Autor: redacao

Serviços na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), situada em Canoas (RS), começam na segunda quinzena de janeiro e devem gerar cerca de cinco mil postos de trabalhos

A maior parada de manutenção da Petrobras em 2023 já começa na segunda quinzena de janeiro, na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), situada em Canoas (RS). A companhia está investindo R$ 450 milhões para garantir a confiabilidade da refinaria, além da implantação de projetos que aumentam a eficiência energética e a segurança dos processos. Durante aproximadamente três meses, serão gerados cerca de 5 mil postos de trabalho diretos e indiretos na maior parada da história da Refap, fundada em 1968.

Os serviços serão realizados nas unidades de craqueamento catalítico, destilação, geração de hidrogênio e tratamento de diesel e gasolina, com manutenção, inspeção e substituição de peças e equipamentos. “Devido às características das unidades operacionais, as paradas de manutenção são realizadas de forma escalonada, executando um extenso escopo que garante a implantação de melhorias tecnológicas, tornando a produção mais eficiente, inclusive com ganhos ambientais”, destaca Gerson Cesar Souza, gerente geral da Refap.

Para execução das paradas foram contratadas empresas especializadas para trabalhar dia e noite em serviços de manutenção, apoio e infraestrutura, sem riscos de desabastecimento do mercado. “Nosso planejamento logístico sempre atua de forma a gerar estoques prévios às paradas e, durante o evento, atuamos fortemente em logística para atendimento aos clientes Petrobras. A companhia também está investindo na recuperação de tanques de petróleo, ampliando a capacidade de estocagem na refinaria”, conclui Gerson.

Produção

A produção da Refap está voltada principalmente para o diesel, gasolina, GLP, óleo combustível, querosene de aviação, asfalto, coque, enxofre e propeno. A refinaria atende o mercado do Rio Grande do Sul, parte de Santa Catarina e Paraná, além de outros estados por cabotagem.

Em 2022, a Refap obteve marcos importantes em produção, com destaque para o Diesel S-10. Foi o ano de maior produção deste combustível na refinaria, com recordes sucessivos, superando em 14% a produção do ano anterior.

Com demanda crescente de mercado, o Diesel S-10 é um combustível com baixo teor de enxofre, que atende às tecnologias mais modernas de motores em uso no Brasil. Também no ano passado, em outubro, a refinaria bateu recorde com a produção de asfalto, gerando 33,8 mil toneladas do produto.

A Petrobras informa que o processo de desinvestimento do Polo Bahia Terra encontra-se na fase de negociação com o consórcio de empresas Petrorecôncavo e Eneva, não tendo sido suspenso, conforme comunicados divulgados em 13/12/2022 e 03/11/2022.

Acordo com Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) prevê reforço na gestão de emissões de metano

A Petrobras deu mais um passo importante para um futuro de baixo carbono: assinou acordo com a Oil & Gas Methane Partnership (OGMP) 2.0, iniciativa global coordenada pela ONU dedicada à quantificação e gestão de emissões de metano, com foco na mitigação das mudanças climáticas. Reconhecida como a mais relevante do setor em transparência e credibilidade no fornecimento de dados sobre emissões, a OGMP reúne mais de 80 empresas da indústria, com coordenação do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (PNUMA) e da Climate and Clean Air Coalition (CCAC) – organização voluntária mundial em prol da redução de emissões de gases de efeito estufa.

“A mitigação das emissões de gases de efeito estufa metano é um compromisso Petrobras e tem grande relevância para agenda de combate às mudanças climáticas. É considerada uma prioridade de curto prazo pelo Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas (IPCC, na sigla em inglês).  A adesão à OGMP 2.0 é uma iniciativa que contribuirá para consolidar uma grande conquista: já reduzimos em 55% a intensidade de emissões de metano no upstream entre 2015 e 2022. Tão importante quanto atingir os resultados desafiadores é manter a performance nos próximos anos, com transparência e com aprimoramento da medição das emissões em nossas operações.”, ressalta Rafael Chaves, Diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade.

A atuação da Petrobras contribui também para o posicionamento do Brasil frente ao Global Methane Pledge, que prevê redução de 30% das emissões de metano até 2030 (com base em 2020). Em paralelo, a companhia coopera com o desenvolvimento do painel global de monitoramento de flaring, disponibilizado em plataforma na web pelo fundo GGFR (Global Gas Flaring Reduction Partnership).

“A adesão à OGMP reflete o valor da transparência e a importância que atribuímos à medição das emissões.  Esperamos que a parceria possa acelerar nossos esforços para continuar reduzindo as emissões de metano em nossas operações, em linha com a iniciativa Aiming for Zero Methane Emissions da Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), da qual somos signatários”, destaca Viviana Coelho, gerente executiva de Mudanças Climáticas.

