Revista Petro & Química n°399

Ano XLV - nº 399 - 2025

Princípio Hermético

A posse de Donald Trump trouxe mudanças significativas para o setor de energia como um todo, com repercussões tanto no cenário global quanto para o Brasil já que, seguindo suas promessas de campanha, suas políticas energéticas priorizam a expansão da produção doméstica de combustíveis fósseis, como petróleo, gás natural e carvão, visando à independência energética dos EUA, uma abordagem que inclui mais que flexibilização de regulamentações ambientais e a retirada de subsídios para energias renováveis.

É um princípio hermético: o que está em cima é igual ao que está em baixo. Parece que o mundo considerou um sinal verde para ‘enfiar o pé na jaca’ e essa postura rapidamente se espalhou pelos players do setor, com muitas empresas voltando atrás ou diminuindo investimentos em energias renováveis. A pá de cal foi jogada pela Ceraweek desse ano – ainda que a afirmação do presidente e CEO da Saudi Aramco, Amin Hassan Nasser, esteja correta: “No mundo real, a atual estratégia de transição está visivelmente falhando na maioria das frentes, pois colide com duras realidades”. A priorização dos combustíveis fósseis pelos EUA pode afetar negativamente os investimentos globais em energias renováveis, setor no qual o Brasil tem se destacado. Por outro lado, a redução do apoio dos EUA às energias limpas pode abrir oportunidades para o Brasil. Além disso, a postura protecionista de Trump, evidenciada pelo aumento de tarifas, impacta diretamente a economia brasileira.

É importante destacar que, embora o presidente dos EUA possua amplos poderes executivos, algumas de suas propostas enfrentam limitações legais e institucionais. Por exemplo, a retirada de subsídios para veículos elétricos e a reversão de políticas de transição energética implementadas por administrações anteriores podem ser contestadas judicialmente ou depender de aprovação do Congresso. Além disso, a retirada de acordos internacionais, como o Acordo de Paris, pode enfrentar resistência tanto interna quanto externa, limitando a capacidade de implementação dessas ações.

A busca pela transição energética justa proposta pelo Brasil é possível. Nesta edição você, leitor, pode conhecer um pouco mais sobre a produção de petróleo e gás no nosso país e como as diversas tecnologias tornam os campos e os FPSOs mais seguros, mais produtivos e mais limpos. Esta edição traz ainda notícias que complementam nossos contatos com você, leitor, pelas mídias sociais diariamente e pelas duas newsletters semanais.

Boa leitura! O editor.

Colaboraram nesta edição com imagens e informações, as assessorias de imprensa. Agradecimentos especiais a Wagner Victer, Keurrie Cipriano e Raquel Maciel

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Produção cresce com descobertas e tecnologias

A estrela da produção

ANP suporta um Brasil atrativo para investimentos em oil&gas

Búzios e a próxima geração de FPSOs

Crescimento Sustentável no Óleo e Gás

6. jornal

16. especial

16. Tecnologia e Confiabilidade: Válvulas para aplicações críticas

26. Como fazer um inventário de emissões de carbono?

64. artigo

64. FPSO e Medição de Pressão e Temperatura

67. Petroleum exploration and production in Brazil: From onshore to ultra-deepwaters

68. notícias da Petrobras

74. Refinaria Riograndense é a primeira a produzir combustíveis com conteúdo celulósico no Brasil

76. Petrobras investirá R$100 milhões na expansão da Rede de Modelagem e Observação Oceanográfica

90. empresas e negócios

90. Atvos reforça compromisso com desenvolvimento profissional de mulheres no setor sucroenergético

99. excelência sustentável

116. retrospectiva

116. CERAWeek by S&P Global 2025

140. produtos e serviços

Pé firme no chão

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RHI Magnesita evita emissão de 50 mil toneladas de CO2 em 2024

“Atualmente, disponibilizamos aos nossos clientes um portfólio de refratários com menor pegada de carbono, incorporando materiais reciclados, com nível de desempenho igual ou superior aos produtos originais. Nosso modelo de negócio, fundamentado na economia circular, possibilita a recuperação de resíduos refratários provenientes dos desmontes de nossos clientes e tem sido essencial para impulsionar uma indústria mais sustentável”

-Raquel Oliveira

A sustentabilidade é um valor que orienta todas as decisões da RHI Magnesita, líder global em soluções refratárias para processos de altas temperaturas. Em 2024, a empresa evitou a emissão de mais de 50 mil toneladas de CO2 na atmosfera com a coleta de cerca de 30 mil toneladas de materiais refratários usados no mercado brasileiro. Todo este material foi destinado para o processo de reaproveitamento para produção de novos produtos refratários, resultado do fortalecimento da economia circular na indústria.

A empresa também alcançou um recorde na América do Sul ao atingir uma taxa de 12,5% na utilização de matérias-primas circulares. Segundo a Head de Reciclagem da RHI Magnesita para a América do Sul, Raquel Oliveira, a empresa desenvolveu uma estratégia global que integrou a reciclagem em todas as fases da cadeia de valor, abrangendo desde a captação e processamento até a produção e comercialização de seus produtos.

Há mais de dez anos, a empresa vem recuperando materiais recicláveis do mercado local. Em Minas Gerais, opera uma unidade especializada na reciclagem de refratários, situada em Coronel Fabriciano, na Região do Vale do Aço. Já na Argentina, a planta opera com a utilização de eco-bricks, tijolos que contêm alto teor de materiais reciclados, destinados ao setor siderúrgico. A companhia também tem projetos internos para reutilização de resíduos em suas unidades.

Após o uso, os refratários são recuperados por meio de uma parceria entre a RHI Magnesita e seus clientes. O material passa por diversas etapas de processamento, incluindo limpeza, separação, estabilização, britagem e rigoroso controle de qualidade, para ser reintegrado a linhas de produção sustentáveis.

A economia circular é um dos benefícios do 4PRO – o novo modelo

Divulgação

de negócios inovador da RHI Magnesita. O contrato, baseado nos pilares de Performance, Parceria, Pessoas e Planeta, impulsiona a utilização de matériasprimas circulares em seus produtos, garantindo alta eficiência com menor impacto ambiental.

A recirculação refratária dentro do 4PRO representa um avanço na gestão sustentável dos recursos, permitindo que os clientes reduzam suas pegadas de carbono. Com um portfólio de produtos que incorporam materiais reciclados de alta performance, a RHI Magnesita oferece soluções alinhadas às demandas do mercado e às metas

produtiva, promovendo práticas ESG e consolidando o compromisso da empresa com um futuro mais sustentável.

Com o “Programa Reconhecimento Sustentável”, a empresa tem homenageado a parceria com os principais clientes parceiros na economia circular. A meta global da companhia é reduzir em 15% as emissões de CO2 por tonelada de produto até o fim de 2025 e em 20% até 2030.

Ao combinar inovação, parcerias estratégicas e um compromisso com a sustentabilidade, a RHI Magnesita está à frente da transformação do setor rumo a uma indústria mais sustentável,

8–15 OCTOBER 2025

Presidente Lula visita investimentos da Gerdau em Ouro Branco

A Gerdau recebeu a visita do presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, na unidade de Ouro Branco (MG). Na ocasião, o presidente acompanhou, ao lado do CEO da Gerdau, Gustavo Werneck, do presidente do Conselho de Administração da Gerdau, André Gerdau Johannpeter, do vice-presidente do Brasil e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, do governador de Minas Gerais, Romeu Zema, e de autoridades ministeriais os investimentos da Companhia na operação, incluindo as obras de expansão da capacidade de bobinas a quente.

A ampliação da capacidade do laminador de bobinas gerou mais de 2.500 empregos na região e conta com um investimento de R$ 1,5 bilhão, parte de um plano de R$ 6 bilhões destinado à modernização e ampliação das operações da Gerdau em Minas Gerais. Com isso, a Empresa ampliará sua capacidade anual de produção de bobinas a quente em 250 mil toneladas, para 1,1 milhão de toneladas ao ano, ao final do primeiro trimestre de 2025.

A visita do presidente Lula na unidade reforça o compromisso de 124 anos da Gerdau com o desenvolvimento econômico e sustentável da região e

do País. “Como empresa genuinamente brasileira, a Gerdau segue fortalecendo sua presença em Minas Gerais, criando oportunidades de negócios, gerando empregos e renda nos municípios em que está presente. Reafirmamos nosso papel como protagonistas na construção do futuro do Brasil e no setor industrial nacional, compartilhando valor com toda a cadeia de valor do aço, oferecendo produtos e soluções inovadores para nossos clientes”, afirma Gustavo Werneck, CEO da Gerdau.

Com uma capacidade anual de 4,5 milhões de toneladas, a planta de Ouro Branco é a maior unidade produtora de aço da Gerdau no mundo, representando 12% de todo o aço produzido no Brasil. A operação ocupa uma área de 10 milhões m², incluindo 5 mil hectares de área verde preservada, com dois altos-fornos para a produção de aços longos e planos, como vergalhões, fio-máquina, perfis estruturais, chapas grossas e bobinas a quente, atendendo aos mercados da construção civil, automotivo, agropecuária, energia, naval, ferroviário, entre outros. Diariamente, mais de 10 mil pessoas circulam pela planta, entre colaboradores e terceiros.

@Divulgação Gerdau

Conselho de Empreendedorismo Feminino

celebra 1º aniversário com presença de lideranças

O Conselho Empresarial de Mulheres da Firjan celebrou um ano do Conselho Estadual de Empreendedorismo Feminino, na Casa Firjan. Promovido em parceria com a Secretaria de Estado da Mulher (SEM-RJ), o evento reuniu empresárias, lideranças do setor produtivo, especialistas e representantes do poder público para discutir os avanços e desafios da equidade de gênero no mercado de trabalho.

Carla Pinheiro, diretora da Firjan e presidente do Conselho, destacou a relevância do empreendedorismo feminino para a economia fluminense. “A federação tem sido uma grande aliada na promoção da equidade de gênero na indústria, estimulando a participação feminina em espaços de liderança e garantindo acesso à captação de recursos financeiros. Queremos mais mulheres liderando e tendo acesso a investimentos. Quando uma mulher cresce profissionalmente, ela abre caminho para muitas outras”, disse. Já a secretária de Estado da Mulher,

Heloísa Aguiar, reforçou o impacto das políticas públicas voltadas para o empreendedorismo feminino. “Já ficou comprovado: mulheres economicamente autônomas conseguem romper ciclos de violência e transformar não só as realidades de suas famílias como a de seus territórios. Quando uma mulher empreende, toda a sociedade ganha. Hoje é dia de celebrar, mas também de reafirmar nosso compromisso. Seguiremos trabalhando para que cada empreendedora tenha as condições necessárias para crescer e prosperar”, defendeu.

Durante o evento, foram debatidos temas essenciais para o fortalecimento da participação feminina no mercado. No painel sobre a 69ª Comissão sobre a Situação da Mulher, Marcele Porto e Rebeca Almeida (SEM-RJ) abordaram os impactos e desafios da legislação. Outro destaque da programação foi o lançamento do programa “Elas Empreendem em Rede”, apresentado por Raquel Ribeiro,

Carla Pinheiro, diretora da Firjan e presidente do Conselho

@ Marcelo Martins/Firjan

@ Marcelo Martins/Firjan

do Ministério do Empreendedorismo, da Microempresa e da Empresa de Pequeno Porte. A iniciativa visa fomentar conexões entre empreendedoras e promover capacitação contínua.

No painel “Lideranças Femininas em Conselhos no RJ”, sob a mediação de Taiana Jung, sócia da Logus Consultoria, especialistas discutiram a participação das mulheres em cargos estratégicos.

Ylana Miller, membro do Conselho de Mulheres da Firjan, ressaltou a importância de fortalecer redes de apoio e abrir caminhos para novas lideranças femininas. “Precisamos garantir que mais mulheres cheguem a esses espaços de decisão. Quando estamos nesses lugares, conseguimos influenciar políticas, ampliar oportunidades e transformar realidades”.

AsecretáriadeEstadodeDesenvolvimento

Econômico, Indústria, Comércio e Serviços, Fernanda Curdi, enfatizou a necessidade de colaboração entre os setores público e privado para impulsionar o empreendedorismo feminino: “O

Conselho Estadual de Empreendedorismo

Feminino é um exemplo de como parcerias estratégicas podem gerar impacto real para mulheres empresárias”, disse.

Criado pelo Decreto 49.022/2024, o Conselho Estadual de Empreendedorismo

Feminino consolidou-se como um espaço estratégico para o desenvolvimento de políticas que ampliam as oportunidades para mulheres empreendedoras. Com um ano de atuação, o colegiado reafirma sua missão de fortalecer a presença feminina no mundo dos negócios, garantindo que mais mulheres tenham acesso a oportunidades reais de crescimento e transformação.

Falência da Sete Brasil é decretada e deixa impacto negativo no setor

@Reprodução

Criada para construir 28 sondas para o Pré-Sal, a Sete Brasil acumulou dívidas bilionárias, não entregou sequer 20% do prometido e encerrou atividades após anos de escândalos, frustrações e impacto direto na indústria naval e na economia.

A Justiça do Rio de Janeiro decretou no dia 17 de dezembro de 2024 a falência da Sete Brasil, empresa criada em 2010 para fornecer sondas de perfuração à Petrobras e alavancar a exploração do pré-sal. Considerada um dos maiores fracassos corporativos da história recente do Brasil, a Sete Brasil encerra oficialmente suas atividades.

A falência da companhia expõe uma má gestão combinada à falta de

transparência de uma empresa fundada com o apoio de fundos de investimento e da Petrobras. Em 2014, a empresa foi envolvida pela Operação Lava Jato e entrou em recuperação judicial em 2016, sem nunca conseguir se reerguer. Em dezembro de 2024, depois de oito anos tentando uma reestruturação, o Tribunal de Justiça do Rio concluiu que a única alternativa era a falência.

Diversos estaleiros parceiros da empresa, especialmente no Rio de Janeiro, Bahia e Pernambuco, reduziram drasticamente suas operações, demitindo centenas de trabalhadores ou encerrando atividades. Fornecedores de equipamentos, serviços e mão de obra também foram afetados.

Alckmin autoriza instalação do maior projeto de hidrogênio verde do mundo

O governador Rafael Fonteles anunciou, em Brasília, a assinatura da resolução que autoriza a instalação do maior projeto de hidrogênio e amônia verde no litoral do Piauí. O documento foi assinado pelo vice-presidente e ministro do Desenvolvimento, Geraldo Alckmin, após aprovação do Conselho Nacional das Zonas de Processamento de Exportação (CZPE).

O empreendimento, liderado pela empresa Solatio, representa um investimento de R$ 27 bilhões e deve gerar cerca de 3 mil empregos diretos e indiretos. A unidade será instalada na ZPE de Parnaíba, consolidando o estado como referência em energia renovável.

“Alckmin acaba de assinar a resolução, que foi aprovada pelo Conselho de ZPEs, para a instalação do projeto de hidrogênio verde da empresa Solatio no estado Piauí, exatamente na ZPE de Parnaíba. Um projeto de mais de 20 bilhões de reais em investimentos e que se coloca como o maior projeto de hidrogênio verde do planeta”, destacou Rafael Fonteles.

A instalação do projeto agora depende da análise do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Geraldo Alckmin ressaltou que essa é

GovPI/ Wesley Amâncio

a maior iniciativa já aprovada para uma Zona de Processamento de Exportação (ZPE) e elogiou o empenho de Rafael Fonteles na atração do investimento. O Conselho Nacional das ZPEs é vinculado ao Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, no qual Alckimin é o ministro.

“O Conselho da ZPE aprovou o maior projeto até hoje para uma ZPE, que é a produção de hidrogênio e amônia verde lá no Piauí. É o estado que está liderando o nosso desenvolvimento”, afirmou Alckmin.

A unidade terá capacidade de geração de 3 GW por ano, alinhando-se à Missão 5 do programa Nova Indústria Brasil (NIB), que incentiva a bioeconomia, a descarbonização e a segurança energética.

A produção será voltada principalmente para Europa e Ásia, mercados que registram crescente demanda por combustíveis sustentáveis.

“Um grande investimento gerador de empregos, de renda e promotor da descarbonização, da sustentabilidade. É isso que o mundo precisa e o Brasil, hoje, é o grande protagonista nessa transição energética. Parabéns, governador Rafael!”, concluiu Alckmin.

@Fotos:

O sistema de controle para automação de processos: controle baseado em PC

Automação total de todos os processos e plantas integração de todas as funções de controle em uma única plataforma de hardware e software redundância de cabos e controle para aumentar a disponibilidade do sistema amplo portfólio de componentes para proteção contra explosão Módulos EtherCAT com interfaces intrinsecamente seguras para a conexão direta de dispositivos de campo até a zona 0/20 suporte a padrões típicos da indústria, como NAMUR, HART e FDT/DTM integração perfeita do MATLAB®/Simulink® e Labview no TwinCAT TwinCAT MTP para modularização do sistema

Tecnologia e Confiabilidade: Válvulas para aplicações críticas

A extração e o processamento de matérias-primas na indústria de óleo e gás acontecem em ambientes extremamente desafiadores, exigindo equipamentos robustos, altamente confiáveis e preparados para resistir às condições mais severas.

As válvulas de controle e onoff são componentes essenciais nesses ambientes. Para otimizar os processos de refinamento com controles sofisticados e rigorosos padrões de segurança, é crucial considerar o tipo da válvula (esfera, globo, borboleta, entre outras), o material do corpo, obturador e sede, e o método de acionamento.

A escolha da válvula de controle perfeita pode transformar completamente os resultados. Com a tecnologia certa à disposição e a seleção e dimensionamento adequados das válvulas para aplicações críticas, você assegura um ambiente de trabalho seguro, otimiza a eficiência do processo e garante máxima confiabilidade e disponibilidade operacional, dia após dia.

A Valmet possui uma vasta base instalada em mais de 100 países. Seus produtos incluem diversos modelos de válvulas, atuadores e posicionadores das marcas Neles™, Stonel™, Jamesbury™ e

O portfólio abrange todas as aplicações regulares, tanto on-off quanto de controle, além de aplicações mais exigentes. Isso inclui válvulas para a produção de hidrogênio em unidades PSA, aplicações com catalisadores, oxigênio e situações especiais de manuseio de olefinas, aromáticos, solventes e combustíveis. Destacamse em sua extensa oferta as válvulas on-off segundo norma API 6DX e de controle do tipo globo, desenvolvidas em materiais especiais.

Para um suporte completo aos clientes, a Valmet possui uma equipe local que conhece e entende as necessidades do mercado brasileiro. O time do Sorocaba Valver Center oferece assistência em aplicação, serviços e treinamentos.

Entre em contato com nossa equipe e entenda como podemos ajudar a impulsionar a performance da sua planta.

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Pensa Mundo na Firjan debate nova

geopolítica mundial e o reflexo das tensões tarifárias

Roberto Jaguaribe (no telão) e Marcos Caramuru (ao microfone) durante o painel sobre a nova geopolítica mundial.

O Pensa Mundo, série de debates promovida pela Firjan – Federação das Indústrias do Rio de Janeiro, discutiu em sua primeira edição questões urgentes da nova geopolítica mundial e a estratégia de defesa da estrutura industrial brasileira. O evento reuniu dezenas de empresários, especialistas em comércio exterior, embaixadores, na sede da federação, no Centro do Rio. O presidente da Firjan, Luiz Césio Caetano, ressaltou a importância do encontro para discutir as contribuições da indústria brasileira e fluminense diante dos atuais desafios globais. “Recentemente, destaquei que o cenário desafiador à frente era interno e também externo. Mencionei, entre as questões que impactam o mercado internacional e, por extensão, os negócios, os inúmeros

conflitos e a disputa comercial entre Estados Unidos e China. Infelizmente, a única certeza que nós temos é de que a incerteza é o novo normal.”

Caetano também citou o estudo “Índice Firjan de Competitividade Global”, que coloca o Brasil em 46º lugar em um ranking de 66 países. “Como se não bastasse essa vergonhosa colocação, ainda perdemos seis posições em apenas dez anos. Em relação aos países dos BRICs, estamos no último lugar, abaixo de Índia, China e África do Sul. Diante da fragilidade competitiva do Brasil e da complexidade crescente da conjuntura internacional, nos cabe indagar de Brasília o que pensa e como reage a este quadro”, afirmou Caetano.

Ele mostrou que o Brasil é o 18º destino das exportações chinesas, o que

Fotos: Paula Johas

representa 2% do total movimentado pelo país asiático. Por outro lado, em 2024, as importações de manufaturados do Brasil com origem chinesa somaram US$ 62,7 bilhões, sendo 99% das operações.

Já o presidente do Conselho Superior da Firjan, Eduardo Eugênio Gouvea Vieira, ilustrou que o saldo comercial brasileiro de manufaturados, a diferença entre exportações e importações, é negativo em toda a série histórica (2010-2024), culminando em US$ 95 bilhões, em 2024. Ele destacou que o Pensa Mundo faz parte da série de debates para discutir as

Da esq. para dir.: Marcos Caramuru, Eduardo Eugenio, Caetano, Rodrigo Santiago e Matias Spektor

questões socioeconômicas do estado do Rio, do país e mundial.

“Hoje o mundo está impensável. Com a ajuda de especialistas, vamos procurar entendê-lo e ver o reflexo dessas mudanças para a indústria brasileira. O Brasil, por exemplo, se destaca globalmente na questão da transição energética. Temos uma matriz limpa e

projetos importantes, precisamos pensar como fazer disso uma oportunidade concreta para o país e a indústria”, afirmou Eduardo.

Uma verdadeira aula de história e atualidade global permeou os dois painéis do dia. O ex-embaixador brasileiro na China, Marcos Caramuru analisou, em sua fala, o comportamento do atual presidente norte-americano Donald Trump. “a situação é complexa, mas vale lembrar que já passamos por isso anteriormente, no final da 1ª guerra mundial e no início da 2ª guerra, com o não envolvimento dos EUA nos conflitos seguindo uma lógica de priorização de seu interesse nacional”.

Já sobre a guerra tarifária, Caramuru destacou que “além dos objetivos globais da China e da projeção do seu comércio, o país discute políticas para a retomada do seu consumo interno, do qual não podem prescindir.” Sobre as relações bilaterais, o embaixador afirmou que “EUA e China disputam também o poder de influência na Ásia e Oriente Médio. Por outro lado, o diálogo China-Rússia não deve sofrer nenhum abalo.”

Por videoconferência, o atual embaixador do Brasil na Alemanha, Roberto Jaguaribe, destacou as oportunidades que podem ser exploradas pelo Brasil diante da nova realidade: “nesses seis anos aqui eu nunca vi a América Latina ser tão mencionada como relevante para a indústria europeia e afinidade cultural”. E concorda que essas turbulências favorecem o Brasil: “O sistema atual oferece oportunidades para o país devido ao déficit de comércio que temos com os EUA e o superavit com a China. Não somos ameaça a nenhum dos dois países”.

O vice-diretor da Escola de Relações Internacionais da FGV/SP, Matias Spektor, explicou as diferenças básicas entre o primeiro governo Trump e o atual. Amparado na eleição popular, com maioria no Congresso e na Suprema Corte, o presidente está focando em grandes mudanças na política interna e externa. “Em relação ao Brasil, sempre tivemos o sonho de um mundo com um sistema multipolar, como ocorre agora. Acredito que, nesse contexto, há muitas oportunidades para o Brasil e a América Latina, apesar dessas turbulências”.

“A palavra de ordem é competitividade. A indústria automotiva desde 2010 apresenta estudos sobre os temas aos governos e tem feito robustos investimentos em inovação e produção, como por exemplo, no desenvolvimento dos primeiros caminhões elétricos nacionais. Esses investimentos não vieram acompanhados de políticas de fomento à indústria frente às importações asiáticas na celeridade necessária” relatou Marco Saltini, vice-presidente da Volkswagen Caminhões e Ônibus e vice-presidente da Firjan CIRJ.

André Passos, presidente da Abiquim, destacou outro tema importante acerca da competitividade brasileira: “Estamos desprovidos de armas para jogar. Hoje, por exemplo, nossa principal matéria-prima, o gás natural, custa sete vezes o preço que nos EUA e quatro vezes, o valor na China. O Brasil poderia oferecer gás natural para a indústria a R$ 5. Com o custo atual da energia, se for adotada uma total abertura será a destruição da indústria química.”

Visão da indústria nacional

A indústria têxtil também sofre com problema semelhante. Conforme relatado por Fernando Pimentel, diretor superintendente da Abit, “o setor têxtil e de confecção brasileiro está entre os cinco melhores do mundo, mas com pouca presença mundial. Apesar de casos de sucesso como o da Farm, que exporta 50% da produção, o que vem crescendo são as importações, principalmente da China”.

O setor de pneus é outro que sofre com práticas desleais de comércio, como por exemplo, o contrabando. Ruy Ferreira, diretor comercial da Michelin, contou que o Brasil estava entre os cinco maiores produtores mundiais de pneus antes da pandemia. “Mas no período póspandemia, o governo isentou os impostos para os pneus. Os importados entram no país a um custo abaixo da nossa matéria-prima”.

Estudo apresenta as principais tendências do setor de biocombustíveis no Brasil

Além das tendências para o setor de biocombustíveis, estudo aborda o impacto no futuro da transição energética do Brasil e do mundo

A COP30 promete reaquecer as conversas sobre o modo como ações de combate às mudanças climáticas serão financiadas, sobretudo em países que mais sofrem com suas consequências. O impacto às cadeias produtivas em todo o mundo também é um problema que atinge diversos mercados, que procuram meios para realizar uma transição energética o mais rápido possível. É diante desse contexto que o Brasil se coloca como potência no fornecimento de energia renovável, apresentando @Basf

alternativas a partir da expansão de uma indústria voltada aos biocombustíveis. Essa é a conclusão que pesquisadores da

Fundação Eco+ chegaram ao analisarem como o setor tem se desenvolvido no país.

“Está claro que as energias renováveis podem contribuir para o desenvolvimento sustentável, proporcionando acesso à energia em áreas remotas e menos desenvolvidas, o que melhora a qualidade de vida e impulsiona o crescimento econômico. O setor de energias renováveis também é intensivo em mão de obra, gerando muitos empregos em diversas áreas, desde a fabricação até a instalação e manutenção de sistemas. Além disso, investir em energias renováveis estimula a pesquisa e o desenvolvimento de novas tecnologias, promovendo inovações que podem ser aplicadas em outros setores”, analisa Larissa Landete, Analista Sênior de Sustentabilidade Aplicada da Fundação Eco+.

A instituição, mantida pela Basf e que trabalha com projetos voltados à sustentabilidade, lança um estudo apresentando as tendências para o setor de biocombustíveis e seu impacto no futuro da transição energética não só do Brasil, mas global. Em 2023, o país representou quase 26% da produção total, atrás apenas dos Estados Unidos, com 40%, de acordo com dados da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).

Estima-se que o setor de biocombustíveis crie cerca de um milhão de empregos diretos e dois milhões de empregos indiretos em mais de 1.600 municípios, contribuindo significativamente para o desenvolvimento econômico regional, além de contribuir em aproximadamente US$150 bilhões para o Produto Interno

Bruto (PIB) nacional.

O lançamento do estudo acontece em um ano emblemático: em 2025 celebrase os 20 anos do Plano Nacional de Biocombustíveis, marco que consolidou o Brasil como referência global na produção sustentável de etanol e biodiesel. A norma inseriu oficialmente o biodiesel na matriz energética nacional, oferecendo uma alternativa ao diesel fóssil. Dados do Ministério de Minas e Energia mostram que, nos últimos 20 anos, cerca de 77 bilhões de litros de biodiesel foram produzidos, economizando 38 bilhões de dólares em importações de diesel fóssil.

“A trajetória dos biocombustíveis no Brasil demonstra que é possível crescer economicamente sem renunciar à sustentabilidade. Com 20 anos de

políticas públicas voltadas para esse setor, estamos diante de uma nova onda de inovação, que pode consolidar o país como um dos líderes da transição energética. O material é uma ferramenta essencial para quem quer entender as oportunidades desse novo momento”, afirma Larissa.

Além de traçar um histórico da evolução do setor, o material aborda a

Lei do Combustível do Futuro, política que promete impulsionar ainda mais o uso de fontes renováveis, sobretudo nos setores do transporte e da indústria. A nova norma prevê estímulos ao diesel verde, biometano e ao combustível sustentável para aviação (SAF), ampliando as alternativas energéticas e fortalecendo a competitividade do Brasil no mercado global de combustíveis renováveis.

“Em relação ao biodiesel, a Lei prevê que a proporção obrigatória de mistura no diesel de origem fóssil chegue a 20% em 2030, o B20”, comenta Flavio Iwassa, gerente sênior de Metilato de Sódio na Basf para a América do Sul. “O biodiesel tem um potencial fantástico, inclusive já está sendo testado o uso de 100% biodiesel por frotas rodoviárias e fluviais sem qualquer mistura com outro combustível. Foram mantidas as boas práticas recomendadas com o diesel comum, como cuidados com a estocagem, aditivação, uso de biocidas, por exemplo”.

O estudo reúne ainda as principais tendências do setor, explorando o papel do Brasil como fornecedor global de biocombustíveis até inovações tecnológicas e os desafios ambientais que devem ser enfrentados pela sociedade. “Buscamos analisar as principais

Oportunidades e desafios para o futuro

Um dos principais obstáculos para a transição energética é a dependência das infraestruturas existentes, que, muitas vezes, são adaptadas para a utilização de combustíveis fósseis. Modernizar essas infraestruturas requer investimentos significativos e tempo, o que pode atrasar a implementação de novas tecnologias.

matérias-primas que compõem essa cadeia produtiva nacional, como canade-açúcar, soja e resíduos orgânicos, além de novas frentes que ganham força, como o etanol de segunda geração e os biocombustíveis para aviação”, diz Larissa.

Nesse aspecto, o Brasil também larga na frente do restante do mundo. O país possui uma infraestrutura bem desenvolvida para a produção de biocombustíveis, com mais de 339 usinas de biocombustíveis certificadas, facilitando a produção e distribuição eficientes.

