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A Petrobras, em complemento ao comunicado de 13/04/2022, informa que, contratualmente, a TotalEnergies EP Brasil Ltda. – TotalEnergies pode efetuar o pagamento atualizado referente à sua parcela de 22,5% na compensação de Atapu até 28/04/2022.

O bloco de Atapu foi adquirido pelo consórcio composto pela Petrobras (52,5%), Shell Brasil Petróleo Ltda. – Shell (25%) e TotalEnergies (22,5%) na 2ª rodada de licitações do Excedente da Cessão Onerosa no regime de Partilha de Produção, em 17/12/2021.

As assinaturas do contrato de Partilha de Produção e do Acordo de Coparticipação estão previstas para ocorrerem até o dia 29/04/2022.

A ANP publicou, em 11/4, o Relatório Anual de Segurança Operacional das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural – 2021. O documento apresenta os indicadores de desempenho de segurança operacional da indústria de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural em 2021, além de informações sobre a regulação relacionada ao tema, cessão de direitos, descomissionamento (desativação) de instalações e sustentabilidade.

A publicação do relatório é uma das ferramentas regulatórias da ANP e tem como objetivo a divulgação de lições e conhecimentos, visando orientar mudanças nos sistemas de gestão dos agentes regulados e promover melhorias nos índices de segurança operacional da indústria de petróleo e gás natural do Brasil.

O relatório, assim como em 2020, também traz um capítulo dedicado à Covid-19, já que em 2021 a ANP manteve o acompanhamento das medidas tomadas pelos operadores para mitigação da situação de contingência provocada pela pandemia, de forma a garantir a segurança operacional das instalações.

Em relação à sustentabilidade, são apresentados os dados sobre as emissões de gases de efeito estufa (GEE) provenientes das atividades desenvolvidas no âmbito dos contratos de partilha de produção e as ações iniciais realizadas pela ANP para incentivar a mitigação e a redução das emissões por parte da indústria de E&P.

Foram apontados ainda os seguintes desafios para indústria, visando à melhoria do desempenho em segurança operacional e meio ambiente:

• Desafio #1: Garantia da disponibilidade e integridade de sistemas e equipamentos críticos, com implementação de contingência na falha, capacitação em procedimentos críticos e controle de inspeções e manutenção.
• Desafio #2: Aprimoramento das investigações de incidentes e incorporação das lições aprendidas no sistema de gestão de segurança operacional, de modo a evitar recorrência dos desvios.
• Desafio #3: Comprometimento e proatividade objetiva da alta liderança, com o planejamento e disponibilização de recursos para a segurança das operações, primordialmente em processos de integridade estrutural, com o respectivo desenvolvimento de indicadores e métricas para acompanhamento e aprimoramento contínuo.
• Desafio #4: Estabelecimento das diretrizes de projeto e aprimoramento dos processos corporativos de gerenciamento de projetos, para que o risco de carbono passe a ser considerado na tomada de decisão.

O ano de 2022 marcará a conclusão da revisão do arcabouço regulatório de segurança operacional, que visa adequar os dispositivos normativos ao novo cenário da indústria no Brasil. A continuidade das ações de fiscalização focadas nas principais deficiências identificadas, em conjunto com ações mais amplas junto a instituições nacionais e internacionais, robustecerá o papel da ANP nos próximos anos.

O relatório está disponível aqui.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 16/02/22, informa que iniciou hoje a fase vinculante referente à venda da totalidade da participação de 20% detida pela sua subsidiária Petrobras America Inc. (PAI) na empresa MP Gulf of Mexico, LLC. (MPGoM), localizada no Texas, EUA, detentora de campos offshore no Golfo do México.

Os potenciais compradores classificados 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 normas internas e diretrizes para desinvestimentos da Petrobras.

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.

Sobre a MPGoM

Trata-se de uma Joint Venture Company com participação de 80% da Murphy Exploration & Production Company e 20% da PAI, criada em outubro de 2018, com o aporte de certos ativos de petróleo e gás natural em produção, situados no Golfo do México, de ambas as empresas.

