantes.

Construída e operada pela Modec, a unidade está localizada a mais de 150 km da costa do estado do Rio de Janeiro em profundidade d´água que chega a 1.930 metros. Ao todo, mais três plataformas definitivas estão programadas para entrar em operação no campo de Mero no horizonte do Plano Estratégico 2022-2026 da Petrobras.

O FPSO Guanabara conta com sistemas de reinjeção do gás, onde a produção de gás com teor de 45% de dióxido de carbono (CO2), após consumo próprio no FPSO, será toda reinjetada na jazida visando a manutenção de pressão e a melhora na recuperação de petróleo, além de reduzir o lançamento de CO2 na atmosfera. A reinjeção de gás será feita de forma alternada com a injeção de água (Water Alternating Gas – WAG).

Adicionalmente, o campo de Mero está desenvolvendo uma tecnologia inédita de separação ainda no leito marinho, do gás rico em CO2 do petróleo, para sua reinjeção a partir do leito marinho, reduzindo a quantidade de gás que chega ao FPSO, aumentando assim a disponibilidade do FPSO ao óleo e a eficiência do projeto.

O projeto de Mero 1 é parte de um dos mais robustos programas de Captura, Uso e Armazenamento geológico de CO2 do mundo – chamado CCUS. Essas iniciativas estão alinhadas ao compromisso da Petrobras de redução de 32% na intensidade de carbono na área de Exploração e Produção até 2025.

O campo unitizado de Mero é operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC Petroleum Brasil Ltda (9,65%) e Pré-Sal Petróleo S.A -PPSA (3,5%), como representante da União na área não contratada.

Ministério da Ciência e Tecnologia investirá R$30 milhões na ampliação do projeto

A Petrobras e o Centro Tecnológico do Exército (CTEx) vêm desenvolvendo uma tecnologia inédita de fibra de carbono, à base de piche de petróleo, que pode ser usada na fabricação de equipamentos para as indústrias automobilística, aeroespacial, de óleo e gás, militar, entre outras. Com investimentos de R$ 30 milhões do Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT), órgão vinculado ao Ministério da Ciência e Tecnologia, o Exército Brasileiro prevê ampliar a escala de produção desse material, mais leve e resistente que o aço.

Para a Petrobras, o projeto é uma oportunidade de transformar o piche, produto residual do processo de refino de petróleo, em materiais de alto valor agregado. “Além de matéria-prima para geração de combustíveis, o petróleo é um insumo fundamental para o desenvolvimento de produtos avançados para a sociedade, como a fibra de carbono. Nossa parceria com o CTEx busca gerar demanda mais nobre para um produto de nossas refinarias, uma vez que a comprovação de escalabilidade eficiente pode levar à criação de um parque industrial nacional focado na produção de fibra de carbono, competindo com produtos atualmente importados”, afirmou o Diretor de Inovação e Tecnologia da Petrobras, Juliano Dantas.

Material versátil, mais leve e resistente que o aço

Por ser mais leve e resistente que o aço, com uma densidade próxima à do plástico, a fibra de carbono pode ser usada na fabricação de equipamentos em que o peso e resistência são determinantes – com aplicação na indústria aeroespacial, automobilística, de defesa, além da engenharia estrutural.

“A tecnologia desenvolvida pela parceria Petrobras e CTEx para obtenção de fibra de carbono a partir do óleo decantado (piche) é uma alternativa às tecnologias de produção à base de outras matérias-primas, como o alcatrão de carvão, por exemplo, que pode apresentar restrições ambientais”, afirmou o gerente geral do Centro de Pesquisas e Inovação da Petrobras (Cenpes), Antônio Vicente Castro.

Desde seu início, em 2003, a parceria da Petrobras com o Centro Tecnológico do Exército gerou o depósito de três patentes, no Brasil e no exterior, ligadas ao processo de desenvolvimento tecnológico do material. Além disso, a companhia investiu em capacitação de pessoal e na instalação de infraestrutura de ponta no CTEx.

A Petrobras mobilizou ainda, ao longo desse tempo, pesquisadores de seu Centro de Pesquisas e Inovação (Cenpes) dedicados a colaborar com o Exército para o desenvolvimento da fibra de carbono. Com o financiamento adquirido pelo Exército, a Petrobras seguirá investindo e acompanhando o desenvolvimento do projeto, além de colaborar com o amadurecimento desta tecnologia.

Conforme os contratos acordados pela Petrobras com as distribuidoras, os preços de venda de gás natural – transportado e distribuído por dutos – terão ajuste médio de 19% em R$/m³, com relação ao trimestre fevereiro-março-abril. Tais contratos preveem revisões trimestrais e vinculam a variação do preço do gás às oscilações do petróleo tipo Brent e taxas de câmbio no período.

A Petrobras ressalta que o preço final do gás natural ao consumidor não é determinado apenas pelo preço de venda da companhia, mas também pelas margens das distribuidoras (e, no caso do GNV, dos postos de revenda) e pelos tributos federais e estaduais. Em média, para clientes residenciais, a parcela Petrobras no preço ao consumidor corresponde a cerca de 28% da tarifa final, de acordo com informações do Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria do Gás, publicado pelo MME. Além disso, as tarifas ao consumidor são aprovadas pelas agências reguladoras estaduais, conforme legislação e regulação específicas. Importante informar que o ajuste anunciado para 1/5/22 não se refere ao preço do GLP (gás de cozinha), envasado em botijões ou vendido a granel.

