Autor: redacao

A Petrobras com a Ubuntu Engenharia e Serviços Ltda contratos para a venda da totalidade de sua participação na concessão PAR-T-218_R12, localizado na Bacia do Paraná. O valor total dessas transações é de US$ 32 mil e o fechamento está sujeito ao cumprimento de condições precedentes e a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A Concessão PAR-T-218_R12, localizada no extremo oeste do estado de São Paulo, foi adquirida na 12ª Rodada de Licitações da ANP em 2013 e está atualmente no 1º Período Exploratório e com os compromissos do Programa Exploratório Mínimo (PEM) já integralmente cumpridos. A Petrobras detém 100% de participação na concessão.

Essa operação está alinhada à estratégia de gestão de portfólio e de melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno para a sociedade. A Petrobras segue concentrando cada vez mais 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.

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.

Proposta de nova legislação aprovada pela Assembleia Legislativa do Ceará poderá inviabilizar as atividades relativas à prestação dos serviços de gás canalizado no Estado

Em carta protocolada, a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) e o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), que representam as empresas de produção de petróleo e gás atuantes no Brasil, solicitaram uma audiência com o governador do Ceará, Camilo Santana, para sugerir alterações no Projeto de Lei nº 178/2021, que estabelece normas relativas à prestação dos serviços locais de gás canalizado no Estado. O PL foi aprovado na Assembleia Legislativa, em 21 de dezembro, e seguiu para a sanção do governador.

Segundo Anabal Santos Jr., Secretário Executivo da ABPIP, o intuito é contribuir para a atração de investimentos do setor de exploração de petróleo e gás no Ceará e promover um mercado mais dinâmico e competitivo. “O Projeto de Lei foi aprovado após poucos dias de tramitação e sem interação com os diversos agentes afetados. Dado o relevante impacto, caso não seja alterado, o PL poderá inclusive inviabilizar a atividade no Estado”, explica Santos Jr.

Em síntese, os ajustes solicitados pelas duas entidades dizem respeito a sobreposição de regulamentações, principalmente para a atividade de comercialização que é estabelecida pela ANP, alocação de tarifas sem considerar as especificidades dos dutos, taxa de retorno e a possibilidade de reclassificação de dutos novos e existentes. Sobre esse último ponto, Sylvie D’Apote, Diretora Executiva de Gás Natural do IBP, esclarece que seria fundamental o ajuste de conceitos e desdobramentos referentes aos gasodutos de distribuição, serviços locais de gás canalizado e sistema de distribuição. “A possibilidade de reclassificação de dutos já existentes traz insegurança jurídica e pode colocar em risco investimentos atuais e futuros”, comenta a executiva. Ela explica que a reclassificação permite que sejam estabelecidas novas tarifas de operação e manutenção (O&M) para a movimentação em dutos que até hoje eram classificados como dedicados e de propriedade das operadoras.

“Pedimos a oportunidade de apresentar os argumentos das empresas produtoras, pois caso o PL seja sancionado da forma que foi aprovado, o Ceará perderá competitividade e, com isso, investimentos poderão ser direcionados para outros Estados. É necessário garantir que novas lei e regulações sejam amplamente discutidas com todos os agentes econômicos para não criar barreiras a novos investimentos benéficos para o Ceará e aumentar a produção do gás natural do estado, o que resultará em mais empregos e arrecadação”, enfatiza o Secretário Executivo da ABPIP.

A PetroRio deu os passos necessários para avançar com o desenvolvimento do campo de Wahoo – localizado na costa do Brasil – ao apresentar um plano de desenvolvimento à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A PetroRio informou na semana passada que a declaração de comercialidade da descoberta de Wahoo e o plano de desenvolvimento em operação exclusiva foram cumpridos com a ANP.

A descoberta de Wahoo está localizada no Bloco CM-101, e tem 126 milhões de barris de óleo recuperáveis ​​(1C), de acordo com a certificação de reserva emitida em 1º de janeiro de 2021 pela D&M.

Para lembrar, a empresa assinou um acordo com a TotalEnergies para a aquisição de uma participação de  28,6 por cento  no bloco BM-C-30 em março deste ano e a  aquisição da participação no campo de Wahoo  foi concluída em julho.

Portanto, após a aquisição, a PetroRio detém uma participação de 64,3 por cento na Wahoo, uma vez que comprou uma participação  inicial de 35,7 por cento  no campo da BP em novembro de 2020.

