Autor: redacao

Sua ampla variedade de aplicações proporciona mais proteção e produtividade em equipamentos que operam em condições severas

A utilização do lubrificante adequado é fundamental para otimizar os custos operacionais na indústria e reduzir a possíveis de falhas nos equipamentos. Atuando há mais de 100 anos no mercado, oferecendo a melhor solução e produtos de alta performance e tecnologia para diversos segmentos, a marca Mobil^TM possui em seu portfólio uma linha de graxas de complexo de lítio, que conta com tecnologia inovadora. A linha Mobilgrease XHP^TM oferece extrema proteção, durabilidade e alto desempenho em uma ampla variedade de aplicações em condições severas de operação.

Os produtos da linha Mobilgrease XHP^TM são a melhor escolha para equipamentos que operam em alta temperatura, ambientes contaminados, cargas pesadas e que precisam de intervalos estendidos de reaplicação. A propriedade adesiva e estrutura coesa das graxas proporciona resistência à lavagem por água, excelente desempenho em altas temperaturas, extrema proteção contra oxidação, corrosão e desgaste e performance em carga alta de impacto e em operações com relubrificação estendida. Tudo isso garante uma lubrificação de longa duração, o que aumenta os intervalos de reaplicação, reduzindo o tempo de paradas e os custos.

Aprovadas por mais de 150 fabricantes de equipamentos industriais críticos, as graxas Mobilgrease XHP^TM podem ser usadas em uma ampla gama de equipamentos com aplicações na indústria, em automotivos, em equipamentos de construção e na marinha. Confira as opções, suas vantagens e benefícios:

Mobilgrease XHP^TM 221: Recomendada para múltiplas aplicações industriais, fabricação em geral e marítimos. É adequada também para sistemas centralizados de graxa. Possui excelente desempenho em baixas temperaturas.

Mobilgrease XHP^TM 222: Sua versatilidade é notável, tendo amplas aplicações industriais, como fabricação em geral, além da lubrificação automotiva e de veículos comerciais pesados e agrícolas. Sua excelente adesividade a faz permanecer onde está aplicada por mais tempo.

Mobilgrease XHP^TM 462: Recomendada para múltiplas aplicações industriais com cargas mais pesadas e velocidades mais baixas, como em serviços pesados (construção e mineração) e na siderurgia. Excelente desempenho e escolha ideal para condições operacionais adversas, incluindo alta temperatura, cargas de choque e presença de água.

Mobilgrease XHP^TM 462 Moly: Fortificada com 3% de dissulfeto de molibdênio, essa graxa é recomendada em aplicações industriais de serviço pesado, como construção e mineração, com superior proteção onde há atrito entre dois metais. Possui excelente resistência à extrema pressão e proteção ao desgaste. Proporciona confiabilidade operacional dos equipamentos.

Mobilgrease XHP^TM 681 Mine: Graxa altamente especializada, combinando tecnologia de aditivos e 5% de bissulfeto de molibdênio. Concebida para as exigências de lubrificação dos equipamentos fora de estradas, é recomendada para mancais planos ou rolamentos no setor de mineração e construção civil. Possui excelente desempenho onde os intervalos de lubrificação forem prolongados ou onde houver movimento oscilatório ou com vibração. Ótimo desempenho em lubrificação de pinos e buchas aplicados em baixas velocidades e alta carga.

Além de todos os benefícios em operação, a linha Mobilgrease XHP^TM permite ainda mais segurança, reduzindo a necessidade de manutenção e troca de peças, diminuindo também a exposição das equipes. E ainda proporciona cuidado com o meio ambiente, pois sua formulação permite o uso em menor quantidade, longa duração e controle de vazamentos, reduzindo o consumo e o descarte de graxa na operação.

 Sobre a marca de lubrificantes Mobil™  

Os lubrificantes Mobil™ estão presentes nos mais diversos segmentos do mercado. Seja levando astronautas para o espaço, movimentando todos os setores industriais, movendo as colheitas de terras agrícolas, fretes terrestres, aéreos e marítimos, movimentando carros, motos e caminhões. Acima de tudo, movimentando pessoas. Por isso, a marca está em constante movimento junto aos seus consumidores, contribuindo com a evolução de suas trajetórias, rumo à novas conquistas. Afinal, se tem movimento, tem Mobil™.  