Outro desafio é o uso dos recursos naturais de maneira a não prejudicar o meio ambiente, como buscar matériasprimas cada vez mais sustentáveis para os biocombustíveis. “O Brasil se destaca por sua alta produtividade agrícola, permitindo, em muitos casos, duas safras anuais, o que reduz a competição entre cultivos para biocombustíveis e produção de alimentos”, explica Larissa.

Ela também conta que existe uma grande oportunidade no país a partir do aproveitamento de resíduos de biomassa vegetal da própria atividade agrícola, que podem ser utilizados como matéria-prima para novas rotas de biocombustíveis. “Essa abordagem também contribui para uma redução significativa das emissões associadas à conversão do uso da terra”, finaliza.

Para Iwassa, “o biodiesel desempenha um papel estratégico na redução de emissões no Brasil, especialmente devido à política de mistura obrigatória ao diesel fóssil. Além de reduzir significativamente a pegada de carbono do setor de transportes, o biodiesel estimula a economia circular, aproveitando matériasprimas como óleo de cozinha usado e gorduras animais – incluindo o sebo bovino, um subproduto da indústria de carnes. Combinando benefícios ambientais e econômicos, o biodiesel fortalece a segurança energética nacional e impulsiona a transição para combustíveis mais sustentáveis.”

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UM DOS FÓRUNS MAIS RELEVANTES

SOBRE O SETOR DE GÁS NATURAL

ESTÁ CHEGANDO

14 e 15 de maio de 2025 | Fairmont Rio - Rio de Janeiro

Junte-se aos principais players para discutir a agenda atual do setor e marque presença nos debates que moldarão o futuro da cadeia de gás no Brasil.

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Como fazer um inventário de emissões de carbono?

Com nova regulamentação do mercado de carbono no Brasil, empresas com emissões acima de 10 mil toneladas de CO2 equivalente devem reportar seus inventários anuais. Confira os cinco passos essenciais para um inventário preciso e eficiente

@Divulgação Carbonext / Márcio Nagano

A recente sanção da Lei 15.042/2024 inaugura um novo capítulo no mercado de carbono brasileiro, tornando obrigatório o inventário anual de emissões para empresas que ultrapassam 10 mil toneladas de CO2 equivalente. Para companhias com emissões acima de 25 mil toneladas, a exigência inclui ainda um relatório de conciliação periódica de obrigações para atender aos compromissos ambientais definidos no âmbito do Sistema Brasileiro do Comércio de Emissões (SBCE). Alinhada a tendências globais de transparência climática, a regulação deve estimular a transição das empresas brasileiras para

Inventário de emissões é o primeiro passo para compensar a pegada de carbono

uma economia de baixo carbono.

“O inventário de emissões deixa de ser um diferencial competitivo para se tornar uma exigência regulatória. Isso representa uma mudança estrutural para as empresas, que precisarão entender suas emissões e definir estratégias de redução,” explica Felipe Viana, diretor comercial da Carbonext. Mas como elaborar um inventário de emissões de carbono assertivo e em conformidade com padrões internacionais? Detalhamos abaixo os cinco passos fundamentais para as empresas desenvolverem seus relatórios.

Oportunidades e desafios para o futuro

O primeiro passo para um inventário robusto é compreender o perfil de emissões da empresa, mapeando as fontes emissoras e estimando os consumos energéticos e operacionais. Nesse processo, as emissões são categorizadas em três escopos, de acordo com a metodologia global GHG Protocol: o Escopo 1, que abrange emissões diretas da empresa (como combustão de combustíveis fósseis de frota própria); o Escopo 2, que engloba emissões indiretas associadas ao uso de energia; e o Escopo 3, que cobre todas as demais emissões indiretas ao longo da cadeia de valor.

Desde 1998, o GHG Protocol vem

sendo aprimorado e adotado como referência mundial para quantificação de emissões. No Brasil, a Fundação Getulio Vargas (FGV) consolidou sua versão nacional em 2008, garantindo mais aderência às particularidades do país. A FGV é responsável pelo Registro Público de Emissões, plataforma de referência no mercado para o relato de emissões corporativas na América Latina. Empresas que registram suas emissões voluntariamente podem obter selos como Bronze (inventários parciais), Prata (inventários completos) e Ouro (inventários completos e verificados por terceira parte acreditada).

Levantamento de dados: precisão e estruturação das informações

Com as fontes emissoras identificadas, o próximo passo é o levantamento detalhado de dados. Para isso, recomenda-se a formação de um comitê interno multidisciplinar, composto por profissionais de diversas áreas da empresa para fornecer as informações detalhadas necessárias. Esse grupo deve ter autoridade interna e tempo disponível para organizar processos e definir cronogramas, assegurando que as informações sejam coletadas com metodologia e rigor técnico.

Metodologia e quantificação: convertendo dados em informação estratégica

Após a coleta de dados, é hora de calcular as emissões da empresa de forma rigorosa e alinhada com padrões internacionais. A metodologia mais utilizada nas quantificações também é o GHG Protocol, compatível com normas ISO e com o Painel Intergovernamental

Na maior parte das vezes, o levantamento de informações é a etapa mais difícil no primeiro inventário de uma empresa. É importante identificar quais são os melhores dados dentro das possibilidades dessa etapa, e, nesse sentido, a tecnologia pode ser uma aliada. “Na Carbonext, temos uma API aberta que permite cálculos de deslocamento de cargas rodoviárias e aéreas com base nos CEPs e pesos transportados, por exemplo”, afirma Thalita Barttocz, analista de inventários da companhia. sobre Mudanças Climáticas (IPCC). O cálculo das emissões envolve a conversão dos dados em toneladas de CO2equivalente, abrangendo Gases de Efeito Estufa (GEE) como CO2, CH4, N2O e CO2 biogênico.

Além de utilizar a base do GHG

Protocol, é possível recorrer a bases de dados setoriais, como a do Ecoinvent, para cálculos em segmentos específicos. Setores como aviação, indústria química e cimento possuem particularidades que influenciam diretamente no cálculo

de emissões, exigindo uma abordagem personalizada. Empresas que já possuem inventários anteriores também podem comparar seus resultados ao longo dos anos, avaliando tendências e o impacto das medidas.

Oportunidades de mitigação e melhorias: reduzindo a pegada de carbono

Com os dados quantificados, é possível identificar oportunidades de mitigação das emissões e melhorias operacionais, algo que já é feito simultaneamente aos passos anteriores. Essa etapa avalia quais processos podem ser otimizados, quais insumos podem ser substituídos por opções mais sustentáveis e como a empresa pode reduzir sua pegada de carbono de forma estratégica. Esse passo também inclui o relatório

de todas as ações que a empresa já vem fazendo, um benchmarking com concorrentes e inovações tecnológicas aplicáveis à operação. A participação do comitê interno é essencial nessa fase, pois as equipes podem contribuir com insights sobre as iniciativas. Esse diagnóstico auxilia na definição de prioridades para as ações futuras de mitigação, preparando a empresa para evoluir na sua jornada de descarbonização.

Apresentação dos resultados e sensibilização

A etapa de apresentação dos resultados é essencial para sensibilizar stakeholders internos sobre a importância da gestão de emissões e seu impacto nas estratégias ESG, capacitando-os quanto à

jornada de descarbonização da empresa e a crise climática. Além de divulgar os resultados, esse momento permite engajar lideranças e colaboradores na busca por soluções de descarbonização. Durante a produção do inventário, muitas empresas identificam padrões de consumo que podem ser ajustados, resultando em economia de recursos e redução de custos. “Um inventário de emissões não é um relatório para se guardar na gaveta, mas uma ferramenta para entender e guiar as emissões da empresa. Ele permite visualizar os maiores ofensores da operação e identificar padrões de consumo para tomar as decisões estratégicamente mais sustentáveis”, destaca Thalita Barttocz, da Carbonext.

Jornada de descarbonização e consultoria especializada

É importante deixar claro que o inventário de emissões é apenas a primeira parte de uma jornada de descarbonização das empresas. Após esse diagnóstico, é possível estruturar um plano de mitigação alinhado às exigências regulatórias, que pode ou não envolver a compensação por meio de créditos de carbono. Para esse planejamento e para garantir um inventário preciso, com um laudo ambiental confiável e verificado, é recomendável contar com uma consultoria parceira especializada, uma demanda em crescimento no mercado.

“Na Carbonext, engenheiros e técnicos conduzem cada etapa do processo, ajudando as empresas a definirem estratégias personalizadas e metas alinhadas à ciência climática, com base no SBTi (Science Based Targets initiative)”, afirma Felipe Viana, diretor da Carbonext. Esse parceiro deve utilizar ainda ferramentas para avaliar o custo-

benefício das ações de mitigação – como a Curva MAC (Curva de Custo Marginal de Abatimento), por exemplo –, respeitando o ritmo e as particularidades do negócio.

“A gestão estratégica das emissões é um diferencial cada vez mais valorizado e isso só tende a crescer com a regulação do mercado de carbono”, conclui Viana.

Produção cresce com descobertas e tecnologias

A produção média anual de petróleo e gás natural atingiu 4,322 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), em 2024, mostrando redução de 0,5%, em relação ao ano anterior. Foram produzidos 3,358 milhões de barris por dia (bbl/d) de petróleo em 2024, e uma média anual de 153 milhões m³/d de gás - a maior parte da produção veio do Pré-Sal; as produções do Pós-Sal e do onshore foram responsáveis, em média, por 16,33% e 5,38%, respectivamente, da produção do país.

O Brasil se consolidou como um dos principais produtores mundiais de petróleo e gás natural, com destaque para o Pré-Sal, e a PPSA prevê que a produção diária de petróleo deve alcançar o pico de 543 mil barris de petróleo por dia (bpd) em 2030, ante 138 mil bpd estimados para este ano! A previsão anterior era que o pico de 564 mil bpd seria atingido em 2029, mas, segundo Tabita Loureiro, Diretora Técnica da PPSA-Pré-Sal Petróleo, os atrasos de plataformas e os custos pressionam o setor. Já a produção total de petróleo nos contratos de partilha de produção no Brasil deve alcançar o pico de 2,15 milhões de barris por dia (bpd) em 2030, considerando apenas as áreas com declaração de comercialidade, versus 1,27 milhão de bpd em 2025, segundo a PPSA. Então, após 2030, segundo as projeções, se não houver novos contratos, a produção entrará em declínio gradualmente.

Considerando o cenário mais provável mapeado pela PPSA, estima-se que de 2025 até 2034 os contratos de partilha terão uma produção acumulada de 6,6 bilhões de barris de petróleo; desse total, a parcela acumulada da União será de 1,4 bilhão de barris. Para o gás natural, no mesmo período, os contratos devem ter uma produção acumulada de 48,5 bilhões de m³ de gás natural, sendo que a parcela acumulada da União será de 7,7 bilhões de m³. Em 2024, a Petrobras usou cerca de três quartos dos 2,1 milhões de barris de petróleo que produziu, exportando uma média de 554 mil barris por dia. No mesmo período, o Brasil exportou mais da metade de sua produção de petróleo e o principal cliente foi a China (42%) sendo que a Europa, buscando alternativas ao petróleo russo, ficou com 33% das exportações da Petrobras.

A produção de petróleo enfrenta um declínio natural médio de 10% ao ano, conforme Tabita Loureiro e, para mitigar esse declínio, a PPSA tem implementado diversas estratégias e estudos voltados para a aplicação de novas tecnologias, tanto em operações onshore quanto offshore: em seu Plano Estratégico 20242028, aprovado em dezembro passado, a PPSA estabeleceu diretrizes para aumentar a atratividade do polígono do Pré-Sal e aprimorar os modelos de comercialização de hidrocarbonetos. Embora o plano não detalhe as tecnologias a serem adotadas para conter o declínio da produção, ele enfatiza a realização de estudos para buscar sinergias e incentivos que possam viabilizar a comercialidade de áreas exploratórias nos contratos de partilha de produção atuais e futuros. Esses estudos incluem a avaliação do potencial não

contratado e a análise dos contratos de partilha em relação às melhores práticas mundiais.

A PPSA vem demonstrando compromisso em equilibrar o aumento da produção de petróleo com as metas ambientais do país e uma das diretrizes de seu Plano Estratégico é fomentar ações de descarbonização nos consórcios. Para isso, a empresa está implantando um comitê interno dedicado a estudar tecnologias, iniciativas e medições relacionadas à descarbonização no pré-sal, visando propor ações concretas para reduzir a pegada de carbono nas operações.

Estudos e projeções são fundamentais para embasar políticas de redução do uso de carbonetos. Ao compreender o cronograma de produção e identificar o pico e o subsequente declínio, é possível planejar a transição energética de forma mais eficaz, promovendo investimentos em fontes de energia renovável e implementando medidas que reduzam a dependência de combustíveis fósseis. A antecipação desses cenários permite que o governo e as empresas do setor desenvolvam estratégias para mitigar os impactos ambientais associados à produção e consumo de hidrocarbonetos, postula a PPSA, que está ativamente engajada em iniciativas que visam mitigar o declínio natural da produção de petróleo por meio de estudos e possíveis adoções de novas tecnologias. Simultaneamente, a empresa busca alinhar o aumento da produção com as metas ambientais nacionais, promovendo ações de descarbonização e contribuindo para a formulação de políticas que incentivem a redução do uso de carbonetos, fundamentadas em projeções sólidas até 2030.

Para alcançar esses objetivos o Brasil conta com campos de exploração de petróleo e gás natural, tanto offshore quanto onshore, distribuídos por diversas bacias sedimentares, sendo os principais campos de exploração:

Bacia de Santos

• Campo de Tupi: (anteriormente conhecido como Campo de Lula): Localizado a aproximadamente 250 km da costa do Rio de Janeiro, este campo possui volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo, além de gás natural associado. A Petrobras é a principal operadora deste campo. Em abril de 2023, Tupi era o maior campo em produção no Brasil, produzindo 831 mil barris por dia de óleo e 39,9 milhões de m3 de gás natural, totalizando 1,083 milhão de barris de óleo equivalente.

• Campo de Búzios: Situado na porção central da Bacia de Santos, a cerca de 180 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de aproximadamente 1.900 metros. Descoberto em 2010, teve sua declaração de comercialidade em 2013 sob o regime de cessão onerosa, com produção iniciada em 2015. A Petrobras é a operadora deste campo.

• Campo de Sapinhoá: Localizado na porção central da Bacia de Santos, a aproximadamente 360 km da costa do estado de São Paulo e 290 km da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.140 metros. A Petrobras é a operadora deste campo, que entrou em produção comercial em janeiro de 2013.

@Rockwell

Bacia de Campos

• Campo de Roncador: Operado pela Petrobras, é um dos maiores campos da Bacia de Campos, localizado a cerca de 125 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água que varia entre 1.500 e 1.900 metros.

• Campo de Marlim: Também sob a operação da Petrobras, este campo está situado a aproximadamente 110 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água entre 600 e 1.050 metros.

Bacia do Espírito Santo

• Campo de Golfinho: Localizado a cerca de 60 km da costa do Espírito Santo, em lâmina d’água que varia de 1.300 a 1.400 metros. A Petrobras é a operadora deste campo, que produz petróleo leve e gás natural.

• Campo de Camarupim: Situado a aproximadamente 40 km da costa do Espírito Santo, em lâmina d’água de cerca de 700 metros. A Petrobras é a principal operadora, com foco na produção de gás natural.

Bacia Potiguar

• Campo de Ubarana: Localizado no litoral do Rio Grande do Norte, é um dos campos mais antigos em operação no Brasil. A Petrobras é a operadora deste campo onshore.

• Campo de Canto do Amaro: Também no Rio Grande do Norte, este campo onshore é operado pela Petrobras.

Bacia do Recôncavo

• Campo de Miranga: Localizado na Bahia, é um dos campos terrestres mais antigos do país. A Petrobras é a operadora deste campo, que produz petróleo e gás natural.

• Campo de Candeias: localizado na Bahia, é operado pela Petrobras.

Bacia do Solimões

• Campo de Urucu: Situado no Amazonas, é operado pela Petrobras e é um dos principais campos onshore de produção de petróleo e gás natural na região amazônica.

Bacia do Parnaíba

• Campo de Gavião Real: Localizado no Maranhão, é operado pela Eneva e destaca-se pela produção de gás natural onshore.

Bacia de Sergipe-Alagoas

• Campo de Carmópolis: Localizado em Sergipe, é um dos campos onshore mais antigos do Brasil, operado pela Petrobras.

• Campo de Piranema: Situado em águas profundas em Sergipe, é operado pela Petrobras e produz petróleo leve.

CLIQUE E VEJA

Informações mais detalhadas e atualizadas sobre cada campo, produção, contratos, suas respectivas operadoras bem como os relatórios anuais das empresas operadoras, podem ser sempre encontrados nos painéis dinâmicos da ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

CAMPOS

TABELA COMPLETA

ESTADO

A Bacia de Campos é a maior offshore, enquanto a Recôncavo tem a maior operação terrestre.

BACIAS CAMPOS OFFSHORE/ONSHORE

Recôncavo

Potiguar

Campos

Espirito Santo

Santos

Sergipe

Alagoas

Parnaíba

Tucano Sul

Camamu

Solimões

Amazonas

Ceará

Paraná

Barreirinhas

Cumuruxatiba

Mucuri

65% dos campos estão em terra e 35% no mar

OPERADORAS

RECÔNCAVO E&P

3R BAHIA

SPE MIRANGA

PETROBRAS

BRASIL REFINARIAS

EGESA

IMETAME

ALVOPETRO

CREATIVE ENERGY

PETRORECÔNCAVO

PETRO SYNERGY

RECÔNCAVO ENERGIA

NOVA PETRÓLEO

NTF

SLIM DRILLING

PETROIL

ENERGIZZI ENERGIAS

POTIGUAR E&P

PETRO VICTORY

NÍON ENERGIA

AGUILA

MANDACARU

ALLPETRO

PHOENIX ÓLEO & GÁS

LEROS

ORIGEM ALAGOAS

SHELL BRASIL

PETRORIO JAGUAR

TRIDENT ENERGY

PERENCO

BW MAROMBA

EQUINOR

PRIO BRAVO

PRIO

CAPIXABA ENERGIA

VIPETRO

SEACREST

TARMAR

BGM

ENAUTA ENERGIA

KAROON BRASIL

TOTAL ENERGIES

CARMO

EPG BRASIL

GUTO & CACAU

NORD

PETROM

PERÍCIA

ENEVA

PETROBORN

OCEANIA

3R PETROLEUM

BARRA BONITA

PARANÁ XISTO

A EPE – Empresa de Pesquisa Energética demonstra que o crescimento projetado da produção de petróleo e gás natural atende tanto a demanda doméstica quanto à exportação para atendimento à demanda internacional. Os resultados do PDE 2034 indicam que tanto a demanda de biocombustíveis quanto a demanda de derivados para fins energéticos estão projetadas com viés de alta. Isto se deve, em grande medida, à crescente necessidade energética do país. Parte da penetração maior dos biocombustíveis está associada a políticas de comando e controle, como a definição de percentuais na mistura. Outra camada, por sua vez, está associada à maior competitividade dos biocombustíveis com o panorama dado pelas Emendas Constitucionais 123/2022 e 132/2023, que mantêm o regime fiscal favorecido para os biocombustíveis, mesmo diante da reforma tributária.

“O crescimento da produção de gás natural pode impulsionar a demanda e a expansão do biometano no Brasil. Embora à primeira vista pareçam concorrentes, o gás natural e o biometano são intercambiáveis, permitindo que a infraestrutura desenvolvida para o primeiro beneficie também a adoção do segundo no longo prazo. E a expansão da produção de gás natural tende a resultar no aumento da infraestrutura de transporte, distribuição e comercialização desse energético, ampliando o mercado e consolidando a demanda por soluções baseadas no uso do gás. Essa mesma infraestrutura poderá ser utilizada, total ou parcialmente, pelo biometano no futuro, à medida que crescem as pressões por descarbonização e o interesse por fontes renováveis. Assim, os compromissos ambientais e as metas de redução de emissões podem tornar o biometano um substituto estratégico ao gás fóssil, facilitando sua inserção competitiva”, relata Heloísa Borges, diretora de estudos para óleo, gás natural e biocombustíveisda EPE.

O crescimento projetado para a produção de gás natural, indicada nos cadernos do PDE 2034, naturalmente abre frentes para o estabelecimento de mercados para o biometano no Brasil porque a infraestrutura de transportes pode ser, na espinha dorsal,

compartilhada. O Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano, criado pelo Decreto nº 12.053/2024, já traz uma abordagem com foco dividido entre as duas fontes, evidenciando a visão governamental da importância dos dois combustíveis na matriz energética brasileira.

Heloísa lembra que o RenovaBio abarca incentivos também ao biometano, por intermédio da certificação (CBios). Além disso, a produção de biometano passa pelo regime especial que reduz a tributação incidente sobre o investimento (Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura - Reidi). Quanto à competitividade, a análise presente na EPE indica que tende a se dar em nichos locais ou, quando diante de acesso à rede de transportes, nichos específicos que possuam predisposição a arcar com um produto premium e que tenha um diferencial ambiental. Neste sentido, a tendência para os próximos anos não é uma competitividade em preço ao consumidor final, mas como um produto para um mercado premium. Abaixo, alguns slides selecionados do caderno do PDE2034.

Além disso, o biometano apresenta características que viabilizam modelos de negócio diferenciados. Por ser produzido em menor escala e de forma mais descentralizada, ele pode atender demandas regionais de forma eficiente, reduzindo custos logísticos e aumentando a segurança energética. Seu uso pode ocorrer diretamente nas áreas produtoras, seja para autoconsumo, abastecimento de veículos e máquinas agrícolas ou mesmo para suprir demandas

locais, como nas áreas das CDLs (Centrais de Distribuição de Gás Liquefeito).

No que se refere à competitividade do biometano frente ao gás natural, já existem incentivos e políticas que podem fortalecer sua posição no mercado. As medidas existentes, como linhas de financiamento, incentivos fiscais, políticas de precificação de carbono e programas de fomento ao uso de energias renováveis podem garantir que o biometano tenha condições de competir em igualdade com o gás natural, especialmente no contexto de transição

energética e descarbonização.

A EPE, nos cadernos do PDE2034, avalia diversos mercados de penetração crescente de biocombustíveis avançados, tanto para atendimento à demanda doméstica, quanto para exportação. No horizonte em tela, a penetração dessas fontes não altera sensivelmente a matriz energética nacional, mas o estudo elenca importantes passos para a mudança que virá nas décadas posteriores. Recomendamos observar o caderno de SAF (Sustainable Aviation Fuel), publicado em 2024.

CONFIRA OS DADOS NA ÍNTEGRA

A EPE também possui estudos sobre quantidade e tecnologia de plataformas e outros sistemas para suportar essa produção – onshore e offshore: a EPE identificou que as unidades estacionárias de produção (UEP) são equipamentos fundamentais para viabilizar grande parte da produção de petróleo e gás brasileira. O relatório do PDE 2034 apresenta em seu capítulo 5 Produção de Petróleo e Gás Natural, item 5.6 Investimentos e Excedentes de Petróleo, uma estimativa para a entrada em operação de novas UEPs do tipo FPSO no decênio.

Para elaborar essa estimativa, são avaliadas as FPSOs já programadas, que são aquelas previstas nos Planos Estratégicos e demais divulgações das empresas operadoras, e as FPSOs estimadas pela EPE, que são aquelas tidas como necessárias para a manutenção das previsões da produção de petróleo e gás natural (de forma complementar às programadas e às já instaladas). As UEPs destinadas a testes de longa duração (TLD) não fazem parte desta estimativa devido ao seu caráter transitório de

curto prazo com relação à vida útil dos campos.

Em outubro de 2024, o FPSO Marechal Duque de Caxias (Mero 3) entrou em operação no Campo de Mero. Incluímos uma figura com a estimativa de entrada em operação de 28 UEPs no decênio (2025-2034), sendo 13 programadas e 15 estimadas. As programadas são Integrado Parque das Baleias, Búzios 6, Búzios 7 e Mero 4 em 2025; Búzios 8 e Búzios 9 em 2026; Búzios 10, Búzios 11 e Revitalização de Albacora em 2027; Raia Manta e Raia Pintada, Revitalização de Barracuda e Caratinga, Sergipe Águas Profundas 1 e Sergipe Águas Profundas 2 em 2028.

Observa-se a diminuição na realocação de FPSO desmobilizadas para novos campos e a intenção de uso de subsea tieback como solução para algumas áreas, com destaque para a Bacia de Campos. Na Bacia de Santos, nota-se o aumento da demanda por FPSO de grande porte, com capacidade de processamento de líquidos de 225 mil barris por dia, em sua maioria sem exportação de gás natural. A primeira unidade deste tipo entrou em operação em 15 de fevereiro deste ano, o FPSO Almirante Tamandaré (Búzios 7).

A estrela da produção

O campo de Búzios está localizado na porção central da bacia de Santos, a cerca de 180 km da costa do município do Rio de Janeiro em lâmina d’água de aproximadamente 1.900 m de profundidade e tem área de 852 km². Búzios concentra o maior volume de óleo e gás em águas profundas do mundo; ele é grandioso em termos de óleo e gás e em apenas cinco anos desde o início de suas operações, atingiu a produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe). Em meio às suas águas profundas se materializam diversos avanços tecnológicos para o setor. Em campos que já produzem, como Búzios, uma das tecnologias mais importante para gerenciar os reservatórios e identificar novas oportunidades é a Sísmica 4D. Por meio da emissão de ondas ultrassônicas que penetram e são refletidas pelas rochas a quilômetros de profundidade, é possível definir a profundidade e dimensões dos reservatórios. Enquanto a sísmica 3D cria imagens detalhadas da estrutura geológica antes do início da produção, a sísmica 4D adiciona uma nova dimensão: o tempo. A realização de uma nova sísmica após o início da produção permite mapear os reservatórios e entender como os fluidos (petróleo, gás e água) estão se movendo no interior do reservatório. Esse entendimento é fundamental para entender “onde está o óleo” e melhorar a drenagem.

A Petrobras realizou o maior levantamento sísmico do mundo em Búzios, no projeto 3D Búzios Nodes que utilizou a tecnologia OBN (ocean botton nodes) para deposição de receptores no fundo do oceano em 6.600 posições, em uma área de 1.620km2, equivalente a quatro baías de Guanabara, a profundidades que variaram entre 1.600 e 2.200m.

“Os resultados expressivos de produção e incorporação de reservas se devem à alta capacidade técnica da nossa força de trabalho, ao uso de tecnologia de ponta, planejamento estratégico e um portfólio com os melhores ativos de águas profundas do mundo”, comenta Giselle Tinoco, gerente geral de Búzios.

@CGG/Petrobras

Outro método utilizado para aumentar as reservas é o WAG (Water Alternating Gas), aplicado nos campos do présal e que consiste em alternar a injeção de água e gás natural nos reservatórios para aumentar o fator de recuperação. Este método combina os benefícios

da injeção dos dois fluidos, água e gás, e amplia de forma significativa o fator de recuperação dos campos. O gás é reinjetado no mesmo reservatório do qual foi produzido, contribui para o aumento da produção de óleo e no futuro pode ser produzido novamente.

Ilustração conceitual do processo WAG (DOE/NETL 2010).

Controle de mobilidade do gás com WAG

A Petrobras utiliza as maiores estacas-torpedo da indústria offshore mundial, reduzindo o raio de ancoragem e a quantidade de linhas de amarração para posicionar um FPSO (de 24 para 20 linhas), o que permite mais espaço para as conexões dos risers submarinos. A otimização do projeto do sistema de ancoragem permitiu, não só interligar mais risers à unidade de produção (FPSO), como também aproximá-la dos poços (algo

entre 500 e 1000 m de redução), reduzindo o comprimento de dutos e umbilicais necessários para interligação destes poços. O menor comprimento das linhas reduz o custo de implantação do sistema submarino com materiais e instalação e diminui também a perda de carga nos dutos, tornando possível uma maior vazão de produção.

Giselle conta que o grande diferencial foi a adoção de uma abordagem integrada de

@Pizarro&Branco

projeto, visando a otimização conjunta de sistema de risers e ancoragem. Para tal, foram feitas múltiplas análises de engenharia durante a fase de projeto, envolvendo ambos os sistemas. No caso dos risers foi obtida uma redução de custos de cerca de 25% com a otimização e padronização das configurações, graças a uma maior integração com os fornecedores e ao refinamento das condições operacionais das linhas e das análises de engenharia.

A Petrobras também utiliza em vários de seus poços o mecanismo de completação inteligente, tecnologia usada para controlar e otimizar a produção de óleo e gás em tempo real, sem necessidade de intervenções frequentes. Essa tecnologia utiliza válvulas, sensores e sistemas de automação dentro dos poços para monitorar e ajustar a produção remotamente. A completação inteligente compatível com um sistema

@Technip FMC

de completação inferior instalado em poço aberto é uma das principais novidades incorporadas ao campo de Búzios. A tecnologia otimiza duração e custo dos poços. Giselle destaca que foi no campo de Búzios que a Petrobras construiu os dois primeiros poços com este tipo de completação. “Atualmente esta configuração vem sendo adotada como a principal solução, tanto em Búzios como em outros campos, e a ampliação do seu uso em Búzios requereu o desenvolvimento de uma variante da solução original com completação seletiva em até 3 intervalos”.

Diversas outras tecnologias fazem parte do dia a dia das equipes de geocientistas e engenheiros para aumentar a produção e reserva dos campos, como o uso de supercomputadores, projetados para aumentar a produtividade e minimizar o consumo energético e o uso de inteligência artificial.

@Divulgação

Em breve, uma das tecnologias que poderá contribuir para o acréscimo de reservas provadas é o Hisep (High Pressure Separation), uma tecnologia patenteada pela Petrobras para reduzir emissões nos fluidos produzidos na área do Pré-Sal. Esta tecnologia pioneira separa o gás carbônico (CO2) do petróleo ainda em leito marinho e reinjeta o gás no reservatório. Dessa maneira, as emissões de gases de efeito estufa são reduzidas e a produtividade dos poços é aumentada, aumentando as reservas.

