Dia: 3 de novembro de 2023

Empresa confirma assinatura de acordo acima de US＄ 750 milhões com a operadora para o desenvolvimento do campo de Mero 4.

A Subsea7, líder global na entrega de projetos e tecnologia offshore para o setor de energia, confirmou, na última terça-feira (31/10), a assinatura de um importante contrato com a Petrobras para o desenvolvimento do campo petrolífero Mero 4, na Bacia de Santos. O acordo, que ultrapassa o valor de US＄ 750 milhões, inclui engenharia, licitação, fabricação, instalação e pré-comissionamento de 76 km de dutos, com gerenciamento de projeto e de engenharia iniciando imediatamente nos escritórios da companhia no Rio de Janeiro e em Paris. As operações offshore estão programadas para os anos de 2025 e 2026.

Para Yann Cottart, Vice-Presidente da Região Brasil da Subsea7, o novo contrato com a Petrobras é a comprovação do sucesso da parceria de muitos anos de ambas as empresas e um reflexo da vasta experiência na execução de grandes projetos EPCI no mundo. “Esse novo contrato demonstra a confiança que a Petrobras tem em nosso trabalho. Além disso, amplia o nosso portfólio de projetos no país, mostrando que somos uma empresa com um histórico de entregas de alta qualidade e segurança”, afirma o executivo, que ainda reitera a importância do acordo na geração de novos empregos e no aquecimento do mercado offshore. “É um setor que, mais uma vez, está em plena expansão, com mais oportunidades de trabalho e, em consequência, trazendo benefícios para a economia do estado e do país”, finaliza.

Sobre a Subsea7

Líder global na entrega de projetos e serviços offshore para o setor de energia, a Subsea7 possibilita a transição energética offshore por meio da evolução contínua do petróleo e do gás com baixo teor de carbono, permitindo o crescimento de energias renováveis e emergentes.

Presente no Brasil há mais de 35 anos, a empresa conta hoje com mais de 2000 colaboradores distribuídos em bases operacionais no Espírito Santo, nas cidades de Rio das Ostras (RJ) e Niterói (RJ), além de um escritório na cidade do Rio de Janeiro. As operações no Brasil estão divididas em duas áreas principais:

• Subsea e convencional: Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI), descomissionamento em profundidades variadas e contratos de PLSVs;
• Serviços durante a vida útil o campo: Inspeção, reparo e manutenção, gerenciamento de integridade e serviços de suporte.

2ª Edição do Maior evento de FPSOs do Brasil

O mercado de FPSOs está aquecido e em expansão, à crescente demanda de projetos no país impulsiona a realização da 2ª edição do evento: Brasil – Epicentro Global de FPSOs, no Rio de Janeiro – que acontece nos dias 17 e 18 de junho de 2024. O evento contará com os principais tomadores de decisão que se reúnem para impulsionar a atividade e apoiar a transformação digital dos FPSOs enquanto reduz a pegada de carbono.

À medida que a maré do progresso se eleva, sua organização pode ser a onda que impulsiona a inovação na indústria de FPSOs.

Venha iluminar o caminho conosco e ser uma parte integral de um evento marcante e alinhe sua marca aos líderes e pioneiros do setor.

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Nos vemos no Rio! 🇧🇷

Empresa supera a marca de 100 mil barris de óleo por dia com redução no lifting cost e na média de emissões de carbono.

A PRIO, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil e especialista em recuperação de campos maduros, encerrou 3T23 com novo recorde de produção de barris de óleo por dia. A empresa superou os 100 mil barris por dia em setembro, atingindo um lifting cost de US＄ 7,0 por barril. A receita líquida da companhia fechou em US＄ 835 milhões, alta de 121% na comparação com o mesmo período no ano passado. O EBITDA ajustado foi de US＄ 633 milhões, crescimento de 121% em relação ao terceiro trimestre de 2022, e o lucro líquido, em US＄ 348 milhões, aumento de 126%, frente ao mesmo trimestre no ano passado.

