Autor: redacao

Umas das maiores atualizações de sistema de gestão da América Latina acontece para agilizar e simplificar os processos da companhia

A Petrobras deu mais um passo importante na jornada de Transformação Digital com a conversão do seu sistema integrado de gestão, do SAP ECC para o SAP S/4HANA. O novo ERP (Enterprise Resource Planning) está alinhado ao Plano Estratégico 2022-2026 e com os direcionadores tecnológicos da área de Tecnologia da Informação e Telecomunicações (TIC) da Petrobras. A atualização da ferramenta SAP agiliza e simplifica processos da empresa, se configurando no maior projeto de conversão de um sistema de gestão da América Latina e um dos maiores do mundo.

A conversão do sistema e as iniciativas de implantação de outras soluções tecnológicas integradas estão reunidas no Projeto #tranS4mar, que é uma alusão ao nome do produto S/4HANA e à palavra transformar. O objetivo do projeto engloba a otimização, digitalização e revisão seletiva de processos financeiros, corporativos e de negócio da Petrobras, alinhado às melhores práticas de segurança da informação e à busca de melhor experiência de uso da solução. O projeto foi realizado em colaboração entre as empresas Deloitte, SAP e Microsoft.

Além da conversão de sistema, estão sendo implantadas novas soluções, como o SAP Ariba, que vai substituir a ferramenta que suporta o processo de Suprimentos da companhia, o Blackline, para automatização e documentação dos processos de Finanças e Contabilidade, e o SAP EHS, para atividades relacionadas à Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional.

Conversão do sistema envolveu toda a Petrobras

O SAP S/4HANA está por trás de diversos processos de gestão da empresa, incluindo as áreas Financeira, de Desempenho, Suprimentos, Recursos Humanos, Exploração e Produção, Refino, Segurança, Meio Ambiente, Saúde Ocupacional, entre outras. Entre equipes da Petrobras e empresas parceiras, trabalharam diretamente no projeto mais de 500 profissionais.

A Petrobras utiliza tecnologia em todas as suas áreas como forma de alavancar seus negócios. A ideia é simplificar, automatizar e digitalizar processos de gestão dentro do novo SAP, na nuvem, colocando o sistema como fonte única de informação para todas as áreas da empresa, permitindo maior agilidade, mobilidade e, consequentemente, produtividade. Os usuários poderão, por exemplo, realizar buscas inteligentes por meio de assistentes virtuais e usufruir de recursos analíticos embarcados na solução, utilizando dispositivos móveis.

O desafio da conversão

O porte e o volume de utilização do sistema SAP ECC da Petrobras fizeram com que a conversão para o SAP S/4HANA se constituísse um grande desafio técnico. Foram realizadas atividades preparatórias e diversos testes com usuários ao longo de mais de dois anos. Em agosto deste ano, com indisponibilidade de menos de 48 horas, a companhia converteu um sistema com uma base de dados de mais de 30 Terabytes, utilizado por mais de 23.000 pessoas diariamente (com picos de 11.000 simultâneos). Com a conversão, a base de dados foi reduzida em 47%, para 16 Terabytes. A solução SAP S/4HANA na Petrobras está em um único ambiente em nuvem, o Microsoft Azure, na modalidade de Infraestrutura como Serviço (IaaS).

A Petrobras, junto com os parceiros Deloitte, SAP e Microsoft, conseguiu fazer toda esta transição tecnológica sem prejuízo às operações da empresa. Um dos ganhos já percebidos foi a diminuição do tempo de processamento de algumas atividades de rotina da empresa. A folha de pagamento da Petrobras, que contempla mais de 40 mil empregados, foi processada em setembro com uma redução de 12 horas em comparação à versão anterior do sistema, por exemplo.

Desde sua implantação, em agosto deste ano, o SAP S/4HANA vem processando pagamentos nacionais e internacionais da ordem de R$ 5 bilhões/dia, recebeu mais de 72 mil propostas de fornecedores nos seus processos de contratação e tem emitido cerca de 5 mil notas fiscais por dia. A previsão é que essas mudanças de sistema tragam ganhos de produtividade para companhia, com um retorno esperado de mais de US$ 190 milhões até 2025.

O investimento total será de R$ 24 milhões para as selecionadas

A Petrobras divulgou as 25 empresas pré-selecionadas pelo módulo Aquisição de Soluções. As empresas, dentre elas três startups, disputam um investimento total de R$ 24,4 milhões para comprovarem suas soluções, que são das áreas de tecnologias digitais, robótica e tecnologias de inspeção. O processo faz parte do programa Petrobras Conexões para Inovação, que busca atender, de modo ágil, demandas mapeadas pelas áreas de negócios e corporativa da companhia. As empresas podem receber até R$ 1,6 milhão por proposta para desenvolvimento e testes das soluções em ambientes produtivos.

“O módulo Aquisição de Soluções mostrou ser uma ferramenta atraente para a prospecção de parceiros em nível nacional e internacional, atendendo nosso objetivo de agilizar a implantação de tecnologias de maturidade elevada na empresa”, afirma o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Paulo Palaia.”

As candidatas iniciam agora a fase Inception, para refinamento dos planos de trabalho e modelos de negócios, com mentoria técnica da Petrobras. Terminada essa etapa, começam os pitch days, série de apresentações para uma banca julgadora, que devem ir até dezembro. Na avaliação, são considerados critérios como o modelo de negócios, potencial de implantação da solução ao final do projeto, consistência e competitividade da proposta, impacto e geração de valor, escalabilidade e abrangência da solução.

