Autor: redacao

Equipamento pode transportar até 35 kg de amostras como petróleo e seus derivados e rochas.

A Petrobras iniciou os testes com um drone terrestre para transporte de amostras, entre os diversos laboratórios do centro de pesquisas e inovação da empresa, o Cenpes, onde são desenvolvidas as tecnologias utilizadas pela Petrobras. O objetivo é verificar se a tecnologia tem potencial para redução de exposição humana ao risco, através da entrega automatizada que evita contato físico com as substâncias transportadas.

“O robô de transporte de amostras é um experimento para avaliar a viabilidade e os ganhos em segurança do uso de veículos autônomos ou remotamente controlados para transporte de pequenas cargas internamente em unidades terrestres. Esse drone poderá ser utilizado para transporte de amostras, documentos, pequenos componentes ou ferramentas, evitando que um trabalhador tenha que se deslocar apenas para essa tarefa”, explica a gerente executiva do Cenpes, Maiza Goulart.  “Há uma outra iniciativa de desenvolvimento, em outra frente, de um veículo autônomo que permitirá o transporte de cargas maiores que 35kg e sem a necessidade de um operador remoto, utilizando as mesmas vias já existentes para os veículos”, revela.

O entregador em teste é “elétrico”, literalmente. Movido a bateria, atinge a velocidade de cerca de 6 km/h, o equivalente de uma pessoa, não atleta, correndo. Equipado com sistema GPS, duas câmeras e controlado remotamente por um piloto, o equipamento pode transportar uma carga de até 35 kg e utiliza a rede 4G comercial. Desenvolvido por uma startup nacional, o entregador já é utilizado atualmente por uma rede de supermercados em outra aplicação.

O trajeto do drone é monitorado. A cada ponto de entrega, a central de controle informa e confere quem está abrindo a caixa de transporte e basta o destinatário mostrar o crachá para ser identificado. Em caso de dúvida, também é possível conversar com a central por meio de WhatsApp e por voz, já que o drone é equipado com um tipo de walkie talkie.

Equipado com chassi robótico, o drone recebeu uma identidade visual, uma carinha simpática, para o período de experiência, mas ainda não tem nome pois não foi “efetivado”. O contrato de teste da tecnologia inclui o serviço de pilotagem e suporte da máquina e vai até agosto.

Utilização das refinarias da Petrobras no trimestre atingiu a marca de 93%, melhor resultado desde 2015.

Em junho, a Petrobras bateu recordes mensais de produção de gasolina e diesel S10, além de alcançar a marca histórica de 72% no processamento de petróleo oriundo do pré-sal. Foram produzidos 2,01 bilhões de litros de gasolina, melhor resultado desde 2014. Na produção de diesel S10, a o volume chegou aos 2,11 bilhões de litros, superando o recorde anterior de maio deste ano.

Os recordes de produção foram essenciais para o atendimento das vendas crescentes da companhia, que em junho registraram aumento, em relação ao mesmo período do ano passado, de 26% na gasolina, 2,9% no diesel S10 e 5,7% no querosene de aviação. Já o Fator de Utilização Total (FUT) das refinarias da Petrobras no segundo trimestre atingiu a marca de 93%, melhor resultado desde 2015. O FUT considera o volume de carga de petróleo processado e a carga de referência das refinarias, ou seja, sua capacidade operacional, respeitando os limites de projeto dos equipamentos, os requisitos de segurança e a qualidade dos derivados produzidos.

Os resultados revelam, sobretudo, o aumento das vendas no mercado interno e a estratégia adotada pela Petrobras de investir em refino, visando garantir o atendimento de seus compromissos comerciais com confiabilidade, disponibilidade operacional e rentabilidade das suas unidades.

O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, destaca a capacidade de refino da Petrobras: “A confiabilidade das operações das plantas do parque de refino da companhia, junto com a competência de nossas equipes, desde o planejamento da produção até a execução, aliada à eficiência das operações logísticas e comerciais, permitiram o alcance desse patamar elevado em processamento, produção e utilização das refinarias”.

