Autor: redacao

A Oceanica concedeu à Green Yard Kleven, na Noruega, um contrato para modernizar duas embarcações de abastecimento de plataforma (PSVs) para operações com um veículo operado remotamente (ROV) e guindaste offshore.

A Oceanica adquiriu recentemente as embarcações que possuem o design MT6009 da Marin Teknikk. Um já está no Green Yard Kleven e o outro chegará ao estaleiro nestes dias.

Após a conversão, as embarcações irão operar em águas profundas no offshore brasileiro.

O contrato foi elaborado em estreita colaboração com Marin Teknikk, que trabalhará com design e engenharia no projeto de retrofit.

De acordo com Green Yard Kleven, os equipamentos serão reaproveitados no projeto, os guindastes offshore serão utilizados e serão reconstruídos de acordo com a especificação atual e no prazo de entrega correto.

“Há muitas vantagens em reconstruir as embarcações existentes, usando material reciclado e reutilizando equipamentos para as conversões. Isso economizará recursos e reduzirá custos, emissões e a quantidade de resíduos. Sem comprometer a qualidade”, disse Karl Johan Barstad , gerente de vendas Retrofit da Green Yard Kleven.

As obras começarão imediatamente e devem ser concluídas até o final do ano.

“Esta foi uma boa notícia para nós. A atribuição aumenta nossa reserva de pedidos, embora ainda tenhamos capacidade para assumir mais projetos. Somos gratos pela confiança e pela atribuição e esperamos a colaboração de todos os parceiros envolvidos”, disse Hans Jørgen Fedog , CEO da Green Yard Kleven.

A Oceanica recebeu recentemente dois ROVs de classe de trabalho da Forum Energy Technologies (FET) para apoiar as atividades de inspeção, reparo e manutenção (IRM) nos campos de petróleo da Petrobras.

Os veículos compactos de 200 HP com classificação de 3.000 metros foram fornecidos com sistemas de lançamento e recuperação Dynacon compensados ​​por levantamento ativo, bem como instalações de controle e energia de superfície associadas.

A ANP divulgou, na sexta-feira (12/8), a última edição do Boletim Mensal da Comercialização do Gás Natural, referente a junho de 2022. A publicação divulga as informações relativas aos preços médios do gás natural e os volumes comercializados no Brasil.

Desde a divulgação de março deste ano, o Boletim conta com uma nova seção, chamada “Venda aos comercializadores”. Ela foi criada devido ao processo de abertura do mercado de gás natural, com a entrada de novos agentes vendedores comprando e vendendo gás nas bordas da malha integrada do sistema de transporte.

Estão disponíveis também os dados atualizados das seções já existentes anteriormente: Vendas às distribuidoras de gás natural e consumidores livres e as Vendas entre produtores. A página traz ainda a metodologia utilizada na classificação dos mercados atendidos, agregação das regiões atendidas e obtenção dos preços médios divulgados.

O Boletim é sempre publicado até o décimo dia útil do segundo mês subsequente à comercialização, atendendo à Resolução ANP nº 52/2011.

Manifestação protocolada esta semana pede a implementação do TCC do refino e adoção de critérios objetivos para cálculo da remuneração para acesso a dutos de escoamento

A Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), acaba de protocolar uma manifestação junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), questionando os sucessivos adiamentos, sendo o mais recente de março deste ano, na venda das refinarias que fazem parte do Termo de Compromisso de Cessação de Conduta Relacionado ao Mercado de Refino de Petróleo (TCC), firmado entre a Petrobras e Cade, em 2019. Desde então, não foram divulgados novos prazos.

A assinatura do TCC encerrou as investigações por possível posição dominante da petroleira no mercado de refino, com a indicação de novas diretrizes de gestão de portfólios dos ativos da empresa, que incluíam a venda de oito refinarias e da respectiva infraestrutura logística associada. A partir do TCC, a Petrobras se comprometeu a alienar integralmente os seguintes ativos: Refinaria Abreu e Lima (RNEST), Unidade de Industrialização de Xisto (SIX), Refinaria Landulpho Alves (RLAM), Refinaria Gabriel Passos (REGAP), Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR), Refinaria Alberto Pasqualini (REFAP), Refinaria Isaac Sabbá (REMAN); Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (LUBNOR) e seus respectivos Ativos de Transporte.

A data limite para a assinatura dos contratos de compra e venda era, originalmente, 31 de dezembro de 2020, e a data limite para o fechamento das operações era 31 de dezembro de 2021. Até que o desinvestimento fosse concluído, a Petrobras deveria publicar em seu site os preços de venda vigentes de diesel e gasolina por ela comercializados, por polo, como forma de demonstrar a isonomia competitiva aos demais participantes do mercado destes produtos. Contudo, desde a sua celebração até o presente momento, foram aprovados quatro termos aditivos ao TCC, com a prorrogação dos prazos para cumprimento das obrigações assumidas pela Petrobras.

