Autor: redacao

O fornecedor norueguês de embarcações DOF ​​ganhou vários contratos para sua frota no Brasil da grande petroleira do país Petrobras.

O DOF disse na terça-feira que suas embarcações de reboque e manuseio de âncoras (AHTS) Skandi Urca e Skandi Fluminense apoiariam as atividades de exploração e produção da Petrobras na plataforma continental brasileira.

As embarcações pertencem e são operadas pela Norskan e a DOF Subsea Brasil será responsável pelas operações de ROV nas embarcações. Ambas as empresas são subsidiárias de 100% do DOF.

A empresa acrescentou que os dois manipuladores de âncora receberam contratos de dois anos com opções de extensão de dois anos. Segundo o DOF, o início dos contratos está marcado para setembro de 2020.

A empresa também disse que seu Skandi Paraty AHTS recebeu um contrato de um ano que começou no início de junho.

Todas as três embarcações são embarcações AHTS de construção brasileira e equipadas com ROVs da classe de trabalho para operações de até 3.000 metros de profundidade da água.

De acordo com dados do VesselsValue, a Skandi Urca está sob contrato com a Petrobras desde 2014, enquanto o Skandi Fluminense começou a trabalhar para a empresa brasileira em 2018.

O contrato de um ano para o Skandi Fluminense foi prorrogado em setembro de 2019 e deve ser concluído em 31 de agosto de 2020.

A Petrobras também foi o afretador anterior do Skandi Paraty. Ele contratou a âncora do DOF em 2016 em um contrato de quatro anos que terminou em maio de 2020.

Esses não são os primeiros navios contratados pela Petrobras na terça-feira. Nomeadamente, a empresa de petróleo também contratou os manipuladores de âncora Far Sagaris e Far Statesman da Solstad em contratos de três anos.

Outra semelhança com os navios da DOF é o fato de que o tandem de Solstad também levaria ROVs da classe de trabalho com capacidades de trabalho de até 3.000 metros de profundidade de água.

O proprietário da embarcação norueguesa Solstad Offshore ganhou um contrato para duas de suas embarcações de manuseio de rebocadores (AHTS) da empresa brasileira de petróleo Petrobras.

Solstad disse na terça-feira que ganhou contratos de três anos para os Far Sagaris e Far Statesman.

Segundo a empresa, os âncoras apoiarão as atividades de exploração e produção da Petrobras na plataforma continental brasileira.

Ambas as embarcações navegam sob a bandeira REB brasileira com ROVs da classe de trabalho para operações com profundidade de até 3.000 metros.

O início do contrato ocorrerá em setembro de 2020 e o valor do contrato – excluindo os ROVs – é superior a NOK 800 milhões (US $ 83,75 milhões).

O navio Far Sagaris da Solstad trabalhou anteriormente em um contrato de três anos para a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Nomeadamente, a embarcação foi contratada por dois anos pela QGEP em 2015 e começou a trabalhar em janeiro de 2016. O manipulador de âncoras encerrou seu trabalho para a empresa brasileira em maio de 2019, após prorrogações por um ano e três meses.

Quanto ao seu status atual, a Far Sagaris está trabalhando para a Total e os dados da VesselsValue sugerem que estaria encerrando o trabalho para a petrolífera francesa em meados de setembro deste ano.

O Far Statesman não está sob contrato no momento e o VesselsValue coloca o navio perto da Austrália. Está a caminho do Rio de Janeiro.

Seu último acordo foi para a Eni, que venceu no final de julho de 2018. O AHTS da Solstad recebeu uma extensão do acordo no início de 2019, que foi encerrada no final de maio de 2019.

O Far Statesman, de propriedade da Ocean Yield, também foi objeto de um novo contrato de arrendamento entre a Solstad Offshore e o proprietário das embarcações.

Os dois assinaram o acordo em termos alterados no mês passado. O outro navio no acordo era o manipulador de âncoras da Ocean Yield, Far Senator.