Desde o último dia, 15/12, o preço médio de venda da gasolina A da Petrobras, para as distribuidoras, passou de R$ 3,19 para R$ 3,09 por litro, refletindo redução média de R$ 0,10 por litro.

Considerando a mistura obrigatória de 27% de etanol anidro e 73% de gasolina A para a composição da gasolina comercializada nos postos, a parcela da Petrobras no preço da gasolina na bomba passará a ser de R$ 2,26 a cada litro em média. Uma redução de R$ 0,07.

A Petrobras reitera seu compromisso com a prática de preços competitivos e em equilíbrio com o mercado, ao mesmo tempo em que evita o repasse imediato para os preços internos, das volatilidades externas e da taxa de câmbio causadas por eventos conjunturais. Esse ajuste reflete, em parte, a evolução dos preços internacionais e da taxa de câmbio, que se estabilizaram em patamar inferior para a gasolina.

De forma a contribuir para a transparência de preços e melhor compreensão da sociedade, a Petrobras publica em seu site informações referentes à formação e composição dos preços de combustíveis ao consumidor. Convidamos a visitar:
https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/precos-de-venda-de-combustiveis/

A Petrobras recebeu, no dia 10/12, a autorização da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para os testes operacionais de entrada do gás natural no Polo GasLub de Itaboraí. Após essa fase, terão início os testes dos sistemas que utilizarão o gás natural para a geração de vapor e energia.

Já estão funcionando a estação de tratamento de água, as subestações responsáveis pela distribuição da energia elétrica para o empreendimento, o Centro Integrado de Controle (CIC), os sistemas de utilidades auxiliares e o flare, local em que ocorre a queima de hidrocarbonetos para alívio.

O Projeto Integrado Rota 3 vai escoar e processar 21 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural provenientes do polo pré-sal da Bacia de Santos e envolve a construção da UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural), os gasodutos e os sistemas de utilidades. Sua operação comercial tem início previsto para 2022.

Paradas programadas para manutenção de duas plataformas de Búzios foram responsáveis pela redução de 17% nesse mês

Paradas programadas para manutenção em duas FPSOs (P-75 e P-76), no Campo de Búzios, fizeram com que a média diária de produção de petróleo em regime de Partilha caísse em outubro. A produção foi de 356 mil barris por dia (bpd), 17% inferior à registrada em setembro, quando foi atingida a marca de 431 mil bpd – a maior desde 2017, início da série histórica. Os dados são do Boletim Mensal de Partilha de Produção, divulgado na última segunda-feira (13), pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

Ainda segundo o boletim, atualmente quatro contratos estão produzindo petróleo e, Búzios, apesar da parada das plataformas, que já tiveram suas manutenções concluídas, segue sendo responsável pela maior parcela de contribuição, com 344 mil bpd; seguido por Entorno de Sapinhoá, com 7 mil bpd; e Tartaruga Verde Sudoeste, com 5 mil bpd. A Área de Desenvolvimento de Mero não teve produção em outubro devido ao encerramento do Sistema de Produção Antecipada (SPA) 1 e mudança de locação do FPSO Pioneiro de Libra, para início do SPA-2 em nova área.

Do total produzido, a média diária do total do excedente em óleo da União nos contratos de Partilha de Produção foi de 10 mil bpd. Destes, 4,9 mil bpd são referentes ao Campo de Búzios e 5,1 mil bpd referentes ao contrato do Entorno de Sapinhoá. Em Tartaruga Verde Sudoeste, o excedente em óleo da União foi destinado à quitação do Acerto de Contas com o operador, dada a redeterminação do Acordo de Individualização de Produção (AIP).

Desde 2017, início da série história da exploração do Polígono do Pré-Sal, a produção acumulada total é de 82,2 milhões de barris de petróleo. Destes, 10,9 milhões de barris são referentes à parcela acumulada do excedente em óleo da União.

Gás natural

Já no que diz respeito ao gás natural, foi constatada produção total com média diária de 436 mil m³/dia nos três contratos com aproveitamento comercial do gás natural, sendo 215 mil m³/dia em Búzios, 185 mil m³/dia em Entorno de Sapinhoá e 36 mil m³/dia em Tartaruga Verde Sudoeste. O volume de gás disponível apresentou redução de 50%, em virtude principalmente da parada programada para manutenção na plataforma P-76 no campo de Búzios.