As empresas selecionadas assinarão um Contrato Público para Solução Inovadora (CPSI), com duração de até 12 meses prorrogáveis por mais 12 para execução dos planos de trabalho e validação das soluções tecnológicas. Após o contrato de inovação, a solução com melhor desempenho e que demonstrou agregar valor para o negócio da Petrobras pode ser contratada por um período de até dois anos, prorrogáveis por mais dois, para fornecimento em escala. Essas duas fases agilizam a implantação das soluções na companhia e a consolidação dos novos fornecedores no mercado.

O módulo Aquisição de Soluções é aberto a empresas de todo o país e do exterior e divulga desafios periodicamente. As pré-selecionadas nacionais são empresas das regiões Centro-Oeste, Sudeste, Sul e as do exterior, do Canadá, do Reino Unido e Suíça.

Ecossistema

A Petrobras é a empresa do setor de Petróleo e Gás que mais interage com o ecossistema de inovação aberta no Brasil. A informação é do ranking 100 Open Startups, que classifica a interação da indústria com o ecossistema inovador.  Além do 1º lugar no ranking geral, a companhia obteve a 16ª colocação geral entre as representantes de todos os setores. A pesquisa considera o número de relacionamentos de inovação aberta a partir de dados fornecidos por empresas e startups. Na Petrobras a interação com o ecossistema inovador se dá por meio do Programa Petrobras Conexões para Inovação. Só esse ano, os módulos Startups e Aquisição de Soluções, trouxeram editais no valor de mais de R$ 50 milhões, com a publicação de mais de 40 desafios para pesquisa, desenvolvimento e validação de soluções inovadoras.

O programa visa acelerar a inovação na companhia, conectando-a com todo o ecossistema inovador, desde startups, universidades, Instituições de Ciência e Tecnologia (ICTs) até empresas, a partir de demandas mapeadas internamente pelas áreas corporativas e de negócios. A Petrobras tem, atualmente, uma carteira contratada de mais de R$ 3 bilhões, com mais de 150 parceiros tecnológicos, nas diversas modalidades de contratação e acordos de cooperação.

Confira as empresas pré-selecionadas:

 

A Diretoria da ANP aprovou a indicação de 12 blocos exploratórios a serem estudados para inclusão na Oferta Permanente Concessão (OPC). Dez dos blocos estão localizados na Bacia do Amazonas, somando cerca de 30 mil km² de área, e dois na Bacia do Tacutu, com uma área total de aproximadamente 3.252 km².  

A indicação desses blocos para inclusão na Oferta Permanente está em linha com as diretrizes da política energética nacional de promover a exploração em bacias de novas fronteiras, aumentar o conhecimento geológico e descobrir de novas áreas produtoras.  

No caso específico da Bacia do Tacutu, há ainda a motivação de promover a entrada dessa bacia no cenário de exploração nacional, de modo a incentivar soluções para suprimento de energia elétrica no estado de Roraima, uma vez que intepretações preliminares realizadas pela Agência apontam a possibilidade de descobertas de hidrocarbonetos no subsolo da região, incluindo gás natural.  

Após a inclusão dessas áreas no grupo de blocos em estudo, serão iniciados os trâmites para obtenção dos pareceres ambientais dos órgãos competentes. Em seguida, deverá ser realizada uma manifestação conjunta entre o Ministério de Minas e Energia e o Ministério do Meio Ambiente. Concluída essas etapas, a ANP fará uma audiência pública para sua inclusão no Edital da Oferta Permanente.  

Atualmente, estão em estudo 1.018 blocos para a OPC, aos quais somam-se os 12 aprovados hoje, totalizando 1.030 blocos.  

A Resolução CNPE n° 27/2021 autoriza a ANP a definir e licitar em Oferta Permanente, no regime de concessão, blocos em quaisquer bacias terrestres ou marítimas, bem como licitar campos devolvidos ou em processo de devolução, excluindo-se os blocos na Área do Pré-sal e em Áreas Estratégicas, e dá outras providências.

O que é a Oferta Permanente

A Oferta Permanente é, no momento, a principal modalidade de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.

Desse modo, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações “tradicional” para ter oportunidade de arrematar um bloco ou área com acumulação marginal, que passam a estar permanentemente em oferta. Além disso, as companhias contam com o tempo que julgarem necessário para estudar os dados técnicos dessas áreas antes de fazer uma oferta, sem o prazo limitado do edital de uma rodada.

Atualmente, há duas modalidades de Oferta Permanente: Oferta Permanente de Concessão (OPC) e Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP), de acordo com o regime de contratação (concessão e partilha). Já foram realizados três ciclos da OPC e a OPP encontra-se com seu 1º Ciclo aberto, cuja sessão pública ocorrerá em 16/12.

A ANP realiza na próxima quarta-feira (7/12) a cerimônia de premiação da edição 2022 do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica. O evento será transmitido ao vivo pelo canal da ANP no YouTube.

A edição 2022 contempla cinco categorias de projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), duas categorias de personalidades do setor e uma categoria inédita do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP – PRH/ANP.

O Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2022 tem como objetivo reconhecer e premiar:

• Resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) com utilização total ou parcial de recursos da Cláusula de PD&I, presente nos contratos de Exploração e Produção (E&P). Deverão ter sido desenvolvidos no Brasil por instituições de pesquisa credenciadas pela ANP, empresas brasileiras e empresas petrolíferas e representar inovação tecnológica de interesse dos setores de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis, Petroquímica, Energia Renováveis, Transição Energética e Descarbonização;
• Dissertação de mestrado desenvolvida no âmbito do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP (PRH/ANP);
• Personalidades que tenham gerado contribuições relevantes de PD&I para o setor.

Ao vencedor de cada categoria será destinado um troféu e certificado atestando essa premiação. Aos finalistas serão concedidos troféus e certificados atestando sua condição de finalistas. Para as categorias do PRH/ANP e de Personalidades do Setor, cada indicado selecionado receberá um troféu e certificado atestando sua condição na premiação.

Rio de Janeiro sedia primeiro evento internacional de Flow Assurance

Congresso vai reunir especialistas de 20 países para discutir a garantia de escoamento em projetos offshore

Começa no próximo dia 15, no Rio de Janeiro, o SPE Brasil Flow Assurance Technology Congress  – FATC 2022, que vai reunir especialistas da indústria de óleo e gás qua atuam em uma área chave na exploração e produção: o da garantia do escoamento de projetos offshore de diversas complexidades pelo mundo afora.

O congresso, que vai se realizar entre os dias 15 e 18 de novembro, no Windsor Florida Hotel (Flamengo), receberá mais de 150  profissionais, pesquisadores, especialistas e gestores de companhias petrolíferas, empresas, instituições de pesquisa e universidades de cerca de 20 países. Durante esse evento inédito, eles vão compartilhar conhecimento, experiências e boas práticas, bem como os avanços e desafios do flow assurance, termo cunhado no Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes/Petrobras) nos anos 1980, quando a E&P offshore avançou para águas profundas.

 “Na produção de petróleo e gás em águas profundas e ultraprofundas, os fluidos são submetidos a variações de pressão e temperatura que podem acarretar formação de depósitos orgânicos, inorgânicos ou mistos. Estes depósitos podem conduzir a restrições na capacidade de escoamento ou até mesmo a um bloqueio total da linha submarina”, explica a Technical Chair do FATC, Dra. Marcia Khalil, consultora técnica na área de garantia de escoamento da Petrobras desde 2006.

“Nestes cenários, a disciplina de garantia de escoamento tem uma importância muito grande, sendo responsável por viabilizar o escoamento dos fluidos do poço até a plataforma através de projetos que contemplam técnicas para prever, prevenir e/ou remediar estas ocorrências. O aprendizado contínuo associado a automação dos processos e as novas tecnologias são fundamentais na superação dos desafios mais complexos nesta área”, conclui a chair.

Área multidisciplinar

“Flow assurance, ou Garantia do Escoamento, é uma disciplina bastante abrangente e que desempenha papel central nos projetos offshore. Apesar de existirem diversos eventos técnicos abordando aspectos específicos da Garantia do Escoamento, sentimos falta de um fórum de discussão unificado, para que os profissionais das diferentes áreas possam debater e encontrar sinergias”, pontua o co-chair do comitê técnico do FATC,  João Carneiro, Lead Scientist & Managing Partner no Instituto ISDB FlowTech.

“Em tempos de transição energética e transformação da nossa indústria, quebrar barreiras é essencial. Nós temos a ambição de tornar o SPE Brazil – Flow Assurance Technology Congress um dos principais fóruns internacionais na área de Garantia de Escoamento. Esta é a primeira edição e a aderência tem sido excelente: temos 13 patrocinadores confirmados, 6 apoios institucionais e mais de 150 participantes inscritos!”, comemora Carneiro.

“O compartilhamento de conhecimento em Flow Assurance é de grande importância, principalmente para as operações offshore, pela sua  multidisciplinaridade e por ainda estar, em pleno desenvolvimento e teste, novas soluções em todo o mundo. Nos últimos 30 anos muitas propostas foram implantadas e testadas”, agrega outro co-chair do comitê técnico, Marcelino Guedes, fundador e diretor da Pipeline Brazil.

Magali Lee Cotrim, co-chair do Comitê Técnico Flow Assurance SPE Seção Brasil  e cofundadora Comunidade Flow Assurance Brasil afirma que o evento vai reunir os melhores especialistas do mundo nessa área. “Convidamos todos os participantes para refletirem sobre os problemas desafiadores, na produção de petróleo offshore, desde o poço, até a plataforma. Os participantes terão a oportunidade de ouvir sobre as tecnologias propostas para mitigar os problemas da produção offshore em águas profundas e ultraprofundas”, afiança.

Programação robusta

“Recebemos 107 trabalhos científicos, que foram distribuídos em 7 sessões técnicas e 2 sessões posters digitais. Teremos ainda 7 sessões especiais e cinco keynotes completando a ampla programação desse primeiro evento. Observamos uma grande colaboração entre operadores, fornecedores e academia na autoria destes trabalhos, o que fez com que buscássemos manter este equilíbrio em toda a programação”, salienta Adriana Teixeira, do comitê organizador do FATC2022 e integrante do Flow Assurance Technical Section da SPE International, que é especialista em hidratos de gás na área  de Garantia do Escoamento na Petrobras.

