Autor: redacao

A Biosolvit, startup brasileira de biotecnologia, participou da OTC (Offshore Technology Conference), em Houston, nos Estados Unidos, com o objetivo de lançar uma nova linha de produtos: a Bioblue Ecofast, já considerada a mais eficiente do mundo na remediação de acidentes com petróleo e derivados.

Creditado pelo Instituto francês Cedre, o lançamento tem capacidade de absorção no mínimo duas vezes maior que qualquer concorrente no mercado, além de ser também no mínimo duas vezes mais rápida e a única a permitir o reaproveitamento de até 95% dos resíduos oleosos absorvidos. Tudo isso sem contar a sua origem, uma vez que se trata de uma linha natural, feita a partir de resíduos orgânicos reaproveitados de diversas lavouras no Brasil.

“O mundo atual presta mais atenção em produtos inovadores que preservam o meio ambiente e com empresas cuja atuação está comprometida com os ESGs. A Ecofast reforça o nosso compromisso e dá aos nossos clientes a oportunidade de demonstrar também o seu comprometimento com a melhoria da vida no planeta”, destacou Guilhermo Queiroz, CEO da Biosolvit.

A empresa foi a convite da Apex-Brasil, Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos. A conferência começou na segunda-feira (16/08) e seguiu até ontem, quinta-feira (19/08) em formato híbrido. A presença da Biosolvit foi viabilizada pelo início das operações em parceria com a Biofink LLC, empresa norte-americana responsável pela distribuição e presença dos produtos e da Biosolvit naquele mercado.

A ANP realizou, de 16 a 19/8, o 2º Workshop de Auditoria Internas de Segurança Operacional. O evento foi online e contou com a participação de 130 representantes da indústria de petróleo e gás, que debateram meios de aprimoramento das auditorias internas nas instalações de exploração e produção.

O workshop é uma iniciativa da ANP para compartilhar experiências com o mercado regulado na aplicação da Prática de Gestão de Auditorias, prevista na regulamentação vigente (Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional – SGSO). O objetivo é endereçar o Desafio #2 do Relatório Anual de Segurança Operacional e Meio Ambiente 2020 da ANP, qual seja, o aprimoramento da execução das auditorias internas e da implementação de planos de ação, visando à diminuição dos riscos das atividades e, consequentemente, a redução dos índices de não conformidades críticas.

O evento foi organizado em parceria com a Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro), International Association of Drilling Contractors (IADC) e Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP).

A Petrobras ampliou a oferta de combustíveis para térmicas, o que permitiu aumentar, em nove meses (de setembro de 2020 a junho de 2021), a geração termelétrica de suas usinas e de clientes de cerca de 2 mil MW para quase 8 mil MW.

No mesmo período, o volume de gás disponibilizado pela Petrobras para termelétricas variou de 12 milhões para 35 milhões de metros cúbicos por dia.

O incremento se deu por meio de uma série de medidas antecipatórias para maximizar a oferta de gás natural ao mercado, entre as quais se destacam:
– ampliação da capacidade do Terminal de Regaseificação da Baía de Guanabara, de 20 milhões para 30 milhões de m³/dia;
– posicionamento dos dois navios regaseificadores nos Terminais da Bahia (TR-BA) e do Rio de Janeiro;
– importação de GNL (gás natural liquefeito), chegando a mais de 14 navios por mês;
– flexibilização pela ANP da especificação do gás processado na unidade de tratamento de Caraguatatuba e
– a interligação das Rotas 1 e 2 de escoamento de gás do pré-sal.

Além disso, a companhia continua negociando novo contrato interruptível com a Bolívia e providenciando alternativas para disponibilidade de um terceiro navio regaseificador.

Em relação ao fornecimento de óleo combustível para uso por clientes termelétricos, a oferta aumentou de zero em setembro de 2020 para 183 mil toneladas em junho de 2021 e o volume de diesel para este fim variou de zero para 44 mil m3 por mês no mesmo período. O aumento da oferta foi possível em função de otimizações operacionais nas refinarias e importações.