Para o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, os dados reforçam o compromisso da empresa com o mercado: “Estamos contribuindo para o crescimento de nossos clientes no mercado interno com uma atuação competitiva e segura, sempre preservando rentabilidade e sustentabilidade financeira. Os resultados mensais de produção e o FUT trimestral demonstram a eficiência de nossos processos, visando ser uma empresa diversificada e com atuação nacional”.

Contrato com a ES Gás prevê fornecimento de 400 mil m³/dia até dezembro de 2025 a partir do Polo Peroá.

A 3R Petroleum assinou contrato com seu primeiro cliente no Espírito Santo para fornecimento no mercado livre de gás a partir do Polo Peroá. A parceria com a ES Gás vai permitir o abastecimento do mercado capixaba.

O contrato assinado prevê o fornecimento de 400 mil m³/dia até dezembro de 2025. O gás natural será proveniente do Campo de Peroá, na Bacia do Espírito Santo, anteriormente comercializado exclusivamente para a Petrobras.

O Polo Peroá registrou produção de 561 mil metros cúbicos de gás natural em junho de 2023 e até a assinatura do Contrato com a ES Gás, todo volume produzido era vendido para a Petrobras, na UTGC.

“A comercialização no mercado livre era uma das oportunidades que a 3R Petroleum já vinha observando. O contrato firme com a ES Gás é o primeiro celebrado após o acordo com a Petrobras no Espírito Santo, que permitiu o acesso à infraestrutura de processamento, possibilitando a entrada no mercado livre de gás produzido no Polo Peroá”, destaca Rachid Félix, Diretor Comercial e Corporativo da 3R Petroleum.

Contrato com a Petrobras assinado em junho

O executivo fez referência ao acordo assinado na última semana entre a 3R Petroleum e a Petrobras para processamento de gás na Unidade de Tratamento de Gás Natural de Cacimbas – UTGC, em Linhares, no Espírito Santo. O volume de gás produzido em Peroá em maio de 2023 foi de 650 mil m³/dia.

A 3R Petroleum já possui outro contrato de comercialização de gás natural na Bahia, com a Bahiagás, assinado em maio do ano passado, referente à produção dos polos Recôncavo e Rio Ventura, no Cluster Recôncavo.

Projeto é estratégico para diminuir atual dependência brasileira em relação a fertilizantes importados e aumentar produção nacional.

O Porto do Açu e a Toyo Setal anunciaram nesta quarta-feira, 12 de julho, uma parceria para desenvolver uma planta de produção de fertilizantes nitrogenados no Porto do Açu (RJ). As empresas trabalharão em conjunto na estruturação, desenvolvimento, licenciamento ambiental e busca por investidores estratégicos para o projeto. A estimativa é que a futura planta tenha capacidade de produzir 1,38 milhão de toneladas de ureia e 781,5 mil toneladas de amônia por ano a partir do aproveitamento do gás natural.

“O Porto do Açu já está consolidado como uma solução logística para a importação de fertilizantes. A parceria com a Toyo Setal nos permite dar um passo adiante em nossa estratégia de estabelecer o Açu como um polo de produção de fertilizantes no Brasil, contribuindo para ampliar a produção nacional e balancear a nossa dependência à importação”, projeta José Firmo, CEO do Porto do Açu. Em 2022, mais de 90% dos fertilizantes nitrogenados consumidos no Brasil foram importados.

Com vasta experiência em projetos de fertilizantes, a Toyo Setal mantém relacionamento com uma ampla variedade de produtores em todo o mundo e possui sua própria tecnologia de produção. A empresa tem a maior capacidade instalada de projetos de amônia e ureia no mundo. São 87 projetos de amônia e 112 projetos de ureia no portfólio da Toyo Setal, que possui escritórios nos Estados Unidos, Europa, Ásia e América do Sul. A empresa é proprietária da tecnologia de produção de ureia e tem parceria de longa data com a KBR na tecnologia de produção de amônia (KBR Purifier TM Process).

“Os fertilizantes são o alimento das plantas, estas dos animais e, ambos, dos seres humanos, sendo, portanto, um insumo essencial à sobrevivência humana. Além de sua grande importância para a produção de fibras e energia, a missão de ofertar alimentos em quantidade e com qualidade para a população é um dos mais importantes pilares para a garantia da paz de qualquer sociedade. A Toyo Setal e o Porto do Açu se sentem, portanto, motivados e honrados em contribuir para buscar a concretização deste projeto que entendem ser vital para o país e alinhado ao cumprimento desta missão”, ressalta Dorian Zen, CEO da Toyo Setal.

