Autor: redacao

Companhia bate recordes de produção total operada, produção própria no pré-sal e de utilização do gás associado no período.

A Petrobras voltou a apresentar excelentes resultados operacionais no 4º trimestre de 2023. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural própria da companhia alcançou 2,94 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no período, um crescimento de 2%  em comparação com o terceiro trimestre de 2023 (3T23). O resultado foi obtido, principalmente, em virtude dos ramp-ups das plataformas: P-71, no campo de Itapu, FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios e dos FPSOs Anna Nery e Anita Garibaldi, nos campos de Marlim e Voador. Também contribuíram a entrada de quatro novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos e Santos. A produção própria de óleo no pré-sal foi de 1.937 milhões de boed, 3,5% superior ao 3T23. Os dados estão presentes no relatório de produção e vendas da Petrobras, divulgado nesta quinta-feira (08/02/2024) pela companhia.

“O quarto trimestre de 2023 consolidou os bons resultados que alcançamos ao longo do ano. O ano de 2023 foi de muito trabalho, mas ao mesmo tempo de muitos êxitos e conquistas pela Petrobras. Recordes ocorreram em diversas áreas da companhia, do E&P ao Refino, coroando todo o esforço do nosso time. Estamos extremamente orgulhosos”, afirma Jean Paul Prates, presidente da Petrobras.

O 4T23 foi de recordes trimestrais por parte da Petrobras. A produção total operada pela companhia alcançou 4,05 milhões de boed por dia (recorde anterior de 3,98 milhões de boed no 3T23). A produção própria no pré-sal, que considera também gás natural, foi de 2,33 milhões de boed,  (recorde anterior de 2,25 milhões de boed  no 3T23), que representa 79% da produção total da Petrobras. O Índice de Utilização do Gás Associado (IUGA) foi de 98% (recorde anterior de 97,6% no 1T22), contribuindo de forma significativa para a redução das emissões e maior eficiência em carbono.

Os números apresentados no quarto trimestre coroam o excepcional resultado apresentado pela companhia em 2023. A Petrobras atingiu todas as projeções de produção para 2023, que haviam sido revisadas para níveis superiores em novembro de 2023. A produção anual total de óleo e gás natural, de 2,782 milhões de boed, ficou 3,7% acima da produção registrada em 2022. A companhia também atingiu o recorde anual na produção operada, com média de 3,87 milhões de boed, 6,2% acima do registrado em 2022.

O fator de utilização total (FUT) do parque do refino foi de 92% em 2023, 4 pontos percentuais acima de 2022, mesmo com a realização de relevantes paradas programadas ao longo do ano nas refinarias Refap, RPBC, Reduc e Regap. Em relação a 2022, a Petrobras aumentou a participação de diesel, gasolina e QAV em 2 pontos percentuais, alcançando 68% da produção total, fruto de ações de otimização de processos. A produção total de derivados foi de 1.772 milhões de barris por dia (bpd) em 2023, 2% acima da produção de 2022.

Em 2023 os óleos do pré-sal representaram 65% da carga processada no refino, estabelecendo novo recorde em relação ao processamento de 62% em 2022. O pré-sal possui uma combinação de alta produtividade, petróleo com menor pegada de carbono e maior rendimento de diesel, gasolina e QAV. As vendas de diesel S-10 no ano representaram 62% das vendas totais de diesel, alcançando um novo recorde, com uma comercialização de 463 mil bpd. Acompanhando as vendas, a Petrobras atingiu recorde anual de produção de diesel S-10 em 2023 com 428 mil bpd produzidos.

Com os investimentos do Programa RefTOP e ações de otimização, a companhia alcançou em 2023 os melhores resultados das refinarias em Intensidade Energética (103,7 ou 3,8 pontos melhor que o resultado de 2022), e Intensidade de Emissão de Gases do Efeito Estufa (36,8 kgCO2eq/CWT, redução de 3% em relação a 2022), evidenciando o compromisso da Petrobras com a redução da intensidade de carbono das suas operações.

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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.

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Nos vemos no Rio! 🇧🇷

Investimentos da Petrobras em suas refinarias geraram marcas históricas na produção de derivados em 2023. Foi registrado recorde anual histórico de processamento de óleo oriundo do Pré-Sal e foram atingidos 92% de utilização total das refinarias.

