Autor: redacao

Programa é o principal do país para avaliar transparência dos inventários de emissões

A Petrobras conquistou, pelo quinto ano consecutivo, o “Selo Ouro” concedido pelo Programa Brasileiro GHG Protocol (principal fonte, no país, de instrumentos e ferramentas para quantificar as emissões de gases de efeito estufa), em reconhecimento à transparência na publicação do inventário de emissões de gases do efeito estufa da companhia. O “Selo Ouro” corresponde ao nível mais alto de qualificação concedido às empresas que demonstram o atendimento de todos os critérios de transparência na publicação de seu inventário de gases de efeito estufa.

O Programa Brasileiro GHG Protocol desenvolve ferramentas de cálculos para a estimativa de emissões de gases do efeito estufa e estimula a cultura corporativa de inventário de emissões no Brasil, proporcionando instrumentos e padrões de qualidade internacional para contabilização e publicação dos inventários.

Investimentos de US$ 2,8 bi em redução de emissões

O Indicador de atendimento às metas de gases de efeito estufa (IAGEE) é uma das métricas de topo da Petrobras e, para alcançar esse objetivo, o Plano Estratégico 2022-2026 da companhia prevê investimentos de US$ 2,8 bilhões para redução de emissões em seu horizonte.

A Petrobras participa do Programa Brasileiro GHG Protocol desde a sua primeira edição. “O selo ouro reconhece todo o empenho da Petrobras nos últimos anos. Temos o compromisso de reduzir em 25% as emissões absolutas operacionais GEE até 2030, e a ambição é neutralizá-las em prazo compatível com o estabelecido pelo Acordo de Paris”, afirma o diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Rafael Chaves.

Um dos destaques do inventário publicado pela companhia em 2022 é que ela reduziu em 21% as emissões absolutas de gases de efeito estufa no período de 2015 a 2021.

Sobre o GHG Protocol

O GHG Protocol foi criado nos Estados Unidos, em 1998, para quantificar emissões de GEE. A edição brasileira do programa começou em 2008, pelo Centro de Estudos em Sustentabilidade da Fundação Getúlio Vargas (GVces) e o World Resources Institute (WRI), em parceria com o Ministério do Meio Ambiente, Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS), World Business Council for Sustainable Development (WBSCD) e 27 empresas fundadoras, dentre elas a Petrobras.

As vagas são destinadas a estudantes com formação prevista entre dezembro de 2023 e dezembro de 2024

A PRIO, antiga PetroRio, maior empresa independente de petróleo e gás do Brasil, está com inscrições abertas para seu Programa de Estágio. São 21 vagas ofertadas e os selecionados terão contrato de um ano para jornada presencial no escritório da PRIO localizado no bairro de Botafogo, zona sul do Rio de Janeiro.

Podem se candidatar estudantes dos cursos de Engenharias, Administração, Direito, Economia, Geologia, Geofísica, Ciências Contábeis, Publicidade e Propaganda, Jornalismo, Design, Psicologia e Gestão de RH, com previsão de formação entre dezembro de 2023 e dezembro de 2024.

As inscrições podem ser feitas através do site https://www.ciadeestagios.com.br/vagas/prio. O processo seletivo é composto por outras quatro etapas: testes online, dinâmicas de grupo presenciais, entrevistas presenciais e formalização das propostas aos selecionados. Os estagiários da PRIO recebem bolsa mensal de R$ 2.500, auxílio-refeição, plano de saúde e odontológico, seguro de vida e acesso ao programa de saúde e bem-estar da empresa.

Com o Programa de Estágio, a PRIO busca jovens talentos obcecados por excelência e alta performance que tenham disciplina, coragem, ambição e inconformismo para alcançar seu grande sonho. “Ser estagiário na PRIO não é fácil. Somos os melhores, logo, buscamos os melhores. Acreditamos que pressão é privilégio e que apenas times de alto desempenho podem levar essa companhia ao patamar que sonhamos. Logo, essa exigência vem desde cedo na carreira dos nossos profissionais”, conta Mário Bello, gerente de Recursos Humanos da PRIO.

Os 11 blocos disponíveis no edital da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) receberam declarações de interesse de empresas inscritas no processo e serão oferecidos no 1º Ciclo, marcado para 16/12/2022. A informação foi divulgada no último dia (1/11) pela ANP.

Dos 11 blocos em oferta, Água Marinha e Turmalina na Bacia de Campos e, Ágata, Esmeralda, Jade e Tupinambá, na Bacia de Santos, estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção. Os demais não receberam ofertas em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas anteriormente pela ANP: Itaimbezinho (4ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Norte de Brava (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Santos).