A parceria focará inicialmente na tecnologia que utiliza o gás natural como matéria-prima para a produção de fertilizantes. Numa segunda etapa, a parceria prevê também a produção de amônia verde, obtida a partir do hidrogênio via eletrólise da água. Neste ano, o Açu deu início ao licenciamento ambiental de um cluster de hidrogênio de baixo carbono no Açu com 4GW de capacidade instalada.

Consolidação da cadeia de fertilizantes: importação e misturadora

O Porto do Açu começou a movimentar fertilizantes em 2021, quando realizou a primeira operação do Estado do Rio de Janeiro. Desde então, já foram movimentadas cerca de 100 mil toneladas de fertilizantes pelo porto. Neste ano, foram inaugurados mais dois armazéns, que aumentam em quatro vezes a capacidade estática de armazenamento para 110 mil toneladas e dobram a área alfandegada do terminal para 360 mil m².

Depois de se consolidar como porta de entrada competitiva para o mercado de fertilizantes, o complexo portuário agora avança na cadeia de valor e trabalha para instalar uma unidade misturadora de fertilizantes na retroárea do porto.

Plano estadual de fertilizantes do Rio de Janeiro

Em linha com as diretrizes do Plano Nacional de Fertilizantes lançado pelo Governo Federal em 2022, o Estado do Rio de Janeiro foi a primeira unidade da federação a aprovar um plano de incentivo à produção e oferta de fertilizantes. A medida, instituída pela Lei 9.716/22, contribui para o estabelecimento de um ambiente de negócios favorável à atração de investidores.

Na avaliação da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), o programa tem um papel estruturante para a economia fluminense. “A Firjan recebe com muita satisfação a notícia de concretização da parceria entre o Porto do Açu e a Toyo Setal para a instalar uma fábrica de fertilizantes de baixo carbono no Rio de Janeiro. Como maior produtor de gás natural no país e localização estratégica, o nosso estado tem plenas condições de assumir um papel de protagonismo no agronegócio brasileiro, revertendo a dependência externa do Brasil na área de fertilizantes e atraindo investimentos na nova fronteira energética”, concluiu o presidente da Firjan, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira.

Sobre o Porto do Açu

Localizado na região norte do Rio de Janeiro, o Porto do Açu é o maior complexo porto-indústria de águas profundas da América Latina. Em operação desde 2014, é administrado pela Porto do Açu Operações, uma parceria entre a Prumo Logística, controlada pelo EIG, e o Porto de Antuérpia-Bruges Internacional. Ao todo já são 20 empresas já instaladas e entre clientes e parceiros, sendo várias delas companhias de classe mundial. Com atividades de minério, petróleo e gás consolidadas e em expansão, o Açu pretende acelerar a industrialização com foco em projetos de baixo carbono, sendo reconhecido como o porto da transição energética no país.

Sobre a Toyo Setal

A Toyo Setal Empreendimentos é uma empresa integrada de EPC (engenharia, suprimentos, construção e comissionamento) de classe mundial e com tecnologia própria (ureia, metanol verde, SAF, dentre outras), premiada internacionalmente e certificada nas normas ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001, ISO 37001. Atua em projetos complexos e de grande porte, principalmente nas áreas de a infraestrutura (energia, portos e terminais, sistemas de transporte e gasodutos/oleodutos), plantas de processo (óleo e gás, plataformas offshore, química e petroquímica, fertilizantes) e indústrias de mineração, farmacêutica e de alimentos e bebidas. Com experiência e qualidade testada no Brasil na realização de 516 projetos desde 1961, conta atualmente com cerca de 5.000 funcionários no país. Em aliança com a KBR desde 1968, a Toyo Engineering Corporation, acionista da Toyo Setal Empreendimentos, concretizou 87 projetos de amônia ao redor do mundo (mais da metade da produção de amônia global) e com tecnologia própria em ureia, com 112 projetos concretizados.

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• MATÉRIA DE CAPA: Descomissionamento: O jogo começou por Julia Vaz;
• ENTREVISTA EXCLUSIVA: Luciano Gaete, CEO da HMSWeb Tecnologia da Informação e diretor de Tecnologia do Grupo Forship – Uma plataforma para o futuro por Flavia Vaz;
• ARTIGO I – Novo SGSO: um debate importante para a indústria de Óleo & Gás por Mayra Aquino é chair do Comitê Técnico de Poços e Deputy da Diretoria de Comitês Técnicos da SPE Brasil;
• Petrobras investe R$ 200 milhões em novos sistemas de tratamento de gases nas refinarias Replan e Refap;
• Petrobras adota a transformação digital com a tecnologia baseada em nuvem do SLB para otimizar a produção de petróleo e gás;
• Ecovix e Gerdau vencem leilão e farão descomissionamento da plataforma P-32;
• Baker Hughes recebe contrato significativo de tecnologia de gás para apoiar o projeto BM-C-33 da Equinor no Brasil;
• Measure Offshore – Empresa Especialista em Engenharia Elétrica, Naval e Consultoria Ambiental;
• FPSO Sepetiba zarpa;
• Anker Schroeder lança manilhas para içamento pesado;
• 3R Petroleum oferta gás no mercado livre no Espírito Santo;
• Petrobras contrata Nauticus para inspeção offshore com robô autônomo;
• BP assina contrato de partilha de produção para o bloco de Bumerangue, na Bacia de Santos;
• Mayekawa fornecerá sistema Hydrocarbon Dew Point Control Unit para as FPSO P-80 e P-83;
• Petrobras aprova a continuidade da implantação do Trem 2 da RNEST;
• Petrobras assina com a Bram Offshore contrato de afretamento;
• Saipem arrecada US$ 1 bilhão para novas atribuições com Aramco e Petrobras;
• Petrobras adquire certificação internacional que garante origem 100% renovável de energia elétrica usada em suas operações;
• SBM Offshore fecha financiamento de US$ 1,62 bilhão com 12 bancos para FPSO com destino ao Brasil;
• Revap troca equipamento de tocha para aumentar a eficiência;
• Veolia Water Technologies & Solutions instala unidades móveis de dessalinização com bombas da Danfoss em plataformas petrolíferas offshore;
• Petrobras testa combustível marítimo com 24% de conteúdo renovável;
• Oil States Brasil fecha contrato importante com a Petrobras;
• Petrobras vai ampliar capacidade de produção de diesel com conteúdo renovável ainda em 2023;
• Petrobras e BNDES assinam acordo de cooperação técnica;
• Grupo Orguel completa 60 anos como referência na construção civil e de olho em novas áreas de atuação;
• Petrobras obtém reconhecimento internacional por pioneirismo em captura e armazenamento de CO2 – CCUS;
• Petrobras assina contrato de comercialização para uso de robô inédito no país, desenvolvido em parceria com startup;
• Equinor alcança produção de 110 mil barris diários em Peregrino.

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Capa

Documento prevê fornecimento de gás natural pelo período de onze anos.

A Petrobras assinou novo contrato de gás natural com a Companhia de Gás de São Paulo (Comgás), no valor estimado de R$ 56 bilhões, com vigência de janeiro de 2024 a dezembro de 2034. O contrato é resultado de processo concorrencial por meio da Chamada Pública nº 01/2023 realizada pela Comgás, que visa o suprimento de gás para atendimento ao mercado cativo da distribuidora, no Estado de São Paulo, reforçando a parceria comercial entre as empresas.

“As novas contratações mostram que a Petrobras está cumprindo, e bem, o seu papel de suprir gás para os mercados estaduais. Nossa previsão de investimentos próprios nesta área supera R$ 25 bilhões nos próximos anos.  Estamos oferecendo contratos mais flexíveis, com diferentes modalidades de prazo e indexadores. Com isso, as distribuidoras podem optar pelo portfólio mais adequado às suas necessidades de atendimento dos diversos mercados: industrial, comercial, residencial e automotivo”, destacou o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates.

O contrato da Comgás foi objeto de prévia análise e aprovação da ARSESP – Agência Reguladora dos Serviços Públicos do Estado de São Paulo e será enviado para a ANP, de acordo com o rito regulatório que prevê que a Agência torne públicos os contratos de compra e venda de gás natural firmados pelas distribuidoras locais de gás canalizado para atendimento a mercados cativos.

“O gás natural é um energético estratégico para o estado de São Paulo e o Brasil, e nós aqui na Comgás estamos investindo continuamente em soluções para levar essa energia a cada vez mais pessoas e negócios, além de garantir a segurança energética que o Estado de São Paulo tanto precisa para crescer com competitividade e sustentabilidade.  Nossos investimentos somam mais de R$1 bilhão por ano no estado, ampliando a malha de gasodutos de distribuição e conectando mais de 150 mil novos clientes anualmente. Este contrato com a Petrobras, que renova uma parceria de suprimento longeva entre as duas companhias, traz melhorias em relação às condições atuais, abrindo oportunidades para a tão esperada migração de clientes para o mercado livre de gás”, afirma Antônio Simões, CEO da Comgás.

Esta é a terceira pactuação entre Petrobras e Companhias Distribuidoras Locais aderente à nova carteira de produtos da Petrobras, considerando as recentes celebrações de instrumentos contratuais com a Companhia de Gás de Santa Catarina (SCGÁS) e a Companhia de Gás de Pernambuco (Copergás), conforme comunicados divulgados em 27/6 e 03/7.

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 Petrobras 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.

Equipamentos entraram em operação nas últimas semanas.

A Petrobras investiu, recentemente, cerca de R$ 200 milhões na modernização do seu parque de refino para manter os parâmetros de emissão atmosférica em duas de suas unidades de produção. Em junho, entrou em operação o novo sistema para o tratamento de gases na Refinaria de Paulínia (Replan, em SP) e, no início de julho, na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas (RS). Foram, aproximadamente, R$ 100 milhões investidos em cada uma das refinarias.

O equipamento, chamado precipitador eletrostático, é capaz de capturar material particulado presente no gás pela aplicação de um forte campo elétrico. Esse material, após ser recolhido e transportado, serve como insumo na indústria de argamassa. Com esse processo, a concentração de particulados no gás emitido será inferior a 75mg/Nm3, atendendo à resolução do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA). Isso equivale a evitar a emissão ao meio ambiente de cerca de 30 toneladas por mês de particulados finos, em cada refinaria.

Investimentos modernizam refinarias

Segundo o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos, os investimentos para a modernização do parque de refino da empresa aperfeiçoam o controle de emissões: “Além de aumentar a capacidade de processamento, estamos melhorando a qualidade de nossos derivados, atendendo normas regulamentares e reduzindo o impacto ambiental das operações”.

Para o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, “a companhia trabalha para modernizar as refinarias, reduzir os impactos ambientais das operações e aprimorar derivados. O sistema de tratamento de gases que implantamos na Replan e na Refap é também resultado do propósito da Petrobras em desenvolver um mercado ambientalmente mais sustentável”, disse.

De acordo com o gerente geral da Refap, Marcus Aurelius Valenti, com o novo sistema, a concentração de particulados no gás emitido reduzirá significativamente: “Os benefícios ambientais que resultam dos investimentos que estamos fazendo demonstram nossa preocupação em aperfeiçoarmos nossos processos”, afirmou. O gerente geral da Replan, Raphael Franco de Campos, destacou a importância da instalação do equipamento: “A Petrobras caminha na direção certa. Estamos convictos que investimentos que resultam em ganhos ambientais são fundamentais para toda a sociedade”.

A Logum Logística, empresa responsável pela construção e operação de um sistema dutoviário exclusivo para o transporte de etanol anidro e hidratado no Brasil, celebrará, no próximo dia 14 de julho (sexta-feira), às 14h, em Guarulhos (SP), a conclusão da obra de expansão do etanolduto em São Paulo, um trecho de 128 quilômetros para atendimento aos polos de distribuição de combustíveis de Guarulhos (concluído no 2º semestre de 2021), São Caetano do Sul (1º semestre de 2022) e São José dos Campos, concluído recentemente.
Com investimento de R＄ 1,2 bilhão, a expansão teve início em 2019, com a construção de um terminal de combustíveis em Guarulhos e dutos conectando-o à malha dutoviária existente, que entrou em operação no 2º semestre de 2021. Já no primeiro semestre de 2022, entraram em operação os dutos que permitem a entrega de etanol para o polo de São Caetano do Sul, e, mais recentemente, o trecho final de dutos que conectam o sistema dutoviário ao polo de São José dos Campos, no Vale do Paraíba, marcando a entrega final da obra.

O evento vai contar com as presenças do vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, do prefeito de Guarulhos, Guti, e do diretor-presidente da Logum, Leandro Almeida.
SERVIÇO

Conclusão da obra de expansão do etanolduto da Logum em São Paulo

Quando: 14/07 (sexta-feira)

Horário: 14h

Local: Terminal da Logum em Guarulhos

Endereço: Av. Orlanda Bérgamo, 1700 – Cumbica – Guarulhos

Credenciamento de impensa:

Interessados em cobrir o evento devem enviar e-mail para vanessa.teixeira@danthi.com.br“>vanessa.teixeira@danthi.com.br com nome do jornalista e veículo.

Sobre a Logum

A Logum Logística foi criada em 2011 para ser uma empresa responsável pela construção e operação de um Sistema Logístico de Transporte de Combustíveis e Biocombustíveis e envolve diferentes modos de transporte: dutos, rodovias (caminhões-tanques) e cabotagem (navios). A primeira fase do sistema de dutos da Logum entrou em operação em agosto de 2013 com a inauguração do Terminal em Ribeirão Preto (o maior centro coletor de etanol do país), possibilitando a transferência de etanol desde Ribeirão Preto até Paulínia através de um poliduto de 207 quilômetros de extensão. Em abril de 2015, o segundo trecho foi inaugurado com 143 quilômetros de extensão, entre Uberaba e Ribeirão Preto.
Os trechos, já em operação, transportam etanol anidro e hidratado do Centro-Oeste, Minas Gerais e São Paulo para Campinas, Grande São Paulo e Rio de Janeiro. Através da Logum os agentes do mercado também realizam operações de cabotagem de etanol para as Regiões Norte e Nordeste, bem como operações de exportação, por meio de carregamento de navios no Terminal portuário da Ilha D’água/RJ.

A SLB foi contratada em um contrato de longo prazo pela Petrobras, que está investindo em IA e tecnologias baseadas em nuvem para aumentar a produção e estabelecer as bases para alcançar metas de descarbonização e net-zero.

De acordo com o SLB, este contrato de cinco anos é para uma implantação em toda a empresa de sua plataforma digital Delfi e abrange a transformação digital da Petrobras desde as operações de exploração, desenvolvimento e produção, incluindo a transferência de fluxos de trabalho de subsuperfície para a nuvem para acelerar significativamente a tomada de decisões.

O player de serviços petrolíferos destaca que este prêmio representa um dos maiores investimentos da Petrobras em tecnologias baseadas em nuvem e estabelece as bases para a gigante energética brasileira atingir suas metas líquidas zero.

Rakesh Jaggi, presidente de Digital & Integration da SLB, comentou: “Ao alavancar IA, aprendizado de máquina e tecnologia de computação de alto desempenho da SLB, a Petrobras impulsionará aumentos agressivos de eficiência e produção em seus negócios de E&P. Aproveitar a plataforma Delfi para transformar digitalmente os fluxos de trabalho de E&P da Petrobras melhorará a eficiência e demonstrará seu compromisso com a sustentabilidade e a transição energética.”

Além disso, SLB explica que a plataforma Delfi realizou “uma redução significativa”em tempo de processamento para interpretação geológica e geofísica (G&G). Como alguns fluxos de trabalho sofreram uma redução de horas para minutos, a empresa afirma que os aplicativos de IA e aprendizado de máquina reduziram o tempo de interpretação de falhas em fluxos de trabalho de modelagem petrofísica em 60%. SLB ressalta ainda que o “grande”

investimento da Petrobras nessa tecnologia digital para E&P faz parte do plano do player brasileiro de aumentar a produção total das operações. Nenhum detalhe financeiro sobre este negócio foi divulgado.

