Bolívia preside a 23ª Reunião Ministerial do Fórum dos Países Exportadores de Gás

Bolívia preside a 23ª Reunião Ministerial do Fórum dos Países Exportadores de Gás

A 23ª Reunião Ministerial do Fórum dos Países Exportadores de Gás (GECF) foi realizada em novembro de 2021, sob a Presidência da HE Franklin Molina Ortiz, Ministro dos Hidrocarbonetos e Energias do Estado Plurinacional da Bolívia, como presidente. A reunião foi convocada por videoconferência.

No contexto de

preços sem precedentes de gás fraturando a estabilidade do mercado, a 23ª Reunião contou com a presença de ministros da Energia e figuras sêniores dos membros do GECF Argélia, Bolívia, Egito, Guiné Equatorial, Irã, Líbia, Nigéria, Catar, Rússia, Trinidad e Tobago, e Venezuela, além de Angola, Azerbaijão, Iraque, Malásia, Noruega, Peru e Emirados Árabes Unidos, como observadores.

O Encontro levou em conta as perspectivas imediatas e de longo prazo para o gás natural, que, apesar das recentes turbulências nos mercados de energia, permanece positiva, e em curso para se tornar o principal combustível fóssil do mundo até 2050, aumentando sua participação, de 23%, hoje, para 27%. De fato, os ministros observaram que, à medida que a economia global passa sob a sombra da Pandemia do coronavírus, a consequente escassez de gás da Europa para a Ásia demonstra a necessidade de novos investimentos em gás natural como uma fonte de energia barata, abundante e flexível para alcançar a igualdade energética para todas as partes do mundo de forma sustentável.

Os ministros elogiaram o maior interesse pelo gás natural na recém-concluída Conferência das Partes (COP26), onde vários líderes mundiais apoiaram o gás, como prenúncio do desenvolvimento econômico e sustentável de suas nações. Como observador da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (UNFCCC), o GECF havia instado a comunidade internacional em Glasgow a olhar para o gás como a solução para alcançar o equilíbrio certo entre requisitos econômicos e sociais, pósCovid-19 e restrições ambientais.

Além disso, os deputados do GECF reconheceram que a descarbonização das economias deve ser abordada com cuidado, para a aceleração apressada do esverdeamento das economias, para que a agenda climática não se transforme em uma crise energética. Ao notar que os altos preços do gás não são do interesse dos compradores ou dos vendedores, os ministros reiteraram o papel fundamental dos contratos de gás de longo prazo, e da precificação do gás com base na indexação de petróleo/petróleo, para garantir investimentos estáveis no desenvolvimento de recursos de gás natural.

Os ministros nomearam o HE Eng. Mohamed Hamel como secretário-geral do GECF, a partir de 1 º de janeiro de 2022. A Reunião Ministerial nomeou Sua Excelência Eng. Tarek El Molla, Ministro do Petróleo e Recursos Minerais da República Árabe do Egito como Presidente da Reunião Ministerial do GECF para 2022, e Sua Excelência Nikolai Shulginov, Ministro da Energia da Federação Russa, como presidente alternativo. Além disso, a Reunião Ministerial nomeou a Sra. Penelope Bradshaw-Niles, de Trinidad e Tobago, como presidente do Conselho Executivo da GECF, e o sr. Álvaro Hernán Arnez Prado, da Bolívia, como presidente suplente, pelo mesmo período.

O Grupo decidiu que a 24ª Reunião Ministerial do GECF se reunirá no Cairo, República Árabe do Egito, em outubro de 2022.

Programa de CCUS da Petrobras

O programa de captura, uso e armazenamento geológico de CO2 (Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) desenvolvido pela Petrobras, nos campos do Pré-sal, é o maior do mundo em operação, em volume reinjetado anualmente, e também o pioneiro em águas ultraprofundas. De acordo com o relatório Global Status of CCS 2021 (Status Global do CCS 2021), a capacidade dos projetos de CCUS em operação no mundo é de 36,6 milhões de toneladas de CO2, por ano. Em 2020, a Petrobras reinjetou 7 milhões de toneladas, ou seja, cerca de 19% do total.

O gás dos campos do Pré-sal contém gás natural, e também CO2, na sua composição. A tecnologia de CCUS engloba a separação do CO e do gás natural, e a posterior reinjeção do CO22 de volta ao reservatório de onde saiu, onde fica armazenado. A reinjeção foi uma solução encontrada pela companhia, para atender ao compromisso de não ventilar para a atmosfera o CO2 que está presente no gás natural. Trata-se de uma das iniciativas que permitem à empresa produzir petróleo com baixa emissão de carbono nos campos do Pré-sal.

A Petrobras vem aumentando, a cada ano, o volume de CO2 reinjetado em reservatórios. “Apenas nos nove primeiros meses de 2021, foram 6,7 milhões de toneladas de CO2, o equivalente a quase todo o volume reinjetado em 2020. O programa tem nos permitido aumentar a eficiência da produção e, com isso, reduzir a emissão de CO2 por barril produzido”, afirma o gerente executivo de Águas Ultra Profundas, Luiz Carlos Higa.

