Autor: redacao

A PRIO concedeu à McDermott um contrato de transporte e instalação para um desenvolvimento na bacia de Campos.

Segundo o contrato, McDermott realizará o transporte e instalação de aproximadamente 30 quilômetros de dutos rígidos revestidos de 10 polegadas e estruturas submarinas associadas para o campo Wahoo.

Depois de instalados, os dutos conectarão o campo à unidade flutuante de armazenamento e transferência de produção (FPSO) de Frade.

A equipe da empresa no Rio de Janeiro supervisionará o gerenciamento e a engenharia do projeto, enquanto as atividades de instalação serão realizadas por um de seus navios rígidos de lançamento de dutos.

O contrato também inclui uma opção de extensão para um segundo gasoduto.

“Este prêmio é um reflexo de nossa experiência em instalações offshore na região”, disse Mahesh Swaminathan, vice-presidente sênior de instalações submarinas e flutuantes da McDermott. “Nosso histórico comprovado em instalações submarinas, embarcações de última geração, conhecimento técnico e abordagem colaborativa nos posiciona bem para a entrega bem-sucedida deste projeto.”

O campo Wahoo está localizado a cerca de 30 quilômetros ao norte do campo de Frade, já em produção, na bacia de Campos, no Brasil.

No âmbito dos seus planos de criação de um cluster de produção através do tie-back entre os campos Wahoo e Frade, a PRIO apresentou um plano de desenvolvimento à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em Dezembro de 2021.

Em abril de 2022, a empresa confirmou o recebimento da licença de operação , emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ​​(Ibama), para perfuração de novos poços no campo de Frade.

A PRIO anunciou também em julho a entrada em operação do poço ODP5 (F23P3), no campo de Frade, com produção inicial estabilizada de aproximadamente 8 mil barris de petróleo por dia.

SEMINÁRIO: BRASIL – EPICENTRO GLOBAL DE FPSOs – 1º Simpósio Nacional sobre plataformas flutuantes de produção (FPSOs). O evento organizado pela Revista digital Oil & Gas Brasil e apoio da AIF Consulting Partners será realizado na vibrante cidade do Rio de Janeiro. Nos dias 30 e 31 de outubro de 2023 na Ventura Corporate Tower, no Rio de Janeiro!

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A PRIO, anteriormente conhecida como PetroRio, iniciou a produção de um poço localizado em um campo na Bacia de Campos.

A empresa confirmou o início da produção do poço POL-Q, no campo de Polvo , em 20 de setembro de 2023. Com produção inicial estabilizada de aproximadamente 1.000 barris de óleo por dia, isso representa um aumento de 15% na produção do campo. O campo de Polvo está localizado no Bloco BM-C-8, na parte sul da Bacia de Campos, 100 km a leste de Cabo Frio, Rio de Janeiro, Brasil.

Segundo o player brasileiro, o novo poço fica no reservatório Eoceno, onde os poços POL-L e POL-K estão produzindo desde março de 2020 e maio de 2021, respectivamente. O poço POL-Q foi executado com a plataforma fixa de produção e perfuração Polvo A dentro do prazo e custo estipulados.

A PRIO concluiu o tie-back entre os campos de Polvo e Tubarão Martelo em julho de 2021 para criar seu primeiro cluster. Em outubro de 2021, a empresa iniciou a produção de mais um poço no campo de Tubarão Martelo, como parte de sua estratégia de revitalização e prolongamento da vida útil do cluster.

A PRIO está também a trabalhar na criação de outro cluster de produção através do tie-back entre os campos Wahoo e Frade . A empresa tem interesse em ampliar seu portfólio, conforme demonstrado pela aquisição da participação da TotalEnergies no bloco BM-C-32, que contém o campo de Itaipu , permitindo-lhe assumir a propriedade integral do campo.

