Autor: redacao

Multinacional REIVAX irá fornecer até 70 sistemas de excitação estática para a Manitoba Hydro nos próximos dez anos

A empresa brasileira REIVAX Controle e Automação, por meio de sua filial no Canadá, Reivax North America (RNA), fornecerá até 70 sistemas de excitação estática para a Manitoba Hydro, uma das maiores concessionárias provinciais de energia elétrica e gás natural do Canadá. O contrato inclui a modernização da produção de eletricidade em usinas hidrelétricas de propriedade e operadas pela concessionária canadense. A parceria entre a Reivax North America e a Manitoba Hydro é inédita e posiciona a REIVAX como um importante player no fornecimento de equipamentos de sistemas de excitação na América do Norte.

A Manitoba Hydro atende cerca de 600.000 clientes de eletricidade no Canadá, bem como uma grande parte do meio-oeste dos Estados Unidos por meio de seu link HVDC. Já a REIVAX, com sede em Florianópolis (SC), lidera o fornecimento de equipamentos para controle de geração de energia na América Latina e está presente em mais de 40 países em cinco continentes. A empresa também é líder mundial em reguladores de tensão combinados e reguladores de velocidade que controlam 170 GW de energia distribuída em todo o mundo.

O sucesso da parceria com a Manitoba Hydro coloca a REIVAX entre as empresas de primeira linha do Canadá no segmento energético. Este projeto fornecerá alguns dos maiores sistemas de excitação no portfólio da RNA, posicionando-se muito bem para atender às necessidades de outras grandes concessionárias do setor na América do Norte.

“A Reivax North America tem a honra de ter sido selecionada para este contrato. Ambas as empresas têm um histórico de engenharia muito forte e estamos confiantes de que esse aspecto trará resultados mutuamente benéficos”, afirma Mike Wallin, CEO e presidente da RNA.

Sistemas vão operar superando variações extremas de tensão

A conquista é ainda mais significativa por incluir a instalação dos sistemas REIVAX em algumas das usinas hidrelétricas localizadas mais ao norte do país, criando desafios adicionais devido às dificuldades de geração de energia nesta região.

“A Manitoba Hydro possui um sistema único que traz diversos desafios aos sistemas de excitação que operam na área. Assim, os sistemas de excitação devem ser capazes de operar durante variações extremas na tensão e frequência do sistema. Outro desafio é a presença de uma HVDC – High Voltage DC Converter Station (em tradução livre, estação conversora de alta tensão DC) – que, em caso de falha, introduz grandes distorções harmônicas”, enfatiza Marcos Medeiros, Gerente de Engenharia da RNA.

O sistema de excitação REIVAX de modelo RTX Power é parcialmente manufaturado na fábrica da REIVAX no Brasil com equipamentos de sub-fornecedores norte-americanos e serão transportados para a fábrica da REIVAX em Houston, no Texas (EUA), para montagem final, também, e testes completos incluindo um simulador para afinar o sistema facilitando o comissionamento.

De acordo com Fernando Amorim da Silveira, CEO da REIVAX, os sistemas de excitação estática como os destinados à Manitoba Hydro fornecem geradores síncronos com corrente contínua para permitir que o gerador atenda às necessidades da rede elétrica.

“Enquanto a maioria dos sistemas de excitação são considerados uma “caixa preta”, o sistema REIVAX foi projetado para eliminar esse problema, fornecendo ao cliente uma IHM muito intuitiva com um design de arquitetura aberta que permite aos clientes operar e manter o sistema facilmente. Nosso sistema inclui funções de diagnóstico para simplificar a solução de problemas, comunicações para fazer a interface com todos os outros equipamentos da planta e, o mais importante, limitadores e funções de proteção para manter o gerador operando em uma zona segura”, destaca o executivo.

A ANP comunica aos postos revendedores que não fiscaliza a calibração de instrumentos (tais como provetas de 100 ml, densímetros e termômetros) utilizados pelos postos revendedores para medição de propriedades físico-químicas dos combustíveis. A Agência tomou conhecimento de que prestadores estão oferecendo serviços remunerados de aferição e calibração alegando, de forma indevida, que esses requisitos seriam verificados nas ações de fiscalização.

