Autor: redacao

Companhia dá mais um importante passo na gestão da “pegada de carbono” em projeto piloto na Revap.

A Petrobras desenvolveu uma solução digital inovadora para avaliar a intensidade de carbono de seus produtos: é o sistema ACV Digital (ACV – Avaliação de Ciclo de Vida), que calcula as emissões de gases de efeito estufa no ciclo de vida dos produtos de forma online, trazendo ganhos de sustentabilidade e rastreabilidade às operações. Implementado pela primeira vez na Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos (SP), como projeto-piloto, o sistema está em fase de aprimoramento e a expectativa é que seja estendido às demais refinarias da Petrobras.

A ACV Digital é uma ferramenta importante para a gestão das emissões de gases de efeito estufa dos produtos, contribuindo nos processos internos de otimização da produção. “Acreditamos no potencial da inovação para gerar impacto positivo na transição energética. O Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), como indutor do desenvolvimento tecnológico, tem um papel essencial para viabilizar soluções para uma economia de baixo carbono. É com esse objetivo que as equipes do Cenpes, Refino, Clima e Tecnologia da Informação desenvolveram o sistema ACV Digital, de forma integrada e colaborativa.”, disse o Diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos.

Gestão da intensidade de carbono dos produtos  

A intensidade de carbono é uma informação essencial em uma economia de baixo carbono, passando a ser um atributo de diferenciação entre produtos. A ACV Digital será importante para o desenvolvimento de produtos de baixo carbono e para atender às demandas de clientes que buscam ganhos de sustentabilidade e competitividade.

“Nosso portfólio de soluções digitais será fundamental para impulsionar o desempenho de nossas operações de refino e posicionar a Petrobras entre os melhores refinadores do mundo. Uma dessas soluções, a ACV Digital, fará a diferença nessa jornada, ao monitorar as emissões de gases de efeito estufa de nossos produtos em todo o ciclo de vida, contribuindo para desenvolver produtos ainda mais competitivos”, afirma o diretor de Processos Industriais e Produtos, William França da Silva.

A Petrobras continua empenhada em apostar na inovação e na pesquisa e desenvolvimento para pavimentar o caminho rumo à transição energética. “A transição energética está em curso e requer quantificação e transparência cada vez mais robustas das emissões de gases de efeito estufa de nossos produtos em todo o ciclo de vida. Queremos usar essas informações para aprimoramento e desenvolvimento de nossos produtos, assegurando ao mercado opções que contribuam para uma economia de baixo carbono e uma transição energética justa” disse o Diretor de Transição Energética e Sustentabilidade, Maurício Tolmasquim.

2ª Edição do Maior evento de 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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Nos vemos no Rio! 🇧🇷

Para que a indústria dê conta das quatro licitações de FPSOs abertas, a Petrobras montou uma sala de colaboração com os seus principais fornecedores. A estatal tem medido constantemente a temperatura do mercado para avaliar a capacidade das empresas de dar conta da sua demanda por seis FPSOs – dois para o projeto em águas profundas de Sergipe (SEAP), dois para Sépia-Atapu (Bacia de Santos), um para Albacora (Bacia de Campos) e outro para Barracuda-Caratinga (Bacia de Campos). Com isso, a empresa espera evitar que os seus projetos de produção de óleo e gás sejam afetados ou que o número de participantes nas licitações fique limitado.

Uma sinalização da preocupação da Petrobras aparece no edital de contratação dos navios-plataforma destinados ao projeto de águas profundas de Sergipe. Nele, está previsto que a empresa vencedora pode desistir do negócio se também for escolhida como a melhor proponente na concorrência para contratar o FPSO Albacora, que será instalado na Bacia de Campos, como parte do programa de revitalização de campos maduros.

As duas licitações são concorrentes porque ambas são de afretamento, como afirmou o diretor de Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos, ao Petróleo Hoje. Além delas, a estatal está contratando, na modalidade afretamento, o FPSO do projeto Barracuda-Caratinga, também para a Bacia de Campos. Esse leilão já está em fase final de negociação com a BW e a Ocyan, que apresentaram as melhores propostas.