Além disso, a empresa pagou quase US$ 2 bilhões no total pela aquisição de toda a participação da Petrobras no campo de águas profundas de Albacora Leste , ao largo do Brasil, permitindo-lhe assumir a operação do campo.

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Em cerimônia realizada na refinaria, Marcio Maia reforçou os compromissos com a eficiência e a transição energética.

Além do gerente geral da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), Márcio Maia, participaram do evento o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, Wiliam França; o gerente executivo do Refino, Marcos Jeber Jardim; representantes de órgãos do governo do Estado, dos Poderes Executivo e Legislativo, de empresas prestadoras de serviço; além de lideranças sindicais e comunitárias.

Localizada no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Ipojuca, a RNEST irá retomar as obras de construção da segunda unidade de produção (Trem 2), com previsão de início das operações em 2027. Segundo o gerente, no cargo desde janeiro deste ano, a RNEST tem relevância estratégica para a região e o país: “A Petrobras está atenta ao desenvolvimento das regiões onde atua. Nossa presença tem efeitos na vida de muitas pessoas. Queremos trabalhar com o Poder Público e empresas preocupadas com a comunidade”, afirma Maia.

O gerente geral lembra que os investimentos na RNEST e o aumento de produção de diesel são essenciais para o Brasil: “Com o início das operações, o Trem 2 da RNEST vai gerar um incremento de cerca de 16 milhões de litros (mais de 100 mil barris) de diesel com baixo teor de enxofre (S10) por dia à produção nacional”. Segundo a liderança, “a construção da unidade e o aumento de produção de diesel são essenciais, pois contribuem de forma rentável para reduzir a importação desse combustível”.

O projeto está alinhado ao Plano Estratégico da Petrobras e foi aprovado pelo Conselho de Administração da companhia, após passar por um processo de avaliação da viabilidade técnica e econômica, seguindo rígidos padrões de governança de projetos, associados às melhores práticas internacionais.

Para o diretor de Processos Industriais e Produtos, Wiliam França, a Petrobras tem demonstrado o seu compromisso com a sociedade ao voltar a investir no Refino: “Estamos preparando as refinarias para assumirem um papel relevante em direção à transição energética, com investimentos em eficiência no consumo de energia e na redução das emissões em nossas operações e produtos”, afirmou William.

Márcio Maia já trabalhou na RNEST de 2015 a 2017, como gerente de Manutenção. Antes, ele havia atuado na Reduc, como engenheiro na gerência de Equipamentos Estáticos, gerente de Planejamento de Manutenção e gerente de Equipamentos Dinâmicos (2008-2013). Também foi coordenador de Confiabilidade (2014) e gerente de Suprimentos (2015). Após sua passagem pela RNEST, foi gerente de Manutenção da Revap (2017-2021), e gerente geral da Recap (2021-2022).

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Com capacidade de produzir 180 mil barris de petróleo por dia, plataforma irá compor o sistema de produção do campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos.

O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, e o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos, visitaram, nesta sexta-feira (22.09), o navio-plataforma FPSO Sepetiba, no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis. A unidade chegou ao Brasil no início de setembro, vinda da China, para ser instalada no campo de Mero, no bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos.

Antes de seguir para a locação, a plataforma passa pelas etapas de inspeções técnicas e legais, na Costa Verde. A previsão é a de que a unidade comece a operar a partir do quarto trimestre deste ano.

“É com orgulho que venho visitar o FPSO Sepetiba porque vai contribuir para a descarbonização de nossas operações, aliando eficiência da produção com redução das emissões de gases de efeito estufa, incorporando as mais modernas tecnologias no terceiro maior campo do pré-sal”, afirmou Jean Paul Prates, presidente da Petrobras.

A unidade é do tipo FPSO (unidade flutuante de operação, armazenamento e transferência, da sigla em inglês) e terá capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 12 milhões de metros cúbicos de gás.  O navio-plataforma foi afretado pela Petrobras junto à SBM, também responsável pela construção da unidade.

