Autor: redacao

A empresa garantiu um contrato com o que é descrito como uma “empresa nacional líder em petróleo e gás” para fornecer bóias de instalação para operações offshore em um desenvolvimento de campo de petróleo no Brasil.

De acordo com a AIS, as bóias de instalação são projetadas para aplicações em águas profundas. A empresa explicou que as bóias ajudarão a compensar o peso do equipamento submarino, reduzindo a necessidade de guinchos maiores e mais caros, ao mesmo tempo em que melhora a segurança. A AIS observou que desenvolveu três variantes de bóias, cada uma projetada para fornecer valores de elevação específicos com base nos requisitos do projeto.

O design cúbico evita movimentos indesejados nos conveses dos navios de abastecimento de plataforma (PSV) e permite fácil manuseio usando olhais e manilhas, garantindo uma implantação offshore segura e eficiente, observou a empresa.

“Este prêmio consolida nosso longo histórico de entrega de bóias de instalação modulares”, disse Guilherme Martins, gerente de desenvolvimento de negócios da AIS.

“Trabalhamos em estreita colaboração com nosso cliente para desenvolver este novo design, abordando sua necessidade por operações mais seguras e confiáveis. Ele destaca nossa capacidade de fornecer soluções confiáveis ​​e de alta qualidade, ao mesmo tempo em que fortalecemos os relacionamentos duradouros que estabelecemos com nosso cliente. ”

As bóias serão projetadas e fabricadas nas instalações da AIS no noroeste da Inglaterra. O primeiro lote está programado para entrega no Q2 de 2025.

A AIS observou que os sistemas de flutuação de instalação são usados ​​para compensação de peso durante a implantação de equipamentos submarinos e fornecem flutuação permanente para correntes de amarração, plataformas de pernas de jaqueta e sistemas de mitigação de flambagem de linhas de fluxo.

Diz-se que o design modular permite personalização com base na profundidade da água e nos requisitos de empuxo ascendente. Cada módulo apresenta um núcleo estrutural projetado para desempenho sem manutenção ao longo de sua vida útil. Torneiras macho e fêmea interligadas impedem a rotação do módulo durante as operações.

Em janeiro, a AIS garantiu um contrato de isolamento submarino para o campo de petróleo Mero 4, representando sua quinta concessão de sistemas de isolamento na região.

3rd Edition of the biggest event on FPSOs in Brazil

Don’t miss the opportunity to participate in the biggest FPSO industry event in the country!

Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
Conference: 9am to 6pm (Registration open!!!) Click here: Sympla) 
Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

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A Karoon Energy deve decidir por volta de abril de 2025 sobre avançar para a próxima etapa de desenvolvimento, que representa a entrada no projeto de engenharia de front-end (FEED), para uma descoberta de campo de petróleo na Bacia de Santos.

Embora a Karoon tenha contratado uma sonda em abril de 2021 para realizar intervenções em quatro poços no campo de Baúna, quando a sonda Maersk Developer, agora chamada de Noble Developer, concluiu esta campanha, esperava-se que ela perfurasse dois poços de desenvolvimento no campo de Patola, graças à adição em junho de 2021, e um ou potencialmente dois poços de controle na descoberta de óleo Neon, que foi adicionada em maio de 2022.

Desde então, a empresa continuou com as atividades de exploração, avaliação e desenvolvimento na Bacia de Santos, no pré-sal. De acordo com a operadora, a equipe do projeto Neon fez um bom progresso no quarto trimestre de 2024 na fase 2, também chamada de estágio de seleção, incluindo a atualização dos modelos de reservatório Neon com base em conjuntos de dados sísmicos reprocessados, produtos de caracterização de reservatório de inversão sísmica e estudos de núcleo finalizados.

A empresa alega que esses modelos de reservatório formarão a base para estudos de desenvolvimento de reservatório atualizados, visando otimizar o plano de desenvolvimento e os requisitos de capex, gerando perfis de produção e estimando a faixa de recursos recuperáveis. A Karoon também continuou a selecionar unidades de produção em potencial para identificar o candidato ideal para redistribuição em Neon.