As embarcações que serão instaladas em águas profundas de Sergipe vão ser conectadas a seis campos – Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Agulhinha e Cavala. Já a unidade de Albacora vai substituir as plataformas P-25 e P-31. O FPSO de Barracuda-Caratinga, por sua vez, será interligado a 28 poços e sua capacidade de produção será de 100 mil barris por dia de óleo e 6 milhões de m³ por dia de gás.

Há ainda os casos de Sépia 2 e Atapu 2, que não concorrem com nenhuma outra licitação por se tratarem de aquisições e não de afretamento. Esse edital foi dividido em três lotes – um relativo à P-84 (Atapu), outro à P-85 (Sépia), enquanto o terceiro é um pacote integrador voltado às duas plataformas. As unidades terão capacidades de 225 mil bpd de óleo e 10 milhões de m³ por dia de gás. O início da operação está previsto para 2028.

A Petrobras aposta no sucesso das licitações e que haverá um número suficiente de fornecedores aptos a construir as embarcações. Ainda assim, considera a possibilidade de rever os prazos de entregas de propostas caso seja necessário à organização das fornecedoras. Ela também toma o cuidado de não lançar editais num mesmo período, segundo Travassos.

“Até hoje, não aconteceu disso (mudanças nos prazos das licitações) interferir nos prazos dos projetos. Quando a Petrobras analisa os riscos dos projetos, já considera possíveis mudanças nos prazos das licitações. Há uma gordura do planejamento a ser consumida”, disse Travassos, acrescentando que a estatal tem conseguido identificar e manobrar possíveis problemas.

No mês passado, a Petrobras adiou a data de entrega de propostas para os afretamentos dos FPSOs do projeto SEAP, de 14 de outubro para 15 de janeiro de 2024.

“Olhando também os projetos, os requisitos, dificilmente eles serão atendidos pelos mesmos grupos de empresas. Eles têm complexidades diferentes. SEAP é uma unidade majoritariamente de gás, tem requisitos técnicos diferentes. Por isso, acreditamos que ele será abarcado por um determinado grupo de empresas”, afirmou o diretor da Petrobras.

Uma das dificuldades que as empresas têm é o acesso ao capital. Em fase final de negociação com a estatal, ao lado da BW, pela contratação do FPSO Barracuda-Caratinga e interessada no projeto de Sergipe, a Ocyan, por exemplo, busca sócios investidores. A intenção é atrair um parceiro com perfil financeiro. A engenharia de construção e operação do FPSO ficaria por conta da Ocyan.

Conteúdo local

Em palestra a fornecedores na Offshore Technology Conference (OTC), Travassos voltou a defender o aproveitamento das vocações de cada segmento da indústria nacional, inclusive regionais, como meio de competir com fornecedores estrangeiros. Ele aposta, por exemplo, na capacidade do mercado local de atender às demandas da Petrobras pelos módulos que serão instalados nos navios-plataforma em licitação.

No caso da unidade destinada a Barracuda-Caratinga, a empresa limitou o conteúdo local a 10%, dentro do compromisso firmado com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível no contrato de aquisição da concessão. A adoção desse percentual mobilizou a Federação Única dos Petroleiros (FUP), representante dos empregados da estatal, que pediu o cancelamento do edital. (Petróleo hoje)

2ª Edição do Maior evento de 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.

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Empresa confirma assinatura de acordo acima de US＄ 750 milhões com a operadora para o desenvolvimento do campo de Mero 4.

A Subsea7, líder global na entrega de projetos e tecnologia offshore para o setor de energia, confirmou, na última terça-feira (31/10), a assinatura de um importante contrato com a Petrobras para o desenvolvimento do campo petrolífero Mero 4, na Bacia de Santos. O acordo, que ultrapassa o valor de US＄ 750 milhões, inclui engenharia, licitação, fabricação, instalação e pré-comissionamento de 76 km de dutos, com gerenciamento de projeto e de engenharia iniciando imediatamente nos escritórios da companhia no Rio de Janeiro e em Paris. As operações offshore estão programadas para os anos de 2025 e 2026.

