Siemens quer assegurar maior eficiência energética – Christian Schock, Head de Óleo e Gás da Siemens no Brasil

Nosso entrevistado é Head de petróleo e gás da Siemens no Brasil , Christian Schock.

Oil & Gas Brasil: Quais as perspectivas da Siemens para 2020, no setor de petróleo e gás no Brasil?

Christian Schock: Há grande expectativa para 2020 e não é à toa. Externamente e especificamente no Brasil, as
perspectivas são promissoras para o setor de petróleo e gás por conta de alguns fatores, como entrada cada vez maior de IOCs (International Oil Companies) para investimentos offshore e o foco da Petrobras na monetização das jazidas do pré-sal, resultando em um volume interessante de FPSOs em lançamento.

Adicionalmente, devemos ver também mudanças no midstream e downstream, especialmente através de transporte e novos players no refino. Quando falamos de gás, estamos discutindo energia e um mercado pouco desenvolvido no país. Além das reservas em terra, o Brasil deixa de monetizar milhões de dólares ao dia reinjetando gás nos campos offshore.

O que estamos observando hoje é um cenário da indústria se preparando para desenvolver o transporte, a geração e
distribuição de gás enquanto o governo prepara regulamentação legal dada a importância do assunto.

A Siemens acompanha esta preparação desenvolvendo produtos, soluções e planos estratégicos com parceiros, reforçando a infraestrutura do Brasil assim como fazemos há 152 anos, quando lançamos a primeira grande linha de telegrafo do país. Nossos produtos e soluções incluem desde serviços de engenharia e análise de viabilidade, passando por equipamentos de alta eficiência, com combustíveis renováveis e baixas emissões de carbono, até a garantia de disponibilidade em fornecimento de energia “as-a-service”. Em planos estratégicos de infraestrutura, analisamos como podemos contribuir com soluções tecnológicas para maximizar resultados em investimentos e operações de nossos parceiros, ou sermos os protagonistas em novas termoelétricas como o projeto de Porto do Açu, no Rio de Janeiro. O portfólio soft e hardware da Siemens nos permite estar numa posição privilegiada em relação ao setor energia, contribuindo com o país, nossos parceiros e para a comunidade.

Oil & Gas Brasil: Quais os investimentos que a empresa pretende fazer neste segmento?

Christian Schock: No segmento de energia, a Siemens investe atualmente em infraestrutura de geração com capacidade de
1.3 GW e futuramente com mais 1.6 GW a partir de gás natural no projeto GNA, em Porto do Açu, no RJ. Adicionalmente,
trabalhamos em um projeto de geração elétrica para a cidade de Coari, AM, por meio de uma planta de geração de energia em ciclo combinado, também através de gás, oriundo de Urucu, e que oferecerá à comunidade local uma energia mais limpa e estável. No âmbito industrial, construímos atualmente uma planta de geração dentro uma tradicional unidade química em SP, onde assumiremos toda a responsabilidade sobre energia a longo prazo, além de reduzir a pegada de carbono e melhorar a utilização de água.

Além destes projetos, e especificamente em petróleo e gás, a Siemens possui uma robusta base fabril e de aftermarket para atender o mercado. Baseado em fábricas e centros de serviços em SP e RJ, fabricamos equipamentos de geração e compressão para plataformas offshore com relevantes níveis de conteúdo local, além de equipamentos subsea e toda a engenharia envolvida no setor. Atualmente, estamos fabricando equipamentos para as FPSOs de Búzios V e Mero II, utilizando unidade fabril pré existente. Nossos investimentos nesta área são voltados ao desenvolvimento ou reativação de fornecedores locais e incremento com treinamento de pessoal.

Globalmente, a Siemens investe pesadamente em Digitalização, oferecendo ao mercado soluções inovadoras de gêmeo digital, IoT, analytics, machine learning, big data, entre outros e registramos mais de uma patente por dia e somos líderes no mercado de software. Além disso, focamos em eficiência e combustíveis alternativos, com turbinas operando com hidrogênio ou biomassa para redução das emissões de carbono e melhoria da eficiência energética. Isso sem contar outras linhas de renováveis como eólica, solar, veículos elétricos, sistemas para gestão de energia, medição inteligente e outros.

