Autor: redacao

O presidente da Petrobras, José Mauro Ferreira Coelho, esteve em Duque de Caxias (RJ) na manhã da última quinta-feira (28/04) para visitar as instalações da Refinaria Duque de Caxias – Reduc e conhecer iniciativas socioambientais apoiadas pela Petrobras no município.

José Mauro foi à Escola Municipal Campos Elíseos, onde participou da entrega de vouchers para aquisição de gás de cozinha e cartões alimentação para famílias de comunidades próximas à Reduc. Esta ação faz parte do programa social de acesso ao gás de cozinha, através do qual a Petrobras destinará um total de R$ 300 milhões em doações a famílias das diversas regiões do país. Até o final de 2022, serão entregues, em média, cerca de 195 mil botijões, 58 mil cestas básicas e 150 mil refeições por mês.

“A Petrobras está ao lado da sociedade e somos muito mais que os negócios ou os resultados que entregamos. Nossa responsabilidade é proporcional ao nosso tamanho e, quanto mais recursos a Petrobras gera, mais ela devolve aos brasileiros, por meio de programas como este, de acesso ao gás de cozinha, na forma de dividendos e tributos ou no apoio a projetos que promovam a educação e a geração de renda para a população”, ressaltou José Mauro.

Na ocasião, o presidente também assistiu a uma apresentação circense do Unicirco, projeto apoiado pelo Programa Petrobras Socioambiental que desenvolve suas atividades em uma lona instalada no interior do colégio, e conheceu a nova sala de computação da escola, equipada com computadores doados pela Petrobras através do programa de inclusão digital Janelas para o Amanhã.

Antes, na Reduc, José Mauro visitou a área industrial e recebeu informações sobre as características do ativo, que transforma petróleo em 55 tipos de derivados diferentes, como gasolina, diesel, gás de cozinha, querosene de aviação, além de lubrificantes, parafinas e petroquímicos. A unidade é a mais complexa do parque de refino da Petrobras.

Para os próximos cinco anos, a companhia prevê investimentos de aproximadamente US$ 2 bilhões na Reduc com o objetivo de torná-la ainda mais competitiva. Desse valor, US$ 1,6 bilhão será destinado à integração da refinaria com o Polo GasLub Itaboraí (RJ), para produção de óleos lubrificantes mais avançados e combustíveis com baixo teor de enxofre. Outro destaque são as obras de adequação da unidade de hidrotratamento (HDT), que ampliarão a capacidade de produção de diesel S-10 da Reduc dos atuais 5.000 m³/dia para 9.500 m³/dia em 2023.

A Saipem selecionou a GE Power Conversion, com sede na França, para fornecer um módulo elétrico para uma embarcação flutuante, de produção, armazenamento e descarga (FPSO), que será implantada em um projeto de águas profundas operado pela Petrobras.

A GE Power Conversion informou  que foi escolhida pela Saipem para desenvolver o módulo elétrico do FPSO P-79 da Petrobras , a oitava unidade a ser instalada no campo de Búzios, localizado na Bacia de Santos, offshore no Brasil.

Como lembrete, a Saipem e o estaleiro sul-coreano DSME  assinaram um contrato com a Petrobras em junho de 2021 para o fornecimento do FPSO P-79 com capacidade para processar 180.000 barris de petróleo por dia e 7,2 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

A GE Power Conversion explicou que este módulo será fabricado na Ásia e entregue em 2023 ao estaleiro de integração na Coreia do Sul, antes da data prevista em 2025, quando o FPSO deverá entrar em operação no campo de Búzios , na costa do estado do Rio de Janeiro, que é considerado o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo , disse a GE Power Conversion em seu comunicado.

Para entregar este módulo elétrico, a colaboração da empresa com a Saipem abrange quadros de distribuição de média e baixa tensão e centros de controle de motores e transformadores de alta potência para a embarcação P-79 com alto grau de conteúdo local. Considerado o coração da plataforma, o módulo elétrico é responsável por fornecer toda a energia distribuída para alimentar todo o FPSO, além de abrigar os equipamentos que controlam a embarcação.

