Dia: 29 de setembro de 2022

Após algumas paradas no caminho, chegou ao Brasil o FPSO Anna Nery, embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), destinada ao projeto de revitalização da Petrobras.

Cartas de intenção para este projeto de FPSO foram concedidas à Yinson da Malásia em outubro de 2019 pela Petrobras. Vários meses depois, os dois jogadores  firmaram contratos definitivos e em abril de 2020, a Sumitomo optou por participar do projeto com uma participação de 25%. Em junho de 2022, Yinson e Sumitomo revelaram que haviam  nomeado oficialmente  seu mais novo ativo, FPSO  Anna Nery , durante uma cerimônia de nomeação realizada simultaneamente em Jiangsu, China e Kuala Lumpur, Malásia.

Este FPSO deixou o estaleiro Cosco Qidong na China na sexta-feira, 8 de julho de 2022, e embarcou em sua jornada para o Brasil com paradas planejadas em  Cingapura  e  Maurício para obter suprimentos e trocar a tripulação, antes de chegar às águas brasileiras. Na ocasião, a Petrobras informou que o FPSO estava previsto para chegar ao Brasil em outubro para passar pela fase final de testes de comissionamento e aceitação antes de iniciar a produção no  campo de Marlim , operado pela Petrobras , que está previsto para 2023.

Em um post nas redes sociais Yinson confirmou que o FPSO Anna Nery chegou ao Brasil. Essa embarcação é a primeira de duas FPSOs que fazem parte do projeto de revitalização de Marlim e Voador na  Bacia de Campos , que deverá ampliar a produção atual de cerca de 30 mil bpd de óleo e cerca de 420 mil m³ de gás para mais de  150 mil boepd . A segunda unidade de produção, prevista para atuar neste projeto, é o FPSO  Anita Garibaldi . Na tentativa de estender a produção das jazidas do campo até  2048 , esses dois FPSOs estão previstos para serem conectados a 75 poços.

Com capacidade de injeção de água de 240 mil barris de água por dia e conceito totalmente elétrico, o FPSO  Anna Nery  será instalado a cerca de 150 quilômetros da costa do Brasil em lâmina d’água de 930 metros. Previsto para trabalhar no campo por 25 anos, esse FPSO terá capacidade para produzir 70 mil barris de petróleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Um dos navios-sonda da Seadrill chegou ao Brasil para concluir as operações de teste antes de seu contrato de três anos com a Petrobras.

Isso foi revelado pela Seadrill através de seus canais de mídia social.

A Seadrill garantiu dois contratos com a Petrobras para as sondas West Carina e West Tellus em novembro de 2021. Ambos os contratos, para trabalho no campo de Búzios, foram assinados por prazo fixo de três anos com data de início prevista para setembro de 2022.

O trabalho para reativar e atualizar o navio-sonda de águas ultraprofundas de 7ª geração West Carina foi feito no início deste ano em Tenerife. O foco foi em melhorias, incluindo o Blowout Preventer (BOP) e o aprimoramento do sistema Managed Pressure Drilling (MPD).

De acordo com os dados mais recentes do AIS, o navio-sonda construído em 2015 deixou Las Palmas em 21 de agosto de 2022 e chegou a Angra dos Reis no Brasil em 6 de setembro.

O contrato com a Petrobras – com taxa diária de US$ 245.000 – deve começar neste mês.

Por outro lado, a West Tellus estava trabalhando para a Shell fora do Brasil desde outubro de 2021. O contrato termina este mês, após o qual esta sonda também será preparada para um contrato com a Petrobras. O contrato deve começar em outubro e durar até setembro de 2025.

 

 

Estratégia de desinvestimentos da companhia amplia competitividade e atuação de outras empresas no país

A estratégia de desinvestimentos da Petrobras foi determinante para impulsionar a competitividade e a ampliação da produção de campos maduros no país. Para se ter ideia, o percentual de concessões maduras operadas por outras empresas no Brasil – que não a Petrobras – aumentou de 16% em 2010 para 38%, em 2021. Nesse período, o número de companhias operadoras saltou de 24 para 44. Essas empresas têm dado fôlego à operação dos ativos desinvestidos pela Petrobras, mudando a tendência de declínio da produção desses campos. É o que afirmou, nesta terça-feira (27/9), o gerente executivo de Águas Profundas da companhia, César Cunha, no segundo dia da Rio Oil & Gas, maior evento de energia da América Latina, que acontece no Boulevard Olímpico, zona portuária do Rio de Janeiro.