Fornecimento de gás é reforçado durante parada programada

A postergação da parada programada da plataforma de Mexilhão e do gasoduto Rota 1 para o dia 29/08 trará benefícios para o setor elétrico do país, em relação ao cronograma anterior, pois reduz o período de impacto da parada nos contratos de venda, permitindo um aumento na geração de energia elétrica a gás natural, em função da disponibilidade de gás por mais 14 dias para as usinas Cubatão, Araucária, Linhares, Santa Cruz, William Arjona e Norte Fluminense, além de Termopernambuco, que não mais terá parada nesse período.

A transferência do navio de Pecém para a Bahia permite o atendimento de UTEs do Sudeste e Sul (UTEs Arjona e Araucária, total de 650 MW), o que, juntamente à geração a Diesel na UTE Termoceará (200 MW), mais que compensa as indisponibilidades temporárias no Nordeste (cerca de 750 MW), provendo capacidade de cerca de 100 MW a mais durante o período do reposicionamento.

A Petrobras, mais uma vez, reforça que paradas como as de Mexilhão e Rota 1, dadas as suas complexidades e abrangências, são necessariamente planejadas com grande antecedência — por isso, programadas — considerando os prazos normativos obrigatórios, a necessidade de contratação de bens e serviços e a coordenação junto com os demais agentes do setor para assegurar o atendimento dos compromissos contratuais com o mercado.

A intervenção é necessária para garantir a segurança e evitar acidentes,  reforçando a integridade de equipamentos e instalações de alta complexidade, cuja inspeção e manutenção devem ser realizadas conforme preconizam as normas e padrões técnicos. A Petrobras reafirma a segurança como valor fundamental.

A companhia segue atendendo todos os contratos, de acordo com os termos e prazos estabelecidos, e empenhando todos os esforços para maximizar a oferta de gás e garantir a confiabilidade do suprimento aos seus clientes.

A Petrobras contribui de forma ativa fazendo parte da solução dos desafios causados pela baixa afluência hídrica que afeta o país. A companhia permanece à disposição para fornecer dados adicionais que colaborem com o entendimento adequado de todas as questões ligadas ao tema, informando de forma adequada toda a sociedade.

Presentes ao evento, presidente da companhia, Joaquim Silva e Luna, e diretor de Exploração e Produção, Fernando Borges, comentaram a contribuição do Brasil para o desenvolvimento do setor de óleo e gás

Na quarta (18/8), o presidente da Petrobras, Joaquim Silva e Luna, e o diretor de Exploração e Produção da companhia, Fernando Borges, participaram do café da manhã organizado pela Câmara de Comércio Brasil-Texas (Bratecc), tradicional evento que ocorre paralelamente à Offshore Technology Conference (OTC), em Houston (EUA). O tema deste ano foi “Navigating The New Decade of Brazil O&G: An Ocean of Opportunities From Onshore to Offshore,Transfer of Rights and More” e contou como palestrante principal o diretor geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Rodolfo Saboia.

No evento, o presidente Silva e Luna exaltou a vocação da Petrobras para inovar e superar limites e relembrou o histórico de conquistas da companhia, que lhe garantiu pela quarta vez o prêmio Distinguished Achievement Award for Companies, concedido pela OTC, por tecnologias adotadas no campo de Búzios. “Em cerca de uma década, com nossa capacidade tecnológica, a Petrobras transformou o pré-sal em uma das áreas mais valiosas na produção de óleo no mundo”, disse Silva e Luna, lembrando também que a vocação para inovação e para superar desafios da Petrobras tornou o campo de Búzios possível, combinando eficiência, segurança e redução de emissões de carbono.

Indagado pela plateia, composta majoritariamente por representantes de companhias e instituições da área de óleo e gás mundial, Fernando Borges comentou sobre o comprometimento da Petrobras em produzir óleo e gás a custos competitivos e com eficiência na redução das emissões de carbono. “Estamos incorporando as mais avançadas tecnologias, entre elas, inteligência artificial, para reduzir risco exploratório, tempo de início da produção, viabilizar a produção de novas áreas e reduzir as emissões de carbono”, enfatizou Borges.

