Dia: 21 de maio de 2025

Parceria marca o início da atuação da Petrobras no mercado livre em São Paulo e a migração para este ambiente das cinco fábricas da Suzano no estado.

 

A Petrobras e a Suzano formalizaram contrato de fornecimento de gás natural para todas as unidades da companhia no estado de São Paulo, com a migração das cinco fábricas paulistas para o ambiente livre de comercialização. A parceria com a Suzano, uma das dez maiores consumidoras de gás natural do Brasil e uma das principais clientes desse segmento, marca o início da atuação da Petrobras no mercado livre no estado.

O movimento faz parte de um processo de migração para o mercado livre, iniciado em 2024 pela Suzano, a partir das unidades localizadas no Espírito Santo e Maranhão. O acordo reforça a estratégia da companhia de buscar permanentemente uma maior eficiência energética e torna as unidades Jacareí, Limeira, Mogi das Cruzes, Suzano e Rio Verde ainda mais competitivas.

“A migração para o mercado livre no estado de São Paulo é um passo estratégico para fortalecer nossa competitividade e eficiência energética, e reforça nosso compromisso em fomentar um mercado de gás natural mais flexível, dinâmico e competitivo no Brasil”, afirma a gerente executiva de Suprimentos da Suzano, Viviane Lichtenstein.

Para a Petrobras, a concretização dessa parceria representa a confirmação da competitividade dos produtos Petrobras no gás natural e a criação de oportunidades para o fornecimento de soluções energéticas de baixo carbono para empresas do parque industrial do Brasil, importante agenda no planejamento estratégico da companhia.

“O mercado industrial consumidor de gás natural em São Paulo é o maior do país e, assim, concentra grandes oportunidades em termos de colocação do gás natural da Petrobras, como a possibilidade de captura de sinergias entre Petrobras e clientes, melhores condições e flexibilidades para o atendimento das demandas dessas indústrias e, por fim, maior competitividade para o setor”, analisa o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim.

Somente para garantia de oferta do insumo, a Petrobras prevê US$ 7 bilhões em projetos para ampliar as infraestruturas e capacidade de oferta de gás nacional que contribuirão para reduzir a dependência das importações de gás natural. A empresa também tem oferecido contratos mais flexíveis, com diferentes modalidades de prazo e indexadores, permitindo que os clientes optem pelo portfólio mais adequado às suas necessidades.

A gigante estatal brasileira de energia Petrobras fez uma nova descoberta de petróleo em um poço de exploração na Bacia de Santos, no pré-sal, na costa do Brasil e da América do Sul.

 

A gigante brasileira afirma ter identificado a presença de óleo de “alta qualidade”, isento de contaminantes, no poço exploratório 3-BRSA-1396D-SPS, no bloco Aram , na Bacia de Santos. Este bloco foi adquirido em março de 2020 na sexta rodada de licitações, sob o regime de partilha de produção, tendo a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora.

Localizado a 248 quilômetros da cidade de Santos-SP, o poço encontra-se a uma profundidade d’água de 1.952 metros. As atividades de perfuração resultaram em um intervalo com presença de óleo, confirmado por meio de registros elétricos, indícios de gás e amostragem de fluidos. A Petrobras é a operadora do bloco e detém uma participação operacional de 80%, juntamente com a CNPC (20%).

Como resultado, o consórcio Aram planeja iniciar análises laboratoriais para caracterizar as condições dos reservatórios e fluidos encontrados, o que permitirá avaliar o potencial da área. A Petrobras pretende perfurar mais dois poços e realizar um teste de formação de poço como parte do plano de avaliação (AP), com prazo final em 2027.

Também poderão ser realizadas atividades adicionais de aquisição de dados, com base no planejamento e nas obrigações contratuais estabelecidas com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A gigante brasileira tem buscado ativamente por mais hidrocarbonetos nos últimos meses. Após a confirmação de  hidrocarbonetos  no poço exploratório 4-BRSA-1395-SPS, no bloco Aram, a Petrobras  fez mais uma descoberta no pré-sal da Bacia de Campos.