O FPSO Sepetiba será o terceiro a ser instalado no campo de Mero, de um total de cinco. O navio-plataforma está equipado com tecnologias inovadoras que combinam aumento de eficiência e redução de emissões de gases de efeito estufa, incluindo o CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage), onde o gás rico em CO2 é reinjetado no reservatório, reduzindo as emissões para a atmosfera.

Mero produz hoje cerca de 230 mil bpd de óleo e 15MMm³/d de gás. O campo unitizado é operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC (9,65%) e Pré- Sal Petróleo S.A – PPSA (3,5%), representante da União na área não contratada.

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A  Petrobras, em relação às notícias veiculadas na mídia e em continuidade ao comunicado divulgado em 04/08/2023, informa que as negociações com a Sete Brasil seguem em apreciação pelas instâncias competentes da Companhia, sendo protegidas por acordos de confidencialidade.

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A Sonda Norbe VI, operada pela Foresea, líder no segmento de perfuração offshore, chegou à Baía de Guanabara para modernização de sistemas de controle e revisão geral, o que inclui limpeza, pintura, manutenção nos propulsores, guindastes e na tubulação, entre outros serviços.

O tempo programado para a parada da Norbe VI é de 60 dias. No período, estarão mobilizados cerca de 380 profissionais entre terceirizados e integrantes da Foresea. Em 15 de outubro terá início o processo de aceitação pela Petrobras e a previsão é de que a sonda comece a operar pelo novo contrato com a estatal (BID 85 Lote 3) até 16 de novembro. O contrato é de 3 anos e as primeiras operações deverão ocorrer na Bacia de Campos.

“Neste momento, temos a Norbe VI e a ODN I na Baía de Guanabara. Enquanto a Norbe VI inicia o período de upgrade, a ODN I está prestes a retornar às operações na Bacia de Campos, após uma manutenção inédita em dique seco, a primeira realizada no país. A Foresea está com toda sua frota contratada até o final de 2024. As embarcações atendem aos mais altos padrões de segurança e eficiência”, comenta o COO da Foresea, Heitor Gioppo.

Sobre a Norbe VI

Construída em 2010, a Norbe VI é uma plataforma de perfuração semissubmersível de sexta geração, com posicionamento dinâmico, capaz de operar em lâmina d ́água de até 2.400 metros e perfurar poços de até 7.500 metros.

A Norbe VI acomoda 164 pessoas e possui torre de 56,40 metros de altura.

Sobre a Foresea

A Foresea é uma empresa focada em oferecer soluções em perfuração offshore e conta com frota própria formada pelas sondas ODN I, ODN II, Norbe VI, Norbe VIII e Norbe IX, todas com contratos ativos. A empresa possui certificação internacional de qualidade e eficiência APIQ2 para toda a sua frota e detém o maior índice de uptime operacional do mercado (98,7%).

Atua em águas profundas e ultraprofundas para a indústria de Óleo e Gás upstream offshore no Brasil e no exterior. Entre seus principais valores estão a alta performance operacional alcançada com respeito à segurança dos integrantes e meio ambiente, bem como parceria e confiança dos clientes. A companhia atua respeitando os princípios de ESG e segue as mais rigorosas práticas ambientais, sociais e de governança

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A Equinor submeteu à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em nome do consórcio do BM-C-33, as Declarações de Comercialidade e Planos de Desenvolvimento para dois campos da concessão do BM-C-33, na Bacia de Campos. O consórcio é composto por Equinor (operadora), Repsol Sinopec Brasil e Petrobras.

A concessão está localizada a aproximadamente 200 quilômetros do Rio de Janeiro, em profundidades marítimas de até 2.900 metros. A área contém volumes recuperáveis de gás natural e óleo/condensado acima de um bilhão de barris de óleo equivalente.

Os nomes sugeridos para os campos são Raia Manta e Raia Pintada. Eles devem ser confirmados pelo órgão regulador.