Os desinvestimentos da Petrobras concentrados em ativos maduros atraem principalmente empresas de menor porte, especializadas em extrair mais valor deste tipo de ativo, a exemplo do que acontece em outras bacias no mundo. A produção diária do Polo Pargo, na Bacia de Campos, por exemplo, aumentou de 2,5 mil barris de óleo equivalente (boe) – seis meses antes da conclusão do desinvestimento –  para 5,4 mil boe/dia  – após a conclusão da transação.

Revitalização da Bacia de Campos

A gestão de portfólio na Petrobras está baseada na saída de ativos menos aderentes ao seu plano estratégico e realocação de recursos em ativos onde está o foco da companhia, ou seja, ativos em águas profundas e ultraprofundas, com reservas substanciais e alta produtividade. “Um bom exemplo da realocação dos investimentos é o Plano de Revitalização da Bacia de Campos, que recebeu o aporte de US$ 16 bilhões como parte do Plano Estratégico da Petrobras. Nossa previsão é que tenhamos em 2026 uma produção de 900 mil boe/dia, sendo 600 mil boe/dia em novos projetos”, disse o gerente executivo de Águas Profundas da Petrobras.

A revitalização da Bacia de Campos integra o maior programa do gênero para ativos maduros da indústria offshore global. Com isso, a Petrobras espera agregar mais valor aos campos de Marlim e Voador, instalando ali os FPSOs Anita Gabribaldi e Anna Nery com capacidade de produzir, juntos, até 150 mil barris por dia (bpd). O início de operação das duas plataformas está previsto para 2023.

Polo internacional de tecnologia offshore e berço da produção em águas profundas no Brasil, a Bacia de Campos é responsável por quase 75% de todo petróleo já extraído em ambiente offshore no país até hoje. A região foi pioneira em inovação e continuará sendo tanto para os projetos de descomissionamento que estão no radar, quanto para  a revitalização de concessões maduras operadas por novas empresas que atuam no setor.

Estrutura é responsável pela aquisição de dados que dão suporte a poços em perfuração, gera economia e reduz emissão de CO2 para a companhia

Atuar na construção do poço, coletar e descrever os cascalhos de rocha trazidos para a superfície pelo fluido (lama) injetado, realizar a caracterização das propriedades das rochas. Essas são apenas algumas etapas do processo de identificação de petróleo em um poço para extração, executado pelo Centro Geológico de Operação Remota e Automação (CGOR), localizado na Base Imbetiba em Macaé e inaugurado este mês pela Petrobras. O CGOR é uma das estruturas da companhia que apoiam a perfuração de poços ligados ao Plano de Revitalização da Bacia de Campos, que recebeu o aporte de US$ 16 bilhões como parte do Plano Estratégico da Petrobras (PE 2022-2026).

A companhia tem buscado meios de diminuir o efetivo a bordo para alcançar diversos objetivos e esse trabalho se intensificou durante a pandemia pela necessária redução do número de colaboradores nas sondas e o consequente decréscimo do número de voos para os embarques. Como resultado, de 2020 até hoje, foram atendidos pelo CGOR 115 poços e já são 242 mil horas a menos de exposição humana ao risco no ambiente offshore.

Devido aos voos evitados e gestão das operações com sondas, economizou-se R$ 93 milhões (2020-2022) e evitamos cerca de 4 mil toneladas de GEE (gases de efeito estufa) de 2021 até hoje, o que equivale a cerca de 1% das emissões anuais da frota de ônibus do município do Rio de Janeiro.