Além disso, a empresa destaca que a redistribuição e modificação de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) deve fornecer benefícios de custo e cronograma do projeto, melhorando o valor. Além disso, outros estudos focados na otimização dos custos e da economia de um potencial desenvolvimento estavam em andamento.

No entanto, o próximo marco para o projeto Neon deve ocorrer em abril de 2025 ou por volta desta data, quando a Karoon decidirá se deve progredir o projeto para a fase de “definição”, marcando a entrada no FEED. Esta fase incluiria o desenvolvimento de planos detalhados de execução do projeto, a base para especificações de design, planejamento de aquisição, negociação de acordo comercial, financiamento e estimativas detalhadas de custo.

Além disso, a empresa acrescentou que uma sala de dados seria aberta e um processo de farm-down seria colocado em movimento para garantir um parceiro antes que qualquer decisão final de investimento (FID) seja tomada. O campo de petróleo Neon está localizado 50–60 quilômetros a nordeste do campo de petróleo Baúna da Karoon, que produz hidrocarbonetos por meio do FPSO Cidade de Itajaí .

Atualmente, a empresa está em negociações com a Altera & Ocyan (A&O) para tomar posse deste FPSO, que ficará inativo por um mês durante a substituição de uma válvula de elevação de gás defeituosa no próximo trimestre.

 

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A SBM Offshore, concluiu a troca de interesses relacionada a duas FPSOs com a MISC Berhad (MISC), proprietária e operadora da Malásia de soluções e serviços marítimos offshore flutuantes e relacionados à energia.

As duas empresas finalizaram o acordo de compra e venda de ações anunciado em setembro de 2024. De acordo com a empresa holandesa, esta transação faz parte dos esforços para racionalizar seu portfólio para “manter o foco e a excelência” das operações.

Como resultado, a SBM Offshore adquiriu a participação da MISC Berhad em entidades de arrendamento e operação do FPSO Espírito Santo, que opera no campo BC 10 na Bacia de Campos, na costa de Vitória, para a Shell do Brasil.

Em troca, o player malaio obteve os interesses da SBM Offshore em arrendamento e entidades operacionais para o FPSO Kikeh na Malásia. A unidade está trabalhando no campo de águas profundas de Kikeh no Bloco K offshore de Sabah, Malásia para a Murphy Sabah Oil.

Comentando sobre o futuro e a situação financeira do mercado de FPSOs, a SBM Offshore compartilhou recentemente que espera cerca de 40 possíveis concessões de FPSOs nos próximos três anos, com cerca de 40% dentro de seu mercado-alvo.

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Empresas obtiveram anuência da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP para importação do combustível verde para teste em rebocadores que operam no Porto do Açu.

A Wilson Sons recebeu, este mês, a anuência da ANP para a realização dos primeiros testes de uso de HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) no setor marítimo brasileiro, tendo a efen e a PdA como parceiras.

O HVO, também conhecido como diesel renovável ou diesel verde, será importado pela efen para testes nos rebocadores da Wilson Sons, que operam no Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), em substituição ao óleo diesel marítimo. A operação de movimentação do líquido será realizada no Terminal de Líquidos do Açu (TLA), da Vast Infraestrutura.

“Nossa expectativa, após o período de testes, é ampliar a distribuição de HVO para Platform Supply Vessels (PSVs) e outras embarcações de apoio offshore no Porto do Açu, fomentando a redução de emissões de gases de efeito estufa (GEE) na cadeia de óleo e gás”, ressalta Rafael Pinheiro, CEO da efen.

O estudo com o diesel verde no Açu prevê testes de eficiência, de efeitos nos processos de manutenção e redução de emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE. O uso do combustível pode diminuir mais de 80% as emissões de dióxido de carbono (CO₂), considerando-se o ciclo de vida completo do insumo*.