O café da manhã da Bratecc contou também com a presença de representantes da Apex-Brasil, ANP, ExxonMobil, PPSA, Total Energies e Chevron, entre outros.

As experiências compartilhadas no café da manhã da Bratecc e os expressivos investimentos da Petrobras de US$ 2,4 bilhões no 2º trimestre de 2021 demostram a consistente trajetória de sustentabilidade financeira e geração de valor da companhia. O foco em ativos com altas taxas de retorno e gestão de portfólio torna a Petrobras cada vez mais forte para melhor investir, suprir um mercado cada vez mais exigente e gerar prosperidade para a sociedade.

Inovações permitem reduzir custos de produção e emissões de carbono

A Petrobras deu seguimento à sua participação na Offshore Technology Conference (OTC) 2021 apresentando, na terça-feira (17/08), os resultados da digitalização e da aplicação de novas tecnologias para o desenvolvimento do pré-sal.

O diretor de Desenvolvimento da Produção da companhia, João Henrique Rittershaussen, participou da Conferência e destacou as inovações implementadas para reduzir risco exploratório, tempo de início da produção, viabilizar a produção de novas áreas e reduzir as emissões de carbono.

João Henrique mencionou a Sísmica 4D, que tem contribuído para a redução de 30% no tempo dedicado à modelagem geológica. O diretor comentou também a criação de “digital twins”, gêmeos digitais dos sistemas de produção, que possibilitam o aumento da produtividade, da eficiência operacional e da otimização dos processos de manutenção.

“O nosso objetivo é aumentar a geração de valor dos projetos, reduzindo o prazo de construção dos FPSOs, aumentando a eficiência de construção e interligação de poços. E com isso sermos mais competitivos, atraindo os melhores parceiros”, disse Rittershaussen.

O foco da Petrobras na dupla resiliência nos futuros projetos do pré-sal também foi abordado na OTC. No aspecto descarbonização, a Petrobras já está entre as companhias de energia com menos emissões proporcionais de gases do efeito estufa do mundo. As emissões para cada barril produzido pela Petrobras caíram praticamente à metade nos últimos 11 anos. A companhia pretende reduzir ainda mais as emissões e, para isso, está investindo em soluções para captura e armazenamento de carbono, além de tecnologias para diminuição das queimas nos flares.

De acordo com o diretor de Relações Institucionais e Sustentabilidade da Petrobras, Roberto Ardenghy, atualmente, há um aparente gap entre as propostas de descarbonização e a disponibilidade de recursos tecnológicos. “Para atingirmos esse objetivo de forma eficaz necessitamos de novas tecnologias que atendam essa demanda mundial. Por isso, a Petrobras está investindo US$ 1 bi em compromissos ambientais entre 2021 e 2025”, ressaltou Ardenghy, na segunda sessão desta terça-feira, dedicada aos temas de inovação e digitalização no setor de energia.

Pelo lado econômico, a Petrobras continuamente investe também em projetos tecnológicos para reduzir o breakeven de seus projetos. São soluções para acelerar a implantação dos mesmos, reduzir o custo de extração (lifting cost) e aumentar o fator de recuperação dos reservatórios. Por meio de novas tecnologias, já foi possível reduzir em 7% ao ano os custos na construção e conexão de poços injetores e produtores de petróleo.

Na mesma sessão, o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Nicolás Simone, ressaltou que a companhia vem passando por um profundo processo de transformação digital, focado no “Be Digital”, por meio da adoção de metodologia ágil (com a formação de mais de 250 equipes ágeis), desenvolvimento do mindset digital e mudança cultural. O diretor destacou, ainda, a importância do desenvolvimento de um ecossistema de inovação na Petrobras, liderado pelo maior Centro de Pesquisa e Desenvolvimento do Hemisfério Sul – o Cenpes. Nicolás Simone esclareceu que com o uso intensivo de inteligência artificial, da computação de alta performance, analitycs (mais de 60 anos de dados geológicos), internet das coisas (de 5 a 40 mil sensores por plataforma ou refinaria), muita tecnologia e inovação, gera-se mais valor para a Petrobras, segurança em suas operações, agilidade, sustentabilidade e competitividade para os negócios.