O fator de utilização total (FUT), que leva em conta o volume de carga de petróleo processado em relação à carga de referência das refinarias (capacidade operacional), alcançou 92%, recorde desde 2014. Ao longo do ano passado, a empresa também registrou recordes de refino diários, quando o FUT registrado chegou, algumas vezes, a 100%. Já o óleo processado oriundo do Pré-Sal atingiu 65%, um recorde histórico que superou o do ano passado, que havia chegado a 62%.

A Petrobras também registrou recordes de produção para três dos seus principais produtos, considerando as refinarias atualmente no seu parque de refino. Em 2023, foram produzidos 23,3 milhões de m³ de gasolina, recorde desde 2014. Na produção de diesel, foram alcançados 41,4 milhões de m³, recorde desde 2015. Já para o GLP (gás de cozinha), os números chegaram a 7,1 milhões de m³, recorde desde 2007.

Para o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, “mesmo após a venda de quatro unidades que processavam petróleo (RLAM, REMAN, RPCC e SIX), o conjunto remanescente de refinarias da empresa tem sido ampliado e modernizado, inclusive para realizar coprocessamento de óleos não fosseis. O desenvolvimento de tecnologias, os investimentos em confiabilidade, segurança e rentabilidade das unidades de refino são ações estratégicas para a Petrobras. Estamos ampliando e aprimorando o parque de refino, e investindo numa modernização inédita que é fundamental para uma transição energética efetiva e justa”.

Eficiência e confiabilidade das refinarias

A Petrobras bateu recordes de produção de derivados mesmo com as paradas programadas de manutenção realizadas durante 2023. Em janeiro passado, foi feita a maior parada da história da REFAP (RS); em março, outra de grande porte foi realizada na RPBC (SP); na REDUC (RJ), no meio do ano, foi feita a adequação de uma unidade para a produção de diesel S-10; e, em dezembro, foi concluída com sucesso a parada da REGAP (MG).

De acordo com o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “a companhia está focada na eficiência, segurança e capacidade operacional dos ativos. A modernização dos equipamentos é condição para o desempenho global das refinarias. Tudo isso com foco total nos requisitos de segurança, meio ambiente e saúde, e na manutenção da qualidade dos derivados produzidos.”

Maior produção de diesel e de produtos de baixo carbono

A Petrobras prevê, em seu Plano Estratégico 2024-28, um CAPEX para a área de Refino, Transporte e Comercialização no valor de US$ 17 bilhões, resultando no aumento de capacidade de processamento nas refinarias em 225 mil barris por dia (bpd) e na produção de diesel S-10 em mais de 290 mil bpd até 2029.

No segmento de biorrefino, será investido US$ 1,5 bilhão, que suportará o crescimento da capacidade de produção de Diesel R5 (5% de conteúdo renovável). No horizonte do Plano, também estão previstos recursos para instalação de plantas dedicadas de bioquerosene de aviação e diesel 100% renovável na RPBC e no GASLUB, que serão concluídas após 2028.

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A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 26/04/2023, informa que assinou acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para encerramento de processo judicial envolvendo o recálculo de participações governamentais (royalties e participação especial) relativas à produção de petróleo no Campo de Jubarte, nos períodos de agosto de 2009 a fevereiro de 2011 e dezembro de 2012 a fevereiro de 2015. Esse acordo encerra um contencioso em discussão desde fevereiro de 2016.

O acordo envolve o pagamento de R$ 832,4 milhões, atualizados em dezembro de 2023, a ser corrigido até a data de pagamento da parcela inicial. Os valores do acordo referentes às participações governamentais serão pagos em parcela inicial de 35% e o restante em 48 parcelas corrigidas pela taxa SELIC.

O acordo será levado à homologação do Juízo da 23ª Vara Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro, por meio de petição conjunta firmada pela Petrobras e pela ANP. Nos termos do acordo, a parcela inicial será paga em até 30 dias após a homologação do acordo pela justiça.

Tais valores estão provisionados nas demonstrações financeiras do 3º trimestre de 2023 da Companhia.

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Planta-piloto de eletrólise, em parceria com o Senai, visa o estudo de aspectos tecnológicos relevantes da cadeia de valor de hidrogênio sustentável.

