Autor: redacao

A nomeação de Magda Chambriard foi aprovada em reunião realizada em 24 de maio de 2024, nove dias após Clarice Coppetti ter sido nomeada CEO interina. Chambriard foi indicado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) do Brasil para substituir Jean Paul Terra Prates, ex-CEO da empresa que renunciou aos cargos de CEO e membro do conselho de administração.

Com mestrado em Engenharia Química e graduação em Engenharia Civil, Chambriand é especialista em engenharia de reservatórios e avaliação de formações, aliadas à produção de petróleo e gás.

Após trabalhar por 22 anos na Petrobras, foi designada para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como assessora da Diretoria de Exploração e Produção em 2002. Seis anos depois, assumiu o cargo de Diretora da Petrobras. ANP, passando a ser Diretor Geral em 2012.

Em meio a mudanças de gestão, a Petrobras concedeu dois contratos de nova construção para duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSO) para a Seatrium após anunciar planos para colocar 14 FPSOs em operação de 2024 a 2028.

Espera-se que a nova dupla FPSOs produza 30% menos emissões de gases de efeito estufa (GEE), em linha com o compromisso da empresa com a descarbonização descrito em seu Plano Estratégico 2024–2028 .

2ª Edição do Maior evento sobre FPSOs do Brasil

O mercado de FPSOs está aquecido e em expansão, à crescente demanda de projetos no país impulsiona a realização da 2ª edição do evento: Brasil – Epicentro Global de FPSOs, no Rio de Janeiro – que acontece nos dias 17 e 18 de junho de 2024. O evento contará com os principais tomadores de decisão que se reúnem para impulsionar a atividade e apoiar a transformação digital dos FPSOs enquanto reduz a pegada de carbono. À medida que a maré do progresso se eleva, sua organização pode ser a onda que impulsiona a inovação na indústria de FPSOs.

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Prepare-se para discussões aprofundadas, troca de conhecimentos e networking inestimável.

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📅 Data: 17 e 18 de junho de 2024
🎯 Conferência: 8h às 18h (Faça sua inscrição, nos links abaixo.)
🎯 Exposição: 12h às 20h (Acesso:  Livre para profissionais do setor.)
📍 Local: EXPO MAG, Rio de Janeiro

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A Petrobras contratou a Seatrium Limited, com sede em Cingapura, para o fornecimento de duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSO), que serão implantadas em seus campos no pré-sal da Bacia de Santos.

Após uma licitação internacional, a Petrobras, atuando como operadora dos consórcios Atapu e Sepia , concedeu dois contratos de nova construção, avaliados em aproximadamente S$ 11 bilhões (US$ 8,15 bilhões), à Seatrium para a construção dos FPSOs P-84 e P-85. O player baseado em Cingapura destaca que esses FPSOs de alto rendimento serão implantados nos campos de Atapu e Sépia, na parte leste da Bacia de Santos, a aproximadamente 200 quilômetros da costa do Rio de Janeiro.

A dupla de FPSO fará parte da nova geração dessas unidades do peso pesado da energia brasileira, caracterizada por uma alta capacidade de produção que prioriza práticas sustentáveis ​​com novas tecnologias. Cada um deles deverá ter capacidade de produção de 225 mil barris de petróleo por dia (bopd) e capacidade de processamento de gás de 10 milhões de metros cúbicos por dia (Sm3 /d).

Chris Ong, CEO da Seatrium, comentou: “Estamos honrados por sermos selecionados pela Petrobras através de um rigoroso processo de licitação para fornecer os navios FPSO P-84 e P-85, solidificando nossa posição como parceiro preferencial para projetos transformadores. Através do modelo de entrega One Seatrium, estamos integrados globalmente para fornecer soluções econômicas e de valor agregado aos nossos estimados clientes.

“Aproveitando nossa experiência mundial em engenharia, compras e gerenciamento de projetos em estreita colaboração com nossos clientes, criaremos ativos de qualidade com os mais altos padrões de segurança e uma menor pegada de carbono, moldando a indústria para um futuro mais verde.”

Além disso, Seatrium enfatiza que ambos os FPSOs incorporarão tecnologias como queima e ventilação de rotina zero, acionamentos de velocidade variável e medidas para controlar emissões e capturar CO2, incluindo um conceito totalmente elétrico, que se concentra na geração eficiente de energia e no aumento da eficiência energética para alcançar uma redução de 30% na intensidade das emissões de gases de efeito estufa (GEE).