Oil & Gas Brasil: De que forma você vê os resultados dos leilões da ANP?

Christian Schock: Há um tom de crítica do mercado em relação ao último leilão de campos offshore ocorrido em novembro. Minha preferência é considerar na análise os leiloes conduzidos em 2018 e 2019 para termos uma visão mais abrangente. Nestes dois anos, vimos empresas voltando ou entrando no país para conduzir investimentos vultuosos. Estimo que mais de 10 empresas se comprometeram em bilhões de dólares para acessar os campos offshore do país, sem contar todo investimento nas unidades de exploração e produção, perfuração e associados. Na minha perspectiva, estes leilões tiveram muito sucesso na atração deste capital para o Brasil e irão oferecer oportunidade a milhares de empresas brasileiras, sem considerar a mão de obra direta e indireta envolvida. Aos campos que não foram leiloados, observamos intenção da ANP e do governo em revisar os processos e condições para em breve conduzir novas ofertas.

Ao mesmo tempo, e não menos importante, vimos também nos últimos meses significativos leilões de blocos terrestres incluindo foco em gás, onde novamente milhões de dólares foram comprometidos por inúmeras empresas nacionais e estrangeiras. Da mesma forma que no offshore, estes investimentos trarão benefícios volumosos ao país, seja na monetização direta destes recursos ou no benefício indireto de arrecadação, infraestrutura do país ou mudança da matriz energética.

Oil & Gas Brasil: Na sua visão, qual é o melhor regime para o Brasil. O de partilha ou o de concessão?

Christian Schock: Cada regime possui seus pontos positivos e negativos, portanto não apontaria vantagem competitiva de um regime sobre o outro. O que o mercado busca é segurança jurídica, previsibilidade dos investimentos e proteção aos seus investidores. Por isso, acredito que ambos os modelos podem passar por ajustes como a definição de royalties de acordo com preços e rentabilidade, a criação de faixas de excedentes adequadas ao valor atual do barril de petróleo, a utilização de bônus para excedente de conteúdo local, etc. Modificações deste tipo, alinhadas a uma desburocratização e manutenção de regulamentação, podem tornar as ofertas mais competitivas.

Oil & Gas Brasil: Quais as oportunidades e desafios que a Siemens vislumbra no pré-sal, em 2020?

Christian Schock: A Siemens atua indiretamente no pré-sal desde o primeiro projeto para esta área denominado Replicantes, quando a Petrobras adquiriu 80 trens de compressão e 32 trens de geração para oito FPSOs. Através das marcas Dresser-Rand e Rolls-Royce, parte hoje da Siemens, fabricamos todos estes equipamentos de 2011 a 2017 no Brasil. Na época, foram investidos mais de USD 60 milhões em fábricas locais, além de treinamento de pessoal e desenvolvimento de fornecedores. Sob este contrato fabricamos compressores de alta pressão de descarga, executamos testes nunca antes conduzidos no país e entregamos equipamentos com alto teor de conteúdo local, tornando o caso um exemplo de localização de sucesso.

Em 2020 temos o desafio de fornecer equipamentos de compressão e geração em contratos existentes e também de
auxiliar nossos parceiros a criar os melhores designs para soluções em upstream, midtream ou downstream, utilizando
engenharia, produtos, serviços, digitalização e soluções combinadas usando o vasto portfólio da Siemens. Há diversas oportunidades no mercado para 2020, e a Siemens pretende manter sua liderança em inovação no mercado de energia,
mantendo forte presença no mercado local.

Oil & Gas Brasil: O país vem passando por uma crise, como você enxerga a iniciativa do governo em abrir o mercado brasileiro?

