Baker Hughes ajuda Petrobras a aumentar produção de petróleo e gás enquanto dupla de navios permanece no Brasil

A Baker Hughes, divulgou uma extensão de contrato de longo prazo com a Petrobras para dois navios de estimulação, que continuarão a dar suporte às operações offshore que otimizam a recuperação de petróleo e gás nos campos de pós e pré-sal do país.

A Baker Hughes explicou que a extensão do contrato plurianual, que ocorreu após uma licitação aberta e envolve o fornecimento de produtos químicos e serviços associados, prolonga a implantação dos navios de estimulação Blue Marlin e Blue Orca, que operam no Brasil desde 2008 e 2023, respectivamente.

A Petrobras reconheceu os navios por seu desempenho em saúde, segurança e meio ambiente (HSE) no início deste ano. Como a dupla de embarcações registrou mais de 650 dias perfeitos de saúde, segurança e meio ambiente (HSE) até 1º de setembro, a conquista é interpretada como um destaque do compromisso da Baker Hughes e da gigante brasileira com a excelência operacional .

Esses navios, que dão suporte à otimização da produção offshore nos campos de petróleo e gás do Brasil, fornecerão tratamentos químicos avançados para estimular poços, maximizando a produção em empreendimentos brownfield e greenfield em diversas bacias, além de auxiliar na construção de poços por meio de operações de compactação de cascalho e fraturamento hidráulico.

Comentando sobre o acordo de extensão da embarcação, Amerino Gatti, vice-presidente executivo de serviços e equipamentos para campos petrolíferos da Baker Hughes, sublinhou: “As embarcações de estimulação são essenciais para otimizar a produção e limitar o tempo de inatividade dispendioso em campos offshore.

“O Blue Marlin e o Blue Orca têm longa história no Brasil, e a experiência, a expertise e as capacidades incomparáveis ​​das embarcações e de suas tripulações ajudaram a Petrobras a colocar os campos do pré-sal do país entre os mais produtivos do mundo. Esta mais recente concessão reforça ainda mais nossa estratégia de Soluções para Ativos Maduros, permitindo-nos estender a vida útil dos campos, aprimorar a recuperação e entregar maior valor aos nossos clientes.”

A empresa americana afirma que a maioria dos produtos químicos utilizados pelos navios Blue Marlin e Blue Orca serão originários do Brasil, o que deverá fortalecer a cadeia de fornecimento de energia local. O fornecimento de suporte sob demanda permite que a dupla limite o tempo improdutivo dos ativos de produção offshore que eles suportam.

Com equipes treinadas, laboratórios a bordo, sistemas de bombeamento de alta pressão e armazenamento robusto de produtos químicos, as capacidades dos navios são percebidas como capazes de fornecer tratamentos químicos projetados especificamente para os requisitos de cada poço e executar múltiplas operações de estimulação sem retornar ao porto para reabastecimento.

Além de estar envolvida no desenvolvimento da indústria de petróleo e gás offshore do Brasil, a Baker Hughes também está ocupada com vários projetos em outras partes do mundo, incluindo o Texas, onde a empresa recentemente fechou um acordo para fornecer o principal equipamento de liquefação para um projeto de exportação de gás natural liquefeito (GNL) no Golfo dos EUA.

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Date: May 19, 20, and 21, 2026.
Conference: 10:00 AM to 6:00 PM
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Location: ExpoRio Cidade Nova, Rio de Janeiro, Brazil (Antigo Expo Mag)
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Navio-sonda de 7ª geração da Hanwha inicia primeiro contrato com a Petrobras

Um navio-sonda de propriedade da Hanwha Drilling, parte da Hanwha Ocean da Coreia do Sul, iniciou sua missão com a Petrobras na bacia de Campos.

De acordo com a publicação da Hanwha Drilling nas redes sociais, o contrato da Tidal Action com a Petrobras começou em 17 de setembro de 2025. Após chegar à Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, em 7 de julho de 2025, a sonda foi enviada ao campo de Roncador para iniciar o trabalho, que deve levar 30 meses.

A sonda ajudará a gigante brasileira a aumentar a produção de gás natural no campo de Roncador, situado a nordeste do Rio de Janeiro. A previsão é de que o campo produza cerca de 1,7 milhão de metros cúbicos de gás por dia.