“Os campos são um encaixe estratégico para as ambições da Equinor em um país onde temos uma história sólida e a intenção de fortalecer ainda mais nossa presença. Juntamente com nossos parceiros, nós vamos aplicar competência adicional para garantir a execução segura e eficiente desses desenvolvimentos”, afirma Trond Bokn, Vice-presidente Sênior de Desenvolvimento de Projetos.

O conceito selecionado compreende uma embarcação do tipo FPSO – Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência, capaz de processar gás e óleo/condensado para atender às especificações de venda sem a necessidade de processamento adicional na costa. O FPSO terá uma capacidade de produção de 16 milhões de metros cúbicos de gás por dia, com média de escoamento estimada para 14 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Raia Manta e Raia Pintada são campos significativos de gás natural que desempenharão um papel fundamental no avanço do mercado de gás brasileiro. Juntos, o desenvolvimento e a operação dos campos têm o potencial de gerar até 50.000 empregos locais durante todo o ciclo do projeto, por meio de diversos contratos na cadeia de fornecedores. O investimento total é de aproximadamente US$ 9 bilhões.

“Os campos têm a capacidade de atender a 15% da demanda total de gás do Brasil quando estiver em produção. Isso vai contribuir com a segurança energética e o desenvolvimento econômico no país, possibilitando novas oportunidades de emprego localmente”, declara Veronica Coelho, Presidente da Equinor no Brasil.

O desenvolvimento de Raia Manta e Raia Pintada será o primeiro projeto no Brasil a tratar gás offshore, conectando-se à rede nacional sem a necessidade de processamento adicional em terra. A comercialização do gás será realizada por meio de um gasoduto offshore de 200 km do FPSO para Cabiúnas, na cidade de Macaé, no estado do Rio de Janeiro. Os líquidos serão escoados por meio de navios-tanque.

Estima-se que a intensidade média de CO2 durante toda a vida útil dos campos seja inferior a 6 quilogramas por barril de óleo equivalente. A baixa intensidade de carbono é possibilitada por meio de turbinas a gás de ciclo combinado no FPSO, que combina uma turbina a gás com uma turbina a vapor para aproveitar o excesso de calor que, de outra forma, seria perdido.

Fatos

• Parceiros: Equinor 35% (operadora), Repsol Sinopec Brasil 35%, Petrobras 30%;
• Descobertas foram feitas pela Repsol Sinopec em 2010;
• Equinor se tornou a operadora em 2016;
• Raia Manta e Raia Pintada estão localizadas no pré-sal da Bacia de Campos no Brasil;
• A licença está localizada a aproximadamente 200 km da costa, em profundidades marítimas de até 2.900m;
• Os campos contêm gás natural e óleo/condensado recuperáveis de mais de um bilhão de barris de óleo equivalente;
• A capacidade de escoamento de gás é de 16 MSm³/sd, o que pode representar 15% da demanda brasileira de gás natural quando o projeto estiver em operação;
• A capacidade do FPSO é de aproximadamente 126.000 barris de petróleo por dia;
• O primeiro óleo é esperado para 2028.

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Unidade da Bacia de Campos será a segunda a seguir novo modelo de reciclagem sustentável de embarcações da companhia.

A Petrobras publicou o edital de venda da plataforma P-33, seguindo o mesmo modelo do descomissionamento da P-32, dentro das novas diretrizes de reciclagem e destinação sustentável de embarcações da companhia.

A P-33, atualmente localizada na Bacia de Campos, no Campo de Marlim, é uma FPSO (sigla originária do inglês, floating, production, storage and offloading, que significa Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência) com 337 metros de comprimento, 54,5 metros de largura e peso de aproximadamente 49 mil toneladas.

Geração de empregos na indústria naval nacional

O edital de venda da P-33 mantém o foco no mercado nacional, tornando obrigatório aos concorrentes serem estaleiro ou empresa associada a estaleiro nacional, com a obrigatoriedade de dique seco.