Resultados em emissões de gases de efeito estufa na Petrobras

Em linha com os compromissos com a transição energética, a Petrobras é atualmente uma das líderes mundiais na produção de petróleo com menor emissão de gases de efeito estufa. As emissões da companhia para cada barril produzido caíram praticamente à metade nos últimos 11 anos, alcançando um patamar de 15 kg CO2e/barril.

Em seu Plano Estratégico 2023-2027, a Petrobras ambiciona neutralizar as emissões até 2050 nas atividades sob seu controle e influenciar seus parceiros a atingir a mesma ambição em ativos não operados. Para isso, está investindo US$ 4,4 bilhões em soluções tecnológicas e projetos de descarbonização. Em paralelo, reforça seu compromisso com a mitigação da mudança climática e a transição energética, buscando acelerar a descarbonização das operações, alcançar maior eficiência em metano, assim como dobrar a reinjeção de CO2 em projetos de CCUS (Captura, Utilização e Armazenamento de carbono) até 2025.

Organizações internacionais que coordenam a OGMP

A PNUMA é uma organização associada às Nações Unidas (ONU), responsável por definir a agenda ambiental global e promover a implementação de iniciativas em prol do desenvolvimento sustentável. Sua missão é liderar e incentivar parcerias na preservação do meio ambiente, inspirando, informando e permitindo que nações e povos melhorem sua qualidade de vida sem comprometer as gerações futuras.

O CCAC é uma parceria voluntária de governos, organizações intergovernamentais, empresas, instituições científicas e organizações da sociedade civil comprometidas com a melhoria da qualidade do ar e a proteção do clima por meio de ações para reduzir emissões de gases de efeito estufa.

A Shearwater GeoServices ganhou dois contratos com a Petrobras para pesquisas sísmicas 4D, que juntas adicionam oito meses à carteira de pedidos da empresa.

A Shearwater GeoServices fornecerá pesquisas sísmicas 4D para os campos de Jubarte e Tartaruga Verde na Bacia de Campos offshore no Brasil.

O primeiro contrato é para um segundo levantamento de monitor 4D nos campos de Jubarte (Jubarte) e Baleia Anã, com início previsto para o terceiro trimestre de 2023.

O segundo contrato abrange a aquisição de um levantamento 4D de linha de base de alta resolução, juntamente com medições gravitacionais e magnéticas, sobre o campo Tartaruga Verde (Green Turtle).

A pesquisa está prevista para começar no início de 2024.

No início deste ano, a Petrobras revelou sua intenção de investir US$ 16 bilhões no projeto de revitalização da Bacia de Campos , planejando instalar três novos FPSOs e interligar mais de 100 poços nos próximos cinco anos.

“A Shearwater tem um forte histórico no Brasil e um relacionamento bem estabelecido com a Petrobras. Estamos ansiosos para aplicar nossos recursos de levantamento geofísico de lapso de tempo líderes mundiais a esses grandes projetos”, disse Irene Waage Basili , CEO da Shearwater.

A colaboração mais recente entre a Shearwater GeoServices e a Petrobras diz respeito ao Projeto Grand Iara offshore no Brasil.

Ou seja, em outubro, a Shearwater anunciou que havia fechado um contrato para entregar um grande nó de fundo oceânico (OBN) em águas profundas sobre o projeto operado pela Petrobras, que inclui o Berbigão, Sururu e o Reservatório Compartilhado de Atapu na Bacia de Santos.

Teste vai avaliar o uso de novo combustível com menor pegada de carbono

A Petrobras realizou, no sábado (31/12), o primeiro abastecimento de bunker com conteúdo renovável no país. No Terminal de Rio Grande (Terig), no Rio Grande do Sul, a embarcação Darcy Ribeiro, da Transpetro, foi abastecida com o novo combustível com menor pegada de carbono, uma mistura de 90 % em volume de bunker de origem mineral e 10 % em volume de biodiesel. O objetivo do teste é avaliar o uso do bunker com conteúdo renovável durante dois meses e os desafios logísticos associados ao uso do produto.

A fração renovável do novo combustível tem o potencial de reduzir as emissões de gases de efeito estufa em relação ao bunker, quando considerado o ciclo de vida completo. O percentual estimado de redução de emissões de CO2 equivalente dessa mistura é de cerca de 7 %.

Testes em laboratório confirmam viabilidade da mistura

Na primeira etapa do projeto, durante os testes realizados no laboratório do Centro de Pesquisa e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), não foram observados impactos no atendimento às principais propriedades da especificação do bunker.  

As avaliações da qualidade de queima e da estabilidade da mistura indicaram a aprovação para o teste de campo em embarcação marítima. Existe a expectativa de que a operação do navio confirme os resultados laboratoriais e transcorra sem intercorrências no desempenho dos motores, nos filtros e nos sistemas de purificação do combustível.