Nova metodologia já está disponível a laboratórios de todo país

A Petrobras e a Firjan SENAI, por meio do Instituto SENAI de Inovação em Química Verde, disponibilizam gratuitamente o protocolo de base científica para implementação de um novo método de testes em massa de Covid-19 – chamado “pooling multiplex”, mais ágil e econômico, que permite a avaliação de várias pessoas simultaneamente. A metodologia está disponível pelo Instituto a todos laboratórios especializados no Brasil e no mundo.

O formato em “pool” testa um grupo de pessoas, em lugar dos testes individuais, trazendo maior alcance e escala ao processo. O protocolo do novo modelo de testes funciona como um guia de orientações, reunindo todas as diretrizes e possíveis aplicações, além de validação técnica e científica, necessárias para que laboratórios, empresas e instituições de ciência & tecnologia possam adotar o método.

Redução de custos e aumento da eficiência

“A inovação está na metodologia de testes: as amostras coletadas são testadas e combinadas em misturas de até oito pacientes por vez, em vez de apenas um, economizando tempo. Além disso, a metodologia permite economia no número de reagentes usados – um reagente em lugar de três utilizados normalmente -, gerando redução adicional de custo”, diz o gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), Juliano Dantas. O novo procedimento permite ainda reduzir a quantidade de análises dos testes do tipo RT-PCR (considerados padrão-ouro para diagnóstico da Covid-19): de três para apenas uma análise por amostra – combinada ou não.

O propósito é aumentar a eficiência dos testes RT-PCR, com redução de custos na aquisição de insumos, além da otimização do uso de laboratórios e de despesas operacionais. Com a diminuição da quantidade de reagentes e de mão de obra, a nova metodologia pode ampliar em até 10 vezes a capacidade de testagem dos laboratórios, dependendo das características da população.

“Na luta contra o coronavírus, um dos maiores problemas que enfrentamos é a escassez de reagentes no mercado para análises das amostras – por ser um insumo muito caro e geralmente importado. Com a nova metodologia de testes, faremos economia de reagentes, ampliando a capacidade de realização de testes na população. Com a estratégia em pool, você testa um grupo maior de pessoas com menos reagentes”, diz Rubens Akamine, líder do projeto na Petrobras.

“Divisor de águas” no combate ao coronavírus

Diante disso, o maior benefício será o barateamento das testagens individualmente, tornando o diagnóstico mais preciso acessível a um número maior de pessoas. Essa estratégia se mostra essencial para os programas de testagem em massa dos estados e municípios. Enquanto a metodologia de RT-PCR requer que uma amostra seja testada em três diferentes reações para validação dos resultados, com protocolo relativamente longo, o “pooling multiplex” é mais otimizado, envolvendo apenas uma reação (análise).

“É um divisor de águas no enfrentamento da pandemia no Brasil. Esse método tem potencial não só para tornar viáveis os testes em massa, como também poderá subsidiar a tomada de decisão em relação a medidas como lockdown (bloqueio total) ou redução do isolamento social”, explica o pesquisador do Instituto SENAI de Inovação em Química Verde, Sergio Kuriyama.

Esse projeto é mais uma iniciativa da Equipe Científica de Resposta (ECR) da Petrobras, que, em conjunto com empresas, universidades e instituições de ciência & tecnologia, tem desenvolvido soluções rápidas e viáveis para ajudar a sociedade no enfrentamento à pandemia.

Agência Petrobras

A PetroRio assinou acordo com a Chevron para estabelecer novo cronograma de amortização de sua aquisição junto à norte-americana de 51,74% da concessão do Campo de Frade e da plataforma que nele opera, informou a companhia em fato relevante.

A renegociação do financiamento concedido pela vendedora à PetroRio “aconteceu no contexto da pandemia de Covid-19”, disse a petroleira, ao destacar que os novos termos da transação possibilitarão “melhora substancial na liquidez de curto e médio prazo” e “maior equilíbrio na gestão de caixa da companhia”.

A PetroRio informou que o novo perfil de amortizações prevê 15 milhões de dólares em novembro de 2020 e 30 milhões de dólares em maio de 2021, além de 97 milhões de dólares em novembro de 2021, com taxa de juros de 7% ao ano.