A empresa brasileira de energia Brava Energia decidiu encerrar as negociações relacionadas ao processo de desinvestimento de ativos terrestres e em águas rasas no estado da Bahia, no Brasil.

A Brava informou ao público que recebeu propostas de empresas interessadas em adquirir ativos de seu portfólio onshore e de águas rasas em 10 de janeiro de 2025. Após isso, foi realizada uma reunião para discutir os licitantes qualificados para a continuidade do processo de venda.

Após a reunião, os licitantes deveriam receber uma carta-convite com instruções detalhadas sobre o processo, incluindo diretrizes para a realização da devida diligência e posterior envio de propostas vinculativas.

Em março, o conselho de administração da Brava definiu o escopo da possível transação de desinvestimento, esclarecendo que os ativos em terra e águas rasas abrangeriam campos localizados no Estado da Bahia. A empresa esperava receber propostas vinculantes em abril de 2025. 

Isso seria parte de uma busca por otimização de portfólio, iniciada com a assinatura de um contrato para a venda de 11 concessões no Rio Grande do Norte, visando concentrar os esforços da empresa brasileira no que ela disse serem projetos com maior rentabilidade e escala.

No entanto, a Brava decidiu não vender esses ativos. Conforme divulgado em 9 de maio de 2025, a decisão ocorre após os ativos terrestres da empresa na Bahia atingirem “níveis recordes de produção” e maior eficiência operacional nos últimos trimestres. A empresa acredita que isso fortalece sua posição estratégica no segmento de gás e amplia as sinergias de um portfólio integrado.

Outro motivo é o progresso alcançado nos dois principais projetos offshore da empresa. Primeiramente, o FPSO Atlanta, operando na Bacia de Santos , iniciou a produção em 31 de dezembro de 2025. Em segundo lugar, a eficiência operacional foi aumentada no campo de petróleo de Papa-Terra , na Bacia de Campos, graças às obras realizadas após a paralisação da produção em setembro de 2024.

A administração da Brava disse que a decisão de não vender esses ativos onshore e offshore vem de uma posição de desejo de manter um portfólio de ativos diversificado, mitigando os riscos associados às operações concentradas para garantir a resiliência da produção em um mercado dinâmico.

Com base nas informações do site da empresa brasileira, a parcela offshore dos ativos da Bahia abrange o campo de Manati , considerado um dos maiores campos de gás natural não associado do Brasil. Localizado na Bacia de Camamu , o campo é operado pela Petrobras, que detém 35% de participação, enquanto Brava detém 45%. Outros 10% pertencem à GeoPark, que divulgou a venda da participação em março de 2025, e a transação deve ser concluída no terceiro trimestre de 2025. De acordo com dados anteriores, os 10% restantes pertenciam à Brasoil Manati Exploração Petrolífera S.A.

Os poços de Manati estão conectados à plataforma PMNT-1 , uma unidade fixa de produção instalada em lâmina d’água de 35 metros, localizada a 10 quilômetros da costa da cidade de Salvador. De lá, o gás flui por um gasoduto de 36 quilômetros de extensão até uma estação de compressão (SCOMP), onde é comprimido e, em seguida, percorre outros 89 quilômetros até a planta de processamento EVF. Além do gás, o campo de Manati produz condensado.

A antecessora da Brava Energia, a Enauta, que se fundiu com a 3R Petroleum para formar a Brava no ano passado , planejava vender sua participação no campo de Manati em 2022 para a Gas Bridge. No entanto, o negócio não foi concretizado porque as condições precedentes exigidas para a conclusão da venda não foram cumpridas.

A parte terrestre dos ativos da Bahia compreende o Complexo do Recôncavo , que abrange os campos de produção terrestre de petróleo e gás natural na Bacia do Recôncavo. Os principais campos deste complexo são Água Grande e Candeias . Esta é uma operação integrada entre os polos do Recôncavo e Rio Ventura.

