Dia: 7 de fevereiro de 2025

Companhia atingiu todas as metas de produção estabelecidas no PE 2024-2028+. FUT de 93% representa maior utilização do parque de refino desde 2014, considerando as refinarias atuais.

No ano de 2024, a Petrobras atingiu todas as metas de produção estabelecidas em seu Plano Estratégico 2024-2028+, dentro do intervalo de ±4%. A produção total de óleo e gás natural alcançou 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed).

A produção comercial de óleo e gás natural em 2024 atingiu 2,4 milhões de boed e a produção de óleo foi de 2,2 milhões de barris por dia (bpd).

A companhia também estabeleceu novos recordes anuais de produção total própria e operada no pré-sal, com 2,2 milhões de boed e 3,2 milhões de boed, respectivamente. O volume de produção no pré-sal representa 81% da produção total da companhia em 2024.

Destacamos os principais eventos do ano:

– Início de produção do FPSO Maria Quitéria, em 15 de outubro: no campo de Jubarte, na área conhecida como Parque das Baleias, no pré-sal localizado na porção capixaba da Bacia de Campos. A unidade tem capacidade de produzir diariamente até 100 mil barris de óleo e de processar até 5 milhões de metros cúbicos de gás. O FPSO Maria Quitéria teve a entrada antecipada. Sua previsão inicial era 2025, de acordo com o Plano Estratégico 2024-28+.

– Início de produção do FPSO Marechal Duque de Caxias, em 30 de outubro: no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A unidade tem capacidade de produzir, diariamente, até 180 mil barris de óleo e de comprimir até 12 milhões de metros cúbicos de gás.

– O navio-plataforma Sepetiba, que opera no campo de Mero, atingiu o topo de produção de 180 mil barris de petróleo por dia (bpd) em agosto, após 8 meses de operação.

– Início da operação comercial da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), localizada no Complexo de Energias Boaventura (Itaboraí, RJ). O primeiro módulo, com capacidade de processar 10,5 milhões de m3/dia de gás, entrou em operação em 10 de novembro, e seu segundo módulo tem previsão de entrada no primeiro trimestre de 2025, atingindo a capacidade instalada de processamento de gás de 21 milhões de m3/dia, com os dois módulos.

– Em 16 de dezembro, o FPSO Alexandre de Gusmão saiu do estaleiro Cosco Qidong, na China, rumo ao campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, que será o quarto sistema definitivo de produção do campo, está prevista para entrar em operação em 2025 e tem capacidade para produzir 180 Mbpd de óleo e comprimir 12 MMm³/d de gás natural.

O FPSO Almirante Tamandaré está na locação no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, com as atividades de ancoragem e comissionamento do primeiro poço concluídas e tem entrada em operação prevista ainda neste trimestre. O navio plataforma tem capacidade para produzir até 225 Mbpd de óleo e 12 MMm³/d de gás natural, maior FPSO da América do Sul em capacidade de produção de óleo e gás. Este é o primeiro dos seis sistemas contratados pela Petrobras para operar com essa capacidade, e as próximas cinco unidades, que serão de propriedade da empresa, incluem os projetos Búzios 9 (P-80), Búzios 10 (P-82), Búzios 11 (P-83), Atapu 2 (P-84) e Sépia 2 (P-85).

No segmento de Refino, Transporte e Comercialização (RTC), a produção total de derivados em 2024 foi de 1,78 milhões de barris por dia, levemente superior em relação à 2023. Deste total, 69% correspondem a produtos de alto valor agregado (diesel, gasolina e QAV), 1 p.p acima de 2023.

Principais destaques de 2024 no RTC:

– O fator de utilização total (FUT) em 2024 foi de 93%, o que representa a maior utilização do parque de refino desde 2014, considerando as refinarias atuais da Petrobras.

– Alcançamos recorde de 70% de participação do óleo do pré-sal na carga processada em 2024 (aumento de 4 p.p. em relação a 2023), fruto da otimização de uso dessas correntes para produção de derivados de maior valor agregado e diminuição de emissões atmosféricas.