Para Yann Cottart, Vice-Presidente da Região Brasil da Subsea7, o novo contrato com a Petrobras é a comprovação do sucesso da parceria de muitos anos de ambas as empresas e um reflexo da vasta experiência na execução de grandes projetos EPCI no mundo. “Esse novo contrato demonstra a confiança que a Petrobras tem em nosso trabalho. Além disso, amplia o nosso portfólio de projetos no país, mostrando que somos uma empresa com um histórico de entregas de alta qualidade e segurança”, afirma o executivo, que ainda reitera a importância do acordo na geração de novos empregos e no aquecimento do mercado offshore. “É um setor que, mais uma vez, está em plena expansão, com mais oportunidades de trabalho e, em consequência, trazendo benefícios para a economia do estado e do país”, finaliza.

Sobre a Subsea7

Líder global na entrega de projetos e serviços offshore para o setor de energia, a Subsea7 possibilita a transição energética offshore por meio da evolução contínua do petróleo e do gás com baixo teor de carbono, permitindo o crescimento de energias renováveis e emergentes.

Presente no Brasil há mais de 35 anos, a empresa conta hoje com mais de 2000 colaboradores distribuídos em bases operacionais no Espírito Santo, nas cidades de Rio das Ostras (RJ) e Niterói (RJ), além de um escritório na cidade do Rio de Janeiro. As operações no Brasil estão divididas em duas áreas principais:

• Subsea e convencional: Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI), descomissionamento em profundidades variadas e contratos de PLSVs;
• Serviços durante a vida útil o campo: Inspeção, reparo e manutenção, gerenciamento de integridade e serviços de suporte.

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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.

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Empresa supera a marca de 100 mil barris de óleo por dia com redução no lifting cost e na média de emissões de carbono.

A PRIO, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil e especialista em recuperação de campos maduros, encerrou 3T23 com novo recorde de produção de barris de óleo por dia. A empresa superou os 100 mil barris por dia em setembro, atingindo um lifting cost de US＄ 7,0 por barril. A receita líquida da companhia fechou em US＄ 835 milhões, alta de 121% na comparação com o mesmo período no ano passado. O EBITDA ajustado foi de US＄ 633 milhões, crescimento de 121% em relação ao terceiro trimestre de 2022, e o lucro líquido, em US＄ 348 milhões, aumento de 126%, frente ao mesmo trimestre no ano passado.

“Encerramos o terceiro trimestre de 2023 com resultados sólidos, com destaque para a capacidade de execução da PRIO e nosso compromisso com os mais altos níveis de segurança, sustentabilidade e responsabilidade socioambiental. A nossa principal ferramenta contra a grande volatilidade do mercado de óleo tem sido o aumento de produção e redução de lifting cost. Esses resultados são reflexos diretos de uma produção cada vez mais eficiente e segura, da bem-sucedida campanha de revitalização de Frade, da estabilidade operacional do Cluster Polvo/Tubarão Martelo e do início do turn around de Albacora Leste”, comenta Milton Rangel, CFO da PRIO.

Ao longo do terceiro trimestre, a companhia colheu os primeiros frutos dos esforços realizados para aprimorar as condições de segurança e integridade do FPSO Forte, com foco primário nos sistemas primários de geração de energia, injeção de água e compressão de gás, além das condições de trabalho. Já atingiram os níveis de eficiência operacional dos demais ativos, superando os 80% de eficiência operacional no campo, o que permitiu à empresa reabrir os poços ABL-78 em setembro e ABL-44 no início de outubro. Atualmente, o campo está produzindo aproximadamente 31 mil barris por dia (participação PRIO). “Isso demonstra que estamos caminhando na direção correta e nos deixa empolgados para os próximos passos”, diz Rangel.

Diante do expressivo aumento da produção, a empresa atingiu seu maior nível de offtakes – 9,7 milhões de barris vendidos a descontos cada vez mais competitivos graças a sua recém-criada PRIO Trading, que possibilita a execução de vendas na modalidade “entregue ao cliente”, utilizando navios de maior porte e otimizando nossa logística.

A PRIO fechou o trimestre com uma expressiva geração de caixa, reduzindo nossa alavancagem para 0,9x dívida líquida/EBITDA e com uma estrutura de capital saudável. A empresa recebeu também upgrade de seu rating global corporativo para BB pela agência de rating Fitch, o que os coloca em uma posição favorável para futuras operações.