No documento protocolado no Cade, a Associação pede a adoção de medidas provisórias visando a proteção do mercado, diante das sucessivas prorrogações do cronograma original e a total falta de publicidade e transparência da Petrobras no processo. “A preocupação é quanto ao monopólio da Petrobras na comercialização do principal insumo do refino, em especial na coleta, tratamento e escoamento do petróleo, o que pode se configurar em barreira à criação de um mercado diversificado e competitivo na atividade de Exploração e Produção de Petróleo terrestre e de águas rasas”, explicou Anabal Santos Jr, Secretário Executivo da ABPIP.

Para a Associação, enquanto as medidas determinadas no TCC não são definitivamente implementadas, é imprescindível que também sejam adotadas medidas para viabilizar o acesso não discriminatório dos produtores independentes aos gasodutos de escoamento da produção, às instalações de tratamento ou processamento de gás natural e aos terminais de GNL, serviços prestados pela Transpetro. “É essencial que a empresa dê publicidade e transparência aos critérios e à metodologia de cálculo utilizados para a cobrança dos referidos serviços e abstenha de cobrar por serviços não realizados ou que não foram solicitados por seus clientes independentes”, disse Santos Jr.. Segundo ele, a Transpetro tem imposto aumentos significativos, de 30% a 250%, a depender da instalação, na tarifa cobrada pelo uso de dutos e terminais de escoamento da produção, estruturas essenciais para a operação. “Tais aumentos podem chegar a inviabilizar economicamente a operação de alguns campos, trazendo prejuízos para toda a cadeia do setor”, completou.

A Petrobras concluiu a venda de toda a sua participação na produção de campos de águas rasas na Bacia do Espírito Santo.

Em julho de 2019, a Petrobras divulgou um teaser para a venda de toda a sua participação em Peroá e Cangoá produzindo campos de águas rasas e a descoberta de águas profundas de Malombe na concessão BM-ES-21, conjuntamente denominado Cluster Peroá , localizado no Espírito Santo Bacia.

A empresa acompanhou isso em agosto de 2019 para revelar que havia lançado o  início da fase de vinculação . Em fevereiro de 2021, a Petrobras anunciou a assinatura de um contrato com as empresas OP Energia e DBO Energia para a venda da totalidade de sua participação nos campos de produção de Peroá e Cangoá e a concessão BM-ES-21 (plano de avaliação da descoberta de Malombe).

Em atualização, a gigante brasileira informou que finalizou a venda de todas as suas participações nos campos produtores de Peroá e Cangoá e na descoberta de Malombe para a empresa 3R Petroleum Offshore, anteriormente conhecida como OP Energia.

A empresa explicou que essa venda foi concluída com um pagamento de US$ 8,07 milhões com os ajustes previstos no contrato. A empresa elaborou que esse valor foi recebido além dos US$ 5 milhões pagos quando o contrato de compra e venda foi assinado. Além desse valor, a Petrobras deverá receber até US$ 42,5 milhões em pagamentos contingentes, dependendo dos preços futuros do Brent e do desenvolvimento de ativos.

A Petrobras detinha 100% de participação nos campos de Peroá e Cangoá, localizados em águas rasas, cuja produção média de janeiro a junho de 2022 foi de cerca de 572 mil m3/dia de gás não associado. Além disso, a empresa tinha 100% de participação no bloco exploratório BM-ES-21, situado em águas profundas, onde está localizada a descoberta de Malombe.

O sistema de produção dos campos é baseado em até seis poços conectados à plataforma offshore não tripulada PPER-1 , que fica a 67 metros de lâmina d’água.

Entre os poços conectados à plataforma, três estão em operação em Peorá e um em Cangoá, enquanto outro está diretamente ligado ao gasoduto que liga a plataforma à unidade de processamento da UTGC em terra.

Já a descoberta de Malombe foi feita em 2011 com a perfuração do poço exploratório 1-ESS-206 na concessão BM-ES-21, adquirido na 6ª rodada de licitações da ANP em 2004. A Petrobras explicou que o conceito de desenvolvimento para esta descoberta consistiu em um tie-back submarino para a plataforma PPER-1.

O player brasileiro destacou que esta operação está em linha com sua estratégia de gestão de portfólio e melhor alocação de seu capital, visando maximizar valor e proporcionar maior retorno à sociedade. Em linha com isso, a empresa concentra cada vez mais seus recursos em ativos em águas profundas e ultraprofundas, onde “demonstrou grande vantagem competitiva ao longo dos anos”.