– Registramos em 2024 recordes de produção de gasolina (420 mil bpd) e diesel S-10 (452 mil bpd). As refinarias REPAR e REDUC atingiram suas melhores marcas na produção de gasolina e RPBC, REGAP, REFAP, REVAP e REDUC registraram recordes históricos na produção de diesel S-10 em 2024 (considerado o parque atual).

– No ano, as vendas de diesel S-10 representaram 64% do total de vendas de óleo diesel, superando o recorde de 62% registrado em 2023, e reportamos aumento de 5,8% nas vendas de QAV em 2024.

– Ampliamos a oferta de produtos mais sustentáveis, com menores emissões de carbono. Entre esses produtos estão o Diesel R com conteúdo renovável, a linha de asfalto CAP PRO, o Bunker com conteúdo renovável e a Gasolina Podium Carbono Neutro, contribuindo para o nosso compromisso com a transição energética justa.

– Em 2024, atingimos a marca de 100 mil m3 de venda de Diesel R com conteúdo renovável (R5) e cerca de 10 mil toneladas de CO2 de emissões evitadas. Registramos também aumento de 27% nas vendas da Gasolina Podium Carbono Neutro em relação a 2023 com 225 mil toneladas de CO2 neutralizadas por créditos de carbono.

– Recebemos o certificado internacional ISCC EU RED (International Sustainability & Carbon Certification- European Union – Renewable Energy DIrective), uma das certificações mais reconhecidas no mercado, para a comercialização de Bunker com conteúdo renovável no Terminal de Rio Grande (TERIG). O VLS (Very Low Sulfur) B24 é resultado da mistura de bunker de origem mineral com 24% de biodiesel e tem o potencial de reduzir as emissões de gases de efeito estufa em, aproximadamente, 20%. Essa certificação celebra o pioneirismo da Petrobras que, em julho de 2024, foi a primeira empresa no país a obter autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para a comercialização de combustível marítimo com conteúdo renovável.

Acesse o relatório completo aqui

3rd Edition of the biggest event on FPSOs in Brazil

Don’t miss the opportunity to participate in the biggest FPSO industry event in the country!

Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
Conference: 9am to 6pm (Registration open!!!) Click here: Sympla) 
Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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3) Brazil Epicenter Global of FPSOs 2024 (Disclosure 1): Click here
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Profissionais selecionados em concurso de nível técnico serão convocados em sete estados, conforme planejamento que prevê retomada e expansão de investimentos da Petrobras em várias regiões do Brasil.

A Petrobras vai admitir 1780 novos empregados em 2025. O grupo foi selecionado em Processo Seletivo cujas provas foram realizadas em 2024 (Petrobras PSP 2023.2), voltado para cargos de nível técnico, nas vagas do cadastro de reserva. Mais de 700 profissionais serão convocados já neste primeiro semestre de 2025. As convocações iniciaram no último dia, 29 de janeiro.

“A entrada de novos empregados na companhia é motivo de muita satisfação. Tenho certeza que esses empregados convocados ao longo de 2025 serão fundamentais para novos projetos de investimentos, que desenvolveremos em diferentes áreas da Petrobras nos próximos anos. Temos compromisso com o crescimento da empresa e o desenvolvimento do país”, afirma a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

A previsão é que os candidatos admitidos em 2025 sejam direcionados, em sua maioria, para as áreas de Processos Industriais e de Exploração e Produção. O processo seletivo tem cotas de 20% para pessoas com deficiência e 20% para pessoas negras.

As vagas serão direcionadas, na região Nordeste, para os municípios de Ipojuca (PE) e Recife (PE) e, nas regiões Sul e Sudeste, para os municípios de Betim (MG), Belo Horizonte (MG,) Cubatão (SP), Duque de Caxias (RJ), Itaboraí (RJ), Macaé (RJ), Mauá (SP), Paulínia (SP), Rio de Janeiro (RJ), Santos (SP), São José dos Campos (SP), São Paulo (SP), Vitória (ES), Araucária (PR), Canoas (RS), Porto Alegre (RS) e Curitiba (PR). O cadastro é válido até 17 de dezembro de 2025, com possibilidade de prorrogação por mais 18 meses.