O Tidal Action será fretado à Petrobras e administrado pela Constellation Oil Services, do Brasil. Conforme divulgado no anúncio do contrato com a Petrobras em outubro passado, esta será a primeira vez que a empresa brasileira operará uma unidade de propriedade de terceiros.

O CEO da Hanwha Drilling, Clay Coan, disse: “Estou muito orgulhoso desta jornada extraordinária que todos nós compartilhamos. Em especial, gostaria de expressar minha sincera gratidão à Equipe de Gerenciamento de Projetos da Hanwha Drilling, liderada por Guillaume Houbron, às Equipes de Gerenciamento de Projetos Oceânicos e Comissionamento Offshore da Hanwha e à Equipe de Gerenciamento de Projetos da Constellation.

“Também sou grato pela maneira como a equipe da sonda Constellation representou a Tidal Action. A Constellation fez um excelente trabalho ao designar uma equipe de indivíduos altamente competentes e motivados para a Tidal Action. Tenho plena confiança de que a sonda está em boas mãos e que seu desempenho será um dos melhores do Brasil e do mundo”, acrescentou Coan.

Conhecida como West Libra até ser renomeada em abril , a Tidal Action é uma sonda de perfuração de sétima geração, capaz de operar em profundidades de até 3.600 metros, equipada para enfrentar os desafios mais difíceis da perfuração em águas ultraprofundas.

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OceanPact fecha contrato de descomissionamento com a Trident Energy para serviços na Bacia de Campos

A OceanPact assinou contrato de mais de 1 bilhão de reais com a Trident Energy do Brasil para executar serviços de descomissionamento offshore no modelo EPRD (Engenharia, Preparação, Recolhimento e Destinação Final). O projeto abrange a infraestrutura submarina dos sistemas de produção remanescentes das plataformas P-07, P-12 e P-15 na Bacia de Campos, com início previsto para o primeiro trimestre de 2026 e duração de até três anos.

O contrato prevê o uso de embarcações do tipo RSV (ROV Support Vessel) da frota OceanPact, preparadas para operações de descomissionamento. As atividades incluem engenharia e mapeamento detalhado, remoção de linhas flexíveis e equipamentos submarinos com apoio de ROVs, além de cortes e desconexões. A OceanPact também cuidará do desmantelamento em terra e da destinação final ambientalmente adequada, priorizando a reciclagem e estimulando a economia circular.

“Esse contrato de descomissionamento reflete o esforço conjunto das nossas unidades de negócios e subsidiárias em buscar sinergias operacionais e ganhos de eficiência”, afirma Erik Fabian Cunha, Diretor Comercial e de Marketing da OceanPact. “Conseguimos estruturar uma proposta competitiva, baseada em uma solução técnica robusta, confiável e segura do ponto de vista operacional”, completa.

A OceanPact reúne todas as competências necessárias para entregar uma solução completa e integrada em descomissionamento offshore. A EnvironPact, subsidiária especializada da OceanPact, assumirá as etapas ambientais, de segurança operacional e de gestão de riscos. A Área de Operações Submarinas ficará responsável pela retirada de linhas e estruturas, enquanto a OceanPact Geo conduzirá os levantamentos e surveys. Já a OceanPact Log atuará na gestão em terra e no desmantelamento. Com o suporte de sua frota própria, a OceanPact garante a execução das atividades offshore com máxima eficiência, segurança e confiabilidade.

Com 28 embarcações e o maior inventário de equipamentos para resposta a emergências offshore da América Latina, a OceanPact se consolida como empresa brasileira capaz de entregar um ciclo completo em projetos de descomissionamento.

A assinatura do contrato com a Trident Energy do Brasil amplia a presença da companhia no mercado de engenharia submarina, reafirmando sua capacidade técnica, compromisso com a segurança e adoção de práticas sustentáveis no encerramento responsável de operações offshore, em conformidade com as melhores práticas globais e as exigências regulatórias do Brasil.

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PRIO recebe autorização do IBAMA

A PRIO, recebeu a licença de instalação para um projeto de tie-back na bacia de Campos.

Conforme divulgado pela PRIO, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ​​(Ibama) autorizou a instalação do sistema de desenvolvimento da produção do campo de Wahoo e a interligação de poços ao FPSO Valente, anteriormente conhecido como Frade.

A FPSO Valente tem capacidade de processamento de 100.000 barris por dia e capacidade de armazenamento de até 1,5 milhão de barris. Sua produção diária no segundo trimestre de 2025 foi, em média, de 23.000 barris. A unidade será conectada ao campo produtor de Frade , localizado a cerca de 30 quilômetros de distância.