“Acreditamos que o sucesso de uma empresa vai além dos resultados operacionais e financeiros e que devemos atuar de forma responsável e sustentável. Por isso, trabalhamos sempre focados em um grande alinhamento entre a redução de pegada de carbono, ligada ao aumento de eficiência, consolidação de ativos e alongamento da vida dos campos, obtendo ao longo de 2023, redução em nossas emissões, com a média do 3T23 de 19 kgCO2e/boe”, afirma o CFO.

A empresa anunciou também avanços na frente social. A principal delas é a realização da segunda edição do projeto Reação Offshore. Com 1.700 inscrições, o programa liderado pelo Instituto Reação e Instituto Todos na Luta capacita técnicos e graduados do ensino médio para atuar no mercado offshore.

Na esfera cultural, a empresa reforçou ainda mais sua presença em patrocínios musicais, peças e projetos sociais, de forma a apoiar e beneficiar as comunidades em que atua. O grande destaque foi o novo patrocínio da companhia ao Teatro I 💙PRIO na Gávea, no Rio de Janeiro.

Para conferir o relatório completo, acesse aqui.

Prazer, PRIO

Somos a maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, pioneira na recuperação e aumento da vida útil de campos em produção. Criada em 2015 e com ativos localizados na Bacia de Campos, contamos com mais de 1000 colaboradores, entre próprios e terceiros, e temos foco na excelência e na busca por eficiência operacional, priorizando a segurança das operações, o zelo pelas pessoas e a preservação do meio ambiente. Nosso propósito é extrair o melhor da nossa energia para transformar o Brasil em um lugar mais eficiente.

2ª Edição do Maior evento de 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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Companhia registrou recordes de produção no pré-sal e de produção operada no período. Fator de utilização de refinarias teve melhor resultado trimestral desde 2014.

A Petrobras encerrou o terceiro trimestre com resultados operacionais expressivos. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural própria da companhia alcançou 2,88 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no período, 9,1% acima do segundo trimestre de 2023. É o que mostra o Relatório de Produção e Vendas do Terceiro Trimestre da Petrobras, divulgado pela companhia.

Esse resultado foi obtido, principalmente, devido ao alto desempenho operacional das plataformas do pré-sal e ao menor volume de perdas na produção por paradas e manutenções de unidades. O crescimento da produção (ramp-up, no jargão técnico) da plataforma P-71, no campo de Itapu, e do FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios – ambas no pré-sal da Bacia de Santos -, além do FPSO Anna Nery, no campo de Marlim, na Bacia de Campos, contribuíram também para o aumento da produção da companhia.

O desempenho da produção no período se deve, ainda, à entrada em operação do FPSO Anita Garibaldi, nos campos de Marlim e Voador, além da contribuição de novos poços de projetos complementares nas Bacias de Campos e Santos. Esses efeitos foram compensados parcialmente pelo declínio natural de campos maduros e pelos efeitos dos desinvestimentos realizados pela Petrobras.

Recordes no pré-sal

A produção própria no pré-sal bateu novo recorde trimestral de 2,25 milhões de boed, equivalente a 78% da produção total da Petrobras, superando o recorde anterior de 2,06 milhões de boed no segundo trimestre deste ano. A produção total operada pela Petrobras também atingiu o recorde com 3,98 milhões de boed no mesmo período, 7,8% acima do 2T23.

No dia 24/10, o FPSO Almirante Barroso, no Campo de Búzios, atingiu sua capacidade máxima de 150 mil bpd, com três poços produtores, apenas 146 dias após o primeiro óleo, um recorde no pré-sal. No sistema submarino do projeto, por exemplo, houve a incorporação de soluções inovadoras na instalação dos dutos rígidos, obtendo-se a redução de 15% no tempo médio de interligação dos poços, o que contribuiu diretamente para o tempo recorde de alcance do topo de produção do FPSO.

“Esse recorde evidencia a alta produtividade de Búzios, maior campo em águas profundas do mundo. O ativo se destaca ainda pelo baixo nível de emissões, por suas reservas substanciais e pela alta qualidade do óleo produzido”, destacou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes.