“Cerca de 30 trabalhos foram selecionados e indicados para publicação nas revistas internacionais Brazilian Journal of Chemical Engineering e Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering. Além disso, os seis melhores trabalhos serão premiados ao final do evento”, agrega outro membro do comitê organizador, professor Cláudio Dariva, da Universidade Tiradentes e pesquisador  do Instituto de Tecnologia e Pesquisa (ITP) dessa instituição, além de membro do Comitê de Assessoramento de Engenharia Química do Conselho Nacional de Pesquisa — CNPq — do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação/MCTI.

“Desenhamos para vocês o mais moderno mosaico tecnológico, formado por trabalhos da ponta do conhecimento sobre parafinas, asfaltenos, emulsões, hidratos e incrustações. Trazemos excelentes trabalhos sobre simuladores capazes de prever aquilo que acontece no sistema, durante o escoamento da produção. Captamos os melhores “papers”, que descrevem soluções tecnológicas, associadas à limpeza mecânica, química, térmica, operacional e digital. Ou seja: serão três dias nos quais os participantes vão poder   se atualizar sobre o que está acontecendo na atividade de Flow Assurance”, conclui Magali Cotrim,  líder da Comunidade Flow Assurance Brasil.

O evento, que tem o patrocínio da Petrobras (Diamond) , Schlumberger (Gold), ESSS O&G, Kongsberg, ChampionX, Italmatch Chemicals, PRIO (Silver), AspenTech, Enauta, Dorf Ketal, Arkema, Halliburton, Subsea7 (Bronze), e o apoio institucional da SPE Seção Brasil, comunidade Flow Assurance, Associação Brasileira de Engenharia Química (ABEQ), CTDUT – Centro de Tecnologia em Dutos e do  PRH-ANP – Programa de Formação de Recursos Humanos da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

SERVIÇO

SPE Brasil Flow Assurance Technology Congress 2022

Local:

Windsor Florida Hotel

1. Ferreira Viana, 81 – Flamengo, Rio de Janeiro

Telefone: (21) 2195-6800

Horário:

15/10 – 15h30 às 19h00 (Welcome Reception)

16 /10 – 08h30 às 19h00

17/10 – 08h30 às 21h00 (Conference Dinner)

18/10 – 08h30 às 16h50

A Karoon Energy concluiu a perfuração de dois poços em um campo localizado na Bacia de Santos. O primeiro óleo deste campo, que será desenvolvido como um tie-back submarino, está previsto para o primeiro trimestre de 2023. A Karoon contratou uma sonda em abril de 2021 para realizar intervenção em quatro poços no campo de Baúna.

Uma vez que a plataforma Maersk Developer, que agora é chamada de Noble Developer, foi concluída com esta campanha, esperava-se perfurar dois poços de desenvolvimento no campo de Patola e um ou potencialmente dois poços de controle na descoberta de petróleo Neon.

A Karoon adicionou o trabalho de Patola à carteira de pedidos da sonda em junho de 2021 e a opção Neon foi adicionada em maio de 2022. No final de setembro de 2022, a empresa anunciou que a plataforma se mudaria para o campo de Patola, onde as operações de perfuração para o primeiro de dois novos poços de desenvolvimento deveriam começar nos próximos dias.

Em uma atualização a Karoon informou que o PAT-2, o segundo de dois novos poços de produção no campo de Patola – localizado na licença de produção BM-S-40 foi perfurado com sucesso a uma profundidade total de 2.313 metros por a plataforma Noble Developer da Noble, que também perfurou o primeiro poço, PAT-1.

A empresa destacou que ambos os poços encontraram arenitos turbidíticos de alta qualidade do Oligoceno e a interpretação preliminar dos dados de perfilagem wireline indicou espessura líquida de acordo com as expectativas pré-perfuração. De acordo com a Karoon, a qualidade do reservatório é melhor do que o previsto e alinhada com o poço PAT-1 e os poços nos campos adjacentes de Baúna e Piracaba.

Julian Fowles, CEO e Diretor Administrativo da Karoon, comentou: “Patola é o primeiro projeto de desenvolvimento da Karoon desde que assumiu como operadora da concessão de Baúna. A primeira fase, de perfuração dos poços, foi concluída dentro do cronograma e do orçamento. Mais importante ainda, não houve segurança material ou questões ambientais.

“A maioria dos materiais para a próxima fase do desenvolvimento já está no local ou pronta para ser enviada ao local. Sujeito ao clima e outros atrasos imprevistos, o projeto está a caminho de iniciar a produção no primeiro trimestre de 2023.”

Além disso, as atividades restantes da empresa australiana associadas ao desenvolvimento de Patola incluem a conclusão de ambos os poços , a instalação de um oleoduto submarino e umbilicais de Patola ao FPSO Cidade de Itajaí e a ligação dos poços aos slots de riser existentes no FPSO.

Antes do comissionamento das novas instalações, será realizada a conclusão da tubulação do FPSO para ligar os poços ao fluxo principal de produção.

A primeira produção do campo de Patola está prevista para o primeiro trimestre de 2023, com uma taxa de produção de platô curto de mais de 10.000 bopd esperada , antes do início do declínio natural.

Comentando sobre isso, a Welligence Energy Analytics disse: “Para independentes como a Karoon, esse tipo de estratégia de desenvolvimento é atraente. Sua natureza de ciclo curto pode gerar retornos atraentes e maximiza a utilização da infraestrutura existente. Isso reduz os custos (esperamos que o opex caia US$ 5-10/bbl assim que Patola estiver online) e a intensidade das emissões. A empresa tem como meta operações líquidas zero (escopo 1/2) no projeto Bauna/Patola/Neon até 2035.”