“A Petrobras, como uma companhia de tecnologia, segue inovando para superar os desafios  e conquistar novos caminhos para o negócio, com foco na geração de valor e em seus compromissos com a sustentabilidade. Tecnologias desenvolvidas pela companhia como a reinjeção de CO2 e o Hisep demonstram a potência da companhia em estar sempre um passo a frente, garantindo eficiência, conformidade ambiental e segurança nas operações.”, destacou Nicolás.

A Petrobras aposta na tecnologia e na inovação como alavanca para os seus negócios. Somente até 2025, a companhia investirá US$ 1,5 bilhão em soluções tecnológicas, reafirmando o protagonismo que tem no segmento no Brasil. As soluções desenvolvidas pela Petrobras poderão beneficiar não só a empresa, mas a indústria de gás e energia como um todo, gerando demanda para o mercado fornecedor e retorno para a sociedade.

A ANP publicou a relação das seis primeiras empresas inscritas para a 17ª Rodada de Licitações de Blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural, prevista para 7/10. Até o momento, estão aptas a participar da rodada a Petrobras (Petróleo Brasileiro S.A.), Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda., Shell Brasil Petróleo Ltda., TotalEnergies EP Brasil Ltda., Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda. e Murphy Exploration & Production Company.

As inscrições foram aprovadas anteontem (17/7), em reunião da Comissão Especial de Licitação (CEL). Outros pedidos serão analisados nas próximas reuniões da CEL.

A 17ª Rodada de Licitações irá ofertar 92 blocos com risco exploratório, com área total de 53,93 mil km². Os blocos estão localizados em 11 setores de elevado potencial e de nova fronteira de quatro bacias sedimentares marítimas brasileiras: Campos, Pelotas, Potiguar e Santos.

As empresas inscritas atenderam todos os requisitos previstos no edital e estão aptas a participarem da rodada. A inscrição é obrigatória e individual para cada interessada, mesmo para aquelas que pretendam apresentar oferta mediante consórcio. Cumpridas as exigências estabelecidas no edital, e tendo a inscrição julgada e aprovada pela Comissão Especial de Licitação, a empresa poderá apresentar ofertas somente para os blocos localizados nos setores para os quais tenha efetuado o pagamento de taxa de participação e aportado garantia de oferta.

O processo de qualificação das empresas (operadora A, B ou não-operadora) só será feito para as empresas vencedoras no dia da sessão pública de apresentação de ofertas, procedimento adotado desde a 13ª Rodada.

Veja mais informações sobre a 17ª Rodada

Na Offshore Techonology Conference, Presidente Silva e Luna destaca que, desde 2009, as emissões por unidade de barril já caíram à metade

O Presidente Joaquim Silva e Luna reforçou, em coletiva de imprensa realizada na Offshore Technology Conference (OTC), em Houston (EUA), o papel da Petrobras no contexto da transição energética. Ele lembrou que a eficiência operacional em gases de efeito estufa é uma das quatro métricas de topo da companhia, que influenciam a remuneração de todos os executivos e empregados. Como resultado do esforço que vem sendo feito pela companhia, as emissões para cada barril produzido pela Petrobras caíram praticamente à metade nos últimos 11 anos.

“Todas as nossas ações estão voltadas para produção com baixo carbono tanto na fase de exploração e produção quanto na fase de refino. O nosso planejamento estratégico para 2022-2026 vai  novamente contemplar todas as ações com preocupação não só com descarbonização, mas também com o meio ambiente”, destacou Silva e Luna durante a coletiva, promovida pela Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (Apex-Brasil).