Dos 436 mil m³/dia, 133 mil m³/dia corresponderam à média diária do total do excedente em gás natural da União (3 mil m³/dia de Búzios e 130 mil m³/dia de Entorno de Sapinhoá). Em relação ao mês anterior, os dados apontam para um aumento de 32%. Em Tartaruga Verde Sudoeste, o excedente em gás da União também foi destinado à quitação do Acerto de Contas com o operador. Não há previsão de comercialização do gás natural de Mero.

Desde 2017, a produção acumulada de gás natural com aproveitamento comercial soma 304 milhões de m³. Deste total, o excedente em gás natural da União é de 94,8 milhões de m³.

Poço exploratório Monai, no pré-sal da Bacia do Espírito Santo, alcança 7.700 metros de profundidade e bate diversos recordes operacionais

A Petrobras concluiu a perfuração do poço exploratório de petróleo pioneiro do bloco ES-M-669, no pré-sal da Bacia do Espírito Santo. Perfurado a 145 km da costa, em locação conhecida como Monai, figura mitológica da cultura Guarani, o projeto bateu diversos recordes, entre os quais o de poço mais profundo já perfurado no Brasil, com cerca de 7.700 metros; e maior camada de sal já perfurada no país, com aproximadamente 4.850 m.

“O uso intensivo de tecnologia e a atuação eficiente das equipes envolvidas também permitiram que diminuíssemos em aproximadamente 50% o tempo de perfuração do poço, em comparação com a média histórica para projetos dessa natureza e complexidade, o que representa também uma redução de custos significativa. A exploração dessa nova fronteira no pré-sal da Bacia do Espírito Santo reafirma o foco da Petrobras em atuar em águas ultraprofundas por meio de parcerias com outras empresas”, destacou o diretor de Desenvolvimento da Produção, João Henrique Rittershaussen.

Diferentemente de um poço produtor de petróleo, um poço exploratório tem como objetivo obter informações sobre as características das rochas perfuradas, sua geologia, pressões existentes e presença de reservatórios com petróleo ou gás. A perfuração do poço pioneiro Monai obteve todas as informações geológicas esperadas para a avaliação adequada da área. Os dados obtidos estão sendo analisados para a definição do futuro do bloco ES-M-669. Cabe salientar que as informações geológicas obtidas em áreas de fronteira exploratória, como é o caso do Monai, subsidiam também o aprimoramento dos estudos e modelagens para outras áreas e bacias, incorporando um importante conhecimento estratégico para a companhia.

Mesmo com desafios técnicos inéditos, poço superou vários recordes

Localizado em uma nova fronteira exploratória, a perfuração do poço Monai caracterizou-se por um cenário com expressivos desafios técnicos e alto nível de complexidade operacional. O poço foi perfurado em um local com lâmina d’água (distância entre a superfície da água e o fundo do mar) de 2.366 metros. A profundidade recorde total do poço de 7.700 metros, para efeito de comparação, equivale a 1,3 vezes a altura do Monte Kilimanjaro, montanha mais alta da África. O recorde anterior de profundidade era do poço conhecido como Parati, um dos precursores da descoberta do pré-sal, perfurado em 2005, na Bacia de Santos, com 7.630 metros.

Outro importante recorde obtido pelo poço Monai foi o de maior espessura de camada de sal já perfurada, com 4.850 metros, o equivalente à altura de quase seis Burj Khalifa, arranha céu mais alto do mundo. A espessura usual da camada de sal em poços de petróleo no pré-sal da bacia de Santos, maior polo petrolífero pré-sal do planeta, gira em torno 2.000 a 2.200 metros.

O poço Monai também superou outros recordes de perfuração no Brasil. Trata-se do poço com maior extensão de fase única (segmento) em poço vertical/direcional no país, com cerca de 3.400 metros. Além disso, o poço também bateu o recorde de maior coluna de tie-back, um tipo de tubulação de aço que conecta um trecho de tubulação no fundo do poço à “cabeça” do poço, instalada no fundo do mar. A coluna de tie-back no poço Monai tem comprimento total de 4.300 metros. Por fim, o poço Monai teve o maior peso de revestimento já descido em águas brasileiras, de 794 toneladas, o equivalente a cinco baleias azuis, animal mais pesado do planeta. O revestimento é uma coluna de aço que reveste as paredes do poço para manter a sua estabilidade e integridade, evitando o desmoronamento das rochas para dentro do poço e atuando também como uma importante barreira de proteção contra vazamentos de fluidos para o meio externo.