Após as atividades de conclusão de Patola, a Karoon enfatizou que a plataforma Noble Developer se mudará para o campo Neon para perfurar o primeiro de potencialmente dois poços de controle Neon, sujeito ao recebimento de aprovações regulatórias.

O Noble Developer, construído em 2009, é um equipamento semissubmersível posicionado dinamicamente estabilizado por coluna DSS-21, capaz de operar em profundidades de água de até 10.000 pés.

A Petrobras recebeu quase US$ 2 bilhões da CNOOC, foi o que a empresa chinesa pagou para adquirir uma participação adicional no campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos.

Em setembro de 2021, a Petrobras informou que a CNOOC havia demonstrado interesse em comprar uma participação adicional em seu campo operado em 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.

Isso ocorreu depois que a Petrobras emitiu o certificado de conformidade ao regulador do país, ANP, após um pagamento em dinheiro de US $ 2,9 bilhões, recebido no final de agosto de 2021 pelas obrigações de seus parceiros CNODC Brasil Petróleo e Gás (CNODC) e CNOOC no Acordo de Coparticipação de Búzios. A Petrobras confirmou um contrato assinado com a CNOOC no início deste ano. Este negócio permitiu à Petrobras ceder uma participação adicional de 5 por cento à gigante chinesa, permitindo-lhe aumentar com sucesso a sua participação no campo de Búzios, fruto da opção de compra de uma participação adicional, exercida pela CNOOC em 29 de setembro de 2021. Em atualização, a Petrobras informou que o contrato foi concluído com a assinatura do Termo Aditivo ao Contrato de Partilha de Produção assinado pelo Ministério de Minas e Energia, que efetiva a operação.

Isso ocorre, após a Petrobras ter recebido o valor de R$ 10,3 bilhões, equivalente a R$ 1,9 bilhão pela taxa de câmbio PTAX, em 24 de novembro de 2022, referente à cessão de 5% de sua participação à CNOOC no Contrato de Partilha de Produção da Volume Excedente da Cessão Onerosa, referente ao Campo de Búzios.

Assim, a Petrobras detém 85% da PSC do Volume Excedente da Cessão Onerosa do campo de Búzios a partir de 1º de dezembro de 2022, enquanto a CPBL detém 10% e a CNODC os 5% restantes.

Por outro lado, as participações na Jazida Compartilhada de Búzios, incluindo as parcelas do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Concessão BS-500 – 100 por cento Petrobras – serão divididas entre os três sócios, ficando a Petrobras com a maior participação 88,99 por cento e CNOOC e CNODC detendo os restantes 7,34 por cento e 3,67 por cento, respectivamente.

Ao confirmar a aquisição, Xia Qinglong , presidente da CNOOC, comentou: “A aquisição de participações adicionais no campo petrolífero de Búzios expande ainda mais a presença da empresa na região do pré-sal em águas profundas do Brasil, onde residem abundantes recursos de petróleo e gás. A transação promove o desenvolvimento internacional da empresa e fortalece a base de recursos para o desenvolvimento de alta qualidade da empresa.

A empresa aderirá ao conceito de cooperação ganha-ganha e trabalhará em estreita colaboração com o governo anfitrião e os parceiros do projeto para promover o desenvolvimento
sustentável da indústria, economia e sociedade de petróleo e gás do Brasil.” Recentemente, a Petrobras vem fechando contratos para atividades no campo de Búzios. Nesse sentido, a empresa fechou contrato com a Sembcorp Marine Rigs & Floaters, de Cingapura, para a construção do FPSO P-82 para operações no campo de Búzios. Isso ocorre apenas uma semana depois que a Petrobras assinou um contrato com o Estaleiro Keppel para construir o FPSO P-83 para o campo de Búzios. O pedido é avaliado em cerca de US$ 2,8 bilhões.

Novo Plano Estratégico (2023-2027) mantém foco na geração de valor e busca incremento de projetos para redução de emissões de carbono

A Petrobras ampliará em 15% o seu volume de investimentos ao longo dos próximos cinco anos, atingindo US$ 78 bilhões (CAPEX), além de cerca de US$ 20 bilhões previstos em novos afretamentos de plataformas, totalizando assim quase US$ 100 bilhões de recursos em projetos. Este valor está no mesmo patamar que a média dos pares da indústria. Considerando apenas o CAPEX, o montante é superior à média dos últimos cinco planos estratégicos, que foi de US$ 72 bilhões, e sinaliza que os investimentos voltaram ao patamar pré-covid.

O novo Plano Estratégico (PE) da companhia para o período de 2023 a 2027, aprovado pelo Conselho de Administração nesta quarta-feira (30/11), consolida a Petrobras como a maior investidora do país e inclui todos os projetos que apresentaram viabilidade econômica segundo os critérios de governança e aprovação da empresa, não havendo qualquer represamento de projetos por restrição orçamentária.

O novo PE da Petrobras mantém como visão ser a melhor empresa de energia na geração de valor com foco em óleo e gás, sustentabilidade, segurança e respeito às pessoas e ao meio ambiente, preservando o nível saudável de endividamento, a redução na emissão de carbono e uma contribuição efetiva da Petrobras para um futuro próspero e sustentável.