“Nossa agenda de descarbonização visa não apenas a construção de rebocadores mais eficientes, mas também a redução do impacto ambiental de nossa frota de mais de 80 embarcações. Nesse contexto, o HVO surge como uma solução promissora, pois se trata de um combustível drop-in que pode ser utilizado sem adaptações em nossos equipamentos, representando uma importante alternativa para a indústria de apoio portuário”, declara Marcio Castro, diretor-executivo da divisão Rebocadores da Wilson Sons.

Apesar de o setor marítimo já ser considerado o menos poluente por tonelada de carga por quilômetro viajado, representando apenas 3% das emissões globais de gases de efeito estufa**, ele ainda desempenha um papel significativo. A estratégia da Organização Marítima Internacional (IMO, na sigla em inglês) estabelece a meta net-zero nas emissões de GEE provenientes do transporte marítimo internacional até 2050, o que pode ser acelerado com a adoção do HVO.

“Queremos ser indutores de projetos para a transição energética de setores intensivos em emissão, como o marítimo. Podemos abrigar no futuro plantas de HVO e outros combustíveis de baixo carbono”, diz Eugenio Figueiredo, CEO do Porto do Açu.

Testes de combustíveis em rebocadores

A Vast e a Wilson Sons também assinaram recentemente um memorando de entendimento (MoU) com o objetivo de realizar testes para a utilização de biocombustíveis no abastecimento de rebocadores da Wilson Sons que atuam no T-Oil, o terminal de petróleo da Vast no Porto do Açu. O acordo visa desenvolver e oferecer serviços de infraestrutura logística que contribuam para a redução da intensidade das emissões de carbono nas operações das duas empresas.

A Vast estuda utilizar futuramente a estrutura de tanques do TLA, que ainda será construída, para realizar a armazenagem e adição de biocomponentes aos combustíveis marítimos e capturar volumes de líquidos que hoje ainda não estão previstos no Terminal.

“O TLA fornecerá a infraestrutura necessária para potencializar a utilização de biocombustíveis, como o HVO, além de funcionar como um hub para armazenar e movimentar uma gama diversificada de líquidos, como combustíveis claros, lubrificantes, etanol e químicos. Os acordos assinados reforçam nossa posição estratégica para a cadeia logística nacional e nosso papel relevante na descarbonização do setor marítimo”, destaca Eduardo Goulart, diretor Comercial da Vast Infraestrutura.

Sobre a efen

A Efen é um dos principais fornecedores de combustíveis e serviços logísticos de abastecimento marítimos do país, com mais de dez anos de história (como NFX). É uma JV entre a bp e a Prumo Logística, referências em seus respectivos mercados. A efen atua no porto do Açu e offshore, nas áreas de influência das Bacias de Campos, Santos e do Espírito Santo. Possui duas embarcações dedicadas ao atendimento dos clientes, e já realizou mais de 5.000 abastecimentos em total segurança.

Sobre a Wilson Sons

Reconhecida pela sua ampla experiência de mais de 187 anos, a Wilson Sons tem abrangência nacional e oferece soluções completas para mais de 5 mil clientes, incluindo armadores, importadores e exportadores, indústria de energia offshore, projetos de energia renovável, setor do agronegócio, além de outros participantes em diversos segmentos da economia.

Sobre o Porto do Açu

Localizado na região norte do Rio de Janeiro, o Porto do Açu é o maior complexo porto-indústria privado de águas profundas da América Latina. Em operação desde 2014, é administrado pela Porto do Açu Operações, uma parceria entre a Prumo Logística, controlada pelo EIG, e o Porto de Antuérpia-Bruges Internacional. Ao todo, são 22 empresas já instaladas, entre clientes e parceiros, sendo várias delas companhias de classe mundial. Com atividades de minério, petróleo e gás natural consolidadas e em expansão, o Açu busca acelerar a industrialização com foco em projetos de baixo carbono, sendo reconhecido como o porto da transição energética no país.