E Búzios segue inovando e integrando tecnologias e novas plataformas, como o FPSO Almirante Tamandaré (Búzios 7), que entrou em produção no dia 15 de fevereiro, e é a primeira unidade de alta capacidade a ser instalada no campo: ao todo, serão 15 poços, 7 produtores de óleo, 6 injetores de água e gás, 1 conversível (produtor e injetor) e 1 injetor de gás interligados à plataforma por meio de uma infraestrutura submarina. O Almirante Tamandaré tem potencial para produzir diariamente até 225 mil barris de óleo (bpd) e processar 12 milhões de metros cúbicos de gásrecurso fundamental para a evolução da produção do campo de Búzios. O FPSO é parte do sexto sistema de produção de Búzios e contribuirá para que o campo alcance a produção de 1 milhão de barris de óleo por dia, previsto para o segundo semestre de 2025.

A SBM Offshore disse que o Almirante Tamandaré atingiu o primeiro óleo e passou por um teste de produção de 72 horas, levando à aceitação final, como a maior unidade produtora de petróleo do Brasil, uma intensidade estimada de

emissão de gases de efeito estufa (GEE) abaixo de 10 kg de equivalentes de dióxido de carbono por barril de óleo equivalente (kgCO2e/boe) e se beneficia de tecnologias de redução de emissões, como a tecnologia de flare fechado, que aumenta a utilização do gás, evitando que ele seja queimado na atmosfera.

O FPSO Almirante Tamandaré é de propriedade e operado por sociedades de propósito específico de propriedade de empresas afiliadas da SBM Offshore (55%) e seus parceiros (45%). O FPSO operará sob um contrato de afretamento e serviços de operação de 26,25 anos com a Petróleo Brasileiro SA (Petrobras).

Uma das mais recentes inovações em Búzios foi a implementação do ChatPetrobras, ferramenta interna baseada em IA generativa desenvolvida em parceria com a Microsoft, que tem otimizado as tarefas administrativas e operacionais no campo de Búzios.

O aplicativo está disponível por meio de um portal interno para 110 mil trabalhadores da Petrobras, entre empregados próprios e prestadores de serviço, para a realização de diversas atividades, como elaboração de relatórios, resumos, apresentações, além de responder perguntas e dúvidas dos usuários.

“Por meio do ChatPetrobras, a empresa tem ainda mais insumos para tomar decisões rápidas e precisas, gerar insights valiosos para o negócio e otimizar processos internos. O Azure OpenAI Service utilizado no ChatPetrobras oferece recursos de compreensão e geração de linguagem natural, tradução e geração de código,

e beneficia tanto as áreas de negócio, por exemplo a Exploração & Produção (E&P), Reservatórios e Poços, como os segmentos administrativos e corporativos, tais como Comercialização, TIC, Engenharia, Jurídico e Recursos Humanos. O aplicativo já está disponível por meio de um portal interno para 110 mil trabalhadores da Petrobras, entre empregados próprios e prestadores de serviço, para a realização de diversas atividades como a elaboração de relatórios, resumos, apresentações, além de responder perguntas e dúvidas dos usuários. A expectativa é que a implantação da plataforma facilite a rotina de trabalho na Companhia, levando a reduções de tempo e custos nos processos administrativos e operacionais. O ALFAtwin, tecnologia de gêmeo digital desenvolvida em parceria com a ESSS, demonstrou bom potencial, mas ainda está em fase de testes. A Petrobras desenvolveu um protótipo de gêmeo digital utilizado em duas plataformas no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, que demonstrou ser possível aumentar a produção local. Por meio do ALFAtwin é possível integrar dados em tempo real de ativos, simulações e registros

históricos em uma plataforma unificada, fornecendo réplicas digitais precisas dos sistemas de produção. A expectativa é de que a tecnologia comece a ser utilizada em poços offshore ainda em 2025”, comentou a gerente de Búzios.

A Petrobras busca reforçar as cadeias produtivas brasileiras e as vocações nacionais, dentro de uma lógica empresarial, com custos competitivos, o que traz otimização de custos logísticos, mais segurança no abastecimento de insumos e proteção contra instabilidades geopolíticas. Por meio de programas e parcerias atuamos para a qualificação dos fornecedores de bens e serviços, assim como para fomentar a parcerias entre empresas estrangeiras e nacionais, sempre com alinhamento de valores e estreitamento da parceria para superar o contexto desafiador de mercado.

Em março de 2024, a Petrobras alcançou a produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo em Búzios, com a soma do realizado por cinco unidades em operação no campo: os FPSOs P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso. O campo unitizado de Búzios é operado pela Petrobras (88,99%) em parceria com a CNODC (3,67%) e a CNOOC (7,34%).

@Akselos

ANP suporta um Brasil atrativo para investimentos em oil&gas

A indústria de petróleo e gás do Brasil está pronta para receber investimentos que podem ultrapassar R$ 609 bilhões (US$ 122 bilhões) entre 2025 e 2029, de acordo a ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Esses investimentos se concentrarão na produção offshore nas Bacias de Campos e Santos, no Brasil, que receberão quase 90% do investimento total, onde a Bacia de Campos garantirá R$ 195,8 bilhões, e a Bacia de Santos, R$ 347 bilhões.

A ANP vem tomando uma série de medidas para garantir competitividade e eficiência na produção, especialmente para empresas independentes. Por exemplo, já foram aprovadas 145 prorrogações da fase de produção, sendo 85 com redução de royalties sobre produção incremental, ações que visam o aumento dos investimentos no setor.

As diretrizes para avaliação de Planos de Desenvolvimento entregues à ANP visando a prorrogação da fase de produção, bem como a redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental que os acompanhem, estão previstas na Instrução Normativa ANP nº 11/2022. O procedimento para concessão da redução de royalties como incentivo à produção incremental em campos maduros deve seguir o estabelecido na Resolução ANP nº 749, de 21/09/2018.

É importante destacar ainda aperfeiçoamentos nos instrumentos das licitações, como editais e contratos da Oferta Permanente de Concessão (OPC) e de Partilha (OPP), como ações de incentivo para ampliação dos investimentos de O&G no Brasil. Entre eles, está a publicação da Resolução ANP nº 969/2024, que unificou outras duas

@Petrobras

resoluções referentes aos procedimentos para realização das licitações de blocos destinadas à contratação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Essa Resolução trouxe aprimoramentos como aumento do prazo do Ciclo, sendo mínimo de 120 dias e máximo de 180 dias, e exclusão do pagamento da taxa de participação e amostra de dados. Para a OPC, estabeleceu ainda bônus mínimo fixo para bacias terrestres maduras e bacias terrestres de fronteira exploratória, buscando ampliação da atratividade dos blocos, reduzindo barreiras à entrada de empresas no setor de E&P, aumentando a probabilidade da concessão do bloco e fomentando estudos geológicos nas áreas terrestres de novas fronteiras. E para a OPP, a previsão de cumprimento do Programa Exploratório Mínimo a partir de aquisição e/ou reprocessamento de sísmica 3D, além da perfuração de poço exploratório. Além disso, foi realizada a adequação dos editais e contratos com o disposto na Resolução CNPE nº 11/2023, em relação as novas regras de exigência de conteúdo local mínimo obrigatório a ser exigido nos próximos ciclos.

Já os contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural (E&P) possuem a Cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I), que determina que um percentual dos campos de grande produção seja investido em PD&I. Nos últimos anos, a ANP vem priorizando a destinação dos recursos de PD&I a temas ligados à transição energética. A inclusão desses temas, explicitamente, na regulamentação da ANP (Resolução nº 918/2023) sobre a aplicação dos recursos de PD&I, trouxe maior segurança jurídica para as empresas investirem em projetos com esses objetivos.

A figura a seguir mostra o crescimento dos investimentos nas temáticas de transição energética com recursos de PDI regulados pela ANP.

Além disso, no processo de atualização dos instrumentos licitatórios da Oferta Permanente de Concessão e de Partilha da Produção, foram incluídos, nas minutas de contratos, dispositivos para incorporar novas práticas da indústria que visam reduzir as emissões de gases de efeito estufa.

A ANP lançou ainda, recentemente, o Painel Dinâmico de Emissões de Gases de Efeito Estufa (GEE), ferramenta interativa que tem como objetivo dar publicidade aos dados de emissões de GEE nas atividades de produção de petróleo e gás no Brasil. O painel pode ser acessado AQUI.

É importante destacar ainda a atuação da ANP com aprimoramentos no segmento de biocombustíveis. Antes mesmo da definição legal, dada pela Lei 14.993/2024 (Lei do Combustível do Futuro), a ANP especificou, através da Resolução ANP 842/2021, o diesel verde, que consiste na mistura de hidrocarbonetos, similar ao diesel, produzidos exclusivamente por biomassa. A ANP tem autorizado também o uso experimental e específico de biocombustíveis, sobretudo

biodiesel, no transporte aquaviário. Já há comercialização de óleo combustível marítimo (bunker) com 24% de biodiesel. A Agência incluiu ainda, em sua agenda regulatória, a revisão da Resolução ANP 903/2022, que trata das especificações dos combustíveis aquaviários, a fim de incluir a possibilidade de uso de biodiesel e diesel verde em mistura ou em substituição aos combustíveis fósseis tradicionais (óleo diesel marítimo e óleo combustível marítimo).

Destaca-se ainda que, com a Lei do Combustível do Futuro, a ANP recebeu a atribuição de regular tanto o hidrogênio quando o CCS. A Agência vem estudando os temas para elaborar as respectivas regulações, já tendo publicado relatórios sobre ambos (hidrogênio e CCS).

Búzios e a próxima geração de FPSOs

P-79 - Projeto Referência. 180.000 bbl/d com exportação de gás

O campo de Búzios é uma descoberta gigante localizada na costa sudeste brasileira com vários sistemas de produção já em operação o que deu à Petrobras oportunidades técnicas e comerciais para melhorar as próximas gerações de FPSOs- incluindo aí melhorias nos poços de alta produção; tecnologias de remoção de sulfeto de hidrogênio (H2S), um gás incolor, tóxico, inflamável e corrosivo; padronização

@VitorPadua

das embarcações; soluções digitais; melhores procedimentos de projetos e integração entre as fases da embarcação ( projeto, construção, comissionamento e operação).

Durante a construção, comissionamento e partida das unidades já instaladas em Búzios, a Petrobras identificou questões técnicas que poderiam ser melhor abordadas para agregar valor aos próximos FPSOs. Essa observação resultou em projeto padrão chamado Projeto de

Referência que pretende a base para outros projetos. Foi inclusive objeto de trabalho apresentado na OTC Houston em 2021 por Marcio de Padua e Maiza Goulart.

O Projeto Referência teve seu desenvolvimento baseado em lições aprendidas em Búzios e de outros campos do Pré-Sal com o campo de Lula e, como um projeto padrão, ele tem o potencial de acelerar decisões de negócios e proporcionar economia de custos em projetos futuros.

Visão geral do FPSO“Projeto de Referência”

“O Projeto Básico de ReferênciaPBREF, como é conhecido dentro da Petrobras, foi um projeto desenvolvido incorporando as lições aprendidas do projeto Replicantes (P-66 a P-71) e Cessão Onerosa (P-74 a P-77). E deu origem a P-78 e P-79, o sétimo e oitavo projetos do campo de Búzios - serão 11 ao todo. Sua planta de óleo tem capacidade para processar 180.000 barris por dia de petróleo utilizando um trem de produção. Sua planta de tratamento de gás tem capacidade de 7,2 MMm³/d e utiliza TEG para desidratação do gás. A corrente destinada à exportação ainda passa por uma planta de ajuste do ponto de orvalho, planta de remoção de CO2 e remoção de H2S. O restante do gás será reinjetado. Sua planta de injeção de água, tem capacidade para injetar 240.000 barris por dia de água dessulfatada”, conta Vitor Pádua, CRO do FPSO P-79 que trabalhou por três meses a temperaturas abaixo de zero na Coréia do Sul, acompanhando testes de aceitação e performance.

Ele conta que o estaleiro da Hanwha Ocean, em Geoje-si, é imenso, com vários navios sendo construídos ao mesmo tempo: eles fazem uma média de 45 a 50 navios por ano e o forte deles são navios LGN, petroleiros-gaseiros e cargueiros. “ Eu levava 9 minutos de ônibus para sair do estaleiro, para você ter ideia do tamanho. Eu trabalhei na obra da P- 69 em Angra dos Reis (RJ). O Brasil tem condição de construir esse tipo de embarcação e está acontecendo uma retomada da indústria naval brasileira, porém, precisamos nos modernizar e investir nos estaleiros do nosso país. Ao lado tem outro gigante, o estaleiro Samsung. Eles aproveitam as baías que existem na costa da Coreia do Sul”, conta Vitor.

Vitor vem de três projetos diferentes: P- 53, que é um projeto do Pós-Sal que começou a produzir em 2008; P-69, um projeto do Pré-Sal que começou a

Production Team - Petrobras FPSO P-79: Cristensen Dias, Rodrigo Leitão, Alex da Silva, Wagner Abreu, Jose Furtado do N JR, Vitor Pádua , Arthur Silva , Adson Nascimento, Carlos Mateus, Rafael Leite da Silva , Eduardo Lima.

@VitorPádua

produzir em 2018; e agora está na P-79, que vai começar a produzir em 2026. Ele acompanhou a evolução do setor e sabe que os navios estão vindo com cada vez mais tecnologias mais verdes, de descarbonização e diminuição de queima de gás.

“Você tem o projeto básico, que é a concepção do projeto, que é você pegar lições aprendidas de outros projetos, novas tecnologias de descarbonização, novas tecnologias de captação de CO2, reinjeção de CO2. E você detalha aquilo que trouxe no projeto básico, como ‘eu vou colocar um transmissor de pressão nessa posição’, ‘tenho que colocar 2 tipos de válvula aqui, diferente dessa condição’... É um prazer muito grande para a gente que é da operação e não da engenharia, a gente que opera a plataforma, poder participar ; são poucos os que têm essa oportunidade de viver um projeto básico, um projeto de detalhamento. Poder participar da vida da unidade, porque você tem a oportunidade de comentar os desenhos, propor mudanças quando elas podem ser efetuadas. Os primeiros meses de operação são de muito trabalho. Existem muitas ocorrências, às vezes até shutdown para reconfiguração de alguma coisa. Depois que a planta está estabilizada, teoricamente, você tem alguns anos de calmaria. Mas é muito bom participar da partida da plataforma, prepará-la para o primeiro óleo. Depois do primeiro óleo, vem o primeiro gás - a primeira injeção de gás. E o flare out . Geralmente a ANP dá 90 dias para começar a injetar o gás está sendo produzido. Depois que injetar o gás, você pode abrir os outros poços. E

vai comissionando os outros sistemas. Quando esse gás está super enquadrado, você pode pegar parte dele e exportar para o continente”.

Vitor conta que está há quase 2 anos nesse projeto e nunca imprimiu uma folha de papel. Antes, o trabalho era feito com ‘Book de PI&D’; cada um tinha o seu e anotava manualmente impressões sobre a instrumentação e tubulação, os diagramas. Dessa vez, todos incluíram digitalmente suas anotações.

A próxima geração de FPSOs do campo de Búzios vai lidar com alto teor de H2S (de até 200 ppmv), mas esse número precisa ser menor (5ppmv) para exportação de gás e para se adequar à especificação dos gasodutos. Se, contudo, o projeto não considerar exportação, mas reinjeção total de gás no reservatório, o sistema de remoção de H2S precisa estar atento à metalurgia do gasoduto e especificação de gás combustível para os turbogeradoresque não pode ser ultrapassar 20 ppmv.

O tratamento de sulfeto de hidrogênio por adsorção de amina já foi utilizado no passado, na P-50 por exemplo, e agora essa tecnologia foi otimizada e será aplicada nos FPSO do projeto referência, P-78 e P-79.

Os poços de Búzios têm produtividade maior fora do normal, então a próxima geração de FPSOs deve considerar poços com vazão de até 66.000 bpd. Os sistemas topside para novos FPSOs são adequados para maior vazão, mas, sistemas e poços devem ser monitorados continuamente para garantir integridade.

O casco é uma das partes mais adequadas de um FPSO para padronização e a Petrobras tem experiência nisso.

Em Búzios, que tem um grande volume de óleo recuperável, os topsides são complexos e a capacidade de armazenamento de óleo produzido é uma questãochave em relação ao offloading.

A estrutura do casco representa mais de 80% do peso do navio e o FPSO Reference Design do casco é muito bem detalhado ainda que permita pequenas alterações. O casco do Reference Design FPSO foi desenvolvido com pegada de convés principal (comprimento e largura) suficiente para acomodar dois trens de produção; a profundidade tem capacidade adequada de armazenamento de óleo, onde o layout dos tanques de carga foi configurado de tal forma que a logística de descarregamento não fosse afetada mesmo durante momentos críticos, inspeção ou reparo de tanques.

Tecnologias no campo de Búzios foram reconhecidas mundialmente.

Visão geral interna da estrutura do casco do Projeto de Referência

@Petrobras

Ferramentas de automação foram desenvolvidas para melhorar a qualidade do projeto e reduzir o tempo necessário para adaptações - essas ferramentas foram responsáveis pela redução de 50% do tempo necessário para desenvolver um projeto básico de casco do zero. A maioria das inovações incentiva o uso de automações de processos robóticos (RPA) e regras de engenharia para aumentar a produtividade, garantir a qualidade e a consistência dos dados. Uma ferramenta pode reduzir o tempo de especificação de válvulas de mais de 2.000 horas para apenas alguns minutos; outra utiliza processamento de linguagem natural (NLP) para orientar engenheiros de inspeção enquanto recuperam consultas técnicas durante a fase de Construção e Montagem (C&A), comparando documentos emitidos com dezenas de milhares de documentos disponíveis de projetos anteriores e identificar aqueles com a maior correlação. Muitas outras ferramentas estão sendo desenvolvidas para aproveitar ao máximo os bancos de dados existentes.

À medida que o campo de petróleo se tornou mais conectado, oportunidades crescentes de automação foram sendo introduzidas com o objetivo de atingir novos níveis de produtividade e segurança: um braço robótico no piso de perfuração de uma plataforma trazendo tubos do suporte para o poço ou robôs autônomos inspecionando os ativos de locais perigosos ou de difícil acesso; se houver conectividade, há espaço

para ferramentas de uso de contratantes e operadores.

Em 2023, um grupo de contratantes se uniu para ajudar a definir os próximos passos na automação para embarcações flutuantes de produção, armazenamento e descarga (FPSO). A FPSO Coalition — composta por SLB, Rockwell Automation, Sensia e Cognite — é uma colaboração projetada para acelerar a evolução dos FPSOs desenvolvendo e empregando novos recursos digitais voltados para melhorar a confiabilidade, disponibilidade, segurança e eficiência

dos ativos, ao mesmo tempo em que reduz a pegada de carbono de suas operações offshore.

FPSOs têm sido ferramentas inestimáveis para o desenvolvimento offshore ao redor do mundo por décadas. Alguns hardwares mais antigos não têm o benefício de serem conectados por fios ou peças de equipamento prontas para a Internet das Coisas (IoT). Por mais que a coalizão busque soluções para integrar em novas instalações, ela também explora as limitações e o potencial de trazer componentes mais antigos, mas ainda viáveis, para a era digital.

Sob o empreendimento, a SLB foi escolhida para trazer soluções digitais avançadas, expertise em domínio de subsuperfície e capacidades complexas de integração e gerenciamento de projetos para aumentar a eficiência e reduzir a pegada de carbono das operações em todos os estágios do ciclo de vida do FPSO. A Rockwell forneceria expertise em sistemas de controle e segurança para FPSOs, bem como ampla experiência em sistemas de energia.

Uma das primeiras tarefas atribuídas à coalizão foi um contrato concedido à SLB para uma solução de simulação dinâmica multifuncional, fornecendo um ambiente de gêmeo digital imersivo para simular dinamicamente processos operacionais e seus sistemas de controle e automação, treinar pessoal e fortalecer elementos de segurança em cinco novas unidades FPSO a serem instaladas no Campo de Búzios, na Bacia de Santos, para a Petrobras.

“Tendo em mente que a vida útil operacional típica de um FPSO pode ser de 20-25-30 anos, muita coisa pode mudar em termos de tecnologia, condições de processo, requisitos regulatórios, etc.”, disse Greg Trostel, gerente global de desenvolvimento da indústria para produção flutuante na Rockwell Automation.

“Mas, em última análise, o principal objetivo da automação é garantir a operação confiável e segura da embarcação — sem perda de contenção, sem pessoal em risco, sem incidentes ambientais. Idealmente, os sistemas de automação podem se adaptar e crescer com a tecnologia e os requisitos em mudança. Dependemos dos sistemas de automação para manter todos os módulos de processo individuais conectados e operando em conjunto com os principais sistemas de embarcações”, disse o executivo.

“O número de conexões necessárias para fazer uma plataforma FPSO funcionar é imenso. A Petrobras utiliza agora maiores estacas-torpedo já empregadas na indústria, conseguimos reduzir o raio de ancoragem e a quantidade de linhas de amarração necessárias para posicionar um FPSO (de 24 para 20 linhas), ganhando mais espaço para as conexões dos risers submarinos e diminuindo custos e utilizando pela primeira vez na indústria, linhas flexíveis de oito polegadas em águas ultra profundas. Essas tecnologias levaram a outra inovação em Búzios: configurações otimizadas do sistema de risers. Em Búzios foi utilizado o primeiro manifold do mundo de injeção simultânea de água e gás (WAG), concebido para receber água e gás e distribuí-los para os poços selecionados.“, conta Vitor Pádua.

Comissionamento em ondas

O processo de comissionamento de um FPSO é desafiador, incluindo milhares de itens distribuídos entre centenas de sistemas e subsistemas. O comissionamento da planta de compressão e tratamento de gás é uma das etapas mais desafiadoras do processo então, as observações levaram a melhorias: padronização para as atividades na fase onshore e offshore

e tecnologias que permitam testar os sistemas o mais próximo possível de sua condição operacional. Já se sabe que o nível de conclusão dos FPSOs e o comissionamento de equipamentos e sistemas na fase onshore são fundamentais.

A participação das equipes de comissionamento no FEED também mostrou resultados positivos na incorporação de lições aprendidas e aprendizado organizacional na próxima geração de projetos básicos de engenharia do Pré-Sal. A equipe de comissionamento dessa fase define

limite entre sistemas operacionais, atribuindo cada item comissionável ao seu sistema operacional, projetando a rede de precedência preliminar, construindo um memorando descritivo de comissionamento que define os requisitos para testes e seus critérios de aceitação. E existe uma lista mínima de testes para garantir a funcionalidade e aprovação de todos os subsistemas e permite a avaliação do FPSO para navegação: Teste de Carga Total, Simulação de Planta de Gás, Teste de Funcionamento de Compressor a Gás, Simulação de Planta de Óleo e Água, Testes de sistemas de casco, Teste de Sistema de Injeção de Água e Teste de Partida Preta.

Um desafio permanente é o comissionamento do sistema de gás (Fuel Gas, Compressão, Desidratação, Reinjeção) para queima o volume mínimo de gás natural conforme acordado com a ANP. O primeiro óleo permite que as equipes iniciem o comissionamento da planta de tratamento de gás e sistemas de compressão com gás natural. O comissionamento desses sistemas permite a injeção de todo o gás produzido e o aumento da produção de óleo. Para isso, estabeleceu-se um programa com todos os stakeholders que gerasse recomendações sobre a eficácia das ações onshore, planejamento e gestão, aspectos contratuais, soluções de engenharia, fatores humanos e padronização. Essas recomendações deveriam ser aplicadas nos próximos projetos e incorporadas onde possível nos projetos em andamento.

Com base nesse trabalho, foram implementadas no Projeto de Referência algumas melhorias para serem aplicadas

Desenho em 3D da P-83 FPSO

à próxima geração de FPSOs de Búzios. Essas melhorias incluem o layout da varanda do riser, referente à otimização da varanda do riser e dos lançadores e receptores de pig; configuração de VRU e compressão de CO 2 ; turbogeradores de maior porte, em conformidade com a regulamentação brasileira; melhorias nos sistemas de alívio de gás; compatibilidade com as especificações técnicas IOGP JIP 33; padronização de funções de controle e supervisão; adoção de soluções digitais voltadas para a segurança, como sistemas de gestão de barreiras de segurança, e-mustering e e-localização; desenvolvimento e utilização de sistema automatizado para seleção de válvulas; melhorias nos sistemas de medição de petróleo e gás e outros.

Vitor conta que a P-79 não tem, mas a P-86 e Bacalhau (feita pela Modec, que vai começar a operar daqui a alguns meses, têm geradores com ciclo Combinado –onde os gases que são queimados têm carga térmica muito grande, então se coloca um circuito de vapor fechado para poder ser aquecido com esse gás e esse vapor movimenta uma outra turbina. E essa outra turbina vai gerar energia elétrica reduzindo em 25% o consumo de gás combustível, ou seja, com 25% a menos de gás, se consegue gerar a mesma quantidade de energia elétrica. É uma tentativa de fazer uma operação mais verde. Com 4 tubos geradores, cada um com 32 megawatts, pode-se gerar essa energia.

“E sem dúvida é necessário um treinamento bem específico para poder trabalhar no comissionamento, porque é quando se fazem os testes de vazamento; a boroscopia (colocar uma câmera

Visão geral da varanda do riser do Projeto de Referência

@iogp

dentro da tubulação para ver se ela está toda limpa); o flushing ... Esses testes são chamados de TAP, testes de aceitação e performance. Porque você faz a TAP 1 e TAP 2, e quando o sistema está bem consolidado, você faz o TTAS1 e TTAS2, que são os termos de transferência e aceitação de sistema. Então, o contato com os fornecedores é uma das partes mais importantes dessa etapa porque o vendor é o dono do equipamento, e por contrato já está previsto treinamento. Mas além do treinamento a gente tira dúvida sobre manutenção preventiva e corretiva e acaba tendo uma experiência na plataforma. É um momento único para aprender tudo o que puder, para quando chegar a hora, você operar da melhor forma possível”, finaliza Vitor.

Preservação invisível é uma importante etapa na preservação de equipamentos que não fica à vista, aparente, mas é tão importante quanto as demais preservações.

TREINAMENTO

O sistema de flare é uma parte essencial em um FPSO.

VEJA O VÍDEO COMPLETO

Pé firme no chão

A produção onshore de petróleo e gás no Brasil desempenha um papel fundamental no setor energético nacional e promove o desenvolvimento regional. Neste segmento estão operações terrestres que variam desde campos maduros até áreas em desenvolvimento, cada uma com características e desafios específicos.

Campos Maduros vs. Campos em

Desenvolvimento

A ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis define campos maduros como aqueles com mais de 25 anos de produção ou que já atingiram pelo menos 70% da estimativa de recuperação das reservas provadas. Esses campos geralmente apresentam produção declinante e exigem tecnologias avançadas e investimentos

significativos para manter ou aumentar a extração de petróleo e gás. Já campos em desenvolvimento se referem a áreas onde as atividades de exploração e produção estão em fases iniciais ou intermediárias. Esses campos ainda não atingiram seu pico produtivo e possuem potencial para incremento na produção à medida que novas tecnologias são implementadas e

investimentos são realizados.

Até fevereiro de 2023, existiam 61 operadores de campos de petróleo e gás no país, dos quais 47 eram companhias independentes – essas últimas foram responsáveis por aproximadamente 6% da produção nacional.

A Petrobras ainda detém uma parcela substancial da produção onshore: em dezembro de 2022, a Petrobras operou 60% da produção de óleo e gás onshore, enquanto as empresas independentes foram responsáveis por 40%. Entre 2021 e 2022, essas empresas independentes perfuraram 79 poços de produção e injeção em terra, enquanto a Petrobras perfurou 42 poços no mesmo período.

A ANP lançou em agosto de 2023 o Mapa de Tendência de Dados Técnicos e Atualizações de Áreas sob Contrato, onshore e offshore, que é atualizado mensalmente, com dados que permitem acompanhar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, bem como os dados técnicos mais solicitados pelas empresas à ANP, entre

os que compõem o Banco de Dados de Exploração e Produção da Agência (BDEP).

O objetivo é que, a partir desses dados, a indústria, órgãos públicos e a sociedade possam fazer estudos, interpretações e identificar tendências do mercado, com relação a novas atividades e investimentos.

Na ferramenta, são apresentados recortes de mapas de todas as 16 bacias sedimentares brasileiras nas quais há atividade petrolífera, bem como um mapa geral do Brasil mostrando a localização de cada uma. Nesses recortes, são mostrados os blocos exploratórios e campos de produção presentes na região, todos poços perfurados nessas áreas no mês em questão e os blocos e/ou campos novos ou devolvidos naquele mês.

O mapa traz ainda os cinco dados mais solicitados pelas empresas petrolíferas nos últimos 12 meses, relacionados a poços, sísmicas 2D e 3D e métodos não sísmicos (como gravimétricos e magnéticos).

As empresas independentes desempenham um papel estratégico na E&P de petróleo e gás natural no Brasil. Segundo dados elaborados pela ABPIP – Associação Brasileira dos produtores independentes de Petróloe e Gás, com base no Painel Dinâmico da ANP, as empresas operadoras associadas à ABPIP representam 6,28% da produção nacional, com uma média de 270 mil boe/dia em 2024.

Em 2024, entre os campos operados pelos associados, 56,1% (124 campos) são classificados como maduros, enquanto 43,9% (97 campos) são considerados novos, conforme a classificação estabelecida pela Resolução ANP 749/2018.

ACESSE O MAPA COMPLETO

Marcio Felix, presidente da ABPIP, conta que o dia a dia num campo maduro é marcado por um trabalho contínuo de otimização da produção, buscando manter a eficiência e reduzir o declínio natural do reservatório. Isso envolve monitoramento constante, intervenções frequentes nos poços e a aplicação de tecnologias para aumentar a recuperação. Além disso, há um foco grande na gestão de custos, já que a relação entre produção e investimento precisa ser equilibrada para manter a viabilidade econômica. Já num campo novo, a dinâmica é diferente. O desafio está no desenvolvimento do ativo, com a perfuração e completação de novos poços, instalação da infraestrutura e ajustes na estratégia de produção conforme os primeiros dados de extração. Sendo assim, a rotina em um campo novo tem como foco, consolidar um platô produtivo e garantir o retorno do investimento inicial.

