OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 373

I – NOTICIAS
1-ANP publica edital da 4ª Rodada em Regime de Partilha
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou o edital e os modelos de contrato da 4ª Rodada de Partilha de Produção no pré-sal, retirando, como previsto, a área de Saturno do certame, marcado para 7 de junho.

A intenção é que essa área seja ofertada, posteriormente, em conjunto com Tartaruga Verde e Pau Brasil e os dois blocos excluídos da 15ª Rodada sob regime de concessão, realizada na semana passada e que rendeu 8 bilhões de reais ao governo.

Essa rodada adicional de áreas do pré-sal, proposta pelo Ministério de Minas e Energia para este ano, ainda precisa ser aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Conforme o edital da ANP, foram mantidas as regras que preveem reabertura, ao final da rodada, para eventual recebimento de ofertas pelos blocos não arrematados, o que já constava dos editais da 2ª e 3ª Rodadas de Partilha, mas com alguns aprimoramentos.

De acordo com a reguladora, as empresas que não tiverem garantias de ofertas suficientes na reabertura, por exemplo, poderão apresentar ofertas nesse momento e apresentar as garantias posteriormente.

Já os modelos de contrato trazem, entre as novidades, a revisão da cláusula que trata de arbitragem, como resultado de uma consulta e audiência públicas.

A ANP destacou ainda que, considerando a manifestação de interesse da Petrobras em participar como operadora nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru, foram elaborados dois modelos de contrato de partilha de produção, sendo um com a participação obrigatória de 30 por cento da empresa, como operadora, e a outra sem essa participação.

A 4ª Rodada do pré-sal ofertará as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos e Uirapuru, nas bacias de Campos e Santos.

Fonte: José Roberto Gomes / Reuters

2-Restrição ás emissões de enxofre na navegação
Em decisão histórica e que se tornou um marco na história da navegação moderna, a maioria dos 171 países filiados à Organização Marítima Internacional decidiu restringir ao máximo as emissões de enxofre causadas pela Indústria Marítima.

O acordo vai impor limites baixíssimos de enxofre no combustível marítimo a partir de 2020, contrariando os que esperavam por uma redução mais gradual. Ficou decidido pelos países membros que a concentração de enxofre no bunker marítimo será limitada em 0,5%, ou seja, sete vezes menos do que os 3,5% permitidos atualmente.

Os mais críticos alertaram que esta decisão vai aumentar os custos com combustíveis de maneira significativa, num momento em que a indústria marítima não tem condições de pagar por isso. Segundo os que alegam isso, um aumento drástico no preço do frete marítimo pode causar a falência de muitos negócios que dependem de navios e quebrar inclusive os armadores que mais tem resistido à crise. Para se ter uma ideia, algumas estimativas dizem que o custo desse acordo pode girar em torno de US$ 40 bilhões.

Muitos dos estados membros, para ser mais exato 87 países, que dominam 96% da tonelagem mundial, já começaram a reduzir suas emissões, incluindo os países que mais navios possuem, como estados Unidos, China, Grécia e Alemanha.

A União Europeia, conforme informado pelo Portal Marítimo em matéria recente, está pressionando os países membros a adotar, em conjunto com as medidas que limitam as emissões de enxofre, medidas adicionais para se limitar as emissões de CO2. A navegação ficou de fora do acordo feito no não passado, em reunião realizada em Paris, onde cientistas reforçaram o quanto essas emissões contribuem para o aquecimento global.

A Comissária de Transportes da União Europeia, Violeta Bulc, salientou a importância dos estados membros da IMO tomarem ações referentes às emissões de carbono e definirem algo já no ano de 2018, algo similar ao que foi feito na indústria da aviação para os voos internacionais, porém, a questão das emissões de CO2 seguirão sendo discutidas pela IMO.

Particularmente acredito que, mais do que apenas um custo adicional, esta é uma oportunidade para a indústria naval investir em tecnologia, desenvolvendo scrubbers que sejam bastante eficientes para emissões de enxofre e carbono, ou então utilizando um óleo mais limpo, podendo, até mesmo, investir em navios movidos a gás natural, uma iniciativa um pouco mais invasiva, mais viável para novas construções.

Não se precisa falar nas contrapartidas a nível de confiabilidade de equipamentos, principalmente motores principais e auxiliares, em se utilizando combustíveis mais limpos e a economia que pode ser gerada a nível de OPEX (orçamento operacional) nos navios.

3-Petrobras investe R$ 600 mi para recuperar campos terrestres
A Petrobras quer recuperar e ampliar a produção nos campos terrestres de Carmópolis Marco.

A Petrobras vai investir, ao longo de três anos, mais de R$ 600 milhões em um plano de revitalização da produção de petróleo e gás nos campos de exploração situado em Sergipe. O principal deles é o Campo de Carmópolis, em operação desde agosto de 1963. Os dados foram apresentados, durante uma visita guiada de jornalistas convidados à Unidade Operacional da companhia em Carmópolis (Vale do Cotinguiba). Atualmente, ela tem 1.056 poços produtores em atividade, espalhados por 170 quilômetros quadrados de área e produção acumulada de 401,7 milhões de barris equivalentes de petróleo e gás – equivalente a 44% da produção total do Estado.