Christian Schock: De fato observamos um direcionamento protecionista da maioria dos países e particular disputa entre EUA e China atualmente. O Brasil está numa situação de interessante relação com ambos os países e promovendo abertura de seu mercado. A Siemens tem interagido com entidades governamentais no sentido de dividir seu conhecimento dada sua condição de empresa global. De uma maneira ou outra, a Siemens acompanhará as mudanças e manterá seu foco em crescimento local, suporte às entidades e à comunidade.

Oil & Gas Brasil: Como você vê a entrada de novos players no mercado de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil?

Christian Schock: A entrada de novos players no mercado de petróleo e gás brasileiro exemplifica o interesse das grandes empresas em explorar os campos locais, de alta qualidade de óleo e quantidade absoluta. Em adição, o mercado de gás se mostra bastante atrativo para novos entrantes, principalmente no onshore, onde o transporte até a monetização requerem
atualmente investimentos menos representativos que o offshore.

Como resultado destes investimentos, o Brasil verá maior volume de projetos anualmente, maior desenvolvimento tecnológico e arrecadação. O ponto sobre evolução tecnológica é bastante representativo, pois progressivamente torna o mercado de petróleo e gás brasileiro mais competitivo e sustentável, especialmente se alinhado com políticas que fomentem o mercado local.

Com maior eficiência de maquinário, contribuições digitais e combinação de tecnologias convencionais e renováveis, a Siemens continua sua jornada com objetivo de suportar a transição energética da forma mais sustentável possível. Por este motivo, temos trabalhado incansavelmente no desenvolvimento tecnológico em colaboração com nossos parceiros – novos e tradicionais players.

Oil & Gas Brasil: O que a indústria 4.0, pode agregar para a melhoria das empresas de petróleo?

Christian Schock: A transformação digital é uma evolução natural e necessária do setor de petróleo e gás e creio que haja um consenso da indústria a este respeito. No entanto, a implantação ainda caminha mais vagarosamente do que a tecnologia avança. Em função de tanta visibilidade para o assunto, de casos de sucesso existentes e especialmente dos benefícios da indústria 4.0, é esperado que as empresas tomem passos mais arrojados em direção à digitalização. A Siemens tem promovido tais inovações frequentemente e nossos parceiros tem demonstrado cada vez mais apreço pela tecnologia disponível. No mercado de Óleo e Gás a eficiência é chave, e por isso a transição para Industria 4.0 é fundamental. Além de reduzir custos de Capex e principalmente Opex, a digitalização permite eliminar riscos de projeto, de segurança no trabalho e de imprevisibilidade de ativos. Por último, e talvez ainda mais representativo, o aumento de eficiência se traduz em menores emissões.

Entretanto, é comum observar alguns players do mercado organizando departamentos de digitalização e contratando grupos de pessoas para desenvolver a capacidade digital. O problema é que as empresas trabalham em silos, desprezando material já desenvolvido ao invés de co-criar com outras empresas. A Siemens promove a utilização de tecnologias já disponíveis e promove foco na aplicação real das soluções, especialmente em virtude de sua grande expertise na área. Obviamente, para desafios ainda intocados, a co-criação com companhias e startups com expertise na área deveriam ser consideradas antes de iniciar grandes programas de desenvolvimento interno. A co-criação é o caminho ideal para para a pavimentação do desenvolvimento digital e empresas com vasta expertise em digital serão extremamente úteis, pois trazem conhecimento e parceiros certos para a sala de desenvolvimento.


Foto: Divulgação

Oil & Gas Brasil: O mercado de petróleo e gás tem mão-de-obra especializada para a indústria 4.0?

Christian Schock: Potencialmente sim, mas existe uma lacuna a ser coberta pela indústria. Eu separaria a mão de obra atual deste mercado em três grupos: (I) número pequeno de especialistas em digitalização e petróleo e gás, que não atenderá a demanda do mercado; (II) profissionais com vasta experiencia em petróleo e gás mas não versados em digitalização, grupo que conta com um número considerável de profissionais mas em grande parte em meio ou final de carreira; (III) profissionais
jovens altamente versados em digital e cybersecurity, mas que nunca se envolveram com petróleo e gás. O motivo desta lacuna é que a indústria de petróleo e gás não atrai jovens como outros mercados, mas é justamente a digitalização que tem o maior poder de atração para estes novos talentos. Unir o know-how do grupo II à energia e criatividade do grupo III é a chave para que tenhamos mão de obra especializada em digitalização trabalhando no mercado de petróleo e gás.