De acordo com a empresa sediada em Singapura, espera-se que estas características melhorem a eficiência operacional e reduzam o impacto ambiental, demonstrando o seu compromisso com operações “responsáveis ​​e sustentáveis” . A fase de construção dos FPSOs está prevista para começar no primeiro trimestre de 2025, com a entrega final prevista para 2029.

Além disso, as instalações da Seatrium no Brasil, China e Cingapura serão encarregadas de fabricar os módulos, pesando 60.000 toneladas métricas, com o casco terceirizado e as acomodações transportadas para Cingapura para integração e comissionamento do módulo topside. Após a integração e comissionamento em Cingapura, os FPSOs serão rebocados para os campos de Atapu e Sépia para comissionamento offshore.

A carteira de pedidos atual da empresa inclui quatro outras novas construções de FPSO para a Petronas, incluindo P-78 , P-80 , P-82 e P-83 . O primeiro óleo das novas unidades dos campos de Atapu e Sépia está previsto entre 2029 e 2030. Como esses campos produzem atualmente por meio de duas unidades, P-70 no campo de Atapu e Carioca no campo de Sépia, os novos FPSOs serão os segundos unidades em seus respectivos campos. A Petrobras destaca que os FPSOs P-84 e P-85 deverão reduzir em 30% a intensidade das emissões de gases de efeito estufa por barril de óleo equivalente produzido.

Espera-se que isso seja alcançado devido aos benefícios da configuração totalmente elétrica, otimizações na planta de processamento para aumentar a eficiência energética e uso de diversas tecnologias, como ventilação de rotina zero, captação de águas profundas do mar, uso de variadores de velocidade em bombas e compressores, cogeração, flaring de rotina zero, válvulas com requisitos de baixas emissões fugitivas e captura, utilização e armazenamento geológico de CO2 a partir do gás produzido.

Enquanto a Petrobras detém 65,7% de participação no reservatório compartilhado de Atapu, em parceria com Shell (16,7%), TotalEnergies (15%), Petrogal Brasil (1,7%) e Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) (0,9%), os dados do reservatório compartilhado de Sépia são diferentes, com a Petrobras detendo 55,3% de participação, em parceria com TotalEnergies (16,9%), Petronas (12,7%), QatarEnergy (12,7%) e Petrogal Brasil (2,4%).

A concessão do contrato para a Seatrium ocorre logo depois que a Petrobras delineou planos para iniciar 14 FPSOs de 2024 a 2028, respondendo por um terço dos pedidos globais de FPSO. Isto está alinhado com o ‘Plano Estratégico 2024-2028’ da companhia, destacando sua intenção de distribuir US$ 102 bilhões nos próximos cinco anos, com US$ 11,5 bilhões destinados a projetos que impulsionem sua agenda de descarbonização.

Seatrium garantiu várias novas atribuições de FPSO este ano. Recentemente, a empresa fechou acordo com a SBM Offshore para a fabricação e integração topside do FPSO Jaguar, que funcionará no desenvolvimento de petróleo Whiptail da ExxonMobil , no bloco Stabroek, na costa da Guiana.

Além disso, a empresa ganhou um contrato com a MODEC para a instalação e integração de módulos topside a bordo do FPSO Errea Wittu, que funcionará no campo de Uaru, operado pela ExxonMobil, na costa da Guiana.

2ª Edição do Maior evento sobre FPSOs do Brasil

O mercado de FPSOs está aquecido e em expansão, à crescente demanda de projetos no país impulsiona a realização da 2ª edição do evento: Brasil – Epicentro Global de FPSOs, no Rio de Janeiro – que acontece nos dias 17 e 18 de junho de 2024. O evento contará com os principais tomadores de decisão que se reúnem para impulsionar a atividade e apoiar a transformação digital dos FPSOs enquanto reduz a pegada de carbono. À medida que a maré do progresso se eleva, sua organização pode ser a onda que impulsiona a inovação na indústria de FPSOs.

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A Petrobras tomou uma decisão final de investimento (FID) para avançar com a segunda fase de desenvolvimento de dois campos de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos.