“Encerramos o terceiro trimestre de 2023 com resultados sólidos, com destaque para a capacidade de execução da PRIO e nosso compromisso com os mais altos níveis de segurança, sustentabilidade e responsabilidade socioambiental. A nossa principal ferramenta contra a grande volatilidade do mercado de óleo tem sido o aumento de produção e redução de lifting cost. Esses resultados são reflexos diretos de uma produção cada vez mais eficiente e segura, da bem-sucedida campanha de revitalização de Frade, da estabilidade operacional do Cluster Polvo/Tubarão Martelo e do início do turn around de Albacora Leste”, comenta Milton Rangel, CFO da PRIO.

Ao longo do terceiro trimestre, a companhia colheu os primeiros frutos dos esforços realizados para aprimorar as condições de segurança e integridade do FPSO Forte, com foco primário nos sistemas primários de geração de energia, injeção de água e compressão de gás, além das condições de trabalho. Já atingiram os níveis de eficiência operacional dos demais ativos, superando os 80% de eficiência operacional no campo, o que permitiu à empresa reabrir os poços ABL-78 em setembro e ABL-44 no início de outubro. Atualmente, o campo está produzindo aproximadamente 31 mil barris por dia (participação PRIO). “Isso demonstra que estamos caminhando na direção correta e nos deixa empolgados para os próximos passos”, diz Rangel.

Diante do expressivo aumento da produção, a empresa atingiu seu maior nível de offtakes – 9,7 milhões de barris vendidos a descontos cada vez mais competitivos graças a sua recém-criada PRIO Trading, que possibilita a execução de vendas na modalidade “entregue ao cliente”, utilizando navios de maior porte e otimizando nossa logística.

A PRIO fechou o trimestre com uma expressiva geração de caixa, reduzindo nossa alavancagem para 0,9x dívida líquida/EBITDA e com uma estrutura de capital saudável. A empresa recebeu também upgrade de seu rating global corporativo para BB pela agência de rating Fitch, o que os coloca em uma posição favorável para futuras operações.

“Acreditamos que o sucesso de uma empresa vai além dos resultados operacionais e financeiros e que devemos atuar de forma responsável e sustentável. Por isso, trabalhamos sempre focados em um grande alinhamento entre a redução de pegada de carbono, ligada ao aumento de eficiência, consolidação de ativos e alongamento da vida dos campos, obtendo ao longo de 2023, redução em nossas emissões, com a média do 3T23 de 19 kgCO2e/boe”, afirma o CFO.

A empresa anunciou também avanços na frente social. A principal delas é a realização da segunda edição do projeto Reação Offshore. Com 1.700 inscrições, o programa liderado pelo Instituto Reação e Instituto Todos na Luta capacita técnicos e graduados do ensino médio para atuar no mercado offshore.

Na esfera cultural, a empresa reforçou ainda mais sua presença em patrocínios musicais, peças e projetos sociais, de forma a apoiar e beneficiar as comunidades em que atua. O grande destaque foi o novo patrocínio da companhia ao Teatro I 💙PRIO na Gávea, no Rio de Janeiro.

Para conferir o relatório completo, acesse aqui.

Prazer, PRIO

Somos a maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, pioneira na recuperação e aumento da vida útil de campos em produção. Criada em 2015 e com ativos localizados na Bacia de Campos, contamos com mais de 1000 colaboradores, entre próprios e terceiros, e temos foco na excelência e na busca por eficiência operacional, priorizando a segurança das operações, o zelo pelas pessoas e a preservação do meio ambiente. Nosso propósito é extrair o melhor da nossa energia para transformar o Brasil em um lugar mais eficiente.

2ª Edição do Maior evento de FPSOs do Brasil

O mercado de FPSOs está aquecido e em expansão, à crescente demanda de projetos no país impulsiona a realização da 2ª edição do evento: Brasil – Epicentro Global de FPSOs, no Rio de Janeiro – que acontece nos dias 17 e 18 de junho de 2024. O evento contará com os principais tomadores de decisão que se reúnem para impulsionar a atividade e apoiar a transformação digital dos FPSOs enquanto reduz a pegada de carbono.