A Petrobras assinou um Termo de Cooperação com o Instituto Senai de Energias Renováveis (SENAI-ER) para a construção de uma planta piloto de eletrólise para estudo da cadeia de hidrogênio sustentável (baixo carbono). O objetivo é avaliar a produção e utilização do hidrogênio produzido a partir da eletrólise da água, com o uso de energia solar. Serão utilizadas instalações da Usina Fotovoltaica de Alto Rodrigues, da Petrobras, no estado do Rio Grande de Norte.

A usina, construída originalmente para fins de pesquisa e desenvolvimento, será ampliada de 1,0 MWp (Megawatt pico) para 2,5 MWp, para suprir a demanda elétrica da unidade piloto de eletrólise a ser instalada. O hidrogênio produzido será também utilizado para avaliar o desempenho e integridade estrutural de microturbinas em função da combustão de misturas de hidrogênio e gás natural.  O projeto tem duração prevista de três anos e aporte de R$90 milhões.

“Entre os benefícios para a empresa estão o desenvolvimento de conhecimento sobre o comportamento de equipamentos em função da mistura de hidrogênio ao gás natural, , visando modelos de negócio de interesse da companhia. Esta é mais uma iniciativa que contribuirá para a análise de viabilidade econômica de projetos para produção de hidrogênio de baixo carbono e seus derivados”, afirma Jean Paul Prates, presidente da Petrobras.

“Um dos grandes temas em relação ao hidrogênio de baixo carbono é a operação da tecnologia de eletrólise diretamente conectada à fonte de energia renovável, com suas características intermitentes. Este projeto tem como um dos seus objetivos avançarmos em nosso conhecimento sobre este tipo de operação”, acrescenta Maurício Tolmasquim, diretor de Transição Energética e Sustentabilidade.

“A Petrobras e SENAI-ER do Rio Grande do Norte são parceiros estratégicos de longa data em diversas áreas de pesquisa e desenvolvimento em temas relacionados a energias renováveis e hidrogênio, destacando-se a expertise do instituto em energia eólica e solar, destaca o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos.

Parceria

Ao longo da parceria entre a Petrobras e o SENAI-ER destacam-se: a instalação de estação meteorológica e operação e manutenção de sistema fotovoltaico de alta concentração; estudos da influência dos efeitos térmicos na modelagem do recurso eólico e da geração fotovoltaica centralizada e seu impacto no sistema elétrico e o desenvolvimento de metodologias para medição e avaliação do potencial eólico offshore.

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Parceria com RCGI se expande em busca por soluções inovadoras para os desafios da transição energética.

Em evento de assinatura do acordo de colaboração ontem (5), na Holanda, a Shell celebrou o ingresso do Centro de Pesquisa e Inovação em Gases de Efeito Estufa (RCGI, Research Centre for Greenhouse Gas Innovation), um parceiro de longa data, em seu Campus de Transição Energética em Amsterdam (ETCA, Energy Transition Campus Amsterdam).  O RCGI, sediado na Universidade de São Paulo (USP), conquistou espaço no ETCA, e passa a ter um hub de pesquisas na Europa, ganhando expansão para parcerias internacionais.

“Essa colaboração internacional abre oportunidades para empresas e instituições de pesquisas holandesas e europeias interagirem com o RCGI. O ETCA é o ecossistema certo para se conectar com mentes brilhantes e para construir novas sinergias. Esse passo reflete o amadurecimento de nossa parceria de quase 10 anos com a USP. A intensa troca tecnológica por meio de nossos projetos de pesquisa e desenvolvimento, e a entrega de resultados nos permitem enfrentar o maior desafio energético que o mundo vive hoje”, disse Olivier Wambersie, gerente-geral de Tecnologia e Inovação da Shell Brasil.

O ETCA é um espaço colaborativo inovador instalado na mesma região do centro de tecnologia da empresa. É um edifício sustentável de última geração que reflete a ambição comum de oferecer soluções inovadoras para a transição energética. Mais de 20 empresas de inovação estão associadas ao ETCA atualmente, com direito a coworking, acesso a eventos, serviços e laboratórios projetados para escalar tecnologias sustentáveis.

“O escritório do RCGI-USP no ETCA é extremamente importante pois possibilitará que nós apresentemos para a comunidade do centro e da Europa as tecnologias desenvolvidas no RCGI, além de permitir que façamos prospecção de pesquisas em áreas afins. A ideia é ter sempre ao menos um professor envolvido com os projetos do RCGI no ETCA. O escritório funcionará também, de uma forma mais abrangente, como uma base da USP, para prospecção de novas possibilidades de projetos com universidades e empresas”, afirmou o diretor executivo e científico do RCGI, Julio Meneghini.