Não há regra da ANP que estabeleça a necessidade de aferição, recalibração ou readequação desses instrumentos, além daquelas já realizadas quando eles são adquiridos, bem como critérios específicos da Agência sobre a validade dessa calibração.

Os instrumentos utilizados para medição de propriedades físico-químicas em combustíveis exigidos pela Resolução ANP nº 9/2007 devem ter certificados de verificação e calibração que atendam aos regulamentos vigentes do Inmetro que estabelecem as exigências a serem observadas na sua fabricação e calibração.

No entanto, por serem instrumentos construídos com materiais que podem sofrer dilatação térmica quando submetidos a variações muitos extremas de temperatura, o que pode afetar suas calibrações, é recomendável que sejam devidamente guardados e protegidos de ambientes com temperaturas extremas, a fim de prolongar a sua vida útil.

A empresa brasileira de petróleo e gás PetroRio concluiu a aquisição de participação no bloco BM-C-30 contendo o campo Wahoo offshore do Brasil da empresa petrolífera francesa TotalEnergies.

A Petro Rio disse que a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) aprovou a aquisição de 28,6 por cento no campo de Wahoo adquirido da Total E&P do Brasil.

A empresa comprou uma participação inicial de 35,7 por cento no bloco BM-C-30 da BP em novembro de 2020. O negócio também incluiu a compra de 60 por cento de participação no bloco BM-C-32 que detém o campo de Itaipu. A PetroRio concluiu a aquisição da BP em meados de junho de 2021.

A empresa então 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.

Com esta transação fechada, a PetroRio agora detém uma participação de 64,3 por cento no Wahoo e pretende criar um segundo cluster de produção através do tieback entre Wahoo e o campo de Frade, em linha com a estratégia de otimização operacional dos ativos.
Espera-se que o primeiro óleo de Wahoo aconteça no início de 2024.

O campo de Wahoo possui mais de 125 milhões de barris classificados como recursos 1C, além de aproximadamente 7 milhões de barris 1C a serem adicionados ao Campo de Frade, devido ao prolongamento de sua vida útil.

A empresa tem uma produtividade média inicial estimada em mais de 10.000 barris por dia por poço e uma produção total que pode ultrapassar 40.000 barris por dia em Wahoo, com base no teste de formação feito no poço piloto.

O desenvolvimento do Wahoo permitirá à empresa criar outro cluster de produção que compartilhará toda a infraestrutura com o campo de Frade – incluindo o FPSO.

A Petrobras iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (teaser) referente à venda, em conjunto com a Sonangol Hidrocarbonetos Brasil Ltda. (Sonangol), da totalidade da participação de ambas as empresas no bloco exploratório terrestre POT-T-794, pertencente à concessão BT-POT-55A, localizada na Bacia Potiguar, no estado do Rio Grande do Norte.

A concessão foi adquirida em 2006 na 7ª Rodada de Licitações de Blocos realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras detém 70% de participação e a Sonangol, operadora da concessão, detém os demais 30% de participação. O consórcio perfurou dois poços na área, sendo um descobridor de gás e um de delimitação. Não há compromissos remanescentes a serem cumpridos.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio, redução do endividamento e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

O teaser, que contém as principais informações sobre a oportunidade, bem como os critérios de elegibilidade para a seleção de potenciais participantes, está disponível no site de Relações com Investidores da Petrobras: https://www.investidorpetrobras.com.br/resultados-e-comunicados/teasers.

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 nº 9.355/2018. As principais etapas subsequentes do projeto serão informadas oportunamente ao mercado.

A ANP participou no último dia (8/7) da Operação Petróleo Real, do Ministério da Justiça e Segurança Pública, que teve o objetivo de fiscalizar e combater fraudes nos postos de combustíveis. A ação foi realizada simultaneamente em 25 estados e no Distrito Federal. Foram fiscalizados pela Agência 195 postos de combustíveis, com a realização de 527 testes de qualidade e verificação de 1.646 bicos de bombas abastecedoras.