Este resultado é fruto de desenvolvimento de um conjunto de inovações, desde tecnologias de captura até modelos matemáticos para reinjeção e armazenamento de CO2. A solução desenvolvida pela Petrobras é pioneira pois, ao mesmo tempo em que evita emissões, promove um aumento na quantidade de óleo que pode ser extraído do reservatório (a chamada Recuperação Avançada de Petróleo, ou Enhanced Oil Recovery - EOR). O gás natural e o CO2 são separados na plataforma e a reinjeção do CO2 no reservatório é realizada de forma alternada com água (tecnologia de injeção alternada de água e gás – Water Alternating Gas - WAG), ajudando a manter a pressão interna e melhorando a recuperação de petróleo.

A primeira implantação foi feita em 2008 e, até setembro de 2021, a companhia havia reinjetado um total de 28,1 milhões de toneladas de CO2 nos reservatórios. O resultado está em linha com os 10 compromissos de sustentabilidade da Petrobras, que incluem a meta de atingir o volume acumulado de 40 milhões de toneladas de CO2 reinjetadas até 2025. Atualmente, nove plataformas possuem a tecnologia de CCUS-

EOR instalada, e esse número será ampliado com a entrada em operação de novas unidades equipadas com a tecnologia.

A experiência em campo e as iniciativas de pesquisa contribuirão ainda para a evolução tecnológica e redução de custos, @André Motta de Souza / Agência Petrobras capacitando a empresa a avaliar e desenvolver novas oportunidades associadas a CCUS. “Os petróleos não são todos iguais. O petróleo que produzimos nos campos do Pré-sal (notadamente Tupi e Búzios) está entre aqueles com menor emissão operacional do mundo. Consumir petróleo produzido com menor emissão é uma contribuição imediata e relevante para a redução das emissões mundiais. Nos últimos 11 anos conseguimos reduzir praticamente à metade a emissão por cada barril de petróleo produzido e nossa ambição é atingir a neutralidade em carbono.

O domínio da tecnologia de CCUS-

EOR é uma alavanca para reduzir as emissões de vários setores e um elemento de competitividade para a

Petrobras”, explica a gerente executiva de Mudança Climática da Petrobras, Viviana Coelho. Atualmente, a Petrobras trabalha no desenvolvimento de novas tecnologias de captura de CO2 visando à redução do tamanho e peso das unidades de processamento nas plataformas, além da redução dos custos para as operações. Um exemplo é a tecnologia de High Pressure

Separation (separação em alta pressão) – de forma abreviada,

HISEP –, patenteada pela Petrobras e em fase de testes, pela qual o gás que sai do reservatório já é separado e reinjetado, a partir de um sistema localizado no fundo do mar. Com isso, a produção do campo é ampliada e é possível alcançar uma menor emissão de gases de efeito estufa para cada barril de óleo produzido. O teste-piloto da tecnologia será realizado na área de Mero 3. Além disso, a Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), associação formada por 12 empresas de petróleo, da qual a

Petrobras faz parte, investe na busca por soluções de grande porte e impacto na redução das emissões de gases de efeito estufa, sendo um dos principais focos de investimentos o

CCUS. Outra frente de atuação da Petrobras são as parcerias com startups, universidades e centros de pesquisa globais. Na edição de 2019, o Programa Petrobras Conexões para Inovação – Módulo Startups, em parceria com o SEBRAE, selecionou projeto que visa o desenvolvimento de uma membrana mais eficiente e de menor custo para captura de CO2 a partir do gás natural. O projeto, da startup PAM Membranas, atualmente está em desenvolvimento.

Plano Macro Ambiental

O Plano Macro é uma proposta do Ibama - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis para otimizar os esforços e melhorar os resultados da gestão de impactos socioambientais da produção e escoamento de petróleo e gás, envolvendo as empresas produtoras de petróleo que atuam nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. Trata-se de um conjunto de estratégias para articular Programas Macrorregionais Integrados em uma mesma área de concentração de empreendimentos, permitindo que as empresas executem os projetos ambientais de forma compartilhada.

Os objetivos do Plano Macro são: identificar, georreferenciar, monitorar e avaliar impactos sinérgicos e cumulativos das atividades marítimas de produção e escoamento de petróleo e gás; otimizar processos de mitigação de impactos difusos, padronizando procedimentos e induzindo a complementaridade de projetos ambientais em execução; simplificar a relação empreendedor-Ibama no processo de licenciamento ambiental das atividades de produção e escoamento de petróleo, fomentando a padronização, a articulação e o compartilhamento de informações e ações.

As principais mudanças implementadas pelo Plano Macro residem na forma de se executar e integrar projetos voltados para a caracterização, avaliação, publicização e mitigação dos impactos das atividades de produção e escoamento de petróleo na região abrangida por esse plano.

“Ao invés de cada empresa, em cada bacia, executar os projetos definidos pelo Ibama como condicionantes de licenças ambientais de forma individualizada e sem padronização, como acontece atualmente, será possível executar projetos compartilhados entre as empresas e com metodologia padronizada, o que possibilitará a otimização de custos e a integração de resultados para a produção de análises regionais e integradas sobre fenômenos socioeconômicos associados à cadeia de produção de petróleo e gás”, explica Suseli de Marchi Santos, engenheira de meio ambiente da Petrobras (SMS/LCA/MPL-E&P/MPL-AGUP-LIBRABUZIOS).

Após sua proposição em 2019 pelo Ibama, o Plano Macro teve adesão de todas as empresas operadoras que atuam nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo. As empresas e o Ibama compõem um Comitê de Coordenação Interinstitucional, que é o fórum responsável pelas decisões sobre o Plano Macro.