As empresas já qualificadas para o 1º Ciclo da OPP têm um prazo extra, até 8/11, para encaminharem declarações de interesse e garantias de ofertas adicionais para outros blocos além daqueles para os quais já haviam declarado interesse.

A Petrobras manifestou, em 3/2/2022, ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o interesse no direito de preferência em blocos a serem licitados no Sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção, nos termos da Lei nº 12.351/2010 e do Decreto Federal nº 9.041/2017. A empresa exerceu o direito de preferência em relação aos blocos de Água Marinha e Norte de Brava, com percentual de 30%, considerando os parâmetros divulgados na Resolução do CNPE nº 26/2021.

Mais uma empresa qualificada

Também foi divulgada hoje mais uma empresa qualificada para a OPP: Equinor Brasil Energia Ltda. Ela se soma às empresas que já haviam sido qualificadas anteriormente, totalizando nove: Petrobras; Shell Brasil Petróleo Ltda; Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda; BP Energy do Brasil Ltda.; Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda.; Petronas do Brasil Ltda.; Qatar Energy Brasil Ltda.; e Total Energy EP Brasil Ltda.

Sobre a Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP)

O sistema de Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) tem por objeto contratar, sob o regime de partilha de produção, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em blocos localizados no polígono do Pré-Sal e de áreas estratégicas, assim determinados pelo CNPE. Nesse sistema, blocos ficam permanentemente à disposição de agentes regulados interessados. Os ciclos se iniciam por provocação dos agentes inscritos, por meio da submissão à ANP de Declaração de Interesse, acompanhada de garantia de oferta, para um ou mais blocos disponíveis.

Total de recursos ressarcidos para a Petrobras ultrapassa os R$ 6,7 bilhões

A Petrobras recebeu, ao longo do último trimestre, a devolução de cerca de R$ 439 milhões, recuperados por meio de acordos de leniência das empresas Camargo Corrêa,  Novonor S.A. (anteriormente denominada Odebrecht S.A.) e SBM, bem como acordo de colaboração do Pedro Barusco.

Com essas devoluções, o total de recursos transferidos para os cofres da Petrobras (incluindo subsidiárias), em decorrência de acordos de colaboração, leniência e repatriações, ultrapassou o montante de R$ 6,7 bilhões.

A Camargo Corrêa devolveu, no mês de outubro, R$ 235,6 milhões à Petrobras e outros R$ 6,9 milhões à Transpetro, subsidiária da Companhia e contemplada no mesmo acordo de leniência, além de R$ 88 milhões já recebidos anteriormente, que representam algumas das parcelas do montante total a ser devolvido.

A Novonor S.A., por sua vez, pagou R$ 71,3 milhões para a Petrobras e outros R$ 728 mil para Transpetro, que representam parte do montante total a ser devolvido, que deverá ser pago por meio de 22 (vinte e duas) parcelas anuais.

Os acordos de leniência da Camargo Corrêa e da Novonor foram celebrados com o Ministério Público Federal (MPF), bem como com a Controladoria Geral da União (CGU) e Advocacia Geral da União (AGU).

A SBM devolveu, para a Petrobras, R$ 113,7 milhões entre agosto e outubro de 2022. Aproximadamente R$ 48,7 milhões foram pagos diretamente à Companhia e outros R$ 64,9 milhões foram abatidos de pagamentos devidos pela Petrobras à SBM em decorrência de contratos vigentes de afretamento de plataformas e prestação de serviços. O acordo de leniência da SBM foi celebrado em 2018 com a Petrobras, além da CGU e da AGU. Excetuados os valores ressarcidos nesse último trimestre, aproximadamente R$ 1,1 bilhão já foram devolvidos pela SBM à Petrobras em decorrência da celebração do acordo.

Os ressarcimentos decorrem da condição de vítima da Petrobras nos crimes investigados no âmbito da Operação Lava Jato. A Companhia tem adotado as medidas cabíveis em busca do adequado ressarcimento dos prejuízos que lhe foram causados. A Petrobras atua como coautora do Ministério Público Federal e da União Federal em 32 ações de improbidade administrativa em andamento, além de ser assistente de acusação em 90 ações penais relacionadas aos ilícitos investigados pela Operação Lava Jato.

A Helix Energy Solutions garantiu um contrato de descomissionamento de poços em águas profundas com a Shell Brasil na Bacia de Campos.