A PetroRio planeja criar um segundo cluster de produção por meio do tieback entre Wahoo e o campo de Frade, em linha com a estratégia de otimização operacional dos ativos. Vale lembrar que a PetroRio é dona do campo do Frade . Ela comprou uma participação de 30 por cento neste campo da Petrobras em janeiro de 2021 e  51,74 por cento de participação da Chevron  em 2019.

O projeto da base Wahoo cobre a perfuração de quatro poços produtores e dois poços injetores e o tieback entre os poços e o FPSO Frade. Para este fim, a PetroRio contratou em julho de 2021 a sonda semissubmersível Norbe VI da  Ocyan Drilling para a campanha de revitalização do campo de Frade e desenvolvimento do campo de Wahoo. Com base no cronograma fornecido anteriormente, o contrato está programado para começar em março de 2022.

O capex esperado do projeto é composto de $ 300 milhões para o tieback, $ 360 milhões para perfuração de poços, $ 100 milhões para equipamentos submarinos e $ 40 milhões para ajustes no FPSO Frade e outros itens. Espera-se que o primeiro óleo de Wahoo aconteça no início de 2024.

Vale ressaltar também que a PetroRio  concluiu o desempate  entre os  campos de Polvo e  Tubarão Martelo em julho deste ano para a criação de seu primeiro cluster.

Em outubro, a empresa iniciou a produção de outro poço no campo de Tubarão Martelo offshore no Brasil, como parte de sua estratégia de revitalizar e estender a vida do cluster.

Desde a publicação da Resolução ANP nº 852/2021, os produtores de gás natural passaram a ter acesso às Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), podendo contratar o serviço de processamento de gás natural e comercializar os produtos provenientes desse serviço. A criação da nova figura regulatória do contratante de prestação de serviço surgiu, principalmente, para atender à demanda do novo mercado do gás natural.

O cadastramento como contratante de prestação de serviço somente pode ser requerido por sociedade produtora de petróleo e gás natural no Brasil ou por comercializador de gás natural autorizado pela ANP, que deverá encaminhar a ficha cadastral, disponível na página Produção de derivados de petróleo e processamento de gás natural e o estatuto ou contrato social.

As informações referentes aos contratantes de prestação de serviços estão disponíveis na página: Contratante de Prestação de Serviço

A ANP também criou relatório dinâmico com as empresas já cadastradas e outras empresas cujos processos administrativos se encontram em análise, na página Contratante de Prestação de Serviço — Português (Brasil) (www.gov.br) no link https://app.powerbi.com/view?r=eyJrIjoiM2EwMTMxOTctOTg2OS00NmY1LTkxODQtMDU0ODdhZjlhOWRiIiwidCI6IjQ0OTlmNGZmLTI0YTYtNGI0Mi1iN2VmLTEyNGFmY2FkYzkxMyJ9

Para envio dos dados mensais, a empresa cadastrada pela ANP deve observar o manual de utilização do aplicativo I-SIMP para os contratantes de prestação de serviço, que pode ser baixado em: https://simp.anp.gov.br/manuais.asp

A ANP realizou audiência pública sobre proposta de resolução que permitirá à Agência receber, diariamente, informações sobre estoques de combustíveis no país. O novo regulamento trará as regras, obrigações e prazos para os envios diários dos dados de estoques à ANP.

A iniciativa tem por objetivo permitir que a Agência monitore, de forma mais dinâmica, o abastecimento de combustíveis, por meio do acompanhamento diário dos estoques e de informações relacionadas à oferta, demanda e fluxos logísticos, utilizando ferramenta de business intelligence como solução tecnológica de análise de dados. Dessa forma, a ANP poderá identificar determinadas situações de risco de desabastecimento com a devida antecedência, possibilitando que sejam adotadas medidas voltadas para a garantia do suprimento de combustíveis à população.

Os agentes regulados responsáveis pelo envio dos dados diários serão os relacionados às atividades de produção, armazenamento e distribuição de combustíveis, que enviarão informações sobre os estoques de gasolina A, gasolina C (com adição de etanol anidro, vendida nos postos), GLP (gás de cozinha), óleo diesel A, óleo diesel B (com adição de biodiesel, vendido nos postos), óleo diesel marítimo, etanol hidratado (vendido nos postos), etanol anidro, biodiesel, óleo combustível, querosene de aviação (QAV) e gasolina de aviação (GAV).

