Autor: redacao

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 17/12/2020, informa que finalizou hoje a venda da totalidade de sua participação em quatorze campos terrestres de exploração e produção, denominados Polo Recôncavo, localizados no estado da Bahia, para a 3R Candeias S.A., anteriormente denominada Ouro Preto Energia Onshore S.A., subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A.

O valor total da venda foi de US$ 256 milhões, tendo sido pagos (a) US$ 10 milhões na assinatura do contrato, em 17/12/2020 e (b) US$ 246 milhões na data de hoje, já considerando os ajustes previstos no contrato.

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

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

Sobre o Polo Recôncavo

O Polo compreende os campos terrestres de Aratu, Ilha de Bimbarra, Mapele, Massui, Candeias, Cexis, Socorro, Dom João, Dom João Mar, Pariri, Socorro Extensão, São Domingos, Cambacica e Guanambi, localizados no estado da Bahia. A Petrobras é operadora com 100% de participação nessas concessões, com exceção de Cambacica e Guanambi, em que possui participação majoritária de 75% e 80%, respectivamente. A produção média do Polo Recôncavo de janeiro a abril de 2022 foi de aproximadamente 1.321,56 barris de óleo por dia e 444,15 mil m³/dia de gás natural.

Sobre a 3R Candeias S.A.

A 3R Candeias S.A. é uma empresa com foco no redesenvolvimento de campos maduros e em produção, subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A. , companhia listada no Novo Mercado da B3.

Empresa apresenta nova identidade visual

A PetroRio, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil e especialista em recuperação de campos maduros, agora se chama PRIO. O redesenho da nova marca partiu da sigla da empresa no índice B3 da Bolsa de Valores, onde a companhia negocia suas ações desde 2020, e já era usada como um apelido tanto por seus colaboradores quanto por analistas e operadores do mercado financeiro.

A nova marca foi desenvolvida pelo estúdio Plau em conjunto com a agência Rastro e a área de comunicação da empresa. A iniciativa também conta com o desenvolvimento de uma nova fonte, a PRIO Sans, onde a tecnologia e a seriedade se encontram com as curvas e a beleza do Rio de Janeiro, sede da companhia. O trabalho lança um novo posicionamento dando mais ênfase à cultura e ao modelo de gestão da PRIO.

Segundo Nelson Queiroz Tanure, Presidente do Conselho de Administração da PRIO, a nova marca reflete os valores da empresa, “a companhia surgiu por causa de um sonho, ela é feita de sonhos e das pessoas que estão aqui.  A gente sempre superou todos os desafios, esse é o nosso DNA e a nova marca expressa esse nosso jeito de ser”.

Sobre a PRIO

A PRIO é a maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, pioneira na recuperação e aumento da vida útil de campos maduros. Com seus ativos localizados na Bacia de Campos, a empresa busca a eficiência operacional com a otimização de processos, emprego de novas tecnologias e soluções inovadoras que visem a diminuição de custos, sempre com a premissa da excelência e da segurança das operações. A PRIO vem crescendo por meio de aquisições. Graças aos constantes resultados positivos teve uma forte valorização passando a fazer parte do índice B3, principal da bolsa brasileira em 2020.

O  Kongsberg Maritime fechou um acordo com a operadora de FPSO da Malásia, Yinson, para fornecer tecnologias elétricas e de controle para um navio flutuante, de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO), que operará para a Petrobras fora do Brasil , após a conclusão.

A Kongsberg Maritime informou que assinou um contrato de engenharia, aquisição e construção (EPC) com a Yinson para o fornecimento de um conjunto integrado de equipamentos elétricos e de controle para um navio FPSO atualmente em conversão.

O escopo do acordo abrange as soluções de equipamentos eletroeletrônicos, elétricos, de controle, proteção e telecomunicações da Kongsberg, e também inclui suporte de serviço a bordo do FPSO Maria Quitéria , de propriedade da Yinson .

O FPSO está programado para começar a trabalhar no campo de Jubarte – parte da área do Parque de Baleias, na Bacia de Campos Norte , Espírito Santo, nas águas do Brasil – em 2024 para a Petrobras. O FPSO Maria Quitéria com capacidade de 100.000 bpd é o segundo projeto premiado da Yinson com a Petrobras e seu terceiro projeto no Brasil, em linha com os planos do grupo de expandir sua presença no país.