As grandes profundidades alcançadas impuseram uma série de desafios para a Petrobras. Em geral, quanto mais profunda a perfuração, mais compactas e densas são as rochas existentes. Para efeito de comparação, a velocidade de perfuração próxima ao leito marinho atinge cerca de 100 metros por hora. Em horizontes muito profundos, como nas fases finais do Monai, a velocidade de perfuração cai para menos de 5 metros por hora. A pressão em grandes profundidades, como as alcançadas pelo poço Monai, também traz um grande desafio para a perfuração segura do poço. Nesses horizontes geológicos tão profundos, a pressão atinge valores em torno de 17.000 psi, o equivalente a aproximadamente 1200 vezes a pressão existente na atmosfera terrestre a nível do mar ou 500 vezes a pressão de ar em um pneu de carro de passeio.

A perfuração nesses níveis de severidade vem exigindo uma evolução tecnológica constante da Petrobras. No projeto foram utilizadas tecnologias de ponta, como sondas de perfuração com alta especificação técnica, brocas de perfuração de última geração, sistemas de perfuração avançados como o Managed Pressure Drilling (MPD), que consiste no gerenciamento de pressões no poço em tempo real, por meio da utilização de sensores, aumentando a eficiência e principalmente a segurança da operação. O projeto também contou com sistemas de vigilância operacional 24×7 a bordo e remoto, contribuindo decisivamente para a eficiência e a segurança operacional. Além disso, tanto no planejamento quanto na execução dos poços, a Petrobras tem feito intenso uso de lições aprendidas, novas tecnologias, automação e soluções digitais para garantir que as operações sejam realizadas com excelência e gerando expressivo valor aos seus projetos.

Investimentos

O Bloco ES-M-669 foi adquirido em 2013, na 11ª Rodada de Concessões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras é operadora no bloco com 40% de participação, enquanto Equinor e Total, que completam a formação do consórcio, têm 35% e 25% respectivamente. Desde a aquisição do bloco, já foram aplicados recursos significativos em sísmicas, na perfuração do poço exploratório pioneiro e em outras atividades. Esses investimentos, que estão ocorrendo ainda em fase de incerteza sobre a viabilidade de produção, mostram o risco econômico usual a que toda a indústria de petróleo está submetida. A esse capital já empregado na exploração,  serão somados outros consideráveis gastos na produção e refino do petróleo,  e no transporte e comercialização de derivados, para que combustíveis, como gasolina e diesel, cheguem até o consumidor final.

Um marco na indústria de exploração de petróleo no Brasil, o projeto de perfuração do poço Monai reflete o foco da Petrobras em segurança, eficiência, tecnologia e geração de valor. Seguindo esses princípios, a companhia estará cada vez mais forte e apta a contribuir para a prosperidade da sociedade.

A Petrobras informa que foi aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), na reunião de Diretoria Colegiada nº 1074 realizada em 09/12/2021, o Acordo de Individualização da Produção (AIP) da Jazida Compartilhada de Mero, localizada na Bacia de Santos.

A Jazida Compartilhada de Mero compreende:

– área do Campo de Mero (Contrato de Partilha de Produção LIBRA-P1) 96,500% e;
– área Adjacente (União, representada pela PPSA) 3,500%.

O acordo estabelece as participações de cada uma das partes e as regras da execução conjunta das operações de desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural na jazida compartilhada. As participações de cada parte na jazida compartilhada de Mero passam a ser:

O AIP é celebrado nas situações em que as jazidas se estendem para além das áreas concedidas ou contratadas, conforme regulamentação da ANP. Com a aprovação da ANP, o AIP estará efetivo a partir de 1º de janeiro de 2022.

Em decorrência do processo de individualização da produção da jazida, as partes estão negociando a equalização entre os gastos incorridos e as receitas relativas aos volumes produzidos até a data da efetividade do AIP.

A última edição de 2021 do ABPIP Inova vai abordar programas de capacitação de mão de obra especializada voltada ao setor de petróleo e gás. O webinar, uma iniciativa da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), será transmitido gratuitamente na próxima quinta-feira, dia 16 de dezembro, das 16h às 17h30. Para participar, basta preencher o formulário disponível no link:  https://forms.gle/3mQKKegzhX7KRgvY8. As inscrições já estão abertas.