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Companhia registrou recordes de produção no pré-sal e de produção operada no período. Fator de utilização de refinarias teve melhor resultado trimestral desde 2014.

A Petrobras encerrou o terceiro trimestre com resultados operacionais expressivos. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural própria da companhia alcançou 2,88 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no período, 9,1% acima do segundo trimestre de 2023. É o que mostra o Relatório de Produção e Vendas do Terceiro Trimestre da Petrobras, divulgado pela companhia.

Esse resultado foi obtido, principalmente, devido ao alto desempenho operacional das plataformas do pré-sal e ao menor volume de perdas na produção por paradas e manutenções de unidades. O crescimento da produção (ramp-up, no jargão técnico) da plataforma P-71, no campo de Itapu, e do FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios – ambas no pré-sal da Bacia de Santos -, além do FPSO Anna Nery, no campo de Marlim, na Bacia de Campos, contribuíram também para o aumento da produção da companhia.

O desempenho da produção no período se deve, ainda, à entrada em operação do FPSO Anita Garibaldi, nos campos de Marlim e Voador, além da contribuição de novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos e Santos. Esses efeitos foram compensados parcialmente pelo declínio natural de campos maduros e pelos efeitos dos desinvestimentos realizados pela Petrobras.

Recordes no pré-sal

A produção própria no pré-sal bateu novo recorde trimestral de 2,25 milhões de boed, equivalente a 78% da produção total da Petrobras, superando o recorde anterior de 2,06 milhões de boed no segundo trimestre deste ano. A produção total operada pela Petrobras também atingiu o recorde com 3,98 milhões de boed no mesmo período, 7,8% acima do 2T23.

No dia 24/10, o FPSO Almirante Barroso, no Campo de Búzios, atingiu sua capacidade máxima de 150 mil bpd, com três poços produtores, apenas 146 dias após o primeiro óleo, um recorde no pré-sal. No sistema submarino do projeto, por exemplo, houve a incorporação de soluções inovadoras na instalação dos dutos rígidos, obtendo-se a redução de 15% no tempo médio de interligação dos poços, o que contribuiu diretamente para o tempo recorde de alcance do topo de produção do FPSO.

“Esse recorde evidencia a alta produtividade de Búzios, maior campo em águas profundas do mundo. O ativo se destaca ainda pelo baixo nível de emissões, por suas reservas substanciais e pela alta qualidade do óleo produzido”, destacou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes.

O recorde anterior da Petrobras foi o do FPSO P-76, também no campo de Búzios, cujo atingimento da capacidade máxima de produção se deu em 234 dias.

Nova plataforma chega ao Campo de Mero

Outro marco importante no período foi a chegada ao Brasil do FPSO Sepetiba, no início de setembro, para ser instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma já está na locação definitiva, com atividades de ancoragem e interligação em andamento. A previsão é a de que a unidade comece a operar até o fim do ano.   Será o segundo sistema definitivo de quatro a serem instalados no campo de Mero, cada qual com capacidade para produzir 180 mil bpd e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Recorde no nível de utilização das refinarias

O fator de utilização (FUT) das unidades de refino da Petrobras atingiu 96% no terceiro trimestre, o melhor resultado trimestral desde 2014. Esse desempenho possibilitou o atendimento às demandas do mercado com confiabilidade e disponibilidade operacional, alcançando a produção total de derivados de 1.829 milhão barris por dia (Mbpd) no período. A produção de diesel, gasolina e QAV representou 69% da produção total, um aumento de 2 pontos percentuais em relação ao segundo trimestre.

“A otimização dos nossos processos está permitindo ampliar a produção em nossas unidades e a oferta de derivados no mercado nacional com rentabilidade”, comentou o Diretor de Processos Industriais e Produtos, William França.

As vendas de diesel S-10 no terceiro trimestre atingiram 496 mil barris por dia (bpd), um novo recorde da companhia. Esse volume representa 62% do total de diesel comercializado pela Petrobras. Acompanhando as vendas, a produção de diesel S-10 atingiu o recorde de 464 mil bpd no 3T23, fruto de ações de otimização em processos de produção e investimentos.