“As independentes têm um papel essencial na indústria, especialmente em nível regional. Elas conseguem revitalizar campos que já não são atrativos para as grandes operadoras, prolongando a vida útil desses ativos e evitando o abandono precoce. Além disso, movimentam a economia local, gerando empregos e fortalecendo a cadeia de fornecedores. Também ajudam a diversificar o setor, reduzindo a concentração do mercado e contribuindo para a oferta interna de petróleo e gás, o que traz mais estabilidade para o

abastecimento regional” diz Márcio Felix, ressaltando que as empresas independentes estão sujeitas ao mesmo arcabouço regulatório das grandes operadoras, incluindo normas técnicas, exigências administrativas e encargos setoriais.

Todavia, o regulador tem implementado medidas para considerar as particularidades dessas empresas, como a Resolução ANP nº 32/2014, que trata do enquadramento de pequeno e médio porte, e a Resolução ANP nº 877/2022, que prevê a redução de royalties para campos marginais.

Ainda assim, Márcio Felix afirma que há oportunidades para aprimoramentos regulatórios que promovam um ambiente mais equilibrado e competitivo, garantindo segurança jurídica e incentivando investimentos no setor. - Caminho das Árvores - CEP: 41.820-020 | Salvador -

@Divulgação

BA 6. As independentes têm acesso às novas tecnologias? Como otimizam a produção? Em relação ao acesso às novas tecnologias, as independentes podem ter limitações em comparação com as grandes operadoras, mas compensam isso com agilidade e soluções criativas. Parcerias com fornecedores, uso de automação, digitalização de dados e aplicação de técnicas de recuperação

avançada permitem otimizar a produção sem grandes investimentos. “A gestão eficiente e o monitoramento em tempo real são essenciais para reduzir custos e aumentar a produtividade dos poços. Ainda que não disponham dos mesmos recursos das majors, as independentes conseguem se manter competitivas ao buscar inovação com foco em custobenefício”, finaliza o executivo.

Crescimento Sustentável

no Óleo e Gás

A Petrom Oil e Gas, fundada em 29 de novembro de 2018, é uma empresa 100% brasileira dedicada à extração sustentável de petróleo e gás natural que atualmente ocupa a 17ª posição entre as produtoras de petróleo no Brasil, destacandose por sua equipe com ampla experiência na indústria de óleo e gás e na formação de parcerias de longa duração.

“Nosso objetivo sempre foi aliar eficiência operacional com responsabilidade ambiental, garantindo que cada etapa do

processo seja conduzida com o mais alto padrão”, afirma Renato Tocantins , CEO da Petrom, que possui mais de 25 anos de experiência no setor de óleo e gás.

Aquisição e Operação do Campo de Rabo Branco Em 2021, a Petrom consolidou sua posição ao adquirir por US$ 1,5 milhão - exercendo seu direito de preferência - a totalidade do Campo de Rabo Branco, localizado na Bacia de Sergipe-Alagoas, no estado

de Sergipe. Anteriormente, a empresa detinha 50% de participação no campo que dividia com a Petrobras.

“Nós aprendemos muito no tempo em que fomos sócios da Petrobras. E essa foi uma aquisição estratégica que nos permitiu expandir nossa atuação e otimizar as operações. Temos investido constantemente para garantir que o campo atinja seu potencial máximo”, explica Tocantins.

Desde a aquisição completa do Campo de Rabo Branco, a Petrom implementou melhorias significativas em suas operações. Inicialmente, o campo contava com dez poços, mas apenas um em operação. Com investimentos em tecnologia e infraestrutura, a empresa

reativou e colocou em operação mais cinco poços, elevando a produção para aproximadamente 400 barris de óleo por dia. Além disso, o campo produz entre 3.000 e 5.000 m3 de gás natural diariamente, com potencial para expansão.

Uma das iniciativas inovadoras da Petromoil foi a instalação de uma pequena central termoelétrica no campo, com capacidade de gerar cerca de 0,3 megawatts de energia. “Acreditamos que a autossuficiência energética é um diferencial estratégico. Nossa central não só reduz custos operacionais, mas também minimiza impactos ambientais”, destaca Tocantins.

Estratégias de Gestão e ParceriasDesenvolvimento

A Petrom adota uma estrutura de custos enxuta e eficiente, permitindo agilidade nas decisões e adaptabilidade às demandas do mercado. A empresa optou por não se associar formalmente a associações do setor, mantendo uma postura independente que lhe confere maior flexibilidade. No entanto, mantém relações próximas com outras empresas e stakeholders, garantindo alinhamento com as melhores práticas e tendências da indústria.

Toda a parte de meio ambiente e ação social da Petrom está à cargo da Terra Viva. “Eles fizeram toda a parte ambiental para o campo de Rabo Branco desde o início, conhecem como ninguém o lugar, então demos continuidade ao que estava sendo bem cuidado, porque

enxergamos que este é um ponto sensível, relevante e faz parte de nossa política interna de governança. Nossos projetos sociais também são gerenciados pela Terra Viva. E já promovemos junto as comunidades locais diversos cursos de educação ambiental e também cursos de treinamento e profissionalizantes. A pedido da comunidade trouxemos inclusive cursos de doces e lanches. Estendemos o curso de educação ambiental para uma escola local em Santo Amaro das Brotas (70 km de Aracaju/ SE), e intentamos ampliar isso. Um dos nossos projetos que nos emociona muito é a casa transitória de atendimento ao paciente Vera Lúcia Felizardo que recebe crianças carentes do Brasil inteiro vêm a São Paulo em busca de tratamento contra câncer,” conta o CEO da Petrom.

Renato destaca ainda que operar no setor de petróleo e gás no Brasil apresenta desafios, incluindo a complexidade regulatória, questões ambientais e a necessidade de constante inovação tecnológica. “Estamos sempre atentos às mudanças do mercado e buscamos

soluções inovadoras para tornar nossas operações mais eficientes e sustentáveis”, reforça Tocantins.

O trabalho da Petrom segue fiel no estabelecimento de parceiras que durem. Tanto que a Companhia de Desenvolvimento Econômico de Sergipe (Codise) renovou o contrato de cessão e retenção de uso de área como superficiário de uma fração da área total do campo terrestre de Rabo Branco.

O presidente da Codise, Ronaldo Guimarães, destacou a importância de Sergipe no cenário nacional de exploração e produção do onshore. “Somos um dos principais produtores do Brasil, tanto onshore quanto no offshore, e os reservatórios que a Petromoil explora e produz fazem parte desse contexto, impactando a economia do nosso estado e nos colocando numa posição de destaque no cenário nacional de combustíveis”, informou.

A Petrom deve iniciar mais uma campanha de perfuração. “Estamos articulando o início da campanha ainda para 2025. Começaremos com dois poços, com previsão de intensificar o processo. Acreditamos ser uma área com grande potencial de produção em óleo e gás,” finaliza Renato Tocantins.

Introdução

FPSO e Medição de Pressão e Temperatura

por: César Cassiolato – Presidente & CEO – VIVACE PROCESS INSTRUMENTS

As Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Descarga (FPSO) são fundamentais na indústria de petróleo e gás, especialmente em operações offshore. A eficiência e segurança dessas unidades dependem da medição precisa

Estrutura e Operação de um FPSO

Um FPSO é uma embarcação projetada para operar em ambientes marinhos desafiadores, onde realiza a extração e o armazenamento de petróleo e gás. A estrutura do FPSO inclui:

• Casco Flutuante: Proporciona estabilidade e suporta as instalações de

Medição de Pressão em FPSOs

Transmissores de Pressão com Sensor

Capacitivo

Os transmissores de pressão desempenham um papel crucial na monitorização das condições operacionais de um FPSO. Os sensores capacitivos são uma escolha muito utilizada devido à sua alta precisão e confiabilidade. Eles funcionam com base nos princípios da capacitância, onde a alteração da pressão provoca uma variação na capacitância do sensor capacitivo.

de parâmetros críticos, como pressão e temperatura. Este artigo discute a utilização de transmissores de pressão com sensor capacitivo e a aplicação de transmissores de temperatura para garantir medições confiáveis e seguras.

produção.

• Sistemas de Processamento: Equipamentos para separação, tratamento e armazenamento de hidrocarbonetos.

• Sistemas de Amarração: Mantêm a unidade fixada ao fundo do mar.

Vantagens dos Sensores Capacitivos

1. Alta Precisão: Os sensores capacitivos oferecem medições precisas de pressão, essenciais para operações seguras.

2. Estabilidade a Longo Prazo: Estas unidades são menos suscetíveis a deriva e apresentam melhor estabilidade em comparação com outros tipos de sensores.

3. Resistência a Condições Adversas: Os sensores capacitivos são projetados para resistir a vibrações e corrosão,

características comuns em ambientes offshore.

Qual a importância nas medições de pressão em uma FPSO?

A medição de pressão em uma FPSO é crucial por várias razões:

1. Segurança Operacional

• Prevenção de Acidentes: Monitorar a pressão ajuda a evitar situações de sobrepressão, que podem resultar em explosões ou vazamentos.

• Detecção de Falhas: Mudanças abruptas na pressão podem indicar falhas em equipamentos, permitindo intervenções rápidas.

2. Eficiência de Processos

• Otimização da Produção: A pressão ideal é necessária para maximizar a produção de petróleo e gás, garantindo que os processos de separação e tratamento funcionem adequadamente.

• Controle de Vazão: A pressão influencia a taxa de vazão dos fluidos, permitindo ajustes que melhoram a eficiência operacional.

3. Conformidade Regulatória

• Atendimento a Normas: A indústria de petróleo e gás é altamente regulamentada. A medição precisa da pressão é fundamental para garantir que

Medição de Temperatura em FPSOs

Transmissores de Temperatura

Assim como a pressão, a temperatura é um parâmetro crítico que deve ser monitorado com precisão em um FPSO. Os transmissores de temperatura são utilizados para garantir que as condições operacionais sejam mantidas dentro de limites seguros.

Importância da Medição de

Temperatura

as operações estejam em conformidade com as normas de segurança e ambientais.

4. Manutenção Preditiva

• Análise de Dados: Dados de pressão são utilizados para prever falhas em equipamentos, permitindo manutenções programadas que minimizam o tempo de inatividade e os custos de reparo.

5. Controle de Processos Químicos

• Reações Seguras: Em processos onde reações químicas ocorrem, a pressão deve ser monitorada para garantir que as condições permaneçam dentro dos limites seguros.

6. Monitoramento de Sistemas de Transporte

• Detecção de Vazamentos: A medição de pressão em sistemas de tubulação ajuda a identificar vazamentos ou obstruções, protegendo o meio ambiente e a integridade da operação.

A medição de temperatura em FPSOs é de extrema importância por várias razões:

1. Segurança Operacional

• Prevenção de Riscos: A temperatura inadequada pode levar a riscos como superaquecimento, que pode resultar em falhas de equipamento ou até explosões.

• Monitoramento de Equipamentos: A temperatura é um indicador crítico de saúde para muitos equipamentos;

Figura 1 – Medição de Pressão em FPSO

2. Eficiência de Processos

• Controle de Viscosidade: A temperatura influencia a viscosidade do petróleo, afetando a facilidade com que ele flui. Medições precisas são necessárias para otimizar o bombeamento e o processamento.

• Otimização de Reações Químicas: Em processos químicos, a temperatura deve ser mantida dentro de limites específicos para garantir a eficiência e a segurança.

3. Qualidade do Produto

• Separação Eficiente: Temperaturas controladas são essenciais para a separação eficaz de óleo, gás e água, garantindo a qualidade do produto final.

• Estabilidade do Produto: A temperatura influencia a estabilidade do óleo e outros produtos, prevenindo degradação ou formação de depósitos.

4. Conformidade Regulatória

• Normas de Segurança: A indústria de petróleo e gás é regulamentada por

Desafios e Considerações

Condições Ambientais

Calibração e Manutenção

normas rigorosas. A medição adequada da temperatura é fundamental para garantir que as operações estejam em conformidade com essas diretrizes.

5. Manutenção Preditiva

• Análise de Tendências: Monitorar a temperatura ao longo do tempo ajuda na identificação de padrões que podem indicar a necessidade de manutenção, prevenindo falhas inesperadas.

6. Monitoramento de Processos de Armazenamento

• Condições de Armazenamento: A temperatura é um fator crítico em tanques de armazenamento, afetando a segurança e a eficácia do armazenamento de hidrocarbonetos.

Os transmissores de pressão e temperatura devem ser robustos o suficiente para suportar as condições adversas do ambiente marinho, incluindo corrosão e vibrações.

A calibração regular é essencial para garantir a precisão das medições. A manutenção preventiva deve ser realizada para evitar falhas e garantir a confiabilidade dos sistemas de medição.

Conclusão

A medição precisa de pressão e temperatura em FPSOs é essencial para garantir a segurança e eficiência das operações offshore. O uso de transmissores de pressão com sensor capacitivo e transmissores de temperatura proporciona medições confiáveis, permitindo uma operação segura e otimizada. À medida que a tecnologia avança, a integração desses sistemas em plataformas de automação continuará a desempenhar um papel crítico no sucesso das operações de exploração e produção de petróleo e gás. variações podem sinalizar problemas iminentes.

Figura 2 – Medição de Temperatua em FPSO

Petroleum exploration and production in Brazil: From onshore to ultra-deepwaters

for: ANJOS Sylvia M C*, SOMBRA Cristiano L, SPADINI Adali R

Global deepwater oil and gas resources are extremely abundant, with immense potential for exploration and development, making them a focal point for global oil and gas exploration and a crucial area for increasing reserves and production. The eastern coast of Brazil, the Gulf of Mexico in the United States, and the Gulf of Guinea in West Africa are collectively known as the “Golden Triangle” of global deepwater oil and gas exploration, with recoverable oil and gas resources accounting for 40% to 50% of the total recoverable deepwater resources worldwide.

In 1953, the state-owned Brazilian Petroleum Company (Petrobras) was created. The company moved to offshore just 15 years after initiated exploration onshore, drilled the first well in 1968 and in the same year reached the first discovery, Guaricema field, in the SergipeAlagoas Basin, NE Brazil, in water depth of 15 m. In 1974 the first discovery in Campos Basin, the Garoupa field followed by the Namorado Field in 1975, the first giant field offshore in in Albian/Cenomanian sandstone turbidites at 166 m water depth. The Marimbá Field, discovered in 1984 at a water depth of 383 m, marked a significant step in deepwater production. The introduction of...

Introdução

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Presidente da Petrobras se reúne com Presidente da Guiana

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, se reuniu com o presidente da Guiana, Mohamed Irfaan Ali durante a CeraWeek. Magda e Irfaan Ali discutiram oportunidades na exploração e produção de petróleo em águas profundas da Guiana e outras possibilidades de cooperação Sul-Sul, visando a integração energética da região.

As operações de petróleo da Guiana estão localizadas na Margem Equatorial, próxima à porção brasileira dessa região, que margeia a linha do Equador.

Durante o encontro, o presidente da Guiana demonstrou o interesse do país vizinho na reconhecida expertise da Petrobras na operação em águas profundas.

A Guiana vem realizando relevantes descobertas de petróleo em seu território marinho e, desde 2020, viu sua produção de petróleo crescer mais de 800%. O país produz hoje aproximadamente 600 mil barris de petróleo por dia e pretende ampliar esse volume para aproximadamente 1 milhão até 2027.

@Petrobras/Gustavo

Galbatto

Petrobras informa sobre teste de formação na Colômbia

A Petrobras informou que realizou teste de formação no poço Sirius-2, em águas profundas da Colômbia, a 31 km da costa e em uma profundidade d’água de 804 metros. O teste de formação avaliou um intervalo de aproximadamente 100 metros de reservatório, no qual se comprovou boa produtividade. Durante o teste foram coletadas amostras que serão

@Petrobras /André Motta de Souza

posteriormente caracterizadas por meio de análises laboratoriais. O resultado preliminar do teste reforça o potencial volumétrico para gás na região.

A Petrobras, por meio de sua subsidiária Petrobras International Braspetro B.V –Sucursal Colômbia (PIB-COL), atua como operadora do consórcio (participação de 44,44%), em parceria com a Ecopetrol (participação de 55,56%). O consórcio dará continuidade à avaliação dos resultados obtidos com a perfuração dos poços

Sirius-1 e Sirius-2, conforme planejamento e previsões contratuais junto à Agência Nacional de Hidrocarburos (ANH).

A atuação da Petrobras no Bloco Gua-Off-0 está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio de exploração de novas fronteiras e atuação em parceria, assegurando o atendimento à demanda global de energia durante a transição energética.

Campo de Mero atinge recorde

de 500 mil barris de óleo produzidos por dia

O campo de Mero, localizado no PréSal da Bacia de Santos, alcançou (28/02) a marca de 500 mil barris de petróleo produzidos diariamente. Desta forma, tornou-se o terceiro campo da Petrobras em operação a superar esse número.

O bloco de Libra, onde se situa o campo de Mero, foi arrematado pelo Consórcio de Libra em 2013, sendo o primeiro contrato celebrado no regime de partilha de produção no Brasil.

Atualmente, existem quatro plataformas em operação no Campo de Mero, sendo que a primeira delas começou a produzir em 2017 (FPSO Pioneiro de Libra).

@Modec

FPSO Guanabara, uma das quatro unidades em operação no campo de Mero, atualmente é a plataforma de maior produção do país

“Desde que extraiu seu primeiro óleo, a produção de Mero é marcada por avanços tecnológicos, inovação e recordes de produção. A marca de 500 mil barris diários é fruto do trabalho de várias áreas e das novas tecnologias utilizadas nos nossos projetos e no dia a dia de nossas operações. A companhia segue empenhada em atuar de forma sustentável, otimizando a produção dos campos existentes e, com isso, ajudando a prover a energia necessária para o desenvolvimento do país”, diz Magda Chambriard, presidente da Petrobras.

A operação iniciada em 2017 foi ampliada com os navios-plataforma Guanabara - atualmente a de maior produção do país - Sepetiba e Duque de Caxias. Ainda em 2025, a quinta unidade entrará em operação, o FPSO Alexandre de Gusmão, que deixou a China em dezembro de 2024.

Com a nova plataforma, a capacidade de produção instalada do campo subirá para 770 mil barris de óleo diários. O PréSal responde, atualmente, por 81% da produção total da Petrobras.

“Mero é o terceiro maior campo do Brasil e está, em termos de volume de óleo in place e de produção, atrás apenas de Tupi e Búzios, também localizados no pré-sal da Bacia de Santos. E a produção vai aumentar ainda mais, com a conclusão do ramp-up do FPSO Marechal Duque de Caxias e a entrada em operação

do FPSO Alexandre de Gusmão. Investimos pesado no desenvolvimento tecnológico, o que permite aumentar a produtividade minimizando as emissões de gases de efeito estufa, com segurança e integridade das instalações”, afirma Sylvia Anjos, diretora de Exploração e Produção da Petrobras.

Descoberto em 2010, Mero está localizado em águas ultra profundas (profundidade de 2.100 metros), a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro. O campo é regido pelo Contrato de Partilha de Produção de Libra - operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNOOC (9,65%), CNPC (9,65%) e a Pré-Sal Petróleo S.A (PPSA) (3,5%), que, além de gestora do contrato, atua como representante da União na área não contratada (3,5%).

Petrobras Singapore fecha parceria para abastecer embarcação da Transpetro com conteúdo renovável

A Petrobras Singapore realizou, em 27.02.2025, a primeira operação de abastecimento de VLSFO (Very Low Sulfur Fuel Oil) com 24% de conteúdo renovável (B24) para o navio da Transpetro André Rebouças, afretado à Petrobras. O abastecimento ocorreu em Singapura e foi entregue por uma empresa de bunker licenciada pela autoridade portuária local.

O produto foi formulado pela própria Petrobras Singapore (PSPL) em seus tanques arrendados localmente, pela mistura de 76% de óleo combustível fóssil, onde foi utilizado produto

@Petrobras Singapore/Divulgação

Operação de abastecimento de VLSFO (Very Low Sulfur Fuel Oil) com 24% de conteúdo renovável (B24) para o navio da Transpetro

André Rebouças, em Singapura

proveniente das refinarias do Sistema Petrobras, e 24% de UCOME, biocombustível originado do processamento de óleo de cozinha usado (UCO), comprado na região.

A Petrobras Singapore possui a certificação ISCC EU, a qual garante que seu produto atende aos rigorosos critérios de sustentabilidade, requisito que acompanha toda a cadeia logística do biocombustível envolvida nesse processo.

Este novo marco em Singapura consolida o conceito de que a comercialização do bunker com conteúdo renovável está alinhada à estratégia da Petrobras e da Transpetro de desenvolvimento de novos produtos em direção a um mercado de baixo carbono e de inovar para gerar valor para o negócio, viabilizando soluções em novas energias e descarbonização.

Royalties:

“O abastecimento do navio Andre Rebouças soma-se a outras vendas efetuadas pela Petrobras Singapore relativas ao primeiro lote de VLSFO com conteúdo renovável formulado no início de 2025. A operação de B24, além de representar uma nova modalidade de oferta de produto ao mercado também impulsiona as demais operações de óleo combustível da Petrobras na região do Extremo Oriente, com as quais possui ampla sinergia”, acrescenta o diretor Claudio Schlosser.

das 10 cidades com maior arrecadação, cinco são do RJ; capital do Espírito Santo se manteve

no ranking e aumentou valor

Os dez municípios brasileiros mais beneficiados com o pagamento de tributos pela Petrobras foram responsáveis por 68% do total recolhido. Desses dez, cinco são do Estado do Rio de Janeiro. O destaque principal ficou para Macaé, primeira cidade do ranking, que aumentou a arrecadação de R$ 253,7

milhões em 2023 para R$ 317,5 milhões em 2024. Além de Macaé, Rio de Janeiro, Duque de Caxias, Itaboraí e São João da Barra também aparecem na lista dos top 10. Rio e Caxias se mantiveram no ranking, mas os dois últimos são novatos entre os municípios que mais arrecadaram. A Petrobras pagou, em média, R$1,1

bilhão por dia útil na forma de tributos (próprios e retidos) e participações governamentais (PGOV) no Brasil em 2024. O total recolhido pela empresa no ano passado foi de mais de R$ 270,3 bilhões. A companhia é uma das principais contribuintes do país, sendo responsável por aproximadamente 7% da arrecadação total brasileira.

Na esfera federal, a companhia contribui com 6% do recolhimento nacional, enquanto, nos estados, essa participação corresponde a cerca de 13% do total arrecadado. Ao longo dos últimos cinco anos, a companhia pagou mais de R$ 1,1 trilhão em tributos e Participações Governamentais no Brasil, valor distribuído entre a União, os Estados, o Distrito Federal e os municípios.

Em 2024, foram recolhidos R$ 62 bilhões em participações governamentais. Os

valores de PGOV pagos são formados, majoritariamente, por royalties (R$ 38,1 bilhões) e participação especial (R$ 23,6 bilhões). Com base em dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), só a Petrobras é responsável por 65% na distribuição de Participação Especial e Royalties no ano passado.

“O valor de mais de R$ 270 bilhões pagos aos cofres públicos em 2024 foi o segundo maior nos últimos 10 anos. A Petrobras está presente em 22 estados e 128 municípios brasileiros e temos orgulho em contribuir com o desenvolvimento socioeconômico do nosso país. A publicação do Relatório Fiscal reflete os princípios sólidos de ética, integridade, transparência, eficiência e responsabilidade social que norteiam a nossa gestão tributária”, afirma o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo.

Os recolhimentos realizados pela Petrobras abrangem tributos próprios, oriundos das suas operações e retidos de terceiros, nas condições de responsável tributário e substituto tributário, uma vez que a Petrobras retém tributos nas operações comerciais com clientes e fornecedores, conforme estabelecido na legislação brasileira. Os recolhimentos

também envolvem as participações governamentais, que são compensações financeiras pagas pelas empresas que exploram e produzem petróleo e gás natural no território brasileiro.

Vitória é o município do Estado do Espírito Santo que se manteve no ranking entre os primeiros 10 e aumentou valor, recebendo R$ 35,8 milhões.

@Petrobras/André Motta de Souza

Refinaria Riograndense é a primeira a produzir combustíveis com conteúdo celulósico no Brasil

A Refinaria Riograndense (RPR) realizou, com sucesso, o teste de coprocessamento de 5% de óleo de pirólise de biomassa ou bio-óleo (matériaprima de biomassa não alimentar) com carga mineral. Dessa forma, a refinaria, localizada em Rio Grande (RS) e que tem participação societária da Petrobras, Ultra e Braskem, tornou-se a primeira do país em condições de produzir combustíveis com conteúdo celulósico.

Com tecnologia desenvolvida pela Petrobras, o teste de coprocessamento ocorreu na unidade de craqueamento catalítico (FCC) da RPR, teve 7 dias de duração e foi concluído em 17 de fevereiro. Uma equipe técnica altamente especializada da Petrobras e da Riograndense acompanhou o planejamento e execução dos procedimentos, dando suporte nas etapas de comissionamento, partida, operação e parada do sistema de fornecimento e injeção do bio-óleo na unidade.

O bio-óleo é um líquido viscoso, de coloração escura, rico em compostos orgânicos. Assim como o petróleo, precisa de tratamentos adicionais para ser usado em motores ou turbinas. Ao ser coprocessado na unidade de FCC da RPR, foi convertido em diversas frações como gás combustível, GLP e componentes para formulação de gasolina e combustível marítimo com conteúdo renovável.

@João Paulo Ceglinski

O craqueamento catalítico é um dos principais processos de conversão utilizados em refinarias de petróleo em todo o mundo, responsável por quebrar moléculas provenientes do petróleo gerando produtos como GLP, gasolina, diesel e insumos para a indústria química. Para a realização do teste, a FCC da RPR passou por adaptações, de modo a viabilizar o processamento concomitante entre bio-óleo e gasóleo proveniente do petróleo. O catalisador empregado é da linha ReNewFCC, produzido pela Fábrica Carioca de Catalisadores (FCC S.A.), uma joint venture entre a Petrobras e a Ketjen, que atua na produção de catalisadores e aditivos para a indústria de refino.

O bio-óleo usado como matéria-prima do teste foi fornecido pela empresa Vallourec Unidade Florestal. Seu processo de obtenção foi certificado pelo International Sustainability and

Carbon Certification (ISCC) e consiste na condensação de vapores gerados na produção de carvão vegetal de eucalipto, evitando a emissão de gases de efeito estufa.

Em 2023, a RPR foi a primeira do mundo

a processar 100% de óleo vegetal em FCC produzindo combustíveis e insumos para a indústria química, como o propeno e bioaromáticos (BTX – benzeno, tolueno e xileno), utilizando também tecnologia desenvolvida pela Petrobras.

“O recente teste representa um avanço significativo para o biorrefino global, pois pode viabilizar a transformação de madeira e de outros resíduos agroflorestais, amplamente disponíveis, em derivados típicos do refino de petróleo”, indica a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi.

“O aspecto inovador desse novo desenvolvimento do Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação da Petrobras marca a introdução do bioóleo em um ativo existente de refino, reduzindo a necessidade de investimentos adicionais e abrindo uma nova perspectiva na transição energética e geração de valor para a indústria brasileira”, afirma o diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França.

“Com a proximidade da COP 30, essa inovação reforça o protagonismo da Petrobras e do Brasil no cenário internacional, consolidando o papel da empresa na liderança da promoção de soluções tecnológicas para uma transição energética em nosso país”, diz o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Mauricio Tolmasquim.

As iniciativas fazem parte do Programa BioRefino da Petrobras que prevê investimentos de US$ 1,5 bilhão no horizonte do Plano de Negócios 202529. O teste de coprocessamento na RPR foi realizado de acordo com as cláusulas de Pesquisa, Desenvolvimento

e Inovação (PD&I) da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis que regulam recursos destinados a projetos de inovação por empresas de óleo e gás. O teste com conteúdo celulósico é uma das iniciativas para a conversão, nos próximos anos, da refinaria.

“Em linha com nosso compromisso de liderar uma transição energética justa no Brasil, transformaremos a Refinaria Riograndense na primeira refinaria do mundo a fabricar produtos 100% renováveis. Ela será uma biorefinaria que produzirá combustíveis somente a partir de óleos vegetais”, diz a presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

Petrobras investirá R$100 milhões na expansão da Rede de Modelagem e Observação Oceanográfica

A Petrobras assinou Termo de Cooperação (TC) com a Marinha, no valor de R$100 milhões, para expansão da Rede de Modelagem e Observação Oceanográfica (REMO). Entre os objetivos estão reduzir o custo de monitoramento por boias - tradicionalmente usadas para coletar dados -, expandir o monitoramento da costa brasileira, da Bacia de Pelotas, na região Sul, até a Margem Equatorial, contribuir para ampliar o conhecimento sobre o extenso litoral brasileiro, além de qualificar o uso de veículos autônomos de superfície e subsuperfície. A duração do TC é de cinco anos.

A Margem Equatorial, área que se estende do Rio Grande do Norte ao Amapá, é considerada a nova e mais promissora fronteira exploratória em água profundas. “A cooperação beneficia não só a Petrobras, mas todo o País. Temos um enorme litoral que precisa ser monitorado e também compartilhamos dados com a academia, o que contribui para ampliar o conhecimento sobre nossa costa e para o desenvolvimento de tecnologia nacional”, avalia a diretora de Engenharia e Tecnologia da Petrobras,

Renata Baruzzi.