No mês passado, a Brava iniciou a produção dos poços 4H e 5H no campo de Atlanta , no bloco BS-4, na Bacia de Santos. Os poços, que estavam em operação enquanto o FPSO Petrojarl I operava no campo , estavam passando por testes e estabilização na época. A empresa planeja conectar os dois últimos poços que estavam em operação, 2H e 3H, ao FPSO Atlanta em junho de 2025.

A Prosafe, fornecedora de acomodações offshore listada na Bolsa de Valores de Oslo, foi nomeada vencedora de uma licitação para fornecer uma embarcação para fornecer suporte de segurança e manutenção para as operações da Petrobras, empresa estatal brasileira de petróleo e gás, na costa do Brasil.

Sujeito a um processo de aprovação, ao qual outros licitantes podem recorrer, e a uma adjudicação formal, o contrato para o Safe Notos está previsto para durar quatro anos e é avaliado em aproximadamente US$ 204 milhões.

O início está previsto para setembro de 2026, logo após o atual, que começou no terceiro trimestre de 2022, cujo contrato foi ganho em maio de 2022 .

O diretor executivo (CEO) da Prosafe, Terje Askvig, observou: “O processo de licitação com a Petrobras resultou na Safe Notos como a melhor colocada e, após uma fase de qualificação e negociação, estamos muito satisfeitos por sermos declarados vencedores.

O Safe Notos é um dos navios UMS de melhor desempenho da Petrobras, proporcionando operações seguras e confiáveis ​​de forma consistente. O contrato, se conquistado, demonstra que o mercado brasileiro é forte, com taxas de afretamento significativamente maiores em relação às do passado recente.

Além disso, Askvig acredita que sua empresa está bem posicionada para aumentar sua participação de mercado no Brasil, já que os navios de sua frota são capazes de atender aos requisitos estabelecidos pela Petrobras e pelos órgãos reguladores.

Construído em 2016, o Safe Notos é uma embarcação semissubmersível de apoio à segurança e manutenção com posicionamento dinâmico (DP3), capaz de operar em ambientes severos. Com capacidade para acomodar 500 pessoas, possui guindaste de grande capacidade, amplo convés aberto e passarela telescópica.

No mês passado, a empresa de hospedagem relatou uma taxa de utilização da frota de 52% em março. O Safe Notos e seu navio irmão, o Safe Eurus, permaneceram ocupados, com uma taxa de utilização de 99%.

A empresa australiana de petróleo e gás Karoon Energy concluiu a aquisição de uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), que está trabalhando em seu projeto na costa do Brasil.

Após  negociações  com a Altera & Ocyan sobre a potencial aquisição do FPSO  Cidade de Itajaí , que está operando em seu  projeto Baúna  no BM-S-40, a Karoon Energy fechou o acordo de compra , que estava programado para ser concluído no final de abril de 2025.

A subsidiária integral da empresa, Karoon Petróleo & Gás, adquiriu este FPSO de seu proprietário anterior por um valor total de US$ 115 milhões mais aproximadamente US$ 8 milhões em custos de transação, com o pagamento final de US$ 85 milhões feito em 30 de abril de 2025.

Além disso, a Karoon assinou um contrato de serviços de transição com a A&O para garantir a continuidade das operações e um processo de transferência tranquilo, à medida que a empresa assume maior controle operacional da embarcação. O processo de licitação para um novo prestador de serviços, que apoiará a Karoon como operadora do FPSO no futuro, está em andamento e deve ser concluído em meados de 2025.

O Dr. Julian Fowles , CEO e Diretor Geral da Karoon, comentou: “Assumir a propriedade do FPSO Cidade de Itajaí representa um marco significativo na evolução da Karoon nos últimos cinco anos, de exploradora para operadora de ativos de produção offshore de petróleo e gás. A propriedade do FPSO confere à Karoon o controle estratégico direto sobre a instalação.