Um exemplo interessante são os HackaSiemens. Nestes eventos, trazemos desafios de nossos clientes ou parceiros do mercado e abrimos inscrições para jovens programadores motivados por novidades. Em todos os eventos os resultados são excepcionais. Os jovens saem conhecendo mais sobre a indústria de energia, nossos clientes com soluções para seus desafios e a Siemens satisfeita de contribuir com ambos, além de promover sua plataforma digital Mindsphere.

Oil & Gas Brasil: Quais os benefícios que a exploração do pré-sal vai trazer ao Brasil no longo prazo?

Christian Schock: A produção do pré-sal, combinada com produção de campos pós-sal e maduros, pode elevar o Brasil ao um dos maiores produtores mundiais. Em adição a isto, a eventual monetização do gás do pré-sal poderia reduzir consideravelmente o custo de gás no Brasil e, consequentemente, o custo de parte da geração de energia, além de fazer do Brasil um potencial exportador de gás.

Além disso, a indústria local ganhará um amplo leque de oportunidades de negócios para empresas direta e indiretamente ligadas a energia. Já para a comunidade, estes fatores podem resultar em melhorias de infraestrutura e contribuição para o crescimento econômico do país. Vale observar o desenrolar do mercado e quanto das expectativas serão concretizadas.

 

Petrobras finaliza P-70, que vai operar no pré-sal da Bacia de Santos

Unidade terá capacidade para processar 150 mil barris de óleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia

A plataforma P-70 desatracou do cais do estaleiro em Qingdao, China, para seguir viagem rumo ao Brasil e chegará ao campo de Atapu no primeiro trimestre de 2020. O início da operação ocorrerá após os trabalhos de ancoragem e de interligação do primeiro poço produtor.

A P-70 faz parte da série de plataformas replicantes, que atualmente respondem por parte da produção no pré-sal, com a operação já iniciada nas unidades P-66, P-67, P-68 e P-69. Elas levam esse nome por fazerem parte de um conjunto padronizado de projetos de plataformas de produção. Ao repetir o mesmo projeto várias vezes há um ganho de escala em produtividade e eficiência, e também quanto à segurança e à própria operação.

O transporte da P-70 para o Brasil será realizado pela modalidade chamada de dry tow (reboque seco), o que significa que em vez de ser conduzida por rebocadores oceânicos, a unidade é embarcada em um semi-submersible heavy lift ship (navio semissubmersível para transporte de carga pesada). Serão 78 mil toneladas, o que corresponde ao peso de 220 boeings 747, que vão ser milimetricamente acomodadas na embarcação. Isso reduzirá em cerca de 40 dias o tempo de viagem da China ao Brasil. No mundo, manobra desse porte só foi realizada uma única vez: na P-67, segunda unidade da série de replicantes.

A P-70 terá a função de separar o óleo do gás e da água durante o processo de produção, armazená-lo nos tanques de carga para, finalmente, transferi-lo para navios petroleiros, que serão os responsáveis pelo seu transporte. A unidade produzirá através de 13 poços produtores e seis poços injetores, e terá capacidade para processar 150 mil barris de óleo (bpd) e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Dados da P-70

Processamento de óleo: 150 mil barris/dia;
Tratamento e compressão de gás: 6 milhões de m³/dia;
Tratamento de água de injeção: 200 mil barris/dia;
Capacidade de armazenamento: 1,6 milhão de barris de óleo;
Ancoragem em profundidade d’água: 2.200 metros;
Comprimento total: 288 metros;
Boca (largura): 54 metros;
Pontal (altura): 31,5 metros.