A proposta da ANP tem como base a Lei nº 9.478/97 (Lei do Petróleo) que estabelece, como uma das atribuições da Agência, a garantia do suprimento de petróleo, gás natural e seus derivados, e de biocombustíveis, em todo o território nacional. A Resolução CNPE nº 12/2020 atribui à Agência a função de estruturar ferramentas que contemplem dados e informações, em tempo real ou outra periodicidade aplicável, das atividades econômicas relacionadas ao abastecimento nacional de combustíveis.

A medida atende ao cenário atual, em que a Petrobras, principal fornecedora de combustíveis do país, apresenta uma política de desinvestimentos, tornando ainda mais relevante que a Agência aperfeiçoe o monitoramento do abastecimento. Atualmente, a ANP recebe os dados relativos ao abastecimento de combustíveis com periodicidade mensal e defasagem de até 15 dias em relação ao fechamento do mês de referência.

A minuta de resolução passou por consulta pública de 45 dias, durante a qual foram recebidas 62 sugestões e contribuições de 12 organizações (7 agentes econômicos e 5 órgãos de classe ou associações). As sugestões recebidas na consulta e na audiência serão avaliadas pela equipe técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da diretoria colegiada da Agência, antes de sua publicação.

O tema foi debatido também no Workshop Estoques e Monitoramento do Abastecimento de Combustíveis, realizado de forma virtual, em 27/7, e a versão final do relatório de Análise do Impacto Regulatório (AIR) foi publicada pela ANP em 27/8.

Foi publicada no Diário Oficial da União (DOU), em 24/12, a Resolução ANP nº 864/2021, sobre as especificações dos combustíveis de referência para a homologação de veículos automotores novos em cumprimento às Fases P-8 (veículos pesados), L-8 (veículos leves) e MAR-I (máquinas agrícolas ou rodoviárias) do Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve) e M-5 do Programa de Controle da Poluição do Ar por Motociclos, Ciclomotores e Similares (Promot). A nova resolução revoga as Resoluções ANP nº 764/2018, nº 71/2011 e nº 40/2008.

A nova resolução altera especificações, principalmente, dos limites aplicados aos combustíveis de referência (gasolina E22 e óleo diesel B7), destacando-se a redução do teor de enxofre da gasolina E22 dos atuais 50 mg/kg para 10 mg/kg. As demais alterações não trazem mudanças significativas nas especificações em vigor desses combustíveis. Em sua maioria, referem-se a ampliações em limites de parâmetros, de modo a facilitar o seu atendimento pelos agentes econômicos envolvidos, além de flexibilizar algumas regras vigentes, sem, contudo, comprometer a qualidade dos produtos para a finalidade a que se propõem.

Umas das flexibilizações é a possibilidade de utilização do óleo diesel europeu B7 (com teor de 7% de biodiesel) em face da escassez de oferta desse produto no mercado brasileiro. Em relação à fase MAR-I, a proposta de resolução adota o óleo diesel B7 de referência já utilizado na fase P8. Essa mudança permitirá o uso do óleo diesel S10 (10 mg de enxofre por kg de óleo diesel) que incorpora biodiesel, no teor nele contido, na homologação de máquinas agrícolas ou rodoviárias.

Em atendimento ao Decreto nº 10.139/2019, o novo regulamento incorpora as especificações do óleo diesel de referência B0, ou seja, sem biodiesel, estabelecidas na Resolução ANP nº 40/2008, e também do óleo diesel de referência para a Fase MAR-I, dispostas na Resolução ANP nº 71/2011.

O Proconve e o Promot, criados pelo Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), instituem metas progressivas de melhoria da qualidade do ar, negociadas entre órgãos ambientais, produtores de combustíveis e indústria automobilística e de máquinas. Em cada etapa desses programas, são estabelecidos limites máximos de emissões veiculares a serem cumpridos na homologação dos veículos automotores novos.

A minuta de resolução passou por consulta pública de 45 dias, seguida de audiência pública. As sugestões recebidas foram avaliadas e o texto consolidado passou por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP.

A Petrobras chegou a um total de cerca de R$ 6,17 bilhões de recursos devolvidos para a companhia em decorrência de acordos de colaboração, leniência, repatriações e renúncias. Somente este ano, mais de R$ 1,2 bilhão foi recuperado pela empresa. A mais recente devolução se refere ao acordo de colaboração premiada celebrado pelo Ministério Público Federal do Rio de Janeiro (MPF/RJ) e executivos da Carioca Engenharia.