O recorde anterior da Petrobras foi o do FPSO P-76, também no campo de Búzios, cujo atingimento da capacidade máxima de produção se deu em 234 dias.

Nova plataforma chega ao Campo de Mero

Outro marco importante no período foi a chegada ao Brasil do FPSO Sepetiba, no início de setembro, para ser instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma já está na locação definitiva, com atividades de ancoragem e interligação em andamento. A previsão é a de que a unidade comece a operar até o fim do ano.   Será o segundo sistema definitivo de quatro a serem instalados no campo de Mero, cada qual com capacidade para produzir 180 mil bpd e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Recorde no nível de utilização das refinarias

O fator de utilização (FUT) das unidades de refino da Petrobras atingiu 96% no terceiro trimestre, o melhor resultado trimestral desde 2014. Esse desempenho possibilitou o atendimento às demandas do mercado com confiabilidade e disponibilidade operacional, alcançando a produção total de derivados de 1.829 milhão barris por dia (Mbpd) no período. A produção de diesel, gasolina e QAV representou 69% da produção total, um aumento de 2 pontos percentuais em relação ao segundo trimestre.

“A otimização dos nossos processos está permitindo ampliar a produção em nossas unidades e a oferta de derivados no mercado nacional com rentabilidade”, comentou o Diretor de Processos Industriais e Produtos, William França.

As vendas de diesel S-10 no terceiro trimestre atingiram 496 mil barris por dia (bpd), um novo recorde da companhia. Esse volume representa 62% do total de diesel comercializado pela Petrobras. Acompanhando as vendas, a produção de diesel S-10 atingiu o recorde de 464 mil bpd no 3T23, fruto de ações de otimização em processos de produção e investimentos.

Redução de emissões de gases de efeito estufa

A companhia também reduziu a emissão de gases de efeito estufa, alcançando os melhores resultados trimestrais das refinarias em Intensidade Energética (101,7) e Intensidade de Emissão de Gases do Efeito Estufa (36,2 kgCO2eq/CWT), fruto dos investimentos no Programa RefTOP (Refino de Classe Mundial) e dos avanços em eficiência energética.

As unidades de processamento de gás de Caraguatatuba (SP) e Cabiúnas (RJ) alcançaram o maior valor histórico mensal de processamento de gás oriundo do pré-sal em setembro. Foram 28,96 milhões m³ por dia de gás enviados pelas Rotas 1 e 2, superando o recorde anterior de 27,27 milhões m³ por dia alcançado em março de 2022.

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Navio-plataforma alcançou a produção de 150 mil barris de óleo por dia no campo de Búzios (Bacia de Santos), em cerca de 5 meses.

O navio-plataforma Almirante Barroso, que opera no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, atingiu o topo de produção de 150 mil barris de petróleo por dia (bpd) nesta terça, 24/10.  Esse resultado foi alcançado em tempo recorde: foram 146 dias (menos de cinco meses) desde o primeiro óleo. O recorde anterior da Petrobras foi o do FPSO P-76, cujo atingimento da capacidade máxima de produção se deu em menos de oito meses, também no campo de Búzios. A plataforma Almirante Barroso é do tipo FPSO, ou seja, é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (da sigla em inglês) e começou a produzir comercialmente no dia 31/05 deste ano.

No sistema submarino do projeto, com a incorporação de soluções inovadoras na instalação dos dutos rígidos, obteve-se redução de 15% no tempo médio de interligação dos poços, contribuindo diretamente para o tempo recorde de ramp-up.

Afretada junto à Modec, a plataforma está localizada a 180 km da costa do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 1.900 metros. A Petrobras é a operadora do campo com 88,99% de participação na jazida compartilhada de Búzios, tendo como parceiras a CNOOC com 7,34% e a CNODC com 3,67%.

“Graças ao empenho de nosso corpo técnico e à adoção de novas tecnologias, continuaremos a obter um resultado excepcional em Búzios, com a implantação de onze unidades com alta capacidade de produção, equipadas com as mais modernas tecnologias de descarbonização”, declara o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos.