A GE Power Conversion compara o tamanho do módulo elétrico a um prédio de três ou quatro andares, pesando aproximadamente 2.000 toneladas, 25 metros de altura, 22 metros de largura e 33 metros de comprimento. O Líder Comercial da empresa para o setor marítimo na América Latina, André Ribeiro, afirma que a adjudicação deste contrato se baseia em parte no sucesso de seis módulos semelhantes – incluindo P-75 e P-77 no campo de Búzios – que a empresa instalou em outros FPSOs da Petrobras operando na área do pré-sal.

A responsabilidade pelo gerenciamento do projeto, engenharia e fabricação do equipamento elétrico para o módulo elétrico é de competência da GE Power Conversion em Belo Horizonte no estado de Minas Gerais, Brasil. De acordo com a empresa, o módulo elétrico será montado pelo Wasco Shipyard, na Indonésia, e depois colocado no FPSO do Estaleiro Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. (DSME), na Coreia do Sul.

A GE Power Conversion acrescentou ainda que, uma vez que o equipamento tenha sido montado, instalado e comissionado, o FPSO navegará do sul da Ásia até a costa brasileira.

Em se tratando das atividades mais recentes relacionadas ao campo de Búzios, vale lembrar que a CNOOC fechou um acordo com a Petrobras em março de 2022 para adquirir uma participação adicional neste campo.

Após a conclusão, a Petrobras terá 85% de participação no Contrato de Partilha de Produção do Excedente de Cessão do Campo de Búzios, enquanto a CNOOC e a CNODC deterão 10 e 5%, respectivamente.

Fator de utilização de refinarias da companhia chegou a 91% no fim de março

A Petrobras manteve ao longo do primeiro trimestre de 2022 uma sólida performance operacional com um aumento de 3,4% na produção média de óleo, LGN e gás natural em relação ao quarto trimestre de 2021. A empresa atingiu a marca de 2,8 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no primeiro trimestre de 2022. Este resultado se deu, principalmente, em razão da crescente produção (ramp-up) dos FPSOs Carioca (campo de Sépia) e P-68 (campos de Berbigão e Sururu), localizados no pré-sal da Bacia de Santos, e da entrada em operação de novos poços no pós-sal na Bacia de Campos. A produção no pré-sal bateu recorde mensal em janeiro de 2022, com 2,06 milhões de barris de óleo equivalente por dia; e recorde trimestral, 2,03 milhões de boed. Esse volume representa 72% da produção total da Petrobras, ante 71% no 4T21.

A Petrobras também alcançou 91% de fator de utilização total (FUT) do parque de refino na última semana de março de 2022. O FUT no primeiro trimestre do ano foi de 87%, mantendo-se no patamar elevado observado no quarto trimestre de 2021 e cinco pontos percentuais mais alto que o registrado no mesmo período em 2021, quando houve paradas de unidades relevantes. O FUT do refino considera o volume de carga de petróleo efetivamente processado e a carga de referência das refinarias, ou seja, a capacidade máxima de operar, respeitando os limites de projeto dos equipamentos, os requisitos de segurança, de meio ambiente e de qualidade dos derivados produzidos, além da racionalidade econômica das decisões de produção, com foco em geração de valor. “A Petrobras está produzindo o máximo possível dentro de condições seguras, sustentáveis e econômicas. A definição do nível de utilização é uma decisão técnica e econômica, que leva em conta a demanda dos clientes da Petrobras, as alternativas globais de suprimento e preços de petróleo e derivados, diferentes configurações e limites de operação e a necessidade de paradas de manutenção das unidades de refino, entre outros fatores”, destaca Rodrigo Costa, diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras.

Neste primeiro trimestre de 2022, foi destaque a continuidade do ramp-up do FPSO Carioca, alcançando média trimestral de produção operada de 127 mil bpd, confirmando o bom desempenho dos poços e da plataforma.

Vale destacar a conclusão das atividades de interligação do FPSO Guanabara, cujo início da operação está previsto para maio, no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, a primeira definitiva do campo, tem capacidade para processar até 180 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás, com reinjeção total do gás excedente ao consumo próprio. Na primeira fase, serão interligados 6 poços produtores e 7 poços injetores ao FPSO. Mero é o terceiro maior campo de petróleo do pré-sal, atrás apenas de Búzios e Tupi.

“O FPSO Guanabara é a unidade de produção de petróleo mais complexa a operar no Brasil. A implementação de um projeto com essa tecnologia é resultado de mais de uma década de aprendizado no pré-sal e da atuação integrada entre a Petrobras, parceiros e fornecedores. O projeto foi concebido visando aliar capacidade produtiva, eficiência e redução de emissões de gases de efeito estufa”, ressalta João Henrique Rittershaussen, diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras.