Na ocasião, representantes da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) vão apresentar o Programa de Formação de Recursos Humanos para o Setor de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (PRH-ANP), desenvolvido pela instituição, com foco na formação de mão de obra especializada para inserção no mercado de trabalho e o desenvolvimento de novas pesquisas para o setor de petróleo e gás natural no país. “No evento, vamos também apresentar as novidades do projeto ABPIP Inova para 2022”, contou Anabal Santos Jr., Secretário Executivo da Associação.

Esta será a 6ª edição do ABPIP Inova, que tem o objetivo de desenvolver ações conjuntas de integração academia-indústria para disseminação de conhecimento nas áreas de inovação e tecnologia. Os seminários virtuais são realizados mensalmente, via canal do Youtube da Associação.

Serviço: 6º ABPIP Inova – Programa de Formação de Recursos Humanos para o Setor de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

Data: 16 de dezembro de 2021 (quinta-feira)
Hora: Das 16h às 17h30
Acesso gratuito pelo link: https://forms.gle/3mQKKegzhX7KRgvY8

A  Seadrill garantiu um contrato com a Petrobras para trabalho no campo de Búzios, tornando-se o terceiro contrato de plataforma para a empresa no campo.

O contrato foi concedido ao navio sonda West Jupiter e tem um prazo firme de 1.040 dias com início previsto para dezembro de 2022, informou a Seadrill . O valor total do contrato é de aproximadamente $ 264 milhões, incluindo a receita de mobilização e serviços adicionais.

O CEO da Seadrill, Stuart Jackson , comentou: “A Petrobras é um cliente valioso e de longa data da Seadrill e assinar um terceiro contrato com eles neste trimestre é uma prova de nossa forte parceria e compromisso com o mercado brasileiro. A Seadrill está focada no crescimento de nossa frota em bacias estratégicas onde vemos alto potencial de crescimento, como o Brasil, onde agora somos a maior empreiteira internacional de perfuração. ”

O West Jupiter é um navio-sonda de 6ª geração para águas ultraprofundas construído em 2014 pela Samsung Heavy Industries. De acordo com os últimos dados do AIS, o navio sonda está atualmente em Tenerife. O último relatório de status da frota da Seadrill mostra que a posição anterior do navio sonda era no Sri Lanka.

Há menos de um mês, a Seadrill fechou dois outros contratos com a Petrobras , que verá suas sondas West Carina e West Tellus também trabalharem no campo de Búzios.

O valor total do contrato para essas duas plataformas foi de cerca de US$ 549 milhões, incluindo receita de mobilização e serviços adicionais. Ambos os contratos têm prazo fixo de três anos e as duas sondas devem começar a trabalhar para a Petrobras em setembro de 2022.

 

O Prêmio ANP incentiva a inovação, as pesquisas e ao desenvolvimento das capacidades técnicas locais, contribuindo para tornar nossas operações cada vez mais eficientes, seguras e sustentáveis e fortalecendo o setor tecnológico no Brasil, para que sejamos referência mundial de tecnologia no setor. Além de ser um reconhecimento aos profissionais que se dedicaram aos projetos.

A Repsol Sinopec Brasil levou o prêmio na categoria II, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”, com o projeto WellRobot, que está desenvolvimento uma plataforma modular robótica autônoma para operações Rigless com o objetivo de realização de tarefas de intervenção em poços, dentro da coluna de produção. A plataforma pode ser utilizada junto da ferramenta TTiLT, também em desenvolvimento, que é capaz de avaliar a qualidade do cimento em poços revestidos.

A Repsol Sinopec Brasil também levou o prêmio na categoria IV, na área temática específica “Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis”, com o projeto ARIEL, que está desenvolvendo um sistema autônomo para detecção rápida de óleo no mar em ambiente offshore e coleta de dados para alimentar os modelos de dispersão de óleo, tornar a atividade de monitoramento ambiental offshore mais eficiente e contribuindo para o aumento da segurança de nossas operações.

Representando o nosso time e os profissionais gestores dos projetos finalistas Alexandre Diezel, João Guandalini, Leonildes Soares e Marcelo Andreotti, subiram ao palco para receber os troféus. Nosso CEO, Mariano Ferrari e nosso Gerente de P&D, José Salinero, também estiveram presentes. Na foto de destaque da notícia, junto de parte da equipe de P&D da RSB, estão Alfredo Renault, Superintendente de P&D da ANP e Rodolfo Sabóia, Diretor Geral da ANP.

A cerimônia do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2020 foi realizada 2021 em virtude da pandemia da Covid-19.