IMO tem metas arrojadas para o setor

A IMO (International Maritime Organization), agência da ONU responsável pelas medidas de melhoria da segurança no transporte marítimo internacional e pela prevenção da poluição de navios, tem a meta de reduzir, até 2050, as emissões absolutas de gases do efeito estufa do setor em, pelo menos, 50 % (em relação a 2008). Entre as principais medidas que podem ser adotadas está o uso de combustíveis marítimos com mistura de componentes renováveis, que é uma das soluções em desenvolvimento pela Petrobras.  

A partir de janeiro, entrará em vigor a iniciativa IMO 2023, programa que visa estimular a melhoria da eficiência dos navios e a adoção de combustíveis com baixa emissão de carbono. “Com o selo IMO 2023, embarcações passarão a ser classificadas conforme o nível de eficiência energética e a Transpetro vem investindo em diversas soluções nos últimos anos, com foco em levar nossa frota aos melhores patamares de eficiência”, afirma o diretor de Engenharia e Tecnologia Marítima e Terrestre da Transpetro, Jair Toledo. “Para atender a esse indicador, investimos em diversas melhorias. A instalação de apêndices de propulsor e de casco nas embarcações da nossa frota, as ações de otimização operacional entre outras, permitiram a redução de 7 % nas emissões de 2022, comparado a 2021, sendo importante comprovação dos avanços realizados em nossa jornada de evolução de eficiência energética”, revela.  

No setor marítimo, dependendo do percentual de biodiesel misturado ao combustível, são necessárias poucas ou até mesmo nenhuma adaptação nas embarcações, o que facilita a adoção deste novo produto. Com o teste de campo, a Petrobras dará mais um passo visando contribuir para a comercialização de combustíveis com menor impacto ao meio ambiente.

Investimento em projetos de baixo carbono

A Petrobras vai investir US$ 4,4 bilhões em projetos com foco na transição energética direcionados a iniciativas em baixo carbono, de acordo com o novo Plano Estratégico para o período de 2023 a 2027. “Estamos trabalhando uma nova geração de produtos e combustíveis mais eficientes e com menores emissões de gases de efeito estufa, em sintonia com as demandas da sociedade. O desenvolvimento do bunker com conteúdo renovável é um exemplo do nosso comprometimento com a transição para um futuro de baixo carbono”, afirma o gerente executivo de Comercialização no Mercado Interno, Sandro Barreto.

A Petrobras assinou o contrato do Sistema Integrado de Processamento de Gás Natural (SIP) com a CNOOC Petroleum Brasil e, juntamente com parceiros, concluiu o processo de adesão da CNOOC aos contratos vigentes do Sistema Integrado de Escoamento de Gás Natural (SIE-BS) da Bacia de Santos. 

Com esses contratos, a CNOOC poderá escoar o gás natural proveniente do campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, por qualquer uma das rotas de exportação do SIE-BS e processá-lo em usinas de propriedade da Petrobras, possibilitando à CNOOC abastecem diretamente o mercado de gás natural.

O acordo começa a partir de 1º de janeiro de 2023.

A Petrobras disse que este é mais um passo que deu na construção de um mercado de gás natural aberto, competitivo e sustentável e faz parte do conjunto de compromissos assumidos no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE) em julho de 2019.

O SIE-BS é composto pelas Rotas 1, 2 e 3 para o escoamento do Cluster pré-sal da Bacia de Santos, e o SIP inclui as usinas de processamento conectadas ao SIE-BS, de propriedade da Petrobras, localizadas em Caraguatatuba, São Paulo , Cabiúnas, e Itaboraí, em construção, ambas no Rio de Janeiro.

Em setembro de 2021, foi anunciado que a CNOOC havia demonstrado interesse em comprar uma participação adicional no campo de Búzios. A gigante chinesa manifestou este interesse na sequência da ativação de uma opção de compra de 5 por cento adicionais no Contrato de Partilha de Produção (PSC) para o Excedente da Cessão Onerosa.

A Petrobras recebeu recentemente quase US$ 2 bilhões da CNOOC pela aquisição de uma participação adicional no campo.

Recentemente, a Petrobras vem fechando contratos para atividades no campo de Búzios. Em consonância com isso, a empresa assinou um contrato com a Sembcorp Marine Rigs & Floaters de Cingapura para construir o FPSO P-82 para operações no campo.

Isso ocorreu uma semana após a assinatura do contrato com o Estaleiro Keppel para a construção do FPSO P-83.

 

A Petrobras aprovou, na última quinta-feira (22/12), o projeto de engenharia para implantação de unidades para produção de combustíveis e lubrificantes no Polo GasLub, em Itaboraí (RJ). Após estudos de diversos escopos, foi aprovada a alternativa com potencial de gerar mais valor para a companhia e para a sociedade.