Outros destaques do trimestre:

•    Recorde de 56% de participação de diesel S-10 na produção total de diesel, em linha com a orientação estratégica de foco em produtos mais limpos e de maior valor agregado, em sintonia com a demanda do mercado. A participação do diesel S-10 nas vendas totais de diesel alcançou o recorde trimestral de 58%, tendo atingido participação recorde mensal de 59% em fevereiro de 2022.
•    Novo recorde de processamento de óleo pré-sal no 1T22, que representou 65% da carga processada no trimestre. No mês de fevereiro foi atingido 66% do volume processado. A capacidade de processamento de óleos do pré-sal vem se expandindo com investimentos no parque de refino da companhia, garantindo maior flexibilidade operacional e logística.
•    Início da produção de dois novos poços no campo de Roncador, na Bacia de Campos, em 9 de março. Os dois poços adicionaram uma produção de 18 mil boed. Uma série de 18 poços está prevista para interligação a plataformas em produção, representando um marco importante no desenvolvimento complementar de Roncador. A Petrobras é a operadora do consórcio (75% de participação) juntamente com a Equinor (25% de participação) desde 2018, quando iniciaram a parceria estratégica para aumento do fator de recuperação de petróleo deste campo.

A previsão é lançar novo processo no início de junho

A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 21/02/2020 e 04/02/2022, informa que não foi concluído o processo de venda da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III), no município de Três Lagoas, no Mato Grosso do Sul, com o grupo russo Acron, tendo em vista que o plano de negócios proposto pelo potencial comprador, em substituição ao projeto original, impossibilitou determinadas aprovações governamentais que eram necessárias para a continuidade da transação.

Assim, a companhia está realizando os trâmites internos para encerramento do atual processo de venda e preparando o lançamento de um novo teaser tão logo possível. A previsão é lançar o novo processo já no início de junho.

A Petrobras reforça o seu compromisso com a ampla transparência de seus projetos de desinvestimento e de gestão de seu portfólio e informa que as etapas subsequentes do projeto serão divulgadas de acordo com a Sistemática de Desinvestimentos da companhia.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 16/09/2021, informa que o seu Conselho de Administração, em reunião realizada, aprovou a venda da totalidade de sua participação (27,88%) na Deten Química S.A (Deten), localizada no polo industrial de Camaçari, no estado da Bahia, para a empresa Cepsa Química S.A., que já possui participação indireta na Deten de 69,94%. A celebração do contrato de compra e venda e as etapas subsequentes serão divulgadas ao mercado oportunamente.

O valor da venda é de R$ 585 milhões a ser pago no fechamento da transação, com depósito de 5% do valor (R$ 29,25 milhões) na data de assinatura do contrato de compra e venda, que será descontado do valor total quando do pagamento. O valor não considera os ajustes devidos até o fechamento da transação. Ademais, a transação está sujeita ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência.

A presente divulgação ao mercado está de acordo com as diretrizes para desinvestimentos 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 otimização do portfólio e à melhora de alocação do capital da companhia, visando a geração de valor para os seus acionistas.

Sobre a Deten

A Deten fabrica e vende as principais matérias-primas para o segmento de limpeza doméstica e comercial no Brasil, sendo a única produtora nacional do Linear Alquilbenzeno (LAB), precursor do Ácido Linear Alquilbenzeno Sulfonato (LABSA), do qual também é fabricante. Sua capacidade anual de produção é de 230.000 toneladas de LAB e de 120.000 toneladas de LABSA. Adicionalmente, a empresa produz 10.000 toneladas/ano Alquilado Pesado (ALP) que se destina, principalmente, à produção de fluido térmico, graxas, aditivos lubrificantes e óleos têxteis.

Sobre a Cepsa Química

A Cepsa Química é líder mundial no setor em que atua e lidera a produção mundial de LAB, principal matéria-prima utilizada em detergentes biodegradáveis, sendo um player pioneiro. É também número um na produção de cumeno, um produto intermédio utilizado na produção de fenol e acetona, que são as principais matérias-primas para a fabricação de plásticos de engenharia e do qual é a segunda maior produtora mundial. A Cepsa Química emprega atualmente mais de 1.000 pessoas e tem fábricas em sete países em todo o mundo (Espanha, Alemanha, Brasil, Canadá, China, Indonésia e Nigéria).