Compareceram à cerimônia, o vice-presidente executivo de Tecnologia do Grupo Shell, Yuri Sebregts, a ministra da Economia e Política Climática da Holanda, Micky Adriaansens, o reitor da USP, Carlos Gilberto Carlotti Júnior, além de Julio Meneghini e da diretora de RH e Comunicação Institucional do centro, Karen Mascarenhas. Carlotti ressaltou que essa é “uma oportunidade de internacionalização para a Universidade de São Paulo e a presença da ministra Micky Adriaansens reflete a valorização que o governo holandês está dando para a iniciativa. Nossos pesquisadores poderão estreitar relações com empresas relacionadas à transição energética e a diferentes universidades holandesas. Outra possibilidade será o acesso a fundos de pesquisa europeus. Parabenizo o RCGI pela iniciativa”.

 Parcerias bem-sucedidas

A Shell Brasil é financiadora do RCGI junto com a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP), com recursos obtidos via cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A empresa já investiu por volta de R$ 270 milhões no centro de pesquisa paulistano em mais de 80 projetos de pesquisa e inovação com foco na redução das emissões de gases de efeito estufa. Dentre eles, o projeto para a construção da planta-piloto da estação de hidrogênio a partir do etanol no campus da USP, com previsão de lançamento no segundo semestre de 2024, e outra planta focada na produção de metanol verde a partir de CO2 biogênico. 

O RCGI conta hoje com sete programas: NBS (Nature Based Solutions); CCU (Carbon Capture and Utilization); BECCS (Bioenergy with Carbon Capture and Storage); GHG (Greenhouse Gases), Advocacy, Innovation Power Systems e Decarbonization. Sob eles, estão ancorados cerca de 80 projetos de pesquisa. Com mais de 600 pesquisadores, mantém colaborações com outras empresas de energia e com diversas instituições, como Oxford, Imperial College, Princenton e o National Renewable Energy Laboratory (NREL), além de projetos de longo prazo com centros de pesquisa dos Estados Unidos por meio da iniciativa Center 2 Center (C2C), financiada pela FAPESP e pela National Science Foundation. 

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Melhora em resultados se deve a investimentos em transição energética.

O parque de refino da Petrobras apresentou significativos resultados em eficiência energética no ano passado, comparando-se com o mesmo período de 2022. A intensidade de emissões do Refino caiu de 37,9 para 36,8 kgCO2 por carga equivalente em 2023. Com isso, foram evitadas a queima de 490 mil m³/dia de gás natural e a emissão de 535 mil toneladas de CO2. É o equivalente a retirar de circulação uma frota de mais de 6 mil ônibus urbanos movidos a diesel ou mais de 88 mil carros movidos à gasolina.

Já a captação de água doce reduziu de 106,3 bilhões de litros, em 2022, para 103,4 bilhões, em 2023. Com isso, foi evitado um consumo 2,9 bilhões de litros, economia equivalente ao consumo anual de, aproximadamente, dez mil famílias.

Processos de produção mais eficientes

São muitas as iniciativas que permitiram os ganhos em eficiência energética. Entre elas, destaques para a redução das perdas de vapor e condensado em todas as refinarias; redução do envio sistêmico de gases para os sistemas de tocha; e aperfeiçoamento da matriz energética, por meio de uma menor queima de óleo e GLP nas refinarias, priorizando o uso de energéticos menos intensos em carbono.

Os dados foram gerados a partir de investimentos expressivos na eficiência das operações, suportadas por soluções robustas de tecnologia e digitalização de processos, que permitem produzir com rentabilidade e segurança.

De acordo com diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “a transição energética demanda investimentos em eficiência. A Petrobras está contribuindo, cada vez mais, com a descarbonização de processos, sem deixar de investir em derivados para o crescimento do país.”.