Últimos recordes – atingimento de topo de produção

– FPSO Almirante Barroso no campo de Búzios, na Bacia de Santos – Topo de produção em 146 dias (menos de 5 meses) – Produção de 150 mil barris diários.

– FPSO P-76, no campo de Búzios, na Bacia de Santos – Topo de produção em 234 dias (menos de oito meses)

– FPSO Guanabara no campo de Mero, na Bacia de Santos – Topo de produção em 249 dias (oito meses) – Produção de 180 mil barris diários.

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Fornecimento para Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Norte (Potigás) vai até dezembro de 2034.

A Petrobras assinou, novos contratos para fornecimento de gás natural com a Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Norte (Potigás), no valor de cerca de R$ 536 milhões, com vigência até dezembro de 2034. Os contratos são resultado de processo negocial, para ampliação do suprimento de gás para atendimento ao mercado cativo da distribuidora, no estado Rio Grande do Norte, reforçando a parceria comercial entre as empresas.

“As novas contratações na região Nordeste, bem como em todo país, mostram que a Petrobras está cumprindo com êxito o objetivo de garantir a competitividade do gás natural na matriz energética, além de oferecer produtos mais flexíveis, com diferentes modalidades de prazo e indexadores, o que possibilita uma melhor otimização do portfólio de cada companhia distribuidora. Nossa previsão de investimentos próprios nesta área supera R$ 25 bilhões nos próximos anos, garantindo que o gás natural siga como o combustível competitivo e pilar da transição energética”, destacou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim.

“A Potigás tem trabalhado com um portifólio de supridores, o que nos possibilita ter competitividade no preço de aquisição da molécula. Ter um contrato com a Petrobras, sobretudo um contrato de longo prazo como o que assinamos, é ter segurança para o nosso portifólio e estabilidade dos nossos preços. A atenção que a Petrobras tem dado ao mercado de suprimento de gás natural do Brasil é muito importante, participando das chamadas públicas dentro de uma proporcionalidade de volume, dando segurança para as distribuidoras e, ao mesmo tempo, possibilitando que elas diversifiquem seu portifólio com outros supridores, isso é fundamental para o mercado”, disse Marina Melo, presidente da Potigás.

Esta é a décima primeira contratação entre Petrobras e Companhias Distribuidoras Locais (CDLs), aderente à nova carteira de produtos da Petrobras, considerando as recentes contratações no segundo semestre deste ano, sendo a quarta no Nordeste, o que demonstra a ampliação da participação e competitividade da Petrobras no suprimento de gás natural nesta região.

Nova carteira
Com a abertura do mercado de gás natural, a Petrobras desenvolveu uma nova carteira comercial para venda de gás natural com prazos, indexadores e locais de entrega diversificados, visando assegurar a sua competitividade nas chamadas públicas em curso pelas distribuidoras estaduais e na comercialização via Mercado Livre.

Além da diversificação, as condições comerciais da companhia buscam dinamizar ainda mais o ambiente competitivo e o processo de abertura de mercado ao possibilitar, entre outros, a redução de volumes contratados pelas distribuidoras estaduais em caso de migração de volumes de clientes cativos para o ambiente livre, além de maior flexibilidade na gestão de suprimento das distribuidoras com a inclusão de opção de descontratação para os volumes que superem 2/3 dos volumes comercializados em cada zona de concessão, em linha com o estabelecido na Resolução CNPE 03/2022.

Companhia registrou, em setembro, recorde mensal no parque de refino.

As refinarias da Petrobras registraram, em setembro, o melhor resultado histórico em eficiência energética, chegando ao patamar de 101 pontos no índice que mede o consumo específico de energia. No ano, o acumulado chegou a 103,8 pontos.

A otimização da intensidade energética no parque de refino no período representa uma redução do consumo de gás natural de 25,4%, quando comparado ao consumo de 2020, antes da implantação do programa RefTOP, que visa alavancar o desempenho das operações. Esse dado indica uma redução da emissão de gases do efeito estufa equivalente a mais de 75 mil ônibus urbanos circulando cinco dias por semana.