A execução do Plano Macro resultará na produção de alguns produtos, entre os quais destacam-se: banco de dados socioeconômicos para reunir os resultados de projetos de monitoramento de impactos sobre o meio socioeconômico de todas as empresas; boletins anuais para apresentação integrada dos dados gerados por cada empresa nos projetos de monitoramento; anuário macrorregional de caracterização socioeconômica; portal on-line que apresentará informações sobre o próprio Plano, as empresas, os impactos socioambientais e os projetos condicionantes, entre outros temas.

O Plano Macro está dividido em 4 eixos conceituais:

Cada eixo é formado por um ou mais projetos condicionantes, que se inter-relacionam com os projetos dos demais eixos. Vale ressaltar que, em sua maioria, os projetos que compõem cada eixo já são exigidos como condicionantes de licenças. Os projetos novos referem-se exclusivamente ao monitoramento do tráfego de aeronaves e às rendas petrolíferas. Assim, a novidade trazida pelo Plano Macro está mais relacionada com a forma de organizar a execução desses projetos, visando uma articulação e integração que contribuam para a melhoria da gestão dos impactos.

Em agosto de 2021 o Ibama e a Petrobras realizaram o II Seminário de Socioeconomia do Licenciamento Ambiental Federal de Petróleo e Gás, evento que apresentou propostas para caracterização de impactos socioambientais.

A etapa de execução começa em 2022 com a coleta de dados de forma padronizada entre as empresas, construção do banco de dados compartilhado e do portal on-line, definição de formas de cofinanciamento de projetos, entre outras ações.

Petrobras inicia nova etapa de testes de produção do campo de Mero, em Libra

A Petrobras e seus parceiros iniciaram (01/12) nova etapa de testes de produção do campo de Mero, no bloco de Libra, no Présal da Bacia de Santos. O objetivo é garantir a obtenção das informações necessárias para caracterização do reservatório na área de Mero 4 (área geologicamente mais complexa do campo), permitindo a otimização da malha de drenagem do Projeto Mero 4.

O 3º Teste de Longa Duração (TLD) consiste na operação de um novo Sistema de Produção Antecipada (SPA) na área, o SPA 2 de Mero, operado pelo FPSO Pioneiro de Libra, cuja capacidade de produção diária é de até 50 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 4 milhões de metros cúbicos de gás associado.

O FPSO Pioneiro de Libra é a primeira unidade de projeto TLD da Petrobras equipado para reinjetar todo o gás produzido no reservatório e, assim, aumentar a produtividade do campo. Essa inovação gera grande redução das emissões de gases de efeito estufa da unidade, eliminando a queima contínua do gás associado produzido. Assim, há uma contribuição para as metas de sustentabilidade da Petrobras.

A Petrobras assinou em 29/11 contratos com a empresa SBM Offshore para afretamento e prestação de serviços do FPSO Alexandre de Gusmão, quarto sistema definitivo a ser instalado no campo de Mero, localizado no Pré-sal da Bacia de Santos. Os contratos seguem os mesmos parâmetros da carta de intenção assinada em agosto deste ano. A previsão é que unidade comece a produzir em 2025. O campo de Mero é o 3º maior do Présal e está localizado na área de Libra, operada pela Petrobras (40%) em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda. (20%), TotalEnergies EP Brasil Ltda. (20%), CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (10%), CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (10%) e Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), que exerce papel de gestora desse contrato.

A previsão é que a produção do primeiro sistema definitivo de Mero (Mero 1) seja iniciada no ano de 2022, através do FPSO Guanabara, seguido por Mero 2 (FPSO Sepetiba), em 2023, Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias), em 2024 e Mero 4 (FPSO Alexandre de Gusmão), em 2025.

FPSO Guanabara chegou a Mero

Modec / Divulgação

O navio-plataforma Guanabara chegou ao campo de Mero, localizado no Bloco de Libra, no Pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, do tipo FPSO, será o primeiro sistema definitivo a operar em Mero, terceiro maior campo do Pré-sal (atrás apenas de Búzios e Tupi).

Na locação, a unidade será conectada aos poços, equipamentos submarinos e fará testes finais nos próximos meses, antes de iniciar a produção, prevista para o primeiro semestre deste ano. O FPSO Guanabara foi convertido e integrado no estaleiro DSIC, em Dalian – China. Após a sua saída da China, efetuou uma parada de cerca de 2 meses no estaleiro Drydocks World Dubai (DDWD), em Dubai, onde foram realizadas atividades de comissionamento.

Com capacidade de produzir até 180 mil barris de petróleo por dia (bpd) e processar 12 milhões de m3 de gás, o FPSO Guanabara será o primeiro de uma série de quatro plataformas definitivas programadas para o campo de Mero no horizonte do nosso Plano Estratégico 2022-2026. A unidade será instalada a mais de 150 km da costa, em profundidade d´água que chega a 1.930 metros, equivalente a quatro vezes a altura do Morro do Pão de Açúcar.

A plataforma tem altura de 172 metros, equivalente a 4,6 estátuas do Cristo Redentor e comprimento de 332 metros, ou três campos de futebol. Além disso, tem capacidade de geração de energia de 100 megawatts, suficiente para abastecer uma cidade de 330 mil habitantes.

“O desenvolvimento do campo de Mero será decisivo para mantermos o ritmo acelerado da produção do Pré-sal. Além disso, reflete nossa estratégia de focar em ativos em águas profundas, que combinam reservas substanciais, elevada produtividade e resiliência mesmo em cenários de baixos preços do petróleo. Mero consagra ainda o trabalho integrado com nossos parceiros e fornecedores, além de impulsionar soluções inovadoras e sustentáveis, que ampliaram os limites tecnológicos da indústria mundial de petróleo”, disse o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges.

Uma dessas soluções inovadoras no desenvolvimento da produção deste campo é uma tecnologia inédita, focada na redução de emissões de gases de efeito estufa e aumento da produtividade e eficiência do projeto: o HISEP®, equipamento que irá remover ainda no leito submarino o excesso de gás rico em CO2 presente em Mero. A tecnologia é patente da Petrobras, com potencial para ampliar a produção e a eficiência do campo, além de reduzir custos e emissões de gases. A previsão é que o HISEP® entre em operação conectado à terceira plataforma definitiva programada para o campo de Mero.

O Consórcio de Libra é operado pela Petrobras (40%), em parceria com a Shell Brasil (20%), TotalEnergies (20%), CNPC (10%) e CNOOC Limited (10%), tendo como gestora a Pré-sal Petróleo S.A (PPSA).

Petrobras encerra pesquisa sísmica em Sapinhoá

No dia 26 de outubro de 2021, a Petrobras encerrou a atividade de pesquisa sísmica marítima 4D Nodes no Campo de Sapinhoá, realizada pela empresa Seabed Geosolutions do Brasil Explorações e Serviços LTDA.

O campo está localizado na Bacia de Santos, a cerca de 266 quilômetros do município de Ilhabela e à profundidade mínima 2.000 metros. Esta aquisição é uma das 12 atividades da Petrobras que compõem a Pesquisa Sísmica Marítima 4D Nodes e PRM na Bacia de Santos – Cluster, todas em águas profundas.

Petrobras vence licitação para arrendamento de terminal marítimo no Porto de Santos

@Ricardo Botelho/Antaq

A Petrobras venceu a licitação para arrendamento da instalação portuária para armazenamento e movimentação de combustíveis, denominada STS08A no Porto de Santos, promovida pela ANTAQ - Agência Nacional de Transportes Aquaviários (19/11), em São Paulo. A companhia ofertou R$ 558 milhões pela área e aguarda homologação do resultado do leilão para assinar o contrato de arrendamento pelo período de 25 anos.

A Petrobras, por meio de sua subsidiária Transpetro, é a atual arrendatária do Terminal de Santos e, com o resultado da licitação, garante a continuidade de sua logística através desse ativo importante para o escoamento de derivados produzidos em suas refinarias localizadas em São Paulo.

Conforme disposto no edital da licitação, a Petrobras realizará investimentos para melhoria da infraestrutura em geral, incluindo a construção de tancagem e novo píer.

Desinvestimento E&P em Alagoas

A Petrobras finalizou a venda da totalidade de sua participação em sete concessões denominadas Polo Alagoas, localizadas no estado de Alagoas, para a empresa Origem Energia S.A (antiga Petro+).

A operação foi concluída com o pagamento de US$ 240 milhões para a Petrobras. O valor recebido no fechamento se soma ao montante de US$ 60 milhões pagos à Petrobras na assinatura do contrato de venda, totalizando US$ 300 milhões.

O Polo Alagoas compreende sete concessões de produção, seis terrestres (Anambé, Arapaçu, Cidade de São Miguel dos Campos, Furado, Pilar e São Miguel dos Campos) e a concessão do campo de Paru localizada em águas rasas, com lâmina d’água de 24 metros.

A produção média do polo em 2021 foi de 1,62 mil bpd de óleo e condensado e de 550 mil m³/d de gás gerando 0,81 mil bpd de LGN (líquidos de gás natural).

Além dos campos e suas instalações de produção, está incluída na transação a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) de Alagoas, cuja capacidade de processamento é de 2 milhões de m³/dia, sendo responsável pelo processamento de 100% do gás do polo e pela geração de LGN.

A Origem (antiga Petro+) é uma empresa brasileira de integração energética presente em atividades de exploração, produção e comercialização de petróleo e gás natural a partir de campos terrestres e em projetos de geração de energia termoelétrica. Atualmente, a Origem opera nove concessões nas Bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo e Tucano Sul. O fundo de investimento PSS Energy Fund, gerido pela Prisma Capital Ltda., é acionista controlador da Origem.

Projeto-piloto para reuso de água

Florestana / Divulgação

A Petrobras desenvolve projeto-piloto para reuso de água na agricultura familiar do Rio Grande do Norte (RN), com ganhos previstos de produção, de rentabilidade e ambientais. A iniciativa foi apresentada à sociedade no último dia 13 de janeiro de 2022, no município de Ipanguaçu (RN), no campus do Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN). As obras de implantação já estão em andamento. A previsão é de que o projeto comece a operar em março.

Segundo o Plano de Recursos Hídricos da Bacia Hidrográfica do Rio Piancó-Piranhas-Açu, elaborado pela Agência Nacional de Águas, as atividades de Irrigação correspondem a 59,08% do volume de água captada na Bacia. O segundo maior consumo está relacionado ao Abastecimento Humano (23,54%), Pecuária e Aquicultura (10,20%) e Indústria (1,91%). Esse projeto visa a contribuir para o aumento da eficiência das práticas de irrigação e reuso de esgotos sanitários, elevando a rentabilidade das atividades agrícolas e apresentando grande potencial de economia da água utilizada.

O projeto tem como centro a futura Unidade de Referência Tecnológica (URT) em fase de construção no campus do Instituto Federal do Rio Grande do Norte (IFRN) em Ipanguaçu. Nela, a água de reuso passará por uma Estação de Tratamento e, depois de pronta para uso, irá para um Sistema Agrícola (isto é, as áreas a serem irrigadas) utilizando diversas tecnologias, boas práticas e procedimentos para o uso mais eficiente dos recursos hídricos.

A URT também disseminará junto a produtores rurais os benefícios econômicos e ambientais do reuso da água. A capacitação dos produtores contribuirá para uma produção agrícola mais sustentável e eficiente, desenvolvendo uma consciência socioambiental que conduza a processos produtivos mais sustentáveis, através da implantação de unidades demonstrativas de uso racional da água na irrigação de culturas frutíferas, árvores e arbustos na Bacia.

O projeto-piloto da Petrobras de reuso de água está sendo implantado pela empresa Florestana. São parceiros na iniciativa o IFRN, Sebrae, a Associação Brasileira de Engenharia Sanitária e Ambiental (Abes) e o Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio Piancó-Piranhas-Açu. A iniciativa reflete o compromisso da Companhia no investimento em pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias para melhor uso dos serviços ecossistêmicos.

Declaração de comercialidade na Bacia de Sergipe-Alagoas Agência Petrobras

A Petrobras, como operadora dos consórcios BM-SEAL-4 e BMSEAL-11 e única detentora dos direitos das concessões BM-SEAL4A e BM-SEAL-10, apresentou (30/12), à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, as declarações de comercialidade das acumulações de petróleo localizadas nas áreas dos Planos de Avaliação de Descoberta constantes dessas concessões.

“Estamos viabilizando uma nova fronteira de desenvolvimento de produção de óleo e gás. Para chegar aos reservatórios com óleo de excelente qualidade, temos que superar lâmina d’água acima de 2.400 metros, o que nos traz diversos desafios para a implantação do projeto, inclusive com a adoção de novas tecnologias”, explica o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges, que ressalta os resultados já alcançados. “Na fase exploratória, atingimos o recorde nacional de profundidade d’água na perfuração de um poço, com 2.990m, equivalente à altura do Pico da Neblina, ponto mais alto do Brasil”.

As áreas do BM-SEAL-4 e do BM-SEAL-4A foram adquiridas em 2000, na 2ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão. Já as áreas do BM-SEAL-10 e do BM-SEAL-11 foram adquiridas em 2004, na 6ª Rodada de Licitações sob Contrato de Concessão.

Nas declarações encaminhadas ao órgão regulador, as denominações sugeridas para os novos campos foram: Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Cavala, Agulhinha e Agulhinha Oeste.

A Petrobras pretende desenvolver a produção dos campos acima em dois módulos, denominados de Sergipe Águas Profundas (SEAP) I e II, que preveem a instalação de duas plataformas do tipo FPSO.

A primeira plataforma, prevista para atender o módulo SEAP I, será a P-81, com início de produção em 2026, com capacidade de produzir 120 mil barris de óleo/condensado e escoar 8 milhões de m³ de gás por dia. A segunda plataforma, prevista para atender o módulo SEAP II, está em fase de planejamento de contratação e tem seu início de produção previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

Os módulos SEAP I e II incluem a implantação de um novo sistema de escoamento de gás ligando os dois módulos de Produção à costa Sergipana, com capacidade de 18 milhões de m³ por dia, que está em fase de planejamento, e com início de operação previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

A Petrobras é Operadora das Concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10 com 100% de participação, na Concessão BMSEAL-11 com 60%, em parceria com a IBV Brasil Petróleo Ltda. (40%), e na Concessão BM-SEAL-4 com 75%, em parceria com a ONGC Campos Ltda. (25%).

Desinvestimento do Polo Urucu

A Petrobras finalizou sem êxito as negociações junto à Eneva S.A. para venda da totalidade de sua participação em um conjunto de sete concessões de produção terrestres, denominado Polo Urucu, localizado na Bacia de Solimões, no estado do Amazonas.

Apesar dos esforços envidados por ambas as empresas nesse processo, ao longo da negociação, não foi possível convergir para um acordo em certas condições críticas, optando-se pelo encerramento das negociações em curso, sem penalidades para nenhuma das partes.

Dessa maneira, a Petrobras decidiu encerrar o atual processo competitivo e avaliará as melhores alternativas para essas concessões.

Tecnologia para monitoramento remoto de plataformas André Motta de Souza / Agência Petrobras

Especialistas do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), e da PUC-Rio, desenvolveram uma ferramenta que permite ao usuário visualizar e “transitar” por toda a extensão das plataformas da Petrobras, fazer inspeções remotas e planejar intervenções preventivas, mesmo nas unidades mais distantes, como as localizadas no Présal, a cerca de 300 km da costa. A ferramenta, que otimiza o planejamento de manutenções, está disponível em 14 plataformas das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, e deve ser estendida a todas as plataformas em atividade até o fim de 2022. Há estudos em andamento também para a implementação em refinarias.

“Essa ferramenta, desenvolvida no âmbito do Programa estratégico EF100 – que prevê tornar os sistemas de produção ainda mais eficientes - permite a redução do tempo de planejamento das atividades de manutenção, que são muito importantes no calendário da operação. Obtivemos também um aumento de eficiência na execução das paradas de produção, assim como uma redução do tempo de manutenção”, relata o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges.

Para mapear cada unidade offshore são necessárias de 3,5 mil a 5 mil fotos, que são aplicadas sobre a planta de engenharia, permitindo a navegação imersiva, semelhante à tecnologia do Google Street View, por meio do qual se pode visualizar qualquer lugar do mundo, seja uma rua ou um museu, desde que a área tenha sido previamente fotografada por câmeras 360º. Em breve serão incorporadas novas funcionalidades à ferramenta, como busca e análise de imagens, por meio de inteligência artificial; busca inteligente de informações de manutenção em bases de dados da empresa; e ainda captura de realidade (nuvens de pontos) e gamificação para treinamento de SMS, através da integração com outros componentes da solução de digital twins de integridade de ativos. “O objetivo vai além do desenvolvimento de uma ferramenta de navegação imersiva e passa pela aplicação de novas soluções para integrar a ferramenta aos nossos processos de trabalho e bases de dados da companhia, além de incluir outros métodos de imageamento dos ativos e tecnologias de inteligência artificial (IA), como deep learning, para análise de imagens e busca de informações. Grupos de Algoritmos de IA poderão nos dizer, por exemplo, onde há pontos de alta taxa de corrosão que requerem reparo e, no futuro, usaremos robôs para captura de imagens, acelerando a frequência dos registros com monitoramento em tempo real, conectado com a priorização e planejamento dos reparos”, explica o diretor de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, Juliano de Carvalho Dantas.

A tecnologia também será usada nas 15 novas plataformas que a Petrobras instalará no Brasil, até 2026, a maior carteira de novos projetos de FPSOs de toda a indústria offshore.

Operação de sistemas de recuperação de gases para reduzir emissões de gases de efeito estufa Thiago Spada

As plataformas P-66, P-70 e P-77, localizadas nos campos de Tupi, Atapu e Búzios, respectivamente, começaram a operar com mínima queima de gás no flare, que passa a ocorrer apenas em situações excepcionais de segurança, reduzindo a emissão de gases de efeito estufa (GEE). O flare é o equipamento que tem a função de queimar o gás não aproveitado nas plataformas, de modo a descartá-lo de forma segura. A entrada em operação do sistema de recuperação de gases de flare (FGRU ou Flare Gas Recovery Unit) permite que esse gás retorne para processamento na unidade, evitando a sua queima e a consequente emissão de gases de efeito estufa. O potencial de redução de emissões com o uso do sistema nessas três plataformas é de cerca de 80 mil toneladas de CO2 equivalente por ano.

Além da P-66, P-70 e P-77, a Petrobras iniciará a operação, em 2022, dos sistemas de recuperação de gases de mais oito plataformas nas Bacias de Campos e de Santos.

A utilização do sistema de recuperação de gases de flare é um dos vetores da companhia para a redução das emissões de gases de efeito estufa nas atividades de produção. A iniciativa irá contribuir para que a Petrobras alcance quatro dos seus compromissos de sustentabilidade, previstos no Plano Estratégico: o de redução de 32% de intensidade de gases de efeito estufa nas operações de exploração e produção (E&P) até 2025, o de atingir zero queima de rotina em flare até 2030, o de redução de 40% na intensidade de emissões do metano no E&P até 2025 e o de reduzir as emissões absolutas de gases de efeito estufa em 25% em 2030 em relação a 2015.

“Todos os novos projetos de unidades de propriedade da Petrobras já possuem o sistema de recuperação de gases por padrão e passamos a adotá-lo também na especificação de unidades afretadas. Além disso, com a revisão recente da resolução CONAMA 382, teremos uma nova geração de projetos de plataformas de alta capacidade de produção na configuração all electric, contribuindo ainda mais com a redução de emissões de gases de efeito estufa”, informa Carlos Travassos, gerente executivo de Sistemas de Superfície, Refino, Gás e Energia. A configuração all electric é mais eficiente e permite utilizar menos combustível para a geração de energia na plataforma, já que todos os equipamentos serão acionados por motores elétricos, a partir da energia elétrica gerada de forma centralizada. Na configuração atual, a geração de energia é descentralizada pois são também utilizados compressores que queimam gás natural como fonte de energia.

“Hoje produzimos petróleo com baixa emissão de carbono graças a uma melhoria de quase 50% em nossa eficiência desde 2009. Especificamente em relação ao metano, que é um dos gases que mais contribuem para o efeito estufa, tivemos uma redução de mais de 35% nas emissões nos últimos 10 anos. O uso do sistema de recuperação de gases de flare, entre outras medidas, nos ajudará a perseguir a eficiência máxima, o mais próximo possível de zero”, destaca Viviana Coelho, gerente executiva de Mudança Climática da Petrobras. A companhia busca operar com baixos custos e baixas emissões, o que a permitirá ter competitividade para atuar em cenários de transição energética acelerada e alinhados ao Acordo de Paris.

Maior Projeto de Monitoramento de Praias do mundo

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A Petrobras investe continuamente em programas ambientais e, atendendo condicionantes para licenciamento ambiental conduzido pelo IBAMA - Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, mantém o maior Projeto de Monitoramento de Praias do mundo, cobrindo mais de três mil quilômetros do litoral brasileiro. Para execução deste Projeto, no último ano, foram investidos cerca de R$ 120 milhões.

Ao todo, foram resgatados mais de 23 mil animais debilitados ou mortos nas praias do litoral brasileiro pelo Projeto de Monitoramento de Praias (PMP). Santa Catarina, Rio de Janeiro e São Paulo foram os estados com maior incidência de animais registrados pelo projeto. Santa Catarina, por exemplo, teve quase nove mil animais encontrados debilitados ou mortos; seguido de Rio de Janeiro e São Paulo, com quase quatro mil cada.

Segundo levantamento, foram 94 espécies monitoradas e praticamente a metade dos indivíduos, 10 mil eram tartarugas marinhas. No Brasil, ocorrem cinco espécies, todas ameaçadas de extinção: tartaruga-cabeçuda, tartaruga-de-pente, tartaruga-verde, tartarugaoliva e tartaruga-de-couro. De acordo com os dados obtidos em 2021, o litoral sudeste é o local com maior incidência: Rio de Janeiro (cerca de 2600), São Paulo (com mais de 1600) e Espírito Santo (aproximadamente 1500). Lembrando que regiões do Rio de Janeiro e do Espírito Santo são áreas prioritárias para a reprodução de algumas espécies. Os pesquisadores explicam que em muitos casos as tartarugas são encontradas machucadas por algum petrecho de pesca ou debilitadas por ingestão de lixo.

Entre as aves marinhas, os Pinguins de Magalhães (Spheniscus magellanicus) são destaque na pesquisa, com aproximadamente 6800 animais registrados, um número 20% maior que o ano passado, quando foram registrados quase 5700 pinguins, no mesmo período. Outras espécies de aves encontradas pelos pesquisadores foram: gaivotas (Larus dominicanus), atobás (Sula leucogaster), bobo-pequeno (Puffinus puffinus) e fragatas (Fregata magnificens). De acordo com os dados, no Rio de Janeiro, muitos animais foram encontrados com lesão por interação com linha de pipa. O número cresceu nos últimos anos com a pandemia. Em 2021, também chamou a atenção das equipes de monitoramento o aumento de encalhe nas praias de cetáceos como baleias, golfinhos e botos. Enquanto em 2020 houve aproximadamente mil ocorrências, ao longo de 2021 foram registrados cerca der 1300 animais. A Toninha, por exemplo, espécie de cetáceo mais ameaçada no Brasil, foram resgatados mais de 500 indivíduos no último ano. Só em Santa Catarina foram aproximadamente 300 animais encontrados e mais de 200 em São Paulo. A Petrobras trabalha em parceria com diversas organizações científicas e com as comunidades locais para a realização deste projeto. Atualmente são quatro PMPs, que, juntos, constituem o maior programa de monitoramento de praias do mundo. São 10 estados litorâneos, acompanhando mais de três mil quilômetros de praias em regiões onde a companhia atua. A Petrobras investe em projetos e ações para ampliar o conheci-

mento, conservação e recuperação da biodiversidade. E cada região tem sua peculiaridade. No Ceará e no Rio Grande do Norte, por exemplo, é comum avistar peixes-boi marinhos nas praias do litoral. Atualmente, 22 peixes-boi estão em reabilitação nas bases do Projeto de Monitoramento de Praias da Bacia Potiguar e quatro estão em cativeiro de aclimatação, para, em breve, retornarem ao seu habitat natural. Desde 2009 as equipes estão trabalhando na conscientização da população local para a preservação desta espécie, ameaçadas de extinção do Brasil. Após a reabilitação e readaptação em cativeiro de aclimatação, esses animais são soltos para o seu ambiente natural e, antes da soltura, os peixes-boi recebem um número de identificação e um equipamento que permite localizá-los. O rastreador muitas vezes chama a atenção da população e dos pescadores que, em alguns momentos, podem tentar retirá-lo do animal.

Todos os animais marinhos encontrados debilitados são avaliados e, quando necessário, encaminhados para o atendimento veterinário. Após a estabilização clínica, eles são reintroduzidos na natureza. Entretanto, antes da soltura, todos recebem uma marcação para possibilitar sua identificação caso retornem ao litoral brasileiro.

As empresas contratadas pela Petrobras para a execução do projeto trabalham conjuntamente. Muitas vezes um animal é resgatado em uma região e transferido para soltura ou tratamento em outro estado. É o que acontece, por exemplo, com os pinguins. As solturas são realizadas normalmente no litoral de São Paulo e Santa Catarina, pois as correntes marinhas são mais favoráveis. Além disso, pela característica da espécie, o ideal é que retornam ao seu habitat em grupos, para facilitar a rota migratória.

O monitoramento é fiscalizado pelo Ibama e compreende o registro, resgate, necropsia (no caso dos animais mortos), reabilitação e soltura de mamíferos, tartarugas e aves marinhas, contribuindo com as políticas públicas para a conservação da biodiversidade marinha.

Petrobras registra recorde de produção do Pré-sal em 2021 e fecha quarto trimestre com resultado positivo

A Petrobras registrou o seu recorde anual de produção no Pré-sal em 2021, ao alcançar 1,95 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed). Esse volume corresponde a 70% da produção total da companhia, que foi de 2,77 milhões de boed no ano passado. O recorde anterior era de 2020, quando foi alcançada a marca de 1,86 milhão de boed, representando 66% da produção total da Petrobras.

A produção da Petrobras no Pré-sal vem crescendo rapidamente, e o recorde registrado em 2021 representa mais do que o dobro do volume que produzimos nesta camada há 5 anos. Com a manutenção do foco de atuação nas suas atividades em ativos em águas profundas e ultraprofundas, a Petrobras continuará investindo na aceleração do desenvolvimento dos campos do Pré-sal, que possuem alta produtividade, maior resiliência a baixos preços de petróleo e mais eficiência em carbono gerando um petróleo competitivo na transição para a economia de baixo carbono.