A MPGoM possui participação como operadora ou não-operadora em 14 campos offshore no Golfo do México. A parcela Petrobras da produção dos campos em 2021 foi de 10,4 mil bpd de óleo equivalente.

Relatório de Sustentabilidade 2021 mostra que Companhia ampliou escopo de atuação social e aumentou investimentos

A Petrobras divulgou, o Relatório de Sustentabilidade 2021, com destaque para as contribuições da companhia para a sociedade. O relatório descreve as principais atividades, iniciativas, práticas de gestão, indicadores e compromissos relacionados às questões ambientais, sociais e de governança.

A empresa investiu R$ 138 milhões em patrocínios e convênios socioambientais, culturais, esportivos e de negócios, ciência e tecnologia. O valor é 15% maior que o destinado para a mesma finalidade no ano anterior.

Além de aumentar os recursos, a Petrobras ampliou o escopo de sua atuação em responsabilidade social, intensificando ações de doação e ajuda humanitária. Nesse movimento, lançou o programa social de acesso ao gás de cozinha, para o qual serão destinados R$ 300 milhões até o fim de 2022. A previsão é que mais de 4 milhões de pessoas sejam beneficiadas, direta e indiretamente, por essa iniciativa, em todos os estados brasileiros.

Destacam-se também os R$ 221 milhões destinados para programas e projetos de monitoramento ambientais nos processos de licenciamento ambiental no ano passado. Um exemplo é o Programa de Monitoramento de Praias (PMP), executado pela Petrobras para o atendimento de condicionante do licenciamento ambiental federal, conduzido pelo IBAMA, que se tornou o maior programa de monitoramento de praias do mundo. Atualmente, a Petrobras mantém quatro PMPs, que, juntos, atuam em 10 estados litorâneos, acompanhando a interferência das atividades de produção e escoamento de petróleo e a biodiversidade em mais de três mil quilômetros de praias.

Ao longo de 2021, a Petrobras também seguiu empenhando esforços para ajudar a população no combate à pandemia de Covid-19. Para isso, doou R$ 101 milhões, destinando cilindros de oxigênio e miniusinas produtoras de oxigênio ao abastecimento de hospitais públicos nos estados mais afetados pela pandemia. Além disso, esse recurso também foi aplicado na distribuição de milhares de cestas básicas, gás de cozinha e kits de medicamentos para intubação de pacientes. Esse valor foi quatro vezes maior que as doações realizadas em 2020.

A contribuição da Petrobras para a sociedade brasileira extrapola os investimentos voluntários em projetos de Responsabilidade Social. Somente em royalties, impostos e tributos, a empresa pagou R$ 203 bilhões para o Governo Federal, estados e municípios em 2021 – o que equivale ao pagamento de aproximadamente R$ 23 milhões por hora aos cofres públicos. Os resultados operacionais e financeiros em 2021 evidenciam que a Petrobras se tornou uma empresa forte e saudável, capaz de crescer, investir, gerar empregos, pagar tributos, retornar dividendos aos acionistas, incluindo a União, e contribuir efetivamente para o desenvolvimento do país.

A Petrobras responde por 4% do PIB do Brasil e, no ano passado, a companhia gerou postos de trabalho e pagou mais de R$ 100 bilhões a fornecedores e instituições financeiras no Brasil e no exterior. Esses volumes de recursos demonstram que quanto mais a companhia gera, mais devolve à sociedade.

“Os esforços da companhia em 2021 trouxeram o reconhecimento do mercado e o retorno ao Dow Jones Sustainability World Index, um dos mais importantes índices de sustentabilidade no mundo, que avalia as melhores práticas de gestão social, ambiental e econômica. A Petrobras havia deixado o índice em 2015 e temos orgulho de recolocar a empresa entre as companhias de referência em relação às práticas de sustentabilidade. Alcançamos nota máxima nos critérios de Materialidade, Riscos Relacionados à Água, Relatório Ambiental e Social. E fomos destacados nos critérios de Estratégia Climática, Ecoeficiência Operacional, Cidadania Corporativa e Filantropia, Práticas Trabalhistas, Impacto Social na Comunidade e Saúde Ocupacional e Segurança”, afirma o diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Rafael Chaves.