“Isso aumentará nossa capacidade de gerenciar o desempenho operacional e reduzir os custos operacionais de longo prazo, além de nos fornecer maior flexibilidade para revitalizar a instalação, estendendo potencialmente a vida útil do campo e aumentando o valor do projeto Baúna.”

O FPSO  Cidade de Itajaí , capaz de operar em lâmina d’água de até 1.000 metros, foi construído no estaleiro Jurong, em Cingapura, em 1995 e convertido em 2012.

Esta unidade, que começou a operar no Brasil em fevereiro de 2013, tem capacidade para produzir 80 mil barris de petróleo por dia e comprimir 2 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

O proprietário norueguês de embarcações DOF ​​Group garantiu quatro contratos de longo prazo com a gigante estatal brasileira de energia Petrobras, que juntos valem aproximadamente US$ 480 milhões.

O Skandi Iguaçu, que o DOF descreve como um dos maiores navios de manuseio de âncoras e suprimentos (AHTS) já construídos no Brasil, com tração de amarração (BP) de mais de 350 mt e grande capacidade de armazenamento de guinchos, foi contratado por quatro anos.

O contrato é uma continuação do contrato atual da embarcação e está previsto para começar em fevereiro de 2026.

Skandi Angra (280 mt BP), Skandi Paraty (288 mt BP) e Skandi Urca (260 mt BP) também foram contratados por quatro anos, com início previsto para janeiro de 2026, em sequência aos seus contratos atuais.

O escopo desses três contratos inclui veículos operados remotamente (ROVs) de classe de trabalho, classificados para operar em profundidades de água de até 3.000 metros.

Mons S. Aase , CEO do Grupo DOF, afirmou: “Temos o prazer de anunciar a adjudicação destes contratos, que contribuem para o aumento da carteira de pedidos até 2030, com condições sólidas. Os contratos demonstram nossa expertise operacional e reforçam nossa posição como líder no segmento de embarcações AHTS de alto padrão no Brasil.”

Vale ressaltar que, em março, a Petrobras prolongou a cessão do navio de apoio à instalação de oleodutos (PLSV) Skandi Búzios, de propriedade e operado por uma joint venture (JV) composta pelo DOF Group e pela TechnipFMC.

Quanto a outras notícias recentes da DOF, a empresa norueguesa anunciou no mês passado que permaneceria com o navio multiuso Skandi Hercules na região da Ásia-Pacífico (APAC) para realizar serviços de instalação de amarração submarina .

Serviços têm previsão de terminar em agosto com a mobilização de 2,9 mil trabalhadores

A Petrobras iniciou no  domingo, 18 de maio, a parada de manutenção na Refinaria Alberto Pasqualini, Refap, localizada em Canoas (RS). Serão investidos pela companhia cerca de R$ 557 milhões com o objetivo de preservar a integridade dos equipamentos e a segurança das pessoas, aumentar a eficiência e rentabilidade no processo produtivo e implementar projetos. Os serviços programados devem durar até o início de agosto e devem mobilizar cerca de 2,9 mil trabalhadores, no pico das atividades.

“A disponibilidade de mão-de-obra local é um desafio reconhecido pela Petrobras, que promove ações para qualificação de trabalhadores da região. Para esta parada, a Refap buscou, junto ao Banco de Oportunidades de Canoas e ao Sine (Sistema Nacional de Empregos) de Canoas e Esteio, maximizar a contratação de pessoas do local, gerando emprego e renda na região de atuação e contribuindo para o desempenho do papel social da Petrobras”, explica o gerente geral da Refap, Marcus Aurelius Valenti.

Serão realizadas inspeções normativas, manutenções preventivas e corretivas em quatro importantes unidades de processo da refinaria: destilação atmosférica (U-01), destilação a vácuo (U-02), craqueamento catalítico (U-03) e coque (U-650), em um total de 3.679 equipamentos. As intervenções na destilação têm como um de seus principais ganhos o aumento da eficiência energética, enquanto as da unidade de coque possibilitarão o aumento da carga média da unidade de 2.700 m³/dia para 3.000 m³/dia. Já na unidade de craqueamento serão feitas atualizações tecnológicas, de confiabilidade e de segurança de processo.