Estes 1.780 novos empregados vão se somar aos cerca de mil convocados para contratação pela Petrobras ao longo de 2024. A chegada de novos empregados vem reforçando o time da companhia, que segue fortalecendo sua atuação.

As contratações atendem às necessidades da Petrobras em um momento de retomada e expansão de investimentos em várias regiões do país, tendo o comprometimento com o Brasil como um de seus valores. O Plano de Negócios Petrobras 2025-2029, com mais de 1 11 bilhões de dólares de investimentos previstos, tem potencial estimado de gerar mais de 315 mil empregos diretos e indiretos em 5 anos, através de projetos rentáveis de exploração e produção, diversificação do parque industrial, transição energética justa e sustentabilidade.

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Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
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Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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Equipamentos irão ampliar a produção onshore de óleo e gás no estado.

A Petrobras assinou contratos para novas sondas de perfuração terrestres com foco na ampliação da produção onshore de óleo e gás no estado da Bahia. Os contratos assinados com as empresas EBS e Conterp totalizam um valor de aproximadamente R$ 707 milhões de reais e permitirão perfurações de novos poços de alta profundidade e a expansão das operações da Petrobras em campos terrestres localizados na região.

As contratações podem chegar a 65% de realização de conteúdo local, considerando o histórico para a prestação deste tipo de serviço, e podem proporcionar a geração/manutenção de 530 empregos diretos e indiretos durante a vigência, conforme projeção informada pelas empresas.

As sondas contratadas participarão da próxima campanha de perfuração terrestre, prevista para o período de setembro de 2025 a junho de 2029. A empresa EBS Perfurações prestará serviços de perfuração de poços terrestres com profundidade de até 5 mil metros, enquanto a empresa Conterp será responsável pela perfuração de poços com profundidade de até 4 mil metros. Os contratos foram assinados em janeiro deste ano.

(A diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, e o CEO da Conterp, Oswaldo Mattos Souza)

 

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A Baker Hughes, lançou um sistema de produção submarina totalmente elétrico, marcando um passo em direção à eletrificação completa em operações offshore.

De acordo com a Baker Hughes, o sistema oferece uma solução totalmente elétrica do topo ao fundo do poço, projetada para se integrar a projetos de árvores submarinas existentes ou adaptar árvores eletro-hidráulicas.

A mudança visa reduzir custos, tempo de instalação e complexidade, ao mesmo tempo em que aumenta o controle da produção, a confiabilidade e reduz as emissões de carbono ao longo da vida útil do campo.

O sistema modular é construído para desenvolvimentos em águas rasas e profundas, com aplicações que se estendem a campos de captura, utilização e armazenamento de carbono submarino (CCUS) e projetos de tieback de longo deslocamento. Ao eliminar a hidráulica, a tecnologia está definida para reduzir custos e agilizar instalações submarinas.

“Os hidrocarbonetos continuarão sendo fontes importantes de energia global por décadas, e é essencial que esses recursos sejam produzidos com o mínimo de pegada de carbono”, disse Amerino Gatti, vice-presidente executivo de serviços e equipamentos para campos petrolíferos da Baker Hughes.

“Ao eletrificar a cadeia de valor da produção, podemos aprimorar as operações para que sejam mais limpas, seguras e eficientes, ao mesmo tempo em que continuamos a fornecer a energia necessária em todo o mundo.”

Além do sistema de produção submarino, a Baker Hughes também introduziu a unidade de cimentação terrestre totalmente elétrica Hummingbird.

A empresa diz que essa solução elétrica substitui motores a diesel por motores conectados à rede ou alimentados por bateria, cortando emissões e níveis de ruído. Ela também foi projetada para reduzir a manutenção e melhorar a confiabilidade em operações de cimentação de alta pressão.

A Baker Hughes também revelou as válvulas de controle de intervalo SureCONTROL Plus, permitindo operações remotas e instalações simplificadas ao substituir linhas hidráulicas por linhas elétricas. Espera-se que isso reduza o tempo de perfuração, acelere a produção e diminua os custos de intervenção.