O escopo de trabalho inclui serviços de plug e abandono em poços submarinos localizados nos campos de Bijupira e Salema.

O projeto está programado para começar no início de 2024 por um período mínimo de 12 meses, além de opções de extensão do cliente.

A Helix fornecerá o navio de intervenção de poço baseado em riser Q7000, um sistema de riser de intervenção de 10k (IRS) e veículos operados remotamente (ROVs) para executar o contrato.

“Estamos satisfeitos que a Helix tenha recebido este importante contrato de descomissionamento de poço”, disse Scotty Sparks , vice-presidente executivo e diretor de operações da Helix.

“Este é mais um passo à frente na execução de nossos objetivos estratégicos, que inclui contribuir para a transição energética, fornecendo os melhores serviços de descomissionamento da categoria e líderes globais. Estamos ansiosos para continuar nosso relacionamento com a Shell.”

Equipado com um sistema DP3 e o IRS projetado pela Helix, o Q7000 pode executar operações de intervenção em poços em lâminas d’água que variam de 85 a 3.000 metros.

De acordo com a Helix, a embarcação tem um plano de convés aberto e configuração triaxial e pode realizar uma série de operações de aprimoramento de produção, incluindo limpeza de poço e suporte ao desenvolvimento de campo, e é igualmente otimizada para descomissionamento de poço, incluindo suspensão, remoção de tubulação, árvore recuperação e limpeza do fundo do mar.

No início deste ano, a Helix firmou um contrato de vários anos com a Shell Offshore para fornecer serviços de intervenção em poços no Golfo do México dos EUA.

Para o escopo do trabalho, a empresa está fornecendo o navio de intervenção de poço semissubmersível baseado em riser Q4000 ou Q5000, um sistema de riser de intervenção de 10k ou 15k e ROVs.

A Petrobras informa que, foi divulgado o aviso ao mercado referente à oferta pública de distribuição de certificados de recebíveis imobiliários (CRI), em até 3 séries, integrantes da 1ª , da 2ª e da 3ª séries da 67ª emissão pela Opea Securitizadora S.A. (Securitizadora), lastreados em notas comerciais escriturais da 2ª emissão (Emissão) da Companhia, sem garantia real e fidejussória, em até três séries (Notas Comerciais), para colocação privada.

As Notas Comerciais serão subscritas exclusivamente pela Securitizadora, no âmbito da securitização dos recebíveis imobiliários relativos às Notas Comerciais, para compor o lastro dos CRI, conforme estabelecido no termo de securitização dos CRI. Os CRI são objeto de oferta pública objeto de oferta pública de distribuição, nos termos da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nº 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme em vigor, da Resolução da CVM nº 60, de 23 de dezembro de 2021, conforme em vigor, e das demais disposições legais e regulamentares aplicáveis.

A Emissão foi aprovada pela Diretoria Executiva da Petrobras, e será composta por até 1.800.000 Notas Comerciais, com valor nominal unitário de R$ 1.000,00 (Valor Nominal Unitário), perfazendo o montante total de até R$ 1.800.000.000,00 (um bilhão e oitocentos milhões de reais) (Valor Total da Emissão), observado que o Valor Total da Emissão e a quantidade de Notas Comerciais poderão ser diminuídos, observado o montante mínimo de R$ 1.500.000.000,00 (um bilhão e quinhentos milhões de reais), o qual é equivalente ao valor inicial da oferta dos CRI, a ser definido em procedimento de bookbuilding.

As Notas Comerciais da primeira série terão prazo de vigência de 2.703 dias contados da data de emissão, qual seja, 16 de novembro de 2022 (Data de Emissão) vencendo-se, portanto, em 11 de abril de 2030 (Notas Comerciais IPCA I); as Notas Comerciais da segunda série terão prazo de vigência de 3.648 dias contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 11  de novembro de 2032 (Notas Comerciais IPCA II); e as Notas Comerciais da terceira série terão prazo de vigência de 5.475 dias contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 12 de novembro de 2037 (Notas Comerciais IPCA III), ressalvadas as hipóteses de vencimento antecipado das obrigações decorrentes das Notas Comerciais ou de resgate antecipado das Notas Comerciais, nos termos do termo de emissão das Notas Comerciais (Termo de Emissão).