Transição para uma economia de baixo carbono

O Relatório de Sustentabilidade também traz os avanços em relação à redução de emissões nas operações da empresa e os resultados das iniciativas associadas à transição para uma economia global de baixo carbono.

Um dos destaques é o Programa de Captura, Uso e Armazenamento geológico de CO2 (Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS), desenvolvido pela Petrobras nos campos do pré-sal. Pioneiro em águas ultraprofundas, o Programa se tornou o maior do mundo em operação em volume reinjetado anualmente. Em 2021, a Petrobras reinjetou cerca de 8,7 milhões de toneladas de CO2 separado do gás, alcançando um total acumulado de 30,1 milhões de toneladas de CO2 devolvidas aos reservatórios desde 2008.

Em 2021, a emissão totalizou absoluta de gases de efeito estufa foi de 62 milhões de toneladas de CO2 equivalente (tCO2e), uma redução de 21% em relação à emissão de 2015, apesar do impacto adverso do despacho termelétrico atípico em um ano de crise hídrica.

Alem de perseguir continuamente a redução na intensidade de emissões de GEE nas suas operações, a Petrobras apoia voluntariamente projetos voltados à conservação e recuperação de florestas e áreas naturais.

Os projetos vigentes em 2021 contribuíram para recuperação ou conservação direta de mais de 175 mil hectares de florestas e áreas naturais da Mata Atlântica, Amazônia, Caatinga e Cerrado, com influência em 25 milhões de hectares, o que representa mais de 3% do território brasileiro.

O benefício estimado do trabalho realizado até o momento por estes projetos é de cerca de 1,3 milhão de tCO2e, dos quais 95,5 mil toneladas referem-se à remoção líquida por ações de recuperação e reconversão produtiva; e 1,2 milhão de toneladas às emissões evitadas por meio de ações que previnem o desmatamento e a degradação florestal. Recentemente, a Petrobras anunciou que irá ampliar em cerca de R$ 50 milhões os seus investimentos em projetos voltados à restauração florestal de espécies nativas nos biomas brasileiros.

Confira aqui a íntegra do relatório

Companhia constrói poço em 35 dias na Bacia de Campos, contra recorde anterior de 44 dias, gerando economia de R$ 40 milhões

A Petrobras bateu recorde nacional no tempo de construção de um poço em águas profundas, alcançando a marca de 35 dias, no campo de Marlim, na Bacia de Campos. Para efeito de comparação, o recorde anterior no país foi de 44 dias, batido em 2021 no campo de Golfinho, na mesma bacia. Já em Marlim, a média histórica nos últimos 20 anos na construção de poços era de 93 dias, indicando uma redução de 63% nesse prazo. Esse desempenho gerou economia de cerca de R$ 40 milhões para a companhia, considerando a redução de custos em despesas logísticas e no aluguel de sondas, cuja taxa diária gira em torno de R$ 1,5 milhão, além da redução de exposição dos trabalhadores ao risco.

O poço 7-MRL-233H-RJS integra o projeto de revitalização dos campos de Marlim e Voador e está localizado em lâmina d´água de 850  metros – equivalente à altura de 22 estátuas do Corcovado empilhadas -, a 150 km da costa. “Com esse recorde, a Petrobras não só quebrou um novo paradigma na construção de poços, como também marcou uma nova etapa na revitalização de campos maduros. Toda redução no prazo de construção de um poço é sinônimo de redução expressiva de custos e geração de valor, pois essa atividade equivale a cerca de 30% dos investimentos em Exploração e Produção”, avaliou o Diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen.

O resultado reflete, também, a aplicação de uma nova metodologia na seleção de configuração de poços – mais otimizada, eficiente e com resultados mais rápidos. O objetivo é reduzir o custo de construção de poços e otimizar o Valor Presente Líquido (VPL) para o projeto

Revitalização do Campo de Marlim

A construção desse poço faz parte do maior programa de recuperação de um ativo maduro em andamento na indústria offshore mundial: a revitalização dos campos de Marlim e Voador. Um campo é considerado maduro quando ultrapassou o ápice de sua produção. O projeto prevê a interligação de 75 poços e a instalação, em 2023, de duas plataformas do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenagem e transferência de petróleo), com capacidade de produzir, juntas, 150 mil barris de petróleo por dia (bpd).