Sobre a Vast Infraestrutura

A Vast Infraestrutura, uma empresa do Grupo Prumo, é a líder no transbordo de petróleo no país e oferece infraestrutura e soluções logísticas para a movimentação de líquidos de forma segura, limpa, eficiente e sustentável. Com atividades iniciadas em 2016, a empresa é proprietária do único terminal privado no país capaz de operar navios da classe VLCC (Very Large Crude Carrier). Atualmente o terminal de petróleo da Vast (T-Oil) já é responsável por cerca de 40% de toda a exportação de petróleo no Brasil. A companhia também está ampliando o portfólio de serviços por meio da combinação de operações de dutos e tanques de armazenagem voltados para o mercado de petróleo e demais líquidos, com o Terminal de Líquidos do Açu (TLA) e o Projeto SPOT.

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Prezado (a) leitor (a),

A edição de Janeiro, já está disponível.

Clique aqui e acesse a edição completa. Lembrando que não precisa de login/senha, acesso rápido e sem burocracia. (Compartilhem).

Baixe o PDF: Edição de Janeiro_Revista Oil & Gas Brasil1

• MATÉRIA DE CAPA: FPSOS Frota em operação cresce no país por Julia Vaz;
• ENTREVISTA EXCLUSIVA:  A inovação ‘embarcou’ nos FPSOs – Eduardo Costa, CEO da Ouronova por Julia Vaz;
• ARTIGO I: Combustíveis do futuro e a revolução no setor energético e na redução de emissões de carbono por Carlos Eduardo Silva;
• MODEC e TOYO recebem selo de aprovação para FPSO de amônia azul;
• Halliburton fecha seu maior contrato de serviços com a Petrobras;
• Petrobras credita aumento nas reservas de petróleo e gás aos campos da Bacia de Santos;
• Exploração de óleo e gás na foz do Amazonas impulsionará extremo Norte do Brasil;
• Programa NAVE impulsiona inovação aberta no setor de petróleo e gás;
• Omni Táxi Aéreo renova contrato com a PRIO;7
• Eneva é a primeira empresa do setor energético da América Latina a conquistar certificado ISO 56001:2024;
• Seagems fortalece compromisso com o bem-estar dos empregados com lançamento de Programa de Educação Emocional;
• AIS garante contrato de isolamento submarino para projeto no Brasil;
• Petrobras, Modec, SBM Offshore, Yinson, MISC, TotalEnergies, Technip Energies, Wood, Seatrium, Samsung, Saipem, Bluewater Energy Services, Purus, Altera Infrastructure e SwitcH2 – Aproveitando tecnologias de ponta para moldar o futuro do FPSO de próxima geração;
• Petrobras inicia Fase Vinculante do Campo de Tartaruga na Bacia Sergipe-Alagoas;
• Tracerco garante seu maior acordo para campo da Petrobras;
• Petrobras obtém certificação para comercializar bunker com conteúdo renovável em Rio Grande;
• FPSO da MODEC ficará mais cinco anos na Petrobras;
• Petrobras volta a ter sede administrativa na cidade de São Paulo;
• Petrobras bate recordes de produção e processamento de óleo do Pré-Sal nas refinarias;
• Petrobras informa sobre decisão da ANP em relação aos campos de Berbigão e Sururu;
• ExxonMobil nomeia Tenaris como Fornecedora do Ano de 2024;
• TotalEnergies EP Brasil e Bee2Be: parceiras em projeto de regeneração ambiental e inclusão social;
• Petrobras e PRIO concluem negociações para acesso ao sistema de escoamento e processamento de gás natural na Bacia de Campos;
• Injeção de liquidez de US$ 1 bilhão chega à Yinson Production para financiar as aspirações de crescimento do player de FPSO;
• Ocyan e Senai Cimatec assinam termo de cooperação para projeto de PD&I com a Petrobras;
• Porto do Açu e Yamna anunciam acordo de reserva de área para desenvolvimento de uma planta de amônia verde;
• Subsea7 é reconhecida pelo melhor projeto de pesquisa e desenvolvimento no setor offshore;
• IBP defende veto integral para benefício tributário de refinaria;
• PRIO inicia operação de comercializadora de gás;
• FPSO Atlanta entra em operação.