Silva e Luna lembrou, ainda, que a produção no pré-sal totalizou cerca de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia no segundo trimestre de 2021, atingindo a marca de 70% da produção total da Petrobras. Desta produção, mais de 80% é de petróleo de baixo custo de produção e baixo teor de emissões, o que confirma o potencial das gigantescas reservas no litoral do Brasil no novo contexto da indústria do petróleo. Segundo o presidente da Petrobras, os bons resultados no pré-sal  comprovam “o acerto da estratégia de investirmos firmemente no seu desenvolvimento”.

Sessão especial sobre Búzios

Também nessa segunda-feira, foi realizada a sessão especial “Buzios Project: A Brazilian Pre-salt Super Giant”, na qual foram detalhadas as tecnologias desenvolvidas para viabilizar o campo de Búzios e que levaram a companhia a receber o Distinguished Achievement Award for Companies, principal prêmio da indústria mundial de petróleo e gás, pela quarta vez. “Este campo possui o maior volume de petróleo no portfólio da Petrobras e também é o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo. Ele ocupa uma área que é maior do que a cidade de Nova York”, comparou Marcio Kahn, gerente Executivo de Búzios, em uma das sete apresentações de executivos da Petrobras na sessão.

Marcio destacou alguns dos resultados já alcançados desde abril de 2018, quando foi iniciada a produção no campo. “Em 2020, após menos de dois anos de operação, o campo de Búzios ultrapassou a marca de produção de 600 mil barris de petróleo por dia, devido aos expressivos resultados operacionais e a um estudo técnico que permitiu que nossas unidades operassem acima da capacidade original”, disse. Outros recordes citados pelo executivo foram a produção média atual por poço de 36 mil barris por dia (com picos de até 70 mil) e uma produção acumulada de 100 milhões de barris de óleo equivalente alcançada em apenas 18 meses.

FOTO OTC/MATT HERP

Segundo Marcio, essas marcas são mais relevantes diante dos complexos desafios do campo, com temperaturas e pressões elevadas nos reservatórios, rochas heterogêneas que favoreciam a perda de fluidos durante a perfuração e fundo do mar muito acidentado, que dificultava a ancoragem das unidades de produção. “Para superar esses desafios, enquanto enfrentávamos forte restrição de investimentos, tivemos de desenvolver tecnologias inovadoras que nos permitissem, simultaneamente, melhorar a produtividade, segurança e reduzir custos”, explicou Kahn, que elogiou o corpo técnico da Petrobras e demais parceiros. “A experiência técnica do nosso time, desenvolvida ao logo de décadas de experiência, foi indispensável para alcançarmos feitos tão incríveis. A cooperação e colaboração com fornecedores, universidades e pesquisadores também foram extremamente valiosas e abriram caminho para inovação e conquistas”.

O plano de desenvolvimento do campo de Búzios prevê a operação de até 12 FPSOs (unidades flutuantes que produzem, armazenam e transferem petróleo), atingindo até o final da década uma capacidade instalada superior a 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Atualmente, quatro FPSOs produzem em Búzios, sendo que a quinta unidade (FPSO Almirante Barroso) encontra-se em estágio avançado de construção, enquanto a sexta (FPSO Almirante Tamandaré) está prevista para 2024.

Ao celebrar as conquistas e apontar o cenário para os próximos anos, a Petrobras reforça, na OTC, a solidez de sua estratégia e indica o caminho que vem sendo  sedimentado para seu crescimento no futuro.