Dados geológicos

A Aquisição de Dados Geológicos ocorre em todos os poços em perfuração — exploratórios ou de desenvolvimento da produção. Por isso, o CGOR pode atender a qualquer poço perfurado no Brasil ou exterior, desde que a Petrobras seja operadora e após avaliação da aplicabilidade dos métodos, levando em conta uma série de fatores, desde infraestrutura até análise de riscos. As linhas de mudlogging, MWD/LWD, direcional e perfilagem a cabo referem-se a alguns dos serviços indispensáveis durante a perfuração de um poço de petróleo — fundamentais não apenas para auxiliar nessa operação, como também para aquisição de dados geológicos que permitirão interpretar os tipos de rochas que estão sendo perfuradas e para indicar onde está o petróleo.

Em evento realizado em Brasília, o presidente da Petrobras, Caio Paes de Andrade, recebeu o vice-ministro de Petróleo e Gás da Índia, Pankaj Jain, e representantes do governo e de empresas indianas para discutir oportunidades e parcerias estratégicas no mercado de petróleo e gás. Na ocasião, a Petrobras e a Indian Oil Corporation (IOC), maior estatal de petróleo e gás indiana, assinaram contrato para suprimento de petróleo do tipo “Frame Agreement”. Este modelo estabelece a opção de fornecimento de até 12 milhões de barris de petróleo da Petrobras para a IOC. O contrato tem duração de seis meses e poderá ser renovado por mais um ano.

No mesmo encontro, a Petrobras também assinou um memorando de entendimentos com a Bharat Petroleum Corp, outro importante refinador indiano, para fomentar tratativas e estabelecer diretrizes cooperativas para eventual fornecimento de petróleo bruto no futuro.

Os acordos representam passos importantes para o estreitamento comercial entre Petrobras e o segmento estatal de refino na Índia e para a alavancar oportunidades junto aos demais refinadores daquele país.

Potencial mercado indiano

A Índia é o terceiro maior importador de petróleo do mundo, adquirindo cerca de 5 milhões de barris por dia, sendo superada apenas por China e Estados Unidos. Em relação às importações de via marítima, é o segundo maior importador, atrás apenas da China.

A IOC tem produção estimada em 1,34 milhão de barris por dia, além de controlar 11 refinarias no país e responder por 26% do total da capacidade de refino indiano.

Exportações

O destino prioritário para o petróleo produzido pela Petrobras são suas refinarias próprias, enquanto o excedente é exportado. No primeiro semestre deste ano, a companhia exportou em média 537 mil barris por dia de petróleo. Neste sentido, a Petrobras busca continuamente as melhores oportunidades no mercado internacional, sempre garantindo o aproveitamento da melhor alternativa de colocação para os petróleos que produz.

No próximo dia 1º de outubro, a Petrobras ajustará os preços de Querosene de Aviação (QAV) com uma redução de 0,84% nos valores de venda para as distribuidoras. Esta é a terceira redução seguida nos preços do QAV, que já haviam sido reduzidos em 10,4% em setembro, e em 2,6% em agosto.

Conforme prática que remonta os últimos 20 anos, os ajustes de preços de QAV são mensais e definidos por meio de fórmula contratual negociada com as distribuidoras. Os preços de venda do QAV da Petrobras para as companhias distribuidoras buscam equilíbrio com o mercado internacional e acompanham as variações do valor do produto e da taxa de câmbio, para cima e para baixo, com reajustes aplicados em base mensal, mitigando a volatilidade diária das cotações internacionais e do câmbio.

A Petrobras comercializa o QAV produzido em suas refinarias ou importado apenas para as distribuidoras. As distribuidoras, por sua vez, transportam e comercializam o produto para as empresas de transporte aéreo e outros consumidores finais nos aeroportos, ou para os revendedores. Distribuidoras e revendedores são os responsáveis pelas instalações nos aeroportos e pelos serviços de abastecimento.

Importante ressaltar que o mercado brasileiro é aberto à livre concorrência e não existem restrições legais, regulatórias ou logísticas para que outras empresas atuem como produtores ou importadores de QAV.

Para conhecer os preços de venda da Petrobras para as distribuidoras, convidamos a visitar: precos.petrobras.com.br. Conforme regulação da ANP, os novos preços de QAV estarão disponíveis nesse site a partir de 1º de outubro, data de início de vigência.