Quando se trata das atividades mais recentes da Petrobras em outros lugares, vale destacar que a gigante brasileira confirmou no final de julho de 2022 a descoberta de acumulação de gás natural no poço exploratório Uchuva-1, perfurado em águas profundas no offshore da Colômbia.

A Petrobras é a operadora (participação de 44,44%) do bloco onde a descoberta foi feita enquanto sua parceira é a Ecopetrol (55,56%).

Hoje é o último dia para as inscrições para o Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2022. Os interessados podem se inscrever através dos formulários disponíveis na página do Prêmio. A nova prorrogação se deve à indisponibilidade dos sistemas da Agência nos últimos dias.

Nesta edição, haverá cinco categorias de projetos de 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.

Para as categorias dos projetos de PD&I, serão finalistas do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2022 até três inscrições mais bem avaliadas de cada uma das categorias de projetos definidas no Edital. Ao vencedor de cada categoria será destinado um troféu e certificado atestando sua condição de vencedor na premiação. Aos finalistas serão concedidos troféus e certificados atestando sua condição de finalistas na premiação. Para as categorias do PRH/ANP e de Personalidades do Setor, cada indicado selecionado receberá um troféu e certificado atestando sua condição na premiação.

Mais detalhes sobre o edital do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2022 podem ser acessados na página do Prêmio.

A Petrobras recebe, empregados aprovados em seu último concurso, que foi lançado em dezembro de 2021. Nesse primeiro3555 grupo, estão ingressando na companhia cerca de 400 profissionais de diversas especialidades, dentre os quais mais de 30 são pessoas com deficiência.

Em setembro, chega um novo grupo, com aproximadamente 350 profissionais, completando cerca de 750 novos empregados das áreas de geologia, geofísica, engenharia de processamento, engenharia de petróleo e engenharia de equipamentos, além de demais especialidades para atender às estratégias de negócio e ao forte processo de transformação digital que a Petrobras vem passando ao longo dos últimos anos.

Eventuais novas convocações de candidatos ainda poderão ocorrer respeitando as necessidades administrativas e operacionais da Petrobras, observados o prazo de validade do processo seletivo. Todas as informações sobre o processo seletivo e as convocações estão disponíveis no site da Petrobras: https://petrobras.com.br/pt/quem-somos/carreiras/concursos/ .

A Petrobras fechou contrato com o Estaleiro Keppel para a construção de um FPSO, que será a nona unidade a operar no campo offshore de Búzios e uma das maiores unidades do Brasil.

A Petrobras iniciou o processo de licitação para a aquisição da nona unidade FPSO para o campo de Búzios, localizado na área do pré-sal da Bacia de Santos, em maio de 2021.

A empresa brasileira informou em atualização nesta segunda-feira que, como resultado do andamento do projeto de desenvolvimento do campo de Búzios, assinou um contrato com o Estaleiro Keppel para a construção da plataforma P-80 .

Em uma declaração separada na segunda-feira, a Keppel revelou que a concessão do contrato vale cerca de US$ 2,9 bilhões e a embarcação está programada para ser concluída no primeiro semestre de 2026.

Segundo a Petrobras, esta unidade será uma das maiores a operar no Brasil e uma das maiores da indústria mundial de óleo e gás, com capacidade para produzir até 225 mil barris de petróleo por dia, processar até 12 milhões de m3 /dia de gás, e armazenam mais de 1,6 milhão de barris. O projeto prevê a interligação de 14 poços, sendo 7 produtores de petróleo e 7 injetores.

A plataforma será própria, do tipo FPSO, com índice mínimo de conteúdo local de 25%. O início da produção está previsto para 2026 e a P-80 será o 28º sistema a operar no pré-sal.

A P-80 faz parte da nova geração de plataformas da Petrobras, caracterizada por sua alta capacidade de produção e por tecnologias de redução de emissões de CO2. A unidade incorporará a tecnologia de flare fechado, que aumenta o aproveitamento do gás e evita que ele seja queimado na atmosfera. Outra inovação será o sistema de detecção de gás metano , capaz de atuar para prevenir ou mitigar o risco de vazamentos, explicou a Petrobras.

O FPSO também será equipado com a tecnologia CO2 Capture, Use, and Geological Storage ( CCUS ).

Simultaneamente à construção do P-80, seu gêmeo digital será desenvolvido. Esta inovação consiste na reprodução digital através de uma unidade virtual idêntica à plataforma física, permitindo várias simulações remotas e testes operacionais virtuais, simulando diversos cenários de forma segura.