Em termos das notícias mais recentes vindas da Baker Hughes , a empresa recebeu um novo pedido para implantar sua solução integrada de otimização de produção digital para operações offshore na Nigéria, marcando a primeira adoção de seu sistema na África Subsaariana.

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Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
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Date: May 13, 14 and 15, 2025.
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Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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A Karoon Energy iniciou negociações para tomar posse de uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) trabalhando em seu projeto na costa do Brasil com o atual proprietário e operador do FPSO, Altera & Ocyan (A&O). Esta unidade ficará offline por um mês durante a substituição de uma válvula de elevação de gás defeituosa no próximo trimestre, como parte das paradas de produção programadas da operadora australiana para manutenção planejada.

A produção no projeto Baúna operado pela Karoon no BM-S-40 foi de 1,92 milhões de barris de petróleo bruto no T4 de 2024, o que é 4% menor do que o nível no T3 de 2024 porque a produção foi encerrada em 11 de dezembro de 2024, após a falha de duas das 16 correntes de ancoragem do FPSO Cidade de Itajaí . A produção foi restaurada em 22 de dezembro de 2024, após a conclusão dos reparos.

A Karoon afirma estar revisando as causas raízes das falhas com a Altera & Ocyan para ajudar a mitigar os riscos de recorrência, com a eficiência do FPSO no trimestre em 84,6%, o que é maior do que os 82,9% alcançados no trimestre anterior, que foi impactado por obras nos compressores de gás e no principal coletor de produção em julho e agosto de 2024.

A eficiência do FPSO para o ano inteiro, excluindo paradas programadas, foi de 84,5%, e a produção no quarto trimestre foi em média de aproximadamente 20.900 barris de petróleo por dia (bopd), ou cerca de 23.600 bopd, excluindo o impacto da paralisação da corrente da âncora.

O Dr. Julian Fowles , CEO e MD da Karoon, destacou: “Apesar de uma série de desafios operacionais no último trimestre de 2024, incluindo uma paralisação de 12 dias para reparar duas correntes de âncora de FPSO em Baúna e uma temporada ativa de furacões no Golfo do México dos EUA, a produção anual de 10,4 MMboe (base NRI) do AC24 foi um recorde para a empresa.

“A receita de vendas do ano inteiro de US$ 776,5 milhões também foi a mais alta já alcançada pela Karoon. Enquanto a produção do projeto Baúna está começando a se beneficiar do trabalho concluído para limpar os problemas de manutenção mais críticos para a produção, a eficiência do FPSO no CY24 foi de 84,5%, bem abaixo de nossas expectativas de longo prazo de 90-95%.”

Desde que um caso de tratamento médico e um acidente com afastamento foram relatados em Baúna no quarto trimestre de 2024, a empresa e seus contratados estão tomando medidas adicionais para fortalecer o foco na segurança. Cinco cargas foram levantadas durante o período, totalizando 2,46 milhões de bbl, e vendidas para refinarias na América do Norte e Europa.

A Karoon explica que os volumes de vendas durante o trimestre foram maiores do que no T3 de 2024 devido à venda de 0,5 milhão de barris de carga de petróleo descarregada e em trânsito no último trimestre; portanto, foi mantido como estoque. O preço médio realizado para as cargas, líquido de despesas de venda, foi de US$ 74,97/bbl, 1% menor do que o trimestre anterior devido aos menores preços globais do petróleo.

Esta não é a primeira vez que a produção do projeto Baúna, composto por 12 poços submarinos conectados por meio de linhas de fluxo de fundo marinho ao FPSO Cidade de Itajaí, foi impactada por problemas operacionais . Situação semelhante ocorreu em novembro de 2023 devido a equipamentos na unidade de desidratação de gas lift do FPSO, o que levou à formação de hidratos em dois poços, impactando as taxas de produção.

A operadora do projeto Baúna divulgou que um flotel, que é um hotel flutuante atracado adjacente ao FPSO, foi contratado para acomodar mão de obra extra para um programa de manutenção planejado, que deve começar logo após o recebimento das aprovações regulatórias restantes.