“A expectativa é que Marlim represente um divisor de águas em projetos de recuperação de campos maduros de grande porte, abrindo caminho para a companhia investir em outras iniciativas similares. Mesmo depois de completar 30 anos de produção, o campo continua se renovando e trazendo novas oportunidades para a companhia”, concluiu o Diretor Rittershaussen.

Com operação iniciada em 1991, Marlim é o ativo brasileiro com maior produção acumulada, com quase 3 bilhões de barris de petróleo equivalente, e o primeiro projeto da Petrobras a receber o prêmio concedido pela Offshore Tecnology Conference (OTC) – considerado o Oscar da indústria mundial –, em 1992, pelo conjunto de tecnologias inovadoras aplicadas no campo.

A Diretoria da ANP analisou, em 14/04, o pedido de impugnação formulado pela empresa Sulgás e optou por homologar o resultado da Chamada Pública CP 03 da TBG, para todos os pontos de entrada e zonas de saída, uma vez que foi cumprido todo o trâmite regulatório da chamada em questão.

Foi aprovado também o reinício do processo na etapa de manifestação de interesse para as capacidades adicionais propostas pela TBG para a saída RS1 no período de 2024 a 2026 e para a saída SC2 no ano de 2026, a fim de que a demanda dos estados de Santa Catarina e do Rio Grande do Sul possam ser atendidas até o ano de 2026.

Em 21/02/2022, a Sulgás havia apresentado pedido de impugnação ao processo de Chamada Pública nº 03/2021 da TBG, conforme previsão do item 7.6 do Edital.

A ANP, no intuito de dar a maior transparência e publicidade ao processo, bem como de permitir a isonomia nas manifestações sobre o resultado do certame, decidiu atribuir efeito suspensivo ao pedido, paralisando temporariamente o processo da CP 03/2021, e abrindo prazo cinco dias úteis para manifestação de todos os demais participantes do certame.

O resultado provisório da CP 03/2021, disponibilizado pela TBG, mostrou que a zona de saída RS1 ficaria com uma capacidade aquém de suas necessidades a partir do ano de 2024.

Em 18/03/2022, a TBG apresentou o detalhamento de projeto que propõe uma solução técnica para a restrição de capacidade no trecho sul do Gasbol para os anos de 2024 a 2026. A proposta técnica apresentada permitirá um incremento de capacidade de transporte a ser disponibilizada para as zonas de saída SC2 e RS1 a partir de 2024, e a transportadora solicitou que a ANP considerasse essa capacidade adicional no eventual reinício do certame, a fim de proteger os interesses dos consumidores de Santa Catarina e do Rio Grande do Sul quanto a preço e oferta de gás natural.

O reinício parcial da Chamada Pública nº 03/2021, considerando a proposta técnica da TBG para ampliação da oferta de capacidade nas zonas de saída RS1 e SC2 para os anos de 2024 a 2026, vai ao encontro da atribuição legal da ANP de implementar a política nacional do petróleo e do gás natural, com ênfase na garantia do suprimento em todo território nacional.

É fato que a tecnologia facilita a nossa vida, e o mesmo acontece nas indústrias. A evolução tecnológica atingiu um ponto de ficção científica, em que as fábricas são automatizadas e permitem uma operação mais eficiente. Mas, até que ponto é possível promover uma produção inteligente?

Temos diversas empresas hoje no mercado que oferecem inúmeras soluções para este segmento, com enfoque em resultados que visam melhorar a segurança, aumentar a qualidade da produção e otimizar o desempenho da fábrica. Neste contexto, a produção inteligente se define por um sistema de dispositivos discretos e conectados que geram informações que permitem que as pessoas tomem as decisões certas para alcançar os resultados de fabricação desejados e as melhorias pretendidas. Desta forma, se baseia em quatro elementos: recursos humanos, processo, tecnologia e especificação, que, se combinados da maneira correta, podem otimizar a eficiência operacional geral dos equipamentos (OEE).