O FID da Petrobras para a segunda fase de desenvolvimento dos campos de Atapu e Sépia permite à Seatrium embarcar em dois contratos de nova construção, avaliados em aproximadamente S$ 11 bilhões (US$ 8,15 bilhões), para a construção dos FPSOs P-84 e P-85. A Petrobras detém participação de 65,7% no reservatório compartilhado de Atapu em parceria com Shell (16,7%), TotalEnergies (15%), Petrogal Brasil (1,7%) e Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) (0,9%).

Nicolas Terraz, presidente de Exploração e Produção da TotalEnergies, comentou : “A decisão de lançar Sépia-2 e Atapu-2 é um novo marco em nossa forte história de crescimento no Brasil, uma área central para a empresa graças ao seu baixo custo de classe mundial. -emissões e recursos petrolíferos de baixo custo.

“Após a entrada em operação do Mero-2 no final de 2023 e as próximas partidas do Mero-3 em 2024 e do Mero-4 em 2025, o Brasil em breve será responsável por mais de 200.000 barris de óleo equivalente por dia (boepd) em produção de capital para o empresa.”

Enquanto o campo de Atapu produz desde 2020 por meio do FPSO P-70, com capacidade de produção de 150 mil barris de petróleo por dia (bopd), a segunda fase de desenvolvimento, Atapu-2, compreenderá um FPSO P-84 recém-construído de Capacidade de 225.000 bopd.

Por outro lado, o campo de Sépia produz desde 2021 através do FPSO Carioca, com capacidade de produção de 180 mil bopd. No entanto, o Sépia-2 colocará em operação um FPSO P-85 recém-construído com capacidade de 225.000 bopd. A Petrobras detém participação de 55,3% na Sépia em parceria com TotalEnergies (16,9%), Petronas (12,7%), QatarEnergy (12,7%) e Petrogal Brasil (2,4%).

Além disso, as duas novas aquisições deverão iniciar a produção em 2029, foram projetadas para reduzir as emissões de gases de efeito estufa através de uma configuração totalmente elétrica e tecnologias como recuperação de calor residual, flare fechado, recuperação de gás de tanque de óleo de carga e variável acionamento de velocidade para compressores e bombas.

Após a integração e comissionamento em Singapura, os FPSOs serão rebocados para os campos de Atapu e Sépia para comissionamento. A fase de construção dos novos FPSOs está prevista para começar no primeiro trimestre de 2025, com a entrega final prevista para 2029.

“Em seu patamar Sépia-2 e Atapu-2, o décimo e décimo primeiro FPSO da TotalEnergies no Brasil, contribuirão para manter a produção da TotalEnergies neste país-chave acima de 200.000 boepd”, destacou Terraz.

O FID ocorre logo depois que a Petrobras delineou planos para colocar on-line 14 FPSOs de 2024 a 2028, o que está alinhado com o ‘ Plano Estratégico 2024-2028 ‘ da gigante energética brasileira, mostrando sua intenção de gastar US$ 102 bilhões nos próximos cinco anos, com US$ 11,5 bilhões definidos de lado para projetos que impulsionem seu impulso de descarbonização.

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Os conselhos de administração das empresas Enauta e 3R Petroleum Óleo e Gás aprovaram a assinatura de um par de protocolos que estabelecem os termos e condições para a proposta de combinação das duas empresas.

Conforme informado, os protocolos e justificativas das fusões da Enauta e da Maha Holding, prevendo a incorporação das ações da Enauta pela 3R Petroleum, e a incorporação da Maha Energy pela 3R Petroleum, respectivamente, foram submetidos à aprovação dos conselhos de administração das duas empresas em 16 de maio de 2024. Estes protocolos foram acompanhados dos respectivos laudos de avaliação e demais documentos relevantes.

As etapas anteriores do processo incluíram o memorando de entendimento que as duas empresas assinaram com a Maha Energy Offshore em abril, após o conselho de administração da Enauta aprovar por unanimidade a submissão de proposta de fusão à administração da 3R Petroleum Óleo e Gás.

O próximo passo consiste na discussão dos protocolos e justificativas nas assembleias gerais extraordinárias de ambas as empresas. As reuniões, previstas para ocorrer no mesmo dia, também abordarão os principais termos e condições da transação, que está sujeita à aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica do Brasil – CADE.