Já o resultado de intensidade de emissões de gases de efeito estufa no refino, em setembro, foi de 36,2 kgCO2eq/CWT, repetindo o excelente patamar de resultado alcançado em agosto deste ano. Segundo o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “as marcas expressivas foram alcançadas a partir do trabalho integrado e com foco na otimização dos processos realizado pelas equipes das áreas de Operação, Otimização, Manutenção e Engenharia das refinarias, ancoradas nos processos de gestão e em soluções robustas de tecnologia”.

Compromisso com sustentabilidade e eficiência

O programa RefTOP, lançado em 2021, visa alavancar a eficiência energética das operações, reduzir as emissões de gases de efeito estufa, aumentar a disponibilidade operacional e ampliar a capacidade de processamento de óleo do pré-sal.

Os resultados de intensidade energética e emissões demonstram o compromisso contínuo da Petrobras com a eficiência e a sustentabilidade de suas operações, alinhados com os valores de segurança, meio ambiente e saúde da companhia.

Embarcação, uma das mais modernas da frota mundial, contribuirá para a garantia da confiabilidade e flexibilidade no suprimento de gás natural ao mercado nacional.

A Petrobras fechou contrato de dez anos com a empresa Excelerate Energy para uso do navio Excelerate Sequoia. Com capacidade de armazenamento de 173 mil m³ e de regaseificação de 23 milhões de m³/d, compatível com os mais modernos da frota mundial, a embarcação vai operar no Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito – GNL – da Bahia (TR-BA), que está conectado à malha integrada de transporte de gás natural. Trata-se de um navio regaseificador de GNL, que transforma o gás natural importado do estado líquido para gasoso.

“A contratação visa garantir a continuidade operacional do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia, cuja posse retorna para a Petrobras em 01/01/2024, após o término do arrendamento para a Excelerate. Com isso, garantimos nossa capacidade de oferta para atendimento aos compromissos assumidos, em consonância com o previsto no Planejamento Estratégico da companhia”, assegurou o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Companhia, Maurício Tolmasquim.

A referida contratação possibilitará, pelos próximos 10 anos, a disponibilidade operacional simultânea do Terminal de Regaseificação de GNL da Baía de Guanabara (TR-BGUA) e do TR-BA, garantindo a manutenção dos elevados níveis de confiabilidade e flexibilidade oferecidos pela Petrobras na entrega de gás natural aos seus clientes.

O Excelerate Sequoia utiliza tecnologia de última geração, que, além da alta capacidade de regaseificação, confere operação mais eficiente, com baixo consumo de combustível, sendo compatível com o TR-BA e com o TR-BGUA.

Esse é mais um movimento da Petrobras no caminho de uma transição energética justa, reduzindo emissões e garantindo a necessária flexibilidade para o consumo de gás, de forma complementar à entrada das fontes renováveis.

Unidade de Gás de Caraguatatuba (UTGCA) teve participação relevante no recorde.

As unidades de processamento de gás natural de Caraguatatuba (UTGCA) e Cabiúnas (UTGCAB), pertencentes à Petrobras, bateram recorde de processamento de gás do Pré-Sal da Bacia de Santos, em setembro. No período, foi alcançada a marca de 28,96 milhões m³/d de gás, superando o recorde anterior de 27,27 milhões m³/d atingido em março de 2022.

Atualmente, o gás oriundo do pré-sal representa 77% do total recebido nessas unidades. As duas unidades recebem produtos oriundos dos campos de produção em mar, tanto do Pré-Sal quanto do Pós-Sal, a partir de tubulações denominadas de rotas de escoamento, que interligam os campos de produção em mar até as unidades em terra.

O desempenho da UTGCA no período mereceu destaque, pois contribuiu decisivamente para a utilização recorde do duto que interliga os campos da Região do Pré-Sal até a plataforma de Mexilhão. O volume médio de processamento diário da unidade foi de 9,8 milhões de m3, próximo à capacidade máxima do duto de escoamento que interliga a região do pré-sal com a Rota 1.

Segundo o Diretor da área de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, o processamento de gás do pré-sal representa um grande desafio para a empresa. “A melhoria na utilização dos nossos ativos de processamento contribui decisivamente para a Produção de Óleo e Gás da Petrobras e para uma oferta maior ao mercado”, conclui França.