Os ressarcimentos decorrem da condição de vítima da Petrobras nos crimes investigados no âmbito da Operação Lava Jato. A companhia reafirma seu compromisso de adotar as medidas cabíveis, em busca do adequado ressarcimento dos prejuízos decorrentes que lhes foram causados. A Petrobras atua como coautora do Ministério Público Federal e da União em 31 ações de improbidade administrativa em andamento, além de ser assistente de acusação em 85 ações penais relacionadas a atos ilícitos investigados pela Operação Lava Jato.

Tecnologia de captura, uso e armazenamento geológico de CO2 utilizada pela empresa evita emissões do gás para a atmosfera

O programa de captura, uso e armazenamento geológico de CO2 (Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) desenvolvido pela Petrobras nos campos do pré-sal é o maior do mundo em operação, em volume reinjetado anualmente, e também o pioneiro em águas ultraprofundas. De acordo com o relatório Global Status of CCS 2021 (Status Global do CCS 2021), a capacidade dos projetos de CCUS em operação no mundo é de 36,6 milhões de toneladas de CO2 por ano. Em 2020, a Petrobras reinjetou 7 milhões de toneladas, ou seja, cerca de 19% do total.

O gás dos campos do pré-sal contém gás natural e também CO2 na sua composição. A tecnologia de CCUS engloba a separação do CO2 e do gás natural e a posterior reinjeção do CO2 de volta ao reservatório de onde saiu, onde fica armazenado. A reinjeção foi uma solução encontrada pela companhia para atender ao compromisso de não ventilar para a atmosfera o CO2 que está presente no gás natural. Trata-se de uma das iniciativas que permitem à empresa produzir petróleo com baixa emissão de carbono nos campos do pré-sal.

A Petrobras vem aumentando, a cada ano, o volume de CO2 reinjetado em reservatórios. “Apenas nos nove primeiros meses de 2021, foram 6,7 milhões de toneladas de CO2, o equivalente a quase todo o volume reinjetado em 2020. O programa tem nos permitido aumentar a eficiência da produção e, com isso, reduzir a emissão de CO2 por barril produzido”, afirma o gerente executivo de Águas Ultra Profundas, Luiz Carlos Higa.

Este resultado é fruto de desenvolvimento de um conjunto de inovações, desde tecnologias de captura até modelos matemáticos para reinjeção e armazenamento de CO2. A solução desenvolvida pela Petrobras é pioneira pois, ao mesmo tempo em que evita emissões, promove um aumento na quantidade de óleo que pode ser extraído do reservatório (a chamada Recuperação Avançada de Petróleo, ou Enhanced Oil Recovery – EOR). O gás natural e o CO2 são separados na plataforma e a reinjeção do CO2 no reservatório é realizada de forma alternada com água (tecnologia de injeção alternada de água e gás – Water Alternating Gas – WAG), ajudando a manter a pressão interna e melhorando a recuperação de petróleo.

A primeira implantação foi feita em 2008 e, até setembro de 2021, a companhia havia reinjetado um total de 28,1 milhões de toneladas de CO2 nos reservatórios. O resultado está em linha com os 10 compromissos de sustentabilidade da Petrobras, que incluem a meta de atingir o volume acumulado de 40 milhões de toneladas de CO2 reinjetadas até 2025. Atualmente, nove plataformas possuem a tecnologia de CCUS-EOR instalada, e esse número será ampliado com a entrada em operação de novas unidades equipadas com a tecnologia. A experiência em campo e as iniciativas de pesquisa contribuirão ainda para a evolução tecnológica e redução de custos, capacitando a empresa a avaliar e desenvolver novas oportunidades associadas a CCUS.

“Os petróleos não são todos iguais. O petróleo que produzimos nos campos do pré-sal (notadamente Tupi e Búzios) está entre aqueles com menor emissão operacional do mundo. Consumir petróleo produzido com menor emissão é uma contribuição imediata e relevante para a redução das emissões mundiais. Nos últimos 11 anos conseguimos reduzir praticamente à metade a emissão por cada barril de petróleo produzido e nossa ambição é atingir a neutralidade em carbono. O domínio da tecnologia de CCUS-EOR é uma alavanca para reduzir as emissões de vários setores e um elemento de competitividade para a Petrobras”, explica a gerente executiva de Mudança Climática da Petrobras, Viviana Coelho.