A empresa alega que o programa visa reduzir materialmente o backlog de manutenção e melhorar a redundância de equipamentos no FPSO. Esta campanha de manutenção está programada para levar aproximadamente 60 dias, durante os quais o FPSO ficará offline por até 30 dias.

Fowles enfatizou: “Um foco importante em 2025 será aumentar a eficiência do FPSO em direção a essa meta. O primeiro passo, uma campanha apoiada pelo flotel para reduzir substancialmente o backlog de manutenção e melhorar a redundância do equipamento, deve começar em breve, assim que as aprovações regulatórias restantes forem recebidas.

“Isso, junto com a reintegração da produção do SPS-88, que esperamos voltar a operar em taxas de 2.000 a 2.500 bopd antes de meados do ano, deve ajudar a mitigar o declínio natural em 2025. Também nos concentraremos em melhorar nosso desempenho de segurança em relação aos níveis de 2024.”

Além disso, a empresa também confirmou que um navio de intervenção de poço leve foi contratado para substituir a válvula de elevação de gás defeituosa na coluna de conclusão SPS-88. Além disso, navios de apoio foram garantidos e aprovações regulatórias para realizar a atividade recebidas; portanto, as operações são esperadas no final do primeiro ou início do segundo trimestre de 2025, com o SPS-88 de volta online a taxas previstas de 2.000–2.500 bopd antes do final do 2T25.

Portanto, uma campanha de manutenção apoiada pelo flotel no FPSO para melhorar a confiabilidade dos sistemas de produção de Baúna deve começar em breve. A Karoon também entrou no que descreve como negociações construtivas com a Altera & Ocyan sobre a potencial aquisição do FPSO de Baúna.

Construído no estaleiro Jurong de Cingapura em 1995 e convertido em 2012, o FPSO Cidade de Itajaí , capaz de operar em lâminas d’água de até 1.000 metros, começou a operar no Brasil em fevereiro de 2013. Este FPSO pode produzir 80.000 barris de petróleo por dia e comprimir 2 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Fowles sublinhou: “A longo prazo, dada a importância do FPSO para nossas operações, vemos vantagens operacionais e econômicas mensuráveis ​​em ter controle direto sobre a embarcação. A empresa está em negociações para adquirir o FPSO do atual proprietário e operador, A&O, sujeito à finalização dos termos.

“Mais detalhes serão fornecidos se e quando um acordo vinculativo for alcançado. O Seminário de Estratégia da Karoon, planejado para 7 de fevereiro, será adiado até que o status desta transação proposta altamente estratégica seja conhecido.”

A empresa também está participando dos estudos de desenvolvimento da LLOG para dois poços contendo hidrocarbonetos no Golfo do México, nos EUA, que está sendo renomeado Golfo da América.

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Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
Conference: 9am to 6pm (Registration open!!!) Click here: Sympla) 
Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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A empresa garantiu um contrato com o que é descrito como uma “empresa nacional líder em petróleo e gás” para fornecer bóias de instalação para operações offshore em um desenvolvimento de campo de petróleo no Brasil.

De acordo com a AIS, as bóias de instalação são projetadas para aplicações em águas profundas. A empresa explicou que as bóias ajudarão a compensar o peso do equipamento submarino, reduzindo a necessidade de guinchos maiores e mais caros, ao mesmo tempo em que melhora a segurança. A AIS observou que desenvolveu três variantes de bóias, cada uma projetada para fornecer valores de elevação específicos com base nos requisitos do projeto.

O design cúbico evita movimentos indesejados nos conveses dos navios de abastecimento de plataforma (PSV) e permite fácil manuseio usando olhais e manilhas, garantindo uma implantação offshore segura e eficiente, observou a empresa.

“Este prêmio consolida nosso longo histórico de entrega de bóias de instalação modulares”, disse Guilherme Martins, gerente de desenvolvimento de negócios da AIS.