O projeto contempla unidades de Hidrocraquamento Catalítico (HCC), de Hidrotratamento (HDT), de Desparafinação por Izomerização por Hidrogênio (HIDW), unidades auxiliares, utilidades e off-sites (extramuros).

A próxima etapa será o início da fase de desenvolvimento da alternativa, na qual serão realizados os estudos de engenharia básica que suportarão o planejamento do projeto. Seguindo a governança de aprovação de projetos da companhia, a conclusão da fase de planejamento apoiará a decisão final de investimento e o processo das contratações para início das obras.

A implantação da planta de lubrificantes e combustíveis do GasLub integra a estratégia da Petrobras para expansão e adequação de um parque de refino mais moderno, com produtos de maior valor agregado e qualidade para atendimento ao mercado. Com esta nova unidade, a Petrobras se posicionará entre os produtores de óleos básicos lubrificantes de Grupo II, mais avançados. Além disso, esta nova configuração permitirá o uso adequado e rentável de grande parte das instalações e unidades do antigo Comperj, viabilizando o processamento de correntes intermediárias oriundas da REDUC e eliminando restrições operacionais. Como resultado, o conjunto de unidades terá capacidade aproximada de produzir 12 mil barris por dia (bpd) de óleos lubrificantes de Grupo II, além de 75 mil bpd de Diesel S-10 e 20 mil bpd de querosene de aviação (QAV-1), de baixíssimo teor de enxofre.

A decisão da companhia está alinhada à estratégia de manter sua atuação com ativos focados na proximidade da oferta de óleo e gás e do mercado consumidor, além de aumentar a produção de combustíveis, contribuindo de forma relevante com a redução de importações desses produtos.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 12/07/2022, informa que sua Diretoria Executiva aprovou ajustes no processo competitivo da venda da totalidade de sua participação de 18,80% na sociedade UEG Araucária S.A. (UEGA), com o encerramento da atual fase e reinício do processo.

Neste processo, a Petrobras realizará a venda da sua participação na UEGA, equivalente à 18,80% do capital social, juntamente com as suas sócias, a Companhia Paranaense de Energia – COPEL e a COPEL Geração e Transmissão S.A., que detêm, respectivamente, 20,3% e 60,9% do capital social, totalizando a venda de 100% das ações da UEGA.

A divulgação da oportunidade (teaser), que contém as principais informações sobre a oportunidade, bem como os critérios de elegibilidade para a seleção de potenciais participantes, está disponível no site da Petrobras:

https://investidorpetrobras.com.br/pt/resultados‐e‐comunicados/teasers

As principais etapas subsequentes do projeto serão informadas oportunamente ao mercado.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com o regime especial de desinvestimento de ativos pelas sociedades de economia mista federais, previsto no Decreto 9.188/2017.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização do portfólio e à melhora de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade.

Sobre a UEGAContinue reading

A Petrobras concedeu à empresa sísmica norueguesa PGS um contrato de produção 4D no campo de Barracuda-Caratinga, na bacia de Campos, no litoral do Brasil.Continue reading

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 12/07/2021, informa que finalizou hoje a venda da totalidade de sua participação no campo de produção de Papa-Terra, localizado na Bacia de Campos, para a empresa 3R Petroleum Offshore S.A. (3R Offshore).

A operação foi concluída com o pagamento à vista de US$ 18,2 milhões para a Petrobras, já com os ajustes previstos no contrato. O valor recebido hoje se soma ao montante de US$ 6 milhões pagos à Petrobras na ocasião da assinatura do contrato de venda. Além desse montante, é previsto o recebimento pela Petrobras de até US$ 80,4 milhões em pagamentos contingentes, a depender das cotações futuras do Brent e desenvolvimento dos ativos.

Com a conclusão da cessão, a 3R Offshore assume a condição de operadora do campo de Papa-Terra, com 62,5% de participação, em parceria com a Nova Técnica Energy Ltda., que detém os 37,5% restantes.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. A Petrobras segue concentrando os seus recursos em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

Sobre o campo de Papa-Terra

O campo de Papa-Terra faz parte da concessão BC-20 e está localizado em lâmina d’água de 1.200 m. O campo iniciou sua operação em 2013 e sua produção média de óleo nos últimos três meses (setembro a novembro/2022) foi de 16,2 mil bbl/dia, através de duas plataformas, P-61 do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) e P-63 do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading), onde é realizado o processamento de toda a produção.

Sobre a 3R Offshore

A 3R Offshore é uma empresa controlada pela 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. (3R Petroleum), companhia listada no Novo Mercado da bolsa brasileira, cuja estratégia é revitalizar campos maduros offshore.