Ampliação dos investimentos para todo o parque de refino

Em novembro de 2023, a Petrobras anunciou seu Plano Estratégico para o período 2024-28. Um dos destaques do novo plano é a ampliação do Programa Reftop para todo o seu parque de refino. Por meio desse programa, a Petrobras vem atingindo as suas metas de eficiência e confiabilidade, economizando cerca de US$ 589 milhões entre 2021 e 2023, a partir das ações implementadas nas refinarias do Sudeste. Com o Reftop, a Petrobras almeja colocar o seu parque industrial entre os melhores do mundo em eficiência operacional e energética até 2030.

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Wood garantiu uma extensão de contrato de US$ 80 milhões com a Equinor, para fornecer soluções de manutenção e modificação para seus ativos offshore em Peregrino.

A extensão de dois anos baseia-se em uma parceria global e de longo prazo com a Equinor, onde a Wood apoia operações no Reino Unido, Noruega e Brasil.

A Wood continuará a fornecer soluções de manutenção para otimizar as plataformas de cabeça de poço Peregrino e a unidade flutuante de armazenamento e transferência de produção (FPSO), fornecendo suporte de engenharia, pré-fabricação e equipamento, instalação offshore, comissionamento e recuperação (TAR).

Shawn Combden, presidente de operações da Wood nas Américas, disse: “Esta extensão reafirma a confiança de nossos clientes em nossa capacidade de atender e superar consistentemente as expectativas na entrega de projetos de engenharia brownfield. As modificações de manutenção e atualização entregues por nossa equipe prolongarão a vida útil desses ativos, essenciais para a segurança energética.”

O contrato reembolsável é apoiado por 500 funcionários. Durante a próxima campanha de manutenção com início previsto para maio de 2024, a equipe ficará baseada em um flotel offshore para aumentar os níveis de produtividade.

Hugues Corrigna, Country Manager da Wood para o Brasil, afirma: “Nosso relacionamento de oito anos com a Equinor no Brasil é construído sobre um histórico bem estabelecido de conhecimento de ativos e confiança mútua. Nosso compromisso com a excelência, foco incansável em operações seguras e dedicação inabalável para entender as necessidades em evolução de nossos clientes foram fundamentais para garantir essa vitória.”

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A SLB e a Equinor fizeram incursões para dar vida a operações de perfuração totalmente autônomas enquanto perfuravam uma seção de poço, que é considerada a mais autônoma até o momento.

Depois que a combinação de suas tecnologias digitais para automação de superfície, perfuração autônoma no fundo e perfuração direcional permitiu que 99% de uma seção de 2,6 quilômetros fosse perfurada em modo de controle autônomo, a SLB descreveu a mais recente conquista na plataforma Peregrino C da Equinor, como “um passo significativo em direção a operações de perfuração totalmente autônomas.”

Como parte da Fase II de desenvolvimento de Peregrino, a Equinor instalou uma terceira plataforma fixa, Peregrino C, que começou a operar no campo em outubro de 2023 . Isso ocorreu após o início do projeto de importação de gás com entrega de gás natural pelo gasoduto Rota 2 da Petrobras, ocorrido após o reinício da produção no campo de Peregrino, na Bacia de Campos.

Com a Fase II de Peregrino online, espera-se que a importação de gás natural evite 100.000 toneladas de emissões de CO 2 do campo por ano, ao mesmo tempo que prolonga a vida útil e o valor do campo e acrescenta 250-300 milhões de barris. Isso se deve à substituição do diesel pelo gás natural pela Equinor como principal combustível para geração de energia, a fim de reduzir a pegada de carbono de suas operações com substituição de combustível.

O campo de petróleo Peregrino, que iniciou a produção em 2011 , está localizado nas licenças: BM-C-7 e BM-C-47, a aproximadamente 85 km da costa. Este campo é operado pela Equinor com 60% de participação, enquanto sua parceira, Sinochem, detém os 40% restantes. A gigante norueguesa afirma que Peregrino é o seu maior campo operado fora da Noruega e o “primeiro de uma série de grandes” desenvolvimentos de campo no Brasil.

A SLB ressaltou que a entrega mais rápida de poços e a redução de custos e emissões de carbono foram resultado de um aumento de 60% na taxa de penetração em um programa de cinco poços. A gigante norte-americana destacou a colaboração entre especialistas multidisciplinares, que levou à concepção e implementação de fluxos de trabalho autónomos interligados, permitindo ao sistema perfurar a secção sem problemas.