Documento reúne temas prioritários para o setor de óleo e gás no período de 2022 a 2024

Os diretores executivos da Petrobras Fernando Borges (Exploração e Produção) e Rafael Chaves (Relacionamento Institucional e Sustentabilidade) participaram, na última terça-feira (26/04), da cerimônia de lançamento da Agenda da Indústria, publicação do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) que apresenta os temas prioritários do setor para o período de 2022 a 2024. O documento reúne a visão da instituição – com projeções e cenários futuros – para assuntos estratégicos como atratividade e competitividade da indústria de petróleo e gás, transição energética e agenda ESG (sigla em inglês para práticas ambientais, sociais e de governança).

A solenidade foi realizada na sede do IBP, no Rio de Janeiro, e contou com a presença do presidente do IBP, Eberaldo de Almeida Neto; da diretora da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Symone Araújo; do diretor-presidente da ANP, Rodolfo Saboia; do deputado federal Christino Áureo, entre outros.

Preços de mercado e redução da carga tributária

O diretor Rafael Chaves, que também é presidente do Conselho de Admistração do IBP, alertou para a necessidade de os países seguirem os preços de mercado. “Alguns países vizinhos tabelam o preço do diesel e sofrem com o desabastecimento porque o combustível mais caro do mundo é aquele que não tem. Aquele que quando a gente vai comprar, falta. Por isso, respeitar os preços de mercado é mandatório e isso não significa ser insensível à população e aos anseios do consumidor por uma energia acessível.”, disse ele.

E destacou os avanços na redução da carga tributária no Brasil: “A crise de preços é uma crise mundial. Muitos países têm reduzido a carga tributária para reduzir a inflação em meio à crise global desencadeada pela guerra. No Brasil, o imposto federal sobre o diesel e sobre o gás de cozinha já foi zerado e isso é muito importante”. E complementa: “Recentemente o Congresso Nacional deu um passo importante ao criar os mecanismos para a simplificaçao do modelo tributário do ICMS, evitando a sonegação e a fraude, além de possibilitar uma redução na carga tributária também dos governadores, que seja percebida pelo consumidor final”.

Potência energética global

Em seu discurso, o diretor Fernando Borges destacou a posição da companhia no cenário mundial e sua projeção para o futuro. “A Petrobras é hoje a maior produtora de petróleo e gás natural do Brasil, contribuindo para que o país seja uma verdadeira potência energética no cenário global. Hoje o país é o oitavo maior produtor de petróleo do mundo, e tem a expectativa de atingir a quinta posição até 2030”, disse ele. Borges reforçou também a ambição da Petrobras de atingir a neutralidade em carbono em prazo compatível com o estabelecido pelo Acordo de Paris. “Pretendemos neutralizar as emissões nas atividades sob nosso controle. Já somos, hoje, uma das empresas de petróleo que menos emite gases do efeito estufa no mundo”, ressaltou.

E, por fim, reconheceu a importância de uma indústria competitiva para o crescimento do país:  “Reforço a importância do fortalecimento da indústria de petróleo e gás, para que possamos dar nossa melhor contribuição para o desenvolvimento e o futuro do Brasil. É isto que a Petrobras espera ao colaborar com a Agenda da Indústria 2022-2024”, finalizou.

A PetroRio fechou, nesta quinta-feira (28/4), a compra do campo Albacora Leste, de propriedade da Petrobras, na Bacia de Campos. Com investimento de até US$ 2,2 bilhões, o empreendimento fará com que a maior empresa independente de óleo e gás do país praticamente dobre de tamanho tanto em produção quanto em receita e EBITDA. Atualmente, a PRIO produz 34 mil barris/dia, e a aquisição agrega outros 27 mil.

A companhia estima uma reserva economicamente recuperável 1P (90% de chance de ser recuperada) próxima a 280 milhões de barris para o Campo de Albacora Leste, sendo, líquido para a PRIO, uma reserva superior a 240 milhões de barris, com previsão de abandono posterior a 2050. As estimativas consideram uma cotação de longo prazo de US$ 62 por barril de petróleo.