No período do Plano Estratégico 2022-26, serão investidos US$ 57 bilhões no segmento E&P, sendo 67% desse total no Pré-sal, que receberá 12 das 15 novas plataformas previstas para entrar em operação neste período e que deverá ser responsável por 79% da produção total da companhia em 2026.

A Petrobras alcançou em 2021 sólidos resultados operacionais e financeiros, com destaque para o endividamento equacionado e todas as suas metas de produção de petróleo e gás cumpridas. E o resultado líquido do quatro trimestre permaneceu em patamar semelhante ao do trimestre anterior.

“Os resultados operacionais e financeiros evidenciam que a Petrobras se tornou uma empresa forte e saudável. Esta é a melhor forma da companhia desempenhar seu papel social, sendo capaz de crescer, investir, gerar empregos, pagar tributos, retornar dividendos aos acionistas, incluindo a União, e contribuir efetivamente para o desenvolvimento do país”, afirma Joaquim Silva e Luna, presidente da Petrobras.

Em 2021, a companhia repassou à sociedade brasileira cerca de R$ 230 bilhões em dividendos para a União e tributos aos governos federal, estadual e municipal. Quanto mais recursos a companhia gera, mais devolve à sociedade.

O ano de 2021 consolidou a trajetória de recuperação financeira da companhia, após ter contraído a maior dívida corporativa do mundo. No quarto trimestre, a Petrobras alcançou uma dívida bruta de US$ 58,7 bilhões, resultando em uma relação dívida líquida/Ebitda de 1,1x.

“Com a redução do endividamento, foi possível redirecionar recursos pagos como juros para investimentos. Em 2021, investimos US$ 8,8 bilhões, aumento de 9% em relação a 2020. Nos próximos cinco anos, planejamos investir mais US$ 68 bilhões, 24% acima do projetado para 2021-2025. Isso demonstra que estamos trabalhando para a Petrobras crescer de forma sustentável e rentável. E, desta forma, entregar o máximo de retorno para nossos acionistas e para a sociedade”, conclui Rodrigo Araujo, diretor financeiro e de relacionamento com investidores da Petrobras.

Investimento recorde em manutenção de refinarias em 2021

André Motta de Souza / Agência Petrobras

A Petrobras bateu o recorde de investimentos em paradas preventivas de manutenção no seu parque de refino no ano de 2021, com gastos de R$ 2,3 bilhões. O valor representa um aumento de mais de 50% em relação a 2020 e mais de 20% em comparação ao recorde anterior atingido em 2019.

“Investimos fortemente na cultura de prevenção e buscamos sempre a excelência em segurança. Além das paradas programas de manutenção, realizamos treinamento intensivo dos colaboradores e simulados frequentes nas nossas unidades. Nosso objetivo principal é garantir a segurança e a continuidade operacional, assim como adequar as capacidades de produção das unidades, buscando a utilização mais eficiente e segura dos ativos”, destacou Rodrigo Costa, diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras.

Mesmo com diversas paradas programadas de manutenção, a Petrobras alcançou a média de 83% de fator de utilização total (FUT) de suas refinarias em 2021, o maior índice dos últimos cinco anos, o que mostra os ganhos de eficiência na gestão das unidades.

Os investimentos em prevenção também permitem que as refinarias da Petrobras sejam referência em segurança. Um dos indicadores mais usados no setor de petróleo para medir a segurança de uma unidade industrial é a taxa de acidentados registráveis por milhão de homem-hora (TAR). A média da TAR do parque de refino das empresas do primeiro quartil é de 0,54, segundo o U.S. Bureau of Labor Statistics. Na Petrobras, a TAR do refino em 2021 foi de 0,36, bem abaixo do benchmark mundial.

As paradas programadas são grandes intervenções nas refinarias, nas quais são realizadas a manutenção de diversas unidades industriais, com inspeções e reparos ou substituições de equipamentos, entre outras atividades, tudo de forma preventiva e planejada. Ao todo, mais de 4 mil equipamentos passaram por inspeção e manutenção nas paradas de todas as refinarias da companhia em 2021. A Petrobras planeja um desafio ainda maior para o ano de 2022, no qual estão previstos gastos da ordem de R$ 2,5 bilhões em paradas de manutenção de unidades em suas refinarias, que envolverão em torno de 4,5 mil equipamentos.

Em seu Plano Estratégico 2022-2026, estão previstos US$ 6,1 bilhões em investimentos no refino nos próximos cinco anos. Serão implantados projetos para posicionar a companhia entre os melhores refinadores do mundo, em termos de eficiência e desempenho operacional, com produtos de maior valor agregado e menor emissão de carbono.

Um dos projetos previstos é ampliar a capacidade de produção, especialmente de derivados de alta qualidade, como o diesel S-10. O Plano Estratégico inclui três grandes projetos de expansão: a conclusão da segunda unidade (trem) da Refinaria Abreu e Lima – Rnest, que vai elevar a capacidade de produção de diesel S-10 em 95 mil barris por dia; a integração entre a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e o GasLub Itaboraí, com capacidade adicional de 93 mil barris por dia de diesel S-10 e querosene de aviação (QAV) e 12 mil barris por dia de lubrificantes de maior qualidade; uma nova unidade de hidrotratamento na Replan.