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Operação inédita com supernavio gaseiro para abastecer termelétrica em Sergipe
A Wilson Sons, através da sua unidade de Rebocadores, participou da primeira operação ship-to-ship offshore, para transferência de gás natural liquefeito (GNL), através de navio gaseiro ULGC (Ultra Large Gas Carrier), do tipo Q-FLEX no Brasil – o navio é considerado um dos maiores gaseiros do mundo, com capacidade de 215 mil m³.
Essa inédita operação ocorreu no terminal da Celse, em Barra dos Coqueiros/SE, e teve como objetivo abastecer a Usina Termoelétrica (UTE) Porto de Sergipe, operada pela companhia. A UTE foi acionada, em julho, pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), e a Celse possui, em seu planejamento, mais duas operações, até setembro, também com navios do tipo Q-FLEX. Nesse primeiro momento, a termelétrica está sendo acionada pela ONS para despacho contínuo e ininterrupto, por quatro meses, mas existe a possibilidade de, até o final do ano, totalizarem mais oito operações para abastecimento.
Quatro rebocadores da Wilson Sons apoiaram as manobras do navio gaseiro para transferência de GNL à Unidade de Armazenamento e Regaseificação de Gás Natural (FSRU). Elísio Dourado, diretor comercial da divisão de Rebocadores da Companhia, explica que foram necessárias duas operações de transferência ship-to-ship, para completar o processo de transferência de combustível. “O navio gaseiro, inicialmente, descarregou cerca de 2/3 da carga, em uma primeira operação. Depois, aguardou fundeado, enquanto a FSRU transferia o gás para a termelétrica”, conta Elísio. “Passado esse tempo, foi realizada nova manobra para descarregar o restante da caga”, complementa. Ao todo, os rebocadores executaram 4 manobras. “Operações ship-to-ship com embarcações de grandes dimensões são complexas, e exigem um alto nível de segurança. Por isso, precisamos contar com parceiros que possuímos total confiança, e que garantam a qualidade que tanto prezamos. A escolha pela Wilson Sons é um exemplo disso”, destaca Lucas Buranelli, gerente de operações de terminal GNL da Celse.
Com uma frota de 80 rebocadores, a maior do Brasil, a Wilson Sons está presente em 25 localidades, cobrindo quase toda a costa brasileira. A Companhia conta ainda com a Central de Operações de Rebocadores (COR), que monitora as embarcações 24 horas por dia, 365 dias por ano, em 25 portos da costa brasileira, além do Centro de Aperfeiçoamento Marítimo (CAM) onde são realizados treinamentos periódicos das tripulações, e campanhas para projetos específicos de clientes e outras partes interessadas, através do simulador de manobras próprio da Wilson Sons, que é capaz de oferecer diferentes cenários operacionais.
Campos do Pré-sal alcançam 70% da produção da Petrobras
A Petrobras divulgou (22/07) seu relatório de resultados operacionais do segundo trimestre de 2021. Dentre os principais destaques, está a produção do Pré-sal, que alcançou 1,96 milhão de barris de óleo equivalente (boed), representando 70% da produção total da companhia, um percentual recorde. A produção média de óleo, líquido de gás natural (LGN) e gás natural alcançou 2,8 milhões de boed, por dia, 1,1% acima do primeiro trimestre. Os resultados foram obtidos devido à continuidade do ramp-up das plataformas P-68 (campos de Berbigão e Sururu) e P-70 (campo de Atapu), que atingiu a capacidade máxima de produção permitida, de 161 mil bpd, em menos de 13 meses, refletindo o esforço da companhia para agilizar e antecipar a produção dos campos. Também contribuiu para os resultados, a estabilização dos níveis de produção das plataformas, que realizaram paradas programadas no primeiro trimestre, em uma atuação eficiente e competitiva, maximizando o potencial dos ativos, e promovendo mais retorno para a empresa e para a sociedade, o que cria um ciclo virtuoso de geração de valor.
A companhia destaca que iniciou, em junho, a operação integrada das Rotas 1 e 2 de escoamento de gás da Bacia de Santos, permitindo maior flexibilidade, devido à melhor distribuição das unidades de produção conectadas ao sistema, potencializando a oferta de gás. E, no mesmo mês, iniciou o escoamento de gás da P-76 em Búzios, contribuindo para o aproveitamento do potencial do campo, e viabilizando uma melhor gestão do reservatório e aumento da geração de valor.
O processamento de petróleo do Pré-sal se manteve elevado no 2T21, representando 54,7% da carga processada no 1S21, um aumento de 5,3 pontos percentuais, em relação ao ano passado, e um novo recorde de 898 Mbpd. Os petróleos do Pré-sal apresentam alto rendimento de derivados de maior valor agregado, e possuem baixo teor de enxofre, contribuindo para uma atividade de refino mais sustentável, e para a produção de derivados com essa característica, como o diesel S-10 e o bunker.
A Petrobras aumentou as exportações de petróleo no 2T21, e ampliou a base de clientes, incorporando quatro novos refinadores à carteira de Búzios, e quatro novos refinadores para Atapu. A companhia explorou a arbitragem que tem favorecido a venda de petróleo nos mercados ocidentais, diversificando o destino das exportações de petróleo, resultando no aumento das vendas de petróleo para Europa, América Latina, Estados Unidos e Índia, com consequente redução das exportações para China.
Em linha com a valorização global do óleo combustível de baixo teor de enxofre (BTE), a Petrobras iniciou operações de mistura de petróleos com óleo combustível, em busca da melhor rentabilidade. No 2T21, foi realizada a primeira carga de petróleo Jubarte, comercializada como componente de óleo combustível BTE, superando desafios operacionais, e apresentando resultados econômicos positivos.