Durante a operação, houve a emissão de um total de 35 autos de infração. Em 12 postos, as autuações foram motivadas por problemas de qualidade do combustível e, em outros cinco, por “bomba baixa” (que fornece volume inferior ao registrado). Os fiscais também fizeram três interdições em estabelecimentos por falta de autorização de funcionamento e duas por rompimento de lacre colocado em fiscalização anterior.

A Operação Petróleo Real foi coordenada pela Secretaria Nacional do Consumidor (Senacon) e Secretaria de Operações Integradas (Seopi). A ação inédita vistoriou postos de gasolina em todas as unidades da Federação, exceto o Maranhão.

Além da ANP, participaram das ações de fiscalização: Procons estaduais e municipais, Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (INMETRO), Polícia Federal (PF), Polícia Rodoviária Federal (PRF), Polícia Militar (PM), Polícia Civil (PC), Corpo de Bombeiro Militar (CBM), Guardas Civis Municipais (GCMs) e Secretarias de Segurança Pública.

A Petrobras informa que o Sr. José Franco Medeiros de Morais apresentou carta de renúncia ao cargo de membro titular do Conselho Fiscal da companhia, por razões pessoais, com efeitos a partir do dia 05 de agosto de 2021.

Adicionalmente, a companhia recebeu ofício do Ministério da Economia com indicação do Sr. Jeferson Luís Bittencourt para substituição do Sr. José Franco Medeiros de Morais, mantendo a Sra. Gildenora Dantas Milhomem como sua suplente. A indicação será submetida aos procedimentos internos de governança corporativa, incluindo as respectivas análises de conformidade e integridade, e posteriormente, à avaliação do Comitê de Pessoas (COPE). Após a avaliação do COPE, a indicação será submetida à deliberação da Assembleia Geral Extraordinária, a ser oportunamente convocada.

Produção da plataforma de Búzios será escoada pela Rota 2 ao Terminal de Cabiúnas

A P-76 se tornou, no mês de junho, a segunda plataforma do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, a exportar gás para o continente. A operação foi possível após a interligação da plataforma ao gasoduto conhecido como Rota 2, que escoa a produção para o Terminal de Cabiúnas.

A Petrobras começou a exportar o gás de Búzios em agosto do ano passado, com a plataforma P-74. Atualmente, o volume exportado pelas duas plataformas é de até 2 milhões de m³/dia. Até o segundo semestre de 2022, com a implantação da Rota 3 e a interligação das plataformas P-75 e P-77, o volume de gás a ser exportado pelo campo de Búzios poderá ser superior a 9 milhões de m³/dia.

A possibilidade de exportar o gás de Búzios contribui para o aproveitamento do potencial dos campos, trazendo flexibilidade para uma melhor gestão do reservatório e aumento da geração de valor. Atualmente, o gás produzido na Bacia de Santos é transportado pelas rotas 1 e 2 que, somadas, têm capacidade de escoamento de 26 a 30 milhões de m³ por dia. A Rota 3, ainda em fase de implantação, permitirá o escoamento de mais de 18 milhões m³/d de gás até as unidades de processamento de gás em terra.

O mercado de gás natural no Brasil passa por um processo de abertura que busca um ambiente concorrencial mais dinâmico. O início de exportação de gás pela P-76 reforça a posição da Petrobras na cadeia de gás natural no país, ampliando a disponibilidade de gás ao mercado e proporcionando o atendimento ao crescimento da demanda, incluindo a expansão e segurança no atendimento ao setor elétrico, delineando o caminho da transição energética para fontes com menor intensidade de carbono.

Búzios

O campo de Búzios, descoberto em 2010, é o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo. É um ativo de classe mundial, com reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração. Deve chegar ao final da década com a produção diária acima de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia, tornando-se o ativo da Petrobras com maior produção.