“Trabalhamos em estreita colaboração com nosso cliente para desenvolver este novo design, abordando sua necessidade por operações mais seguras e confiáveis. Ele destaca nossa capacidade de fornecer soluções confiáveis ​​e de alta qualidade, ao mesmo tempo em que fortalecemos os relacionamentos duradouros que estabelecemos com nosso cliente. ”

As bóias serão projetadas e fabricadas nas instalações da AIS no noroeste da Inglaterra. O primeiro lote está programado para entrega no Q2 de 2025.

A AIS observou que os sistemas de flutuação de instalação são usados ​​para compensação de peso durante a implantação de equipamentos submarinos e fornecem flutuação permanente para correntes de amarração, plataformas de pernas de jaqueta e sistemas de mitigação de flambagem de linhas de fluxo.

Diz-se que o design modular permite personalização com base na profundidade da água e nos requisitos de empuxo ascendente. Cada módulo apresenta um núcleo estrutural projetado para desempenho sem manutenção ao longo de sua vida útil. Torneiras macho e fêmea interligadas impedem a rotação do módulo durante as operações.

Em janeiro, a AIS garantiu um contrato de isolamento submarino para o campo de petróleo Mero 4, representando sua quinta concessão de sistemas de isolamento na região.

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Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
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Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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A Karoon Energy deve decidir por volta de abril de 2025 sobre avançar para a próxima etapa de desenvolvimento, que representa a entrada no projeto de engenharia de front-end (FEED), para uma descoberta de campo de petróleo na Bacia de Santos.

Embora a Karoon tenha contratado uma sonda em abril de 2021 para realizar intervenções em quatro poços no campo de Baúna, quando a sonda Maersk Developer, agora chamada de Noble Developer, concluiu esta campanha, esperava-se que ela perfurasse dois poços de desenvolvimento no campo de Patola, graças à adição em junho de 2021, e um ou potencialmente dois poços de controle na descoberta de óleo Neon, que foi adicionada em maio de 2022.

Desde então, a empresa continuou com as atividades de exploração, avaliação e desenvolvimento na Bacia de Santos, no pré-sal. De acordo com a operadora, a equipe do projeto Neon fez um bom progresso no quarto trimestre de 2024 na fase 2, também chamada de estágio de seleção, incluindo a atualização dos modelos de reservatório Neon com base em conjuntos de dados sísmicos reprocessados, produtos de caracterização de reservatório de inversão sísmica e estudos de núcleo finalizados.

A empresa alega que esses modelos de reservatório formarão a base para estudos de desenvolvimento de reservatório atualizados, visando otimizar o plano de desenvolvimento e os requisitos de capex, gerando perfis de produção e estimando a faixa de recursos recuperáveis. A Karoon também continuou a selecionar unidades de produção em potencial para identificar o candidato ideal para redistribuição em Neon.

Além disso, a empresa destaca que a redistribuição e modificação de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) deve fornecer benefícios de custo e cronograma do projeto, melhorando o valor. Além disso, outros estudos focados na otimização dos custos e da economia de um potencial desenvolvimento estavam em andamento.

No entanto, o próximo marco para o projeto Neon deve ocorrer em abril de 2025 ou por volta desta data, quando a Karoon decidirá se deve progredir o projeto para a fase de “definição”, marcando a entrada no FEED. Esta fase incluiria o desenvolvimento de planos detalhados de execução do projeto, a base para especificações de design, planejamento de aquisição, negociação de acordo comercial, financiamento e estimativas detalhadas de custo.

Além disso, a empresa acrescentou que uma sala de dados seria aberta e um processo de farm-down seria colocado em movimento para garantir um parceiro antes que qualquer decisão final de investimento (FID) seja tomada. O campo de petróleo Neon está localizado 50–60 quilômetros a nordeste do campo de petróleo Baúna da Karoon, que produz hidrocarbonetos por meio do FPSO Cidade de Itajaí .

Atualmente, a empresa está em negociações com a Altera & Ocyan (A&O) para tomar posse deste FPSO, que ficará inativo por um mês durante a substituição de uma válvula de elevação de gás defeituosa no próximo trimestre.

 

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Date: May 13, 14 and 15, 2025.
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Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
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