Redução de emissões de gases de efeito estufa

A companhia também reduziu a emissão de gases de efeito estufa, alcançando os melhores resultados trimestrais das refinarias em Intensidade Energética (101,7) e Intensidade de Emissão de Gases do Efeito Estufa (36,2 kgCO2eq/CWT), fruto dos investimentos no Programa RefTOP (Refino de Classe Mundial) e dos avanços em eficiência energética.

As unidades de processamento de gás de Caraguatatuba (SP) e Cabiúnas (RJ) alcançaram o maior valor histórico mensal de processamento de gás oriundo do pré-sal em setembro. Foram 28,96 milhões m³ por dia de gás enviados pelas Rotas 1 e 2, superando o recorde anterior de 27,27 milhões m³ por dia alcançado em março de 2022.

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Navio-plataforma alcançou a produção de 150 mil barris de óleo por dia no campo de Búzios (Bacia de Santos), em cerca de 5 meses.

O navio-plataforma Almirante Barroso, que opera no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, atingiu o topo de produção de 150 mil barris de petróleo por dia (bpd) nesta terça, 24/10.  Esse resultado foi alcançado em tempo recorde: foram 146 dias (menos de cinco meses) desde o primeiro óleo. O recorde anterior da Petrobras foi o do FPSO P-76, cujo atingimento da capacidade máxima de produção se deu em menos de oito meses, também no campo de Búzios. A plataforma Almirante Barroso é do tipo FPSO, ou seja, é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (da sigla em inglês) e começou a produzir comercialmente no dia 31/05 deste ano.

No sistema submarino do projeto, com a incorporação de soluções inovadoras na instalação dos dutos rígidos, obteve-se redução de 15% no tempo médio de interligação dos poços, contribuindo diretamente para o tempo recorde de ramp-up.

Afretada junto à Modec, a plataforma está localizada a 180 km da costa do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 1.900 metros. A Petrobras é a operadora do campo com 88,99% de participação na jazida compartilhada de Búzios, tendo como parceiras a CNOOC com 7,34% e a CNODC com 3,67%.

“Graças ao empenho de nosso corpo técnico e à adoção de novas tecnologias, continuaremos a obter um resultado excepcional em Búzios, com a implantação de onze unidades com alta capacidade de produção, equipadas com as mais modernas tecnologias de descarbonização”, declara o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos.

Últimos recordes – atingimento de topo de produção

– FPSO Almirante Barroso no campo de Búzios, na Bacia de Santos – Topo de produção em 146 dias (menos de 5 meses) – Produção de 150 mil barris diários.

– FPSO P-76, no campo de Búzios, na Bacia de Santos – Topo de produção em 234 dias (menos de oito meses)

– FPSO Guanabara no campo de Mero, na Bacia de Santos – Topo de produção em 249 dias (oito meses) – Produção de 180 mil barris diários.

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À medida que a maré do progresso se eleva, sua organização pode ser a onda que impulsiona a inovação na indústria de FPSOs.

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Fornecimento para Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Norte (Potigás) vai até dezembro de 2034.

A Petrobras assinou, novos contratos para fornecimento de gás natural com a Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Norte (Potigás), no valor de cerca de R$ 536 milhões, com vigência até dezembro de 2034. Os contratos são resultado de processo negocial, para ampliação do suprimento de gás para atendimento ao mercado cativo da distribuidora, no estado Rio Grande do Norte, reforçando a parceria comercial entre as empresas.

“As novas contratações na região Nordeste, bem como em todo país, mostram que a Petrobras está cumprindo com êxito o objetivo de garantir a competitividade do gás natural na matriz energética, além de oferecer produtos mais flexíveis, com diferentes modalidades de prazo e indexadores, o que possibilita uma melhor otimização do portfólio de cada companhia distribuidora. Nossa previsão de investimentos próprios nesta área supera R$ 25 bilhões nos próximos anos, garantindo que o gás natural siga como o combustível competitivo e pilar da transição energética”, destacou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim.