Pessoas: o centro da produção inteligente

Quando falamos em produção inteligente, é indispensável reconhecer as pessoas como ponto central. Neste sentido, os treinamentos são importantes para que a equipe consiga colher rapidamente os benefícios do investimento em todo o processo. Um elemento fundamental é a participação dos operadores, técnicos de manutenção, engenheiros, gerentes e executivos, utilizando conhecimentos acionáveis que otimizem os recursos e os pontos fortes de cada um.

Isto ajudará a liberar os trabalhadores de tarefas simples e repetitivas para que possam se concentrar em tarefas mais complexas que agregam valor ao negócio. Contudo, é importante reforçar que a tecnologia pode ajudar nos processos, mas nunca substituirá a intuição e a inovação humanas.

Quando falamos em processo nos referimos a como lidamos com dados em tempo real obtidos de uma operação ou máquina, uma vez que seu uso e a análise correta garantirão uma migração eficiente para a produção inteligente, que é um processo por si só. Por isso, é importante ter uma estratégia de dados e, a partir deles, agir e transformá-los em conhecimento.

O papel da Tecnologia na produção inteligente

Antes de mais nada, precisamos entender que, além de ter dispositivos, é preciso saber aproveitá-los. A conexão a ferramentas inteligentes oferece dados, mas não informações. Esses dispositivos não transformam a produção em algo inteligente sozinhos, mas ajudam os usuários da informação a torná-la inteligente. Assim, a chave é converter dados em informação e conhecimento.

Com sistemas inteligentes, desde componentes até controladores lógicos programáveis (CLP), combinados com soluções de conversores de protocolos de informações projetadas especificamente para funcionar entre sistemas de TI (Tecnologia da Informação) e TO (Tecnologia Operacional), os dados coletados podem ser compartilhados em toda a empresa. Da mesma forma, qualquer sistema de produção inteligente precisa incluir pacotes de software que facilitem a visualização, otimização e experiência dos usuários.

Existe ainda outro elemento importante quando falamos de produção inteligente. Trata-se da especificação, que tem a ver com extrair o máximo de valor dos equipamentos originais, uma vez que é preciso pedir aos fornecedores máquinas mais inteligentes, seguras e conectadas, levando em consideração o custo ao longo do ciclo de vida delas, incluindo desempenho e consumo, bem como os benefícios adicionais dos dados gerados.

Melhorias Sustentáveis

É evidente que a produção inteligente oferece benefícios significativos como por exemplo, resposta mais rápida às mudanças nas demandas do mercado e do consumidor, inventário reduzido, eficiência e produtividade aprimoradas. No entanto, é comum que suposições (às vezes incorretas) sejam feitas em todos os níveis. Entre os mitos mais comuns está o fato de que menos pessoas são necessárias. Porém, ressalto que a produção inteligente sem pessoas é como um smartphone sem usuário. Outro mito é que se trata de uma solução universal, quando na realidade as soluções são personalizadas e direcionadas a setores, empresas ou desafios específicos.

Em conclusão, a produção inteligente não é um destino, mas sim uma jornada. E, é possível iniciar esse processo de maneira progressiva. As soluções fornecidas incluem dados operacionais que permitem mais proatividade, um retorno mais rápido do investimento e uma disponibilidade maior, além de um sistema de integração entre as plataformas, maior segurança e acesso remoto seguro para acelerar os diagnósticos e a localização de falhas, além de fornecer um ambiente mais seguro para os trabalhadores.

Por Marcelo Petrelli – Gerente de Controle da Rockwell Automation na América Latina

Foi aprovada pela Diretoria da ANP a criação de um grupo de trabalho (GT) que irá elaborar regulamentação com as diretrizes e princípios do acesso negociado e não discriminatório dos terceiros interessados às instalações essenciais. Essas instalações são os gasodutos de escoamento da produção, instalações de tratamento ou processamento de gás natural e terminais de gás natural liquefeito (GNL).