Para acessar o relatório na íntegra, clique https://www. agenciapetrobras.com.br/upload/documentos/apresentacao_ olXc3Hj7rc.pdf
Dragão, o mais potente supercomputador da Petrobras
A Petrobras colocou em produção mais um supercomputador, que consta entre os mais potentes do planeta (High Performance Computing, HPC): o Dragão, que ocupa a posição 46º, foi implementado pela Atos, líder global em transformação digital, e referência em computação de alto desempenho, tem performance próxima ao dobro da do Atlas (94º), seu predecessor como líder na Petrobras, e também implementado pela Atos.
Programados com algoritmos que envolvem equações matemáticas complexas e um volume gigantesco de dados, os supercomputadores projetados pela empresa geram imagens representativas da geologia abaixo do fundo do mar, onde ficam as camadas de Pré-sal. São analisadas centenas de quilômetros quadrados, a milhares de metros de profundidade, e isso é fundamental para as descobertas de novas jazidas de óleo e gás. Enquanto essa é uma tarefa impossível para um computador convencional, o Dragão poderá realizá-la com agilidade e precisão.
“Realizar a fabricação e a entrega do maior supercomputador da América Latina, em tempos de pandemia, foi um desafio logístico imenso, somente possível superar, graças à incrível equipe da Atos, a parceria da Petrobras e de nossos parceiros tecnológicos. O ‘Dragão’ é o maior supercomputador brasileiro, e um dos 50 maiores do mundo. Junto com ele, teremos atingido o marco histórico e inédito de colocar cinco supercomputadores da Atos no Brasil, entre os 500 maiores do mundo”, diz Luis Casuscelli, Diretor de Big Data & Security da Atos para América do Sul.
“Para nós, da Atos, é motivo de orgulho e fonte de motivação fornecer mais um supercomputador para a Petrobras. É uma prova irrefutável do nosso esforço e desenvolvimento constante, reforçando a posição da nossa empresa como referência mundial em supercomputação”, diz Nelson Campelo, CEO da Atos para América do Sul.
Os supercomputadores são máquinas com velocidade de processamento e capacidade de memória milhares de vezes superiores aos computadores comerciais. Eles são usados para processamento paralelo, cálculos complexos, e tarefas extensas e intensivas, que exigem cálculos da ordem de quatrilhões por segundo. Geralmente, são empregados para pesquisas científicas em múltiplas áreas e com grandes volumes de dados, como medicina, meteorologia, geologia, geofísica, física e óleo e gás.
A Petrobras assinou, com a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA) e as parceiras CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC) e CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC), o Acordo de Coparticipação de Búzios, que regulará a coexistência do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Partilha de Produção do Excedente da Cessão Onerosa para o campo de Búzios, no Pré-sal da Bacia de Santos.
As negociações foram iniciadas logo após a licitação, ocorrida em 6 de novembro de 2019, em que a Petrobras adquiriu 90% dos direitos de exploração e produção do volume excedente da Cessão Onerosa do campo de Búzios, em parceria com a CNODC (5%) e a CNOOC (5%). Em conjunto, as partes e a PPSA defi niram os Planos de Desenvolvimento do campo, incluindo as estimativas de curva de produção, e utilizando as premissas de preços de óleo e gás, taxa de desconto e métricas de custos, estabelecidas na Portaria MME nº 213/2019.Dessa maneira, o valor da compensação total devido ao Contrato de Cessão Onerosa (100% Petrobras) pelo Contrato de Partilha de Produção é de US$ 29,4 bilhões, que será recuperado como Custo em Óleo pelos contratados. Como a Petrobras possui uma participação de 90% no consórcio deste contrato, o valor referente à participação de 10% dos parceiros CNOOC e CNODC, no montante de US$ 2,94 bilhões, será recebido à vista pela Petrobras, na data de início de vigência do Acordo.
Com o início de vigência do Acordo, a participação na jazida de Búzios será de 92,666% da Petrobras, e 3,667% de cada um dos parceiros.
A efetividade do Acordo está sujeita à aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), seguida do pagamento da parcela dos parceiros CNOOC e CNODC da compensação à Petrobras.
As estimativas de participação e de compensação apresentadas têm como base a data efetiva do Acordo em 01/09/21, e, assim que a data for confi rmada com a aprovação da ANP, serão realizados os ajustes necessários, conforme a produção acumulada e os investimentos realizados até aquela data.
Refino de classe mundial
A Petrobras lançou o RefTOP – Refino de Classe Mundial – para estar entre as melhores companhias refinadoras de petróleo no mundo. O programa consiste em um conjunto de iniciativas, que buscam implementar melhorias para aumentar a eficiência e desempenho operacional das refinarias que não estão na carteira de desinvestimento – Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), Refinaria Duque de Caxias (Reduc), Refinaria de Capuava (Recap), Refinaria de Paulínia (Replan) e Refinaria Henrique Lage (Revap) – e posicionar a Petrobras, de forma mais competitiva, na abertura do mercado de refino de petróleo no país. Os investimentos inicialmente previstos no RefTOP até 2025 são de aproximadamente US$ 300 milhões.
O programa promoverá o uso intensivo de tecnologias digitais, automação e robotização nas refinarias da Petrobras. Um dos exemplos de tecnologias digitais que já vêm sendo adotadas pela companhia, e que terá uso ampliado com o Reftop, são os Digital Twins (Gêmeos Digitais) – representações digitais das instalações operacionais – para monitoramento em tempo real, redução de falhas e facilitação na tomada de decisões. Outro direcionador importante do programa é o aumento da produção de derivados de alto valor agregado, como Diesel e Propeno – matéria-prima da indústria petroquímica para a produção de embalagens e peças para automóveis, por exemplo. A companhia vai alavancar o processamento de petróleos do Pré-Sal, que trazem uma série de vantagens competitivas, e oportunidades de aumento da margem de refino. Os óleos do Pré-Sal possuem elevada qualidade e baixo teor de enxofre, favorecendo a produção de Bunker (combustível marítimo) e Diesel S10 (Ultra Low Sulfur Diesel, com enxofre menor que 10ppm).