O descomissionamento sustentável de plataformas gera oportunidades para alocação de mão de obra nos estaleiros nacionais. A previsão da Petrobras é desativar 26 unidades até 2027 e outras 27 unidades de 2028 a 2029. Nestes projetos, a companhia destinará mais de 650 mil toneladas de aço à reciclagem.

Ganhos ambientais e sociais

O novo modelo de destinação sustentável de embarcações da Petrobras tem como principais diretrizes a implementação de ações voltadas à minimização da geração de resíduos; controle de emissões de carbono; prevenção de impactos à biodiversidade; proteção da segurança e saúde dos trabalhadores envolvidos nas atividades de reciclagem; respeito a compromissos de direitos humanos assumidos pela empresa; recuperação de materiais metálicos e não metálicos; além da destinação adequada dos rejeitos provenientes do processo.

Essas diretrizes reforçam as garantias de que as atividades de reciclagem e destinação final das embarcações da companhia ocorram alinhadas às melhores práticas ASG (Ambiental, Social e Governança) da indústria mundial, com foco na geração de valor, sustentabilidade, segurança e respeito às pessoas e ao meio ambiente.

Para atender a esses direcionadores, os proponentes, conforme o edital, deverão apresentar o plano de reciclagem da plataforma, contemplando desde os primeiros procedimentos de recebimento da unidade e início dos trabalhos de desmontagem até a destinação final dos resíduos decorrentes, garantindo, ainda, que as atividades de desmonte do casco da unidade ocorram em dique seco.

O inventário de materiais perigosos (IHM – Inventory of Hazardous Materials), elaborado por empresa reconhecida no mercado, subsidiará a preparação do plano de reciclagem da plataforma e permitirá que o estaleiro se planeje quanto aos procedimentos adequados para realizar a operação, incluindo o manuseio, armazenamento e destinação dos materiais e resíduos gerados no processo de desmontagem. A execução do plano será acompanhada pela Petrobras, a fim de garantir o cumprimento das práticas de segurança, meio ambiente, saúde ocupacional e responsabilidade social de forma sustentável e auditável, ao longo de todo o processo de reciclagem.

A Petrobras irá se responsabilizar pela entrega da plataforma no estaleiro indicado pelo comprador, assegurando a sua reciclagem e não retorno para a navegação, sendo também exigido que os estaleiros tenham licença de operação que inclua, explicitamente, a atividade de desmontagem, que possuam capacidade instalada para armazenamento temporário e manuseio dos materiais, e que possuam plano de contingência e de emergência, além de seguir as melhores práticas em segurança do trabalho.

As empresas interessadas têm prazo para a habilitação ao edital de descomissionamento da P-33 até 16/10/2023. Posteriormente, os prazos para visita técnica e lances ficam abertos até 20/11/2023.

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A Enauta embarcou em uma campanha de ancoragem de um navio flutuante de produção, armazenamento e descarga (FPSO), destinado a trabalhar em seu campo de petróleo.

A Enauta explica que a campanha de ancoragem do FPSO Atlanta marca o início da instalação da Fase I do campo de Atlanta. Esta etapa compreende a instalação de âncoras riser flexíveis e âncoras torpedo para a nova plataforma. Segundo a empresa, a campanha segue o cronograma original do projeto.

Isso ocorre poucos dias depois de a empresa ter concluído a perfuração e completação do último poço da primeira fase de seu programa de perfuração no campo de Atlanta. A Enauta afirma que a Fase I do desenvolvimento do campo representa “um marco importante” para entregar o potencial de capacidade de produção de 50 mil barris de petróleo por dia do novo FPSO Atlanta, que deverá iniciar operações em meados de 2024.

A empresa  comprou  o FPSO  OSX-2 para o Full Development System (FDS)  de Atlanta   no ano passado. Este FPSO, conhecido como  FPSO Atlanta , que substituirá o FPSO  Petrojarl I , será  operado na Classe ABS . O FDS tem como meta o primeiro petróleo até meados de 2024, originalmente com seis poços conectados ao FPSO Atlanta, chegando a  dez poços em 2029 .