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• Vídeos do setor: Novas Fronteiras – Petrobras
• Vídeos do setor: A TotalEnergies – TotalEnergies
• MATÉRIA DE CAPA: A transformação digital na gestão de pessoas;
• Solstad CSVs para apoiar as operações da Petrobras e Prysmian;
• Siemens Energy firma acordo com Petrobras para fornecimento de software de modelagem, planejamento e suporte à tomada de decisão;
• Terminais da Wilson Sons estão entre os melhores do Brasil em operações de longo curso;
• Petrobras investe 24 milhões de reais no Porto de Imbetiba;
• Programa Mais Valor atinge R$ 5 bilhões em operações realizadas;
• Produção no campo de Atapu ultrapassa 100 mil boe/d;
• SBM Offshore e Petrobras assinam contratos para a maior unidade de produção de petróleo a operar offshore no Brasil;
• Estatal assina contrato para venda da Gaspetro;
• Petrobras renova contrato de navio sonda no Brasil;
• Enauta atinge 18 milhões de barris produzidos no Campo de Atlanta;
• Investimentos da Petrobras e chegada de novas empresas dinamizam setor de óleo e gás na Bacia de Campos;
• Ocyan potencializa capacidade de suporte remoto com uso de plataforma de inteligência operacional Intelie LIVE®;
• Enauta produzindo a partir de dois poços de Atlanta após reparos;
• Carla Murakami assume nova área de Customer Total Care da Fluke;
• ENTREVISTA EXCLUSIVA: KARINE FRAGOSO – Diretora Geral da  Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP) e Gerente Petróleo, Gás e Naval da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan);
• Shell Brasil desenvolve solução de inteligência artificial para verificar fadiga e riscos de quedas em trabalhadores Onshore e Offshore;
• Levantamento da Firjan registra recuperação de vagas no mercado de petróleo e gás fluminense;
• MATÉRIA TÉCNICA: A revolução da Robótica: Do E&P ao Downstream por Julia Vaz;
• Schulz lança primeiro compressor de pistão isento de óleo com inversor de frequência do Brasil;
• Petrobras e Equinor contratam a DOF;
• Prysmian entregará umbilicais submarinos à Petrobras;
• Skandi Neptune pronto para a Bacia de Campos;
• Petrobras alcança recorde histórico na oferta de GNL regaseificado no país;
• Sapura migra diretórios internos para plataforma SharePoint;
• MODEC e TOYO negociam joint venture;
• RNEST inicia parada programada para manutenção de equipamentos;
• ARTIGO I: NR-12 no segmento de petróleo por Mauricio Barile – Gerente de Treinamentos e Suporte Técnico da Pilz do Brasil;
• Petrobras conclui a venda do Polo Rio Ventura;
• DNV verifica novo método de teste de espuma de fogo;
• PetroRio contrata sonda Ocyan para Frade;
• Ocyan vence licitação e recontrata sonda Norbe IX para Petrobras;
• Petrobras assina contrato para venda do Campo de Papa-Terra;
• PetroRio fecha compra de participação no campo Wahoo da TotalEnergies;
• Petrobras inicia venda de ativo de E&P na Bacia Potiguar;
• P-76 inicia exportação de gás para o continente;
• ARTIGO II: Saiba como aplicar operações inteligentes e autônomas em poços de produção por Jonathan Chong, gerente de P&D de tecnologia avançada, Sensia;
• Navio sonda Constellation consegue contrato de três anos com a Petrobras;

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Com um investimento de aproximadamente R$ 10 milhões, a Petrobras aprimorou seu Centro de Operações Integradas (COI) na Bacia de Campos. São mais de 50 monitores de TVs, que acompanham, em tempo real, processos de produção de petróleo e escoamento de óleo e gás na região, situados a dezenas de quilômetros de distância de Macaé.

A partir do COI, é possível acompanhar em tempo real, 24 horas por dia, sete dias por semana, os parâmetros de produção de 190 poços operados pela UN-BC na Bacia de Campos. O COI também monitora os estoques e traça estimativas de produção e de escoamento do óleo, o que evita a parada temporária das plataformas; além de acompanhar as operações e localização dos navios-tanques e embarcações de suprimentos.

Os sistemas reconhecem qualquer alteração no processo de produção e, quando necessário, um alerta é enviado imediatamente ao COI, permitindo maior agilidade nas tomadas de decisões e ampliando o patamar de confiabilidade e de segurança.