 

Fonte: Agência Petrobras

SBM encomenda mais dois cascos Fast4Ward

A SBM Offshore anunciou a assinatura de contratos com estaleiros chineses para a construção do quarto e quinto cascos da empresa sob seu programa de compra de cascos multifuncionais Fast4Ward para produção flutuante, armazenamento e unidade de descarga (FPSO).

Os contratos foram assinados com a Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding e Offshore Co., Ltd. e a China Merchants Industry Holdings. Ambos os estaleiros também estão avançando na construção dos três primeiros cascos da SBM Offshore, que já estão alocados a projetos na Guiana e no Brasil.

O programa Fast4Ward da SBM Offshore incorpora o casco multiuso da nova construção da empresa combinado com vários módulos laterais superiores padronizados, em um esforço para reduzir os custos do projeto e os prazos de entrega.

Assinados termos aditivos dos contratos do Polo de Riacho da Forquilha

Foi realizada no Escritório Central da ANP, no Rio de Janeiro, a cerimônia de assinatura dos Termos Aditivos da Cessão dos Contratos do Polo de Riacho da Forquilha, no Rio Grande do Norte, integrante do Projeto Topázio, no programa de desinvestimento da Petrobras.

A operação, que tem o valor anunciado de US$ 384,2 milhões foi aprovada pela Diretoria Colegiada da ANP em 21/11/2019, está alinhada com as recentes iniciativas da ANP de revitalização e fomento da produção de petróleo e gás natural em terra.

Os diretores da ANP Dirceu Amorelli e Cesário Cecchi, que assinou em nome da ANP como diretor-geral substituto, autorizando a cessão, destacaram a importância da operação para o segmento onshore brasileiro. Também estiveram presentes dirigentes da Petrobras, PetroRecôncavo e da Sonangol, além de servidores da ANP.

Com a assinatura dos termos aditivos, foi consolidada a cessão da Petrobras para a PetroRecôncavo dos Contratos de Concessão Baixa do Algodão, Baixa do Juazeiro, Boa Esperança, Brejinho, Cachoeirinha, Fazenda Curral, Fazenda Junco, Fazenda Malaquias, Jandui, Juazeiro, Leste de Poço Xavier, Livramento, Lorena, Pajeú, Poço Xavier, Riacho da Forquilha, Rio Mossoró, Sabiá, Três Marias, Upanema e Varginha, BPOT-4, BT-POT-8, BT-POT-10ª, BT-POT-9, BT-POT-21, BT-POT-34 e BT-POT-35, BT-POT-55, BT-POT-4, POT-T-609_R10 e POT-T-610_R10.

 

Fonte: ANP

Petroleira inicia arrendamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia

A Petrobras iniciou o processo de arrendamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia, no município de Salvador, e seu gasoduto integrante. A iniciativa está em consonância com o Termo de Compromisso de Cessação para o mercado de gás natural celebrado junto ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), em julho de 2019.

A companhia iniciou o procedimento de pré-qualificação dos candidatos, visando credenciar as empresas que manifestarem interesse em participar da licitação, respeitando-se as condições apresentadas na Convocação de Pré-Qualificação, disponível no site da Petrobras (http://www.petrobras.com.br/pt/canais-de-negocios).

O processo seguirá os atos e ritos previstos na Lei Federal 13.303/2016 (Lei das Estatais).

O arrendamento está alinhado à estratégia da Petrobras de melhoria na sua alocação do capital e de construção de um ambiente favorável à entrada de novos investidores no setor de gás natural.

Sobre o terminal

O Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA) consiste em um píer tipo ilha com todas as facilidades necessárias para atracação e amarração de um navio FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) diretamente ao píer e de um navio supridor a contrabordo do FSRU. A transferência de GNL é feita diretamente entre o FSRU e o supridor na configuração side by side. A vazão máxima de regaseificação do TR-BA é de 20 milhões m³/d (@1 atm e 20°C).

O gasoduto integrante do terminal possui 45 km de extensão e 28 polegadas de diâmetro, interligando o TR-BA a dois pontos de entrega, a Estação Redutora de Pressão de São Francisco do Conde e a Estação de Controle de Vazão de São Sebastião do Passé.