O REfTOP também prevê iniciativas para o incremento do desempenho energético das refinarias, por meio, por exemplo, do melhor aproveitamento de insumos, como gás natural, energia elétrica e vapor nas próprias operações. “O programa tem forte viés de eficiência energética. Além de diminuirmos nosso custo de energia, passaremos a ter um processo de refino mais sustentável, com maior rentabilidade e menor emissão de gases de efeito estufa para o meio ambiente”, destacou Elza Kallas, gerente executiva de Refino.
A companhia avaliou referências mundiais dos principais indicadores de refino para definir os objetivos do programa. Ao longo dos últimos anos, nossa área de refino vem apresentando intensas melhorias em seus indicadores. Em segurança e confiabilidade, por exemplo, os indicadores da Petrobras já se encontram entre os melhores do mundo.
O novo programa é um dos norteadores da área de Refino e Gás Natural (RGN) da Petrobras, junto com o Programa Gás + e o BioRefino 2030. De acordo o Plano Estratégico 2021-2025 da Petrobras, esse conjunto de iniciativas irá preparar as atividades de refino e gás natural da companhia para um mercado aberto, competitivo e em transição para uma economia de baixo carbono.
RNEST tem parada programada
A Renest – Refi- André Luiz de Azevedo Martins / Agência Petrobras naria Abreu e Lima – deu início (julho) à sua primeira parada programada para manutenção, desde que a unidade começou a operar, em 2014. Prevista para o atendimento de normas regulamentadoras, e essencial para a segurança operacional da refinaria, a parada envolverá a manutenção de praticamente todos os equipamentos da refinaria, tais como compressores, motores, vasos, permutadores de calor, válvulas, reatores e outros, que totalizam cerca de 3 mil equipamentos, em todas as unidades do trem 1 da Rnest.
A parada tem duração prevista de cerca de 45 dias, e teve planejamento iniciado há dois anos. Para executar a parada de manutenção, foram contratadas várias empresas, que estimam empregar aproximadamente 3 mil pessoas, que atuarão nas diversas unidades e áreas da refinaria, divididas em turnos e seguindo todos os protocolos de segurança e de prevenção à Covid-19.
A Petrobras tem foco na segurança das operações com indicadores de desempenho de SMS no primeiro quartil da indústria. As paradas para manutenção têm por objetivo manter a segurança e confiabilidade operacional da refinaria, reestabelecer as capacidades operacionais, além de promover melhorias nas suas instalações. Os serviços também atendem à NR-13 – Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho e Emprego –, que estabelece um tempo máximo de seis anos para que as unidades operem de forma ininterrupta.
Para o evento, é realizada análise de produção e logística do refino, o que garante o cumprimento dos compromissos comerciais de todos os derivados. Em relação ao mercado local, o óleo diesel será atendido com os estoques planejados e disponíveis na refinaria. Eventuais necessidades poderão ser supridas por meio de recebimento de cabotagens, ou até mesmo importações. Os demais produtos, como a gasolina, GLP e QAV, não serão impactados pela parada geral da refinaria.
A Petrobras promove a busca pela excelência em saúde e segurança e, por isso, as paradas são realizadas com atendimento aos protocolos do ministério da Saúde, e os diversos protocolos internos de Petrobras, dentre eles a utilização de máscaras de proteção, adequação dos ambientes e meios de transporte, para facilitar o distanciamento social, reforço das ações de limpeza e higienização de ambientes e equipamentos, fornecimento abundante de álcool em gel, para limpeza das mãos e medição de temperatura diariamente em todos os trabalhadores, antes da entrada na refinaria, assim como ações de conscientização. Além disso, são realizados testes rápidos em 100% dos candidatos apresentados pelas contratadas, antes de ingressarem na refinaria, que são repetidos a cada 14 dias em todo o contingente, promovendo o afastamento, quando necessário.
Bilhões até 2025 para o refino
André Motta de Souza / Agência Petrobras
A Petrobras vai investir R$ 2,5 bilhões, até 2025, para melhorar o seu parque de refinarias. A finalidade é a de aumentar a produção de derivados de maior valor agregado, menos poluentes e maior qualidade. Dessa forma, a companhia busca se posicionar de forma ainda mais competitiva na abertura do mercado de refino de petróleo no país. Dentre os projetos de maior relevância, estão previstas ampliações e adequações de unidades de hidrotratamento (HDT), para elevar a produção de diesel S10, um produto mais moderno e sustentável.
Como parte do programa, a Petrobras anunciou o processo de contratação para implantação de uma nova unidade de HDT na Replan – Refinaria de Paulínia no estado de São Paulo. Até 2025, esta planta entrará em operação, e terá capacidade para produzir 10.000 m³/dia de Diesel S10, além de proporcionar o aumento da produção de querosene de aviação (QAV).
A modernização na Replan busca atender as especificações e quantidades demandadas pelo mercado futuro, de forma econômica, com segurança operacional, e menores impactos ao meio ambiente. O processo de contratação tem abrangência nacional e internacional.
Além da Replan, a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro, e a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos/SP, são alvos de implantação de novos projetos.
Na Reduc, as obras para adequação da unidade de HDT ampliarão a capacidade de produção de Diesel S-10, dos atuais 5.000 m³/dia, para 9.500 m³/dia. As intervenções estão previstas para serem concluídas até o segundo semestre de 2023. Outra refinaria que passará por adaptações é a Revap. Também com objetivo de ampliar a produção de Diesel S-10, as obras para adequação da unidade de hidrotratamento (HDT) de diesel têm previsão para conclusão até dezembro de 2025.
O Diesel S-10, de acordo com a Petrobras, é um produto mais moderno e sustentável, com menor teor de enxofre (apenas 10 ppm), que atende a especificações do mercado local e internacional, além de requisitos ambientais. Esse combustível também proporciona impactos positivos na redução de emissões de material particulado e de óxidos de nitrogênio. Além da diferença no teor de enxofre, o diesel S-10 tem maior nível de cetano, índice que mede a qualidade de ignição.