Noel Denton , gerente de projeto da Yinson, comentou: “ A Yinson está comprometida em fazer nossa parte para melhorar o acesso global a energia confiável e acessível por meio de nossa posição como empreiteiro FPSO de primeira linha . Estamos trazendo nosso amplo conhecimento e experiência para o projeto FPSO  Maria Quitéria  e estamos ansiosos para ter novamente a Kongsberg Maritime trabalhando em conjunto conosco e com os demais contratados para alcançar mais um projeto de sucesso .”

O grupo norueguês de tecnologia marítima explicou que utilizará sua experiência como empreiteiro EIT – Engenharia e Tecnologia da Informação – EPC trabalhando ao lado de Yinson para permitir que ambas as organizações trabalhem juntas de forma eficaz como uma equipe.

Egil Haugsdal , presidente da Kongsberg Maritime, comentou: “Maria Quitéria  se juntará a uma frota de mais de 30.000 instalações de embarcações apoiadas pela Kongsberg em todo o mundo. A Kongsberg tem o prazer de demonstrar suas capacidades mais uma vez neste mercado e recorrerá às suas tecnologias e sistemas de negócios comprovados para garantir o sucesso contínuo deste projeto, que tem um ciclo de vida estimado de 25 a 30 anos .”

Quando se trata do trabalho da Kongsberg Maritime em outros projetos de FPSO, vale ressaltar que o player norueguês atualizou 19 controladores de Sistemas de Segurança e Automação (SAS) no FPSO Alvheim da Aker BP  em dezembro de 2021.

Ferramenta permite às empresas a avaliação de segurança de processo visual e numérico, com capacidade de filtrar a meta por cada operação

A Intelie, uma marca by Viasat que promove Inteligência Operacional por meio da análise de dados em tempo real combinada com tecnologia de satélites, anuncia o lançamento da solução Desempenho de sondas e poços para mensurar a precisão e a do nível de desempenho em sondas na construção de poços de petróleo e gás. Com a nova ferramenta, é possível calcular automaticamente a meta de cada operação tubular separados uns dos outros em toda a operação de forma isolada, além de avaliar a segurança do processo.

O Desempenho de sondas e poços apresenta como diferencial a geração de métricas baseadas em dados para a tomada de decisão baseada na coleta de dados em tempo real agregada ao histórico de dados anteriores. Consequentemente, identifica e calcula o índice de eficiência da sonda na construção de poços de petróleo e gás por toda a atividade tubular e, com isso, reduzir custos e garantir o melhor desempenho do processo.

Outras funcionalidades de destaque do Desempenho de sondas e poços são:

• gerar relatórios de performance por meio dos dados coletados para comparação das metas de desempenho, que podem ser filtradas por cada tubo da operação e analisadas isoladamente.
• identificar pontos na operação que necessitam ter mais precisão para atingir o nível máximo de desempenho e alcançar as métricas previamente definidas

“O uso da análise de dados potencializa a eficiência operacional e traz, de forma natural, a aplicação da inteligência aumentada ao negócio das empresas. Com o Desempenho de sondas e poços, onde os dados são avaliados em tempo real, as plataformas e poços de petróleo e gás podem identificar opções de melhorias para o desempenho nas operações tubulares que apresentam uma eficiência aquém da esperada sem que haja interrupção operacional”, afirma André Mengatti, Especialista de domínio líder de produtos de Óleo & Gás na Intelie.

Líder no segmento de óleo e gás, a Intelie vem revolucionando o mercado de análise de dados promovendo Inteligência Operacional combinada com tecnologia de satélites. No ano passado, a Intelie foi adquirida pela Viasat, Inc. para se tornar a marca Intelie by Viasat. Para mais informações sobre o Desempenho de sondas e poços, acesse intelie.ai.

Sobre a Intelie

A Intelie foi adquirida em 2021 pela a Viasat, Inc. para se tornar a marca Intelie by Viasat, combinando uma plataforma de Inteligência Operacional com o software líder em tecnologia de satélites.  Permitindo conectividade em qualquer lugar, Intelie by ViaSat projeta soluções inteligentes que aceleram a eficiência operacional, desde dados em tempo real até análise preditiva e automação para fornecer resultados otimizados.

A Karoon Energy decidiu exercer sua opção de dois poços adicionais no país a serem perfurados por uma das plataformas semissubmersíveis de propriedade da Maersk Drilling.

A Karoon Energy exerceu opções para adicionar a perfuração de até dois poços no campo Neon – localizado no mar do Brasil – ao escopo de trabalho da sonda semissubmersível Maersk Developer .

Thomas Lysgaard Falk , chefe da divisão internacional da Maersk Drilling, comentou: “Estamos muito satisfeitos em confirmar esta extensão que expandirá as atividades da Maersk Developer no Brasil para incluir a assistência à Karoon na avaliação adicional da descoberta de Neon”.