Ambas as empresas estão em negociações exclusivas desde novembro do ano passado. Nos termos do acordo, a PetroRio ficará com 90% do negócio – a Repsol Sinopec Brasil (“RSB”) terá os outros 10% de participação. A PetroRio pagará 15% do valor de Albacora Leste agora e o restante só no closing da operação, previsto para até o final deste ano. O ativo será financiado com o caixa da companhia, que é de US$ 1,4 bilhão.

O pagamento terá parcela fixa de US$ 1.951 milhão, sendo US$ 293 milhões pagos na assinatura do contrato, e mais US$ 1.658 milhão na conclusão da aquisição e transferência da operação para a companhia, sujeito aos ajustes devidos até o fechamento da transação (contados a partir de 1º de outubro de 2022) e ao cumprimento de condições precedentes.

O negócio também contempla a possibilidade de pagamentos adicionais de até US$ 250 milhões, a depender da média anual da cotação do barril de petróleo tipo Brent nos anos de 2023 e 2024.

A companhia possui um plano arrojado de expansão. “Nós sempre dissemos que queríamos chegar a 100 mil bep/dia. Hoje, produzimos 34 mil barris e acabamos de conseguir a Licença de Operação para começar a perfuração do campo de Frade. Ano passado compramos o campo de Wahoo, que pode elevar a produção a mais de 60 mil bep/dia e agora, com Albacora Leste, um campo que hoje produz quase 30 mil bep/ e tem um plano de revitalização que faz com que ele possa chegar a 50 mil bep/dia. Isto é, temos um plano traçado que vai nos levar aos 100 mil bep/dia. Não vai ser fácil, mas chegaremos lá”, afirma Roberto Monteiro, CEO da PetroRio.

Sobre Albacora Leste

Descoberto em 1986, teve seu first oil em 1998 e atualmente conta com uma produção de aproximadamente 30 kbbld em março, de API 19º e com baixo teor de enxofre, através de 17 poços produtores e 15 poços injetores. O Campo compreende uma área de 511 km².

A produção do Campo é feita através do FPSO P-50, com capacidade de processamento de óleo de 180 kbbl/d e 6 MMm³/d de gás e o sistema de elevação artificial do Campo acontece pelo sistema de gas lift.

Sobre o plano de negócios da PRIO para Albacora Leste

Durante os primeiros 18 meses de operação, a companhia se concentrará nas seguintes frentes:

• Investimentos de aproximadamente US$ 150 milhões no FPSO P-50 para assegurar os mais altos níveis de integridade do ativo e, com isso, alcançar padrões de segurança a eficiência operacional equivalentes às outras operações. Tal montante não inclui o projeto de tratamento da água de descarte, que está sendo executado pela Petrobras e será concluído antes do closingda operação;
• Captura de sinergias e implementação de sua metodologia operacional de maneira a alcançar um nível de custo (OPEX) compatível com a operação do FPSO P-50, próximo a US$ 90 milhões ao ano.

Posteriormente, será iniciada a campanha de redesenvolvimento do Campo, envolvendo a conexão ou perfuração de 17 poços produtores e 5 poços injetores ao longo de 5 anos, com CAPEX estimado de US$ 70 a US$ 75 milhões por poço (para 100% do Campo).

Similar à metodologia empregada em Frade e Wahoo, o desenvolvimento será dividido em duas etapas:

• A primeira, contemplando a conexão de 3 poços produtores já perfurados, 8 novos poços produtores e 1 poço injetor, que poderá aumentar a produção do Campo a níveis superiores a 50kbpd (100% do Campo), mantendo tal patamar por 2 ou 3 anos;
• A segunda, com outros 6 novos poços produtores e 4 injetores, a ser realizada em seguida.

A PRIO também deve realizar o descomissionamento antecipado (até 2027) de 5 poços produtores e 1 injetor, já contemplados no preço pago pelo Campo. A companhia estima um CAPEX de aproximadamente US$ 15 milhões por poço. O abandono final do Campo, previsto para depois de 2050, é estimado em US$ 800 milhões.

As petrolíferas Shell e TotalEnergies pagaram US$ 1,1 bilhão e cerca de US$ 947 milhões, respectivamente, por uma maior participação no campo de Atapu, operado pela Petrobras.