Um dos objetivos do Termo de Cooperação é qualificar e licenciar o uso de veículos autônomos de superfície, não tripulados e não operados continuamente, como o SailBuoy e o glider. O SailBuoy é uma espécie de mini-veleiro, controlado via satélite, com operação ininterrupta mantida por baterias carregadas por módulos fotovoltaicos. Esse equipamento também monitora dados meteoceanográficos, com a vantagem de resistir ao mau tempo, que pode impedir a operação segura de um navio. O glider é um veículo autônomo de subsuperfície, como um torpedo, que atinge até mil metros de profundidade e é usado para monitoramento amplo dos oceanos.

Enquanto as boias fazem medições localizadas, os veículos permitem medições mais abrangentes e são usados, por exemplo, para detecção de óleo, medição de correntes, temperatura, salinidade e concentração de oxigênio. Além de mais resistentes às intempéries, a operação com esses veículos robóticos custa cerca de 10% do que se gastaria com a mesma atividade em uma embarcação.

Os dados gerados serão compartilhados com a comunidade científica, por meio de programas como o Programa Nacional de Boias (PNBOIA), que busca implementar a coleta de dados meteorológicos e oceanográficos ao longo da costa brasileira. Associado a esse projeto a Petrobras participa de outros Termos de Cooperação que permitem a academia aumentar os conhecimentos sobre os fenômenos meteoceanográficos como o Programa Antártico Brasileiro (Proantar); o Navio de Pesquisa Hidroceanográfico Vital de Oliveira e o Plano de Levantamento da Plataforma Continental Brasileira (Leplac).

“As medições e avaliações trazem novos dados sobre o comportamento do oceano e aumentam a segurança das operações, contribuindo para segurança ambiental. Além disso, os investimentos da Petrobras em produção e disponibilização de dados meteoceanográficos podem beneficiar atividades como: transporte marítimo, gestão ambiental e planejamento costeiro”, lembra Baruzzi.

@Petrobras/GuarimdeLorena

PRIO fecha 2024

com receita total de US$2,4 bilhões

A PRIO, maior empresa independente de óleo e gás do Brasil, fechou 2024 com receita total de US$ 2,4 bilhões e um lucro líquido (ex-IFRS 16) de US$ 1,7 bilhão, 54% maior do que o ano anterior. A compra de 40% do campo de Peregrino foi um dos destaques do ano apontados pela companhia, que encerrou o período com alavancagem de 1,2x dívida líquida/ EBITDA e posição de caixa de US$ 645 milhões.

Em 2024, a PRIO teve produção média de 84 mil barris por dia e um lifting cost competitivo de US$ 9 por barril, reafirmando seu compromisso com a eficiência e a otimização de custos.

“Mesmo em um ano desafiador, mantivemos nossa estrutura de custos eficiente, o que é essencial para navegarmos com segurança pela volatilidade de preços de petróleo.

Acreditamos que a melhor proteção contra a volatilidade do Brent é a otimização do lifting cost e esse continuará sendo um pilar dos atuais e futuros projetos da nossa companhia”, ressalta Roberto Monteiro, CEO da PRIO.

No balanço anual, a empresa também destacou a importância de ampliar a atuação da área de trading. A comercialização de cargas de terceiros e o início da venda de gás natural ao mercado permitem, além de ganhos logísticos, explorar novas oportunidades no setor de energia.

“Iniciativas como essas tornaram nossa operação ainda mais competitiva

e eficiente. Essa expansão representa um avanço estratégico para a PRIO, diversificando a operação e gerando caixa líquido para focarmos em projetos estratégicos”, pontua o executivo da PRIO.

Já em 2025, o campo de Wahoo, passa a ser o projeto prioritário da companhia, iniciando a campanha de perfuração dos poços na região, após a liberação da licença de perfuração pelo Ibama. “Finalmente [em fevereiro 2025] obtivemos a licença de perfuração e iniciamos a campanha de perfuração do campo. Seguimos confiantes em obter a licença de instalação nos próximos meses, o que permitirá a construção do tieback e primeiro óleo do campo”, lembra Monteiro. Com o início da produção, a previsão do campo é adicionar cerca de 40 mil barris à produção diária da PRIO.

A PRIO ampliou seu compromisso de retorno à sociedade. O Reação Offshore chegou a sua 3ª edição. O programa, responsável por capacitar pessoas para trabalhar na indústria de O&G, abriu, em 2024, sua primeira turma no Espírito Santo. Além disso, a empresa publicou a 2a edição do seu Relatório Anual de Sustentabilidade, reafirmando sua responsabilidade em atuar com transparência e melhores práticas no mercado.

E30: estudo comprova viabilidade e estima redução de 1,7 milhão de toneladas de CO₂ emitida

O Ministério de Minas e Energia (MME) anunciou nessa segunda-feira, 17, os resultados dos testes sobre a viabilidade técnica do aumento de mistura de etanol na gasolina dos atuais 27% para 30%. Conduzido pelo Instituto Mauá de Tecnologia (IMT), o estudo mostra que, além de viável, a medida vai diminuir em pelo menos 1,7 milhão de toneladas a emissão de gases de efeito estufa por ano.

Participaram do evento diversas entidades dos setores automotivo, sucroenergético e de bioenergia, CEOs de usinas produtoras de etanol, parlamentares e especialistas em tecnologia automotiva. As análises confirmaram a viabilidade técnica da nova mistura, enquanto o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que a medida deve reduzir o preço do combustível na bomba e consolidar a independência do Brasil da importação de gasolina.

De acordo com o MME, a transição do atual E27 para o E30 pode evitar que milhões de litros de gasolina sejam importados todos os anos, acelerando a produção nacional de biocombustíveis e aumentando em 1,5 bilhão de litros a demanda por etanol. Durante o anúncio, Silveira também ressaltou os impactos positivos da medida.

“Estamos dando mais um passo para transformar o combustível do futuro em combustível do presente. O E30 não apenas reduz o custo para o consumidor, mas fortalece a economia e a segurança energética do Brasil”, afirmou o ministro, em alusão ao programa Combustível do Futuro, que prevê o aumento da mistura desde que confirmada sua viabilidade técnica, entre outras medidas que impulsionam a transição energética. Silveira destacou ainda que a nova mistura deve gerar 25 mil empregos e atrair R$ 9 bilhões em investimentos para o setor.

O presidente da UNICA União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia, Evandro Gussi, disse que a iniciativa fortalece a segurança energética nacional e impulsiona a descarbonização. “São evidências que não deixam dúvidas sobre as nossas estimativas: o etanol é bom para o carro, é bom para as pessoas e é bom para o meio ambiente. Estamos falando de um importante ativo brasileiro, cada vez mais reconhecido pelo mundo”, afirmou. Ele também destacou o compromisso do Ministério de Minas e Energia e do Congresso Nacional com os avanços no marco legal para o reconhecimento do importante papel dos biocombustíveis na transição para baixo carbono.

Ainda de acordo com Gussi, o avanço do E30 reforça a posição do Brasil na vanguarda da transição energética global. “O Japão já anunciou que chegará a 20% de mistura de etanol na gasolina. A

Índia já está em 15% e avança para 20%, assim como Indonésia, Malásia, Tailândia e África do Sul. Cada vez mais países despertam para o valor desse grande ativo – e o Brasil, novamente, lidera esse movimento”, destacou Gussi.

As análises avaliaram a dirigibilidade, o desempenho e as emissões de 16 veículos leves e 13 motocicletas, comparando a mistura padrão de 27% de etanol com a mistura de 30% (E30). Os resultados indicaram que não há impacto relevante no desempenho dos motores e que o uso do E30 é tecnicamente viável.

O próximo passo será levar a proposta ao CNPE - Conselho Nacional de Política Energética. “O Brasil conta com uma equipe técnica comprometida, preparada e uma visão de longo prazo.

O setor sucroenergético está pronto para essa transição e para seguir gerando benefícios ambientais, sociais e econômicos para o País”, concluiu Gussi.

Alexandre de Gusmão chega ao Brasil e consolida atuação da

SBM Offshore no país

@Divulgação

A SBM Offshore anunciou a chegada do navio-plataforma (FPSO) Alexandre de Gusmão ao Campo de Mero, no Pré-Sal da Bacia de Santos (04/03). A embarcação, que saiu do cais do estaleiro COSCO Shipping (Qidong) Offshore, na China, será a nona da SBM a operar no Brasil. O primeiro óleo do FPSO, localizado a uma distância de aproximadamente 190 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, está previsto para ainda este ano.

O navio-plataforma tem capacidade de produção de 180 mil barris de óleo por dia (bpd) e compressão de 12 milhões de m3 de gás por dia. O Campo de Mero é operado pela Petrobras (38,6%), em parceria com a Shell Brasil (19,3%), TotalEnergies (19,3%), CNPC (9,65%), CNOOC (9,65%) e PPSA (3,5%), como representante da União na área não contratada.

Em outubro passado, a SBM também

anunciou a chegada do FPSO (Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência) Almirante Tamandaré, que tem capacidade de produção de 225 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 12 milhões de m3 de gás, sendo o primeiro a operar no país com a notação Sustainability-1 emitida pela Bureau Veritas, em linha com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) das Nações Unidas. Com tecnologias de ponta, o Almirante Tamandaré opera no Campo de Búzios, na Bacia de Santos, no litoral do Rio de Janeiro. No último dia 15 de fevereiro, o navio plataforma entrou em produção. Juntos, os dois FPSOs, afretados pela Petrobras, marcam nova etapa na história da exploração e produção de petróleo, aumentando a produção de petróleo nacional e representando um novo capítulo na atuação a SBM Offshore no país.

“Estamos comprometidos em investir no Brasil, o principal mercado da companhia no mundo, e contribuir com o desenvolvimento do setor de O&G. Atualmente, as unidades projetadas e/ ou de propriedade da SBM Offshore são responsáveis por cerca de 17% da produção nacional de petróleo, e esse número chegará a 30% com as novas unidades em operação”, diz Jonas Lobo, gerente-geral da SBM no Brasil.

“Estamos comprometidos em investir no Brasil, o principal mercado da companhia no mundo, e contribuir com o desenvolvimento do setor de O&G. Atualmente, as unidades projetadas e/ ou de propriedade da SBM Offshore são responsáveis por cerca de 17% da produção nacional de petróleo, e esse número chegará a 30% com as novas unidades em operação”, diz Jonas Lobo, gerente-geral da SBM no Brasil.

Engenharia básica para produção de SAF e HVO da Refinaria de Petróleo Riograndense

A Afry atuará na execução dos serviços de engenharia básica para as unidades do Outside Battery Limits da planta da refinaria, e no apoio, supervisão, coordenação e integração das unidades de engenharia básica via processo de processo de hidrogenação dentro do Inside Battery Limits desta que será a primeira biorrefinaria do país a operar sem uma única gota de petróleo.

O projeto de conversão da mais antiga refinaria de petróleo do Brasil para a produção de biocombustíveis a partir de óleos vegetais terá o projeto de engenharia básica desenvolvido pela Afry - empresa europeia de serviços de engenharia, projetos e consultoria que foi selecionada para atuar nas unidades do OSBL (Outside Battery Limits) e integração das unidades do ISBL (Inside

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Battery Limits) da planta da Refinaria de Petróleo Riograndense que produzirá Combustível de Aviação Sustentável (SAF) e Diesel Renovável (HVO). Localizada na cidade de Rio Grande (RS) e controlada pela Petrobras, Braskem e Grupo Ultra, a biorrefinaria receberá investimentos totais de R$ 5,5 bilhões.

“Estamos muito felizes por termos sido selecionados para a execução da engenharia básica desta que será a primeira biorrefinaria do País a operar com matéria-prima 100% renovável proveniente de óleos vegetais, com flexibilidade de vários feedstocks”, afirma Edemilson Oliveira, vice-presidente da

AFRY no Brasil para Indústrias, Energia, Infraestrutura e Logística, ao destacar que o projeto está alinhado à missão de empresa de acelerar a transição para um futuro mais sustentável.

O escopo da atuação da AFRY inclui serviços de engenharia básica (Front End Loading - FEL 3) para o OSBL, para as unidades auxiliares e edifícios externos exigidos pelo projeto, considerando a sinergia com a refinaria sempre que possível. Também prevê o apoio à Refinaria de Petróleo Riograndense na supervisão, coordenação e integração das unidades de engenharia básica via processo de hidrogenação (planta de HEFA –Hidroprocessamento de Ésteres e Ácidos Graxos, unidade de geração de hidrogênio, planta de pré-tratamento e unidade de tratamento de águas ácidas) dentro dos limites de bateria (ISBL) desenvolvidas por outros fornecedores da tecnologia.

A AFRY também será responsável pela análise de construtibilidade das unidades ISBL e OSBL, a qual definirá a forma de contratação e implantação dos equipamentos e dos sistemas da planta, e a estimativa de investimento do OSBL e ISBL. O prazo para a conclusão dos serviços da AFRY é novembro de 2025.

EPIC e Equinor: análises avançadas de óleo para otimização do escoamento

O Centro de Inovação em Produção de Energia (EPIC), com apoio do Cepetro

- Centro de Estudos de Energia e Petróleo — ambos sediados na Unicamp

- Universidade Estadual de Campinas —, está liderando uma pesquisa

inovadora com o objetivo de aprimorar a compreensão das propriedades termo físicas do petróleo extraído do pré e PósSal brasileiro. Com o apoio da Equinor, a pesquisa utilizará uma amostra de óleo real proveniente de reservatórios

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da empresa, permitindo análises mais precisas sobre a dinâmica das emulsões e a precipitação de asfaltenos.

Ambos são fenômenos críticos que impactam a produção e o escoamento do petróleo. Os asfaltenos, componentes pesados do petróleo, podem precipitar e obstruir tubulações, reduzindo o fluxo e exigindo limpezas frequentes. Já as emulsões, misturas de água e óleo, aumentam a viscosidade do petróleo, dificultando seu transporte e a separação durante o processamento.

“Compreender e mitigar os efeitos desses fenômenos é essencial para otimizar a produção de petróleo e garantir a sustentabilidade das operações na indústria”, destaca Vanessa Bizotto Guersoni, pesquisadora do Cepetro.

As análises serão realizadas no novo Laboratório de Propriedades Termofísicas de Fluidos em Alta Pressão Prof. Antonio Bannwart (PVTLab), do Cepetro. Neste laboratório, é possível trabalhar com óleo real, com frações de leves e gases que o compõem nas condições de pressão e temperatura encontradas nos

reservatórios.

“O laboratório opera em condições extremas de até mil bar de pressão e 200°C, além de possuir uma célula de safira que permite visualizar a separação de fases das emulsões em alta pressão, de 500 bar”, explica Guersoni.

Além das análises realizadas pelo EPIC, o óleo também será utilizado em outro projeto do Grupo Alfa do Cepetro, também financiado pela Equinor, mas com foco na deposição de parafina nas tubulações.

O Cepetro já vinha realizando testes para a Equinor utilizando fluidos modelo que mimetizavam as propriedades do petróleo, permitindo a observação e a compreensão do fenômeno em condições laboratoriais controladas.

“Agora, com a amostra de óleo real, poderemos comparar os resultados obtidos e fazer ajustes nos nossos modelos preditivos. A utilização de um óleo que representa a realidade dos reservatórios é um passo fundamental para o desenvolvimento de soluções eficazes que atendam às necessidades da indústria”, acrescenta Guersoni.

Novo laboratório transforma desafios offshore em soluções inovadoras

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Da esq.para dir.: Jonas Castro, Marcelo Souza de Castro, Suhana Sidik e Antonio Meirelles.

O Laboratório Prof. Fernando de Almeida França (MultiFlow Lab), um dos maiores laboratórios universitários dedicado ao estudo de escoamentos multifásicos de petróleo no Brasil, iniciou oficialmente suas operações em um evento que celebrou o avanço tecnológico e científico possibilitado pela parceria entre o Cepetro - Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Unicamp e a PETRONAS Petróleo Brasil Ltda. (PPBL). O evento marcou o início de um novo ciclo de experimentos em grande escala, desenvolvidos para resolver desafios críticos da indústria petrolífera,

como problemas relacionados à parada e repartida de produção.

cerimônia, realizada nas instalações da Funcamp em Campinas, contou com a presença de pesquisadores e executivos das duas organizações. Entre os presentes, estavam o professor Marcelo Souza de Castro, diretor do CEPETRO; Suhana Sidik, líder da PETRONAS Petróleo Brasil Ltda. (PPBL), Jonas Castro, Head de Pesquisa & Desenvolvimento da empresa, e o reitor da Unicamp, Antonio Meirelles.

Com o MultiFlow Lab, nós estamos levando a pesquisa acadêmica em

engenharia de petróleo no Brasil a um patamar inédito. A infraestrutura de 1.500 m², com tubulações de 100 metros de comprimento, nos permite simular condições reais de campo, coletando dados fundamentais para criar modelos mais precisos e propor soluções inovadoras para problemas complexos de garantia de escoamento como os gerados pelo acúmulo indesejado de água”, destaca o professor Marcelo Souza de Castro.

Localizado próximo a outros dois laboratórios do grupo ALFA (Artificial Lift and Flow Assurance) dentro do Cepetro, o Laboratório de Garantia de Escoamento (LGE) e o LabPetro (Laboratório Experimental de Petróleo), o MultiFlow Lab integra infraestrutura e expertise para avançar no Technology Readiness Level (TRL) das tecnologias desenvolvidas. O objetivo é acelerar o ciclo de inovação no setor de óleo e gás e contribuir significativamente para a exploração segura e eficiente do pré-sal brasileiro.

Durante a fase inicial das operações, o MultiFlow Lab realizará experimentos que simulam condições reais de produção offshore, abordando desafios como a parada e repartida de poços, e o acúmulo indesejado de água e a injeção de gás e líquidos para remoção da água. Esses problemas, comuns na indústria petrolífera, podem causar desde a perda de eficiência operacional até interrupções completas na produção. No cenário real, durante uma interrupção na produção, os fluidos transportados no fundo do mar — geralmente água, óleo e gás — se separam devido às diferenças de

densidade. A água, por ser mais pesada, desce para a parte inferior do duto, enquanto o gás sobe para o topo, com o óleo permanecendo entre eles. Esse comportamento pode levar à corrosão da tubulação e ao consumo excessivo de energia para remover o acúmulo de água quando a produção é retomada. Além disso, a interação entre a água e o gás em determinadas condições de pressão e temperatura pode levar à formação de hidratos, sólidos que bloqueiam os dutos e interrompem o fluxo.

O MultiFlow Lab recriará os cenários de acúmulo de água e mistura de água e gás de forma controlada, utilizando água, óleo mineral transparente e ar como fluidos substitutos. Partes das tubulações serão feitas de material transparente e equipadas com câmeras de alta velocidade para capturar a interação entre as fases fluídicas durante as paradas e repartidas de produção. As imagens obtidas serão analisadas em detalhes, fornecendo dados essenciais para validar modelos matemáticos e propor ajustes em simuladores comerciais amplamente utilizados pela indústria.

Diferentemente de instalações verticais que simulam o transporte entre o fundo do mar e a superfície, o MultiFlow Lab foi projetado para replicar o escoamento horizontal, com variações de relevo características do fundo do mar. Com essas capacidades, o MultiFlow Lab estabelecerá um novo patamar para a pesquisa de escoamento multifásico no Brasil, traduzindo ciência de ponta em soluções práticas para a indústria petrolífera, enquanto promove o uso eficiente e sustentável dos recursos energéticos.

Transpetro contrata nove Suezmax

A Transpetro anunciou a contratação de nove navios de posicionamento dinâmico da classe Suezmax DP2, na Coreia do Sul.

Os novos navios, que dobrarão a capacidade de alívio das plataformas do Sistema Petrobras de 700 mil toneladas de porte bruto (TPB) para 1,35 milhão de TPB até 2028, foram adquiridos por meio de uma consulta internacional ao mercado realizada pela TIBV, a subsidiária holandesa da Transpetro – a concorrência contou com 22 competidores, sendo o grupo Tsakos o vencedor. Cada embarcação

terá 150 mil toneladas de porte bruto e será construída no estaleiro Samsung, na Coreia do Sul. O valor do contrato é estimado em US$ 2 bilhões para os nove navios, com um esquema de afretamento a casco nu que se estende por 15 anos.

Os navios Suezmax da classe DP2 são parte de uma nova geração de embarcações que apresentam maior eficiência energética e menores emissões de gases de efeito estufa. De acordo com a Transpetro, as novas embarcações incluirão motores de baixa emissão de NOx (Tier III), um

@Transpetro

sistema de carregamento pela proa (BLS), preparação para combustíveis alternativos como metanol e etanol, além de conexão à energia em terra em terminais eletrificados.

Esses avanços tecnológicos podem

A escolha da Transpetro por estaleiros estrangeiros deixou os estaleiros brasileiros decepcionados. O presidente da Transpetro, Sergio Bacci, um exdiretor do Sinaval, não fez o anúncio das contratações; foi o diretor de Transporte Marítimo, Jones Soares, quem compartilhou a notícia.

Mas Transpetro está ampliando sua capacidade logística como um todo: em fevereiro de 2023, a empresa assinou um contrato para a aquisição de quatro navios da classe Handy, a serem construídos no Brasil pelos estaleiros Rio Grande (RS) e Mac Laren (RJ), o que se soma à recente licitação lançada para a aquisição de

reduzir as emissões de gases poluentes em até 30%, alinhando-se com as diretrizes da Organização Marítima Internacional (IMO) e reforçando o compromisso da Transpetro com a descarbonização de suas operações.

oito navios gaseiros com capacidades variando de 7 mil a 14 mil metros cúbicos.

Além disso, a Transpetro anunciou planos para aumentar em 25% sua capacidade logística de cabotagem até 2030 – com vistas a expandir a capacidade de transporte de produtos e insumos, contribuindo para o crescimento do setor de petróleo e gás no Brasil.

O dilema enfrentado pela Transpetro reflete um desafio mais amplo para a indústria brasileira que é o de como equilibrar a modernização e a eficiência operacional com o fortalecimento da base industrial nacional, a preços internacionais.

Atvos reforça compromisso com desenvolvimento profissional de mulheres no setor sucroenergético

O agronegócio, apesar de historicamente ter predominância de homens, tem visto um aumento gradual da presença feminina em diversas áreas. E, a Atvos, uma das líderes na transição da matriz energética e uma das maiores produtoras de biocombustíveis do Brasil, tem contribuído cada vez mais para criar um setor em que as mulheres possam desenvolver de forma estruturada suas trajetórias profissionais. Por meio do programa MOVA – Modelo Vivo de Aprendizagem, por exemplo, a companhia oferece cursos gratuitos para mulheres no Centro-Oeste e Sudeste, onde estão localizadas suas oito unidades agroindustriais.

Com foco na empregabilidade para transformar vidas por meio da educação, o MOVA oferece capacitações para diferentes áreas, como operação de tratores e colhedoras, além de

Jucinéia Martins trabalhava, até 2023, como empregada doméstica, quando ingressou na primeira turma do MOVA em Nova Alvorada do Sul (MS). Com a conclusão do curso, foi contratada para atuar na Unidade Santa Luzia e viu sua vida se transformar. “A Atvos mudou a minha vida, pois o aspecto financeiro melhorou e deu mais qualidade de vida para minha família. Agora consigo pagar uma educação melhor para os meus filhos e viajar com eles. Sinto orgulho da minha trajetória, o que me motiva a estudar ainda mais, porque aqui é um lugar de oportunidades. Sei que posso chegar mais longe”, destaca a operadora de Extração de Caldo.

qualificações administrativas, incluindo assistente administrativo e almoxarife para turmas de jovens aprendizes PcDs. De janeiro de 2023 a dezembro de 2024, o MOVA já realizou 135 treinamentos,

em que dos mais de 2,5 mil participantes, mais de 60% foram mulheres.

O compromisso da Atvos com a inclusão feminina já rendeu reconhecimentos importantes. Em Mato Grosso do Sul, todas as três unidades agroindustriais da companhia, localizadas em Costa Rica (Unidade Costa Rica), Nova Alvorada do Sul (Unidade Santa Luzia) e Rio Brilhante (Unidade Eldorado) receberam o selo “Empresa Amiga da Mulher 2024” concedido pelo governo estadual. A

chancela é um reflexo das práticas inovadoras e dos programas educativos que promovem a equidade de gênero no ambiente corporativo.

E, para evidenciar o protagonismo feminismo no setor sucroenergético ao longo do mês da mulher, a Atvos destaca abaixo histórias de profissionais que alcançaram, na empresa, a oportunidade de desenvolver suas carreiras e transformar não somente as suas vidas, mas também de suas famílias.

Maria Regina Feitosa, operadora de trator da Unidade Conquista do Pontal, localizada em Mirante do Paranapanema (SP), ingressou na empresa por meio do MOVA há cerca de 11 meses. Com o bom desempenho durante o treinamento, recebeu o convite para ocupar uma das vagas abertas na época. “O que eu mais me orgulho da minha trajetória, que apenas está começando, é de ser uma tratorista. Antes eu era do lar e me desafiei a fazer o curso. É lindo demais ver que estamos conseguindo ganhar o nosso espaço. Mulheres na liderança também me inspiram bastante e as admiro cada vez mais”, explica.

Outro exemplo é Vivian Silva, que ingressou na Atvos a partir da parceria com o SENAI para a formação de Jovens Aprendizes PcDs. “Antes eu tinha dificuldade em me relacionar, tinha uma introspecção muito forte. Aqui, desenvolvi habilidades de socialização, comunicação, e isso me ajudou a transmitir com mais facilidade as minhas ideias, além do meu trabalho no dia a dia dentro do laboratório. Tenho planos de terminar meu curso técnico de química no SENAI, com bolsa 100% oferecida pela Atvos, e concluir a graduação em administração”, afirma a assistente administrativa da Unidade Santa Luzia, localizada em Nova Alvorada do Sul (MS).

Há sete anos Letícia Gavião iniciou como técnica de laboratório júnior e, com o passar do tempo, liderou o projeto para a construção de balança de entrada de cana e agora atua como analista de Processos Pleno na Unidade Costa Rica (UCR), localizada na cidade homônima em Mato Grosso do Sul. “Sigo com o propósito de continuar crescendo e chegar à supervisão, por isso estou estudando e desenvolvendo novas habilidades. Na Atvos, é muito comum ver mulheres tanto na operação como na liderança, nós somos muito bem-vistas e bem-vindas. É preciso acreditar que essa coisa da mulher não poder ocupar certos espaços é coisa do passado”, garante.

Já para Marina Teixeira, a determinação foi peça fundamental para concluir os estudos e conciliar com a maternidade solo de quatro filhos. “Amo minha função e procuro sempre fazer o melhor todos os dias. Aprendi e continuo aprendendo muitas coisas novas. Para as mulheres que têm medo de entrar no agronegócio, aconselho a entrar, sim. É muito boa essa sensação de crescimento profissional e de exercer o mesmo serviço que um homem faria”, comemora a assistente administrativo da área de Logística, na central de monitoramento da Unidade Alto Taquari, localizada no município homônimo de Mato Grosso.

Sâmela Evangelista, lubrificadora industrial da Unidade Água Emendada, em Perolândia (GO), conquistou a oportunidade na Atvos por meio de um curso de jovem aprendiz em manutenção industrial promovido pela companhia em parceria com o SENAI. Esse foi seu primeiro emprego na indústria. “Na época do treinamento eu não conhecia nada da indústria e às vezes até pensava que, por ser mulher, talvez não fosse conseguir. Agora, há dois anos como integrante efetivada e única mulher na área, guardo comigo uma frase: eu não sei, mas eu sei aprender. Então, espero que outras mulheres possam guardar essa frase também”, afirma.

À frente da diretoria de Tesouraria e Investimentos da Atvos, Melina Miyahara ingressou na empresa há três anos como gerente-executiva até ser promovida ao cargo atual. “A possibilidade de assumir novos desafios é que me fez crescer como pessoa, e também como profissional. Ter esse reconhecimento no trabalho foi um sentimento de alívio, de que consegui atingir o objetivo que há anos eu traçava. Não é só uma questão de cargo, de status, é de ter uma posição na qual eu sei que consigo fazer mais pelas mulheres que eu lidero e já liderei. Então, conseguir fazer com que as mulheres se identifiquem e consigam entender que elas são capazes de chegar ao mesmo lugar, me satisfaz como profissional”, destaca.

ABB é a parceira de automação da Dow no complexo de etileno Path2Zero

A ABB assinou um Contrato de Aquisição Alavancada (LPA) para apoiar como parceiro de automação o projeto Path2Zero da Dow, em Fort Saskatchewan, em Alberta, Canadá. De acordo com a Dow, o projeto, que está atualmente em construção, criará o primeiro complexo de emissões líquidas zero de gases de efeito estufa de Escopo 1 e 2 do mundo, produzindo os blocos de construção essenciais necessários para muitos dos materiais e produtos dos quais a sociedade depende.

O projeto envolverá uma expansão

brownfield e retrofit da fábrica existente da Dow 330 km ao norte de Calgary, que, quando concluída, visa descarbonizar aproximadamente 20% da capacidade global de etileno da Dow. Representa um dos maiores investimentos do setor privado na história de Alberta, de acordo com o governo da província.

Para atingir emissões líquidas zero de Escopo 1 e 2, a Dow projetou o local para recuperar e converter seu gás residual de cracker em hidrogênio, que será usado como combustível limpo nos fornos do local. Além disso, as emissões

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de dióxido de carbono serão capturadas e armazenadas permanentemente, reduzindo as emissões existentes e diminuindo a maioria das emissões da adição da nova capacidade do local.

A colaboração explorará como as soluções da ABB apoiarão a descarbonização das instalações de fabricação da Dow, impulsionando a eficiência energética, automatizando

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processos e usando ferramentas digitais para otimizar as operações. Como parte do LPA, a ABB explorará a expansão do sistema de controle distribuído ABB Ability™ System 800xA® existente , adicionando apenas 25.000 novos conectores de entrada e saída (E/S) selecionados e E/S convencionais. A ABB também fornecerá todo o hardware, design e engenharia de gabinetes.

“Estamos orgulhosos de aplicar nossa experiência em automação e colaborar com a Dow para dar passos em direção a um futuro de baixo carbono”, disse Per Erik Holsten, presidente da ABB Energy Industries. “O consumo de energia industrial é responsável por cerca de um quarto das emissões de CO 2 relacionadas à energia. À medida que a economia global e a população crescem, também aumenta a demanda por materiais e bens, aumentando a importância do uso da tecnologia para permitir uma fabricação mais sustentável.