A Prio acredita que Wahoo tem potencial para produzir mais de 125 milhões de barris de petróleo na camada pré-sal. A empresa detém 100% de participação no campo, localizado a cerca de 150 quilômetros da costa, em lâmina d’água de 1.400 metros.

Como a embarcação responsável pelo lançamento do duto rígido já foi contratada e informada, a empresa pretende iniciar imediatamente as atividades de construção submarina e a conexão com o FPSO. A previsão é de que a embarcação chegue ao local em outubro. 

Em setembro de 2023, a McDermott foi escolhida para transportar e instalar cerca de 30 quilômetros de dutos rígidos revestidos de dez polegadas e estruturas submarinas associadas para o campo de Wahoo, a fim de conectá-lo à FPSO Valente. O acordo incluía uma opção de extensão para um segundo duto.

O plano da PRIO inclui a perfuração de quatro poços produtores e dois injetores, com expectativa de primeiro petróleo entre março e abril de 2026. Como o cronograma e o escopo do projeto mudaram, a empresa agora estima seu custo total em US$ 870 milhões.

A licença de perfuração para a campanha de seis poços foi recebida no início deste ano, quando a sonda Hunter Queen começou a se mobilizar para o local.

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Petrobras conclui licitação de operação e manutenção para retomada das FAFENs Bahia e Sergip

Companhia assinou, sexta-feira (12/09), contrato com a empresa Engeman que vai gerar cerca de 800 empregos diretos e indiretos para atender as duas fábricas e os terminais de amônia e ureia do Porto de Aratu. Retorno da operação está previsto para até o fim do ano.

A Petrobras concluiu a licitação para contratação de serviços de operação e manutenção das Fábricas de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia e Sergipe (FAFEN-BA e FAFEN-SE). A companhia assinou, sexta-feira (12/09), no Rio de Janeiro (RJ), contrato com a empresa Engeman para retomada das atividades das unidades localizadas em Camaçari (BA) e Laranjeiras (SE). O retorno das operações está previsto para acontecer até o final deste ano.

O contrato O&M (Operação e Manutenção) terá duração de até cinco anos e representa mais um importante marco na retomada da Petrobras ao setor de fertilizantes, desta vez na região Nordeste

A previsão é que a posse para a Petrobras seja restabelecida no mês que vem, prazo no qual a Unigel desmobilizará suas equipes e realizará demais processos do encerramento do arrendamento.

O contrato vai gerar cerca de 800 empregos diretos e indiretos para atender as duas fábricas (com priorização da mão de obra local), reforçando o compromisso da Petrobras com o desenvolvimento da cadeia produtiva nacional. Na FAFEN-BA serão produzidas amônia, ureia perolada e ARLA-32, em contrato que ainda inclui a operação dos Terminais Marítimos de Amônia e Ureia no Porto de Aratu, em Candeias, na Bahia. Já na FAFEN-SE serão produzidas amônia, ureia perolada e ureia granulada.

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Vallourec fornecerá OCTG à Petrobras de 2026 a 2029 em acordo de até US$ 1 bilhão

A Vallourec assinou um acordo de longo prazo com a Petrobras para o fornecimento de produtos tubulares para indústria petrolífera (OCTG), que podem gerar uma receita total de até US$ 1 bilhão.

Após um processo de licitação competitivo, a Vallourec foi selecionada para fornecer produtos e serviços OCTG para as operações offshore da Petrobras de 2026 a 2029, com o acordo representando a maior adjudicação, tanto em volumes quanto em receitas, desde que a grande empresa brasileira adotou a estratégia de licitação aberta.

O contrato abrange todo o escopo de fornecimento de OCTG para tubos sem costura e conexões VAM premium necessárias para poços offshore de 4,5” a 18”, incluindo tubulares de aço carbono e aço inoxidável e acessórios associados. 

A Vallourec disse que também fornecerá serviços abrangentes de valor agregado tanto onshore quanto offshore, desde engenharia de mesa e coordenação de materiais até preparação de plataformas, supervisão offshore, reparos de retorno de plataformas e reabastecimento, para dar suporte à Petrobras na otimização da eficiência operacional.