O FSRU não faz parte do processo de arrendamento do terminal.

 

Fonte: Agência Petrobras

ANP vai iniciar revisão das regras para combustíveis de aviação

Como parte das ações visando atualizar e modernizar sua regulação no setor de distribuição de combustíveis de aviação, a ANP vai iniciar a revisão das regras relativas a esse segmento (Resoluções ANP nº 17 e 18/2006), com o objetivo de estimular a competição. A iniciativa tem como base as conclusões do grupo de trabalho formado pela ANP e pela Agência Nacional de Aviação (ANAC).

O grupo foi criado para discutir aspectos da regulação das instalações de armazenamento de combustíveis de aviação em aeródromos, sua operação, modelos de acesso a entrantes e regras de transição, com o objetivo de identificar ações para estimular a competição entre os agentes regulados e reduzir as barreiras técnicas e regulatórias existentes.

Esses estudos levaram em consideração as características do mercado de aviação comercial no Brasil, tais como: tributação; fornecimento; papel do preço do combustível no custo da aviação; concentração do mercado; acesso ao produto; acesso à infraestrutura de armazenamento e distribuição de combustíveis em aeródromos; e dificuldade de novas entrantes em participar da distribuição de combustíveis de aviação.

Dentro dessa iniciativa, a ANP promoverá no próximo ano um workshop para discutir o assunto em conjunto com os setores aéreo e de combustíveis.

 

Fonte: ANP

Estatal investe em nanotecnologia para aumento de eficiência na produção de petróleo

A Petrobras está desenvolvendo soluções nanotecnológicas com o objetivo de aumentar a produção dos seus campos de petróleo. A utilização da nanotecnologia para o uso em Recuperação Avançada de Petróleo poderá viabilizar a extração de mais óleo e gás que técnicas convencionais já utilizadas. A companhia investiu R$ 21,3 milhões nesta tecnologia nos últimos anos, utilizando recursos financeiros das cláusulas de investimentos em PD&I, regulados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

“O domínio dessa tecnologia pela Petrobras poderá ser um divisor de águas para a produção offshore da companhia, com soluções mais eficientes e de menor custo que as tecnologias convencionais para Recuperação Avançada de Petróleo”, afirma o gerente de reservatórios do CENPES, Cláudio Marcos Ziglio.

Por meio do seu Centro de Pesquisa (Cenpes), em parceria com grupos de pesquisa do Brasil, a companhia vem desenvolvendo soluções como nanopartículas, nanocápsulas e nanomateriais de carbono (nanotubos, grafeno e carbon black) com o objetivo de aumentar a produção de petróleo e melhorar a eficiência das operações de Poço.

“A manipulação da matéria em escala atômica e molecular é o grande diferencial da nanotecnologia. Isso permite criar novos nanomateriais com características específicas, que contribuem para aumentar a produtividade dos nossos campos de petróleo”, comenta o engenheiro de petróleo do CENPES, Leonardo Alencar de Oliveira.

SPARTAN

A solução mais promissora é o SPARTAN (Sweep Performance Augmentation Realized by Thermally Activated Nanosystem), um produto desenvolvido em parceria com o Instituto de Química da UFRJ. Trata-se de um sistema termossensível (responde à temperatura, aumentando a sua viscosidade) que gelifica no interior do reservatório de petróleo e é capaz de bloquear caminhos preferenciais de água, como canais, falhas ou fraturas (cenário típico de reservatórios heterogêneos, como os do pré-sal). Como consequência, aumenta o fator de recuperação do campo de petróleo e reduz a produção excessiva de água. Estima-se que o sistema consiga ir a campo até o final de 2022. Outras soluções nanotecnológicas, como os nanomateriais de carbono e as nanocápsulas, poderão ser aplicadas até 2025. As nanocápsulas permitem a liberação controlada de produtos químicos no interior do reservatório.