“O escopo principal dos trabalhos consiste na abertura dos equipamentos, inspeções internas, avaliação de integridade e execução de reparos, garantindo mais uma campanha operacional de, no mínimo, seis anos para as unidades envolvidas”, explica Valenti.

Contratos de abastecimento não serão afetados

A parada programada de manutenção não afetará o abastecimento ao mercado. “A Refap e a Petrobras fazem um detalhado planejamento para que sejam garantidos estoques prévios. Durante o período em que parte da produção estará reduzida, a companhia atuará de forma integrada com as áreas comercial e de logística, internalizando derivados de outras regiões, possibilitando o atendimento aos nossos clientes”, informa o gerente geral.

Produtos e mercado da Refap

A Refap tem capacidade de processar 32 mil metros cúbicos de óleo por dia. Seus principais produtos são diesel, gasolina, GLP, nafta petroquímica, óleo combustível, querosene de aviação, asfalto, coque, enxofre e propeno.
A Refinaria Alberto Pasqualini atende a quase totalidade do mercado do Rio Grande do Sul, parte de Santa Catarina e Paraná, além de outros estados por cabotagem.

Plataforma atingiu 180 mil barris de óleo produzido por dia no campo de Mero, na Bacia de Santos, apenas 201 dias após início das operações, com a entrada em operação do quarto poço produtor

 

O navio-plataforma Marechal Duque de Caxias, instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, alcançou no dia 19 de maio, o topo de produção, com 180 mil barris de óleo por dia (bpd). O ramp-up – período entre a primeira extração e o momento em que a unidade atinge sua capacidade máxima planejada – durou 201 dias. A unidade, do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência, da sigla em inglês), entrou em produção no dia 30 de outubro do ano passado. A plataforma está localizada a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, ancorada em profundidade d’ água de 2.000 metros.

Ao todo, a unidade terá 15 poços: oito produtores de óleo e sete injetores de água e gás, interligados à plataforma por meio de uma infraestrutura submarina. O FPSO Marechal Duque de Caxias é o terceiro navio-plataforma deste porte instalado em Mero nos últimos 30 meses. Além da unidade, operam no campo os FPSOs Pioneiro de Libra, Guanabara e Sepetiba.

“Graças ao empenho de nossos times e à adoção de novas tecnologias, conseguimos obter um resultado excelente no ramp-up da unidade. A plataforma Marechal Duque de Caxias tem características que servem muito bem ao projeto atual da Petrobras, de manutenção de altos níveis de produção e uso de tecnologias de descarbonização”, diz Sylvia Anjos, diretora de Exploração e Produção da companhia.

“A plataforma será a primeira a usar, a partir de 2028, a tecnologia HISEP (High Pressure Separation), que representa um grande avanço na produção offshore, ao permitir a separação de gás e óleo no fundo do oceano. Por meio desse sistema, o gás com alto teor de CO2 é reinjetado diretamente no reservatório a partir do leito marinho, reduzindo significativamente as emissões e otimizando a produção de óleo no FPSO”, informa o Gerente Executivo de Libra, Bruno Moczydlower.

Com mais este navio-plataforma atingindo a capacidade de 180 mil bopd, o potencial de produção do campo supera 590 mil bopd. Mero é um campo unitizado, operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC (9,65%) e Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) (3,5%), como gestora do contrato e representante da União na área não contratada.