Como a Maha Offshore, subsidiária integral da Maha Holding, possui ações da 3R Petroleum Offshore, na qual a 3R detém 85% do capital social, sua fusão visa permitir que a 3R detenha todas as ações emitidas pela 3R Offshore, tanto direta quanto indiretamente.

Cumpridos determinados requisitos para a concretização da incorporação, e uma vez concluída a incorporação da Maha Holding, a sociedade será extinta e a 3R passará a ser titular da totalidade das ações de emissão da Maha Offshore, que será convertida em sociedade detida integralmente. subsidiária da 3R. Adicionalmente, após a incorporação das ações da Enauta, a Enauta passará a ser uma subsidiária integral da 3R.

Comentando a incorporação de sua participação de 15% na 3R Offshore, o CEO da Maha Energy, Kjetil Solbraekke, disse que o mercado brasileiro estava pronto para um processo de consolidação, assim como sua empresa havia previsto quando adquiriu participação na 3R Petroleum no início 2024. Explicou que, uma vez concluída, a transação duplicaria o valor do investimento que a empresa tinha feito inicialmente.

Solbraekke observou: “Esta fusão entre a 3R Petroleum e a Enauta criará uma das empresas independentes líderes e mais diversificadas que operam na cadeia de petróleo e gás da América Latina, com um portfólio diversificado e equilibrado e alto potencial de crescimento nos próximos 5 anos, com resiliência aos ciclos de preços e alta competitividade para expansão.”

A Enauta afirma que sua combinação de negócios com a 3R fortalecerá o novo modelo de negócios, possibilitando complementar os ativos e realizar investimentos mais robustos para sua manutenção e desenvolvimento, criando valor para ambos. As empresas não vislumbram riscos significativos decorrentes da consumação da incorporação das ações da Enauta.

Segundo as duas empresas, a transação custará aproximadamente R$ 40 milhões (cerca de US$ 7,83 milhões), o que envolve principalmente custos com avaliações, assessoria jurídica, outros serviços de assessoria para incorporação de ações da Enauta, publicações e outras despesas relacionadas.

Além do trabalho administrativo relacionado à fusão, a Enauta está ocupada se preparando para conectar os poços de seu campo de Atlanta, na costa do Brasil, a um FPSO flutuante de produção, armazenamento e transferência que chegou recentemente ao país.

O FPSO, batizado em Dubai no final de 2023 , embarcou em março para viagem ao Brasil . Depois de cruzar oceanos , finalmente chegou ao seu destino no início deste mês.

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Encomendas da Petrobras correspondem a um terço da demanda mundial por FPSOs. Do total de unidades previstas até 2028, 10 já estão contratadas.

A Petrobras precisará de uma cadeia de fornecedores ampla e qualificada para atender à demanda por novos sistemas de produção para os próximos anos. De 2024 a 2028, a companhia vai colocar em operação 14 plataformas flutuantes de produção de petróleo, o que representa um terço das encomendas de FPSOs em todo o mundo nesse período. Há também grande demanda por sistemas submarinos que serão ligados a essas unidades.

“Com o tamanho do nosso portfólio, precisamos capturar todo o mercado. Vamos precisar de mais pessoas, mais materiais, mais recursos”, disse Carlos Travassos, diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, durante a Offshore Technology Conference (OTC), em Houston (EUA).

Para atender a essa demanda, os fornecedores terão que estar aptos para oferecer e implantar soluções relacionadas às metas de descarbonização da Petrobras. “Não há espaço para projetos que não prevejam redução de emissões”, garantiu Travassos. Segundo ele, a Petrobras já reduziu em 53% a intensidade de emissões das atividades de exploração e produção de 2009 a 2023.

Das 14 novas unidades mencionadas pelo diretor, dez já estão contratadas. Estão em processo de contratação os FPSOs para Albacora e Barracuda, ambas na Bacia de Campos; e duas unidades para o projeto Sergipe-Alagoas (SEAP).

Travassos lembrou, ainda, que a tarefa de colocar 14 unidades em produção em cinco anos não é novidade para a Petrobras. “Já fizemos isso antes”, disse, ao lembrar que, de 2019 a 2023, a Petrobras colocou em produção 12 FPSOs, aumentando capacidade instalada de produção em 1 milhão e 700 mil barris de óleo por dia. O incremento representou 50% de toda a capacidade de produção acrescentada no mundo no período.