A principal estratégia de revitalização dos poços está no tratamento e reinjeção da água extraída dos poços junto com o petróleo, além da conversão de poços produtores antigos em injetores de água e da perfuração de novos poços produtores e injetores. A companhia está concluindo a implantação dos projetos de injeção de água em dois campos de exploração terrestre: o de Carmópolis e o de Siririzinho, em Siriri, que estão respectivamente com 93% e 90% dos projetos originais implantados. Atualmente, a Petrobras já conseguiu recuperar 22% dos poços do campo de Carmópolis, índice considerado excepcional se comparado a outros campos de exploração com mais de 50 anos de atividade.

De acordo com o gerente-executivo de Terras e Águas Rasas da companhia, Nilo Azevedo Duarte, o processo de revitalização dos poços vem sendo adotada desde a década passada, por causa da diminuição natural do volume produzido pela empresa. Ele explica que um campo de petróleo tem fases iniciais de exploração e estudos, antes do desenvolvimento da produção. “Com o tempo, o campo atinge o pico de produção e depois esse nível vai diminuindo. A revitalização é uma fase importante para ir recuperando e mantendo a produção dentro das condições de viabilidade”, disse.

O procedimento é realizado na própria extração do produto, através dos conhecidos ‘cavalos mecânicos’. O óleo bruto é enviado a uma estação de tratamento, na qual são separados o petróleo, o gás natural e a água. Enquanto o gás é processado na unidade de tratamento de Carmópolis e o petróleo vai para o Polo Atalaia, em Aracaju, a água segue para outra estação instalada no campo, onde é tratada, processada e enviada para as bombas que a reintroduzem nos poços. “O que estamos fazendo é injetar água no reservatório e naturalmente, além de ajudar a ‘varredura’ do óleo, restaurar a pressão [interna dos poços] e reduzir o declínio destes campos, que são bastante importantes”, esclarece o gerente.

Dados da companhia apontam que a recuperação dos poços conseguiu aumentar a produção terrestre de petróleo e gás em Sergipe, o que se refletiu no total estadual. Em 2016, a produção diária de óleo, condensado e líquido de gás natural (LGN) foi de 31.300 barris, enquanto a de gás chegou a 16.300 barris de óleo equivalente. A meta para os próximos anos é aumentar o índice de recuperação dos campos para 32%, além de implantar tecnologias desenvolvidas na própria unidade de Carmópolis, em parceria com o Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). Uma delas é a injeção de vapores de água nos poços, aumentando igualmente a pressão nos reservatórios.

Estação de gás – Durante a visita guiada, a Petrobras apresentou aos jornalistas o Pólo Gás, nova planta de tratamento de gás natural instalada em Carmópolis, cujas obras terminaram em agosto do ano passado. Fruto de um investimento de R$ 250 milhões, a estrutura conta com cinco sistemas de compressão e duas torres de tratamento e descontaminação do gás extraído nos poços terrestres, substituindo outra estação que estava em atividade desde a década de 1970. “É uma unidade moderna, que coleta todo o gás produzido em terra de Sergipe e tem toda a capacidade de receber e processar essa produção”, assegura Nilo.

Foram construídos também mais de 130 quilômetros de dutos, que coletam o gás produzido nos campos de Carmópolis, Siririzinho e Mato Grosso (em Maruim). Ao todo, a capacidade de processamento e produção do gás aumentou para 450 mil metros cúbicos por dia, que são posteriormente processados em Aracaju e distribuídos no mercado geral (gás de cozinha, gás encanado, gás natural veicular [GNV] e outras variações).

Fonte: JORNAL DO DIA/ Gabriel Damásio

4- DOF acredita em crescimento do Apoio Marítimo em 2019
A DOF acredita que a frota de apoio marítimo da Petrobras poderá voltar a crescer a partir de 2019. Para este ano, a expectativa é de estabilidade.

Em seu relatório anual, a norueguesa destaca as demandas associadas às últimas rodadas do pré-sal, em 2017, além de projetos programados pela estatal e petroleiras privadas, como motivadores da retomada.
De acordo com a companhia, o mercado de AHTSs (apoio a operações de ancoragem) será o de maior crescimento nos curto e médio prazos, acompanhando a instalação de novos FPSOs.

“As investigações, reorganização e adiamento de investimentos da Petrobras provocaram um grande impacto no Brasil, mas o plano de negócios (2018-22) da companhia prevê crescimento das atividades em 2018 e 2019”, diz a empresa.

PLSV
A DOF informa no relatório que o PLSV Skandi Recife já iniciou a fase de testes de mar e deve ser entregue ainda este mês.

Construída no estaleiro Vard Promar, em Pernambuco, a embarcação foi contratada pela Petrobras por oito anos.
Seu PLSV irmão, Skandi Olinda – afretado pela petroleira brasileira pelo mesmo período – tem entrega prevista para janeiro de 2019.