 Clique aqui e veja também, nossas edições anteriores.

Capa

Um projeto de unidade flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO) de amônia azul com tecnologia de captura de carbono a bordo desenvolvido pela MODEC e Toyo Engineering Corporation (TOYO) obteve aprovação em princípio (AiP) da sociedade de classificação American Bureau of Shipping (ABS).

A MODEC e a TOYO projetaram em conjunto o FPSO Blue Ammonia, que produzirá amônia a partir do gás fornecido pelo FPSO de petróleo e gás localizado nas proximidades.

Conforme explicado, o FPSO tem como objetivo produzir e armazenar amônia azul utilizando gás associado que foi convencionalmente reinjetado no reservatório sem aplicações específicas.

Além disso, a unidade é equipada com uma instalação de captura e armazenamento de carbono (CCS) para capturar CO2 gerado no processo de conversão de gás associado em amônia, bem como CO2 de geradores de turbina a gás (GTG). Espera-se que isso minimize as emissões de CO2 do FPSO durante a produção de amônia.

O casco, que armazena e descarrega a amônia produzida, foi desenvolvido em colaboração com a Mitsubishi Shipbuilding.

A MODEC descreveu o AiP emitido pela ABS como “um passo inicial no desenvolvimento de uma solução flutuante para produção de energia alternativa” e prometeu trabalhar para refinar e amadurecer este conceito para abordar os principais desafios de comercialização identificados por meio deste desenvolvimento, visando fornecer uma solução de fornecimento de energia alternativa segura e acessível.

Além disso, esse desenvolvimento conjunto está posicionado como o primeiro “Projeto Conceitual de Instalação Flutuante de Produção de Energia Alternativa”, conforme declarado no Plano de Negócios de Médio Prazo 2024-2026 do MODEC “Explore um Futuro Sustentável com Inovação”.

Em 2024, a ABS também concedeu AiP ao construtor naval sul-coreano Samsung Heavy Industries (SHI) para um projeto de unidade FPSO de amônia.

O conceito denominado Samsung Ammonia Blue apresenta componentes de segurança avançados com uma capacidade de produção esperada de 1,2 milhão de toneladas de amônia por ano.

De acordo com a SHI, a unidade flutuante de produção de amônia azul é uma estrutura modular instalada em um corpo flutuante offshore para alcançar uma “redução drástica nas emissões de carbono” e superar restrições como falta de terra e infraestrutura, encurtando o período de construção.

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A Halliburton, garantiu o que diz ser seu maior contrato de serviços com a Petrobras, para a prestação de serviços de perfuração offshore.

Pelo contrato, resultado de um processo competitivo, a Halliburton fornecerá serviços integrados de perfuração para poços de desenvolvimento e exploração em diversos campos no Brasil, ao longo de um período de três anos.

O trabalho verá a empresa norte-americana fornecer o sistema rotativo inteligente dirigível (RSS) iCruise para reduzir o tempo de perfuração e posicionar os poços com precisão, e a plataforma de automação e operações remotas LOGIX para melhorar a consistência e o desempenho da construção de poços, bem como seu serviço de resistividade ultraprofunda, EarthStar, para posicionar furos de produção e mapear reservatórios.

De acordo com a Halliburton, o serviço em tempo real BaraLogix será implantado para reduzir o tempo perdido por meio de software hidráulico avançado, automação de medição de superfície e análise preditiva.

Além disso, o plano inclui a utilização de diversas outras tecnologias exclusivas, como o sensoriamento Cerebro in-bit e a introdução do serviço de teste de formação Reservoir Xaminer para complexidades estruturais de reservatórios.