1 bilhão para pesquisa

Travassos apresentou as iniciativas da Petrobras em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) durante evento promovido pela Câmara de Comércio Brasil-Texas (BRATECC), paralelamente à OTC. O diretor mencionou investimentos de US$ 3,6 bilhões de PD&I até 2028, conforme previsto no Plano Estratégico da companhia para o período.

Segundo Travassos, a Petrobras foi a terceira empresa de óleo e gás do mundo que mais investiu em pesquisa e inovação em 2023, com US$ 726 milhões investidos. Para 2024, a previsão é de mais de US$ 1 bilhão em recursos. A Offshore Technology Conference (OTC), aconteceu em Houston (EUA), de 6 a 9 de maio.

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No primeiro projeto assinado como Seagems, o navio Ônix foi carregado com linhas flexíveis, umbilicais e outros equipamentos para iniciar o projeto EPCI da Enauta.

A Seagems finalizou o carregamento da embarcação Ônix após 14 dias de trabalho no Porto do Rio de Janeiro, mais 12 de fundeio. O navio que começou a ser carregado dia 21 de abril, agora segue em direção ao campo de Atlanta, operado pela Enauta, localizado na Bacia de Santos, para iniciar a parte práticad do projeto EPCI (Engineering, Procurement, Construction and Installation) que a companhia faz em parceria com a acionista Sapura Energy. Esse também é o primeiro projeto da Seagems após rebranding da marca, até então conhecida no mercado como Sapura.

O contrato, firmado em 2022, prevê um projeto de interligação de todo um sistema submarino (dutos flexíveis, umbilicais e equipamentos), com duração de três anos e conclusão em 2025. O projeto é de longo prazo e foi elaborado de ponta a ponta pela parceria Seagems e Sapura Energy, envolvendo desde o desenvolvimento de soluções estratégicas em engenharia, a aquisição dos materiais, até manuseio e instalação de dutos com os navios da companhia brasileira – esta última parte começa agora.

Foram carregados no navio 16,3 Km de linhas flexíveis e 12,1 Km de umbilicais, além de 170 toneladas de MPP (Multi Phase Pumps), utilizadas para aumentar a pressão para escoamento do óleo do poço até a plataforma – uma instalação também inédita para a Seagems.

“Para nós, essa operação é um marco e motivo de orgulho. Pela primeira vez estamos fazendo parte de toda a operação de exploração de petróleo, desde a engenharia do projeto, compra das linhas e umbilicais, lançamento, conexão à plataforma, até a garantia do primeiro óleo para a Enauta, previsto para agosto desse ano. Acredito que esse é só um primeiro passo para a Seagems assumir projetos dessa robustez junto à outras petroleiras do Brasil e do mundo”, afirmou Fillipe Ferreira, Diretor de Operações da Seagems.

O projeto irá desmobilizar o existente sistema EPS (Early Production System), que já está no campo de Atlanta, e redirecionar os flexíveis e umbilicais ao novo FPSO Atlanta, além de realizar a conexão de três novos poços. Somente o FPSO Atlanta terá capacidade de produzir 50 mil barris de petróleo por dia, o que duplica a produção de óleo da Enauta no campo de Santos.

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A embarcação flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) chegou ao Brasil, onde estão em andamento as operações de ancoragem para permitir que a unidade atue na Bacia de Santos.

Segundo a Enauta, o FPSO Atlanta chegou ao campo de Atlanta, na Bacia de Santos, em 11 de maio de 2024, conforme planejado. Após inspeção e liberação pelas autoridades, a embarcação iniciou sua operação de fundeio, com as atividades avançando em linha com a primeira meta petrolífera.

Com capacidade para processar 50 mil barris de petróleo por dia e 140 mil barris de água por dia, o FPSO Atlanta pode armazenar 1,6 milhão de barris de petróleo e é afretado e operado pela Yinson Production da Malásia.

Após a cerimônia de nomeação do FPSO  no Dubai Drydocks World em dezembro de 2023, o navio  deixou o estaleiro em março de 2024, cruzando oceanos enquanto se dirigia ao Brasil. O primeiro óleo está previsto para agosto de 2024, com seis poços online, chegando a dez poços em 2029. 