Norteada pelo compromisso de gerar valor para a sociedade e acionistas, a Petrobras, ao longo de 2022, entregou uma performance operacional e financeira com plena aderência ao seu Plano Estratégico 2022-2026, mostrando sua resiliência e solidez, aumentando, dessa forma, o grau de confiança na consecução de suas metas. A companhia seguiu na sua trajetória de entrega de resultados consistentes e sustentáveis. A estrutura de capital foi mantida em nível saudável e o caixa atingiu um patamar compatível com as suas necessidades financeiras, alcançando a primeira e a segunda maior marca trimestral de EBITDA e fluxo de caixa operacional de sua história, nos segundo e terceiros trimestres de 2022, respectivamente. Nesse contexto, o novo PE 2023-27 foi elaborado preservando a visão, os valores e o propósito da companhia.

Como destaque, os projetos com foco na transição energética direcionados a iniciativas em baixo carbono foram alavancados e atingem US$ 4,4 bilhões, dos quais US$ 3,7 bilhões serão aplicados em projetos que contribuem para as iniciativas de descarbonização das operações (escopos 1 e 2), US$ 600 milhões em iniciativas do Programa BioRefino (diesel renovável e bioquerosene de aviação) e US$ 100 milhões em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) para novas competências.

Do total de US$ 3,7 bilhões dos projetos de descarbonização, destaca-se o fundo para desenvolvimento de novas iniciativas para descarbonização, totalizando US$ 600 milhões em aportes em projetos que contribuem para descarbonização das operações da empresa, quase o dobro dos recursos alocados para o fundo no plano estratégico anterior. Os demais US$ 3,1 bilhões estão detalhados nos segmentos de negócio da companhia, com destaque para captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS); sistemas de detecção de metano; configuração All Electric (eletrificação de plataformas); sistema de recuperação de gases, incluindo flare fechado; eficiência energética e projetos de redução de emissões em refinarias.

No âmbito da transição energética, foram identificados três novos negócios – hidrogênio, eólica offshore e captura de carbono – onde a Petrobras definiu, depois de estudar diversas rotas de oportunidades em diversificação rentável, que serão aprofundados estudos e avaliadas oportunidades em projetos. Ainda como parte das iniciativas em diversificação rentável, foi definida a continuidade de atuação em biorrefino, já iniciada em planos anteriores.

Investimentos em Exploração e Produção chegarão a US$ 64 bilhões

Dentre os investimentos previstos para os próximos cinco anos, US$ 64 bilhões (83% do CAPEX) serão alocados na área de Exploração e Produção. A maior parte será destinada a projetos no pré-sal, que responderá por 78% de toda a produção da Petrobras em 2027. A companhia projeta atingir em cinco anos a marca de 3,1 milhões de barris equivalentes de óleo e gás por dia. Para isso, nesse período, entrarão em produção 18 novos FPSOs (unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência) em oito diferentes áreas, das quais cinco unidades devem iniciar a operação até 2023.

No período, a capacidade de produção instalada no campo de Búzios mais que triplicará, saltando de 600 mil barris de petróleo por dia em 2023 para 2 milhões de barris em 2027. Para isso, o investimento da Petrobras previsto no ativo de Búzios será de US$ 23 bilhões no quinquênio.

A Bacia de Campos também receberá volume importante de investimentos (US$ 18 bilhões), com foco sobretudo nos projetos de renovação, com a revitalização de diversos campos maduros. Para isso serão instalados cinco novos FPSOs e cerca de 150 novos poços que irão garantir em 2027 a marca de 900 mil barris de óleo equivalente por dia produzidos na Bacia de Campos.

A exploração na Margem Equatorial, nova fronteira exploratória localizada no norte e nordeste da costa brasileira, em faixa que se estende do Amapá ao Rio Grande do Norte, receberá investimentos de aproximadamente US$ 3 bilhões. Também serão aplicados recursos para a ampliação da infraestrutura de escoamento de gás, com a entrada de três novas rotas até 2027, somando mais de 50 milhões de m3/dia de capacidade de oferta de gás: Rota 3 conectada à UPGN de Itaboraí que terá uma capacidade de processamento de 21 milhões de m3/dia; Sergipe Águas Profundas (SEAP) com outros 18 milhões de m3/dia; e BM-C-33 com 16 milhões de m3/dia no Norte Fluminense.

O plano destaca ainda que os projetos de E&P mantêm a premissa de dupla resiliência – econômica e ambiental: viáveis a cenários de baixos preços de petróleo no longo prazo (Brent de US$ 35 por barril) e com baixo carbono (compromisso de intensidade de carbono no portfólio de E&P de até 15 KgCO2e por barril de óleo equivalente até 2030).

Refino e Gás Natural: investimentos para aumento de capacidade de processamento e ganho em eficiência

A área de Refino e Gás Natural também terá uma ampliação do seu CAPEX, em cerca de 30% em relação ao plano anterior, totalizando US$ 9,2 bilhões entre 2023 e 2027. Cerca da metade será aplicado na expansão e aumento da qualidade e eficiência do refino. A Petrobras segue assim focando na eficiência operacional e energética de suas unidades de refino, por meio do programa RefTop, e em produtos de maior qualidade, por meio do aumento da capacidade de produção de Diesel S-10 (com baixo teor de enxofre) e produtos com menor pegada de carbono, com destaque para os investimentos em biorrefino.