“A Potigás tem trabalhado com um portifólio de supridores, o que nos possibilita ter competitividade no preço de aquisição da molécula. Ter um contrato com a Petrobras, sobretudo um contrato de longo prazo como o que assinamos, é ter segurança para o nosso portifólio e estabilidade dos nossos preços. A atenção que a Petrobras tem dado ao mercado de suprimento de gás natural do Brasil é muito importante, participando das chamadas públicas dentro de uma proporcionalidade de volume, dando segurança para as distribuidoras e, ao mesmo tempo, possibilitando que elas diversifiquem seu portifólio com outros supridores, isso é fundamental para o mercado”, disse Marina Melo, presidente da Potigás.

Esta é a décima primeira contratação entre Petrobras e Companhias Distribuidoras Locais (CDLs), aderente à nova carteira de produtos da Petrobras, considerando as recentes contratações no segundo semestre deste ano, sendo a quarta no Nordeste, o que demonstra a ampliação da participação e competitividade da Petrobras no suprimento de gás natural nesta região.

Nova carteira
Com a abertura do mercado de gás natural, a Petrobras desenvolveu uma nova carteira comercial para venda de gás natural com prazos, indexadores e locais de entrega diversificados, visando assegurar a sua competitividade nas chamadas públicas em curso pelas distribuidoras estaduais e na comercialização via Mercado Livre.

Além da diversificação, as condições comerciais da companhia buscam dinamizar ainda mais o ambiente competitivo e o processo de abertura de mercado ao possibilitar, entre outros, a redução de volumes contratados pelas distribuidoras estaduais em caso de migração de volumes de clientes cativos para o ambiente livre, além de maior flexibilidade na gestão de suprimento das distribuidoras com a inclusão de opção de descontratação para os volumes que superem 2/3 dos volumes comercializados em cada zona de concessão, em linha com o estabelecido na Resolução CNPE 03/2022.

Companhia registrou, em setembro, recorde mensal no parque de refino.

As refinarias da Petrobras registraram, em setembro, o melhor resultado histórico em eficiência energética, chegando ao patamar de 101 pontos no índice que mede o consumo específico de energia. No ano, o acumulado chegou a 103,8 pontos.

A otimização da intensidade energética no parque de refino no período representa uma redução do consumo de gás natural de 25,4%, quando comparado ao consumo de 2020, antes da implantação do programa RefTOP, que visa alavancar o desempenho das operações. Esse dado indica uma redução da emissão de gases do efeito estufa equivalente a mais de 75 mil ônibus urbanos circulando cinco dias por semana.

Já o resultado de intensidade de emissões de gases de efeito estufa no refino, em setembro, foi de 36,2 kgCO2eq/CWT, repetindo o excelente patamar de resultado alcançado em agosto deste ano. Segundo o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “as marcas expressivas foram alcançadas a partir do trabalho integrado e com foco na otimização dos processos realizado pelas equipes das áreas de Operação, Otimização, Manutenção e Engenharia das refinarias, ancoradas nos processos de gestão e em soluções robustas de tecnologia”.

Compromisso com sustentabilidade e eficiência

O programa RefTOP, lançado em 2021, visa alavancar a eficiência energética das operações, reduzir as emissões de gases de efeito estufa, aumentar a disponibilidade operacional e ampliar a capacidade de processamento de óleo do pré-sal.

Os resultados de intensidade energética e emissões demonstram o compromisso contínuo da Petrobras com a eficiência e a sustentabilidade de suas operações, alinhados com os valores de segurança, meio ambiente e saúde da companhia.

Embarcação, uma das mais modernas da frota mundial, contribuirá para a garantia da confiabilidade e flexibilidade no suprimento de gás natural ao mercado nacional.

A Petrobras fechou contrato de dez anos com a empresa Excelerate Energy para uso do navio Excelerate Sequoia. Com capacidade de armazenamento de 173 mil m³ e de regaseificação de 23 milhões de m³/d, compatível com os mais modernos da frota mundial, a embarcação vai operar no Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito – GNL – da Bahia (TR-BA), que está conectado à malha integrada de transporte de gás natural. Trata-se de um navio regaseificador de GNL, que transforma o gás natural importado do estado líquido para gasoso.