O contrato está previsto para começar este ano.

Em termos de outras notícias da empresa que vale a pena mencionar, no mês passado a Halliburton anunciou sua intenção de comprar a Optime Subsea, uma fornecedora norueguesa de soluções submarinas para a indústria de petróleo e gás, após a assinatura de um acordo definitivo .

A aquisição integrará a tecnologia sem umbilical da Optime Subsea à divisão de Testes e Submarinos da Halliburton, entre outras coisas.

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A Petrobras, registrou um aumento em suas reservas comprovadas de petróleo, condensado e gás natural em 2024 em comparação ao ano anterior.

A Petrobras divulgou dois valores em 31 de dezembro de 2024. O primeiro, que está em linha com as regras de relatórios da Securities and Exchange Commission (SEC) dos EUA, coloca as reservas provadas da Petrobras em 11,4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Óleo e condensado respondem por 85% desse montante e gás natural por 15%.

Em 2024, a empresa viu um aumento de 1,3 bilhão de boe, com uma taxa de reposição de reservas (TIR) ​​de 154%. A companhia acredita que o aumento ocorreu principalmente devido ao progresso no desenvolvimento dos campos de Atapu e Sépia , e ao bom desempenho dos ativos, com destaque para os campos de Búzios, Itapu, Tupi (que foi conhecido como Lula por um tempo ) e Sépia, no pré-sal da Bacia de Santos.

Em meados de dezembro, a Petrobras entregou contratos de 1.095 dias para dois navios-sonda de águas ultraprofundas que estão prontos para trabalhar em Atapu e Sépia. O primeiro é o West Tellus da Seadrill e o segundo é o DS Carolina da Ventura Offshore Midco .

A estatal diz que não houve mudanças relevantes relacionadas à variação do preço do petróleo. Além disso, a razão entre reservas provadas e produção (R/P) é dita ser de 13,2 anos.

Considerando a produção esperada para os próximos anos, a Petrobras considera fundamental continuar investindo na maximização do fator de recuperação, explorando novas fronteiras e diversificando seu portfólio exploratório para reposição de reservas de óleo e gás.

A empresa de energia também relata reservas em linha com os requisitos da ANP e da Society of Petroleum Engineers (ANP/SPE) do país. As reservas provadas de acordo com esses parâmetros atingiram 11,7 boe.

Conforme explicado pela Petrobras, as diferenças entre as reservas estimadas pelas definições da ANP/SPE e aquelas baseadas nas regras de divulgação da SEC devem-se principalmente às diferentes premissas econômicas e à possibilidade de considerar como reservas os volumes que se espera que sejam produzidos além do prazo de validade do contrato de concessão em campos no Brasil, conforme regulamentação de reservas da ANP.

No início deste mês, a empresa anunciou que recebeu a aprovação da ANP para a unitização dos campos de Berbigão e Sururu, também na Bacia de Santos. Isso ocorreu sete anos após ter submetido os planos de desenvolvimento revisados ​​para os reservatórios.

A Petrobras prorrogou recentemente a concessão do FPSO Cidade de Angra dos Reis, no campo de Tupi.

Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o campo de Tupi foi o maior produtor do país em agosto de 2024 , com 832,6 bilhões de bbl/d de petróleo e 43,19 milhões de m³/d de gás natural produzidos.

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MIDR e Petrobras avançam em parceria que irá impulsionar desenvolvimento regional por meio da exploração da Margem Equatorial.

Em mais um encontro para articular a exploração de petróleo e gás natural na Margem Equatorial, o ministro da Integração e do Desenvolvimento Regional (MIDR), Waldez Góes, e o representante da Petrobras, Giles Azevedo, se reuniram com os titulares das secretarias vinculadas ao MIDR para tratar sobre a parceria que irá impulsionar o desenvolvimento regional.