O contrato original, assinado em 2019, tem principal remanescente de 142 milhões de dólares e previa perfil de amortizações com 77 milhões de dólares em setembro de 2020 e cerca de 64 milhões de dólares em março de 2021, a taxa de 5,82% ao ano.

Agência Reuters

Em maio, empresa movimenta 1,11 milhão de toneladas de óleo combustível, volume exportado pela Petrobras, e registra desempenho operacional histórico nos terminais de Angra dos Reis e Suape

Em meio à pandemia da Covid-19, a Transpetro foi responsável pela movimentação do número recorde de 1,11 milhão de toneladas de óleo combustível exportado pela Petrobras no mês de maio. Esse volume supera em 10% o melhor resultado anterior, alcançado em fevereiro deste ano.

O recorde, registrado num momento desafiador para a economia mundial, não é único. Os terminais de Angra dos Reis (Tebig) e de Suape (PE) também apresentaram desempenho operacional histórico no mesmo período.

“Atuamos em uma atividade essencial e isso torna o nosso desafio ainda maior em meio a uma crise de saúde como a que estamos enfrentando. Nesse cenário, somente a dedicação e a competência de nossas equipes, somadas a todos os nossos protocolos de segurança e saúde, puderam nos proporcionar um resultado tão importante”, destacou a presidente da companhia, Cristiane de Marsillac.

Voltado ao mercado internacional, o ocex (óleo combustível exportação) está em alta em função da busca por soluções com baixo teor de enxofre no exterior. Além do aumento da demanda, contribuíram para o recorde a maior integração entre áreas de programação da Transpetro e da Petrobras e a aposta nas soluções voltadas para eficiência operacional.

Na Transpetro, o ocex é exportado a partir dos terminais de Santos (SP), São Sebastião (SP), Ilha D’Água (RJ), Madre de Deus (BA), Suape (PE) e, eventualmente, Angra dos Reis (RJ). Santos, Ilha D’Água e Madre de Deus são opções logísticas para essa operação por estarem próximos às principais produtoras desse derivado no país: as refinarias do Vale do Paraíba (Revap/SP), do Planalto Paulista (Replan/SP), Duque de Caxias (Reduc/RJ) e Landulpho Alves (Rlam/BA).

Os terminais de São Sebastião e de Suape possuem autorização para movimentar óleos combustíveis por meio de operações de transbordo (o produto passa de um navio para outro, sem utilizar a tancagem das unidades), que permitem a exportação utilizando navios de maior capacidade.

O Terminal Aquaviário de Suape, aliás, também apresentou um recorde na movimentação de produtos no mesmo mês, sendo o ocex um dos principais na lista. Atingiu a marca de 2,2 milhões de metros cúbicos, superando a anterior de 2,1 milhões de metros cúbicos.

Em Angra, as equipes do Terminal realizaram a operação de 41 navios, maior número alcançado em seus 43 anos de atividades, garantindo a entrega do petróleo exportado pela Petrobras a países como China e Índia.

“Esses recordes são frutos de um trabalho minucioso que temos realizado nos terminais, de acordo com rigorosos procedimentos de segurança. Envolve integração das áreas de programação, controle e operações, e equipes altamente especializadas. São resultados de extrema importância que comprovam nossa eficiência inclusive em momentos de crise”, avaliou o diretor de Dutos e Terminais da Transpetro, Marcos Benício Antunes.

 

Agência Petrobras

Unidade será responsável por regaseificar o gás que vai abastecer as térmicas da companhia

A GNA, joint venture entre a Prumo Logística, a BP e a Siemens, realizou no último dia 12/6, a atração da FSRU BW MAGNA no Terminal GNL, no Porto do Açu. Com tecnologia de ponta, a embarcação tem capacidade de regaseificar 21 milhões de m³ de gás natural por dia e foi construída para atender exclusivamente às usinas UTE GNA I (1.338 MW) e UTE GNA II (1.672 MW), além de futuras expansões. As usinas, juntamente com o Terminal de GNL, compõem o maior Complexo Termelétrico a Gás Natural da América Latina, com 3 GW de capacidade instalada, e somam mais de R$ 8,5 bilhões de investimentos.