Os preços atualizados seguirão vigentes até 31/7/2022, conforme estabelecido nos contratos firmados. A atualização trimestral do preço do gás natural e anual para o transporte do produto permite atenuar volatilidades momentâneas e aliviar, no preço final, o impacto de oscilações bruscas e pontuais no mercado externo, assegurando, desta forma, previsibilidade e transparência aos clientes. Os contratos são públicos e divulgados no site da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis).

O mercado de gás natural brasileiro atualmente é aberto a outras empresas que queiram ofertar esse produto no País. Nos últimos anos, a Petrobras apoiou ativamente esse processo, por entender que, com mais oferta, o mercado se fortalece, refletindo em ganhos para o consumidor.

É importante esclarecer também que o indexador Brent utilizado nos contratos para a atualização dos preços foi uma opção amplamente adotada pelo mercado, como pode ser observado nos contratos firmados com os demais supridores que estão atuando no mercado brasileiro desde janeiro deste ano.

A atualização dos preços do gás natural da Petrobras seguiu os parâmetros de reajustes utilizados pelas demais empresas que atuam nesse segmento, com perfil semelhante ao da Petrobras, que variaram de 18% a 28% nos contratos vinculados ao petróleo Brent.

Devido aos contratos estabelecidos com seus clientes, a faixa do preço do gás natural (sem o transporte) da Petrobras ficará entre US$12,30 e US$17,70/MMBtu, ao passo que o preço no mercado global (mais especificamente, do Gás Natural Liquefeito (GNL) para entrega no Brasil) encontra-se em cerca de US$30,00/MMBtu (sem considerar o transporte e custos de regaseificação).

Assista ao vídeo para mais esclarecimentos sobre o mercado de gás.

Campos de Tupi e Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, estão entre que produzem com menos emissões de CO2 no mundo

Os campos do pré-sal estão entre os que produzem com menos emissões de CO2 no mundo. A emissão média de CO2 equivalente por barril produzido na indústria mundial é 70% maior do que a emissão no pré-sal – 17kg de CO2 por barril produzido no mundo contra 10 kg por boe no pré-sal (campos de Tupi e Búzios). Esse resultado é reflexo dos avanços da Petrobras no programa de captura, uso e armazenamento geológico de gás carbônico – o Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS) – o maior da indústria em águas profundas. Esses são alguns dos destaques que a companhia apresentará na Offshore Technology Conference (OTC) 2022, principal evento mundial de petróleo e gás offshore, que acontece de 2 a 5/05, em Houston (EUA).

Pela primeira vez, um profissional brasileiro receberá o prêmio “OTC Emerging Leaders”, que será entregue ao engenheiro da Petrobras Gabriel Serrão Seabra. A premiação reconhece a capacidade de liderança de empregados do segmento de exploração e produção offshore, com até 10 anos de carreira. Com 32 anos de idade, Serrão atua no programa estratégico da Petrobras CÉOS que busca a excelência no desenvolvimento de modelos de reservatórios de petróleo. Com impulso da inteligência artificial e realidade aumentada, o programa é voltado para ampliar a incorporação de reservas, bem como reduzir riscos e custos.

No dia 3/05, às 9h (hora local), o gerente executivo de Estratégia da Petrobras, Eduardo Bordieri, fará a apresentação “The Campos Basin case: unlocking value from mature offshore Brazilian assets”, com foco sobre os investimentos programados pela Petrobras para a Bacia de Campos, reconhecida internacionalmente com dois prêmios OTC pelas tecnologias desenvolvidas para os campos de Marlim (1992) e Roncador (2001). Mesmo com mais de 40 anos de história e produção acumulada de mais de 14 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), essa bacia se renova com a perspectiva de entrada de três novas plataformas e a interligação de mais de 100 novos poços nos próximos cinco anos. A projeção da companhia é acrescentar chegar a  900 mil boe na produção da área até 2026.

Transição Energética em foco

Ainda no dia 3/05, às 14h (hora local), Rafael Chaves irá participar do painel “Accelerating the Energy Transition: Highlighting Developments in Brazil and Argentina”. Sua fala destacará a relevância do petróleo e gás de baixo carbono para a redução de emissões, no contexto brasileiro de alta presença de renováveis na matriz energética do país. Também divulgará a extensa contribuição da Petrobras para conservação e restauração de florestas.

Também no dia 3/05, às 14h (hora local), os desafios para reduzir emissões operacionais de CO2 serão o tema do painel “Shifting to a low carbon offshore industry”, com participação do Diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras, João Henrique Rittershaussen, além de executivos BP, Equinor, Schlumberger e IHSMarkit. Com moderação da gerente executiva de Mudança Climática da companhia, Viviana Coelho, a palestra destacará os resultados já alcançados pela Petrobras em descarbonização e as soluções tecnológicas que a companhia  vem implementando com o objetivo de intensificar ainda mais esse processo.

Em 4/05, às 9h (hora local), Bordieri participará da Bratecc Offshore Breakfast 2021, evento paralelo à OTC, com a palestra “Petrobras Perspectives on O&G Double Resilience”. Ele destacará a estratégia da empresa de focar em ativos localizados em águas profundas e ultraprofundas com dupla resiliência: tanto ambiental quanto econômica. Mostrará ainda a evolução da companhia na produção em águas profundas como reflexo de seu avanço tecnológico, além das expectativas e desafios para os próximos cinco anos.

A programação completa da Offshore Technology Conference (OTC) 2022 está disponível no site do evento: https://2022.otcnet.org/why-attend/schedule-of-events. O credenciamento de imprensa é realizado pela organização da conferência em https://2022.otcnet.org/press.