“A contratação visa garantir a continuidade operacional do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia, cuja posse retorna para a Petrobras em 01/01/2024, após o término do arrendamento para a Excelerate. Com isso, garantimos nossa capacidade de oferta para atendimento aos compromissos assumidos, em consonância com o previsto no Planejamento Estratégico da companhia”, assegurou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Companhia, Maurício Tolmasquim.

A referida contratação possibilitará, pelos próximos 10 anos, a disponibilidade operacional simultânea do Terminal de Regaseificação de GNL da Baía de Guanabara (TR-BGUA) e do TR-BA, garantindo a manutenção dos elevados níveis de confiabilidade e flexibilidade oferecidos pela Petrobras na entrega de gás natural aos seus clientes.

O Excelerate Sequoia utiliza tecnologia de última geração, que, além da alta capacidade de regaseificação, confere operação mais eficiente, com baixo consumo de combustível, sendo compatível com o TR-BA e com o TR-BGUA.

Esse é mais um movimento da Petrobras no caminho de uma transição energética justa, reduzindo emissões e garantindo a necessária flexibilidade para o consumo de gás, de forma complementar à entrada das fontes renováveis.

Unidade de Gás de Caraguatatuba (UTGCA) teve participação relevante no recorde.

As unidades de processamento de gás natural de Caraguatatuba (UTGCA) e Cabiúnas (UTGCAB), pertencentes à Petrobras, bateram recorde de processamento de gás do Pré-Sal da Bacia de Santos, em setembro. No período, foi alcançada a marca de 28,96 milhões m³/d de gás, superando o recorde anterior de 27,27 milhões m³/d atingido em março de 2022.

Atualmente, o gás oriundo do pré-sal representa 77% do total recebido nessas unidades. As duas unidades recebem produtos oriundos dos campos de produção em mar, tanto do Pré-Sal quanto do Pós-Sal, a partir de tubulações denominadas de rotas de escoamento, que interligam os campos de produção em mar até as unidades em terra.

O desempenho da UTGCA no período mereceu destaque, pois contribuiu decisivamente para a utilização recorde do duto que interliga os campos da Região do Pré-Sal até a plataforma de Mexilhão. O volume médio de processamento diário da unidade foi de 9,8 milhões de m3, próximo à capacidade máxima do duto de escoamento que interliga a região do pré-sal com a Rota 1.

Segundo o Diretor da área de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, o processamento de gás do pré-sal representa um grande desafio para a empresa. “A melhoria na utilização dos nossos ativos de processamento contribui decisivamente para a Produção de Óleo e Gás da Petrobras e para uma oferta maior ao mercado”, conclui França.

Maior projeto de reuso de água em área industrial no Brasil irá gerar economia de água potável equivalente para atender ao abastecimento de 600 mil moradores da região de São Gonçalo (RJ).

A Petrobras assinou contrato para fornecimento de água de reuso para o Gaslub, localizado em Itaboraí, a partir do tratamento de efluentes da Estação de Tratamento de Esgoto de São Gonçalo (ETE-São Gonçalo), operada pela Aegea.

No Brasil, este é o maior projeto de reuso de água em área industrial. A previsão é que as obras de adequação da ETE – São Gonçalo sejam iniciadas pela Aegea no segundo semestre de 2024.

“A implantação do projeto permitirá que os ativos industriais do Gaslub sejam abastecidos por água produzida a partir do esgoto doméstico tratado. Dessa forma, a atividade industrial terá uma fonte inesgotável e sustentável de água” explica o diretor de Processos Industriais e Produtos, Wiliam França.

A disponibilização da água de reuso para o Gaslub deve ocorrer a partir do segundo semestre de 2026. A partir de então, a unidade deixará de consumir água potabilizável (água que pode se tornar potável, após tratamento convencional), que poderá ser direcionada para consumo humano.