O Valor Nominal Unitário ou saldo do Valor Nominal Unitário será atualizado monetariamente pela variação acumulada do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), divulgado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), a partir da data de início da rentabilidade das Notas Comerciais a ser definido no Termo de Emissão (Atualização Monetária), sendo que o produto da Atualização Monetária das Notas Comerciais será incorporado automaticamente ao Valor Nominal Unitário ou saldo do Valor Nominal Unitário das Notas Comerciais (Valor Nominal Unitário Atualizado), observados os termos e condições a serem estabelecidos no Termo de Emissão. A Atualização Monetária será calculada de acordo a fórmula a ser estabelecida no Termo de Emissão.

Sobre o Valor Nominal Unitário Atualizado das Notas Comerciais IPCA I, o Valor Nominal Unitário Atualizado das Notas Comerciais IPCA II e o Valor Nominal Unitário Atualizado das Notas Comerciais IPCA III, conforme o caso, incidirão juros remuneratórios prefixados correspondentes a um determinado percentual, a serem definidos de acordo com o procedimento de bookbuilding, limitado: (a) para as Notas Comerciais IPCA I, à maior taxa entre (I) 0,05% (cinco centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis, acrescida exponencialmente da taxa interna de retorno do Tesouro IPCA+ com Juros Semestrais (NTN-B), com vencimento em 2030, baseada na cotação indicativa divulgada pela Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais (ANBIMA) em sua página na internet, a ser apurada no fechamento do dia útil imediatamente anterior à data de realização do procedimento de bookbuilding; e (II) 6,20% (seis inteiros e vinte centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis; (b) para as Notas Comerciais IPCA II, à maior taxa entre (I) 0,15% (quinze centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis, acrescida exponencialmente da taxa interna de retorno do Tesouro IPCA+ com Juros Semestrais (NTN-B), com vencimento em 2032, baseada na cotação indicativa divulgada pela ANBIMA em sua página na internet, a ser apurada no fechamento do dia útil imediatamente anterior à data de realização do procedimento de bookbuilding; e (II) 6,35% (seis inteiros e trinta e cinco centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis; e (c) para as Notas Comerciais IPCA III, à maior taxa entre (I) 0,30% (trinta centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis, acrescida exponencialmente da taxa interna de retorno do Tesouro IPCA+ com Juros Semestrais (NTN-B), com vencimento em 2035, baseada na cotação indicativa divulgada pela ANBIMA em sua página na internet, a ser apurada no fechamento do dia útil imediatamente anterior à data de realização do procedimento de bookbuilding; e (II) 6,60% (seis inteiros e sessenta centésimos por cento) ao ano, base 252 (duzentos e cinquenta e dois) dias úteis, a serem calculadas conforme a respectiva fórmula a ser descrita no Termo de Emissão.

Os recursos líquidos obtidos e captados pela Companhia com a Emissão das Notas Comerciais serão destinados, pela Companhia, (a) até a data de vencimento dos CRI integrantes da 3ª série, vinculados às Notas Comerciais, a ser estabelecida no termo de securitização dos CRI, ou (b) até que a Companhia comprove a aplicação da totalidade dos recursos obtidos com a Emissão das Notas Comerciais, o que ocorrer primeiro, diretamente pela Companhia, para (I) pagamento de gastos, custos e despesas ainda não incorridos, pela Companhia, diretamente atinentes à construção, expansão, desenvolvimento e/ou reforma, e/ou ao pagamento de valores devidos em virtude de contratos de locação e demais contratos imobiliários, de determinados imóveis e/ou empreendimentos imobiliários a serem descritos no Termo de Emissão, e/ou (II) reembolso de gastos, custos e despesas já incorridos, pela Companhia, no prazo máximo de 24 meses anteriores ao encerramento da oferta dos CRI, diretamente atinentes ao pagamento de valores devidos em virtude de contratos de locação e demais contratos imobiliários, de determinados imóveis e/ou empreendimentos imobiliários a serem descritos no Termo de Emissão, observada a forma de utilização dos recursos e o cronograma indicativo da utilização dos recursos a serem descritos no Termo de Emissão

O presente Comunicado ao Mercado tem caráter exclusivamente informativo, nos termos da legislação em vigor, e não deve ser interpretado ou considerado, para todos os fins e efeitos legais, como um material de venda e/ou de divulgação das Notas Comerciais e/ou da oferta dos CRI.

A Petrobras fez uma descoberta de petróleo em um poço localizado na área coparticipada de Sépia. Medidas foram tomadas para caracterizar o reservatório e medir a extensão da descoberta.

A Petrobras divulgou esta descoberta de petróleo, explicando que perfurou o poço 4-BRSA-1386D-RJS – localizado na parte noroeste do campo de petróleo de Sépia , 250 km ao sul da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.197 metros – em 31 de julho de 2022, cerca de três meses após a assinatura do contrato do consórcio de cessão de direitos Sépia (ToR) excedente.