O FPSO foi  garantido para o Full Development System (FDS)  de Atlanta   em 2022 e a Yinson Production exerceu  sua opção de compra do  FPSO Atlanta  em julho de 2023. Embora a atribuição do navio no campo brasileiro seja de 15 anos, também envolve um contrato opcional de cinco anos. período.

As atividades desenvolvidas no campo de Atlanta fazem parte dos planos da Enauta de substituir o  FPSO Petrojarl I , que está em operação no campo, pelo FPSO Atlanta. O campo offshore do bloco BS-4, na Bacia de Santos, é operado pela Enauta Energia, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação neste ativo.

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Investimentos totalizaram cerca de R$15 bilhões, com destaque para o desenvolvimento dos grandes projetos que sustentarão a curva de produção dos próximos anos.

A Petrobras alcançou um lucro líquido de R$ 23,7 bilhões no 1º trimestre de 2024 (1T24). No período, também foi registrado Fluxo de Caixa Operacional (FCO) de R$ 46,5 bilhões e EBITDA ajustado de R$ 60 bilhões. Enquanto o endividamento financeiro da companhia no trimestre teve uma redução de US$ 1,1 bilhão, atingindo US$ 27,7 bilhões – o menor nível da dívida financeira desde 2010 – a dívida bruta manteve-se controlada em US$ 61,8 bilhões, incluindo os arrendamentos. Os dados são alguns dos destaques dos Resultados Financeiros 1T24, divulgados no último dia (13/5).

“Seguimos comprometidos e empenhados em executar e financiar os investimentos previstos, com disciplina de capital e geração de valor para os acionistas e para a sociedade. Os dados financeiros e operacionais da Petrobras no 1º trimestre de 2024 são consistentes com a rota da companhia em cumprir seu Plano Estratégico (2024-28) de forma eficiente e sustentável. No trimestre, mantivemos uma geração de caixa consistente, que nos dá segurança em relação aos investimentos futuros, incluindo os que tem como foco o crescimento da produção da companhia”, afirma o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.

No período, a Petrobras retornou à sociedade um pagamento de R$ 68,2 bilhões em tributos. Foram propostos o pagamento de dividendos de R$ 13,4 bilhões no trimestre.

O lucro líquido de R$ 23,7 bilhões apresentou uma redução de 23% em relação ao registrado no 4T23. Os fatores que exerceram influência nesse resultado foram a piora do resultado financeiro impactado pela desvalorização cambial do final de período, e volume menor de vendas de óleo e derivados – algo comum no primeiro trimestre do ano, quando há menor demanda por diesel, assim como a redução do preço do petróleo e da margem de diesel. “A desvalorização cambial do real em relação ao dólar, entre outros fatores como menores volumes de venda de óleo e derivados, preço do petróleo e margem do diesel, trouxe impacto. Quando ocorre a desvalorização cambial, há flutuação no demonstrativo financeiro pela variação do câmbio que reconhecemos por regra contábil. Contudo, isso não afeta o caixa da companhia.”, explica o Diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Sergio Leite.

Investimentos no trimestre

Um dado que se destaca nos resultados do 1T24 é o montante de investimentos realizados pela companhia, que totalizou US$ 3 bilhões (aproximadamente R$15 bilhões), nos segmentos de: Exploração e Produção; Refino, Transporte e Comercialização; e Gás e Energias de Baixo Carbono. Em Exploração e Produção, foram investidos US$ 2,5 bilhões no desenvolvimento dos grandes projetos que sustentarão a curva de produção dos próximos anos. Destacam-se os investimentos no Pré-Sal da Bacia de Santos (US$ 1,3 bilhão), principalmente nos campos de Búzios e Mero; e nos projetos do Pré e Pós-sal da Bacia de Campos (US$ 600 milhões), especialmente campos de Jubarte, Marlim e Raia Manta e Pintada; e também investimentos exploratórios (US$ 200 milhões).

No segmento de Refino, Transporte e Comercialização, os investimentos totalizaram US$ 360 milhões, com destaque para paradas programadas de refinarias e para o novo HDT da REPLAN. No segmento Gás e Energias de Baixo Carbono, os investimentos totalizaram US$ 100 milhões, com destaque para unidade de processamento de Gás Natural do Rota 3.