A operação de manobra, que envolveu práticos e rebocadores, durou aproximadamente três horas e contou com a participação das equipes da GNA, BW, Acciona e KN. Agora, a BW MAGNA vai passar pela fase de interligação dos sistemas entre a embarcação e a térmica e depois para a fase de teste a frio.

“A chegada da FSRU BW MAGNA é um dos grandes marcos do projeto da GNA. Quando em operação, nosso parque termelétrico será capaz de produzir energia equivalente a 17% da geração térmica a gás natural do Brasil, contribuindo para a segurança do Sistema Integrado Nacional. Estamos muito orgulhosos com a conclusão dessa importante etapa de nosso projeto, afirma Bernardo Perseke, Diretor- Presidente da GNA.

Sobre a GNA

A GNA, joint venture entre a Prumo Logística, BP e Siemens, está construindo no Porto do Açu (RJ) o maior parque termelétrico a gás natural da América Latina. O projeto compreende a implantação de duas térmicas movidas a gás natural (GNA I e GNA II) que, em conjunto, alcançarão 3 GW de capacidade instalada, além de um terminal de regaseificação de GNL (Gás Natural Liquefeito), de 21 milhões de metros cúbicos/dia.

Os preços do petróleo no mercado futuro caíram 8% na semana – praticamente igualando a queda da sessão anterior e terminando um rali de seis semanas – depois de se estabelecerem com preços mistos na sexta-feira, 12/06.

É um sinal de que o mercado pode finalmente estar prestando atenção nos estoques recordes de petróleo bruto e produtos como o diesel nos EUA, fato que os fundos de hedge e outros investidores otimistas de petróleo ignoraram por semanas.

“Acho que parte dos CTA que vimos entrar no mercado de energia nas últimas semanas podem ter saído ontem”, afirma Scott Shelton, corretor do ICAP em Durham, sobre os fundos de hedge.

“Talvez possamos ter mais para vender, já que o tamanho da liquidação geralmente resulta em alguns sistemas de derrapagem que entram em ação e decidem esperar um dia para vender. Se os preços enfraquecerem novamente, eu espero ver alguns CTAs ‘alcançarem’ o ponto de venda”.

Brent recua 8,4% na semana
O West Texas Intermediate, referência para o petróleo bruto dos EUA negociado em Nova York, subia 8 centavos de dólar, ou 0,2%, a US$ 36,42 por barril às 17h10 (horário de Brasília).

O Brent, negociado em Londres, referência mundial em petróleo, ganhava 33 centavos de dólar, a US$ 38,88.

Na semana, o WTI perdeu 8,3%, enquanto o Brent perdeu 8,4%.

Foi a primeira semana de perdas nos preços do petróleo após seis semanas de ganhos. Neste período, o WTI subiu em até 300% em um momento e o Brent em 170% a partir de abril.

A queda média de 8% de quinta ocorreu em meio a temores de uma segunda onda de infecções por coronavírus nos Estados Unidos. Isso foi seguido de indicações do Federal Reserve de que a economia poderia sofrer mais dois anos pelo menos por causa da pandemia.

Além das preocupações dos investidores em petróleo há os estoques de petróleo bruto comerciais dos EUA, que cresceram 5,72 milhões de barris na semana passada, segundo dados da Administração de Informação de Energia.

“Esse aumento agora faz com que os estoques comerciais totais de petróleo bruto dos EUA fiquem em 538 milhões de barris, ultrapassando os níveis vistos no início de 2017 e, de fato, o nível mais alto desde 1982”, disse o ING em uma nota de pesquisa.

Tão surpreendentes quanto os estoques brutos foram os estoques de destilados liderados pelo diesel. Estes subiram 1,6 milhão de barris na semana passada, elevando os estoques para quase 53 milhões de barris nas últimas nove semanas.