Conforme detalhado pela Keppel, o projeto e a engenharia serão realizados por meio de seus centros em Cingapura, Brasil, China e Índia. A fabricação dos módulos topside, que pesam cerca de 47.000 toneladas métricas (MT) no total, será distribuída em suas instalações em Cingapura, China e Brasil, com os trabalhos de integração e comissionamento a serem concluídos em Cingapura.

Além disso, a construção do casco e alojamento será realizada pela CIMC Raffles na China. A Keppel O&M também realizará a fase final dos trabalhos de comissionamento offshore quando o FPSO chegar ao campo.

A Petrobras destacou que, com reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração, o campo de Búzios deve chegar ao final desta década com produção diária de cerca de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia, tornando-se o ativo de maior produção da empresa. Atualmente, quatro plataformas estão operando no campo de Búzios (P-74, P-75, P-76 e P-77) e outras quatro unidades estão em processo de construção ( FPSO Almirante Barroso ; FPSO Almirante Tamandaré ; P-78 – também em construção pelo Estaleiro Keppel – e P-79 ).

A Petrobras é a operadora do campo com 92,6% de participação, tendo a CNOOC e a CNODC como sócias, com 3,7% cada.

Há duas semanas, a Keppel também garantiu contratos no valor de cerca de S$ 75 milhões para a reforma e conclusão de duas unidades de produção flutuantes, que operarão no Golfo do México e no Senegal.

Então, há uma semana, a empresa rescindiu contratos com três clientes diferentes relacionados a pedidos de uma plataforma de perfuração jack-up, uma plataforma de assistência e uma lancha.

A Maersk Supply Service recebeu um contrato em nome da Shell Brasil para as remediações da linha de ancoragem do FPSO Fluminense na costa do Rio de Janeiro.

De acordo com a empresa, o contrato abrange obras de remediação em duas linhas de amarração do Fluminense.

Conforme divulgado, as atividades de engenharia onshore estão em andamento, enquanto as operações offshore devem começar no final de agosto e durar três semanas.

O trabalho offshore utilizará até três navios de manuseio de âncoras da Maersk Supply Service para manter o FPSO na estação e realizar operações submarinas.

Com o último contrato, esta será a terceira vez que a empresa dinamarquesa apoia a Shell Brasil nas linhas de atracação do FPSO Fluminense.

Para lembrar, a empresa concluiu uma tarefa de manutenção da estação durante a remoção de emergência de um Gas Lift Riser no início deste ano e forneceu soluções de extensão da vida útil das linhas de ancoragem em 2019.

Uma vez concluído o projeto, a Maersk Supply Service terá substituído ou mantido cada uma das linhas de atracação que mantém o FPSO Fluminense no local.

“Estamos muito satisfeitos que a Shell Brasil tenha mais uma vez demonstrado essa confiança na Maersk Supply Service e continuaremos trabalhando duro para entregar um serviço de alta qualidade e operações seguras para nosso cliente”, disse Rafael Thome , diretor administrativo para o Brasil da Maersk. Serviço de Abastecimento.

A Petrobras, em continuidade ao Fato Relevante divulgado em 20/07/2022, informa que recebeu ofício do Ministério da Economia (ME) na data de hoje, às 09h25min, ratificando a indicação pelo acionista controlador do Sr. Ricardo Soriano de Alencar para o Conselho de Administração (CA) da Companhia, a ser submetida à Assembleia Geral Extraordinária (AGE) convocada para 19/08/2022.

O Manual da AGE foi reapresentado nesta data para informar sobre o recebimento deste ofício (Anexo VII do Manual) e está disponível no site https://www.investidorpetrobras.com.br/acoes-dividendos-e-dividas/assembleias-e-reunioes/ e no site da CVM (http://www.cvm.gov.br).

Fatos julgados relevantes serão oportunamente comunicados ao mercado.

A Petrobras informa que iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (teaser), referente à venda de seus direitos minerários para pesquisa e lavra de sais de potássio situados na Bacia do Amazonas.

O teaser, que contém as principais informações sobre a oportunidade, bem como os critérios de elegibilidade para a seleção de potenciais participantes, está disponível no site da Petrobras: https://investidorpetrobras.com.br/pt/resultados‐e‐comunicados/teasers.

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

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

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

Sobre o Ativo

O ativo é composto por 34 títulos minerários de sais de potássio localizados na Bacia do Amazonas e outorgados pela Agência Nacional de Mineração (ANM). Destes 34 títulos, 8 são concessões de lavra, 4 são requerimentos de lavra e 22 estão em processo de autorização de pesquisa.