Desempenho e marcos de eficiência

A produção média de óleo, LGN e gás natural da Petrobras no 1T24 alcançou 2.776 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), um aumento de 3,7% em comparação com a produção do mesmo período do ano anterior (1T23). Dentre os principais fatores para essa variação, podem ser destacadas a evolução da produção (ramp-ups) dos FPSOs Almirante Barroso, P-71, Anna Nery, Anita Garibaldi e Sepetiba, além da entrada em produção de 19 novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos (11) e Santos (8).

Outro marco do trimestre ocorreu em Búzios. A jazida compartilhada atingiu 1 bilhão de barris de óleo produzido, com cinco plataformas: P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso. A produção é um marco para o setor.

No parque de refino, a Petrobras atingiu FUT de 92%, com rendimento de 67% de Diesel, QAV e Gasolina, o que representa uma alta utilização com eficiência operacional e geração de valor.

A ampliação da oferta de produtos mais sustentáveis também foi destaque, com o início da comercialização de Diesel R5 (com conteúdo renovável) em São Paulo e o estabelecimento de parcerias para a venda de asfalto CAP Pro W.

2ª Edição do Maior evento sobre FPSOs do Brasil

O mercado de FPSOs está aquecido e em expansão, à crescente demanda de projetos no país impulsiona a realização da 2ª edição do evento: Brasil – Epicentro Global de FPSOs, no Rio de Janeiro – que acontece nos dias 17 e 18 de junho de 2024. O evento contará com os principais tomadores de decisão que se reúnem para impulsionar a atividade e apoiar a transformação digital dos FPSOs enquanto reduz a pegada de carbono. À medida que a maré do progresso se eleva, sua organização pode ser a onda que impulsiona a inovação na indústria de FPSOs.

Venha iluminar o caminho conosco e ser uma parte integral de um evento marcante e alinhe sua marca aos líderes e pioneiros do setor.

Prepare-se para discussões aprofundadas, troca de conhecimentos e networking inestimável.

Garanta a sua participação! Será um prazer receber você neste evento memorável.

📅 Data: 17 e 18 de junho de 2024
🎯 Conferência: 8h às 18h (Faça sua inscrição, nos links abaixo.)
🎯 Exposição: 12h às 20h (Acesso:  Livre para profissionais do setor.)
📍 Local: EXPO MAG, Rio de Janeiro

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Após a renúncia de seu CEO, a Petrobras confirmou a nomeação de um CEO interino, juntamente com um CFO interino após o atual ter sido destituído de seu cargo.

Depois que o presidente da Petrobras, Jean Paul Terra Prates, pediu à empresa que considerasse sua demissão antecipada e apresentou renúncia ao cargo de membro do conselho de administração, a empresa informou que seu pedido foi acatado em reunião realizada.

Com isso, Clarice Coppetti, Diretora Executiva de Assuntos Corporativos da Petrobras, assumirá o cargo de CEO interina até que um novo seja encontrado. Desde que o Conselho de Administração destituiu Sergio Caetano Leite do cargo de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, o atual Gerente Executivo Financeiro, Carlos Alberto Rechelo Neto, assume o cargo de CFO interino.

A Petrobras também prestou alguns esclarecimentos sobre a anunciada nomeação de Magda Maria de Regina Chambriard para os dois cargos anteriormente ocupados por Prates. A indicação de Chambriard passará por análise em nível empresarial, que será avaliada pelo Comitê de Pessoas (COPE) do conselho de administração. Segundo a estatal o processo de avaliação normalmente dura até 15 dias.

Após concluir a avaliação COPE, o conselho de administração avaliará sua nomeação. O candidato exercerá então a função até à realização da primeira assembleia geral, que muito provavelmente será a assembleia geral anual de 2025, uma vez que não foram agendadas reuniões antes dessa.

A nomeação de Chambriard como CEO será considerada na mesma reunião que sua nomeação para o conselho de administração da Petrobras, o que não exige a convocação de assembleia geral.

A Petrobras tem se concentrado mais na sustentabilidade ultimamente, tomando medidas para a eletrificação de vários poços submarinos em um campo petrolífero, e implantando bóias de energia (PB) da Ocean Power Technologies para a produção de energia renovável.