O  campo de Atlanta  é operado pela Enauta Energia, subsidiária integral da empresa, que também detém 100% de participação neste ativo. Localizado no bloco BS-4, na  Bacia de Santos , em lâmina d’água de 1.500 metros, o campo produz desde 2018 por meio de Sistema de Produção Antecipada (SPA) – composto por três poços interligados ao FPSO Petrojarl I.

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A Petrobras realizou em Canoas, a cerimônia de posse do novo gerente geral da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), Marcus Aurelius Valenti.

Participaram do evento que ocorreu no ginásio do Clube dos Empregados da Petrobras, o diretor de Processos Industriais e Produtos, Wiliam França; o gerente executivo do Refino, Marcos Jeber Jardim; autoridades civis e militares; representantes de órgãos do governo do Estado; dos Poderes Executivo e Legislativo de Canoas e Esteio; do Polo Petroquímico de Triunfo; da Refinaria de Petróleo Riograndense; empresas clientes; empresas prestadoras de serviço; além de lideranças sindicais e comunitárias.

Falando de sua gestão, Marcus Valenti afirmou que considera indispensável a atenção às questões de segurança, meio ambiente e saúde, assim como a valorização dos trabalhadores, pois são as pessoas que, segundo ele, constroem e desenvolvem a companhia: “É preciso dar atenção especial às pessoas e com muito respeito à diversidade, fomentando o desenvolvimento da liderança feminina, procurando manter muito bom o relacionamento sindical e com as partes interessadas, tendo tolerância zero nas questões de violência no trabalho, como o assédio moral e sexual”.

O novo gerente geral da Refap observa que a Petrobras está atenta ao desenvolvimento das regiões e das empresas com as quais trabalha. “Para o Rio Grande do Sul e o Brasil, a nossa companhia é um grande vetor de desenvolvimento, promovendo o crescimento social e econômico de todas as áreas onde atua. E a Refap tem de estar nessa mesma sintonia”.

Valenti é engenheiro civil, natural de Esteio, com MBA em Gestão de Negócios. Ingressou na empresa em 1987 como técnico de operação. Em sua carreira na Refap, atuou como coordenador técnico de operações, gerente de Craqueamento Catalítico, de Programação de Produção e de Destilação e Coque. Na sede da Petrobras, no Rio de Janeiro, Valenti foi gerente da área de processos e operação. Ele ainda colabora com áreas de Confiabilidade e Segurança de Processo do Refino.

Investimentos para a modernização

A Petrobras investiu, recentemente, cerca de R$ 100 milhões para redução da emissão atmosférica na Refap. Em julho deste ano, entrou em operação um novo sistema para o tratamento de gases da refinaria, o que evita a emissão ao meio ambiente de cerca de 30 toneladas por mês de material particulado.

Além disso, no primeiro semestre, foi realizada a maior parada programada de manutenção da história da refinaria, quando foram investidos R$ 450 milhões na implantação de projetos que aumentaram a eficiência energética e a segurança dos processos, mantendo a confiabilidade operacional da Refap. Durante, aproximadamente, três meses, foram gerados cerca de 5 mil postos de trabalho diretos e indiretos.

Segundo o diretor de Processos Industriais e Produtos, Wiliam França, “a Petrobras está preparando as refinarias para assumirem um papel relevante em direção à transição energética, com investimentos em eficiência no consumo de energia e na redução da pegada de carbono das operações e dos nossos produtos”.

Com uma capacidade de processamento de 32 mil m3 de óleo por dia, a Refap abastece todo o território estadual e o oeste de Santa Catarina, além de atender a outras regiões do país. Em 2023, completa 55 anos de existência, com a visão de futuro que visa ao crescimento, à inovação e à sustentabilidade.

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