O GT irá realizar estudos preliminares e análise de impacto regulatório para, em seguida, elaborar uma minuta de resolução. Após aprovação interna, a minuta passará, então, por consulta e audiência públicas antes da publicação final da resolução. Esta ação já está contemplada na Agenda Regulatória da ANP para o biênio 2022-2023, sob código 2.12, disponível aqui.

As petrolíferas Shell e TotalEnergies garantiram seis e dois blocos de exploração offshore, respectivamente, na bacia de Santos, no litoral brasileiro, como parte da última rodada de licitações do país.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizou a sessão pública de licitação do 3º Ciclo da Área Aberta no Modelo de Concessão. No leilão, foram adquiridos 59 blocos exploratórios em 6 bacias, gerando R$ 422,4 milhões em bônus de assinatura – um prêmio de 854,84% – e resultará em pelo menos R$ 406,3 milhões em investimentos somente na primeira fase do contrato ( fase de exploração). A sessão aconteceu na última quarta-feira (13/04).

Os blocos foram adquiridos por um total de 13 empresas, sendo uma delas uma nova entrante no Brasil (CE Engenharia).

A maior Shell europeia, em parceria com a Ecopetrol Oil and Gas, fechou os blocos SM-1599, SM-1601, SM-1713, SM-1817, SM-1908 e SM-1910, todos na Bacia de Santos. A Shell Brasil vai operar os blocos com 70% de participação e pagará um total de R$ 98,158 milhões em bônus de subscrição.

“O terceiro leilão da Oferta Permanente foi mais um marco em nosso foco no Brasil, que responde por cerca de 13% da produção global de petróleo e gás da Shell. Essa nova área amplia ainda mais nosso portfólio no Brasil, onde atuamos como operadoras desde o início do século 21”, disse Manoela Lopes , Diretora de Exploração da Shell Brasil.

Com o bloco adquirido na 3ª Oferta Permanente de áreas de exploração, a Shell Brasil passou a deter mais de 30 contratos de petróleo e gás no país.

Por outro lado, a TotalEnergies garantiu 100% de participação em cada um dos dois blocos exploratórios, SM-1711 e SM-1815, com bônus de assinatura de R$ 150 milhões e R$ 125 milhões, respectivamente.

O diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia , disse que os resultados da rodada de licitações superaram as melhores expectativas.

A ANP abriu, no último dia 6/4, licitação para contratação de empresa especializada para auxílio e apoio técnico às atividades de fiscalização de sistemas de medição de petróleo e gás natural em instalações marítimas de exploração e produção (plataformas e FPSOs). A medição dos volumes de petróleo e gás produzidos possui impacto direto na arrecadação de participações governamentais (como royalties), na gestão de reservatórios, no controle operacional de equipamentos e nos contratos de transporte de gás natural.

A fiscalização feita pela ANP nessas instalações tem como objetivo verificar se os sistemas de medição estão atendendo às condições e aos requisitos técnicos contidos no Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM) e suas normas aplicáveis, de forma a garantir a credibilidade dos resultados de medição. As fiscalizações são feitas tanto in loco (ou seja, verificando os equipamentos nas próprias instalações) quanto por meio de análise documental.

A licitação tem como principal objetivo ampliar a capacidade de fiscalização da Agência, uma vez que o regulamento prevê a presença de dois profissionais em cada auditoria – ou seja, com o apoio de uma empresa especializada, será possível que apenas um servidor da ANP efetue a fiscalização, na função de liderança, acompanhado de um profissional contratado. Permitirá ainda aprimorar a atuação da ANP, recebendo auxílio técnico de profissionais especializados na área de gestão metrológica e engenharia consultiva em gestão de sistemas de medição de petróleo e gás natural, além da troca de informações e conhecimentos com os servidores da Agência. A vigência do contrato será de 24 meses podendo ser prorrogado, por interesse das partes, até o limite de 60 meses.

A medida faz parte de um esforço da ANP no aprimoramento das atividades relativas à medição da produção. Também está em andamento a revisão do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM), anexo à Resolução Conjunta ANP/Inmetro nº 1/2013, que traz requisitos aplicáveis aos sistemas de medição de instalações de produção e transporte de petróleo e gás natural.