A Petrobras tem buscado uma gestão ativa de portfólio, desinvestindo de alguns ativos, para poder investir mais e melhor em outros negócios, que tragam maior retorno para a companhia. E, no caso do refino, essa gestão permitirá que a empresa concentre o foco dos seus investimentos nas cinco refinarias que permanecerão na companhia, todas com localização estratégica no mercado de refino nacional, incrementando tecnologias e a produção de combustíveis, de maior valor agregado e respeito ao meio ambiente.
Além da Reduc, Replan e Revap, permanecerão no portfólio da companhia a Refinaria de Capuava (Recap) e a Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), ambas no estado de São Paulo. A Petrobras também está estudando a implantação de novas unidades para produção de lubrificantes avançados, e de diesel S10 no Gaslub, em Itaboraí.
Aquisição sísmica para o Parque das Baleias
A Petrobras iniciou a primeira aquisição sísmica com a tecnologia Ocean Bottom Nodes (OBN), e novos levantamentos multifísica (magnetométricos e gravimétricos) do projeto 3D Nodes do Parque das Baleias, na Bacia de Campos. O contrato firmado com a empresa ShearWater Geoservices do Brasil contempla a aquisição sísmica com área de OBN de 810 km², totalizando investimentos de cerca de US$ 50 milhões. Os objetivos são melhorar o imageamento 3D, e obter o futuro monitoramento 4D dos campos do Parque das Baleias.
Um sistema Ocean Bottom Nodes em operação in BoletimSBGF-99
Os novos registros sísmicos utilizarão a tecnologia OBN, que permite uma melhor coleta de informações das jazidas, a partir de sensores depositados no leito oceânico. Esta solução tecnológica é referência para monitoramento de reservatórios do Pré-sal e do pós-sal, particularmente em áreas onde há plataformas marítimas em operação, que impossibilitam a aquisição com navios sísmicos convencionais (sísmica streamer).
Os novos dados sísmicos 3D, obtidos com a OBN, otimizarão a caracterização dos reservatórios e dos seus limites, permitindo melhor gerenciamento dos campos. Além disso, a técnica OBN é mais adequada para a sísmica 4D, quando levantamentos de dados geofísicos 3D, em diferentes momentos, são analisados e permitem acompanhar o deslocamento dos fluidos, e sutis variações em propriedades das rochas reservatório. Com isso, é possível mapear efeitos da interação rocha vs. Fluido, e o comportamento geomecânico dos reservatórios, sendo essenciais para a extensão da vida dos campos.
A Petrobras é operadora única dos campos que compõem o Parque das Baleias, onde estão localizados os campos de Jubarte, Cachalote, Pirambu, Baleia Anã, Caxaréu e Mangangá.
P-76 inicia exportação de gás para o continente
A P-76 se tornou, no mês de junho, a segunda plataforma do campo de Búzios, no Pré-sal da Bacia de Santos, a exportar gás para o continente. A operação só foi possível após a interligação da plataforma ao gasoduto, conhecido como Rota 2, que escoa a produção para o Terminal de Cabiúnas.
A Petrobras começou a exportar o gás de Búzios em agosto do ano passado, com a plataforma P-74. Atualmente, o volume exportado pelas duas plataformas é de até 2 milhões de m³/dia. Até o segundo semestre de 2022, com a implantação da Rota 3 e a interligação das plataformas P-75 e P-77, o volume de gás a ser exportado pelo campo de Búzios poderá ser superior a 9 milhões de m³/dia.
A possibilidade de exportar o gás de Búzios contribui para o aproveitamento do potencial dos campos, trazendo flexibilidade para uma melhor gestão do reservatório, e aumento da geração de valor. Atualmente, o gás produzido na Bacia de Santos é transportado pelas rotas 1 e 2 que, somadas, têm capacidade de escoamento de 26 a 30 milhões de m³, por dia. A Rota 3, ainda em fase de implantação, permitirá o escoamento de mais de 18 milhões m³/d de gás, até as unidades de processamento de gás em terra.
O mercado de gás natural no Brasil passa por um processo de abertura, que busca um ambiente concorrencial mais dinâmico. O início de exportação de gás pela P-76 reforça a posição da Petrobras na cadeia de gás natural no país, ampliando a disponibilidade de gás ao mercado, e proporcionando o atendimento ao crescimento da demanda, incluindo a expansão e segurança no atendimento ao setor elétrico, delineando o caminho da transição energética para fontes com menor intensidade de carbono.
O campo de Búzios, descoberto em 2010, é o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo. Deve chegar, ao final da década, com a produção diária acima de 2 milhões de barris de óleo equivalente, por dia, tornando-se o ativo da Petrobras com maior produção. As quatro unidades em operação em Búzios respondem por mais de 20% da produção total da Petrobras no momento. Outras quatro plataformas previstas para o campo (FPSOs Almirante Barroso, Almirante Tamandaré, P-78 e P-79) estão em construção, e a nona unidade (P-80) está em processo de contratação.
André Ribeiro / Agência Petrobras
Arrendamento de Terminal
A Petrobras, em continuidade aos comunicados divulgados em 01/10/2020 e 16/04/2021, realizou, em 14/06/2021, a Sessão Pública presencial para abertura das propostas comerciais dos licitantes interessados no arrendamento do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TR-BA), e instalações associadas, tendo comparecido a empresa Excelerate Energy Comercializadora de Gás Natural Ltda. (Excelerate).
Esta é a segunda vez que a Petrobras faz licitação para arrendar o TR-BA.