Atualmente, a Petrobras trabalha no desenvolvimento de novas tecnologias de captura de CO2 visando à redução do tamanho e peso das unidades de processamento nas plataformas, além da redução dos custos para as operações. Um exemplo é a tecnologia de High Pressure Separation (separação em alta pressão) – de forma abreviada, HISEP –, patenteada pela Petrobras e em fase de testes, pela qual o gás que sai do reservatório já é separado e reinjetado, a partir de um sistema localizado no fundo do mar. Com isso, a produção do campo é ampliada e é possível alcançar uma menor emissão de gases de efeito estufa para cada barril de óleo produzido. O teste-piloto da tecnologia será realizado na área de Mero 3.

Além disso, a Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), associação formada por 12 empresas de petróleo, da qual a Petrobras faz parte, investe na busca por soluções de grande porte e impacto na redução das emissões de gases de efeito estufa, sendo um dos principais focos de investimentos o CCUS. Outra frente de atuação da Petrobras são as parcerias com startups, universidades e centros de pesquisa globais. Na edição de 2019, o Programa Petrobras Conexões para Inovação – Módulo Startups, em parceria com o SEBRAE, selecionou projeto que visa o desenvolvimento de uma membrana mais eficiente e de menor custo para captura de CO2 a partir do gás natural. O projeto, da startup PAM Membranas, atualmente está em desenvolvimento.

A Petrobras finalizou a venda da totalidade de sua participação em 27 concessões terrestres de exploração e produção, localizadas no Espírito Santo, denominadas conjuntamente de Polo Cricaré, para a Karavan Seacrest SPE Cricare, empresa em que a Karavan O&G Participações e Consultoria Ltda.  detém 51% do capital social, e a  Seacrest Exploração e Produção de Petróleo Ltda os demais 49%.

Após o cumprimento das condições precedentes, a operação foi concluída com o pagamento de US$ 27 milhões para a Petrobras, já com os ajustes previstos no contrato. O valor recebido no fechamento se soma ao montante de US$ 11 milhões pagos à Petrobras na assinatura do contrato de venda. O contrato de venda prevê ainda US$ 118 milhões em pagamentos contingentes relacionados a preços futuros do petróleo.

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 cada vez mais 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 Polo Cricaré 

O Polo  Cricaré  compreende 27 concessões  terrestres: campos de  Biguá, Cacimbas, Campo Grande, Córrego Cedro Norte, Córrego Cedro Norte Sul, Córrego Dourado, Córrego das Pedras, Fazenda Cedro, Fazenda Cedro Norte,  Fazenda  Queimadas,  Fazenda  São  Jorge,  Guriri,  Inhambu,  Jacutinga,  Lagoa  Bonita,  Lagoa  Suruaca, Mariricu, Mariricu Norte, Rio Itaúnas, Rio Preto, Rio Preto Oeste, Rio Preto Sul, Rio São Mateus, São Mateus, São Mateus Leste, Seriema e Tabuiaiá, que estão localizados no estado do Espírito Santo, nos municípios de São  Mateus,  Jaguaré,  Linhares  e  Conceição  da  Barra.  A Petrobras é operadora com 100% de participação nessas concessões. A produção média do Polo Cricaré de janeiro a novembro de 2021 foi de cerca de 1,3 mil bpd de óleo e 15,4 mil m3/dia de gás.

Iniciativa contribui para a abertura do mercado brasileiro de gás

A Petrobras assinou com a Shell Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Petrogal contratos de compra e venda de gás para operações conhecidas como Swap. Por meio do contrato, a Petrobras processa o gás produzido por essas operadoras e, após esta etapa, o gás é novamente disponibilizado para as empresas transportarem até seus clientes, viabilizando o acesso direto delas ao mercado.

Os contratos são os primeiros nesta modalidade e permitem que produtores nacionais antecipem o acesso ao mercado e viabilizem o início de fornecimento já a partir de 01/01/2022.

A Petrobras segue adotando medidas que contribuem para o processo de abertura do mercado de gás natural, em linha com os compromissos assumidos do Termo de Compromisso de Cessação firmado com o CADE, com o objetivo de alcançar um mercado aberto, competitivo e sustentável no Brasil.