Há cerca de duas semanas, a Petrobras revelou ter recebido cerca de US$ 1,1 bilhão da Shell por sua participação de 25% na indenização da Atapu, bloco adquirido em dezembro de 2021 pelo consórcio formado pela Petrobras (52,5%), Shell (25% cento) e TotalEnergies (22,5%) na 2ª Rodada de Licitações para cessão de direitos excedentes no Regime de Partilha de Produção.

Em comunicado separado na quinta-feira , a Shell confirmou que o pagamento foi feito à Petrobras para adquirir formalmente a participação no campo de Atapu. A Shell pagou US$ 1,1 bilhão à Petrobras pelo aumento da participação no campo.

“Esta transação é a prova mais recente de nosso compromisso de fortalecer ainda mais nossas posições vantajosas em águas profundas no Brasil”, disse Zoe Yujnovich , Diretor de Upstream da Shell. “Com um portfólio líder global em águas profundas, essa participação no campo de Atapu apoia diretamente nossa estratégia Powering Progress para fornecer os recursos de energia estáveis ​​e seguros que o mundo precisa hoje, enquanto investe na energia do futuro.”

A estratégia Powering Progress da Shell inclui o aumento do investimento em soluções de energia de baixo carbono, enquanto continua a buscar os investimentos Upstream mais resilientes, competitivos e de maior retorno.

Por outro lado, a Petrobras recebeu na terça-feira o pagamento atualizado de R$ 4,7 bilhões (cerca de US$ 947 milhões) da TotalEnergies, referente à participação de 22,5% na remuneração da Atapu.

Após as compensações feitas pela Shell e TotalEnergies, a Petrobras assinou nesta quarta-feira os PSCs com as duas empresas para os volumes excedentes à Cessão de Direitos da Atapu.

Com o contrato agora assinado, a Shell começará a receber sua parcela adicional de petróleo do campo, explicou a petroleira em seu comunicado.

Atapu é um campo de petróleo do pré-sal na Bacia de Santos localizado em lâmina d’água de cerca de 2.000 metros. A produção do campo começou em 2020 por meio da unidade flutuante, produção, armazenamento e descarga (FPSO) P-70, que tem capacidade para produzir 150 mil barris de óleo equivalente (boe) por dia.

A PetroRio está se preparando para iniciar sua campanha de revitalização offshore no Brasil com a plataforma da Ocyan depois que seu programa de perfuração para o campo de Frade recebeu luz verde do regulador de petróleo e gás do país.

Localizado no norte da Bacia de Campos, na costa do Brasil, o campo de Frade é um desenvolvimento submarino com poços vinculados a uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO). A PetroRio  detém 100% do  campo de Frade, após acordos com Petrobras e Chevron em janeiro de 2021 e março de 2019, respectivamente.

Após encerrar o tieback  entre os campos de Polvo e Tubarão Martelo em julho de 2021 para criar seu primeiro cluster, a PetroRio revelou planos de criar um segundo cluster de produção por meio do tieback entre os campos de Wahoo e Frade. Para tanto, a empresa brasileira apresentou um plano de desenvolvimento à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em dezembro de 2021.

Em atualização nesta segunda-feira, a PetroRio informou que obteve a licença de operação para a perfuração de novos poços no campo de Frade pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ​​(Ibama).

A PetroRio confirmou que a sonda semissubmersível  Norbe VI  da Ocyan – contratada em julho de 2021 para a campanha de revitalização do campo de Frade e o desenvolvimento do campo de Wahoo – foi “mobilizada para iniciar a campanha de revitalização do campo de Frade nos próximos dias”.

O  contrato da sonda deveria começar  em março de 2022 com base no cronograma fornecido anteriormente. O capex esperado do projeto inclui US$ 300 milhões para o tieback, US$ 360 milhões para perfuração de poços, US$ 100 milhões para equipamentos submarinos e US$ 40 milhões para ajustes no FPSO Frade e outros itens.

Além disso, o projeto Wahoo abrange a perfuração de quatro poços produtores e dois poços injetores e o tieback entre os poços e o FPSO Frade. Localizada no Bloco CM-101, a descoberta de Wahoo possui 126 milhões de barris de petróleo recuperáveis ​​(1C), de acordo com a certificação de reserva emitida em 1º de janeiro de 2021 pela D&M. O primeiro óleo do campo de Wahoo está previsto para o início de 2024.