Na vanguarda da inovação, investimos mais de R$ 185 milhões em projetos de P&D nos últimos cinco anos.

Projetos vencedores

WellRobot + TTiLT – Projeto Vencedor da Categoria II
Repsol Sinopec + PUC-Rio + Ouronova
A plataforma modular robótica autônoma para operações Rigless (WellRobot) está sendo desenvolvida com o objetivo de realização de tarefas de intervenção em poços, dentro da coluna de produção. Somado ao equipamento, está sendo desenvolvida a ferramenta TTiLT, capaz de avaliar a qualidade do cimento em poços revestidos. A abundância de informações obtidas com essas ferramentas poderá permitir que a indústria migre de uma abordagem reativa para uma preditiva no gerenciamento de integridade de poços.

ARIEL – Projeto Vencedor da Categoria IV
Repsol Sinopec + UFRJ / GSCAR + Tidewise + Farol Serviços
O projeto está desenvolvendo um sistema autônomo para detecção de óleo no mar em ambiente offshore e coleta de dados para alimentar os modelos de dispersão de óleo. Nele, uma embarcação autônoma (USV) e um drone (VANT) constituem um sistema integrado autônomo e colaborativo que permite monitoramento contínuo e rápida detecção de vazamentos de óleo no mar, fornecendo previsões da dinâmica de espalhamento do óleo para guiar os esforços de contenção e recolhimento. Através do sistema do ARIEL será possível diminuir custos, tornar a atividade de monitoramento ambiental offshore mais eficiente e aumentar a segurança de nossas operações.

Outros projetos finalistas

i-Concept JIP
Repsol Sinopec + Shell + Deep Seed Solutions
O projeto i-Concept JIP apresenta uma solução a integração de algoritmos complexos que refletem artificialmente a inteligência apreendida através do mapeamento dos processos de engenharia adotados em campos offshore. Assim, a solução permite a geração de alternativas conceituais de desenvolvimento de um campo offshore de forma automática e multidisciplinarmente integrada, contribuindo para um aumento expressivo da eficiência nos processos de geração de alternativas conceituais de sistemas offshore de produção de óleo & gás.

Gimbal Joint Riser – GJR
Repsol Sinopec + Equinor + Subsea7
O objetivo deste projeto é o desenvolvimento de um novo conceito de riser dinâmico, baseado no conceito de junta articulada, para utilização em sistemas de produção de óleo e gás em águas profundas, sob altos níveis de pressão e com a presença de fluidos corrosivos.

Predict Main 4.0
Repsol Sinopec + SENAI IST A&S + SENAI CIMATEC + Aveva / Schneider Electric
O objetivo deste projeto é desenvolver uma ferramenta tecnológica que aumentará a segurança operacional, a performance do ativo e a assertividade para a tomada de decisão através de uma plataforma unificada de ativos digitais que utiliza algoritmos de Inteligência Artificial (IA) para predizer quando e porque um determinado equipamento irá falhar, permitindo à operação atuar de acordo com o cenário de forma preventiva e não corretiva, possibilitando intervenções de manutenção de forma assertiva e planejada. A unificação destes algoritmos e das bases de dados de diferentes contextos resultarão na criação do primeiro Gêmeo Digital de um FPSO no Brasil.

SquidBot
Repsol Sinopec + Kraken Robotics
O SquidBot é um robô autônomo, sem cabo umbilical, capaz de fazer inspeção não destrutiva no solo de tanques de armazenamento de superfície (reservatórios) em serviço, isto é, sem a necessidade de seu esvaziamento, levando a significativas reduções nos custos e nos tempos operacionais necessários para as inspeções rotineiras e também, aumentando a segurança do trabalho ao evitar a necessidade de operação humana em ambientes confinados e em áreas de risco – prática atual de inspeção – substituindo-a pelo uso da inspeção robótica. O robô poderá navegar autonomamente em diversos tipos de fluidos, sejam gasolina, querosene, diesel, óleo, etanol, biodiesel ou água.

GeSun
Repsol Sinopec + SENAI + BioBureau
Na busca de soluções para a proteção da biodiversidade, o projeto realizou o sequenciamento genético do Coral Sol, espécie invasora que vem afetando a biodiversidade de algumas regiões do país. O sequenciamento do genoma do Coral Sol aumentará o conhecimento dessa espécie, contribuindo para que obtenhamos soluções biotecnológicas para diminuir sua disseminação e atenuar seus impactos.