O próximo passo é incorporar tecnologias digitais, como ferramentas de Machine Learning, para encontrar padrões entre as diferentes classes de informações e, desta forma, aumentar a eficiência de atividades de exploração e produção de petróleo. O objetivo é gerar análise estatística e conseguir prever, por exemplo, maximizar o escoamento de petróleo e gás e até mesmo otimizar parâmetros de tratamento de petróleo das plantas industriais das plataformas.

“Processamento mais rápido e algoritmos mais eficientes nos ajudam a reduzir riscos e antecipar decisões, elevando o retorno econômico dos nossos processos”, explica Fernando Borges, diretor de Exploração e Produção da Petrobras.

Controle operacional remoto

O Centro de Operações Integradas conta também com recursos e tecnologias de conectividade que permitem, com total segurança, o controle operacional e de produção de uma plataforma remotamente. Atualmente, 11 plataformas já possuem controle em terra. Uma das vantagens deste modelo é a redução de equipe embarcada, que permite diminuir a exposição a risco ocupacional, mantendo o nível de qualidade e segurança.

Foto: Agência Petrobras

A plataforma é “replicada” e é possível realizar remotamente as operações. As salas de controle onshore possuem todos os dispositivos de uma offshore. O operador em terra se comunica por rádio a qualquer tempo com os profissionais embarcados e consegue controlar válvulas, bombas e demais equipamentos da produção de gás e de óleo.

São projetos como estes que elevam a eficiência operacional e a excelência em segurança da Petrobras. A companhia segue investindo em tecnologia e inovação como alavanca de negócios e também para promoção da segurança das pessoas, do meio ambiente e das instalações.

Em julho, os campos da Cessão Onerosa tiveram recorde de produção de petróleo e gás natural, com um total de 921.741,68 barris de óleo equivalente por dia (boe/d, unidade usada para converter um volume de gás natural com um volume de óleo, permitindo a soma de ambos), um aumento de 6,23% na comparação com o mês anterior (867.662,76 boe/d).

Esses campos também tiveram a maior participação já registrada na produção nacional, representando 23,51% do total do país. A produção de petróleo foi de 740.887,63 barris por dia (bbl/d) e a de gás natural, 28,753 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d).

Os campos do contrato de Cessão Onerosa que produzem atualmente são Búzios, Atapu e Sul de Tupi. Em julho, Búzios foi o maior produtor, com 710.831,62 boe/d, sendo 569.648,36 bbl/d de petróleo e 22,446 milhões de m³/d. Esse campo também teve o maior poço produtor no mês, o poço 7-BUZ-10-RJS, na plataforma P-75, com 67.280,07 boe/d.

Atapu teve uma produção total de 142.095,69 boe/d, sendo 117.135,70 bbl/d de petróleo e 3,968 milhões de m³/d. A produção de Atapu aumentou 27% em comparação ao mês anterior, impulsionada pelo aumento de produção da plataforma P-70. Já Sul de Tupi somou 68.814,37 boe/d em julho, sendo 54.103,57 bbl/d de petróleo e 2,339 milhões de m³/d.

Esses e outros dados da produção nacional de petróleo e gás natural podem ser acessados nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

O que é a Cessão Onerosa 

A Cessão Onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas de petróleo da União para a Petrobras. A Lei n.º 12.276/2010 concedeu à Petrobras o direito de extrair até cinco bilhões de barris de boe de áreas não concedidas localizadas no Pré-sal, conforme detalhado no Contrato de Cessão Onerosa, firmado entre a União e a Petrobras.

Tendo em vista a constatação da existência de volumes totais de petróleo recuperável excedentes a esse volume, em quatro campos petrolíferos contratados sob esse contrato (Búzios, Atapu, Itapu e Sépia), o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a licitar os volumes excedentes.

A Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa ocorreu em 2019, quando foram ofertados os direitos de exploração e produção sobre os volumes excedentes de petróleo das quatro áreas, sendo arrematados Búzios e Itapu. Já a Segunda Rodada, na qual serão ofertados os direitos para Sépia e Atapu, está prevista para dezembro deste ano. A Petrobras manifestou interesse em exercer o direito de preferência nas duas áreas, com percentual de 30% em cada uma.