Além disso, a gigante brasileira explicou que o intervalo de teor de óleo foi verificado por meio de registros elétricos e amostras de fluidos, cujas análises laboratoriais vão caracterizar ainda mais. Segundo a Petrobras, a coluna líquida de óleo é “uma das mais espessas já registradas no Brasil”, e o consórcio continuará operando para caracterizar as condições dos reservatórios encontrados e verificar a extensão da descoberta.

Conforme delineado pela empresa, a área coparticipada Sépia é composta pelo bloco Sépia, adquirido pela Petrobras por meio de contrato de cessão de direitos, firmado com o governo brasileiro em 2010, e pelo bloco excedente Sépia ToR, adquirido em dezembro de 2021, no 2º leilão de partilha de produção de cessão onerosa realizado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A Petrobras destacou que o bloco excedente Sépia ToR foi adquirido por um consórcio formado pela Petrobras como operadora com 30% de participação e seus parceiros: TotalEnergies (28%), QatarEnergy (21%) e Petronas (21%), com a Pré-Sal Petróleo (PPSA) como gestora.

Em comunicado à parte, a francesa TotalEnergies confirmou esta descoberta de petróleo no poço Pedúnculo , que fica na área coparticipada de Sépia, operada pela Petrobras com uma participação de 51,9 por cento onde o jogador francês detém 19,2 por cento de participação líquida, juntamente com a QatarEnergy ( 14,4 por cento) e Petronas (14,4 por cento). A TotalEnergies destacou que o reservatório compartilhado Sépia produz atualmente 170 mil barris de petróleo por dia .

David Mendelson , vice-presidente sênior para as Américas da TotalEnergies Exploration & Production, comentou: “Esta é uma excelente notícia, apenas alguns meses depois de concluir nossa entrada no campo de Sépia de classe mundial no Brasil, onde já estamos nos beneficiando do desempenho de produção de o primeiro FPSO.

“Os recursos confirmados pelo poço Pedúnculo parecem exceder as expectativas pré-perfuração e aumentam o potencial de desenvolvimento futuro da área. Graças à sua produtividade excepcional e às tecnologias inovadoras utilizadas em seus desenvolvimentos, esses recursos se encaixam totalmente no portfólio de petróleo de baixo custo e baixa emissão da TotalEnergies.”

Em relação às outras descobertas recentes da Petrobras no Brasil, vale ressaltar que após a gigante brasileira concluir a perfuração de um poço pioneiro no pré-sal da Bacia de Campos após uma descoberta de petróleo , a empresa tomou medidas para estabelecer todo o potencial de esta peça em julho de 2022.

 

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 19/11/21, informa que concluiu com sucesso o teste de formação no poço pioneiro 1-BRSA-1381-SPS (Curaçao) no Pré-sal da porção sudoeste da Bacia de Santos. A nova descoberta está localizada a 240 km da cidade de Santos-SP, em profundidade d’água de 1905 metros, no Bloco Aram.

O teste de formação a poço revestido (TFR) avaliou um espesso intervalo de reservatórios carbonáticos do Pré-sal, no qual foi possível conhecer sua produtividade através de dados dinâmicos de produção. Durante o teste foram coletadas amostras de óleo que serão posteriormente caracterizadas por meio de análises de laboratório. Este TFR, realizado cerca de 6 meses após a conclusão da perfuração do pioneiro 1-BRSA-1381-SPS em janeiro de 2022, complementa a avaliação deste poço com base em perfis.

O resultado é fruto da estratégia do consórcio de maximizar a utilização de dados na aplicação de novas soluções tecnológicas, possibilitando o processamento em tempo real das informações adquiridas, o que permite tomadas de decisão de forma ágil e segura. O consórcio dará continuidade às atividades no Bloco Aram, visando avaliar as dimensões e a comercialidade da nova acumulação.

O Bloco Aram foi adquirido em março de 2020, na 6ª rodada de licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), sob o regime de Partilha de Produção, tendo a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora.

A Petrobras é a operadora do bloco e detém 80% de participação, em parceria com a empresa CNPC (20%).

Objetivo é preservar e disseminar conhecimento geocientífico

A Petrobras avançou em acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e o Serviço Geológico do Brasil (SGB-CPRM) para instalação dos dois maiores acervos geológicos de rochas do país (as chamadas “litotecas”) – um no Rio de Janeiro e outro em Caeté (MG). As discussões acontecem no contexto do protocolo de intenções que prevê também a instalação do Centro de Referência em Geociências, com laboratórios de alta performance, e a revitalização do Museu de Ciências da Terra.