O objetivo do encontro foi entender os principais desafios atuais e de que forma a Petrobras poderá atuar, junto com o MIDR, nas questões que envolvem a exploração do gás e petróleo, e nas políticas de Desenvolvimento Regional e Territorial. “Coordenamos uma reunião para que tenhamos um desdobramento de várias agendas, tanto em relação ao meio ambiente, à questão social e econômica, de conhecimento e de preparação de pessoas para atuarem futuramente nessa cadeia produtiva”, compartilha Góes.

A partir dessa parceria, o objetivo será promover uma série de ações que vão trabalhar com projetos sociais de capacitação para fazer uma mudança em toda a região e levar investimento. “Considerar cada ator desse processo é fundamental. Desde as comunidades tradicionais, dos municípios, daqueles que empreendem, que querem participar do processo de desenvolvimento até os agentes políticos que tomam suas decisões, são levados em consideração pela Petrobras e pelo MIDR”, pontua Waldez Góes.

Para o ministro, o Brasil terá uma das grandes contribuições no processo de desenvolvimento da Margem Equatorial com transversalidade na indústria e na energia. “Isso será fruto dessa futura frente que a Petrobras irá abrir ali na região Norte do Amapá, a 540 quilômetros da foz do Amazonas”, explicou.

Desenvolve Amazônia

A região da Margem Equatorial, localizada entre os estados do Amapá e Rio Grande do Norte, é considerada a mais nova fronteira exploratória brasileira em águas profundas e ultraprofundas. Diante disso, um dos grandes lançamentos previstos para esse ano, o Desenvolve Amazônia, terá como um dos seus eixos de atuação a exploração na área. “O Desenvolve Amazônia tem a prospecção de que todas as vocações, seja gás, petróleo, mineração, floresta ou pescado, sejam consideradas e agregadas no processo de desenvolvimento, bem como na distribuição de riquezas e na melhoria da qualidade de vida”, comentou o ministro.

De acordo com Góes, os encontros estão servindo para alinhar e antecipar o planejamento dessa ação. “Sua exploração, uma vez autorizada, requer, desde o dia de hoje, uma série de providências e de preparação, além de já estar gerando uma série de oportunidades. Isso será uma agenda permanente aqui no ministério”, reforçou Waldez.

Conforme salientou o assessor especial da presidência da Petrobras, Giles Azevedo, a estatal investirá na região não apenas visando a cadeia do petróleo e gás. “Nós valorizamos as riquezas regionais, como tem na floresta e na costa. A gente valoriza e ajuda a consolidar atividades econômicas que já são características da região e de forma sustentável. Temos que, na verdade, preparar a região para receber esses investimentos que não são poucos. A região requer um cuidado especial por causa da sua biodiversidade e comunidades tradicionais”, esclarece o assessor.

Azevedo também ressaltou que a atuação com a comunidade já começou. “Nós estamos integrando o MIDR, que tem um Plano Nacional de Desenvolvimento Regional para a Amazônia. Logo, as políticas da Petrobras têm que se encaixar e aderir a esse Plano Nacional de Desenvolvimento Regional”, pontua. “E é esse o objetivo da nossa reunião com o ministro: fazer essa aderência e começar a trabalhar junto para poder preparar a região para receber esse novo fluxo de investimentos”, concluiu.

Políticas de Desenvolvimento Regional

A secretária Nacional de Políticas de Desenvolvimento Regional e Territorial, Adriana Melo, também esteve presente na reunião desta terça-feira e destacou a ligação entre os projetos da pasta com as ações da Petrobras. “Diversos programas de desenvolvimento do MIDR dialogam com essa perspectiva de dinamização de setores a partir da exploração do petróleo e gás como, por exemplo, o desenvolvimento produtivo com as Rotas de Integração Nacional, a rota do pescado, da madeira, da mandioca, da economia circular, etc. Temos, também, oportunidades interessantes com o programa Cidades Intermediadoras, que elegeu a região imediata do Oiapoque como uma prioridade no estado do Amapá. Nessa região, serão construídas, junto aos novos prefeitos, agendas bienais de desenvolvimento”, avalia a gestora.

