Autor: redacao

A Shearwater GeoServices está pronta para iniciar a aquisição sísmica e levantamentos multifísicos para o projeto Parque das Baleias da Petrobras na Bacia de Campos, offshore do Brasil. 

A aquisição sísmica com a tecnologia Ocean Bottom Nodes (OBN) e novos levantamentos multifísicos, incluindo magnetométrico e gravimétrico, do projeto 3D Nodes terá início na primeira quinzena de julho.

A obra, a ser realizada em uma área de 810 km², vai melhorar a imagem 3D e obter um futuro monitoramento 4D dos campos do Parque das Baleias, informou a Petrobras.

Segundo a empresa, os novos dados sísmicos 3D obtidos com o OBN vão otimizar a caracterização dos reservatórios e seus limites, permitindo um melhor gerenciamento dos campos.

O Parque das Baleias, também conhecido como Parque da Baleia, é um aglomerado de campos de petróleo e gás em águas profundas localizado na região norte da Bacia de Campos, no litoral do Espírito Santo.

Operada exclusivamente pela Petrobras, a área inclui os campos de Jubarte, Cachalote, Pirambu, Baleia Anã, Caxaréu e Mangangá, que possuem reservas do pré-sal e do pós-sal.

A Shearwater GeoServices fechou recentemente um contrato com a Petrobras para realizar monitoramento 3D e 4D para aquisição sísmica de streamer rebocado nos campos de Marlim, Albacora e Voador na Bacia de Campos.

Arrecadação para a União já soma R$ 3,21 bilhões desde 2018 

A partir de agora, os dados de arrecadação gerados pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), os volumes de produção em contratos de partilha, as cargas comercializadas da União e expectativas futuras de produção, investimentos e arrecadação dos 17 contratos em regime de partilha de produção sob gestão da companhia podem ser acessados online de forma dinâmica. A empresa lança hoje (6) o Painel Interativo Pré-Sal Petróleo em mais uma iniciativa para aumentar a transparência para a sociedade e possibilitar uma nova forma avançada de visualizar os dados da União por meio de uma interface simples e intuitiva.

Os dados demonstram que de 2018 até hoje, a Pré-Sal Petróleo gerou uma arrecadação de R$ 3,21 bilhões para a União, sendo R$ 1,9 bilhão referente à comercialização de petróleo e gás da União e R$ 1,3 bilhão em Equalizações de Gastos e Volumes decorrentes de Acordos de Individualização da Produção realizados pela empresa. Em outro bloco, o painel demonstra a arrecadação projetada para a comercialização do petróleo e gás da União até 2030, totalizando US$ 75,3 bilhões no período.

O Painel foi desenvolvido em uma ferramenta de Business Inteligence, e consolida informações desde novembro de 2017, quando foi iniciada a produção da Área de Desenvolvimento de Mero (contrato de Libra), a primeira em regime de partilha de produção. Os dados apresentados são atualizados sempre que há um novo evento.

Ao navegar no Painel Interativo, o leitor encontrará:

• Dados de arrecadação para a União: valores arrecadados em reais anualmente desde 2018 e subdivididos por origem: comercialização de petróleo e gás natural e equalização de gastos e volumes (acordos financeiros decorrentes dos acordos de individualização da produção). O painel oferece dados abertos sobre as equalizações realizadas em cada campo.
• Dados de comercialização por campo: volumes de petróleo e gás natural da União comercializados por campo produtor.
• Dados de produção:  produção média diária de petróleo e gás natural nos contratos de partilha de produção, produção média diária do excedente de óleo e gás da União, produção acumulada de petróleo e gás natural nos contratos desde 2017 e produção acumulada do excedente de óleo e gás natural da União.
• Dados de estimativas de resultados nos contratos de partilha de produção até 2030: produção média de petróleo e gás natural estimada em regime de partilha ano a ano ao longo da década, produção média estimada do excedente da União de óleo e gás, estimativa de receita da União com a comercialização do petróleo, estimativa de royalties e tributos federais e projeção de investimentos no setor.