Segundo a Maersk, a prorrogação do contrato tem duração de 80 dias, em continuidade direta ao escopo de trabalho anterior da sonda. Este acordo tem um valor de contrato firme de aproximadamente US$ 21 milhões .

Como lembrete, esta sonda foi originalmente  contratada em abril de 2021 para realizar a intervenção em quatro poços no campo de Baúna e a Karoon exerceu uma opção em junho de 2021 para  adicionar a perfuração de dois poços de desenvolvimento  no campo de Patola ao escopo de trabalho da sonda.

“Durante nossos preparativos para o escopo inicial de trabalho do Baúna, a equipe de desenvolvedores estabeleceu uma colaboração forte e próxima em nossa parceria com a Karoon, e estamos ansiosos para desenvolver isso na campanha Neon”, acrescentou Falk.

No início do mês passado, a Karoon revelou sua decisão de se comprometer com uma nova campanha de perfuração para avaliar a comercialidade de um potencial desenvolvimento do campo Neon. A empresa explicou que o programa envolveria a perfuração de um  poço de controle  e – sujeito aos resultados desse poço – outro, segundo poço de controle seria perfurado na  descoberta de petróleo Neon , localizada a 50-60 km a nordeste da Karoon. produção do campo petrolífero de Baúna.

A descoberta está situada em lâmina d’água de aproximadamente 300 metros, com óleo leve (39o API) testado em uma vazão limitada e estabilizada de 4.650 bbls/dia. A perfuração desses dois poços está condicionada ao recebimento das licenças ambientais exigidas.

Comentando sobre a extensão, o Dr. Julian Fowles , CEO e Diretor Administrativo da Karoon Energy, comentou: “Estamos ansiosos para o início das atividades de recondicionamento no campo de Baúna pelo desenvolvedor Maersk em breve e estamos muito satisfeitos por termos estendido nosso contrato para incluir o perfuração planejada em Neon sujeita ao recebimento de aprovações regulatórias normais, o que consolidará ainda mais nosso já forte relacionamento com a equipe da Maersk Drilling.”

Uma sonda semissubmersível DSS-21 estabilizada em coluna e dinamicamente posicionada, a Maersk Developer é capaz de operar em profundidades de até 10.000 pés. Entregue em 2009, a sonda está atualmente se preparando para realizar operações offshore no Brasil com a Karoon.

Responsável por 21% da demanda de gás no país, Cabiúnas completa 40 anos e passa por processo de revitalização

A Petrobras destinou US$ 78 milhões em seu Plano Estratégico 2022-2026 para a Unidade de Tratamento de Gás de Cabiúnas (UTGCAB), que completa 40 anos neste mês de maio. Responsável por processar a maior parte do gás natural produzido no pré-sal, o ativo receberá o investimento dentro do Programa de Revitalização de Cabiúnas.

De acordo com o gerente da UTGCAB, Alisson Cardoso, o Programa visa o incremento da estrutura física, modernização de unidades industriais, melhoria em processos operacionais e atendimento a novos requisitos legais e normativos. As ações também são realizadas para assegurar indicadores que estão ligados à capacidade de fornecimento de gás e ao suporte à produção de óleo e gás das plataformas, a fim de que estas continuem produzindo, especialmente as que operam no pré-sal.

A UTGCAB processa a maior parte do gás natural produzido no pré-sal e, em 2021, foi a que mais gerou esse produto, entregando ao mercado 18 milhões de m³/dia, o que representou 21% da demanda nacional. Plataformas do pós e do pré-sal que enviaram gás para Cabiúnas foram responsáveis por 41% da produção de petróleo no país. Um outro produto gerado pela unidade, o GLP (gás liquefeito de petróleo, o gás de cozinha), teve destaque também no último ano: 914 toneladas por dia, o que corresponde a 70 mil botijões de 13 kg. Sozinha, a unidade — localizada em Macaé, no estado do Rio de Janeiro — representa 12% da produção nacional.

Para Alisson, a história de 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.

“Nesse contexto, o Programa de Revitalização de Cabiúnas é uma de nossas principais ações, pois permitirá maior qualidade e confiabilidade em nossas atividades, o incremento da segurança de nossos processos, a garantia do respeito ao meio ambiente e a vida de nossos empregados e colaboradores, bem como custos de processamento competitivos quando comparados a unidades desse segmento de classe mundial”, completa.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 11/04/2022, informa que iniciou hoje a fase vinculante referente à venda da totalidade de sua participação no campo de Tartaruga, localizado em águas rasas da Bacia de Sergipe-Alagoas, estado de Sergipe.

Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite (process letter) com instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

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

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

Sobre o campo de Tartaruga

O campo de Tartaruga está localizado no litoral norte do estado de Sergipe, no município de Pirambu, em águas rasas da Bacia de Sergipe‐Alagoas. Os poços do campo foram perfurados direccionalmente, a partir da base situada na porção terrestre do ring‐fence. A produção média no 1º trimestre de 2022 foi de aproximadamente 202,26 bbl/dia de óleo leve (37º API) e 2.161 m3/dia de gás associado.

A Petrobras detém 25% de participação no campo e a Maha Energy Brasil Ltda. é a operadora, com 75% de participação.

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• MATÉRIA DE CAPA: Bacia de Campos – Vida nova na maturidade por Julia Vaz;
• ARTIGO I: O Desafio da Diversidade – Ações para alavancar diversidade de gênero na indústria de O&G no Brasil por Eduarda Maria Zanetti;
• ARTIGO II: Como o investimento na construção e operação de navios conectados pode reduzir riscos e aumentar a efetividade no setor energético por Greg Trostel e Roger Burnison;
• ARTIGO III: Produção inteligente: a tendência das fábricas que vai muito além de apenas dispositivos e dados por Marcelo Petrelli – Gerente de Controle da Rockwell  Automation na América Latina
• Prosafe fecha acordo de US$ 110 milhões no Brasil;
• FPSO Guanabara MV31 entra em operação e é a terceira unidade da MODEC a iniciar produção em menos de um ano;
• Engenheiros da Petrobras recebem reconhecimento internacional por contribuições à indústria offshore;
• FPSO Carioca, no pré-sal da Bacia de Santos, se aproxima de sua capacidade total de produção;
• Petrobras investirá US$ 5,5 bilhões em atividades exploratórias nos próximos cinco anos;
• OTC 2022: Petrobras reduziu a intensidade das emissões de CO2 por barril produzido em cerca de 50% entre 2009 e 2021;
• OTC 2022: Petrobras investirá US$ 16 bilhões em plano de renovação da Bacia de Campos;
• Ocyan abre inscrições para programa de aceleração de cleantechs;
• Petrobras inicia operação de primeira plataforma definitiva no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos;
• Petrobras apoia Centro Tecnológico do Exército no desenvolvimento de tecnologia inédita de fibra de carbono;
• Petrobras teve robô interativo que simulou operações em águas profundas na Rio2C;
• Reduc bate recordes mensais de comercialização de parafinas e lubrificantes;
• Saipem escolhe empreiteira para fornecer módulo elétrico para FPSO destinado a campo petrolífero gigante em águas profundas;
• PetroRio compra Albacora Leste por US$ 2,2 bilhões;
• Petrobras recebe cerca de US$ 2 bilhões da Shell e TotalEnergies por participações no campo de Atapu;
• Rodoflex Cabos de Aço investe em estrutura e equipamentos próprios;
• Sonda da Ocyan a poucos dias de começar revitalização de campo para PetroRio;
• Petronas e Brasilcom anunciam parceria com a expectativa de vender cerca de 3 milhões de litros de lubrificantes por ano;
• Equinor e Petrobras iniciam produção no projeto de recuperação avançada de petróleo no campo de Roncador;
• BW Energy segue com o projeto de desenvolvimento de Maromba;
• Petrobras conclui venda de ativos de E&P na Bacia do Paraná;
• PetroRio mantém participação em campo de gás operado pela Petrobras;
• ANP publica relatório sobre segurança operacional em 2021;
• Petrobras publica resultados que reafirmam seus compromissos de sustentabilidade;
• Petrobras bate recorde nacional em tempo de construção de poço offshore;
• Shell e TotalEnergies ganham novos blocos exploratórios no Brasil;
• 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão tem 59 blocos arrematados e gerará mais de R$ 400 milhões em investimentos;
• ANP faz licitação para ampliar fiscalização da medição da produção de petróleo e gás;
• FPSO da MODEC com destino ao Brasil terá simulador de treinamento para procedimentos operacionais críticos;
• Siemens Energy fornecerá turbomáquinas topside para FPSO do projeto Búzios 6;

Clique aqui e veja também, nossas edições anteriores.