A Excelerate apresentou todos os relatórios e declarações necessários para aceitação do envelope contendo sua proposta comercial, nos termos do Edital. A Comissão de Licitação verificou que se tratava de uma proposta vinculada à inclusão de nova condição rescisória, ainda que a empresa tenha assinado a Declaração Unificada, declarando expressamente a aceitação de todos os termos do Edital. Dada a oportunidade de remoção da condição adicional, a empresa manteve seu posicionamento. Nesse sentido, a proposta apresentada pela Excelerate foi desclassificada durante a etapa de verificação de sua efetividade, com base nos itens 3.2.5.5 e 5.1 do Edital. Em consonância com o item 7.1 do Edital, a Excelerate possuía 5 dias úteis para a apresentação de recurso administrativo, cujo prazo se encerrará em 28/06/2021.
A Excelerate entrou com recurso, onde reconhece que sua proposta tinha condicionantes não previstas no edital, mas pede a abertura de uma negociação para eventual retirada dessas condições, e a efetivação do arrendamento. Mas, entre os argumentos, a empresa ressalta que o arrendamento do TR-BA é uma condição prevista no acordo com o CADE para abertura do mercado de gás.
A Excelerate Energy tem sede no Texas (EUA), fornece e opera unidades flutuantes de regaseificação de GNL. No Brasil, já possui contrato de afretamento com a Petrobras para a FRSU Experience, instalada no terminal da Baía de Guanabara, RJ.
O TR-BA consiste em um píer tipo ilha, com todas as facilidades necessárias para atracação e amarração de um navio FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) diretamente ao píer, e de um navio supridor, a contrabordo do FSRU. A transferência de GNL é feita diretamente entre o FSRU e o supridor, na configuração side by side. A vazão máxima de regaseificação do TR-BA é de 20 milhões m³/d (@ 1 atm e 20°C). O FSRU não faz parte do processo de arrendamento do TR-BA, mas os equipamentos para geração e suprimento de energia elétrica localizados no Terminal Aquaviário de Madre de Deus (TEMADRE), integrantes do TR-BA, sim. O gasoduto integrante do terminal possui 45 km de extensão, e 28 polegadas de diâmetro, interligando o TR-BA a dois pontos de entrega, a Estação Redutora de Pressão de São Francisco do Conde, e a Estação de Controle de Vazão de São Sebastião do Passé.
Desinvestimento – Polo Rio Ventura
A Petrobras finalizou a venda da totalidade de sua participação em oito campos terrestres de exploração e produção, conjuntamente denominados Polo Rio Ventura, localizados no estado da Bahia, para a 3R Rio Ventura S.A., subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A.
Após o cumprimento das condições precedentes, a operação foi concluída, com o pagamento de US$ 33,9 milhões para a Petrobras, já com os ajustes previstos no contrato. O valor recebido no fechamento se soma ao montante de US$ 3,8 milhões pagos à Petrobras, na assinatura do contrato de venda. A companhia ainda receberá as seguintes parcelas, sujeitas a ajustes: (i) US$ 16 milhões que serão pagos em trinta meses; e (ii) US$ 43,2 milhões de pagamentos contingentes relacionados a preços futuros do petróleo. O Polo Rio Ventura compreende os campos terrestres de Água Grande, Bonsucesso, Fazenda Alto das Pedras, Pedrinhas, Pojuca, Rio Pojuca, Tapiranga e Tapiranga Norte, localizados nos municípios de Catu, Mata de São João, Pojuca e São Sebastião do Passé, no estado da Bahia, onde a Petrobras é detentora de 100% de participação. A produção média do Polo Rio Ventura, no primeiro semestre de 2021, foi de aproximadamente 780 bpd, e 40,8 mil m³/dia de gás natural. A 3R Rio Ventura S.A (nova denominação social da SPE Rio Ventura S.A.) é subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A., companhia listada no Novo Mercado da bolsa brasileira, cuja estratégia é revitalizar campos maduros onshore e offshore.
Desinvestimento – E&P em Alagoas
A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 30 de junho de 2021, assinou, com a Petromais Global Exploração e Produção S.A. (Petro+), contrato para a cessão da totalidade de sua participação em um conjunto de sete concessões terrestres e de águas rasas, denominada Polo Alagoas, no estado de Alagoas.
O valor da venda total é de US$ 300 milhões, sendo: (a) US$ 60 milhões pagos nesta data e; (b) US$ 240 milhões a serem pagos no fechamento da transação. Os valores não consideram os ajustes devidos até o fechamento da transação, que está sujeito ao cumprimento de certas condições precedentes, tais como a aprovação pela ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
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, de janeiro a maio de 2021, foi de 1,9 mil bpd de óleo e condensado, e de 602 mil m³/d de gás, gerando 0,9 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, e que é responsável pelo processamento de 100% do gás do polo, e pela geração de LGN.
A Petro+ é uma empresa brasileira que 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 controladora da Petro+.
Desinvestimento – Bacia Potiguar
A Petrobras iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (teaser) referente à venda, em conjunto com a Sonangol Hidrocarbonetos Brasil Ltda. (Sonangol), da totalidade da participação de ambas as empresas no bloco exploratório terrestre POT-T-794, pertencente à concessão BT-POT-55A, localizada na Bacia Potiguar, no estado do Rio Grande do Norte.
A concessão foi adquirida em 2006, na 7ª Rodada de Licitações de Blocos realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras detém 70% de participação, e a Sonangol, operadora da concessão, detém os demais 30%. O consórcio perfurou dois poços na área, sendo um descobridor de gás, e um de delimitação. Não há compromissos remanescentes a serem cumpridos.
Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio, redução do endividamento, e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial, em águas profundas e ultra profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo, ao longo dos anos.
Desinvestimento – Bacia do Paraná
A Petrobras iniciou a etapa de divulgação da oportunidade (teaser), referente à venda da totalidade de sua participação nos blocos exploratórios pertencentes às concessões PAR-T175_R14, PAR-T-198_R12 e PAR-T-218_R12, localizados em terra, na Bacia do Paraná.
Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio, redução do endividamento, e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo, ao longo dos anos.
As concessões PAR-T-198_R12 e PART-218_R12, localizadas no extremo oeste do estado de São Paulo, foram adquiridas na 12ª Rodada de Licitações da ANP, em 2013, e estão atualmente no 1º Período Exploratório, e com compromissos do Programa Exploratório Mínimo (PEM) já integralmente cumpridos. A Petrobras detém 100% de participação. A Concessão PAR-T-175_R14, localizada na porção leste do estado de Mato Grosso do Sul, foi adquirida na 14ª Rodada de Licitações da ANP, em 2017, e apresenta Período Exploratório Único de 6 anos. A Petrobras detém 100% de participação. A oferta deverá ser feita por Concessão, não sendo adotado o conceito de “package deal”.
Desinvestimento – RLAM
A Superintendência Geral do Cade – Conselho Administrativo de Defesa Econômica – aprovou, sem restrições, a transação de venda da Refinaria Landulpho Alves (RLAM) para a MC Brazil Downstream Participações, empresa do fundo de investimentos árabe Mubadala Capital.
A venda, por US$ 1,65 bilhão, foi o primeiro desinvestimento da estatal no segmento de refino, como parte de um acordo feito com o órgão, para quebrar o monopólio de décadas da estatal no setor. O Tribunal de Contas da União (TCU) também aprovou a venda da unidade, criticada pela Federação Única dos Trabalhadores (FUP), devido ao baixo preço de venda.
O processo de desinvestimento da RLAM, aprovado pelo Conselho de Administração da Petrobras, teve início em maio de 2019, e seguiu rigorosamente a Sistemática de Desinvestimentos, aprovada pelo Tribunal de Contas da União (TCU). O projeto de desinvestimento da RLAM teve sua aprovação recomendada pela Comissão Interna de Alienação, e foi aprovado em todas as instâncias da nossa governança corporativa, desde o Comitê Técnico Estatutário, formado por gerentes executivos de diversas áreas da companhia, passando pela Diretoria Executiva. Nessas duas últimas instâncias, recebeu aprovação unânime. Foram realizadas diversas reuniões prévias com tais órgãos, incluindo o Comitê de Investimentos, que assessora o Conselho de Administração. A companhia atendeu a todas as questões apontadas em auditoria da Controladoria Geral da União, e às indagações formuladas pelo TCU.
O desinvestimento da RLAM contou, ainda, com fairness opinions dos bancos Citibank, Rotschild e Santander, pareceres técnicos da consultoria global IHS-Markit e da Fundação Getulio Vargas, e parecer jurídico do Dr. Francisco Costa e Silva, ex-presidente da Comissão de Valores Mobiliários, e especialista em Direito Societário.
A Petrobras lançou o teaser para a venda da refinaria, em junho de 2019. Em fevereiro de 2021, foi recebida a proposta de US$ 1,65 bilhão. É importante ressaltar que, em todos os processos de venda de ativos, incluindo o da RLAM, a Petrobras estabelece uma faixa de valor que norteia a transação, e que considera as características técnicas, de produtividade, e o potencial de geração de valor do ativo em diferentes cenários corporativos de planejamento. Esses cenários são utilizados, tanto nas decisões de investimento, quanto nas de desinvestimento, e consistem em projeções das principais variáveis, tais como, preço do petróleo tipo Brent, margens de refino e taxa de câmbio (Real/Dólar). Essas premissas são aprovadas anualmente pelo Conselho de Administração, conjuntamente com o Plano Estratégico. Roberto Castello Branco, presidente da Petrobras, destacou a importância da operação: “Hoje é um dia muito feliz para a Petrobras e o Brasil. É o começo do fim de um monopólio, numa economia ainda com monopólios em várias atividades. O desinvestimento da RLAM contribui para a melhoria da alocação de capital, redução do ainda elevado endividamento, e para Divulgação/Petrobras iniciar um processo de redução de riscos de intervenções políticas na precificação de combustíveis, que tantos prejuízos causaram para a Petrobras e para a própria economia brasileira. A Petrobras não está inovando, uma vez que, há mais de uma década, grandes empresas privadas de petróleo no mundo vêm alienando expressiva parcela de sua capacidade de refino, na busca da maximização do retorno do seu capital. A transação satisfaz, sem dúvida, os melhores interesses dos acionistas da Petrobras e do Brasil”.
“Acreditamos que a RLAM possa tornar-se um fio condutor para novos investimentos na cadeia de valor de energia, gerando impactos positivos para o setor, a sociedade e para a economia regional. A nossa prioridade inicial é a manutenção de uma gestão de excelência na RLAM, e a produção e abastecimento regional competitivo de produtos refinados. Subsequentemente, planejamos maximizar o uso dos ativos da RLAM e toda sua capacidade Divulgação/Petrobras instalada, investindo em projetos de expansão e melhorias. Acreditamos que, a partir da conclusão do nosso investimento na RLAM, seremos capazes de atrair parceiros globais de negócios para o setor, multiplicando o impacto positivo gerado”, comentou Oscar Fahlgren, diretor-executivo da Mubadala Capital, no Brasil.
A RLAM possui capacidade de processamento de 333 mil barris/dia (14% da capacidade total de refino de petróleo do Brasil), e seus ativos incluem quatro terminais de armazenamento, e um conjunto de oleodutos que interligam a refinaria e os terminais, totalizando 669 km de extensão.
Desinvestimento – Deten Química
A Petrobras postergou a venda de sua participação acionária de 27,88% na Deten Química S.A. para 08/07/2021 – data limite para executar o Confidentiality Agreement e o Compliance Certificate, e conceder acesso ao Memorando de Informações Confidenciais aos potenciais compradores.