Para atender aos requisitos de automação da Dow e à filosofia ‘assine

uma vez, construa muitos’, a ABB também procurará implantar sua metodologia de Execução Adaptativa™ para escrever uma solução padrão em locais futuros que ajude a reduzir riscos, gerenciar custos e fornecer soluções de alta qualidade no prazo.

Com o início das obras em dezembro de 2024, espera-se que o local aumente aproximadamente 1.8 milhões de toneladas métricas de capacidade de etileno em uma abordagem faseada até 2030. Também criará até 5.000 empregos durante o pico de construção e aproximadamente 500 empregos em tempo integral quando estiver operacional.

Saipem e Subsea7 devem se fundir, formando potência de construção submarina

A Saipem e a Subsea7 assinaram um memorando de entendimento sobre uma proposta de fusão. As empresas pretendem chegar a um acordo sobre os termos da combinação em meados deste ano e concluir o processo no segundo semestre de 2026, após o recebimento das aprovações dos acionistas e outras aprovações relevantes.

A operação combinada seria renomeada para Saipem7, com uma carteira total de contratos de € 43 bilhões (US$ 45 bilhões) e receita próxima a € 20 bilhões (US$ 20,94 bilhões). Globalmente, a Saipem7 empregaria mais de 45.000 pessoas em mais de 60 países, incluindo mais de 9.000 engenheiros e gerentes de projeto.

Os benefícios incluiriam pegadas geográficas complementares, competências e capacidades, frotas de embarcações e tecnologias, todas as

quais devem ser vantajosas para a base global de clientes.

Os acionistas da Saipem e da Subsea7 deteriam cada um 50% da entidade resultante da fusão, que seria listada nas bolsas de valores de Milão e Oslo. A combinação deve gerar sinergias anuais de cerca de € 300 milhões (US$ 314 milhões) no terceiro ano após a conclusão.

Os principais acionistas Siem Industries, Eni e CDP Equity expressaram seu apoio à transação, com uma proposta de que a Siem Industries nomeie o presidente da empresa combinada e que a CDP Equity e a Eni nomeiem o CEO.

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Atualmente, o gerente geral e CEO da Saipem, Alessandro Puliti, deve ser nomeado CEO da nova empresa; o CEO da Subsea7, John Evans, se tornaria CEO da entidade que administrará seus negócios offshore, compreendendo todas as atividades de Engenharia e Construção Offshore da Subsea7 e da Saipem.

O acordo engloba 40 embarcações de construção atualmente ativas, abrangendo submarinos, cargas pesadas e renováveis; também reúne 12 assentadores de tubos, criando a maior frota de assentadores de tubos do setor por uma ampla margem. Seria uma frota altamente diversificada, fortalecendo sua capacidade de executar projetos offshore complexos.

Na energia eólica offshore, a combinação das duas aumentaria as capacidades de instalação de parques eólicos, reunindo o semissubmarino Saipem 7000 e o WTIV Seaway Ventus, juntamente com uma frota de camadas de cabos com um forte histórico. Isso poderia permitir que a empresa executasse projetos completos

de instalação de parques eólicos inteiramente internamente. Além da instalação, a Seaway opera uma frota de arriers de carga pesada, e a Saipem tem experiência na fabricação de fundações de jaquetas. Em petróleo e gás, a frota expandida de colocação de tubos e construção submarina poderia instalar dutos rígidos em J-lay, S-lay e reel-lay, juntamente com uma grande frota flex-lay com alcance global.Com as aprovações regulatórias e dos acionistas

ainda pendentes, o acordo pode redefinir a concorrência na construção offshore.

A nova organização teria quatro negócios: Engenharia e Construção

Offshore, Engenharia e Construção

Onshore, Infraestruturas Sustentáveis e Perfuração Offshore.

Alfa

A Offshore Engineering & Construction, a ser incorporada em uma empresa autônoma chamada Subsea7, mas com a marca “Subsea7 – a Saipem7 Company”, reuniria todo o negócio da Subsea7 e o negócio de Serviços Baseados em Ativos da Saipem. Seria sediado em Londres e provavelmente liderado por John Evans.

Laval assina 1º contrato para sistema de fornecimento de combustível de amônia

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A Alfa Laval firmou seu primeiro contrato para o sistema de fornecimento de combustível FCM Ammonia. O sistema será instalado em sete transportadores de GLP/amônia da Tianjin Southwest Maritime (TSM), com as primeiras unidades sendo implementadas no

estaleiro CSSC Huangpu Wenchong, na China. O projeto inclui três embarcações com capacidade de 25.000 metros cúbicos e outras quatro de 41.000 m3. A iniciativa busca viabilizar o uso de amônia como combustível alternativo de baixo carbono, aproveitando a experiência da

empresas e negócios

Alfa Laval no fornecimento de sistemas para combustíveis como metanol e GLP.

O contrato é resultado de testes conduzidos em parceria com a suíça WinGD, fabricante de motores marítimos. Os testes, iniciados em dezembro de 2024 no Engine & Research Innovation Center (ERIC), na Suíça, validam componentes como o sistema de mitigação de liberação de amônia e garantem a segurança operacional do combustível.

Além desse projeto, a Alfa Laval participou do desenvolvimento de um petroleiro MR1 de combustível duplo de amônia, em colaboração com a sulcoreana K Shipbuilding, a WinGD e a sociedade de classificação American Bureau of Shipping (ABS). Em dezembro de 2024, o navio recebeu a Aprovação em Princípio (AIP) da ABS, marcando um avanço na adoção da amônia como combustível marítimo.

A primeira unidade do FCM Ammonia para a TSM será entregue no final de 2025. O contrato amplia a parceria entre as empresas, já que a TSM é cliente do FCM LPG, sistema da Alfa Laval para GLP.

A Alfa Laval garantiu o primeiro contrato para seu sistema de fornecimento de combustível de amônia, destacando sua prontidão tecnológica para lidar com amônia como combustível, como uma das pioneiras na indústria.

“Por meio de pesquisa, desenvolvimento de produtos e parcerias estratégicas, estamos construindo as soluções necessárias para uma transição segura e eficiente para combustíveis alternativos de baixo carbono”, diz Peter Sahlen, Chefe de Separação Marinha, Sistema de Fornecimento de

Combustível e Transferência de Calor da Alfa Laval. “Nossa profunda experiência com combustíveis como metanol e GLP nos deu uma vantagem inicial com amônia, e este primeiro contrato valida nosso compromisso em impulsionar a descarbonização no transporte marítimo com soluções confiáveis e inovadoras.”

O FCM Ammonia será instalado em um estaleiro CSSC Huangpu Wenchong na China para o armador Tianjin Southwest Maritime (TSM). A primeira instalação será em três transportadores de GLP/ amônia de 25.000 metros cúbicos, seguidos por quatro transportadores de GLP/amônia de 41.000 metros cúbicos. A primeira unidade de FCM Ammonia para a TSM está programada para entrega no final de 2025.

Biocombustível de coco impulsiona a transição energética no Brasil

A crescente preocupação com a pegada de carbono tem incentivado o desenvolvimento de estratégias para a descarbonização das atividades econômicas. Entre as principais abordagens estão a diversificação das fontes energéticas, o aumento da eficiência dos processos e a implementação de tecnologias de captura de carbono. Dentro desse contexto, se destaca a produção de biocombustível a partir da biomassa residual de coco verde, um dos resíduos mais abundantes em Aracaju (SE), onde está instalado o Instituto de Tecnologia e Pesquisa (ITP).

Vinculado ao Grupo Tiradentes, o ITP abriga o Núcleo de Estudos em Sistemas Coloidais (NUESC) criado há 15 anos em parceria com a ANP - Agência Nacional do Petróleo, CenpesCentro de Pesquisa da Petrobras e Petrobras. O núcleo de pesquisa científica se consolidou como um dos mais importantes do segmento,

“O Núcleo tem impacto muito positivo para o equilíbrio ambiental. Em Aracaju, por exemplo, ele contribui para dar nova utilização às 190 toneladas de resíduos de coco verde descartadas por semana na cidade. Transformamos em energia um material que representa um grande desafio para o meio ambiente, em função do alto volume e baixa taxa de decomposição”, esclarece o coordenador-adjunto de Programas Profissionais da Área de Engenharias II na CAPES, docente da Unit, pesquisador do ITP e coordenador do NUESC, Cláudio Dariva.

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servindo ainda de instrumento para a formação de profissionais de alta qualificação para o mercado local e nacional, em colaboração com os Programas de Pós-graduação Stricto sensu da Universidade Tiradentes (Unit).

O coco verde é amplamente consumido em regiões tropicais, e seu resíduo, especialmente a fibra, representa um grande desafio ambiental em razão do seu alto volume e baixa taxa de decomposição. Em Aracaju, um estudo realizado pela Diretoria de Operações da Empresa Municipal de Serviços Urbanos (Emsurb) apontou que a cidade gera cerca de 190 toneladas de resíduos de coco verde por semana. E foram identificados 87 pontos de venda, sendo 30 deles considerados grandes geradores, que descartam até 200 kg diários ou 400 kg em dias alternados.

Esse montante de resíduos sobrecarrega a coleta domiciliar e gera um custo anual de aproximadamente R$ 900 mil para a limpeza pública. Além disso, quando não destinados ao aterro sanitário, muitos desses resíduos acabam descartados de forma inadequada, agravando o passivo ambiental da cidade. A conversão desse resíduo em biocombustível não apenas reduz o impacto ambiental, mas também oferece uma alternativa energética renovável e sustentável.

A transformação da fibra do coco verde em biocombustível pode ocorrer por diferentes rotas tecnológicas, como a pirólise, a gaseificação e a fermentação. No caso da pesquisa realizada no NUESC do ITP, prioriza-se um processo eficiente e de baixo impacto ambiental:

1. Secagem e trituração: a fibra do coco é coletada, seca e triturada para facilitar o processamento.

2. Conversão térmica: a biomassa pode ser submetida à pirólise, que converte o material em bio-óleo, biocarvão e gases combustíveis.

3. Refino e aproveitamento: o bioóleo pode ser refinado para uso em motores e geradores, enquanto o biocarvão pode ser utilizado como fonte de energia ou para melhorar a qualidade do solo.

Os avanços tecnológicos permitiram a integração de três etapas essenciais para a produção de combustíveis sustentáveis: extração de óleo, produção de biodiesel e produção de bio-óleo a partir de oleaginosas. Essa tecnologia inovadora emprega fluidos pressurizados, reduzindo significativamente o uso de solventes orgânicos e promovendo uma abordagem ambientalmente sustentável.

De acordo com a pesquisa do ITP, a abordagem maximiza o aproveitamento dos resíduos gerados no processo, contribuindo para uma economia circular e reduzindo o impacto ambiental da produção de combustíveis. A iniciativa não apenas contribui para a redução da dependência de combustíveis fósseis, mas também melhora a gestão de resíduos urbanos, evitando o acúmulo de lixo orgânico. Além disso, a criação de uma cadeia produtiva em torno do biocombustível fomenta a geração de empregos e o desenvolvimento local, promovendo a economia circular.

COP 30 reforçará representatividade feminina global, diz diretora da Karpowership

Muito se tem debatido sobre as metas de descarbonização e o planejamento das nações globais, principalmente quando se trata da organização da COP30, que acontecerá em Belém, no Brasil, em novembro deste ano. A pauta da igualdade de gênero precisa ser priorizada no evento para reforçar o protagonismo feminino global. Essa é a visão de Beyza Ozdemir, diretora comercial e de negócios da Karpowership para a América do Sul.

Ela defende que a presença de presidentes de diferentes nações e CEOs de big techs estimulam um diálogo maior sobre o papel das mulheres em um universo de indústria 4.0 e transição energética.

O uso de tecnologias verdes e a responsabilidade global pela redução de emissões têm sido o foco da cobertura da COP30; alcançar um consenso internacional sobre as metas de descarbonização é crucial para abordar a crise climática global, mas, em um evento tão grande como a COP30, é igualmente importante criar espaço para discutir o protagonismo feminino na construção de um futuro mais sustentável — especialmente em um mundo onde as estruturas de tomada de decisão em governos e grandes corporações ainda são predominantemente dominadas por homens.

“Hoje, muitas mulheres estão na vanguarda de pesquisas científicas

inovadoras, impulsionando acordos econômicos críticos e defendendo um planeta mais sustentável e equitativo para as gerações futuras. Como costumo enfatizar, o caminho para construir um mundo melhor depende da adoção de perspectivas diversas e da garantia de que todas as vozes — independentemente do gênero — sejam igualmente representadas.

Destacar a liderança feminina e seu potencial para impulsionar mudanças transformadoras deve ser um dos tópicos centrais da COP30 no Brasil. Isso não apenas reconheceria as contribuições notáveis das mulheres na luta contra as mudanças climáticas, mas também serviria de inspiração para jovens mulheres, mostrando a elas que

podem aspirar e alcançar suas ambições pessoais e profissionais em qualquer área que escolherem”, reflete Beyza que observa que muitas jovens ainda não têm certeza sobre seu futuro profissional. E em muitos casos, o desafio vai além do direcionamento da carreira — é sobre ter acesso a plataformas onde elas possam se expressar, compartilhar suas perspectivas e dialogar com profissionais experientes em diferentes setores. “Eventos globais, como a COP30, podem desempenhar um papel transformador ao oferecer essas oportunidades, não apenas como um espaço para discutir a ação climática, mas também como um catalisador para empoderar a próxima geração de líderes femininas. Se tais iniciativas forem estruturadas como parte da agenda oficial do evento, elas podem inspirar inúmeras jovens mulheres — tanto da região anfitriã quanto aquelas que viajam de todo o continente para participar da COP30 — a reconhecer que há espaço para elas na formação do futuro do nosso planeta. Imagine quantas meninas e adolescentes no Pará poderiam ouvir mulheres mais experientes compartilhando suas jornadas e perceber que elas também podem fazer parte desse movimento global. Acho muito promissor que muitas organizações já tenham começado a mobilizar esforços para amplificar as vozes femininas em debates e eventos paralelos na COP30. Acredito que esse tópico poderia até ser colocado no centro da agenda climática, não apenas como uma discussão complementar, mas como um pilar vital do desenvolvimento sustentável”.

Beyza postula que avançar na busca

por maior representatividade feminina em cargos de liderança não é apenas uma questão de inclusão — é um pilar essencial para construir um mundo mais equilibrado e sustentável. Mesmo diante de algumas narrativas anti-ESG, devemos permanecer comprometidos com a visão de longo prazo de diversidade, igualdade e progresso social.

No entanto, atingir esse objetivo vai além de simplesmente abrir portas — começa com a educação e o empoderamento de mulheres jovens desde cedo, tornando-as conscientes de sua relevância para a sociedade e sua capacidade de liderar a transformação. É crucial criar ambientes onde elas possam se ver refletidas em cargos de liderança, ter acesso a modelos e acreditar que sua voz importa.

“Como alguém que navegou em uma carreira em uma indústria tradicionalmente dominada por homens, sei em primeira mão o quão importante é ter mentores, aliados e plataformas que apoiem o empoderamento feminino. Se tivermos sucesso em fortalecer essa consciência coletiva e garantir que as mulheres tenham oportunidades iguais para prosperar em diferentes setores econômicos, tenho certeza de que moldaremos um futuro melhor. Meu conselho para as jovens mulheres, especialmente aquelas que aspiram trabalhar na indústria de energia e infraestrutura ou em qualquer outra área dominada por homens, é que construam sua confiança e não se deixem intimidar. O mundo está mudando, e cabe a nós contribuirmos para este contínuo processo de empoderamento das mulheres”, finaliza a executiva.

Sem prazo para licença na foz do Amazonas

A autorização do Ibama à Petrobras para a petroleira descontaminar a plataforma que planeja usar na perfuração de um poço na foz do Amazonas animou os defensores da exploração de combustíveis fósseis na região. O presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União Brasil-AP), disse que a autorização “representa um passo fundamental para que a companhia obtenha a licença ambiental necessária para avançar com a atividade exploratória de forma responsável e sustentável”.

Mas não.

O presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho , explicou que a autorização é uma etapa de rotina no setor de petróleo já que a Petrobras identificou a presença do Coral-Sol, uma espécie invasora, na plataforma, e sua retirada precisa ser autorizada pelo órgão ambiental, que, em nota, frisou que liberar a limpeza não indicava qualquer decisão sobre a licença que a petroleira pleiteia para o poço no bloco FZA-M-59.

Agostinho aproveitou a exaltação para dizer que não há prazo para deliberar sobre a licença.

Técnicos do Ibama recentemente recomendaram mais uma vez negar a licença para a petroleira perfurar na foz do Amazonas. No entanto, a decisão final é do presidente do órgão – por isso a pressão sobre Agostinho.

SAIBA MAIS

Na última edição, abordamos em detalhes as tensões e desafios envolvendo a liberação do Ibama para a exploração de novos poços na Foz do Amazonas.

“Não tenho condições de dizer um prazo sobre isso, os técnicos estão concluindo um parecer que ainda não veio no sistema para mim, para que a gente possa fazer a análise. O parecer dos técnicos sequer está público, e a gente vai fazer uma análise técnica em relação a isso para tomar alguma decisão. Hoje foi autorizada apenas a limpeza de uma sonda de perfuração da Petrobras que tinha incrustações de Coral-Sol, que é uma espécie invasora hoje no Brasil”, afirmou.

@Divulgação

Jornada de Sustentabilidade é reconhecida pelo IAPA Awards 2025

O IAPA Awards (International Awards for Powered Access) é um dos prêmios mundiais mais importantes do mercado de acesso e reconheceu em sua edição 2025, a jornada de sustentabilidade da Mills, empresa de soluções de aluguel de plataformas elevatórias, equipamentos e engenharia.

A entrega do prêmio na categoria “Sustentabilidade” foi feita em cerimônia organizada pela Access International e pela IPAF (Federação Internacional de Plataformas Aéreas) na República da Irlanda. O reconhecimento destaca as empresas que possuem ações que fazem a diferença, gerando um impacto positivo e refletindo um modelo de negócios que prioriza responsabilidade social, ambiental e governança.

A Mills se destaca por sua trajetória de sustentabilidade ambiental e ações sociais, que levaram a conquista da Certificação B. A companhia foi a primeira do setor a receber o título pela organização internacional B Lab, que avalia critérios como governança, impacto ambiental e social, práticas de transparência e responsabilidade.

A jornada da Mills até a certificação B foi guiada por metas e estratégias bem definidas. O modelo de negócio circular — que ao alugar máquinas amplia a eficiência dos equipamentos, minimizando desperdícios e impactos ambientais — é um dos pilares dessa visão.

A empresa investiu em iniciativas como eletrificação de frotas, tendo a maior

frota de plataformas elevatórias elétricas e híbridas do setor. Além disso, outros projetos como a transição energética das filiais, o uso de biocombustíveis na operação, desenvolvimento de laboratórios de eletrônica e adoção de metas baseadas na ciência de redução de emissões (SBTi), reforçam sua posição de liderança em inovação e descarbonização no setor.

A companhia trabalha ainda na educação e no engajamento ambiental com ideias como a Calculadora de CO2, iniciativa inédita no setor que ajuda clientes a medir e reduzir suas emissões. Sua integração com o catálogo digital da Mills facilita o acesso à informação e reforça o compromisso com práticas sustentáveis.

A sustentabilidade não é um tema isolado. É parte integrante da cultura da empresa, que se dedica a um ciclo contínuo de melhoria, integrando a sustentabilidade à eficiência operacional

e ao desenvolvimento das filiais.

“Todos esses esforços são comunicados de forma transparente nos Relatórios Anuais de Sustentabilidade, que seguem as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI), reforçando o nosso compromisso com a transparência e o engajamento com todos os stakeholders”, afirma Sergio Kariya, CEO da Mills.

Com um forte compromisso com a diversidade e inclusão, a empresa implementou programas estruturados para aumentar a representatividade

de gênero e raça, especialmente em posições de liderança.

As metas estabelecidas – 26% de mulheres e 33% de negros na liderança – são acompanhadas de iniciativas como critérios de contratação específicos e programas de treinamento contínuo para a liderança. Além disso, o programa Transformar e Partilhar têm gerado um impacto significativo nas comunidades, oferecendo cursos profissionalizantes a mais de 800 jovens em situação de vulnerabilidade social e econômica.

Quanto o público sabe sobre a COP?

De acordo com pesquisa do Instituto Reuters para estudo do jornalismo sobre notícias climáticas em oito países, a maioria das pessoas diz que sabe pelo menos um pouco sobre a Conferência das Partes (COP) da ONU. No entanto, uma minoria significativa, 14% no geral e 28% nos EUA, nunca ouviu falar dela, e uma minoria menor diz que sabe muito sobre ela.

Este relatório é parte de um projeto em andamento para explorar o engajamento público com notícias e informações sobre as mudanças climáticas e como as pessoas percebem, vivenciam e respondem aos seus impactos crescentes. Os dados vêm de uma pesquisa online com pessoas em oito países: Brasil, França, Alemanha, Índia, Japão, Paquistão, Reino Unido e EUA.

Os dados foram coletados em novembro de 2024.

Um tema-chave que emerge das descobertas deste ano é a “inércia da percepção climática” — uma estagnação nas visões públicas, atitudes e engajamento com questões e informações climáticas ao longo do tempo, apesar da crescente urgência da crise. A compreensão pública dos riscos, avaliações de respostas institucionais, interação com notícias climáticas e visões sobre ações políticas permaneceram, na maioria dos casos, notavelmente estáveis desde 2022, refletindo mudanças limitadas na conscientização e engajamento.

Tero Carbon e Forestblock impulsionam o mercado de créditos de carbono na América Latina

A Tero Carbon, certificadora brasileira de ativos ambientais, e a Forestblock, plataforma integral de gestão de carbono, assinaram um Memorando de Entendimento (MoU) para futura integração de seus serviços. Esse movimento faz parte da estratégia de internacionalização da Tero Carbon e tem como objetivo ampliar a penetração no mercado latino-americano, com foco inicial no Brasil e na Argentina.

A parceria entre as empresas visa promover investimentos em projetos de carbono e facilitar a comercialização de ativos ambientais por meio do marketplace da Forestblock. A plataforma conecta empresas emissoras de carbono

a créditos aptos para aposentadoria, permitindo a compensação de suas emissões de forma ágil e segura. Com essa integração, espera-se aumentar a liquidez do mercado e oferecer mais transparência e rastreabilidade nas transações de créditos de carbono.

Benefícios para o mercado

A futura integração entre Tero Carbon e Forestblock trará vantagens significativas para empresas, investidores e desenvolvedores de projetos ambientais, tais como maior liquidez - o ecossistema integrado facilita a negociação e aposentadoria de créditos de carbono; segurança e confiança com o uso de blockchain; acesso a novos mercados.

@Divulgação

“A parceria com a Forestblock reforça nossa missão de criar um mercado de carbono mais acessível, confiável e eficiente para todos os participantes. Estamos entusiasmados com as oportunidades que essa colaboração trará para a América Latina,” disse Francisco Higuchi, CEO e co-fundador da Tero Carbon.

“Na Forestblock, acreditamos firmemente que a inovação tecnológica e as parcerias estratégicas são fundamentais para acelerar a transformação do mercado de carbono. Nossa recente aliança com a Tero Carbon representa um passo significativo para fortalecer nossa posição como líderes em soluções sustentáveis baseadas em tecnologia de ponta. Ao integrar nossos avançados sistemas de inteligência artificial e blockchain com a experiência e rede

da Tero Carbon, oferecemos soluções robustas e eficazes para organizações comprometidas com a sustentabilidade. Essa colaboração facilita a compensação de emissões, proporcionando benefícios claros tanto para as empresas quanto para o meio ambiente, além de garantir total transparência em cada transação. Com esta integração, aumentamos a confiança entre emissores, investidores e reguladores. Olhando para o futuro, esta parceria abre grandes oportunidades para o crescimento do mercado de carbono na América Latina, promovendo um mercado mais dinâmico e sustentável. Continuamos empenhados em fornecer plataformas avançadas e robustas que impulsionem um impacto ambiental positivo e duradouro na região,” Christian Fernandez Farjat, CEO e fundador da Forestblock.

Combinando inovação tecnológica e compromisso ambiental, a parceria entre Tero Carbon e Forestblock estabelece um novo padrão para a comercialização de créditos de carbono na América Latina. Juntas, as empresas buscam um mercado mais eficiente, transparente e acessível para empresas e investidores comprometidos com a sustentabilidade.

Setor privado sugere medidas para implementar a Contribuição Nacionalmente Determinada (NDC) brasileira

O Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS) e a coalizão global We Mean Business Coalition (WMBC) se reuniram com a Diretora Executiva da COP30 e Secretária Nacional de Mudança do Clima do Ministério do Meio Ambiente, Ana Toni. O objetivo do encontro foi a entrega e o debate do documento “Como a Próxima NDC do Brasil Pode Impulsionar o Investimento do Setor Privado em Ações Climáticas”, desenvolvido por especialistas das duas organizações. Durante a COP29, no Azerbaijão, o Brasil se tornou o segundo país a apresentar sua nova NDC e se comprometeu a reduzir suas emissões entre 59% e 67% até 2035, em comparação às emissões

de 2005. Baseado neste compromisso, o CEBDS e o WMBC criaram algumas recomendações estratégicas para que o setor privado participe do processo de implementação da NDC em todo seu potencial. Entre estas recomendações, destacam-se: harmonização de políticas setoriais para facilitar investimentos privados na descarbonização; incentivos à transição corporativa, fortalecendo a competitividade das empresas em um mercado global sustentável; e ampliação do diálogo entre setor público e privado, garantindo transparência e previsibilidade regulatória.

“Anfitrião da COP30, o Brasil reforça sua liderança climática global e pode converter suas metas em ações concretas,

impulsionando investimentos e um modelo sustentável de desenvolvimento. Com uma NDC mais ambiciosa, o engajamento empresarial será decisivo para viabilizar inovação, energia limpa e a descarbonização da economia”, afirmou Marina Grossi, presidente do CEBDS.

Neste sentido, o documento entregue pelo CEBDS e WMBC a Ana Toni ainda indica setores-chaves da economia para a implementação da NDC, como: Mudança do Uso da Terra, promovendo o combate ao desmatamento e a promoção de soluções baseadas na natureza; Agropecuária, responsável por 28% das emissões nacionais, e que pode se tornar mais sustentável por meio da ampliação de práticas agrícolas regenerativas; Energia e Transporte, com 85% da matriz elétrica brasileira já baseada em fontes renováveis, o Brasil tem potencial para liderar a transição energética global; e indústria, que deve adotar tecnologias de baixa emissão,

como captura de carbono e eletrificação de processos.

“O Brasil tem uma oportunidade única de mostrar ao mundo que ações climáticas ambiciosas e crescimento econômico podem andar de mãos dadas. Ao alinhar estruturas políticas claras com mecanismos de financiamento inovadores e um forte envolvimento do setor privado, o Brasil pode se posicionar como um líder global na transição para uma economia de baixo carbono. O país tem os recursos, a tecnologia e o potencial de investimento para demonstrar como as economias emergentes podem se descarbonizar e, ao mesmo tempo, impulsionar a competitividade industrial, a segurança energética e novas oportunidades de mercado. Agora é o momento de passar das metas para a implementação e transformar a ambição em progresso econômico e ambiental tangível”, destacou Maria Mendiluce, CEO da We Mean Business Coalition.

Porto do Açu e Sempen acordam reserva de área para planta de amônia verde

O Porto do Açu e a Sempen, especializada na produção de combustíveis renováveis, assinaram nesta semana um contrato de reserva de área no hub de hidrogênio de baixo carbono e derivados do complexo portoindústria, localizado no Norte do estado do Rio de Janeiro, para a construção de uma fábrica de amônia verde.

A nova planta terá capacidade de produção de 1 milhão de toneladas de

amônia verde por ano. A decisão final de investimento (FID) está prevista para 2027-2028, com o início da produção das primeiras moléculas verdes em 2030. Com esse novo acordo, o Porto do Açu fortalece ainda mais seu papel na transição energética do Brasil, consolidando-se como um hub estratégico na cadeia de baixo carbono.

“O Porto do Açu avança no tema da transição energética ao desenvolver sua plataforma integrada para a economia de baixo carbono. A chegada da Sempen nos coloca como líder em projetos para a produção de hidrogênio e amônia verde no país”, disse Mauro Andrade, Diretor Executivo de Desenvolvimento de Negócios da Prumo Logística.

O complexo porto-indústria tem um ecossistema preparado e vantagens competitivas com calado profundo, área disponível com acesso direto ao cais e um cluster de serviços que reúne múltiplos fornecedores de suporte portuário e marítimo, consolidando-se como um hub de soluções de energia sustentável.

“Somos o primeiro porto no país a licenciar um hub de hidrogênio e derivados de baixo carbono de 1 milhão de m² e, no momento, estamos licenciando uma nova área de 2 milhões de m² para ampliar nossas operações. A Sempen será alocada a esse novo hub, e sua parceria conosco é mais um passo para estabelecer o Açu como um hub para soluções de energia sustentável, refletindo nosso compromisso com projetos inovadores que contribuem para a transição energética global’’, completou o CEO do Porto do Açu, Eugenio Figueiredo.

Mauro Andrade, Marcus Ricchezza, Juan Pablo Freijo, Letícia Villa-Forte, Ubiratan Castro, Luiz Trevia

“A parceria com o Porto do Açu representa um marco importante em nossa jornada para impulsionar a produção de amônia verde e combustíveis sustentáveis no Brasil. Estamos entusiasmados com o potencial de contribuir para a transição

energética global e de fazer parte de um hub estratégico de baixo carbono que apoiará o desenvolvimento sustentável da indústria de energia renovável e hidrogênio verde no país”, conta Juan Pablo Freijo, CEO da Sempen.