EP BR

A BP fará baixas de até 17,5 bilhões de dólares no valor de seus ativos após ter cortado projeções de longo prazo para os preços do petróleo e do gás, apostando que a crise da Covid-19 terá impactos duradouros sobre a demanda por energia e acelerará uma transição de combustíveis fósseis para baixo carbono.

Assim como rivais, a petroleira britânica deve ter um grande impacto na receita devido à queda sem precedentes na demanda causada pela pandemia. As baixas contábeis devem elevar o peso de sua dívida e aumentar a pressão para que a empresa reduza os dividendos.

O movimento vem em momento em que o presidente da petroleira, Bernard Looney, se prepara para apresentar em setembro sua estratégia para “reinventar” a BP, o que incluirá um foco menor em petróleo e gás e um negócio maior em renováveis.

 

Reuters

A Petrobras e a Firjan SENAI, por meio do Instituto SENAI de Inovação em Química Verde, disponibilizam gratuitamente o protocolo de base científica para implementação de um novo método de testes em massa de Covid-19 – chamado “pooling multiplex”, mais ágil e econômico, que permite a avaliação de várias pessoas simultaneamente. A metodologia está disponível pelo Instituto a todos laboratórios especializados no Brasil e no mundo.

O formato em “pool” testa um grupo de pessoas, em lugar dos testes individuais, trazendo maior alcance e escala ao processo. O protocolo do novo modelo de testes funciona como um guia de orientações, reunindo todas as diretrizes e possíveis aplicações, além de validação técnica e científica, necessárias para que laboratórios, empresas e instituições de ciência & tecnologia possam adotar o método.

Redução de custos e aumento da eficiência

“A inovação está na metodologia de testes: as amostras coletadas são testadas e combinadas em misturas de até oito pacientes por vez, em vez de apenas um, economizando tempo. Além disso, a metodologia permite economia no número de reagentes usados – um reagente em lugar de três utilizados normalmente -, gerando redução adicional de custo”, diz o gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), Juliano Dantas. O novo procedimento permite ainda reduzir a quantidade de análises dos testes do tipo RT-PCR (considerados padrão-ouro para diagnóstico da Covid-19): de três para apenas uma análise por amostra – combinada ou não.

O propósito é aumentar a eficiência dos testes RT-PCR, com redução de custos na aquisição de insumos, além da otimização do uso de laboratórios e de despesas operacionais. Com a diminuição da quantidade de reagentes e de mão de obra, a nova metodologia pode ampliar em até 10 vezes a capacidade de testagem dos laboratórios, dependendo das características da população.

“Na luta contra o coronavírus, um dos maiores problemas que enfrentamos é a escassez de reagentes no mercado para análises das amostras – por ser um insumo muito caro e geralmente importado. Com a nova metodologia de testes, faremos economia de reagentes, ampliando a capacidade de realização de testes na população. Com a estratégia em pool, você testa um grupo maior de pessoas com menos reagentes”, diz Rubens Akamine, líder do projeto na Petrobras.

“Divisor de águas” no combate ao coronavírus

Diante disso, o maior benefício será o barateamento das testagens individualmente, tornando o diagnóstico mais preciso acessível a um número maior de pessoas. Essa estratégia se mostra essencial para os programas de testagem em massa dos estados e municípios. Enquanto a metodologia de RT-PCR requer que uma amostra seja testada em três diferentes reações para validação dos resultados, com protocolo relativamente longo, o “pooling multiplex” é mais otimizado, envolvendo apenas uma reação (análise).

“É um divisor de águas no enfrentamento da pandemia no Brasil. Esse método tem potencial não só para tornar viáveis os testes em massa, como também poderá subsidiar a tomada de decisão em relação a medidas como lockdown (bloqueio total) ou redução do isolamento social”, explica o pesquisador do Instituto SENAI de Inovação em Química Verde, Sergio Kuriyama.

Esse projeto é mais uma iniciativa da Equipe Científica de Resposta (ECR) da Petrobras, que, em conjunto com empresas, universidades e instituições de ciência & tecnologia, tem desenvolvido soluções rápidas e viáveis para ajudar a sociedade no enfrentamento à pandemia.

 

Agência Petrobras