“Esta conquista é uma demonstração contundente da capacidade da Vallourec de atender às necessidades complexas e em constante evolução dos clientes. Ela confirma a força e a consistência do nosso posicionamento, construído com base na excelência técnica, na presença industrial integrada no Brasil e em uma parceria de longa data com a Petrobras, baseada na confiança mútua”, afirmou Philippe Guillemot, Presidente do Conselho de Administração e CEO do Grupo Vallourec.

No mesmo período do ano passado, as duas empresas assinaram um   contrato “significativo” para o fornecimento de OCTG e acessórios para o desenvolvimento dos projetos Sepia 2 e Atapu 2 na Bacia de Santos, na costa brasileira.

Em julho deste ano, a Vallourec garantiu uma série de novos contratos pelos quais fornecerá OCTG para a Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) dos Emirados Árabes Unidos, bem como para a CNOOC e a PetroChina no Iraque.

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Shell, Galp e Petrobras se unem em bloco de exploração africano

Parceiros em um consórcio composto por três gigantes — a Shell do Reino Unido, a Petrobras do Brasil e a Galp de Portugal — estão unindo forças em um bloco localizado na costa de São Tomé e Príncipe, na África.

Os parceiros colaborarão no que a Galp descreve como um bloco exploratório em estágio inicial, o Bloco 4. Com 30% de participação, a Shell será a operadora do ativo, enquanto a Galp e a Petrobras deterão 27,5% cada. Os 15% restantes pertencem à Agência Nacional do Petróleo de São Tomé e Príncipe (ANP-STP).

A Galp divulgou ter firmado um acordo de farm-in com a KE STP Company BV, afiliada da Shell, como um compromisso financeiro limitado pela sua participação de 27,5% no bloco. A empresa portuguesa também é operadora de dois blocos no país, o Bloco 6 (45%) e o Bloco 12 (41,2%), e detém uma participação de 20% no Bloco 11.

A Galp também atua mais ao sul da África, mais especificamente na Namíbia. Há alguns meses, óleo leve e condensado de gás foram descobertos no quinto poço do segundo programa de exploração e avaliação na Bacia de Orange.

Em comunicado à parte, a Petrobras afirmou que a transação diversificará seu portfólio e impulsionará suas operações de exploração na África. Após anos de ausência , a petrolífera brasileira retornou a São Tomé e Príncipe em fevereiro de 2024 , quando adquiriu 45% de participação nos Blocos 10 e 13 e 25% no Bloco 11, todos operados pela Shell.

A empresa vê a exploração de novas fronteiras e as operações de parceria como uma forma de reabastecer as reservas de petróleo e gás. Portanto, o acordo estaria alinhado com sua estratégia de longo prazo e com o Plano Estratégico 2025-2029 .

Enquanto isso, a operadora dos novos blocos, a Shell, tem estado bastante ocupada este mês. Além de garantir um acordo de fornecimento de gás natural liquefeito (GNL) com a italiana Edison, a gigante britânica nomeou Neil McCulloch como CEO da Adura , sua joint venture com a Equinor.

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Tenaris fornecerá tubos e revestimentos para Búzios 11

A Rio Pipeline 2025, realizada de 9 a 11 de setembro no Rio de Janeiro, foi o cenário para a Tenaris anunciar sua participação no projeto Búzios 11, reforçando o papel da empresa como fornecedora essencial para os desenvolvimentos offshore do Brasil.

A Tenaris garantiu o fornecimento de tubos de linha sem costura para risers e flowlines, além dos revestimentos TenarisShawcor para isolamento térmico. “Este projeto destaca nosso compromisso contínuo com o desenvolvimento do Pré-Sal”, disse Renato Catallini, presidente da Tenaris no Brasil, durante o coquetel Rio Pipeline, patrocinado pela Tenaris.

Este será o décimo primeiro módulo do campo de Búzios, localizado a 180 km da costa do Rio de Janeiro, na Bacia de Santos, em lâmina d’água de 2.100 metros. Esta fase prevê a construção de 15 poços conectados a uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO). O sistema de coleta dependerá exclusivamente de linhas rígidas (risers e flowlines) para produção e injeção.

O contrato inclui o fornecimento de 18 mil toneladas (115 km) de tubos sem costura, a serem produzidos em Dalmine, o centro de fabricação da Tenaris na Itália. Além disso, 112 km de tubos serão isolados com os revestimentos TenarisShawcor Marine Sintático de 5 Camadas e Marine Sólido de 5 Camadas, a serem aplicados na Confab, a fábrica da Tenaris em Pindamonhangaba, Brasil.