Henkel faz progressos em áreas estratégias de sustentabilidade

A Henkel publicou seu relatório de sustentabilidade de 2024. A empresa avançou ainda mais, especialmente nas áreas de proteção climática e economia circular, mas também em questões sociais. Já neste ano, a Henkel reporta voluntariamente de acordo com os requisitos de conteúdo da nova Diretiva de Relatórios de Sustentabilidade Corporativa (CSRD) da União Europeia e seus Padrões Europeus de Relatórios de Sustentabilidade (ESRS).

“Nós fizemos grandes progressos e entregamos melhorias tangíveis em sustentabilidade no último ano – em todas as áreas de nossa estratégia de sustentabilidade”, disse Carsten Knobel, CEO da Henkel.

“Mesmo em tempos desafiadores, mantemos nossos valores fundamentais: por meio de nossos produtos, processos e contribuição para a sociedade, estamos comprometidos com um mundo mais sustentável. Isso também se reflete em nosso plano para atingir a neutralidade de carbono, que visa reduzir nossas emissões de gases de efeito estufa em 90% até 2045”.

“Estou orgulhosa do nosso progresso nas principais iniciativas de sustentabilidade”, disse Sylvie Nicol, Vice-Presidente Executiva de Recursos Humanos, Infraestrutura e Sustentabilidade. “Em 2024, por exemplo, aumentamos a proporção de plástico reciclado em nossas embalagens de produtos de consumo para 25%. E introduzimos uma licença parental neutra em termos de gênero, com pelo menos oito semanas de licença remunerada em todo o mundo – o que recebeu uma resposta excelente. Além disso, implementamos o primeiro relatório de sustentabilidade de acordo com os requisitos de conteúdo dos novos Padrões Europeus de Relatórios de Sustentabilidade (ESRS), o que também melhorou ainda mais nossos processos internos.”

Até o final do ano passado, a Henkel reduziu as emissões de CO2 em sua produção por tonelada de produto em 64% em comparação com o ano base de 2017 e aumentou a energia adquirida de fontes renováveis para 47%.

A companhia também estabeleceu metas de Net-Zero no ano passado, que cobrem uma parte maior da cadeia de valor do que suas metas climáticas anteriores. Até 2045, a Henkel pretende reduzir suas emissões absolutas de gases de efeito estufa (GEE) nos escopos 1, 2 e 3 em 90%. Como metas climáticas de curto prazo, a Henkel planeja reduzir suas emissões absolutas de GEE nos escopos 1 e 2 em 42% e suas emissões absolutas no escopo 3 em 30% até 2030 (em comparação com 2021).

As novas metas foram validadas pela Science Based Targets Initiative (SBTi), uma organização de mudanças climáticas que apoia as empresas na definição de metas de redução de GEE alinhadas com

o Acordo de Paris sobre o clima. Até o final de 2024, a Henkel já havia reduzido suas emissões de GEE nos escopos 1, 2 e 3 em 20% (em comparação com 2021).

Para descarbonizar ainda mais a cadeia de valor e capturar melhor as emissões de CO2 na cadeia de suprimentos (escopo 3), a Henkel acelerou seu programa de engajamento com seus fornecedores globais no ano passado. A empresa coleta dados sobre emissões e define medidas específicas para reduzi-las.

A Henkel aumentou ainda mais a proporção de plástico reciclado em suas embalagens de produtos de consumo para 25%. Até o final deste ano, a empresa espera alcançar 30%.

Dois exemplos destacam esse progresso: na Europa, a Henkel aumentou a participação de reciclado pós-consumo nas embalagens de detergentes líquidos e produtos para cabelo para pelo menos 50%. Isso inclui marcas como Persil, Weißer Riese, Spee e Gliss. Na América

do Norte, a empresa introduziu uma nova embalagem para seu sabonete líquido Dial, que agora é feito de 100% plástico reciclado.

A Henkel também tem como objetivo projetar todas as embalagens de consumo para serem recicláveis. Até o final de 2024, essa proporção já havia alcançado 89%.

Com as inovações em adesivos de sua unidade de negócios Adhesive Technologies, a Henkel está estabelecendo novos padrões para embalagens mais sustentáveis. Por exemplo, um novo adesivo termofusível da marca Technomelt, utilizado, entre outras finalidades, em embalagens de alimentos, consiste em pelo menos 49% de matérias-primas de base biológica. Ao mesmo tempo, é necessário significativamente menos energia para os clientes durante a fase de aplicação do produto.

Um marco na área de diversidade e igualdade é o programa de licença

parental neutro em termos de gênero que a empresa introduziu para todos os seus 47.000 colaboradores em todo o mundo. O programa garante um mínimo de oito semanas de licença parental totalmente remunerada e se aplica a todas as constelações familiares, incluindo crianças adotivas ou em regime de acolhimento, casais LGBTQIAPN+ e pais solteiros. A resposta à iniciativa foi muito positiva; globalmente, cerca de 30% a mais de colaboradores tiraram a licença parental em comparação ao ano anterior

Além disso, a Henkel conseguiu aumentar a proporção de mulheres na gestão para 42%.

Como parte de seu compromisso com condições de trabalho justas, a empresa introduziu uma avaliação anual adicional para garantir que a remuneração dos colaboradores da Henkel em todo o mundo permaneça consistentemente alinhada com os benchmarks locais de salário digno.

Diálogos sobre Obrigações

Ambientais da Indústria

Firjan reúne empresários e especialistas em debate sobre conformidade e atualizações de normas ambientais

Empresários e especialistas do setor industrial participaram, no Centro de Convenções da Firjan, da 10ª edição do “Diálogos sobre Obrigações Ambientais da Indústria”. O evento apresentou novidades sobre o regramento ambiental para 2025 e esclareceu dúvidas sobre as obrigações anuais da indústria

fluminense. Realizado desde 2016, o encontro reforça a parceria entre a federação e o Inea - Instituto Estadual do Ambiente, proporcionando um espaço para debates estratégicos, troca de informações e atualizações regulatórias.

Isaac Plachta, vice-presidente da Firjan CIRJ, destacou a importância do evento

como um canal direto de comunicação entre as indústrias e os órgãos ambientais.

“Todos sabemos que é mais inteligente antecipar-se às exigências legais do que correr atrás de uma regulamentação posterior. E essa parceria entre o Inea e a Firjan estimula e promove uma maior aderência das empresas a estas obrigações. Trata-se de uma iniciativa de extrema importância tanto para as empresas associadas quanto para o corpo técnico dos órgãos ambientais”, afirmou o empresário.

Empresários e especialistas do setor industrial participaram, no Centro de Convenções da Firjan, da 10ª edição do “Diálogos sobre Obrigações Ambientais da Indústria”. O evento apresentou novidades sobre o regramento ambiental para 2025 e esclareceu dúvidas sobre as obrigações anuais da indústria fluminense. Realizado desde 2016, o encontro reforça a parceria entre a federação e o Inea - Instituto Estadual do Ambiente, proporcionando um espaço para debates estratégicos, troca de informações e atualizações regulatórias.

Isaac Plachta, vice-presidente da Firjan CIRJ, destacou a importância do evento como um canal direto de comunicação entre as indústrias e os órgãos ambientais.

“Todos sabemos que é mais inteligente antecipar-se às exigências legais do que correr atrás de uma regulamentação posterior. E essa parceria entre o Inea e a Firjan estimula e promove uma maior aderência das empresas a estas obrigações. Trata-se de uma iniciativa de extrema importância tanto para as empresas associadas quanto para o corpo técnico dos órgãos ambientais”, afirmou o empresário.

@Marcelo Martins/Firjan

As normativas sobre emissões atmosféricas foram tema de um dos painéis, com mediação de Renata Rocha, analista em Sustentabilidade da Firjan. Técnicos da Diretoria de Segurança Hídrica e Qualidade Ambiental do Inea detalharam as normas vigentes e atualizaram os participantes sobre programas e exigências legais relacionadas à emissão de poluentes atmosféricos e de Gases de Efeito Estufa (GEE). Alexandre Ornellas abordou a Emissão de Fontes Fixas, enquanto Felipe Pinto destacou o Programa Fumaça Preta, enfatizando a relevância do controle das emissões veiculares para a melhoria da

Isaac Plactha, vice-presidente CIRJ e presidente do Sindicato da Indústria de Produtos Químicos para Fins Industriais do Estado do Rio de Janeiro (Siquirj)

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qualidade do ar. Já Pedro Valle elucidou os procedimentos para a elaboração do inventário de emissões de GEE.

“É uma honra participar desse evento, um espaço de diálogo fundamental para a construção de um estado sustentável e amigo do meio ambiente. O licenciamento ambiental é essencial para garantir que desenvolvimento econômico e preservação ambiental andem juntos”, enfatizou Juliana Ávila, diretora de Licenciamento do Inea.

Letícia Dutra, analista em Sustentabilidade da Firjan, anunciou duas iniciativas: o lançamento da série “Visão Climática para os Negócios”, um inventário de emissões de GEE para aprofundar a compreensão das empresas sobre as mudanças climáticas e incentivar práticas sustentáveis; e a edição de 2025 do Prêmio Firjan de Sustentabilidade, que há mais de uma década reconhece projetos empresariais voltados ao desenvolvimento sustentável, reafirmando o compromisso da entidade com a responsabilidade socioambiental no estado.

Além das emissões atmosféricas, o evento discutiu temas como recursos hídricos, resíduos sólidos e licenciamento ambiental. As discussões foram mediadas por Jorge Peron Mendes, gerente de Sustentabilidade da Firjan, e Carolina

Zoccoli, especialista em Sustentabilidade da entidade, reforçando o papel da federação no suporte às empresas para o cumprimento das exigências ambientais.

Associados aos sindicatos da Firjan e ao CIRJ também tiveram acesso a balcões de atendimento individualizados, conduzidos por técnicos do Inea e da Secretaria de Estado do Ambiente e Sustentabilidade (Seas). Os especialistas ofereceram orientação sobre emissões atmosféricas e de GEE, recursos hídricos, resíduos sólidos, logística reversa e licenciamento ambiental municipal, esclarecendo dúvidas e auxiliando as empresas no cumprimento das exigências ambientais.

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CERAWeek by S&P Global 2025

A 43a CERAWeek da S&P Global reuniu de 11 a 14 de março os principais executivos do setor de energia, especialistas, autoridades governamentais e formuladores de políticas, bem como líderes das comunidades de tecnologia, financeira e industrial, em Houston (EUA).

“Seguindo em frente: Estratégias de energia para um mundo complexo” foi o tema deste ano e o encontro examinou uma era de mudanças multifacetadas — em política, tecnologia e geopolítica — que está remodelando o cenário energético global.

O evento levou a Houston mais de 10.000 participantes no total entre delegados, expositores, fornecedores, etc. – um recorde. O recorde anterior era de 9400+ participantes no total no CERAWeek 2024. Foram 7400 delegados, mais de 1400 speakers de 89 países.

Presidida por Daniel Yergin, vicepresidente da S&P Global e autor de The New Map: Energy, Climate and the Clash

of Nations, a conferência explorou uma infinidade de fatores — e as questões subjacentes e as ligações entre eles — que têm implicações profundas para mercados, investimentos, cadeias de suprimentos, geopolítica e estratégias competitivas.

@CERAWeek by S&P Global

“Quando se trata de traçar caminhos para o futuro energético, a mudança está se mostrando a única constante”, disse Yergin. “Novos governos e mudanças regulatórias, o potencial transformador da inteligência artificial, avanços tecnológicos, fragmentação contínua da ordem econômica global, rivalidade geopolítica e conflito persistente — esses são apenas alguns dos fatores com potencial para desafiar suposições e impactar planos. Navegar com sucesso neste cenário em evolução e atender à necessidade mundial de energia segura, confiável e acessível exigirá insights aguçados e estratégias inovadoras. Este é o foco dos líderes mundiais de energia na CERAWeek 2025 em Houston.”

O programa da conferência CERAWeek 2025 explorou temas-chave relacionados a novas políticas e regulamentações em mudança e como elas testarão as abordagens de investimento em todo o mundo — incluindo as possibilidades de como a nova administração em Washington redefinirá as perspectivas. São temas ainda o petróleo e o gás; a energia, rede e eletrificação, as energias renováveis e combustíveis de baixo carbono; o comércio e cadeias de suprimentos; como navegar na competição geopolítica que está tornando os mercados de energia, os fluxos comerciais, as decisões de investimento, as escolhas tecnológicas e a transição energética mais complicados;

como mobilizar capital para atender às necessidades energéticas atuais e avançar em direção a um sistema energético de emissões mais baixas em meio a riscos políticos, tensões comerciais e interrupções geopolíticas, ao mesmo tempo em que gera retornos para as partes interessadas; como as empresas estão avaliando, adaptando e buscando estratégias e modelos de negócios diversificados para dar suporte às necessidades do sistema energético atual enquanto se posicionam para o futuro; como as estratégias das empresas de energia, eletricidade, automotiva e tecnologia se adaptarão em meio às mudanças nas políticas governamentais e na demanda do consumidor; como conciliar a crescente demanda por minerais essenciais para a transição energética com desafios persistentes, como longos prazos de entrega, obstáculos regulatórios, tensões comerciais e questões locais de acesso; qual o impacto das tecnologias, da inovação, da digitalização e da Inteligência Artificial; como a indústria, os formuladores de políticas e os provedores de capital podem alinhar estratégias para acelerar e expandir as tecnologias de descarbonização, mantendo a competitividade e o crescimento; como as estratégias pós-COP29 evoluirão dentro de um cenário político e econômico polarizado e uma nova administração em Washington?

Na sessão CERAWeek “A IA revolucionará o setor de energia?”, executivos das empresas SLB, Microsoft e bp discutiram como a Inteligência Artificial está impulsionando a inovação

no setor de energia e como ela pode ajudar a criar um futuro energético mais sustentável, fornecendo informações valiosas.

Uma sessão abordou a ascensão do complexo industrial de data centers e seu impacto nas demandas globais de energia. John Ketchum, da NextEra Energy, Inc., e Ruth Porat, da Alphabet & Google, juntaram-se a Dan Yergin, da S&P Global, para discutir como a tecnologia e a política podem colaborar para lidar com as tensões da rede causadas por essa matriz de energia em rápida evolução. É consenso que a rede elétrica está em um ponto de inflexão e com a integração de IA, a adoção de veículos elétricos e a eletrificação generalizada, a maneira como consumimos e distribuímos energia está evoluindo rapidamente. Conversaram sobre o tema executivos da RWE, Hitachi Energy, Federal Energy Regulatory Commission e Google Cloud com foco no papel da IA na otimização da eficiência da rede e o impacto dos EVs na demanda de energia.

O presidente e CEO da Saudi Aramco, Amin Hassan Nasser, afirmou que os formuladores de políticas e executivos de energia precisam repensar seus planos de transição energética e parar de apoiar elementos da transição que falharam. Ele enfatizou a necessidade de investimento em combustíveis fósseis para atender à demanda global de energia.

O governo do presidente Donald Trump pressiona para maximizar a produção de petróleo e gás, e na Europa, os formuladores de políticas desaceleraram a implementação de políticas de energia limpa e atrasaram as metas à medida que os custos de energia dispararam após a invasão da Ucrânia pela Rússia em 2022, mudando seu foco para a segurança energética. Também as grandes empresas de petróleo da Europa recuaram dos planos de construir tecnologias mais verdes porque não se mostraram lucrativas.

“Todos podemos sentir os ventos da história nas velas de nossa indústria novamente. É hora de parar de reforçar o fracasso. Na verdade, há mais chance de Elvis falar em seguida do que o plano atual funcionar”, disse Nasser referindo-se ao hidrogênio verde um dos focos das políticas de transição energética.

Para o executivo da Saudi Aramco, novas fontes de energia podem complementar os combustíveis fósseis, mas não os substituir. “O investimento em todas as fontes de energia era necessário para atender à demanda global de

energia. Mas a estratégia atual de mudar prematuramente para alternativas imaturas tem sido tão autodestrutiva. Novas fontes não podem nem atender ao crescimento da demanda.”

Nasser comentou que a desregulamentação e maiores incentivos para as instituições financeiras fornecerem financiamento imparcial são necessários e que muitas instituições reduziram seus investimentos em combustíveis fósseis em favor de indústrias mais sustentáveis. A própria Aramco investiu mais de US$ 50 bilhões em projetos de energia convencional e renovável, e tem a meta de investir 12 gigawatts de energia solar e eólica até 2030.

Nasser pediu à indústria que “abandone a fantasia de eliminar gradualmente os combustíveis fósseis”.

Nasser disse para a CNBC: “No mundo real, a atual estratégia de transição está visivelmente falhando na maioria das frentes, pois colide com duras realidades”. A Agência Internacional de Energia previu no ano passado que o pico da demanda por petróleo, gás e carvão ocorreria em 2030. Nasser disse que é improvável que a demanda atinja o pico tão cedo, e sugeriu que a AIE está se concentrando na demanda dos EUA e Europa, mas precisa avaliar também o mundo em desenvolvimento. “O gás cresceu 70% desde o início do século e a transição do carvão para o gás é responsável pela maior parte das reduções nas emissões de carbono”, disse ele.

O CEO da Saudi Aramco ressaltou que as fontes alternativas de energia não conseguiram substituir os

hidrocarbonetos em escala, apesar de o mundo ter investido mais de US$ 9,5 trilhões nos últimos 20 anos, que a energia eólica e solar atualmente fornecem menos de 4% da energia mundial, e a penetração total de veículos elétricos é inferior a 3%”. Para ele, o mundo deveria se concentrar na redução das emissões de petróleo e gás, e nas melhorias de eficiência.

O Ministro da Indústria e Tecnologia Avançada dos Emirados Árabes Unidos, Diretor Administrativo da Adnoc e CEO do Grupo, Presidente da Masdar e Presidente Executivo da XRG, Dr. Sultan Ahmed Al Jaber, também falou na Ceraweek, mas preferiu focar no caminho que a Adnoc está tomando para se tornar a empresa de energia mais habilitada em IA do mundo. Sua Excelência pediu políticas mais duráveis e estáveis para atender à crescente demanda por energia porque o mundo está acordando para a importância da energia. “A energia é o coração pulsante das economias,

um dos principais impulsionadores da prosperidade e é fundamental para todos os aspectos do desenvolvimento humano. Se queremos um mundo prócrescimento, precisamos de ações e políticas pragmáticas que sejam prócrescimento, pró-investimento, próenergia e pró-pessoas. Todas as opções de energia são necessárias e uma abordagem “e-e” que abrace diversas opções de energia é necessária para atender ao rápido crescimento da demanda mundial. Sabemos que até 2035 haverá quase 9 bilhões de pessoas neste planeta. Em linha com esse crescimento, a demanda por petróleo aumentará de 103 para pelo menos 109 milhões de barris por dia. O GNL e os produtos químicos se expandirão em mais de 40% e a demanda total de eletricidade aumentará de 9.000 GW para 15.000 GW, o que representa um aumento impressionante de 70%. Precisaremos de mais GNL, mais petróleo de baixo carbono, mais energia nuclear e mais energias renováveis comercialmente viáveis para atender a toda essa demanda.”

O Dr. Al Jaber explicou como os Emirados Árabes Unidos buscaram uma abordagem pragmática de ‘e-e’, envolvendo petróleo e gás, energias renováveis, nucleares, químicas e de baixo carbono. “Os Emirados Árabes Unidos se basearam em 7 décadas de experiência em petróleo e gás para produzir os barris menos intensivos em carbono do mundo. Diversificamos em novas energias, investindo em 51 GW de energia renovável comercialmente viável globalmente por meio da Masdar. Também adicionamos energia nuclear ao nosso mix de energia, com quatro reatores agora gerando 5,6 GW de

eletricidade e fornecendo 25% das necessidades de energia dos Emirados Árabes Unidos.”

Para o Dr. Sultan al Jaber, “Investir nos EUA não é apenas uma prioridade, é um imperativo absoluto. Precisamos de mais energia e também precisamos de uma visão mais positiva sobre a energia, adotando uma mentalidade realista e prática que motive passos eficazes e tangíveis e apoie o crescimento e o progresso. E a corrida pela supremacia da IA é essencialmente uma jogada de energia. Aqueles com fácil acesso ao fornecimento de energia e infraestrutura terão uma vantagem clara sobre aqueles que não têm. Estamos avançando firmemente para consolidar a posição da ADNOC como a empresa de energia mais habilitada para IA do mundo (...) O progresso sustentável simplesmente não é possível sem acesso a energia confiável, acessível e segura.”

Durante a CERAWeek, líderes globais de energia se reuniram para explorar o papel da IA na reformulação da indústria. A Dra. Mariam Al Hindi, vice-presidente interina de excelência operacional no Thamama Reservoir Centre da Adnoc, moderou uma sessão.

Shamsa Al Dhaheri, especialista do Departamento de Excelência Técnica para Operações da Adnoc, liderou uma discussão sobre tecnologias de IA destacando o Neuron 5, tecnologia inovadora da Adnoc para melhorar a eficiência operacional por meio de IA. O Neuron 5 opera atualmente em mais de 1.200 ativos críticos, graças a uma parceria entre o Thamama Reservoir Centre do Adnoc, a AVEVA e a AIQ.

Essa tecnologia aumenta a eficiência, aumenta a confiabilidade operacional e dá suporte à sustentabilidade ao reduzir verificações manuais e confiar em operações inteligentes baseadas em dados.

O setor de tecnologia foi destaque na CERAWeek também para impulsionar o setor de energia para o desenvolvimento de IA, da descarbonização à segurança energética. E novos recursos de IA podem melhorar o planejamento da rede dos EUA e a otimização da capacidade, disse Arshad Mansoor, presidente e CEO do Instituto de Pesquisa de Energia Elétrica dos EUA. O aumento da flexibilidade pode evitar o aumento potencial das contas de energia para os consumidores em geral, à luz do rápido crescimento da carga.

Embora os EUA tenham uma abundância de gás e grande potencial de energias renováveis, ainda há muito a ser feito na expansão da rede, disse Hunter Armistead, CEO da Pattern Energy.

O Secretário de Energia dos EUA, Chris Wright, falou para os líderes de petróleo e gás sobre impulsionar a agenda de domínio energético do governo.

“Embora a política possa ter mudado, a ciência não. O aquecimento causado pela poluição causada por combustíveis fósseis está prejudicando economias e pessoas em todo o mundo. A prosperidade futura exige que resolvamos o acesso à energia, a acessibilidade da energia, a segurança energética e a sustentabilidade ambiental.

Felizmente, não faltam opções que atendem a todas essas quatro prioridades, começando com o simples ato de eliminar a ventilação, queima e vazamentos de metano - um potente poluente climático, mas também um valioso recurso energético. Somente as operadoras de petróleo e gás nos EUA desperdiçam US$ 3,5 bilhões em metano por ano por meio de vazamentos, queima e outras liberações, o suficiente para suprir as necessidades de energia de 19 milhões de residências americanas.

Nosso próximo capítulo deve ser sobre liderança em energia – um portfólio de soluções que nos coloca no caminho para uma economia forte com menos resíduos e poluição.”

Explicando seus planos para fortalecer a rede elétrica dos EUA e outras questões de política energética, o secretário Wright, afirmou que estava “descaradamente

buscando uma política de mais produção de energia e infraestrutura americanas, não menos”. Wright afirmou que há muito trabalho pela frente, abordando também o portfólio de empréstimos para energia verde que ele herdou de seu antecessor e a visão de alarmismo climático. Wright deixou claro que, para fortalecer a rede, é preciso parar de cavar um buraco mais fundo com políticas que prejudicam o fornecimento de energia. “Temos que fazer mudanças significativas em um sistema complicado. Mudar as leis de permissão é parte disso, mudar como a regulamentação é feita e, então, elaborar ações de bom senso para permitir que a tecnologia chegue mais à rede existente no momento em que a demanda está chegando. Temos que aumentar o rendimento com os ativos físicos existentes. Acho que isso pode ser feito, mas é um desafio.”

“A primeira e principal ferramenta é o capital privado e as empresas privadas.

A maioria dessas coisas, com um clima de negócios razoável, acontecerá no mercado”, afirmou o secretário de estado dos EUA, ChrisWright. “Essa é a nossa preferência. Mas, se houver

problemas que sejam críticos e tenham que acontecer em tempo hábil por causa da bagunça em que estamos com nossa rede elétrica hoje, então implantaremos capital.”

Na CERAWeek deste ano, os principais tecnólogos e especialistas do setor de tecnologia em metano estiveram debatendo e demonstrando como as empresas de petróleo e gás de todos os tamanhos podem maximizar simultaneamente a produção de energia e minimizar as emissões, aumentando seu desempenho de metano: a Methane Innovation House destacou o valor e as

capacidades das ferramentas e técnicas de medição emergentes e a oportunidade de integrar abordagens para capacitar fornecedores, compradores e investidores a tomar decisões de mercado bem informadas sobre as taxas de perda de metano sobre o gás natural e as taxas de perda de metano associadas a ele.

Entre os instrumentos apresentados

estava o MethaneSAT, um satélite inovador desenvolvido por uma subsidiária da EDF com o apoio do Bezos Earth Fund, do The Audacious Project e da Agência Espacial da Nova Zelândia para contabilizar as emissões de fontes de metano de todos os tamanhos em alta resolução em amplas áreas não cobertas por outros satélites.

“Milhões de toneladas de metano estão escapando das operações de petróleo e gás todos os anos”, disse o cientista-chefe da EDF, Dr. Steven Hamburg. “O MethaneSAT fornece a primeira imagem verdadeiramente abrangente das emissões de metano de petróleo e gás, detectando fontes que outros satélites não conseguem. Juntamente com outros satélites e um conjunto de outras tecnologias avançadas de monitoramento, estamos fornecendo dados essenciais para orientar a mitigação eficaz do metano.”

Os resíduos de metano da ventilação, queima e vazamentos de gás natural não são apenas uma questão ambiental. Isso também significa perda de receita e ineficiências operacionais. Mas uma variedade de soluções em rápido crescimento está disponível e está cada vez melhor para ajudar os operadores a fortalecerem os sistemas para evitar esse desperdício.

“Na luta contra as emissões de metano, o MethaneSAT é nossa arma secreta. Sua ciência e tecnologia avançadas de ponta nos fornecem insights cruciais, permitindo uma ação

mais rápida e inteligente - e é por isso que o MethaneSAT é um dos nossos investimentos mais vitais “, disse Kelly Levin, chefe de ciência, dados e mudança de sistemas do Bezos Earth Fund.

da política energética em Washington. Uma lição importante: o Congresso deve promulgar uma reforma de permissão para garantir que a América atenda à alta demanda de energia com a infraestrutura necessária para entregá-la.

Mike Sommers da API discutiu o cenário

“Davos é sobre bilionários dando palestras a milionários sobre como erradicar a pobreza. Enquanto a CERAWeek são engenheiros tentando descobrir o que vem a seguir e como construí-lo,” disse, desenhando uma linha implacável o executivo de tecnologia/investidor em tecnologia limpa/membro do conselho da ExxonMobil Andy Karsner no painel de encerramento.

Na Ceraweek deste ano, Scott Tinker (SwitchEAlliance), Hunter Hunt (Hunt Energy), Vijay Swarup (ExxonMobil), Evelyn Wang (MIT) e David Victor (UCSanDiego) se reuniram para sintetizar o que os painelistas ouviram durante a semana e discutir como “reimaginar o futuro energético”.

Mike Dunleavy, governador do Alasca, conversou sobre “Alasca e o Mundo” em com Daniel Yergin.

Scott Strazik diretor executivo da GEVenova, debateu sobre como à medida que a tecnologia e a política continuam a evoluir e remodelar o cenário energético global, o evento forneceu uma plataforma única para se reunir com clientes, parceiros e formuladores de políticas e discutir inovação e como encontrar soluções para atender melhor às necessidades energéticas do mundo.

“O setor está vendo um aumento dinâmico na demanda por eletricidade devido a vários fatores, incluindo eletrificação e rápido crescimento em data centers e IA. Além disso, há uma necessidade urgente de modernizar a infraestrutura que já temos para garantir resiliência e segurança energética - tudo isso está impulsionando um “superciclo” de energia de várias décadas”, pontuou Starzik.

Em uma discussão com Uwem Ukpong da Amazon Web Services (AWS), Mohamed Al Hammadi da Emirates Nuclear Energy Company, Mario Azar da

Black & Veatch e Jenny Yang da S&P Global, falou sobre o crescimento da demanda e a criatividade, velocidade e ampla parceria que serão necessárias para atendê-la com uma abordagem tecnológica. “Estou mais confiante e otimista do que nunca sobre cumprir nossa missão de eletrificar e descarbonizar o mundo. A demanda que estamos vendo em nosso portfólio de energia é mais forte hoje do que era há 12 meses, quando iniciamos nossa jornada como uma empresa independente. Não estamos apenas imaginando o futuro da energia - estamos moldando-o”.

O grupo formado por Musaab Al-Mulla (Saudi Aramco), William McDonough (Inovação McDonough), Edward Stones (Dow) e Mateus Pasquali (Universidade Rice) explorou o papel evolutivo dos plásticos, os desafios de escala e como a tecnologia e a política estão moldando o futuro dos materiais.

“Vaca Muerta é um recurso significativo em termos de produtividade, quantidade e qualidade de hidrocarbonetos e competitividade global,” disse Ricardo Ferreiro, Presidente de Exploração & Produção da Tecpetrol

Uma mesa redonda explorou tecnologias críticas, evolução de políticas, estratégias corporativas e principais barreiras que moldam o futuro da gestão de emissões. Líderes se reuniram para examinar ‘Europe at a Crossroads: Innovation, energy, and competition’ o cenário energético em evolução da região. Os palestrantes destacaram o papel crítico das estruturas regulatórias na formação de estratégias energéticas e na garantia da competição econômica.

Os robôs da Gecko foram destaque: eles alimentam dados em uma plataforma de software alimentada por IA chamada Cantilever, que é capaz de sinalizar problemas de saúde em usinas de energia e aumentar seu desempenho. A lista de clientes da startup já inclui gigantes industriais como Marathon Petroleum e Siemens Energy. A Gecko afirma que sua tecnologia pode reduzir a necessidade de manutenção reativa em 80% e dobrar a vida útil de ativos industriais.