Acesso ao Painel Interativo: https://www.presalpetroleo.gov.br/ppsa/conteudo-tecnico/painel-interativo

A empresa brasileira de petróleo e gás Enauta interrompeu a produção em dois de seus três poços no campo de Atlanta, localizado no Bloco BS-4 offshore do Brasil.

A Enauta disse na segunda-feira que a produção de seu campo de Atlanta, offshore, no Brasil, foi afetada por uma falha no sistema de bombeamento de dois poços.

Segundo informações da empresa, o Campo de Atlanta está produzindo petróleo por meio de apenas um poço.

“ Dois poços pararam de produzir nos últimos dias. Esta tarde, a empresa diagnosticou falha no sistema de bombeamento desses dois poços. O primeiro poço deve retomar a produção na segunda quinzena deste mês e, a partir daí, o campo terá dois poços produtores ”, afirmou Enauta.

O segundo poço está programado para reiniciar a produção em agosto de 2021 e o campo estará produzindo a partir de três poços a partir de então. Os prazos para a retomada da produção nos poços consideram as restrições de embarque impostas pela COVID-19. Todos os três poços no campo de Atlanta estão produzindo por meio de sua conexão com o FPSO Petrojarl I.

Para lembrar, a Enauta concluiu no final de junho a transferência de uma participação de 50 por cento no campo offshore de Atlanta, anteriormente detido pela Barra Energia. A aprovação das autoridades do país para assumir a participação da Barra Energia foi recebida em abril.

No momento da aquisição, o campo estava operando por meio de dois poços. A Enauta anunciou o reinício do terceiro, bem como um aumento na produção de aproximadamente 9.000 para 18.000 barris de petróleo por dia imediatamente. Esperava atingir cerca de 22.500 barris de petróleo por dia após a entrada do terceiro poço – um recorde histórico para a Enauta . Essa última paralisação foi um revés para a empresa nesse aspecto.

A empresa informou ainda no final de junho que estão em andamento as atividades de ampliação da capacidade de tratamento de água do FPSO e aumento da produção de petróleo, com previsão de conclusão da primeira fase até o final deste ano. A Enauta também avalia a possibilidade de antecipar a perfuração do quarto poço do campo.

No início deste ano, a Enauta deu início à licitação do FPSO para o sistema de desenvolvimento completo do campo de Atlanta.

A licitação considera um FPSO com capacidade para processar 50 mil barris de óleo por dia, ao qual serão interligados de seis a oito poços produtores, incluindo os três poços já em operação no sistema de produção inicial.

A ANP realizou o seminário virtual Novos Instrumentos de Divulgação de Informações sobre Exploração de Petróleo e Gás Natural. No encontro, foram apresentados o 1º Relatório Anual de Exploração e o Painel Dinâmico de Exploração, instrumentos que visam à consolidação e à divulgação de informações sobre o desempenho do segmento de exploração de petróleo e gás natural no Brasil.

“Desejo que esses novos instrumentos de informações estimulem discussões e auxiliem na elaboração de outros estudos e documentos técnicos, que contribuam para o planejamento de ações que resultem no crescimento do segmento de exploração de petróleo e gás no Brasil”, afirmou o Diretor da ANP José Cesário Cecchi, na abertura do evento.

A primeira edição do Relatório Anual de Exploração mostra informações relativas ao desempenho do segmento de exploração, de 2016 a 2020. A publicação está dividida em quatro capítulos. O primeiro traz informações sobre os blocos sob contrato. No capítulo 2, estão os números relativos às atividades exploratórias realizadas no período. O capítulo 3 aborda as ações da Agência voltadas para o incremento das atividades exploratórias, enquanto o capítulo 4 apresenta uma avaliação sobre as perspectivas para o segmento, incluindo informações sobre as previsões de investimentos para o ano de 2021.

O Painel Dinâmico da Fase de Exploração, disponível desde 25/05, é uma forma interativa de visualização dos dados relativos à primeira fase dos contratos de exploração de petróleo e gás natural. Os dados disponíveis no painel são atualizados diariamente, permitindo que o usuário acompanhe, quase em tempo real, a evolução dos blocos e contratos ao longo da fase de exploração. Acesse o painel aqui.

O que é fase de exploração

A fase de exploração tem início com a assinatura do contrato. Nela, as áreas exploradas são chamadas de blocos, e as empresas realizam estudos e atividades (como levantamentos sísmicos e perfuração de poços) para detectar a presença de petróleo e/ou gás natural em quantidade suficiente para tornar sua extração economicamente viável. Em caso positivo, a empresa apresenta uma declaração de comercialidade à ANP e o bloco (ou parte dele) se transforma em um campo produtor, dando início à fase de produção. Em caso negativo, a empresa pode devolver o bloco (ou parte dele) à ANP.

Assista à gravação do seminário

A TotalEnergies e a Veolia estão unindo forças para acelerar o desenvolvimento da produção de microalgas a partir de CO2. Os dois parceiros estão combinando know-how para desenvolver um projeto de pesquisa de 4 anos no local da biorrefinaria de Mède, operada pela TotalEnergies, visando, em última instância, a produção de biocombustíveis.

Por meio da fotossíntese, as microalgas usam a luz do sol e o CO2 atmosférico ou industrial para crescer. Uma vez maduros, eles podem ser transformados em biocombustíveis de baixo carbono de próxima geração.

Como parte do projeto, uma plataforma de teste é montada para comparar diferentes sistemas inovadores de cultura de microalgas e identificar os mais eficientes.

A Veolia, portanto, oferece sua experiência em:
• o setor de água para otimizar a gestão do ambiente aquático das culturas,
• valorização da biomassa de algas como solução eficaz para a captura de CO2.

A TotalEnergies, em sinergia com os negócios do site La Mède, disponibiliza seu know-how em:
• biomassa, refino e produção de biocombustíveis avançados,
• Tecnologias de captura e recuperação de CO2.

“Estamos satisfeitos com a parceria com a Veolia em nosso site La Mède para acelerar a avaliação de sistemas de cultivo de microalgas usando CO2 com o objetivo de produzir biocombustíveis de última geração. Os biocombustíveis permitem que os clientes da TotalEnergies reduzam sua pegada de carbono e, assim, contribuam para a ambição da empresa de atingir a neutralidade de carbono até 2050, junto com a sociedade ”, declarou Marie-Noëlle Semeria, Diretora de Pesquisa e Desenvolvimento da TotalEnergies.

“Esta parceria inédita permite que a TotalEnergies e a Veolia acelerem o ciclo de produção de uma promissora alternativa energética necessária à preservação do planeta. Com este projeto, a Veolia é capaz de trazer sua experiência técnica na otimização e segurança de tratamentos biológicos em um projeto mais global que contribuirá positivamente para a transformação ecológica. Esta parceria é um bom exemplo das capacidades de inovação ecológica que a Veolia deseja disponibilizar aos seus clientes para responder às mudanças climáticas “, disse Philippe Seberac, Diretor Técnico e Científico da Veolia.

A Sembcorp Marine, por meio de sua subsidiária brasileira Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), garantiu um contrato de aditamento com a Tupi BV no valor de cerca de US $ 175 milhões para as obras de modificação a serem concluídas no FPSO P-71.

A EJA foi anteriormente contratada para entregar a construção e integração dos módulos do FPSO P-71.

Projetado originalmente para o campo de Tupi, o FPSO P-71 agora passará por modificações e integração no EJA para implantação no campo de Itapu, disse a Sembcorp Marine na semana passada.

A saber, a Petrobras decidiu em outubro passado reatribuir o FPSO P-71 do campo de Tupi para o campo de Itapu, na costa do Brasil, em um esforço para focar em águas profundas e ultraprofundas. Com isso, foi cancelada a licitação para afretamento da plataforma que atenderia ao projeto Itapu.

Também foi acordado preparar um novo Plano de Desenvolvimento (PD) para o campo de Tupi, onde o FPSO deveria ser utilizado originalmente. A previsão é que o DP seja entregue à ANP em 2021.

O escopo de trabalho do EJA inclui a modificação dos sistemas existentes e a integração de sistemas adicionais à embarcação.

O P-71 é a sexta unidade de uma série projetada para operar na camada pré-sal. Medindo 316m de comprimento e 54m de largura, o FPSO P-71 é capaz de movimentar 150.000 barris de petróleo por dia e seis milhões de metros cúbicos padrão de gás natural em operação.

Tem capacidade de armazenamento de 1,6 milhão de barris de petróleo e pode acomodar 160 pessoas. A entrega da embarcação está prevista para o último trimestre de 2022.

Guhan Thangavelu , presidente da EJA disse: “Nosso EJA Yard, conhecido por ser um dos maiores e mais avançados estaleiros do Brasil para produtos e soluções offshore, está estrategicamente localizado na costa leste do Brasil para atender aos desenvolvimentos de campo no Atlântico, Golfo dos setores do México e da África Ocidental. Este projeto oferece uma oportunidade de mostrar as capacidades da EJA para realizar projetos de engenharia complexos e de grande escala com adaptação rápida de design e layout submarino superior ”.

“Agradecemos à Tupi BV e seus parceiros por escolherem a Sembcorp Marine e a equipe EJA para entregar mais um flutuador para aumentar seus ativos de classe mundial para implantação em águas profundas e ultraprofundas. Em meio aos desafios induzidos pela pandemia, continuamos comprometidos com a execução segura e oportuna do projeto ”.

Em setembro de 2019, a EJA entregou o novo FPSO P-68 para a Tupi BV, que atualmente está implantado nos campos de águas ultraprofundas de Berbigão e Sururu, na Bacia de Santos, no Brasil. A Petrobras iniciou a produção de petróleo e gás natural do campo de Berbigão em novembro de 2019.

Nova unidade na Replan, em Paulínia (SP) aumentará produção de diesel com baixo teor de enxofre

A Petrobras vai investir R$ 2,5 bilhões até 2025 para melhorar o seu parque de refinarias. A finalidade é aumentar a produção de derivados de maior valor agregado, menos poluentes e maior qualidade. Com essa decisão estratégica, a companhia busca posicionar-se de forma ainda mais competitiva na abertura do mercado de refino de petróleo no país. Dentre os projetos de maior relevância, estão previstas ampliações e adequações de unidades de hidrotratamento (HDT) para elevar a produção de diesel S10, um produto mais moderno e sustentável.

Como parte do programa, a Petrobras anunciou, na segunda-feira (28) o processo de contratação para implantação de uma nova unidade de HDT na Refinaria de Paulínia (Replan), no estado de São Paulo. Até 2025 esta planta entrará em operação e terá capacidade para produzir 10.000 m³/dia de Diesel S10, além de proporcionar o aumento da produção de querosene de aviação (QAV).

A modernização na Replan visa ao atendimento das especificações e quantidades demandadas pelo mercado futuro, de forma econômica, com segurança operacional e menores impactos ao meio ambiente. O processo de contratação tem abrangência nacional e internacional.

Além da Replan, a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro, e a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos (SP) são alvos de implantação de novos projetos.

Na Reduc, as obras para adequação da unidade de HDT ampliarão a capacidade de produção de Diesel S-10 dos atuais 5.000 m³/dia para 9.500 m³/dia.  As intervenções estão previstas para serem concluídas até o segundo semestre de 2023.

Outra refinaria que passará por adaptações é a Revap. Também com objetivo de ampliar a produção de Diesel S-10, as obras para adequação da unidade de hidrotratamento (HDT) de diesel têm previsão para conclusão até dezembro de 2025.

O Diesel S-10, de acordo com a Petrobras, é um produto mais moderno e sustentável, com menor teor de enxofre (apenas 10 ppm), que atende a especificações do mercado local e internacional, além de requisitos ambientais. Esse combustível também proporciona impactos positivos na redução de emissões de material particulado e de óxidos de nitrogênio. Além da diferença no teor de enxofre, o diesel S-10 tem maior nível de cetano, índice que mede a qualidade de ignição.

Investimentos nas refinarias

A Petrobras promove uma gestão ativa de portfólio, desinvestindo de alguns ativos para poder investir mais e melhor em outros negócios, que tragam maior retorno para a companhia. Seus investimentos têm sido expressivamente superiores em relação aos desinvestimentos.

No caso do refino, a gestão ativa de portfólio permitirá que a Petrobras concentre o foco dos seus investimentos nas cinco refinarias que permanecerão na companhia, todas com localização estratégica no mercado de refino nacional, incrementando tecnologias e a produção de combustíveis de maior valor agregado e respeito ao meio ambiente.

Além da Reduc, Replan e Revap, permanecerão no portfólio da companhia a Refinaria de Capuava (Recap) e a Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), ambas no estado de São Paulo. A Petrobras também está estudando a implantação de novas unidades para produção de lubrificantes avançados e de diesel S10 no Gaslub, em Itaboraí.

A Petrobras avalia que tais investimentos a fortalecem do ponto de vista estratégico, ao torná-la mais bem posicionada em um segmento no qual entrarão novos competidores. Desta forma, a empresa amplia sua capacidade de proporcionar ganhos consistentes para a sociedade tanto do ponto de vista ambiental quanto financeiro, oferecendo ao mercado um produto menos poluente e de melhor qualidade.

Seleção, no valor de R$22 milhões, é a maior do setor de energia. Tecnologias desenvolvidas com startups a partir dos investimentos do programa já começam a apresentar resultados.

A Petrobras vai promover, hoje (6/7), uma série de lives no Linkedin sobre os desafios propostos no 3º edital do Programa Petrobras Conexões para Inovação, a maior seleção de projetos de inovação para startups e pequenas empresas já aberta no setor de energia.

A Petrobras é a principal agregadora do ecossistema de inovação em energia do país e, neste edital, destinará um total de R$ 22 milhões. As selecionadas terão oportunidade de desenvolver soluções e modelos de negócios a partir de demandas da Petrobras, com potencial de escalar na indústria nacional e internacional. A companhia investirá em projetos de até R$ 500 mil e de até R$ 1,5 milhão, a depender da categoria do desafio (soft ou deep tech).

Durante as lives, os interessados em participar do edital poderão tirar dúvidas com especialistas da Petrobras sobre os desafios da seleção, nas áreas de eficiência energética, tecnologia de segurança, robótica, redução de carbono, modelagem geológica, tecnologia de inspeção e tecnologias digitais.

“A Petrobras é uma empresa altamente tecnológica e que fomenta os ambientes e sistemas de inovação no Brasil por meio de parcerias. Estamos cada vez mais buscando parcerias com startups e injetando recursos nelas para tirar ideias inovadoras do papel e transformá-las em realidade, ou seja, em negócios”, comenta Ricardo Ramos, coordenador do Programa Petrobras Conexões para Inovação.

Essa atuação em novas redes de inovação já está rendendo frutos para a empresa e para a sociedade. Nos dois editais anteriores, realizados em 2019 e 2020, foram contratadas 23 startups e pequenas empresas para desenvolver soluções em parceria tecnológica com a Petrobras. Um dos projetos selecionados é desenvolvido pela Mogai, empresa do Espírito Santo, que está desenvolvendo uma solução integrada entre câmera 3D móvel e inteligência artificial para monitoramento de corrosão e gestão de pintura industrial. O projeto está em fase de testes de campo, em terra e, posteriormente, será levado para o ambiente das plataformas de produção. A expectativa de entrega é para o primeiro semestre de 2022.

O PhotoCoat, nome dado à tecnologia, está sendo aperfeiçoado por meio da interação da Petrobras com a startup. “Nos últimos anos, a Petrobras construiu um complexo ecossistema de inovação. Com o apoio do Cenpes, que é maior centro de pesquisas da América Latina, com 147 laboratórios, mais de 8000 equipamentos e um corpo técnico altamente qualificado, somos capazes de desenvolver grandes soluções para os desafios do negócio. O programa Conexões para Inovação une a expertise tecnológica da companhia, que está no DNA da empresa, com as ideias inovadoras que chegam pelas startups. Como resultado dessa parceria, temos uma alquimia promissora, capaz de acelerar a inovação e alavancar o desenvolvimento de produtos e tecnologias competitivas, agregando mais valor para a companhia”, afirma o Diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolás Simone.

Seleção

Realizado em parceria com o Sebrae, o edital está com inscrições abertas até 1 de agosto. Além do investimento financeiro para o desenvolvimento das soluções tecnológicas, as startups vencedoras irão interagir com o corpo técnico da Petrobras, receberão capacitação empresarial para posicionamento de mercado e estruturação de planos de negócios, além da participação em Demo Days com as tecnologias desenvolvidas. O projeto poderá ser selecionado para uma etapa de implantação e teste piloto na Petrobras ou em qualquer outra empresa.

A partir de hoje (5/7), os interessados em conhecer mais sobre os desafios já podem acessar o canal do Youtube da Petrobras ou a plataforma de inscrição para acessar vídeos com mais detalhes.

Confira a programação das lives:

6/7, às 18h: Desafios de Tecnologias Digitais

7/7, às 18h: Desafios de Tecnologias Digitais e Modelagem aplicadas à Exploração, Reservatórios e Elevação e Escoamento

8/7 às 18h: Desafios de Robótica, Inspeção, Segurança, Redução de Carbono e Eficiência Energética

A ANP fiscalizou, de 28/6 a 1/7, 43 agentes do mercado de combustíveis e 12 caminhões em Santa Catarina, São Paulo, Minas Gerais e no Amazonas. Nas ações, os fiscais verificam se as normas da Agência – como o atendimento aos padrões de qualidade dos combustíveis, o fornecimento do volume correto pelas bombas, apresentação de equipamentos e documentação adequados, entre outras – estão sendo cumpridas.

Santa Catarina

Oito postos foram fiscalizados em operação conjunta com o Procon Municipal em Florianópolis. Os fiscais estiveram nos bairros de Capoeiras, Centro, Coqueiros, Ingleses do Rio Vermelho, Jurerê Internacional, Monte Verde e Rio Tavares. Nenhuma irregularidade foi constatada.

Em Sombrio, em ação com o Procon Municipal, foram fiscalizados seis postos nos bairros Centro, Furnas, Nova Brasília, Parque das Avenidas, São Luiz e Vila São Pedro. Não houve autuações.

Nas cidades de Balneário Barra do Sul, Brusque, Joinville e São Francisco do Sul, foram fiscalizados 10 postos de combustíveis e um transportador-revendedor-retalhista (TRR). Três postos foram autuados por não contarem com os equipamentos necessários para a realização das análises de combustíveis quando solicitadas pelos consumidores. Esses estabelecimentos estão localizados em São Francisco do Sul (Bairro Reta), Brusque (Centro) e Barra do Sul (Bairro Pinheiros).

São Paulo

Em uma força tarefa com a participação da Polícia Civil (DPPC) e do Ipem-SP, a ANP fiscalizou três postos de combustíveis na capital paulista, sendo que em dois foram encontradas irregularidades.

Uma revenda, no bairro Jardim Colonial, foi autuada e interditada totalmente por operar sem autorização da ANP, romper lacres de interdição anterior, dar destinação não permitida a produto apreendido e comercializar gasolina C comum fora das especificações, apresentando teor de etanol anidro de 67%, enquanto o correto é de 27% com variação de 1% para mais ou para menos, além de outras irregularidades de menor gravidade.

Outro posto, no bairro Guarapiranga, foi autuado e teve seus tanques de gasolina comum e de gasolina aditivada interditados porque os produtos armazenados estavam fora das especificações da ANP, com teor de etanol anidro acima do permitido, chegando a 46% na gasolina comum.

Em Guararema, a ANP e a Agência Nacional de Transporte Terrestre (ANTT) realizaram uma operação de fiscalização integrada do transporte de produtos perigosos, em uma barreira fiscal, na Rodovia Presidente Dutra, km178,5. Foram verificados o cumprimento das normas de segurança, a regularidade da documentação fiscal, a devida lacração dos compartimentos e a qualidade dos combustíveis automotivos transportados. Ao todo, 12 caminhões foram inspecionados, sendo que seis transportavam combustíveis. Não foi constatada qualquer irregularidade por parte da ANP.

Minas Gerais

Os fiscais da ANP estiveram nas cidades de Comendador Gomes, Bom Jesus do Amparo, São Gonçalo do Rio Abaixo, Itatiaiuçu e Belo Horizonte. Ao todo, foram fiscalizados 15 agentes econômicos.

Na cidade de Comendador Gomes, no Triângulo Mineiro, a ANP participou de uma ação conjunta com a Polícia Rodoviária Federal. Houve interdição e apreensão em uma revenda clandestina de combustíveis líquidos que funcionava utilizando-se das instalações de um antigo posto desativado. Foram apreendidos diversos galões e bombonas cheios de combustíveis. Nas outras cidades fiscalizadas, foram encontradas irregularidades nos agentes econômicos quanto à documentação, entre outros itens.

Amazonas

A ANP e a ANTT realizaram ação conjunta na BR174, em Manaus. A ANP foi verificou a documentação fiscal e de qualidade do produto. Não foram constatadas irregularidades.

Consulte os resultados das ações da ANP em todo o Brasil

Os resultados das ações da ANP estão disponíveis no Painel Dinâmico da Fiscalização do Abastecimento. É possível consultar os dados públicos dos documentos de fiscalização lavrados, bem como elementos sobre as operações realizadas em cada município e os segmentos de mercado fiscalizados. A base de dados é atualizada mensalmente, com prazo de dois meses entre o mês da fiscalização e o mês da publicação, devido ao atendimento de exigências legais e aspectos operacionais.

Os estabelecimentos autuados pela ANP estão sujeitos a multas que podem variar de R$ 20 mil a R$ 5 milhões. As sanções são aplicadas somente após processo administrativo, durante o qual o agente econômico tem direito à ampla defesa e ao contraditório, conforme definido em lei.

Denúncias sobre irregularidades no mercado de combustíveis podem ser encaminhadas ao Fale Conosco ou por ligação gratuita pelo telefone 0800 970 0267.

A produção de gás natural no Brasil aumentou 17,7% em maio de 2021, em relação ao mesmo mês de 2020, totalizando 135 MMm3/d (milhões de m3 por dia). Na comparação com abril de 2021, o crescimento foi de 2,4%. Os dados estão disponíveis no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de maio de 2021, publicado hoje (1/7) pela ANP.

A produção de petróleo no mês totalizou 2,932 MMbbl/d (milhões de barris por dia), redução de 1,4% com relação a abril e aumento de 6,0% na comparação com maio de 2020. Já a produção somada de petróleo e gás foi de 3,778 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

As informações também estão disponíveis, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal

A produção do Pré-sal foi de 2,129 MMbbl/d de petróleo e 89,0 MMm³/d de gás natural, totalizando 2,689 MMboe/d. Houve uma redução de 2,6 % em relação ao mês anterior e um aumento de 13,8% se comparada ao mesmo mês de 2020. A produção do Pré-sal teve origem em 125 poços e correspondeu a 71,2% do total produzido no Brasil.

Aproveitamento do gás natural

Em maio, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%. Foram disponibilizados ao mercado 57,9 MMm³/dia. A queima de gás no mês foi de 2,9 MMm³/d, um aumento de 2,4% se comparada ao mês anterior e um aumento de 6% se comparada ao mesmo mês em 2020.

Origem da produção

Neste mês de março, os campos marítimos produziram 96,9% do petróleo e 83,1% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 93,4% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Destaques

Em março, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 891 Mbbl/d de petróleo e 41,1 MMm3/d de gás natural.

A plataforma Petrobras 77, produzindo no campo de Búzios por meio de cinco poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de petróleo, com 143.075 bbl/d.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 32 poços a ela interligados, foi a instalação com maior produção de gás natural, produzindo 6,948 MMm³/d.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 1.014.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60.

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 380,4 boe/d, sendo 97,9 bbl/d de petróleo e 44,9 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 274,8 boe/d.

Outras informações

No mês de maio de 2021, 255 áreas concedidas, três áreas de cessão onerosa e cinco de partilha, operadas por 36 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 57 são marítimas e 206 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 6.412 poços, sendo 490 marítimos e 5.922 terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28,1, sendo 2,3% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 91,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 6,6 % óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 95,2 Mboe/d, sendo 75,1 mil bbl/d de petróleo e 3,2 MMm³/d de gás natural. Desse total, 72,9 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 22,3 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 15.269 boe/d no Rio Grande do Norte, 6.155 boe/d na Bahia, 492 boe/d no Espírito Santo, 249 boe/d em Alagoas e 189 boe/d em Sergipe.