Ambas as embarcações serão equipadas com torre de lançamento de tubos com 300 t de capacidade de tensão.
Os PLSVs são o terceiro e o quarto de uma série operada em joint venture com a TechnipFMC para a Petrobras – os outros dois são os Skandi Açu e Búzios.

As empresas também operam em conjunto o Skandi Vitória, cujo contrato com a estatal tem previsão de término em julho.

Fonte: Brasil Energia

5- PetroRio inicia revitalização no campo de Polvo
Valor inicial é de US$ 20 milhões, podendo chegar em US$ 50 milhões
Por Ana Luísa Egues Última atualização em 6/04/2018

A PetroRio iniciou nesta semana a perfuração do primeiro dos três novos poços da segunda fase do plano de revitalização do campo de Polvo. A atividade está sendo realizada com a sonda instalada na plataforma fixa de Polvo A. O investimento inicial é de US$ 20 milhões, podendo chegar em US$ 50 milhões, dependendo dos resultados.
O tempo estimado para a conclusão das três perfurações é de seis meses. O objetivo é dar continuidade à Fase 1, realizada no primeiro trimestre de 2016, cujo resultado foi o aumento de 20% na produção e volume de reservas do campo.

“Dependendo dos resultados obtidos, poderemos estender potencialmente a vida econômica de Polvo em cinco anos, até 2026”, disse Blener Mayhew, CFO da PetroRio.

A PetroRio ainda aguarda uma definição sobre a redução dos royalties pedida à ANP para um patamar de 5%. Por meio de sua assessoria de imprensa, a empresa informou que se o pleito for atendido, os investimentos serão facilitados.
O pedido de redução de royalties, segundo a empresa, permitirá novos investimentos em campos maduros ou áreas de maior risco geológico, tornando essas reservas viáveis economicamente. O novo investimento, a longo prazo, argumenta a companhia, aumentam a arrecadação de royalties por estados, municípios e União.

Fonte: Brasil Energia/Ana Luísa Egues

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOS
1- Petrobras muda gerentes executivos
Gerências executivas de Sistemas Submarinos, Poços Marítimos e Cenpes terão novos dirigentes neste mês de abril
Pelo menos três das seis gerências executivas da Diretoria Desenvolvimento da Produção & Tecnologia da Petrobras entrarão sob novo comando em abril. As mudanças serão feitas na gerência executiva de Sistemas Submarinos, que passará a ser comandada por Rudimar Lorenzatto, de atualmente na área de Poços Marítimos, e do Cenpes (Centro de Pesquisa Leopoldo Américo Miguez de Mello).

Lorenzatto concorre ao cargo como candidato único para substituir Cristina Pinho, que se aposentou em janeiro. Desde a saída da executiva, a área de Sistemas Submarinos vem sendo comandada interinamente por Felipe Matoso.
No Cenpes e na área de Poços Marítimos, a disputa envolve três candidatos, mas, segundo apurado, levam vantagem no processo Orlando Ribeiro, que hoje atua na Gerência Executiva de Libra, e Samuel Miranda, respectivamente.
Cumprindo o novo protocolo interno da Petrobras, os candidatos terão de ser entrevistados pelo presidente da petroleira, Pedro Parente, e posteriormente aprovados pelo Comitê de Indicação, Remuneração e Sucessão, que tem reunião formal agendada para o dia 13 de abril, e pelo Conselho de Administração.

Se aprovado, Orlando Ribeiro substituirá Joper Cezar de Andrade Filho, que foi afastado do cargo na semana passada. O ex-GE ocupava o cargo desde março de 2016, tendo sido nomeado pelo ex-diretor de DP&T, Roberto Moro.

A meta da Petrobras é trazer o Cenpes novamente para o centro das atenções da indústria. Com o desligamento de Joper Andrade Filho, o centro de pesquisa vem sendo comandado interinamente por Oscar Chamberlain.

As mudanças marcam as primeiras alterações da gestão de Hugo Repsold na Diretoria de Desenvolvimento da Produção & Tecnologia. O executivo assumiu a área no fim de março, substituindo o ex-diretor Roberto Moro.

Fonte: Brasil Energia / Claudia Siqueira

2- Venda de ativos em águas rasas: início de fase vinculante dos Polos Pargo, Sergipe e Merluza
Plataforma de Merluza, BS – Agência Petrobras
A Petrobras, em continuidade ao Fato Relevante de 28/07/2017 e Comunicado ao Mercado de 04/10/2017, informa o início da fase vinculante dos processos de cessão da totalidade dos direitos de exploração, desenvolvimento e produção em três conjuntos de campos em águas rasas: Polos Pargo, Sergipe e Merluza, localizados nos estados do Rio de Janeiro, Sergipe e São Paulo, respectivamente.

Nessa etapa, os interessados habilitados na fase anterior receberão cartas-convite com instruções detalhadas sobre os processos de desinvestimento, incluindo as orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

A presente divulgação ao mercado está em consonância com a sistemática para desinvestimentos da Petrobras e está alinhada às orientações do Tribunal de Contas da União (TCU).

Fonte: Agencia Petrobras/ Redação TN Petróleo

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