O acervo das amostras é de propriedade da União e, atualmente, está sob a guarda da Petrobras. O projeto é fruto de um protocolo de intenções firmado, em 2018, pela Petrobras, SGB-CPRM e ANP, visando a cooperação e o apoio técnico operacional para ampliação do conhecimento geológico aplicado às áreas de petróleo e gás. Em 2020, a Petrobras e a SGB-CPRM assinaram termo de cooperação para elaboração dos projetos e construção das litotecas. Em paralelo, as instituições iniciaram o projeto executivo para instalação do Centro de Referência em Geociências, além da reforma e ampliação do Museu de Ciências da Terra.

Os projetos executivos foram concluídos em julho deste ano, o que permitirá o avanço para a próxima fase do protocolo de intenções.

Quando construídas, as litotecas deverão abrigar centenas de milhares de amostras de rochas coletadas ao longo de mais de 70 anos de história da exploração e produção de petróleo no Brasil, cobrindo um período que vai desde as primeiras descobertas em terra, até os recentes achados extraídos do pré-sal. O objetivo é contribuir para a disseminação do conhecimento geocientífico para a academia e instituições de pesquisa, além de preservar a memória geológica do país.

Adicionalmente, a Petrobras vai liderar, no âmbito de sua participação no Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – IBP, o interesse da indústria em investir conjuntamente no Centro de Referência em Geociências, bem como na reforma e ampliação do Museu de Ciências da Terra, com foco no conhecimento geológico nacional voltado para o setor.

As rochas do pré-sal, por exemplo, coletadas a mais de 7 mil metros de profundidade, trazem, em si, um volume expressivo de dados, essenciais para compreender a origem da formação das jazidas, além de servir de legado para descobertas futuras. A cerimônia que marcou o avanço do projeto aconteceu nesta sexta-feira (28/10), na sede da Petrobras, no Rio de Janeiro, e contou com a presença do ministro de Minas e Energia, Adolfo Sachsida, além dos representantes da Petrobras, ANP, SGB-CPRM e IBP.

A Enauta interrompeu a produção de um poço localizado no Brasil antes do cronograma original e antes de embarcar em sua nova campanha de perfuração no próximo mês.

A Enauta informou na quarta-feira a interrupção da produção do poço 7-ATL-3H-RJS, localizado no campo de Atlanta . O jogador brasileiro explicou que isso aconteceu antes do previsto por motivos operacionais, embora a interrupção estivesse prevista para janeiro de 2023, quando o poço seria substituído.

A última interrupção na produção do campo ocorre pouco mais de um mês depois que a empresa  retomou a produção  de todos os três poços do campo de Atlanta, após  a interrupção preventiva da produção no final de agosto de 2022, que ocorreu pouco mais de uma semana após o campo  ser voltou a ficar online , pois estava offline durante  o tempo de inatividade programado , que começou em julho de 2022.

Além disso, a Enauta planeja iniciar sua campanha de perfuração de três novos poços em meados de novembro e o primeiro desses poços – 7-ATL-5H-RJS – será conectado ao FPSO Petrojarl I no primeiro trimestre de 2023. substituir o poço 7-ATL-3H-RJS, permitindo a retomada da produção com três poços no campo de Atlanta.

Após a entrada em operação do poço 7-ATL-5H-RJS, a capacidade de produção do campo aumentará para mais de 20 mil barris de óleo por dia. Além de aumentar a produção a partir de 2023, este poço “permitirá maior estabilidade à operação de Atlanta devido à redundância incremental ao sistema de bombeamento dos poços e maior flexibilidade operacional ao sistema de produção”.

Por outro lado, o poço 7-ATL-3H-RJS só retomará a produção quando o Full Development System do campo de Atlanta estiver implantado, o que está previsto para meados de 2024. Nesse momento, o FPSO Petrojarl I será substituído por um navio denominado FPSO  Atlanta  – atualmente  em conversão no Dubai Drydocks World  – que será implantado no campo de Atlanta. Após a conversão, a embarcação será  operada na classe ABS.

Localizado no bloco BS-4 na  Bacia de Santos , em lâmina d’água de 1.500 metros, o  campo de Atlanta  é operado pela Enauta Energia, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação nesse ativo. As reservas do campo estão estimadas em 106 MMbbl.