A Deten fabrica e comercializa as principais matérias-primas para a produção de detergentes biodegradáveis, líquidos e em pó. É a única produtora nacional do Linear Alquilbenzeno (LAB), precursor do Ácido Linear Alquilbenzeno Sulfonato (LABSA), do qual também é fabricante. Produz ainda o Alquilado Pesado (ALP), utilizado em aditivos lubrificantes e óleo têxtil.
A Petrobras tem como sócios a CEPSA – empresa multinacional espanhola, operando em toda a cadeia de valor de Petróleo e Gás; opera em vários países da Europa, América Latina e África; controlada pelo fundo soberano Mubadala e pelo fundo de private equity Carlyle – e outros Acionistas Minoritários: pessoas físicas e jurídicas, incluindo a União, o Banco do Brasil e o BNDES, remanescentes do período em que as ações preferenciais foram originadas.
A Petrobras contratou o Banco Santander como seu assessor financeiro exclusivo, para o potencial desinvestimento de sua participação acionária de 27,88%, na Deten Química S.A.
Desinvestimento - Gaspetro
A Petrobras assinou com a Compass Gás e Energia S.A. contrato para a venda da totalidade de sua participação (51%) na Petrobras Gás S.A.
O valor da venda é de R$ 2,03 bilhões, a ser pago em seu fechamento, sujeito aos ajustes previstos no contrato.
O fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pelo Cade – Conselho Administrativo de Defesa Econômica. Além disso, a Petrobras observará as disposições constantes dos acordos de acionistas da Gaspetro e das distribuidoras de gás natural, inclusive quanto aos direitos de preferência, conforme aplicáveis.
A Gaspetro é uma holding, com participação societária em 19 companhias distribuidoras de gás natural, localizadas em todas as regiões do Brasil. Suas redes de distribuição somam aproximadamente 10 mil km, atendendo a mais de 500 mil clientes, com volume distribuído de cerca de 29 milhões m3/dia.
Seu quadro societário é formado pela Petrobras, com 51% das ações, e a Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda., que detém os 49% restantes das ações.
A Compass é uma empresa do Grupo Cosan, e é controladora da Comgás, maior distribuidora de gás do país, com mais de 19 mil km de rede instalada, e 2,1 milhões de clientes, e com presença em 94 municípios do Estado de São Paulo. O Grupo Cosan, além do segmento de gás e energia, atua na produção de açúcar, etanol, bioenergia, distribuição e comercialização de combustíveis, por intermédio da Raízen (joint venture entre Cosan e Shell), no segmento de lubrificantes, através da Moove, e de logística, através da Rumo.
Nova ferramenta tecnológica reduz custos de transferência de óleo
Foto Geraldo Falcão
A Petrobras reduziu, em R$ 14,3 milhões, os gastos com as operações de transferência de óleo, em suas plataformas, no primeiro trimestre deste ano, em comparação ao mesmo período de 2020. A economia foi possível com a contribuição da ferramenta TUG (Integração de Informações de Offl oading), dentro do processo da Sala de Integração de programação, onde é possível integrar as informações relevantes, que compõem a operação para que o alívio (operação que transfere o óleo acumulado na plataforma de produção para o navio aliviador) não ocorra em um tempo acima do planejado. A redução de custos permite agregar valor ao processo e maximizar recursos. Criada e desenvolvida pela Petrobras, a ferramenta TUG é resultado do Programa Startups Internas, que ajuda a viabilizar as inovações tecnológicas pensadas por equipes formadas por empregados de toda a companhia.
A ferramenta TUG fornece uma visão integrada em tempo real, e uma programação mais assertiva de toda a operação. Permite ao programador da logística maior agilidade e segurança nas decisões que precisam ser tomadas para o sucesso da operação de alívio. O sistema possibilita visualizar variáveis que podem determinar o momento mais adequado para o alívio do óleo nas plataformas, e disponibiliza funcionalidades de previsão meteoceanográfi cas, algoritmo que calcula a probabilidade de necessidade de uso de rebocador. A TUG também informa quando a plataforma atinge a capacidade máxima de armazenamento de óleo, evitando que a produção, por se aproximar do seu limite de armazenamento, seja restringida, reduzindo assim o risco de perdas. Informações relacionadas à produção, programação dos navios aliviadores e embarcações auxiliares são outras atribuições acessadas por meio do sistema.
Apresentada no Programa Startups Internas, a ferramenta começou a ser utilizada de forma mais consistente a partir de novembro de 2020 e, no início deste ano, passou a ser acionada diariamente na sala de integração de offl oading. Atualmente, é utilizada em praticamente todas as operações realizadas pela Petrobras por meio de navio aliviador. Com a ferramenta TUG, a Petrobras busca obter menor custo e maior efi ciência nessas atividades. Dessa forma, é possível agregar valor ao processo e maximizar o uso dos recursos da companhia, promovendo mais retorno para a empresa e para a sociedade, o que cria um ciclo virtuoso de geração de valor.
O Programa Startups Internas buscar incentivar a cultura de inovação na companhia, acelerando a criação de soluções digitais, ao mesmo tempo que soluciona desafi os complexos do negócio. O programa valoriza iniciativas intraempreendedoras, propostas pelo corpo de empregados Acervo pessoal da Petrobras, trazendo para dentro da companhia o conceito de startup, que fomenta a inovação e as novas formas de trabalho. Na primeira etapa, o programa, lançado em 2020, já possibilitou a criação de 22 startups internas, que estão atualmente em fase de aceleração. “Esse é mais um exemplo da eficiência do programa de startups internas, construindo um caminho para a geração de novas ideias, por meio de seus próprios colaboradores. Os times das startups internas apresentam soluções criativas e inovadoras, para os desafios enfrentados pela companhia, focando sempre na geração de valor. Costumo reforçar que, aqui na Petrobras, ‘santo de casa faz sim milagres’”, afirma o Diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolás Simone.
Novo diretor de Governança e Conformidade
O novo Diretor Executivo de Governança e Conformidade da Petrobras, Salvador Dahan, tomou posse, em 18/05.