Quando se trata das atividades mais recentes da PetroRio em outros campos, vale lembrar que a empresa anunciou sua decisão de manter sua participação no campo de gás operado pela Petrobras offshore no Brasil no início deste mês.

Esta decisão foi tomada porque as condições previamente estabelecidas para a venda a outra empresa não foram cumpridas.

A Rodoflex Cabos de Aço é uma empresa especializada em serviços de inspeção, para certificação de cabos de aço, testes de carga e ensaios não destrutivos de indústrias de diversos segmentos do mercado. Atualmente, a Empresa atende em Macaé, São João da Barra (Porto do Açu) e Vila Velha (ES). Com estrutura e equipamentos próprios a Rodoflex pode oferecer preços mais competitivos, atendimento ágil e logística eficiente.

Fundada no Espírito Santo em 2009, tem tido uma trajetória de crescimento contínuo. Atendendo a clientes como SBM e Shell, a Rodoflex definiu a estratégia de expandir sua participação no mercado de Óleo e Gás e, como caminho natural, passou a atuar em Macaé, em 2019.

“Este é o terceiro ano em que estamos instalados em Macaé. Foi um momento muito difícil, em função da pandemia, pois não podíamos parar uma vez que já tínhamos entregas programadas, como investimentos na compra de equipamentos. Após esse período trabalhamos para consolidar vários parceiros”, explica o diretor, Erli Lopes Neto.

De acordo com o diretor, a expectativa para 2022 é um ano de consolidação e crescimento. “Temos programados mais investimentos e contratações. Hoje, já temos vagas em aberto. Vamos aumentar o investimento em equipamentos e na nossa equipe e, consequentemente, ampliar nosso leque de clientes e a capacidade de trabalho”, afirma o diretor.

Para isso, a Rodoflex conta, em Macaé, com 5 mil m² de área para produção e logística de materiais e equipamentos, com infraestrutura preparada com equipamentos, como máquinas de tração com capacidade para até 1,1 mil toneladas, células de carga de até 500 toneladas, prensas hidráulicas com capacidade de prensagem de até 2 mil toneladas, guindaste e empilhadeira para transporte adequado dos equipamentos, dentre outros.

SERVIÇOS OFERECIDOS – A Rodoflex oferece toda a linha de equipamentos e acessórios para soluções em movimentações de carga. Além disso, oferece serviços em Operações em Cabos de Aço (fabricação e inspeções de eslingas; inspeção visual em cabos de aço e liftings; serviços de bobinamento de cabos de aço e cabos armado de rov e soquetagem); Testes e certificações Onshore e Offshore (teste de carga, teste de tração mecânica e teste de ruptura); Ensaios não destrutivos (eddy current, inspeção eletromagnética, líquido penetrante e partícula magnética); e Aluguel de Equipamentos (locação de célula de carga e rebobinadores hidráulicos).

Os equipamentos de medição e monitoramento são rigorosamente controlados e submetidos a um programa de manutenção preventiva, inspecionados periodicamente por empresas qualificadas que oferecem calibração acreditada e/ou rastreável junto ao INMETRO conforme norma ISO/IEC 17025, garantindo a conformidade dos produtos.

EQUIPE TÉCNICA – Com uma equipe formada por engenheiros e técnicos experientes, o que garante que os produtos e serviços sejam desenvolvidos e oferecidos com excelência e em atendimento às exigências do mercado.

CLIENTES – A Rodoflex atende a uma ampla carteira de clientes do mercado Offshore como SBM Offshore, Shell, Modec, Sapura, Petrobras, Ocyan, Technip, Subsea, entre outras.

NORMAS – A Rodoflex Cabos de Aço segue as normas ISO 37001 (Sistema de Gestão Antissuborno), ISO 9001:2015 (Sistema de Gestão da Qualidade), ISO14001 e OHSAS 18001 (Sistema de Gestão de Saúde, Meio Ambiente e Segurança), dentre outras.

COMPLIANCE – A Rodoflex Cabos de Aço segue rígidas normas de compliance com vistas a assegurar padrões de conduta, com ética e integridade, respeitando todas as leis e regulamentação aplicáveis à empresa. Colaboradores, membros da administração e, também, fornecedores, clientes e parceiros estão submetidos a regras. As denúncias podem ser feitas por e-mail com a garantia de anonimato do denunciante bem como a confidencialidade do assunto da denúncia.