As quatro unidades em operação em Búzios respondem por mais de 20% da produção total da Petrobras no momento. Outras quatro plataformas previstas para o campo (FPSOs Almirante Barroso, Almirante Tamandaré, P-78 e P-79) estão em construção e a nona unidade (P-80) está em processo de contratação.

A empreiteira de perfuração brasileira Constellation Oil Services ganhou um contrato de três anos para um navio-sonda da companhia de petróleo compatriota Petrobras.

Constellation disse na terça-feira que o navio sonda Laguna Star obteve um contrato com a Petrobras por 1.095 dias com operações na costa brasileira previstas para começar em janeiro de 2022.

O proprietário da sonda acrescentou que o contrato também inclui serviços integrados, bem como o uso do sistema Managed Pressure Drilling (MPD).

O contrato anterior do navio sonda com a Petrobras – com uma taxa diária estimada de $ 155.000 – foi assinado em julho de 2019. As operações sob esse contrato de dois anos começaram em outubro do mesmo ano.

O contrato era para operações no bloco BM-S-11 da Petrobras nas áreas do pré-sal da Bacia de Santos.

O Laguna Star de 6ª geração construído em 2012 é um navio-sonda DP de águas ultraprofundas construído no estaleiro Samsung Heavy Industries na Coreia do Sul. A embarcação é capaz de perfurar em águas profundas de até 10.000 pés e tem uma capacidade de perfuração de até 40.000 pés.

 

A ANP realizou anteontem (7/7), com transmissão pelo YouTube, a audiência pública relativa à Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa. A sessão pública está prevista para 17 de dezembro e ofertará as áreas de Sépia e Atapu, na Bacia de Santos, no regime de partilha da produção.

Na abertura do evento, o diretor da ANP Dirceu Amorelli destacou a peculiaridade do leilão e reforçou ainda que as novas medidas implementadas deverão trazer mais segurança jurídica aos participantes. “Aprendemos muito e fizemos nosso dever de casa. A evolução dos estudos quanto a esse modelo tão ímpar de licitação, em comparação com outros formatos já tradicionalmente organizados pela Agência e realizados ao longo das últimas décadas, nos fez prosperar nos conceitos técnicos e jurídicos, tão necessários ao melhor andamento dos trabalhos” – afirmou o diretor.

Nas rodadas realizadas no regime de partilha da produção, os bônus de assinatura são fixos e os as empresas vencedoras são as que oferecem maior percentual de excedente em óleo à União, a partir do mínimo definido em edital. No caso do segundo leilão do Excedente da Cessão Onerosa, os bônus de assinatura são R$ 4,002 bilhões para Atapu e 7,138 bilhões para Sépia, enquanto os percentuais mínimos de excedente em óleo são, respectivamente, 5,89% e 15,02%.

Histórico  

A cessão onerosa é um regime de contratação direta de áreas específicas de petróleo da União para a Petrobras. A Lei nº 12.276/2010 concedeu à Petrobras o direito de extrair até cinco bilhões de barris de óleo equivalente (BOE, termo técnico usado  para converter um volume de gás natural com um volume de óleo) de áreas não concedidas localizadas no pré-sal, conforme detalhado no Contrato de Cessão Onerosa, firmado entre a União e a Petrobras.

Considerando a limitação legal quanto ao volume máximo a ser extraído no Contrato de Cessão Onerosa e a existência de volumes excedentes aos contratados, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou a ANP a realizar a Rodada de Licitações de Partilha de Produção para os Volumes Excedentes aos contratados sob o regime de Cessão Onerosa em áreas do Pré-sal.

Na primeira rodada, realizada em novembro de 2019, foram ofertadas quatro áreas: Búzios, Itapu, Sépia e Atapu. As duas primeiras foram arrematadas, gerando arrecadação total de R$ 69,96 bilhões em bônus de assinatura. As áreas remanescentes – Atapu e Sépia, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos e com área total de 386 km² – serão ofertadas nesta segunda rodada. A Petrobras manifestou interesse em exercer o direito de preferência nas duas áreas, com percentual de 30% em cada uma.

Saiba mais sobre a Segunda Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa