ENGIE abre 250 vagas para operação dos gasodutos da TAG

Empresa tem posições operacionais e de gestão em três regiões do Brasil 

A ENGIE, empresa privada de energia do Brasil, com foco em geração, comercialização e transmissão de energia elétrica, infraestrutura de gás e soluções energéticas, vai assumir a operação e manutenção da malha de gasodutos de transporte da TAG. Até dezembro, mais de 250 novos profissionais serão contratados pela empresa para trabalhar na área e desempenhar o serviço que será realizado pela Transpetro até junho de 2022.

A TAG detém a mais extensa rede de gasodutos de transporte do país, com aproximadamente 4.500 km, que respondem por 47% do total da malha de transporte de gás em território brasileiro. São 3.700 km na região costeira, passando por quase 200 municípios de nove estados brasileiros – Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo e Rio de Janeiro – e outros 800 km na Amazônia, em trecho que liga a região petrolífera de Urucu a Manaus, no Amazonas.

As vagas abertas pela ENGIE são para trabalhar em cidades das regiões Norte, Nordeste e Sudeste. Em agosto, a empresa dará início ao treinamento do time operacional. Para se candidatar a um dos cargos oferecidos, os interessados devem se inscrever por meio do site Jobs.engie.com

Empenhada em liderar uma mudança no setor de energia e fomentar a equidade de gênero dentro da empresa até 2030, a ENGIE incentiva a candidatura de mulheres aos postos de trabalho oferecidos.

“Nossa companhia tem na equidade de gênero um dos pilares de sua política de diversidade. Entre os nossos objetivos não financeiros está, por exemplo, o aumento expressivo do número de mulheres em posições de liderança, passando dos 24% registrados em 2020 para 50% em 2030. Com isso, estimulamos a participação de mulheres em todos os nossos processos seletivos”, destaca Simone Barbieri, diretora de Pessoas e Cultura da ENGIE.

Experiência no setor – A ENGIE já atua fortemente na cadeia de gás, operando mais de 36.000 km de gasodutos de transporte e mais de 230.000 km de distribuição no mundo (França, Romênia,, México e Argentina), além das atividades de estocagem de gás natural na Europa (França, Alemanha e Reino Unido) e operação de 3 terminais de GNL na França. A empresa contará com essa experiência para atender o mercado de dutos de transporte no Brasil.

Sobre a ENGIE

A ENGIE é referência mundial em energia e serviços de baixo carbono. Com nossos 170 mil colaboradores, clientes, parceiros e stakeholders, estamos comprometidos em acelerar a transição para um mundo neutro em carbono, através do consumo reduzido de energia e soluções mais sustentáveis. Inspirados em nosso propósito, nós conciliamos performance com um impacto positivo sobre as pessoas e o planeta nos apoiando nas nossas atividades chave (gás, energia renovável e serviços) para oferecer soluções competitivas aos nossos clientes.

No Brasil, a ENGIE é a maior empresa privada de energia do País, atuando em geração, comercialização e transmissão de energia elétrica, transporte de gás e soluções energéticas. Com capacidade instalada própria de 10.791MW em 72 usinas, o que representa cerca de 6% da capacidade nacional, a empresa possui quase 90% de sua capacidade instalada proveniente de fontes renováveis e com baixas emissões de GEE, como usinas hidrelétricas, eólicas, solares e biomassa.

A ENGIE é também a detentora da mais extensa malha de transporte de gás natural do país, com 4.500 km, que atravessam 10 estados e 191 municípios, graças à aquisição da TAG, concluída em 2020.

Além disso, a ENGIE está entre as maiores empresas em geração fotovoltaica distribuída e possui um portfólio completo em soluções integradas responsáveis por reduzir custos e melhorar infraestruturas para empresas e cidades, como eficiência energética, iluminação pública, monitoramento e gestão de energia. Contando com 3 mil colaboradores, a ENGIE teve no país em 2020 uma receita líquida de R$ 13,3 bilhões.

A ENGIE está presente na B3 por meio de sua empresa de geração e comercialização de energia cujo ticker é o EGIE3. Na B3, a ENGIE integra o Novo Mercado, além de ser uma das únicas companhias listadas no Índice de Sustentabilidade Empresarial desde o início do ISE, em 2005. Em 2021, a B3 incluiu os papeis da ENGIE no Índice Carbono Eficiente (ICO2), composto pelas ações das empresas participantes do IBrX 100 que possuem maior transparência em relação ao reporte das emissões dos gases do efeito estufa e de como estão se preparando para uma economia de baixo carbono.

Já o Grupo teve em 2020 uma receita de 55,8 bilhões de Euro e é negociado nas bolsas de Paris e Bruxelas (ENGI), sendo representado nos principais índices financeiros (CAC 40, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe) e índices não-financeiros (DJSI World, DJSI Europe e Euronext Vigeo Eiris – World 120, Eurozone 120, Europe 120, France 20, CAC 40 Governance).

Umbilicais Nexans para o campo Bacalhau da Equinor

A Nexans ganhou um contrato para fornecer os umbilicais para o projeto de petróleo em águas ultraprofundas do campo Bacalhau da Equinor.

A Nexans irá projetar, fabricar e fornecer um total de 44 quilômetros de umbilicais de tubo de aço estático e dinâmico, gas-lift e para instalação em profundidades de água que chegam a 2.100 metros.

Isso inclui 2,5 quilômetros de umbilical gas-lift, 35 quilômetros de umbilical estático, 6,9 quilômetros de umbilical dinâmico e acessórios.

O contrato foi firmado com a Subsea Integration Alliance (SIA), que é responsável pelos contratos submarinos, umbilicais, risers e flowlines (SURF) de front-end de engenharia e design (FEED) para o projeto Bacalhau.

A instalação especializada da Nexans em Halden, Noruega, deve entregar os umbilicais de tubo de aço no quarto trimestre de 2022.

A Equinor é a operadora do campo de Bacalhau com uma participação de 40 por cento, enquanto a ExxonMobil e a Petrogal detêm 40 e 20 por cento cada uma. A Pré-sal Petróleo, agência do governo não investidor, também é parceira na área.

O campo, localizado a 185 km do litoral de Ilhabela / SP, está previsto para a primeira produção de óleo em 2024.

Ocyan Waves tem cadastro aberto até hoje para startups

Terceira edição do Ocyan Waves Challenge foca em soluções para desafios e em tecnologias para criação de novas atividades para a empresa 

A Ocyan, que atua no setor de óleo & gás, está com cadastro aberto até hoje, (19/05/2021), para startups apresentarem soluções inovadoras para desafios propostos pela empresa. As startups selecionadas terão suporte para o desenvolvimento de um projeto-piloto in loco e poderão se tornar fornecedoras ou parceiras da empresa. As interessadas devem acessar as informações do programa Ocyan Waves Challenge e cadastrar suas propostas pelo site www.ocyanwaves.com.

“O Ocyan Waves está evoluindo. Desde o lançamento, há dois anos, amadurecemos o programa e agora, além da busca por startups que apresentem soluções para os desafios propostos por diversas áreas da companhia, estamos buscando empreendedores que possam desenvolver soluções, junto com nossas equipes, ligadas a atividades adjacentes ao nosso negócio atual.”, explica Rodrigo Lemos, Diretor de Inovação e Novos Negócios.

Este ano foram escolhidos nove desafios, dos quais seis serão apresentados para o ecossistema de Inovação e trazem potencial de contratação ou parceria para as startups, dois serão desenvolvidos por startups que já participaram do programa nos anos anteriores e, pela primeira vez, um desafio será desenvolvido por uma startup estrangeira.

Os seis desafios com cadastro aberto, apresentados nessa terceira edição do Ocyan Waves Challenge, são:

  • Redução do Consumo de Diesel e Emissão de Gases dos Motogeradores
  • Aumentar a Produtividade e Reduzir Digitação no Levantamento de Campo
  • Redução no Número de Consultas de Exames Periódicos Presenciais na Base Macaé
  • Dificuldade na Inspeção de Sistemas com Isolamento Térmico devido Necessidade de Remoção
  • Inspeção Inteligente de Drops (Risco de Quedas de Equipamentos)
  • Acesso à Informação Documentada Atualizada na Área Operacional

A empresa Innoscience é a responsável pela estruturação e operacionalização do Ocyan Waves Challenge, o primeiro programa da plataforma Ocyan Waves.

Área de Desenvolvimento de Mero bate recorde histórico de produção em regime de partilha

Volume registrado foi de aproximadamente 44 mil barris por dia em março

A Área de Desenvolvimento de Mero registrou recorde de produção em março, desde o início da série histórica, com média diária de aproximadamente 44 mil barris de petróleo. Os três contratos produziram juntos 59 mil bpd na média diária, incluindo 10 mil bpd do Entorno de Sapinhoá e 6 mil bpd de Tartaruga Verde Sudoeste. O resultado total foi 16% maior do que o de fevereiro.

A média diária do total do excedente em óleo da União foi de 12,3 mil bpd, sendo 6,7 mil bpd na Área de Desenvolvimento de Mero e 5,6 mil bpd no Entorno de Sapinhoá, nos três contratos de partilha de produção. Em Tartaruga Verde Sudoeste, o excedente em óleo da União está sendo destinado à quitação do Acerto de Contas com o operador, oriundo da redeterminação do AIP (Acordo de Individualização da Produção). No geral, houve um aumento de 7% em relação ao mês anterior. A parcela acumulada, desde de 2017, início da série histórica, é de 8,7 milhões bpd.

Gás Natural

A produção total registrou média diária de 286 mil m³/dia nos dois contratos com aproveitamento comercial do gás natural, sendo 244 mil m³/dia no CPP do Entorno de Sapinhoá e 42 mil m³/dia no CPP de Tartaruga Verde Sudoeste. Em comparação com o mês anterior, o volume de gás disponível apresentou aumento de 4,15%.

A média diária do total do excedente em gás natural foi de 144 mil m³/dia, referente apenas ao contrato do Entorno de Sapinhoá, que apresentou uma redução de 4% em relação ao mês anterior. Em Tartaruga Verde Sudoeste, o excedente em gás da União também está sendo destinado à quitação do Acerto de Contas com o operador, oriundo da redeterminação do AIP. O gás natural produzido em Mero, com alto teor de CO2, está sendo injetado no reservatório para um efetivo aumento da produção de petróleo. Até o momento, não há previsão para sua comercialização.

Resultados no primeiro trimestre

O primeiro trimestre de 2021 foi o segundo melhor na série histórica do excedente em óleo da União, acumulando uma parcela de quase 1,0 milhão de barris (988,5 mil bbl). O melhor trimestre foi o terceiro trimestre de 2019, com pouco mais de 1,0 milhão de barris (1.042.564 bbl). A produção de petróleo nos três contratos totalizou quase 5,0 milhões de barris (4,7 MMbbl).

Com esse resultado, do início da produção no regime de partilha até março de 2021, o total acumulado da produção de petróleo soma 52,3 milhões de barris, sendo que 8,7 milhões de barris correspondem ao total acumulado do excedente em óleo da União, ou seja, cerca de 16,6% dessa produção acumulada foi convertida em parcela da União que vem sendo comercializada pela PPSA. Os dados fazem parte do Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção elaborado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA).

Conheça as principais dicas de manutenção para equipamentos eólicos

A Marca de lubrificantes MobiTM destaca instruções importantes para melhorar o ciclo de vida das máquinas do setor elétrico

Fonte renovável de maior destaque na matriz energética do país, a energia eólica passou por uma longa curva de aprendizagem em relação à operação e manutenção dos parques industriais e, hoje, detém elevados padrões nesses quesitos. Um novo Projeto de Lei visa a modernização do setor elétrico e exige do setor como um todo alta performance, confiabilidade operacional e custos competitivos.

A manutenção de equipamentos eólicos vai muito além do que apenas verificar avarias ou danos nas superfícies das pás, da nacele dos aerogeradores e das gearboxes. É necessário entregar uma solução completa, a partir um trabalho proativo, desenvolvendo consistentes programas de gestão de segurança e cronogramas de manutenção preventiva.

Diante disso, a marca MobilTM – empresa que há mais de 100 anos atua no mercado de lubrificantes com produtos de alta performance e tecnologia, reuniu cinco importantes dicas para e garantir o atingimento do ciclo de vida desses equipamentos. Confira:

  • Quando os parques apresentam alta demanda para geração de energia, causando períodos contínuos de operação, pode existir uma tendência quanto à prorrogação de paradas preventivas e trocas de equipamento. Isso, contudo, pode custar caro. Por isso, é importante estar em dia com a manutenção, estar sempre atento aos períodos de trocas e análises de óleo, programar paradas preventivas e revisões periódicas;
  • Mantenha a equipe técnica disponível 365 dias do ano, 24 horas por dia. Os sistemas são altamente tecnológicos, então monte uma equipe composta por profissionais das áreas de engenharia elétrica, mecânica, aerodinâmica e controle de sistemas.
  • Serviços de pós-venda são fundamentais e garantem assistência especializada para atuar em conjunto com sua equipe técnica, portanto, não dispense assistência do fabricante.
  • Atente-se para a calibragem e vida útil de cada equipamento e componente. Acompanhe também as calibrações de sensores: anemômetros, transdutores de pressão e de temperatura.
  • Para uma melhor manutenção corretiva, mantenha um pequeno estoque para substituição de alguns componentes. Identifique se as falhas são avarias elétricas, avalie a necessidade de manutenção e verifique se melhorias de efetividade de previsão de megawatt produzido foram alcançadas.

Firjan: consumo de gás natural pode aumentar dez vezes no Rio de Janeiro num horizonte de dez anos

No lançamento do estudo da federação “Perspectivas do Gás no Rio 2021”, ANP informou que até o fim do ano deverá conceder 20 novas autorizações de importação do energético

O consumo atual de gás natural pela indústria fluminense corresponde a um volume superior a 680 mil m³/dia. Conforme o “Perspectivas do Gás no Rio 2021”, estudo da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), essa demanda deverá duplicar nos próximos cinco anos. Lançada em 18/5, a publicação indica ainda que, apontando para o horizonte de dez anos, a necessidade de gás natural pode crescer em mais de 10 vezes na comparação com o atual volume de consumo.

Baixe a publicação da Firjan em https://www.firjan.com.br/publicacoes/publicacoes-de-economia/perspectivas-do-gas-no-rio-1.htm

Na abertura do evento on-line de lançamento, o presidente da Firjan, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, destacou que o Rio de Janeiro continuará como ponto de partida para o avanço do gás natural do país. Ele afirmou que o novo marco legal traz novas possibilidades para o crescimento da demanda do energético, mas lembrou que ainda há muitas medidas complementares a serem adotadas para a expansão do mercado.

Hélio da Cunha Bisaggio, superintendente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, informou que a ANP espera conceder 20 novas autorizações de importação de gás natural até o fim do ano. “Esse novo mercado já está acontecendo desde o lançamento do edital da primeira chamada pública da TBG – responsável pelo gasoduto Brasil-Bolívia – no modelo de entrada e saída, o que já impulsionou enormemente o interesse dos agentes no mercado de gás”, afirmou Bisaggio.

Este ano, uma das novidades da quarta edição da publicação é que o documento vem acompanhado com uma plataforma Power BI com dados dinâmicos apontando diversas projeções, dados e gráficos para o energético no mercado fluminense e no país. Estes dados serão atualizados constantemente ao longo do ano, sempre que houver uma atualização dos órgãos do mercado. Acesse a plataforma no link: www.firjan.com.br/gasnorio . Esta página também apresenta o Mapa de Gás Natural no Rio, a partir do Google Maps, com as rotas dos gasodutos no país e no Rio de Janeiro.

Dados do mercado do gás

O estudo da federação destaca também que, enquanto a produção de gás no Rio cresceu quase três vezes nos últimos 10 anos, os volumes reinjetados dispararam em um ritmo muito maior: aumentaram mais de 80 vezes em comparação aos volumes de consumo de gás natural no país em 2020. Além disso, o consumo de gás natural no estado dentro do chamado mercado não termoelétrico teve queda de 11% em relação ao volume de pico demandado no ano de 2019.

Para além da demanda das termelétricas, o “Perspectivas do Gás no Rio 2021” destaca também que em relação à oferta é fundamental a finalização e entrada em operação do gasoduto Rota 3 e da UPGN2 do polo Gaslub Itaboraí (antigo Comperj), previstos para 2021. O gás escoado pela Rota 3 será processado e conectado à malha de gasodutos de transporte da NTS.

De acordo com o documento, esses investimentos são importantes para ampliar a disponibilidade dos volumes produzidos nos dois principais campos produtores de gás natural do país, Tupi e Búzios. Juntos, essas duas áreas foram responsáveis pela reinjeção de cerca de 40 milhões de m³/dia em 2020. O volume supera em 45% as importações no mesmo ano.

Já sobre novas rotas de gás, o estudo avalia também que o Porto de Itaguaí é um destino potencial para o Rota 4, o que poderia tornar a região em mais um hub de gás, conforme o Plano de Negócios 2021, da Companhia Docas do Rio de Janeiro (CDRJ). Também no Porto do Açu, outro ponto estratégico do estado do Rio, projetos de termelétricas utilizando gás natural (via GNL) também estão se tornando realidade, e vão além na diversificação do consumo, com projeto interessante para o segmento de fertilizantes, por exemplo.

O estudo da Firjan também avalia a questão dos preços do gás natural no mercado. Apesar da queda em um primeiro momento de pandemia no ano de 2020, o valor do gás no Rio de Janeiro em R$/m³ quase duplicou nos últimos nove meses. Atualmente, o preço do gás industrial praticado pela CEG-Rio no estado do Rio de Janeiro gira em torno de 1,9 R$/m³.

O documento traz ainda os artigos da ABiogás (Associação Brasileira de Biogás), sobre o potencial de biogás no estado do Rio; e da Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumi[1]dores Industriais e de Consumidores Livres) sobre o ranking da  regulação dos estados. O estudo tem o apoio institucional da ATGás – Associação de Empresas de Transporte de Gás Natural por Gasoduto.

Além de Eduardo Eugenio e Hélio da Cunha Bissagio, participaram da transmissão on-line a diretora da EPE, Heloisa Borges. O evento contou ainda com a presença do vice-presidente da ABiogás, Gabriel Kropsch; do diretor-presidente da ATGás, Rogério Manso; do presidente da ABRACE, Paulo Pedrosa; da diretora-executiva de Gás Natural do IBP, Sylvie D’Apote. Além da apresentação técnica da gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Karine Fragoso, e do coordenador de Relacionamento Estratégico em Petróleo, Gás e Naval da federação, Fernando Montera.

Site com dados terrestres gratuitos tem mais de 4 mil acessos em sua primeira semana

Em sua primeira semana no ar, o site lançado pela ANP em parceria com o Serviço Geológico Brasileiro (CPRM), para disponibilizar gratuitamente os dados técnicos públicos digitais de bacias sedimentares terrestres, já alcançou mais de quatro mil acessos, vindos de quase 300 cidades de 29 países, de todos os continentes. O site, publicado em 12/5, pode ser acessado em https://reate.cprm.gov.br/anp/.

Até o momento, mais de mil pessoas se registraram no site (preencheram alguma informação na home). No período, o maior público tem sido o acadêmico. Mais de 50% das pessoas registradas se identificaram como “acadêmico”, “professor” ou “estudante” e, entre as instituições, 38,5% são de ensino.

O objetivo do site é promover a ampliação do conhecimento geológico sobre as bacias sedimentares terrestres e fomentar os investimentos em exploração e produção de petróleo e gás natural.

O conteúdo está organizado por bacias sedimentares terrestres, num total de 23, e possui dados digitais de poços, dados sísmicos 2D e 3D pós-stack (dados sísmicos que passam por algum processamento), dados não-sísmicos, dados geoquímicos e estudos diversos. Os 23 pacotes de dados contêm informações referentes a 22.641 poços, 329 levantamentos sísmicos 2D, 204 levantamentos sísmicos 3D, 217 levantamentos não-sísmicos (gravimetria, magnetometria, magnetotelúrica e gamaespectometria), 38 levantamentos geoquímicos, e 17 estudos existentes no acervo de dados técnicos do Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP (BDEP).

Para a publicação do site, foram recuperados mais de 14 mil dados de poços, que foram organizados, junto com os demais dados, por bacias terrestres. Dessa forma, é mais fácil e rápido para o usuário encontrar uma unidade específica de informação. O site será atualizado sempre que um novo dado for tornado público, por isso é recomendável o preenchimento do cadastro existente no site para aviso de atualizações dos pacotes posteriormente.

Os dados estão embarcados na infraestrutura da CPRM em Brasília e seus dados podem ser baixados por qualquer interessado. Já as universidades e centros de pesquisa têm acesso de alta velocidade por meio da Rede Nacional de Ensino e Pesquisa (RNP).

Veja aqui os dados completos de acesso ao site.

Novas sondas de perfuração reforçam frota da Petrobras

Quatro novas unidades vão intensificar atividades exploratórias e de desenvolvimento da produção offshore nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos

A Petrobras está aumentando sua frota de sondas de perfuração para operar em blocos exploratórios, nos regimes de concessão e de partilha. Neste ano, já foram incorporados à frota o navio-sonda NS-45 (Brava Star), em março, e a semissubmersível SS-75 (Ocean Courage), em maio. Essas unidades já estão sendo utilizadas para reforçar a prospecção de novos campos de petróleo, intensificando as campanhas nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos.

Além dessas embarcações, está prevista, até setembro deste ano, a entrada em operação do navio-sonda NS-32 (Norbe VIII), para o Consórcio de Libra, e da monocoluna SS-91 (Developer), para os projetos exclusivos da Petrobras nas Bacias de Campos e Santos. Com essas quatro novas unidades, a Petrobras somará 15 sondas recebidas desde 2019, chegando em setembro de 2021 a uma frota de 22 sondas marítimas em operação.

As sondas de perfuração podem operar em áreas já desenvolvidas, prospectar novas jazidas ou ser utilizadas para mapear reservatórios. O início da exploração de um bloco offshore e a identificação das melhores oportunidades de descobertas de petróleo depende de estudos e avaliações geológicas, que somente são confirmadas com a posterior perfuração dos poços, o que torna fundamental a utilização de sondas marítimas.

Saiba como funciona uma sonda de perfuração

Equipadas com as mais modernas tecnologias para perfuração offshore, as novas unidades têm capacidade de operar em lâminas d’água de até 3 mil metros, perfurando poços até 10.000 metros. Para tanto, são equipadas com um sistema para geração de 50 MW de energia, suficiente para abastecer uma cidade de 100 mil habitantes – como São Pedro da Aldeia, RJ. A torre de perfuração é localizada no centro da unidade e, através de uma abertura no casco (moonpool), a coluna e os equipamentos de perfuração seguem até o fundo do mar, a partir de onde o poço é perfurado até atingir a jazida de petróleo. A torre principal dessas embarcações alcança 90 metros acima do nível do mar, equivalente a um prédio de 32 andares, e tem capacidade para içar 900 toneladas de carga, equivalente ao peso de 5 Boeings 747. O comprimento do navio-sonda é de 230 metros, o que equivale a duas vezes a altura do Edifício-Sede (Edise) da Petrobras.

As sondas de perfuração marítimas foram projetadas para perfurar poços submarinos com a vantagem de estocar grande quantidade de materiais (tubulação, equipamentos, líquidos e granéis) e operam sem o suporte de unidades marítimas de apoio ou de serviço.

Posicionamento dinâmico e propulsão

Uma sonda de perfuração para águas profundas mantém sua posição estável, durante a operação de execução de um poço, através de um sistema de posicionamento dinâmico, composto por propulsores (thrusters) e sensores acústicos, que elimina a necessidade de ancoragem no leito marinho. Essa tecnologia anula os efeitos ambientais provocados pelas correntes, ondas e vento, impedindo o deslocamento da unidade. Esse sistema suporta condições ambientais adversas na costa brasileira, como tempestades, sem necessidade de desconexão.

Os navios-sonda (NS), por terem o casco com forma de navio e características hidrodinâmicas favoráveis, utilizam seus propulsores alinhados para as navegações, o que permite longos e rápidos deslocamentos para atuar em diferentes áreas.  O NS-45, por exemplo, deve participar da construção de poços em todo o pré-sal brasileiro, nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos.

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TGS e Halliburton se unem para melhorar o monitoramento do reservatório sísmico

A TGS e a Halliburton formaram uma parceria para trazer imagens sísmicas avançadas para o sensoriamento por fibra óptica.

As empresas afirmaram que fornecerão às operadoras uma visão avançada para determinar seu potencial de reservatório para produção de petróleo e gás ou armazenamento de carbono.

As soluções de detecção acústica distribuída Halliburton FiberVSP e Odassea irão integrar os fluxos de trabalho de imagens sísmicas da TGS que processam todo o campo de ondas sísmicas para gerar imagens de reservatório de alta resolução.

“Esta solução permite um melhor entendimento do reservatório para nossos clientes com um custo total de propriedade menor em relação à sísmica 4D convencional”, disse Jan Schoolmeesters, vice-presidente executivo da TGS.

“Para a TGS, esta colaboração atende às nossas iniciativas estratégicas para aumentar nosso foco em tecnologia e bacias maduras, capturar negócios mais repetíveis e oferecer aos clientes novas soluções de energia com boa relação custo-benefício, como monitoramento de armazenamento de carbono”.

O trabalho está em andamento para entregar esta solução combinada para vários projetos de monitoramento de reservatórios onshore e offshore, disseram as empresas.