O plano prevê investimentos em oito novas unidades de processamento, além de seis obras de adequações de grande porte em unidades já existentes. Com esses projetos concluídos, prevê-se aumento de capacidade de processamento e conversão do refino da Petrobras em 154 mil de barris por dia (bpd) e a capacidade de produção de Diesel S-10 será ampliada em mais de 300 mil bpd.

Haverá ampliação também nos projetos do Programa BioRefino, com destaque para o Diesel R, o diesel com conteúdo renovável da Petrobras. A capacidade de produção, por coprocessamento, chegará em 2027 a 154 mil bpd de Diesel R5 (com 5% de conteúdo renovável), por meio da expansão do coprocessamento na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), no Paraná, e início do coprocessamento nas refinarias Presidente Bernardes, em Cubatão (RPBC) e Refinaria de Paulínia (REPLAN), ambas em São Paulo, e na Refinaria Duque de Caxias (REDUC), no Rio de Janeiro.

No Programa BioRefino, serão investidos cerca de US$ 600 milhões no horizonte do plano, com destaque para construção de uma planta dedicada de bioquerosene de aviação (BioQAV) e Diesel Renovável na Refinaria Presidente Bernardes, em Cubatão – RPBC (SP), que terá capacidade para 6 mil barris por dia de BioQAV, 6 mil barris por dia de Diesel R100 (100% de conteúdo renovável) e 3 mil barris por dia de outros produtos de base renovável.

Na área de Gás e Energia, o plano destaca a continuidade da estratégia de comercialização do gás próprio, com ações comerciais alinhadas aos aumentos de capacidade, resultantes dos investimentos em expansão da infraestrutura e da oferta própria de gás natural.

No quinquênio 2023-2027, a área de Comercialização e Logística intensificará a sua atuação em mercados estratégicos no Brasil, ao mesmo tempo em que seguirá expandindo e fortalecendo sua atuação no mercado externo com a captação de novos clientes e permanente busca das melhores oportunidades de valorização de seus petróleos e produtos. Outro foco da área é a otimização da infraestrutura logística com a remoção de gargalos no escoamento de produtos e petróleos, otimização de estoques e redução nos índices de emissões da frota. O CAPEX da área previsto no plano é de US$ 1,6 bilhão.

Financiabilidade

O PE considera o preço médio do petróleo (Brent) de US$ 75 por barril e a taxa de câmbio média de R$ 5/US$ no quinquênio. Importante reforçar que este Plano é autofinanciável para os próximos cinco anos, tendo como principais premissas para sua financiabilidade a prática de preços alinhados ao mercado; caixa de referência de US$ 8 bilhões; aplicação da Política de Remuneração aos Acionistas vigente; e dívida bruta entre US$ 50 bilhões e US$ 65 bilhões.

O conjunto de estratégias que compõe este PE contribuem com o expressivo retorno da Petrobras para sociedade. A expectativa é que mais da metade da geração de caixa líquida da companhia retorne para a população brasileira, por meio de pagamento de tributos e dividendos. Entre 2023 e 2027, a Petrobras deve pagar entre US$ 195 e US$ 205 bilhões em tributos e participações governamentais; e entre US$ 20 e US$ 30 bilhões em dividendos para a União.Continue reading

Além de gerar produtos como Gás Natural, GLP e C5+, nacionalmente, Cabiúnas viabiliza quase 40% da produção de petróleo e é responsável por atender 30% da demanda de gás

Maior do país, a Unidade de Tratamento de Gás de Cabiúnas (UTGCAB) viabiliza o processamento de 1,102 milhão de bbl/dia (produção de barris de petróleo – média diária), o correspondente a 37 % da produção nacional, no primeiro semestre de 2022. De todo o gás processado pela Petrobras no primeiro semestre desse ano, a UTGCAB, localizada em Macaé, Rio de Janeiro, detém quase 50% desse total e atende a 30% da demanda nacional (produção média diária). Além disso, Cabiúnas deu início ao Sistema Integrado de Processamento (SIP), em 01 de agosto de 2022, marco de abertura do mercado de gás natural no Brasil.

A capacidade total de processamento de gás da UTGCAB é de 24,6 milhões de m³/d (metros cúbicos/dia), sendo esta a unidade da Petrobras que processa a maior parte do gás natural produzido no pré-sal atualmente — com médias diárias de 17,48 milhões de m³/dia, correspondente a 30% da demanda nacional. Para se ter ideia de sua capacidade, no 1º semestre de 2022, foram produzidas 740 toneladas/dia de GLP (correspondente a 57 mil botijões de 13 kg por dia do derivado conhecido como gás de cozinha).

As operações em Cabiúnas dão origem a quatro produtos: gás liquefeito de petróleo (GLP), gás natural (GN) , C5+ (condensado de gás natural) e LGN (líquido de gás natural). O chamado gás de cozinha, GLP — pois costuma ser acondicionado em botijões — é um deles. Já o GN tem uso industrial, residencial e veicular, podendo ser usado como combustível no transporte e nas usinas termoelétricas, além de fonte de energia em casas, fábricas e estabelecimentos comerciais. Enquanto o C5+ (condensado) e LGN (líquido de gás natural), que representam a outra parcela líquida após processamento do GN, são utilizados como matéria prima na indústria petroquímica e produção de combustíveis, como gasolina e querosene de aviação.

Em seu Plano Estratégico 2022-2026, a Petrobras aportou US$ 78 milhões ao Programa de Revitalização de Cabiúnas para realização de uma carteira de projetos bem definida e orientada às necessidades do ativo, a fim de fazer frente ao ciclo de vida da unidade, que acaba de completar 40 anos. O encerramento desse programa está previsto para 2025.

Outra iniciativa em curso é o início das operações do Sistema Integrado de Processamento (SIP), que viabilizou o processamento de gás de terceiros, sendo um marco de abertura do mercado de gás natural no Brasil. Para isso, foram realizadas adequações técnico-administrativas, envolvendo órgãos como Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro); e Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). São mais US$ 10 milhões de investimento da companhia.

Para Alisson Cardoso, gerente da UTGCAB, é natural que o papel dessa unidade seja cada vez mais relevante para a Petrobras e para o Brasil. “Cabiúnas se confunde com a própria história da indústria de óleo e gás no país. Durante esses 40 anos, a unidade esteve presente em vários dos principais ciclos de crescimento desse segmento, possibilitando a concretização de muitos projetos ligados à produção das Bacias de Campos e de Santos”, recorda.

Márcia Khalil, química e doutora em engenharia Metalúrgica e de Materiais, já depositou 18 patentes

A doutora (PHD) em engenharia Metalúrgica e de Materiais, Márcia Khalil Oliveira, está entre as seis pesquisadoras homenageadas na segunda edição do Prêmio Mulheres Latino-Americanas na Química. O reconhecimento é uma iniciativa conjunta da Sociedade Americana de Química (ACS), Federação Latino-Americana de Associações Químicas (FLAQ) e a Associação Brasileira de Química (ABQ). O objetivo é promover a igualdade de gênero em ciência, tecnologia, engenharia e matemática na América Latina e contribuir para uma perspectiva mais avançada sobre a pesquisa científica e a área de química.

Inquieta, talvez seja a melhor palavra para definir Márcia. Com 18 patentes registradas, co-autoria em livros e na redação de mais de 50 artigos científicos em revistas nacionais e internacionais, ela trabalha no Centro de Pesquisa Desenvolvimento e Inovação da Petrobras, o Cenpes. Sua especialidade são as tecnologias que garantam o escoamento dos poços produtores de petróleo. “Coordeno projetos na área de escoamento de petróleo e emulsão, assistências técnicas para as áreas de negócio e o projeto de solução digital da área de garantia de escoamento”, conta. O projeto, uma patente recém depositada, é um software que foi desenvolvido para monitorar ocorrências durante a produção de petróleo e gás. Os trabalhos visam garantir o escoamento do petróleo de forma plena e controlada do poço até a plataforma, reduzindo perdas de produção o que se reflete em ganhos para o negócio.

Amante de dança, ginástica e esportes como vôlei de praia, por pouco Márcia não seguiu outra carreira. Pensou em fazer Educação Física mas ao visitar o Cenpes, pode-se dizer que, literalmente, “rolou uma química”. Impressionada, ela nunca mais saiu de lá. São 26 anos de Petrobras, somando-se o período como estagiária e as pós-graduações na UFRJ. “fui fazer o mestrado e o doutorado e consegui uma bolsa no Cenpes, assim, desenvolvi minhas dissertações em temas ligados às atividades da Petrobras”, lembra. Algum tempo depois ela fez concurso e entrou, definitivamente, na empresa.

“Iniciei em atividades relacionadas ao tratamento da água produzida, depois de tratamento de petróleo e, posteriormente, fui para área de garantia de escoamento, onde estou até hoje. Nesta trajetória coordenei projetos de pesquisa, serviços técnicos para as áreas de negócios e uma equipe de técnicos químicos. Produzi bastante”, avalia.

Márcia é a prova que a Petrobras tem mesmo o DNA da inovação. Quem a conduziu na visita ao Cenpes e a levou a escolher outra carreira foi o tio, Carlos Khalil, químico também. Criativo, ele era conhecido na família e na Petrobras, onde trabalhou por 30 anos, como professor Pardal, o célebre inventor das histórias em quadrinhos. “Meu tio me mostrou experiências no laboratório e a grandiosidade da área de petróleo, fui atraída para o setor”, afirma.

A organização do prêmio, que está na segunda edição, não apresenta o motivo da escolha para as homenageadas. Assim, Márcia, que também dá aulas na Universidade Petrobras, credita a homenagem à sua trajetória. “A Petrobras é a minha vida, a única empresa em que trabalhei. Fico muito orgulhosa em receber este prêmio que representa um reconhecimento da minha dedicação à pesquisa, desenvolvimento e inovação. Ele me motiva ainda mais a contribuir com a sociedade, com a pesquisa, na orientação de alunos e no compartilhamento de conhecimento”, conclui.

Em 2020, outra pesquisadora da Petrobras, Sonia Menezes, recebeu o Prêmio Mulheres Brasileiras na Química, que também é oferecido pela Sociedade Americana de Química.

Reconhecidas

Além de Marcia Khalil, receberam menção honrosa a brasileira Ana Paula de Carvalho Teixeira (Universidade Federal de Minas Gerais), e a mexicana Lena Ruiz Azuara (Universidade Nacional Autônoma do México).

Há também três outras categorias no prêmio. As vencedoras são a brasileira Juliana Pereira dos Santos, da empresa Oxiteno, “Líder na indústria”; a colombiana Elena Stashenko, da Universidade Industrial de Santander; “Líder acadêmica” e a mexicana Monica Lizeth Chavez Gonzalez, da Universidade Autônoma de Coahuila (México), “Líder emergente”.