Dia: 16 de janeiro de 2023

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•   MATÉRIA DE CAPA: A grande partilha por Julia Vaz;
•  ARTIGO: A digitalização é a nova fronteira – A manutenção da integridade de ativos offshore no upstream demanda cada vez mais ferramentas digitais, por Pedro Luiz de Souza Pinto Filho, CEO da BR2W;
•   ENTREVISTA EXCLUSIVA: Fernanda Delgado, diretora-executiva corporativa do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – 2023 será um ano desafiador –  por Julia Vaz;
•   Petrobras testa bunker com conteúdo renovável em navio da Transpetro;
•   Shearwater fecha dois contratos com a Petrobras;
•   Petrobras e CNOOC fecham mais um acordo para o campo de Búzios;
•   PGS assina contrato com a Petrobras;
•   Petrobras investe R$ 450 milhões na maior parada de manutenção da história da Refap;
•   Petrobras inicia processo de contratação de plataformas P-84 e P-85;
• Ocyan inicia 2023 com mais de 100 vagas abertas;
• Shell amplia portfólio no Brasil em leilão da oferta permanente;
•   Petrobras conclui venda do campo de Papa-Terra;
•   Actemium assina contrato com a Petrobras em Macaé;
•   Sapura muda de visual olhando para o futuro;
•   Revap realiza testes com o ‘robô Anymal’, novo aliado da Petrobras para inspeções em áreas industriais;
•   FPSO Cidade de Anchieta retoma produção após paralisação em janeiro;
•   P-71 inicia produção;
•   QatarEnergy, TotalEnergies e Petronas conquistam bloco exploratório offshore no Brasil;
•   DNV emitiu recertificação do FPSO Petrojarl I;
•   ANP aprova proposta de acordo que poderá elevar investimentos na Margem Equatorial;
•    ExxonMobil destina US$ 17 bilhões para intensificar os esforços de redução de emissões nos próximos cinco anos;

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Capa

 

A Petrobras concedeu novos contratos à CHC do Brasil, parte da CHC Helicopter, para serviços de transporte offshore.

A CHC revelou que assinou cinco contratos de exclusividade com a Petrobras, avaliados em milhões. No entanto, a empresa não divulgou o valor exato desses contratos, que estão garantidos para o transporte offshore de passageiros e pequenas cargas para a Bacia de Campos – principal área sedimentar já explorada na costa brasileira – pelos próximos 4 a 5 anos.

Gilson Caputo, Diretor de Operações da CHC no Brasil, comentou: “Essas novas conquistas de contratos são uma prova da equipe fantástica e trabalhadora que temos aqui no Brasil. Estamos muito orgulhosos de termos sido escolhidos pela Petrobras para este projeto em Campos e na Bacia de Vitória. Apoiar a produção de energia é uma especialidade central da CHC e estamos comprometidos em aumentar nossas operações na América Latina nos próximos anos.”

O operador do helicóptero explicou que esses projetos devem começar no segundo semestre de 2023 e foram premiados como resultado de “concurso público” realizado em agosto de 2022. Para apoiar os contratos, a CHC Brasil operará cinco helicópteros Leonardo AW139 de novas bases localizadas em Campos dos Goytacazes, e Aeroporto Bartolomeu Lisandro e Aeroporto Eurico de Aguiar Salles em Vitória.

A CHC espera aumentar sua frota para cerca de dez aeronaves de médio e grande porte com esses novos contratos, que também suportam novos empregos na região, com a operadora de helicópteros elevando seu quadro de funcionários para aproximadamente 280 funcionários no Brasil.

Além disso, a CHC destacou que tem “planos significativos de crescimento de longo prazo” para a América Latina e já possui operações no Brasil e no México, tendo anteriormente operado também no Suriname, Uruguai e Ilhas Malvinas.

Em relação aos recentes negócios da CHC em outros lugares, vale a pena notar que a operadora de helicópteros ganhou um contrato em outubro de 2022 para serviços de transporte offshore no setor holandês do Mar do Norte.

Resultado comprova alta produtividade dos poços

A Petrobras informa que o navio-plataforma Guanabara, instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, alcançou sua capacidade máxima de produção, com a marca de 180 mil barris de petróleo por dia (bpd), passados cerca de oito meses desde que a unidade entrou em operação. Do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo), o Guanabara atingiu esse resultado com quatro poços produtores e três injetores de gás. É a primeira plataforma de uma série de quatro unidades definitivas programadas para Mero, cada qual com capacidade de produzir até 180 mil bpd de petróleo

Esse desempenho é resultado da alta produtividade por poço, da aceleração da curva de aprendizado e da utilização de tecnologias de última geração no campo – como a chamada configuração em loop para os poços injetores de água e gás e a separação de dióxido de carbono (CO2) por membranas. “O resultado evidencia um ramp up (evolução) da produção em ritmo consistente, indicando elevada produtividade do campo e uma estratégia de desenvolvimento acertada, dentro dos mais rigorosos padrões de segurança operacional”, afirmou o Diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges.

Redução de emissões de CO2

O FPSO Guanabara incorpora um dos mais robustos programas de Captura, Uso e Armazenamento Geológico de CO2, o chamado CCUS, já que o campo de Mero tem um teor de 45% desse gás possibilitando a redução das emissões de CO2.

Além disso, o Consórcio está desenvolvendo, para aplicação no campo, a tecnologia inédita de separação submarina batizada de HISEP® (High Pressure Separation). Com ela, será possível separar, ainda no leito marinho, o gás produzido rico em CO2, para sua reinjeção no reservatório.

O campo de Mero abriga não só o FPSO Guanabara, como também o FPSO Pioneiro de Libra, que opera o Sistema de Produção Antecipada (SPA 2), produzindo atualmente 50 mil bpd. O SPA 2 é dedicado à avaliação do comportamento da produção do campo. Com as duas unidades em operação, o campo de Mero produz atualmente cerca de 230 mil bpd.

Mero: terceiro maior campo do país

No segundo semestre deste ano, o Consórcio prevê instalar a segunda plataforma definitiva em Mero: o FPSO Sepetiba, também com capacidade de produzir até 180 mil bpd. Até 2025, a empresa colocará em operação outras duas unidades no campo, totalizando cinco sistemas que, juntos, corresponderão a 770 mil bpd da capacidade instalada no país.

Mero é o terceiro maior campo do Brasil em volume de óleo in place, atrás apenas de Tupi e Búzios, também localizados no pré-sal da Bacia de Santos.

As operações do campo unitizado de Mero são conduzidas pelo consórcio operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (19,3%), TotalEnergies EP Brasil Ltda (19,3%), CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda (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.