Jesus Lamas, Presidente de Construção de Poços da SLB, comentou: “Este é um marco emocionante na jornada em direção a operações de perfuração totalmente autônomas. Ao aproveitar a IA e integrar fluxos de trabalho digitais avançados, os clientes estão a obter maior segurança e desempenho através da transformação digital, tornando a perfuração mais consistente e eficiente e melhorando a pegada de carbono das suas operações.”

Além disso, as tarefas manuais de manuseio de tubos e sequenciamento de equipamentos foram automatizadas no chão da plataforma com o software DrillPilot, enquanto a tecnologia orientada por IA na solução de automação DrillOps serviu para maximizar o desempenho de perfuração no fundo.

Além disso, a trajetória ideal foi determinada pelas soluções autônomas Neuro, que entregaram o plano do poço, ajustando as sequências de direção e os parâmetros de perfuração para atingir o alvo, conforme projetado pela solução coerente de planejamento de construção de poços DrillPlan.

De acordo com a SLB, as soluções DrillOps e DrillPlan são aplicativos baseados em nuvem na plataforma digital Delfi, que combina aplicativos, IA, ciência baseada em física e dados de fluxo livre para acelerar e reforçar a exploração, desenvolvimento, perfuração, produção e novas operações de energia.

Em abril de 2021, a SLB fez parceria com a Equinor e a Microsoft para implantar o ambiente cognitivo de E&P Delfi, com integração perfeita à plataforma de dados OSDU para acelerar a capacidade da empresa norueguesa de integrar dados em escala e melhorar a tomada de decisões.

A SLB está desenvolvendo ativamente soluções para ajudar as operadoras a reduzir sua pegada de emissões, conforme demonstrado pelo lançamento de um instrumento compacto de metano para permitir a implantação em massa e de baixo custo de monitoramento preciso e contínuo de metano em operações de petróleo e gás para eliminar emissões.

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.

Seja um Patrocinador ou Expositor: fpsosseminario@revistaoilegasbrasil.com.br

Inscreva-se para os dois dias da conferência: https://mpago.la/1xrS9m6

Acesse o site do evento e veja como foi a 1ª edição: https://fpsosexpor.com.br/

Nos vemos no Rio! 🇧🇷

A Petrobras informa que recebeu, à vista, montante de R$ 1,819 bilhão, referente ao complemento da compensação firme (earnout) do exercício de 2023, do bloco de Sépia e Atapu. O montante já inclui o valor do gross-up dos impostos incidentes referentes às participações de 28%, 21% e 21% da TotalEnergies EP Brasil Ltda, PETRONAS Petróleo Brasil Ltda e QatarEnergy Brasil Ltda, respectivamente, em Sépia e 25% e 22,5% da Shell Brasil Petróleo Ltda e TotalEnergies EP Brasil Ltda, em Atapu.

Nos termos da portaria nº 08 de 19/04/2021 do Ministério de Minas e Energia (MME) e do edital da 2ª rodada de licitações do Excedente da Cessão Onerosa no regime de Partilha de Produção, realizada em 17/12/2021, foram estabelecidos valores de earnouts para os blocos de Sépia e Atapu, que serão devidos entre 2022 e 2032, e exigíveis a partir do último dia útil do mês de janeiro do ano subsequente ao que o preço do petróleo tipo Brent atingir média anual superior a US$ 40/bbl, limitado a US$ 70/bbl.

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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O contrato representa o primeiro projeto de aquisição offshore da EMGS no Brasil em quase dez anos.

A pesquisa multicliente totalmente pré-financiada deverá começar no final de março ou início de abril.

“Como 2023 marcou um ano com pouca atividade de aquisição para EMGS, estamos muito satisfeitos e encorajados por um aumento notável no número de discussões ativas e maduras de clientes para projetos de aquisição em 2024”, disse o CEO da EMGS Bjørn Petter Lindhom.

“Com base nestes sinais iniciais, estamos otimistas de que 2024 será um ano bom e ativo para EMGS. Além deste projeto offshore no Brasil, atualmente esperamos que haja vários projetos de aquisição na plataforma continental norueguesa este ano.”

A Petrobras revelou recentemente o seu novo plano estratégico para o período 2024-2028, delineando que o petróleo e o gás natural receberiam a maior fatia do bolo de investimento de 102 bilhões de dólares. A empresa disse que vê o petróleo e o gás como motores de crescimento, que impulsionarão e financiarão a transição energética para fontes de abastecimento mais verdes.

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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