Dahan foi selecionado por meio de processo independente, conduzido por empresa especializada em seleção de executivos, conforme disposto no Regimento Interno da Diretoria Executiva da Companhia. O diretor de Governança e Conformidade da Petrobras possui autonomia de atuação prevista em mandato de 2 anos, com possibilidade de renovação.
Salvador Dahan tem 22 anos de experiência nas áreas de Conformidade, Riscos e Governança, com atuação em grandes empresas multinacionais, como Nissan Motors, Gerdau e Procter & Gamble.
Criada em 2014, a Diretoria de Governança e Conformidade tem o objetivo de assegurar a conformidade processual, e mitigar riscos nas atividades da companhia, dentre eles, os de fraude e corrupção, garantindo a aderência a leis, normas, padrões e regulamentos. No Plano Estratégico 2021-2025, a Petrobras reafirma a priorização desses objetivos, ao estabelecer, como compromisso de gestão, um modelo de governança que permita o equilíbrio entre eficiência e controle, além do comprometimento com a integridade, transparência, tolerância zero à fraude e à corrupção. Até 2025, a companhia prevê investimento total de US$ 64,95 milhões na Diretoria de Governança e Conformidade.
Dentre as medidas adotadas pela diretoria, desde 2014, estão a criação de um Canal de Denúncias independente, e a realização de Due Diligence de Integridade (DDI), processo que avalia os mecanismos de combate à fraude e à corrupção das empresas com as quais a Petrobras faz negócios. Também já foram treinados, só no ano passado, mais de 49 mil colaboradores, em assuntos relacionados à integridade. Desde 2018, foram aplicadas R$ 27,3 milhões em multas contra fornecedores, em virtude dos Processos Administrativos de Responsabilização (PARs), o que coloca a Petrobras como primeira no ranking, entre os maiores sancionadores do país. A companhia aplicou 16% do total de sanções executadas contra empresas que violaram a Lei Anticorrupção Empresarial, de acordo com o Cadastro Nacional de Empresas Punidas (CNEP), da Controladoria Geral da União (CGU).
O fortalecimento das boas práticas de governança e integridade tem rendido à Petrobras reconhecimento nacional e internacional. No ano passado, a companhia voltou a ser elegível para receber investimentos do maior fundo de pensão da Noruega (KLP), e também retornou ao Partnering Against Corruption Initiative (PACI), iniciativa do World Economic Forum (WEF) para temas de combate à corrupção e transparência. Recentemente, a Petrobras passou a ter representantes em um Grupo de Trabalho do Ministério Público (MP), que vai contribuir com a formulação de regras anticorrupção para os Ministérios Públicos de todo o país, incluindo o Ministério Público Federal. A Petrobras é a única empresa a integrar o grupo.
Petrobras utiliza realidade virtual para monitoramento e educação ambiental
Já é possível proporcionar a sensação de presença em trilhas no meio da caatinga e da mata atlântica, através de recursos gráficos 3D, imagens 360 graus e drones. No mês do meio ambiente, celebrado em junho, a Petrobras disponibilizou essa experiência, graças aos projetos desenvolvidos ou apoiados pela empresa para a utilização de realidade virtual, para preservação e reflorestamento de biomas. Esse ambiente pode ser acessado, não só por técnicos que o utilizam como ferramenta de trabalho, mas também pela população em geral, no sentido de agregar conhecimento e estimular a educação ambiental. A Petrobras investe em projetos e ações para ampliar o conhecimento, conservação e recuperação da biodiversidade.
O Caatinga 360 (https://projetocaatinga.ufersa.edu.br/caatinga-360/) é uma plataforma digital multimídia, que permite ao usuário acesso a uma visita imersiva, virtual e interativa, em três tipos de vegetação conservados do Bioma Caatinga, na Região do Oeste Potiguar, em dois períodos distintos (seco e chuvoso). O sistema foi criado para propiciar uma alternativa não presencial de comparação de área preservada, a ser utilizada no monitoramento de áreas em processo de recuperação ambiental. Além disso, permite o acesso virtual a áreas preservadas, que tradicionalmente possuem acesso presencial dificultado, e uso bastante restrito. A ferramenta foi desenvolvida pelo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), em parceria com a Universidade Federal Rural do Semiárido (UFERSA), Fundação Guimarães Duque (FGD), e a Empresa Mapeio Inovação e Tecnologia.
De acordo com o Diretor de Transformação Digital e Inovação, Nicolas Simone, “a tecnologia é
Reprodução de tela do site da plataforma digital multimídia Caatinga 360 uma grande aliada na aproximação das pessoas com o meio ambiente, transpondo barreiras físicas, permitindo visitas virtuais em lugares de difícil acesso, e despertando em todos a importância da preservação. Por meio de iniciativas como essas, a Petrobras reforça seus compromissos com a sustentabilidade, desenvolvendo projetos socioambientais, que geram impacto transformador para a Companhia e para a sociedade”. Já o Projeto Guapiaçu (https://www. projetoguapiacu.com/) lançou o tour virtual pela Reserva Ecológica de Guapiaçu, no município de Cachoeiras de Macacu, na Região Metropolitana do Rio de Janeiro. O passeio permite que os visitantes realizem trilha pela Mata Atlântica, com direito a guia especializado, e diversas informações sobre fauna, flora, e tudo o que faz parte deste bioma. Mesmo de casa, quem estiver no trajeto virtual ouvirá os sons da mata e de seus habitantes, principalmente os pássaros. Com o patrocínio da Petrobras e do Governo Federal, o projeto já atingiu mais de 26 mil pessoas, com atividades de educação ambiental, e restaurou 160 hectares de áreas degradadas, com o plantio de 300 mil mudas de espécies nativas. Os projetos socioambientais da Petrobras são selecionados de forma transparente, e geram impacto transformador.