3rd Edition of the biggest event on FPSOs in Brazil

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Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
Conference: 9am to 6pm (Registration open!!!) Click here: Sympla) 
Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

1) Watch our 3D MAP of the 2025 event: Click here
2) Access testimonials from great executives in the sector: Click here
3) Brazil Epicenter Global of FPSOs 2024 (Disclosure 1): Click here
4) Brazil Epicenter Global of FPSOs 2024 (Disclosure 2): Click here

Visit the event website: https://fpsosexpor.com.br/

O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), por meio do seu hub de inovação, o iUP, assume a gestão da primeira edição do NAVE, programa de empreendedorismo da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). O programa tem como objetivo acelerar a inovação tecnológica no setor nacional de energia, oferecendo suporte a startups inovadoras. Para isso, serão investidos cerca de R$ 28 milhões até o final desta primeira edição.

As empresas Petrogal Brasil, TotalEnergies, China National Petroleum Corporation (CNPC), Shell, ExxonMobil, Equinor, Repsol Sinopec e Petrobras participam do programa, contribuindo com recursos financeiros e compartilhando sua expertise.

Os investimentos do NAVE são viabilizados pela cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação (PD&I) existente nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Essa cláusula exige que uma porcentagem da receita bruta de campos com grande produção seja destinada a projetos de PD&I, promovendo avanços tecnológicos no setor.

A primeira edição conta com 67 desafios tecnológicos que abrangem temas como aumento da eficiência operacional e otimização de custos de produção ao refino, desenvolvimento de novos combustíveis low carbon, tecnologias híbridas e aumento na eficiência energética, novos usos da indústria 4.0, blockchain, IoT e IA para o aumento da eficiência de processos, além de confiabilidade de sistemas, segurança operacional e proteção ambiental.

A primeira edição do programa, atualmente em fase de seleção de projetos, alcançou uma expressiva adesão: 331 inscrições de 215 empresas localizadas em 18 estados, com 262 inscrições já validadas. Ao todo, 85% dos desafios receberam propostas de soluções tecnológicas, com destaque para o macrotema “M3 – Tecnologias em transformação digital”, que liderou com 104 inscrições válidas, seguido do “M2 -Tecnologias para segurança energética, armazenamento de energia e fontes alternativas”, com 53.

“A inovação aberta é um caminho natural para o setor de petróleo e gás, especialmente em tempos de transição energética. Acreditamos que parcerias com startups têm o potencial de acelerar o desenvolvimento de soluções de baixo carbono e promover troca de conhecimento essenciais para inovações de curto prazo”, destaca Melissa Fernandez, gerente de tecnologia e inovação do IBP.

Novo cronograma

O edital da primeira edição do NAVE foi publicado em setembro de 2024. Recentemente, a ANP alterou o cronograma da primeira edição do programa devido ao sucesso da iniciativa. Foi necessário estender os prazos das próximas etapas, já que o número de inscrições recebidas excedeu as expectativas, exigindo mais tempo para a etapa de seleção de projetos, que antecede a escolha das startups vencedoras.

Consulte a novo cronograma e acompanhe as próximas etapas da primeira edição do NAVE: Link

3rd Edition of the biggest event on FPSOs in Brazil

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Brazil Epicenter Global of FPSOs 2025 – 3rd edition
Exhibition and Conference on Floating, Production, Storage and Offloading Platforms

Date: May 13, 14 and 15, 2025.
Conference: 9am to 6pm (Registration open!!!) Click here: Sympla) 
Exhibition: 2pm to 8pm (Free access for all professionals in the sector)
Location: EXPO MAG, Rio de Janeiro – Brazil

1) Watch our 3D MAP of the 2025 event: Click here
2) Access testimonials from great executives in the sector: Click here
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