O Brasil produziu, no mês de março, 2,981 MMbbl/d (milhões de barris diários) de petróleo, um aumento de 2,2% se comparado com o mês anterior e 4,8% frente a março de 2021. Foram produzidos ainda 134 MMm3/d (milhões de metros cúbicos diários) de gás natural, um aumento de 0,9% em relação a fevereiro e de 6,6% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. No total, foram produzidos 3,827 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

Os dados estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, com os dados consolidados referentes à produção nacional de petróleo e gás natural no mês de março. Também podem ser acessados, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal  

A produção no Pré-sal em março registrou um volume de 2,876 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,267 MMbbl/d de petróleo e 96,7 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,2% da produção nacional. Houve aumento de 1,2% em relação ao mês anterior e aumento de 8,1% em relação a março de 2021. A produção teve origem em 131 poços.

 Aproveitamento do gás natural  

Em março, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 51,7 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 2,9 MMm³/d, uma redução de 2% se comparada ao mês anterior e de 6,2% se comparada ao mesmo mês em 2021.

Origem da produção   

Neste mês de março, os campos marítimos produziram 97,1% do petróleo e 86,9% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 94,2% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

 Destaques   

Em março, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 906 MMbbl/d de petróleo e 43 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, produziu 156,496 Mbbl/d de petróleo e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Tupi, por meio de 7 poços a ela interligados, produziu 7,794 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 949.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 61.

Campos de acumulações marginais      

Esses campos produziram 293 boe/d, sendo 92,3 bbl/d de petróleo e 31,9 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 191,2 boe/d.

Outras informações   

No mês de março de 2022, 273 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e seis de partilha, operadas por 41 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 63 são marítimas e 221 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.143 poços, sendo 466 marítimos e 5.677 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,2, sendo 2,1% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,6% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5,3% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 95,385 Mboe/d, sendo 73,485 Mbbl/d de petróleo e 3,482 MMm³/d de gás natural. Desse total, 51 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 44,4 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 20.424 boe/d no Rio Grande do Norte, 16.475 boe/d na Bahia, 5.979 boe/d em Alagoas, 1.329 boe/d no Espírito Santo e 175 boe/d em Sergipe.

Perspectiva é de que demanda siga superando a oferta, em razão das sanções impostas pela União Europeia à Rússia, com embargo total da commodity

A Petrobras e outras empresas do setor com ações em bolsa devem seguir apresentando bons resultados nos próximos trimestres, na opinião de analistas consultados pelo Broadcast. A estatal divulgou seu balanço na noite da quinta-feira (5), mostrando um aumento de 3.718% no lucro no primeiro trimestre, em relação ao mesmo período do ano passado, e de 41,4% em relação aos últimos três meses do ano, totalizando R$ 44,5 bilhões.

O motivo para o otimismo com o setor é a perspectiva de que as cotações do petróleo continuem em alta, com a demanda superando a oferta, em razão das sanções impostas pela União Europeia à Rússia, com embargo total da commodity, afirma Nicolas Silvas, responsável da Mesa Expert da CM Capital. Segundo ele, mesmo com o plano da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) de manter os aumentos modestos na produção do petróleo, a queda nos estoques tende a levar a uma alta nos preços.

Em abril, o cenário internacional conturbado ajudou as empresas do setor a desafiarem o comportamento do mercado. As ações se destacaram enquanto a bolsa local e as internacionais tiveram quedas fortes, lembra Fernando Damasceno, analista sênior do Modalmais. Somado a isso, as empresas quase não registraram paradas de manutenção. Damasceno acredita que as cotações do petróleo brent devem se manter acima de US$ 100 nos próximos meses, o que garantirá bons resultados às petroleiras.

Outro impulso ao setor, em específico à Petrobras, é o pagamento de dividendos. Ontem a empresa anunciou proventos antecipados referentes ao primeiro trimestre de R$ 3,17 por ação a serem pagos aos acionistas que estiveram na base de dados da empresa até 23 de maio. Na opinião de Ricardo Peretti, estrategista de ações da Santander Corretora, a notícia pode manter os investidores “animados” no curto prazo, deixando em segundo plano a preocupação com o aumento de 5% ao ano nos custos de extração previsto para as companhias do setor.

As duas ressalvas ao prognóstico positivo são apenas os efeitos ainda incertos dos lockdowns na China, motivados pelos surtos de covid-19, que podem comprometer o ritmo de crescimento do país asiático, com reflexos na economia mundial. E ainda a proximidade das eleições no Brasil, que causam turbulências e podem respingar sobretudo na Petrobras, em razão do risco de interferência política, destaca Rodrigo Crespi, analista da Guide Investimentos. Ontem, durante a divulgação do balanço, o presidente Jair Bolsonaro voltou a atacar a empresa, a criticar seu lucro, e pediu mais uma vez o não repasse de novos aumentos de preços dos combustíveis.