O projeto será fornecido sob o modelo de serviço One Line®, que integra o gerenciamento de projetos para agilizar processos e garantir adaptabilidade às mudanças ao longo da duração do projeto.

Estamos orgulhosos de, mais uma vez, apoiar o desenvolvimento do campo de Búzios, com base na experiência positiva das fases anteriores . Este prêmio demonstra o valor que entregamos ao integrar nossas tecnologias de produtos com serviços especializados, ao mesmo tempo em que alavancamos nossa capacidade global de fabricação e nossa forte presença local no Brasil”, disse Catallini.

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Bermo Válvulas e Equipamentos recebe representantes de 11 países da América Latina e segue os planos de expansão

Encontro ocorreu na sede da empresa, em Blumenau (SC). A expectativa é crescer mais 40% no mercado latino americano ainda neste ano.

A Bermo Válvulas e Equipamentos Industriais Ltda, empresa brasileira adquirida em 2016 pelo grupo alemão ARI-Armaturen, deu mais um passo importante para o processo de expansão no mercado latinoamericano. Responsável pela comercialização dos produtos do grupo nos países da América Latina (operação que antes ocorria diretamente da Alemanha) desde 2023, a Bermo reuniu recentemente distribuidores de 11 países para o primeiro “Encontro Técnico Comercial Latam 2025”, que ocorreu na matriz, em Blumenau (SC). Estiveram presentes representantes da Argentina, Uruguai, Chile, Colômbia, Perú, Bolívia, Equador, Honduras, Costa Rica, República Dominicana e El Salvador.

O encontro faz parte da estratégia da empresa de ocupar uma fatia cada vez maior do mercado de válvulas industriais e soluções térmicas na América Latina. Neste ano, a projeção é de um incremento de 40% na região. “Há dois anos temos trabalhado no desenvolvimento dessas parcerias. E agora, pudemos estreitar os laços, com a certeza de que a América Latina é uma região vibrante, cheia de oportunidades de crescimento. Estamos prontos para investir, apoiar e crescer junto com cada um dos nossos distribuidores”, afirma o CEO da Bermo/ARI-Armaturen, Bernd Otto Bubeck.

Segundo o diretor de Marketing da companhia, Bruno Abreu, o evento teve o objetivo de treinar os distribuidores, além de informá-los sobre estratégias comerciais. Foram tratados temas como o atual portfólio da ARI Armaturen (válvulas, purgadores, bombas e filtros) e novos projetos, como tecnologias que virão em diferentes tipos de válvulas. “Nossos produtos estão alinhados cada vez mais com a tecnologia da indústria 4.0. Não só os produtos fabricados na Alemanha, mas também os produzidos no Brasil, que são exclusividade da Bermo: trocadores de calor, válvulas de descarga de fundo, resfriadores de amostra, visores de fluxo, bombas de condensado, pasteurizadores alimentícios, sistemas de filtração, equipamentos para economia de combustível na geração de vapor, entre outros”, aponta Abreu.

Além dos dois dias de encontro técnico, três empresas permaneceram mais três dias na fábrica, para serem certificadas como assistências técnicas autorizadas ARI-Armaturen em Costa Rica, Peru e Colômbia. Atualmente, o grupo já conta com assistências no Chile, República Dominicana, Equador, Honduras, Bolívia e Argentina. “Como fabricante alemão, temos orgulho em oferecer produtos de qualidade, confiabilidade e tecnologia de ponta. Mas sabemos que o verdadeiro sucesso nasce da combinação entre inovação global e a proximidade local, que apenas parceiros dedicados podem oferecer”, ressalta Thomas Eschen, gerente territorial de Vendas, da matriz na Alemanha, que também participou do encontro.  

Nova fábrica

Para atender esse mercado em expansão, a Bermo está investindo em uma nova fábrica, que deve ser inaugurada no início de 2027. Em 2023, a empresa adquiriu um novo terreno na cidade de Blumenau, para ampliação de seu parque fabril, sendo o maior terreno já adquirido pelo Grupo ARI Armaturen fora da Alemanha. A nova planta contará com um investimento de R$ 80 milhões.

Há 52 anos no mercado, a Bermo conta com quase 170 funcionários, 12 filiais de vendas e engenharia em todo o território nacional Brasileiro, e filiais de vendas na Argentina e Colômbia, a empresa já atingiu o patamar de maior provedor de componentes e acessórios para área de vapor no mercado brasileiro, em termos de faturamento.