“O que vem pela frente”foi o tema da conversa dos líderes da TotalEnergies e da ConocoPhillips com Yergin

Catarina Beumelburg (materiaishd), David Victor (UCSanDiego), Thomas Kwan (SchneiderElec) e Sean Durbin (Lindeplc) discutiram se tecnologias como CCS e hidrogênio verde podem ser dimensionadas de forma lucrativa e se os clientes estão dispostos a pagar um prêmio verde.

Mike Wirth, presidente e CEO da Chevron, conversou com Yegin sobre o aumento da produção da empresa; de como a Chevron está trabalhando para atender às crescentes necessidades de energia aumentando a produção em suas operações - tanto globalmente quanto nos EUA, 2024 foi o ano de maior produção da Chevron até o momento; como transformar o sistema energético global exigirá engenhosidade e inovação - a IA está transformando o cenário energético, não apenas porque os data centers de IA exigem muita energia para operar, mas também porque as ferramentas de IA estão mudando a maneira como empresas como a Chevron fazem negócios.

“2024 foi o ano mais produtivo da Chevron até o momento: a produção aumentou 7% no geral e quase 20% nos EUA, e a empresa retornou um recorde de US$ 27 bilhões aos acionistas. A Chevron está pronta para, nos próximos dois anos, aumentar o fluxo de caixa livre em até US$ 10 bilhões. Estamos trabalhando para crescer 10% na Bacia do Permiano, enquanto o crescimento no Golfo da América está projetado para aumentar de 200.000 barris por dia para 300.000 barris por dia até o final de 2026. Mas sem ação e inovação, os altos requisitos de energia da IA podem sobrecarregar os sistemas de energia atuais. Contudo, a Chevron está pronta para fornecer energia confiável e abundante para alimentar data centers de IA, graças em parte

ao fato de que está escalando a produção de gás natural. Teremos mais de um milhão de barris por dia no Permiano este ano.”

“Estou encorajado pela conversa que aconteceu esta semana. Ela parece ser mais equilibrada, reforçando como a energia deve ser acessível, confiável por razões de segurança e, sim, sempre temos que torná-la mais limpa.” falou Andy Walz, presidente de downstream, midstream e produtos químicos da Chevron, no painel Combustível para transporte em um cenário de demanda em mudança.

Balaji Krishnamurthy vice-presidente do centro técnico Chevron falou na mesa redonda estratégica sobre “IA para Energia, Energia para IA”.

“A IA permite que a Chevron aproveite grandes quantidades de dados para tomar decisões mais rápidas e de maior qualidade que geram melhores resultados comerciais. Dados que antes levavam muito tempo para serem descobertos agora estão quase instantaneamente disponíveis para os profissionais da Chevron. Ferramentas de IA estão ajudando a Chevron em seus esforços para reduzir a intensidade de carbono de suas operações. Ao mesmo tempo, também estão ajudando em seus esforços para tornar as operações mais seguras para os trabalhadores. A aceleração da IA está aumentando a demanda por energia para alimentar data centers, e o gás natural fornece o tempo

de comercialização mais rápido para energia confiável e escalável. Quando combinado com captura e armazenamento de carbono, o gás natural também é uma solução de menor intensidade de carbono.A IA pode ser o avanço tecnológico necessário para fornecer um sistema de energia acessível, confiável e cada vez mais limpo.”

Jim Gable vice-presidente de inovação e presidente da Chevron Technology Ventures falou na sessão “Financiando o Futuro: Escalonando Energia Limpa por meio de Estratégias de Investimento Inovadoras”.

Para ele, soluções de energia devem ser escaláveis, e a Chevron tem capacidades únicas para fazer exatamente isso. “Empresas estabelecidas têm a capacidade de escalonar novas tecnologias, integrálas em operações existentes e fornecer o capital e as capacidades necessárias para levar essas inovações ao mercado”.

“A AI será um grande impulsionador da demanda de energia. A revolução está chegando, e exigirá energia confiável e distribuível. Os EUA precisam de mais energia e estamos comprometidos em entregá-la através de um mix de gás, energias renováveis e inovação tecnológica”, disse Patrick Pouyanné, chairman e CEO da TotalEnergies

O Brasil na CERAWeek 2025

A presidente Magda Chambriard esteve na Plenária “Foco na Petrobras: Transição em ação”, Mauricio Tolmasquim, diretor de Transição Energética e Sustentabilidade, nos painéis “Produtos biorrefinados: o futuro pode escalar rápido o suficiente?” e “Precificação do risco climático e implementação de estratégias de resiliência”.

Representaram a ANP na CERAWeek a Diretora-Geral interina, Patrícia Baran; a Diretora Symone Araújo; o Diretor Daniel Maia Vieira; a Diretora interina Mariana Cavadinha; a superintendente de Promoção de Licitações, Marina Abelha; e o assessor da Diretoria-Geral, Tiago Jacques.

A diretora de Exploração e Produção, Sylvia Anjos, participou do painel “Competitividade upstream da América Latina”.

Integrantes da Diretoria e técnicos representaram a ANP – Agência Nacional do Petróleo no evento, que reúne especialistas do setor de energia de diversos países, tanto do setor público quanto do privado.

A edição deste ano discutiu desafios e oportunidades no mercado de energia, tendo em vista o cenário da transição energética. Foram abordados diversos temas relacionados à área de atuação da ANP, como segurança energética e investimentos em descarbonização.

A Diretora Symone Araújo integrou a Mesa-Redonda “Capturing Latin America’s Place in Global Supply Chains”. No mesmo dia, a Diretora interina Mariana Cavadinha participou do Lyceum: Soft Landing & NAVE – Conectando a Inovação Global ao Setor de Energia no Brasil, da Innovation Agora, evento paralelo à CERAWeek.

Mariana Cavadinha falou sobre o NAVE – Programa ANP de Empreendedorismo que, em sua primeira edição, reúne oito das maiores operadoras de energia que atuam no Brasil, para apoiar startups no desenvolvimento de soluções inovadoras para os desafios desse setor.

Além da participação na programação, foram realizadas reuniões entre representantes da ANP e de empresas de energia para apresentação de oportunidades de investimentos com as licitações de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil no sistema de Oferta Permanente.

Ao longo de semana, a equipe se reuniu com empresas como Exxon, BP, Ecopetrol, Total, Petronas, Equinor, Shell, Chevron e Woodside Energy.

A delegação brasileira, liderada pela ApexBrasil Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos com o apoio do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) e o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) e composta por representantes do governo, empresas de energia e startups, apresentou soluções de ponta em energia limpa e tecnologia aplicada a descarbonização. A ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis fez parte da comitiva do Brasil para divulgar os leilões de exploração e produção que acontecerão esse ano. Por meio de painéis de especialistas, sessões de networking e reuniões de negócios, o Brasil mostrou suas oportunidades de investimento, políticas estratégicas de energia e projetos pioneiros em áreas como biocombustíveis, hidrogênio verde e energia eólica/solar.

“O Brasil está na vanguarda do desenvolvimento de energia sustentável, e a CERAWeek é uma plataforma incomparável para reforçar nossa liderança na transição energética global. A conferência fortalece parcerias internacionais, promove investimentos e permite a troca de conhecimentos e experiências com líderes da indústria”, disse Carlos Padilla, coordenador de Investimentos da ApexBrasil

O evento deste ano apresentou discussões relevantes sobre a transição energética global, o papel dos mercados emergentes e estratégias para equilibrar a sustentabilidade com o crescimento econômico. Organizada com o apoio do escritório da ApexBrasil (EA) na América do Norte, a participação do Brasil na Ceraweek 2025 reafirma sua posição como um ator-chave para o futuro da energia e seu papel na condução da transição energética global.

De acordo com João Henrique Nascimento, diretor da Secretaria de Infraestrutura Econômica do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) da Casa Civil, a conferência é uma oportunidade de divulgar

os investimentos e a carteira de infraestrutura do Brasil para investidores de grande capacidade em um evento de alto nível.

“Pudemos ouvir o Secretário de Estado dos EUA descrevendo a abordagem que o novo governo está dando para questões críticas, sobretudo em energia e infraestrutura. Ao mesmo tempo, ouvimos CEOs de diversas empresas de grande relevância para estes setores”, afirmou João Henrique Nascimento, diretor da Secretaria de Infraestrutura Econômica do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) da Casa Civil.

Para Roberto Ardenghy, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), a parceria entre a ApexBrasil e o IBP no hub de inovação da CERAWeek é estratégica para ressaltar a liderança do Brasil em tecnologia de petróleo e gás e descarbonização da indústria. “Essa iniciativa da ApexBrasil com o apoio do IBP em trazer para Houston empresas de base tecnológica que trabalham nesse segmento é importante, mostrando para o mundo essas oportunidades e também atraindo empresas de base tecnológica dos EUA para o Brasil”.

Durante o evento, a Gerência de Investimentos da ApexBrasil, com o apoio do Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás, da Petrobras, e do fundo Climate Investment, parte do Oil and Gas Climate Initiative- OGCI, lançou o Programa Invest in Brasil Net-Zero Solutions, ação de softlanding para empresas estrangeiras inovadoras em interessadas no Brasil.

O programa busca introduzir o mercado brasileiro as empresas que desenvolvem tecnologias para a descarbonização, bem como facilitar o estabelecimento dessas companhias no Brasil. O programa se alinha à missão nº 5 da Nova Indústria Brasil (NIB), que busca reduzir as emissões da Indústria Brasileira em 30% até 2033.

Carlos Padilla, coordenador de Investimentos da ApexBrasil, explica como a iniciativa irá promover a sustentabilidade e mitigar os impactos do aquecimento global.

“O programa visa a apoiar a vinda de novas tecnologias internacionais, que possam ser aplicadas na indústria brasileira para reduzir a pegada de carbono. Tecnologias que possam ajudar na redução da emissão de gases de efeito estufa, inclusive o gás metano, altamente poluente, e processos de captura e armazenamento de carbono”, afirmou Carlos Padilla, coordenador de Investimentos da ApexBrasil

A partir da identificação do interesse dessas empresas de investir no Brasil, a Agência elaborou um programa de um ano para capacitar as empresas, facilitar a elaboração de um planejamento para acesso ao mercado, desenvolvimento de parcerias e novos clientes, e, finalmente, uma imersão no mercado brasileiro que vai acontecer durante o evento OTC Brasil, no segundo semestre deste ano.

SAIBA MAIS

Carlos Padilla no lançamento do programa Invest in Brasil Net-Zero Solutions durante a CERAWeek 2025

1º Encontro Regional do Setor de Petróleo e Gás

A retomada de investimentos na Bahia com foco na produção de óleo e gás em áreas terrestres deve receber aportes que podem chegar aos R$ 4 bilhões de empresas como Petrobras, PetroRecôncavo e Stanley Oil – apenas a Petrobras planeja investir R$ 2 bilhões nos campos maduros e já perfura com quatro sondas de grande porte os campos de Araçás, Fazenda Azevedo, Massapê, Taquipe, Fazenda Boa Esperança, entre outros.

A Stanley Oil tem protocolo de intenções para a instalação de uma refinaria de petróleo na cidade de Alagoinhas e investimentos podem chegar a R$ 1 bilhão. A PertroRecôncavo anunciou investimento em uma nova unidade de processamento de gás natural (UPGN) em Pojuca, distrito de

Miranga, e anunciou investimentos de R$ 400 milhões.

Nesse contexto, ocorreu em Alagoinhas o 1º Encontro Regional do Setor de Petróleo e Gás, evento organizado pela Prefeitura Municipal que marcou a retomada de investimentos da Petrobras na indústria petrolífera da região e o fortalecimento da educação profissionalizante ligada ao setor.

O plano de investimentos da Petrobras para a Bahia foi apresentado por Stênio Galvão, gerente executivo de Terras e Águas Rasas, que ratificou o interesse da empresa em potencializar todas as atividades do setor no estado, incluindo produção, manutenção e responsabilidade social.

Galvão anunciou que já foram contratadas três novas sondas de

@Fotos da Prefeitura de Alagoinhas

perfuração para operar na Bahia, com um investimento de R$ 2 milhões, valor que é duplicado quando são incluídos os recursos destinados ao processo de preparação e logística da operação. O plano de negócios da Petrobras inclui, para os próximos cinco anos, a perfuração de 100 novos poços de petróleo e gás e o aumento do número de sondas de produção, passando de 13 para 23 unidades, além da formação de uma

Novos negócios

nova equipe de exploração para atuar no Estado, em busca de novas concessões e áreas de exploração.

De acordo com plano elaborado pela Petrobras, a perspectiva é que, com a forte expansão nas áreas de perfuração e de manutenção, a produção estadual seja dobrada no próximo quinquênio. Esses resultados devem ser alcançados com o aporte de US$ 3 bilhões, que a companhia investirá na Bahia nesse período.

“A nova gestão da Petrobras não pensa apenas a Bahia de agora, mas a do futuro. Estamos totalmente engajados com toda a cadeia gerencial para potencialização das atividades onshore, aquelas que tratam de extração em terra”, declara Stênio.

Com os investimentos planejados pela empresa, a projeção é que mais de R$1 bilhão seja arrecadado pelos municípios, em royalties, participação governamental e impostos.

Além de dirigentes da Petrobras, o encontro regional reuniu autoridades políticas e gestores de cerca de 25 empresas do setor. O prefeito de Alagoinhas, Gustavo Carmo, revelou a expectativa da gestão municipal com a geração de emprego e renda, incremento da economia e melhoria das condições de vida na cidade e da região.

“Esse é o momento de discutir sobre tudo que cabe ao município e aos territórios fazerem para facilitar a operação dessa estatal que é um orgulho do nosso país. Para isso, tivemos aqui a representação da força política da nossa cidade e da região, além de dezenas de empresas que atuam no ramo petrolífero, num encontro que faz parte da política de desenvolvimento econômico e social que queremos implantar em nosso município. Essa presença massiva abre espaço para relações comerciais e é um aceno positivo para a instalação de novos negócios em Alagoinhas”, afirma Gustavo.

Articulador do encontro, o deputado estadual Radiovaldo Costa atribuiu ao setor de petróleo e gás a posição de pilar fundamental da economia da região. “Este é um setor que gera recursos que permitem que os prefeitos possam investir na saúde, na educação, em infraestrutura. É uma cadeia muito importante na Bahia, que deve, sim, ter os investimentos potencializados. Com isso, é possível atrair novos negócios e outros investimentos, inclusive do próprio setor petrolífero, para nosso Estado”, avalia.

O secretário do Trabalho, Emprego, Renda e Esporte da Bahia, Augusto Vasconcelos, destacou o potencial de Alagoinhas para novos negócios e a geração de postos de trabalho com carteira assinada no município. “Trata-se de uma cidade com uma vocação industrial e que tem um coletivo de trabalhadores e trabalhadoras qualificados. O Governo Estadual estará ao lado da gestão municipal para colaborar com o projeto de desenvolvimento, valorização da mão de obra e alteração das condições de vida de quem trabalhará de modo direto e indireto na consolidação desses investimentos”, afirma.

Capacitação

Outra ótima notícia para a região, no contexto de crescimento do setor petrolífero, foi a proposta apresentada pelo SENAI Bahia, que atuará como articulador entre as empresas e os entes públicos para formar mão de obra qualificada, a ser absorvida pelo mercado. De acordo com a proposta, os alunos farão os cursos gratuitamente, já que o custeio será feito pelos municípios e pelas empresas.

Gianmarco Furlini, coordenador de Mercado do Senai Bahia, explicou que a pretensão inicial é formar mil profissionais para atuar em indústrias do ramo de petróleo em Alagoinhas e região. Dentre os cursos que devem ser ofertados estão os de plataformista, torrista, sondador e segurança de processos.

“Nosso objetivo é que haja o crescimento, tanto dos municípios,

como das indústrias baianas. Para isso, como instituição, vamos seguir lado a lado com o setor público e as empresas, para atender a demanda de mão de obra que existe, num projeto que tem um viés social”, explica Furlini.

Os próximos anos devem ver a perfuração de 100 novos poços de petróleo e gás e o aumento do número de sondas de produção de 13 para 23 unidades, além da formação de uma nova equipe de exploração para atuar no estado, buscando novas concessões e áreas de exploração.

Os Investimentos na Bahia também focam na qualificação profissional

Com a retomada da produção de petróleo na Bahia, o Senai Bahia também apresenta uma proposta para formar mão de obra qualificada para o setor, com cursos gratuitos para os alunos, custeados

pelos municípios e empresas.

A ideia é começar formando mil profissionais para atuação nas indústrias do setor de petróleo em Alagoinhas, e região, com formações como torrista, sondador, plataformista e segurança de processos.

Segundo Ginmarco Furlini, coordenador de Mercado do Senai BA, o foco é que haja o crescimento, tanto das cidades, como das indústrias do estado. Para isso, a instituição seguirá lado a lado com o setor público e as empresas, para atender a demanda de mão de obra que existe, num projeto que tem um viés social.

Nova linha com arquitetura O-PAS

A Nova Smar disponibiliza ao mercado de automação mundial a sua nova linha de sistemas de controle distribuído, a Linha Nova, que implementa a tecnologia O-PAS, Open Process Automation Standard.

O NovaDCN Smar foi desenvolvido com a colaboração da Intel®, empresa que também faz parte do OPAF. Desta forma, trazemos para o mundo da automação industrial os poderosos processadores da família Intel®, projetado para soluções completas de controle distribuído em total conformidade com o O-PAS.

• Hardware desenvolvido com a colaboração da Intel®;

• Certificado de compatibilidade O-PAS;

• Portabilidade;

• Interconectividade;

• Instalação industrial;

• Processador Intel Atom® x6200FE;

• 4 portas Ethernet 1000 Mbps RJ45;

• Comunicação OPC-UA;

• Alimentação 24V com consumo de 2A;

• Porta USB 3.1;

• Sistema Operacional Debian Linux.

Tank Maniforlds

Normalmente, uma instalação requer 3 a 4 bocais diferentes: 1 por peça de equipamento e portas de detecção. O manifold Modelo 2049 é projetado para permitir uma instalação muito compacta de uma válvula de inertização e válvula de ventilação em um único bico de tanque. O 2049 é projetado de forma que o gás de inertização flua para o espaço de vapor do tanque sem afetar a operação normal da válvula de ventilação. (Cashco)

Medidor de vazão OpreX Vortex

A Yokogawa Electric Corporation lançou o medidor de vazão OpreX™ Vortex Série VY em conformidade com os principais padrões à prova de explosão (IECEx, ATEX, FM, FMc) e certificação SIL2. A nova série de produtos, que faz parte da família OpreX Field Instruments, tem lançamento previsto para depois da certificação de conformidade com os padrões de cada país. Quando usado em combinação com software especializado vendido separadamente, o OpreX Vortex Flowmeter Série VY suporta funções de

manutenção remota que permitem manutenção planejada e eficiente baseada em condições.

Em comparação com outros tipos de medidores de vazão, os medidores de vazão de vórtice podem lidar com uma ampla variedade de tipos de fluidos, temperaturas e pressões. A Yokogawa desenvolveu o primeiro medidor de vazão de vórtice do mundo em 1969 e introduziu a série YEWFLO de medidores de vazão de uso geral no mercado em 1979. Até agora, vendeu mais de meio milhão de unidades em todo o mundo.

Esta nova série foi desenvolvida com o objetivo de apoiar a implementação da transformação digital (DX) em grandes plantas na forma de manutenção baseada em condições eficiente e planejada.

Utilizando leituras de um sensor de temperatura integrado e dados de medidores de pressão e outros instrumentos externos, a Série VY de medidores de vazão de vórtice pode realizar cálculos precisos de temperatura e compensação de pressão e cálculos de energia, eliminando a necessidade de dispositivos de cálculo externos.

A digitalização de sinais internos é levada adiante na Série VY, permitindo que o autodiagnóstico cubra todos os componentes, incluindo a barra de separação de vórtices e o elemento sensor. Isso melhora a confiabilidade e qualifica esses medidores de vazão para uso em circuitos instrumentados de segurança (em conformidade com SIL2).

Com a série VY, também é possível rastrear os parâmetros de integridade do dispositivo e usar esses dados para indicar quando a capacidade do sensor deve se deteriorar. Utilizando a ferramenta de software de verificação de integridade FSA130 e o aplicativo de ajuste, configuração e gerenciamento do dispositivo FieldMate (ambos vendidos separadamente), a integridade dos medidores de vazão da Série VY pode ser facilmente verificada a partir de qualquer PC em um local remoto, como uma sala de instrumentação, eliminando a necessidade ir ao local para realizar verificações de manutenção. Embora os medidores de vazão de vórtice da Yokogawa tenham uma reputação bem estabelecida de serem livres de manutenção, o autodiagnóstico aprimorado e a capacidade de manutenção remota permitem uma abordagem de manutenção eficiente e planejada baseada em condições.

Aplicativo para acompanhar o desenvolvimento de poços

A Kongsberg Digital lançou o SiteCom® Go – um aplicativo móvel que permite aos usuários acessar informações de perfuração e poços em tempo real a qualquer momento.

O ecossistema SiteCom é a superfície de trabalho industrial para operações de poços e oferece agregação de dados em tempo real e solução de visualização para todas as fases de construção e operação de poços. Ele foi projetado para permitir que equipes distribuídas tomem decisões de perfuração e operação de poços com base nas informações mais atualizadas e façam a ponte entre diferentes fornecedores. O sistema mostra dados históricos e em tempo real e permite que os usuários gerenciem seus dados remotamente.

O novo aplicativo oferece aos usuários esses dados na ponta dos dedos a qualquer momento que eles precisarem. Ele utiliza o poder do SiteCom Global Mnemonics para integrar e exibir automaticamente os dados de todos os fornecedores e as informações mais recentes podem ser exibidas para uma visão geral imediata da situação atual. Os usuários têm fácil acesso a uma lista completa de poços e podem receber notificações ativas de novos desenvolvimentos nos poços.

O SiteCom Go tem uma interface simples e intuitiva e é um software baseado na web, com foco na experiência do usuário. Ele é construído no padrão HTML5, tornando-o independente de plataforma e navegador, e utiliza a transferência de dados ETP e conexões criptografadas ao obter dados do SiteCom®. Para dispositivos portáteis, o aplicativo pode ser baixado e usado para dispositivos iOS e Android, ambos com aparência nativa.

Metrologia industrial

Na metrologia industrial, a calibração dos instrumentos de medida e de controle de processos visa a garantir a confiabilidade das medições e, em consequência, a qualidade dos produtos acabados. A calibração é compreendida pela comparação entre os valores indicados por um instrumento de medição e os valores indicados em um instrumento padrão de classe superior, a calibração proporciona uma série de vantagens como garantir a rastreabilidade das medições, isto é, sua relação a referências estabelecidas por padrões nacionais ou internacionais através de uma cadeia de comparações; reduzir as variações de especificações técnicas dos produtos; prevenir defeitos, como parte da manutenção preventiva, e compatibilizar as medições; padronizar os trabalhos.

O Laboratório de Calibração Prymelab da Presys é acreditado pela CGCRE (sob o n° CAL 193 - ABNT NBR ISO/IEC 17025:2017) pertencente à rede Brasileira de Calibração e segue o sistema de gestão da qualidade em conformidade com a norma NBR ISO9001:2015.

O Prymelab realiza certificação de instrumentos de pressão na faixa de 2Pa até 1600 psi (1100 bar) nos modos manométrico, absoluto e vácuo com incertezas de até 80 ppm (manômetro digital), até 100 ppm (manômetro analógico) e até 150 ppm (transdutor de pressão); de instrumentos de temperatura:

• Ponto Fixo da Prata (961,78 ºC) para sensor termopar com incertezas de até 0,10 °C.

• Ponto Fixo do Alumínio (660,323 ºC) com incertezas de até 0,015 °C.

• Ponto Fixo do Zinco (419,5270 ºC) com incertezas de até 0,0051 °C.

• Ponto Fixo do Estanho (231,9280 ºC) com incertezas de até 0,0038 °C.

• Ponto Fixo do Gálio (29,7646 ºC) com incertezas de até 0,0013 °C.

• Ponto Triplo da Água (0,0100 ºC) com incertezas de até 0,0010 °C.

• Ponto Fixo do Mercúrio (-38,8290 ºC) com incertezas de até 0,0019 °C.

• Faixa de -55 até 660 °C para sensor termorresistivo/termômetro digital com sensor termorresistivo com incertezas de até 0,01 °C.

• Faixa de -55 até 1100 °C para sensor termopar/termômetro digital com

sensor termopar com incertezas de até 0,10 °C.

• Faixa de -200 até 800 °C para indicador/controlador/simulador de termorresistências com incertezas de até 0,03 °C.

• Faixa de -250 até 2300 °C para indicador/controlador/simulador de termopares com incertezas de até 0,02 °C.

• Faixa de -55 até 420 °C para banho termostático com incertezas de até 0,04 °C.

• Faixa de -80 até 1100 °C para calibrador de temperatura com bloco seco com incertezas de até 0,20 °Ce E instrumentos de eletricidade:

• Faixa de 1 mV até 100 Vcc com incertezas de até 0,8 µV.

• Faixa de 10 µA até 100 mAcc com incertezas de até 8 nA.

• Faixa de 1 Ω até 100 kΩ com incertezas de até 0,18 mΩ.

Análise de vibração integrada

@Aoling/CNOOC

As estruturas de aço de uma plataforma offshore são expostas a condições ambientais extremas durante toda a sua vida útil. Condições difíceis do mar, que vão até ondas monstruosas e água do mar agressiva, atacam-nas sem interrupção. Além disso: microrganismos na água causam corrosão eletroquímica severa, o que também enfraquece a integridade mecânica das estruturas. Além disso, é claro que uma plataforma offshore remota não pode ser mantida regularmente. Defeitos que causariam a paralisação de todo o sistema ou mesmo um acidente na plataforma de petróleo seriam correspondentemente caros.

No contexto do 13º Plano Quinquenal da China, uma plataforma de produção na costa continental chinesa na Baía de Bohai foi selecionada como um projeto piloto para o monitoramento contínuo da estrutura da plataforma. Vários pontos de medição foram especificados com base nos planos de construção da plataforma e investigações no local com sensores de vibração IEPE registrando vibrações. Seus sinais são adquiridos por Terminais EtherCAT EL3632 XFC com capacidade de sobreamostragem para monitoramento de condições (IEPE) e transmitidos para um PC embarcado CX2020 com até 50 ksamples/s para avaliação.

O sistema de medição monitora as condições operacionais da plataforma e usa os dados de vibração para diagnosticar as cargas na estrutura de aço. O objetivo do projeto piloto é garantir a integridade das estruturas durante todo o seu período operacional e ser capaz de prever com precisão a vida útil com base em indicadores iniciais. Isso permite que medidas preventivas sejam implementadas conforme necessário. A responsável pela implementação do projeto é Aoling, que se concentra há anos na proteção de aplicações offshore contra energia das ondas, realizando pesquisas nessa área junto com muitas universidades, faculdades e institutos de pesquisa chineses. A Aoling desenvolve soluções inovadoras, como o monitoramento de condições implementado

com a tecnologia Beckhoff.

O sistema de monitoramento de vibração compreende um total de 48 sensores de aceleração, que foram montados em invólucros à prova de explosão de acordo com as condições operacionais. Dos pontos de medição, as linhas de sinal dos sensores de vibração seguem para o gabinete de controle na sala de controle central, onde são conectadas por meio de um nível de roteamento aos terminais EL3632 IEPE de dois canais. A função XFC e a varredura síncrona com até 50 ksamples/s e resolução de 16 bits garantem que as vibrações sejam capturadas em tempo real.

Após a análise, processamento e armazenamento dos dados do sensor pelo CX2020 Embedded PC, as informações são transferidas para o computador mestre da plataforma de petróleo para cálculo e armazenamento secundários. Visualização, funções de alarme e arquivamento de dados são implementados lá. Ao mesmo tempo, o computador mestre transmite todos os dados para uma sala de controle central em terra por meio de uma linha de fibra óptica.

Ao mesmo tempo, o TwinCAT e o aplicativo de análise desenvolvido pela Aoling em uma linguagem de programação de alto nível estão sendo executados no CX2020, o que simplifica o gerenciamento e o armazenamento de dados. Além disso, a ampla gama de módulos de E/S disponíveis, seu design compacto e a flexibilidade do EtherCAT em termos de topologia suportam expansão e integração posteriores de funções adicionais. A Aoling planeja usar cada vez mais a tecnologia de controle avançada da Beckhoff para monitoramento de condições. A intenção é, por exemplo, também implementar gradualmente o aprendizado de máquina, inteligência artificial (aprendizado profundo), redes neurais e outras funções na plataforma TwinCAT.

Válvula globo guiada Neles™ série GB

As válvulas globo da série GB da Valmet/Neles fornecem desempenho de controle superior e alta confiabilidade em uma ampla gama de aplicações. As unidades padrão são equipadas com atuadores de diafragma ou pistão da Valmet/Neles e controladores de válvula da Valmet/Neles para controle preciso de fluxo, vida útil operacional estendida e monitoramento de desempenho on-line.

Suas características incluem:

• Corpo de uma peça para minimizar os caminhos de vazamento

• Construção de entrada superior e acabamento de troca rápida para fácil manutenção

• Construção de acabamento guiado por gaiola de alta resistência e superfícies de acabamento endurecidas para maior vida útil como padrão

• Grande variedade de capacidades e características de acabamento para otimizar o desempenho da válvula

• Guarnição Tendril™ multifuros para reduzir ruído ou eliminar cavitação

• Ampla seleção de materiais disponível para diferentes aplicações

• Opções de corpo flangeado e com extremidade soldada

• Baixas emissões de acordo com a norma ISO 15848, embalagem de fole disponível

• Opções de materiais NACE

• Certificado SIL 3

• Certificado de incêndio API 607

• Limpeza especial opcional para serviço de oxigênio, criogênico etc. Aplicações

• Produção de petróleo e gás

• Petroquímicos

• Produtos químicos

• Usinas de energia

• Celulose e Papel

• Gás industrial

• GNL

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