A Petrobras, em parceria com institutos de pesquisa e universidades brasileiras, é pioneira no país no desenvolvimento de soluções nanotecnológicas para Recuperação Avançada de Petróleo. Por meio de Termos de Cooperação, possui parceria com a USP, UFRJ, UFF, UFMG e IPT no desenvolvimento de soluções nanotecnológicas que compreendem atividades de síntese e funcionalização dos nanomateriais, caracterização química e ensaios de laboratório.

 

Fonte: Agência Petrobras

Petrobras detalha Plano Estratégico em Londres

A diretoria da Petrobras promoveu na última sexta-feira, 6/12, encontro com investidores para detalhamento do Plano Estratégico 2020-2024. O “Petrobras Day” ocorreu em Londres.

Além do presidente Roberto Castello Branco, estiveram presentes os diretores Carlos Alberto Pereira de Oliveira (Exploração & Produção), Anelise Lara (Refino e Gás Natural), Andrea Almeida (Financeiro e de Relacionamento com Investidores) e Nicolás Simone (Transformação Digital e Inovação).

Clique aqui para acessar a apresentação.

 

Fonte: Agência Petrobras

ANP faz audiência sobre aperfeiçoamento das regras para queima de gás

A ANP realizou na última semana, audiência pública sobre a minuta da resolução que revisa a Portaria ANP n° 249/2000. O regulamento trata dos procedimentos para controle das queimas e perdas de petróleo e gás natural nas atividades de E&P, incluindo as definições de casos enquadrados como queimas ordinárias, dispensadas de prévia autorização, e os procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias. A minuta passou por consulta pública de 45 dias, na qual foram recebidas 81 contribuições.

Na abertura, o diretor Aurélio Amaral destacou a importância estratégica da revisão proposta: “Há um esforço grande por parte do Estado brasileiro para aumentar o uso e a recuperação do gás, especialmente no Pré-sal. Nossa intenção não é criar custos adicionais, mas propor um melhor aproveitamento desse gás para o benefício do Brasil e trazer segurança jurídica aos operadores”.

A revisão reforça o trabalho da ANP no aprimoramento dos seus mecanismos regulatórios sobre o controle da queima de gás natural, considerando os avanços tecnológicos ocorridos, a mudança no cenário da produção do Brasil, principalmente em decorrência das jazidas do pré-sal, e a valorização do gás natural como recurso energético, no mundo e no Brasil, em especial, como fonte para termelétricas.

A iniciativa atende a Resolução CNPE nº 17/2017, que define, dentre as diretrizes a serem observadas na Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural pela ANP: fomentar, em bases econômicas, o aumento da participação da produção doméstica de gás natural no atendimento ao mercado brasileiro, inclusive pela redução da queima de gás natural nas atividades de exploração e produção.

A proposta de revisão do regulamento traz dispositivos que podem ser classificados em dois grupos: os relativos à regulamentação de procedimentos para autorização e convalidação de queimas extraordinárias de gás natural, ou consideração de queimas ordinárias, já utilizados nas atividades de fiscalização, mas ainda não previstos no regulamento vigente; e também aqueles dedicados à implementação de novas ferramentas buscando a otimização do aproveitamento do recurso energético, mediante a redução dos percentuais de queima.

As contribuições recebidas na consulta e na audiência públicas serão examinadas tecnicamente para consolidação da minuta final e, após análise da Procuradoria Federal e aprovação da Diretoria da ANP, a resolução será publicada.

 

Fonte: ANP

Estatal avança em negociações com CNPC para refinaria no Comperj

A Petrobras concluiu um estudo de viabilidade com a petroleira chinesa CNPC sobre operações de refino no projeto chamado Comperj, em Itaboraí (RJ), disse a diretora-executiva de Refino e Gás Natural da estatal brasileira, Anelise Lara.

A executiva acrescentou que a Petrobras busca recuperar um volume de gás de um contrato existente para importar o insumo por meio do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) e que gostaria de reduzir sua participação nas compras do país vizinho de 30 milhões de metros cúbicos por dia para 15 milhões.

 

Fonte: Agência Reuters