Gaslub

A previsão do início das operações de processamento de gás no Polo GasLub está mantida para ocorrer em 2024, em conformidade com o Plano Estratégico 2023-2027. As demais Unidades necessárias para o início dessas operações, como unidades auxiliares localizadas no Polo GasLub, dutos submarino e terrestre, já estão com o escopo concluído, em fase de comissionamento final ou pré-operação. O Projeto Integrado Rota 3, do qual faz parte a UPGN, é estratégico para a Petrobras e para o país, pois viabilizará o escoamento e processamento de até 21 milhões de m³/dia de gás natural produzido no Polo pré-sal da Bacia de Santos e o incremento da oferta de gás natural para o mercado brasileiro, reduzindo a dependência às importações de GNL.

Investimentos no desenvolvimento da boia “Bravo” chegam a R$ 11,3 milhões, através do incentivo em P&D da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

A Petrobras iniciou, uma nova sequência de medições de energia eólica no litoral do Rio Grande do Norte (RN), com a versão 2.0 do equipamento batizado de Bravo – Boia Remota de Avaliação de Ventos Offshore, um aprimoramento da tecnologia inédita no Brasil desenvolvido pelo seu Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes). Fruto da parceria com os Institutos Senai de Inovação em Energias Renováveis (ISI-ER) e Sistemas Embarcados (ISI-SE), o projeto é mais um passo relevante em direção à transição energética.  O total investido na tecnologia chega a R$11,3 milhões através do incentivo em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da Aneel.

“O nível de maturidade tecnológica do equipamento avançou e trouxe boas soluções para as limitações encontradas na primeira fase de testes. Esperamos uma Bravo 2.0 robusta e capaz de atender às necessidades da Petrobras em relação à medição do potencial eólico offshore no Brasil, sendo uma alavanca importante para avançarmos nessa nova fonte de energia”, afirma o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos.

Travassos destaca que o investimento faz parte da estratégia da Petrobras de liderar o processo de transição energética no país. “Um novo projeto de P&D tem sido discutido com foco na instalação de novas Bravos em pontos estratégicos da costa brasileira, de modo aumentar a amostragem de dados e tornar o levantamento do potencial eólico ainda mais confiável”, revela.

A Bravo é um modelo flutuante de Lidar (Light Detection and Ranging), desenvolvido, pela primeira vez, com tecnologia nacional. Trata-se de um sensor óptico que utiliza feixes de laser para medir a velocidade e direção do vento, gerando dados compatíveis ao ambiente de operação das turbinas eólicas.  Ele também é capaz de captar variáveis meteorológicas, como pressão atmosférica, temperatura do ar e umidade relativa, além de variáveis oceanográficas, a exemplo de ondas e correntes marítimas. Todos esses dados são essenciais para determinar o potencial de uma área para a produção de energia eólica.

Segundo o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim ,“quando estiver em estágio comercial, a Bravo contribuirá para o aumento da oferta dos serviços e a redução do custo de implantação dos projetos de eólica offshore no país. Por ser flutuante, o equipamento é de fácil transporte e instalação ao longo da costa brasileira”, avalia.

Bravo 2.0

Na nova versão do equipamento, um algoritmo, desenvolvido especialmente para o projeto, permite corrigir as informações coletadas em função das variações de posição provocadas pelas ondulações do mar e correntes marinhas. A Bravo 2.0 também foi ampliada para abrigar dois sensores Lidar em vez de um. Isso aumenta a coleta dos dados que são transmitidos para um servidor em nuvem, por meio de comunicação via satélite, para serem posteriormente analisados.
O equipamento pesa 7 toneladas, tem 4 m de diâmetro, 4 m de altura e é alimentado por módulos de energia solar. Será lançado a 20 km da costa do Rio Grande do Norte, com apoio da Marinha do Brasil e do consórcio Intersal, que opera o Terminal Salineiro de Areia Branca. A campanha de testes e medições vai até março de 2024.

As informações coletadas pela boia serão comparadas com dados de referência obtidos por um Lidar fixo, instalado no mesmo terminal, para validar a funcionalidade e confiabilidade das medições do equipamento.