No entanto, o negócio principal da companhia não fica para trás, com a empresa fazendo uma descoberta de petróleo pelo que diz ser a segunda vez este ano na Bacia Potiguar, na Margem Equatorial Brasileira.

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Projeto testa hidrogênio em motores diesel de sondas de perfuração para reduzir emissões de gases de efeito estufa (GEE).

A Shell Brasil, em parceria com a Ocyan e a LZ Energia (unidade de negócios Protium Dynamics), avança na jornada pela descarbonização da indústria offshore com um projeto pioneiro de Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil. A iniciativa vai explorar o potencial do hidrogênio adicionado em motores de combustão interna de embarcações marítimas, como navio-sonda e navio-tanque. A Shell Brasil viabiliza o projeto investindo R$17,7 milhões, por meio da cláusula em PD&I (Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação) da Agência Nacional de Petróleo (ANP).

“Estamos otimistas com os resultados do projeto H2R (Hidrogênio para reduzir emissões e consumo). A tecnologia em desenvolvimento visa permitir a redução de consumo de combustível e de emissões de gases de efeito estufa, além de contribuir para a descarbonização da indústria de óleo e gás offshore”, destaca Eli Gomes, gerente de projetos de Tecnologia da Shell.

Manter uma embarcação offshore funcionando em posicionamento dinâmico ou navegando pelo mar requer um consumo alto de diesel, impactando no meio ambiente e elevando os custos em operações marítimas. Uma vez que a injeção de hidrogênio esteja calibrada, espera-se reduzir em até 10% as emissões de gases de efeito estufa, além de uma queda nos custos operacionais. Caso o projeto evolua e a tecnologia seja aplicada em motores de sonda e navios-tanque, estima-se uma queda na emissão de 4,5 toneladas de gás carbônico, por ano.

Para fazer frente ao desafio de armazenar e transportar hidrogênio em operações offshore, o projeto propõe um sistema inteligente de produção do hidrogênio embarcado sob demanda. Ele é capaz de coletar e interpretar dados dos motores continuamente e calcular a quantidade de hidrogênio a ser produzida e injetada com segurança e eficiência. O método propõe a integração do hidrogênio com motores diesel existentes, dispensando modificações significativas na embarcação.

Igor Zornitta Zanella, diretor da LZ Energia, explica que o hidrogênio age como se fosse um catalisador. A eficiência cresce, e com ela, a conversão de combustível em trabalho. “A melhoria se dá pela otimização da queima do combustível. Adicionando pequenas doses de hidrogênio, a queima ocorre com menor atraso de ignição e de maneira mais homogênea, resultando em uma queima mais completa e abrangente. Aquelas frações, que costumavam escapar durante o processo em forma de emissões poluentes, passam a ser aproveitadas, fazendo com que seja necessário menos combustível para realizar o mesmo trabalho.”

Desde 2015, a LZ Energia vem realizando estudos da tecnologia aplicada em motores de caminhões. Vários testes realizados em campo, em pistas de provas e em laboratórios com motores de pequeno porte aferiram redução de até 10% no consumo de diesel e nas emissões. Mais testes em laboratórios serão conduzidos em motor de grande porte para aprimorar e amadurecer a tecnologia até avaliação em operação offshore.

A tecnologia, patenteada pela LZ Energia conquistou, recentemente, qualificação internacional da DNV, uma conceituada certificadora independente de gerenciamento de risco. “Conseguimos demonstrar a eficácia e a confiabilidade do sistema, inclusive do ponto de vista dos riscos operacionais com foco na segurança. Demos o primeiro passo. Esta aprovação é muito importante para o desenvolvimento do projeto, que está em linha com o compromisso da Ocyan em zelar pela sustentabilidade e neutralizar a sua pegada de carbono até 2035”, afirma Rodrigo Chamusca, gerente executivo de Negócios Digitais e Tecnologia.

Pesquisa e Desenvolvimento na Shell

A Shell Brasil investe, aproximadamente, R$ 500 milhões por ano em pesquisa e inovação de novas tecnologias, com foco crescente na descarbonização de suas operações. Cerca de 30% desse recurso é destinado para projetos voltados para a Transição Energética.

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