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Foresea desenvolve tecnologia pioneira no mundo para atuar em poços de petróleo em águas rasas

Solução, que será aplicada no navio-sonda Norbe VIII, reduz impactos, aumenta segurança e terá primeiros testes de fábrica neste segundo semestre de 2025.

A Foresea, empresa líder no setor de perfuração offshore, começou o desenvolvimento de um pacote de tecnologias pioneiro para a intervenção em poços de petróleo em águas rasas, com sondas de grande porte e posicionamento dinâmico. O objetivo é permitir que navios-sondas projetados para atuar em águas profundas e ultraprofundas também possam operar, com precisão e segurança, em poços localizados a menos de 400 metros de profundidade, reduzindo os esforços sobre cabeças de poços durante as operações. O projeto é uma parceria com a Petrobras e mescla tecnologias de três fabricantes internacionais.

“Hoje há no Brasil centenas de poços em águas rasas que precisam ser finalizados ou passar por algum tipo de intervenção. Essa tecnologia vem para possibilitar nossa atuação nesses campos, com o mínimo de impacto no leito marinho e o máximo de segurança e precisão”, ressalta o COO da Foresea Heitor Gioppo.

O kick off do projeto ocorreu no primeiro semestre deste ano, quando uma equipe multidisciplinar da Foresea se reuniu com todos os parceiros envolvidos para alinhar as etapas de implementação da tecnologia. A nova solução será aplicada pioneiramente no navio-sonda Norbe VIII, da Foresea, e os primeiros testes de fábrica estão previstos para começar ainda neste segundo semestre de 2025.

O desafio é integrar diferentes tecnologias como a Reactive Flex Joint (da TechnipFMC) — que reduz a sobrecarga na cabeça dos poços — com um dispositivo conhecido como K-BOS (da Kinetic), uma gaveta cisalhante (que pode efetuar cortes) instalada no BOP capaz reduzir drasticamente o tempo de desconexão do poço em caso de necessidade e também eliminar riscos de operações com elementos não cisalháveis em frente ao BOP e o Neosight (da Stress Engineering) – sistema de riser analysis em tempo real que calcula os círculos de desconexão segura com base em dados também em tempo real de condições ambientais.

Novas Tecnologias são a evolução do BOP Ancorado, outra inovação pioneira no mundo

A solução que está sendo desenvolvida pela Foresea para a Norbe VIII segue a mesma linha de ancoragem de BOP (Blowout Preventer – equipamento de segurança que controla a pressão do poço) usada pioneiramente pela empresa na plataforma semissubmersível Norbe VI. Essa tecnologia, que recebeu prêmio de reconhecimento internacional na OTC Brasil 2023, possibilita que sondas de posicionamento dinâmico possam atuar em poços de águas rasas sem a necessidade de ancoragem no fundo do mar, de forma mais ágil e com menos impacto ambiental.

“Com a tecnologia que estamos desenvolvendo para a Norbe VIII vamos dar um passo além do BOP ancorado, incorporando novas tecnologias. Com isso será possível que um navio-sonda de posicionamento dinâmico possa permanecer conectado à cabeça de um poço em água rasa com um nível de controle de precisão e segurança que hoje não existe no mundo. O conjunto contará ainda com sensores de controle integrado em tempo real das condições climáticas e de correnteza”, explica o gerente de inovação da Foresea, Alessandro Pasini, que coordenou a estruturação do projeto.


(Heitor Gioppo – COO da Foresea – Foto divulgação)

Sobre a Foresea

A Foresea oferece soluções em perfuração offshore e conta com frota própria formada pelas sondas ODN I, ODN II, Norbe VI, Norbe VIII e Norbe IX, todas com contratos ativos. Sua carteira também inclui a gestão de dois ativos de perfuração de terceiros (Hunter Queen e Polvo-A). A empresa possui certificação internacional de qualidade e eficiência APIQ2 para toda frota e detém o maior índice de uptime operacional do mercado.

Atua em águas profundas e ultraprofundas para a indústria de Óleo e Gás upstream offshore no Brasil. Entre seus principais valores estão a alta performance operacional alcançada com respeito à segurança dos integrantes e meio ambiente, bem como parceria e confiança dos clientes. A companhia respeita os princípios de ESG e segue as mais rigorosas práticas ambientais, sociais e de governança.

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