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

Alguns meses depois, a empresa também lançou o PeriScope Edge para expandir o alcance da detecção de profundidade e melhorar a resolução. Este é um serviço de mapeamento durante a perfuração multicamada, que utiliza a nuvem e soluções digitais para oferecer insights de reservatório visando a exposição ideal do reservatório durante a perfuração para aumentar a eficiência da construção do poço.

Em março de 2022, o SLB também divulgou que a ConocoPhillips usaria seu ambiente de E&P cognitivo Delfi baseado em nuvem para trazer sua modelagem, dados e fluxos de trabalho de engenharia de reservatório para a nuvem.

Para Jean Paul Prates, desafio será repor reservas e produzir hidrocarbonetos ao mesmo tempo em que petroleiras se transformam em empresas de energia.

Ao lado de CEOs das maiores empresas do ramo de petróleo do mundo, o presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, defendeu a manutenção das atividades com menor impacto ao meio ambiente e destacou a urgência na mobilização de recursos para fomentar a mudança da transição energética. Prates foi um dos palestrantes do 8º Seminário Internacional da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP), realizado no Palácio Imperial de Hofburg, em Viena, na Áustria. É a primeira vez que um presidente da Petrobras participa do evento.

“Só há uma certeza hoje entre as sociedades estatais e estados nacionais exportadores de petróleo: estamos em tempos de transição inexorável que vai custar a todos e todas muito mais no que se refere à descarbonização e reexploração/revitalização, do que para iniciar investimentos em outras fontes. As companhias têm um duplo desafio de repor reservas e produzir hidrocarbonetos, ao mesmo tempo em que se transformam em empresas de energia e investem em novas fontes. Tudo isso com uma preocupação indiscutível de não deixar ninguém para trás – nem trabalhadores, nem consumidores”, afirmou o presidente da Petrobras.

O evento da OPEP teve como tema “Rumo a uma Transição Energética Sustentável e Inclusiva”. Jean Paul Prates foi um dos convidados do painel “Investimento em Energia: Desafios e Oportunidades”. Ao seu lado estavam Shaikh Nawaf S. Al-Sabah, CEO da KPC (Kuwait); Claudio Descalzi, CEO da Eni (Itália); Russel Hardy, presidente e CEO da Vitol; John Hess, CEO da HESS Corporation (EUA); Sebastião Martins, CEO da Sonangol (Angola); e Alfred Stern, CEO da OMV (Áustria).

O presidente da Petrobras salientou ainda a importância de se considerar as particularidades de regiões, mercados e companhias. “Os perfis distintos atribuirão missões diferenciadas. Recairá a alguns países e companhias a tarefa de persistir na exploração de óleo e gás enquanto outras empresas já tiverem migrado para outras matrizes. Para aqueles profundamente associados às matrizes atuais, não se trata tão somente de mudar os motores, mas fazê-lo de dentro para fora, em um processo de metamorfose”, reforçou.

O executivo destacou também que o processo de troca de uma fonte energética por outra é fácil, no entanto, o real desafio se encontra na descarbonização das operações, de forma a transformá-las em atividades menos danosas ao meio ambiente, ao passo que se mobiliza recursos para fomentar a mudança.

“É preciso mais que uma mudança no produto ofertado, é preciso modificar a demanda e hábitos de consumo. O desafio é mobilizar governos nacionais para contribuir para essa iniciativa. Por outro lado, para os Estados que possuem empresas de energia é natural que as mantenham como alavancas para mudança, que precisa ser feita tanto pelo lado da oferta, quanto pela demanda”, explicou.

O 8º Seminário Internacional da Organização dos Países Exportadores de Petróleo aconteceu nos dias 05 e 06 de julho, em Viena, na Áustria, e contou com a presença de representantes do setor e autoridades globais. O presidente concluiu sua participação destacando que a perspectiva de banimento de novos campos (green fields) não seria realista, sendo mais concreto pensar em otimizações no downstream, a exemplo do que já é planejado pela Petrobras. “Uma saída seria potencializar a revitalização de campos, permitindo a produção a baixo custo, com sustentabilidade. Dessa forma, será possível conduzir a indústria à situação irreversível da descarbonização das operações e transição definitiva às novas fontes energéticas”, finalizou.