 

Exercício de simulação de resposta a emergência é a última etapa do processo de licenciamento ambiental para perfuração de poço de exploração de petróleo

 

A Petrobras recebeu, na segunda-feira (19/05), aprovação do Ibama para o conceito do Plano de Proteção e Atendimento à Fauna Oleada (PPAF) apresentado pela companhia como parte do Plano de Emergência Individual (PEI), visando a obtenção da licença ambiental para perfuração de poço exploratório em águas profundas do litoral do Amapá, distante mais de 500 km da foz do rio Amazonas e a mais de 160 km da costa, em alto mar.

Segundo o Ibama, “a aprovação do conceito do PPAF indica que o plano, em seus aspectos teóricos e metodológicos, atendeu aos requisitos técnicos exigidos e está apto para a próxima etapa: a realização de vistorias e simulações de resgate de animais da fauna oleada”. Portanto, na próxima e última etapa prevista no processo de licenciamento, a Petrobras e o Ibama realizarão uma simulação in loco das ações de resposta a emergência, a Avaliação Pré-Operacional (APO). Nesse exercício, será simulado um evento acidental de vazamento de óleo, com o objetivo de avaliar a eficácia do plano de emergência da Petrobras para a atividade de perfuração.

“A Petrobras vem cumprindo de forma diligente todos os requisitos e procedimentos estabelecidos pelos órgãos reguladores, licenciadores e fiscalizadores. Temos total respeito pelo rigor do licenciamento ambiental que esse processo exige. Estamos satisfeitos em avançar para essa última etapa e em poder comprovar que estamos aptos a atuar de forma segura na costa do Amapá. Vamos instalar na área a maior estrutura de resposta à emergência já vista em águas profundas e ultraprofundas”, disse Magda Chambriard, presidente da Petrobras.

Durante a APO, serão avaliados pelo Ibama aspectos como a eficiência dos equipamentos, a agilidade na resposta, o cumprimento dos tempos de atendimento à fauna previstos e a comunicação com autoridades e partes interessadas. O exercício envolverá mais de 400 pessoas e contará com recursos logísticos como embarcações de grande porte, helicópteros e a própria sonda de perfuração NS-42, que será posicionada no local a ser perfurado. Por meio da APO, a Petrobras será capaz de demonstrar sua capacidade de atuar com prontidão e estará habilitada para receber a licença para perfuração do poço.

A atuação da Petrobras na Margem Equatorial, região que compreende a faixa litorânea entre o Amapá e o Rio Grande do Norte, é pautada no respeito à vida, às pessoas e ao meio ambiente. As atividades da Petrobras são realizadas sob protocolos rigorosos de responsabilidade social e ambiental e a companhia tem ampla e larga experiência técnica, adquirida ao longo de décadas atuando no offshore brasileiro, com reconhecimento mundial em Exploração e Produção em águas profundas.

A confirmação da existência de petróleo na Margem Equatorial poderá abrir uma importante fronteira energética para o país, que se desenvolverá de forma integrada com outras fontes de energia e contribuirá para que o processo de transição energética ocorra de forma justa, segura e sustentável.

A Petrobras assinou contrato de engenharia, aquisição, construção e instalação submarina (EPCI) para o Projeto Búzios 11, com a empresa Subsea7, no valor de R$ 8,4 bilhões, fruto de um processo competitivo de contratação. O acordo deve gerar mais de mil empregados diretos e indiretos.

O contrato estabelece um requisito mínimo de 40% de conteúdo local, mas a expectativa é alcançar um percentual acima de 50%.

Segundo a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi, a ampliação do conteúdo local favorece a gestão do projeto. “Aproxima os fornecedores da companhia, amplia o desenvolvimento de toda cadeia de fornecimento nacional e gera empregos”, afirma.

O Projeto de Desenvolvimento de Produção de Búzios 11 prevê a interligação de 15 poços à plataforma P-83, sendo 8 produtores, 7 injetores alternados de água e gás. O início da campanha offshore do EPCI Búzios 11 está previsto para outubro de 2027. O consórcio de Búzios é composto por Petrobras (operadora), as empresas parceiras chinesas CNOOC, CNODC e a PPSA, empresa gestora dos contratos de partilha da produção.