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Fiocruz identifica impactos da exploração de petróleo no pré-sal
A Fiocruz e o Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT), por meio do Observatório de Territórios Sustentáveis e Saudáveis da Bocaina (OTSS), elaboraram o Relatório Analítico de Perdas e Danos da Cadeia do Petróleo e Gás do Pré-Sal, que identifica 25 possíveis impactos ainda não listados por estudos que embasaram o licenciamento do pré-sal, especificamente o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto Ambiental (Rima).
Nos estudos técnicos do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e das empresas que operam os empreendimentos, são consideradas três categorias de impacto: físicos (alterações no solo, água, ar), bióticos (plantas, animais); e socioeconômicos (afetam o modo como as pessoas vivem, trabalham, se divertem e convivem em comunidade), além dos aspectos de cumulatividade (soma de vários impactos no mesmo lugar).
A partir do estudo do OTSS, a Fiocruz e o FCT propuseram cinco novas categorias de impacto ainda não consideradas pelos documentos oficiais:
– Culturais;
– Econômicos e sobre o bem-estar material;
– Institucionais, legais, políticos e igualdade;
– Sobre a qualidade do meio ambiente habitado e o bem-viver
– Sobre a saúde e o bem-estar das pessoas afetadas pelo empreendimento.
Neste contexto, boa parte das perdas e danos verificada pelo novo estudo foi identificada a partir de lacunas no processo de licenciamento. “Um exemplo são os impactos dos navios aliviadores, que são analisados em documentos diferentes do EIA de exploração de petróleo em águas ultraprofundas do pré-sal. Assim, nenhum EIA de quaisquer das três etapas do pré-sal apresenta a análise dos impactos dos navios aliviadores, somente dos navios-plataformas, o que leva a uma visão fragmentada e insuficiente dos impactos reais do empreendimento de exploração do petróleo do pré-sal”, afirma a Fiocruz.
“Foram aspectos como esses que, por enquanto, geraram nova revisão do EIA pelo órgão licenciador, que já cita os impactos gerados pelos navios aliviadores no documento para a etapa 4 do pré-sal. A gente espera que considerem as demais recomendações também”, diz a bióloga Lara Bueno Chiarelli Legaspe, pesquisadora do OTSS e parte do grupo que elaborou o relatório Perdas e Danos.
Para Leonardo Freitas, coordenador-geral de Governança e Gestão do OTSS e revisor tecnocientífico do estudo, é preciso considerar a relevância do licenciamento ambiental como política pública. “Portanto, é fundamental que as populações afetadas por esses empreendimentos possam incidir sobre o licenciamento. Não apenas denunciar problemas quando são observados, mas avançar fazendo anúncios e, na medida do possível, contribuindo para fortalecer e melhorar esse licenciamento. O Estudo de Perdas e Danos busca não apenas mostrar lacunas em relação ao licenciamento do Pré-Sal, até porque suas recomendações valem para muitos empreendimentos licenciados Brasil afora”, argumenta.
O relatório também traz 14 recomendações para aprimorar o processo de licenciamento e fortalecer a defesa de territórios tradicionais localizados na área de influência do empreendimento. “Entre elas, está centrar a análise do licenciamento ambiental e de suas condicionantes a partir do conceito de Territórios Sustentáveis e Saudáveis, perspectiva que vai além dos meios tradicionalmente avaliados (físico, biótico e socioeconômico), considerando que há relação entre os impactos de diferentes meios, que se acumulam e potencializam”, diz a Fiocruz.
“O relatório é muito importante porque traz contribuições fundamentais para avaliar impactos que estão além dos contemplados para o licenciamento. Mas precisamos aprofundar as discussões sobre as demandas apontadas para definir os nexos causais entre os novos impactos e a atividade de exploração de petróleo e gás. É uma grande iniciativa para ajudar a aprimorar nossos processos e a prever perdas de forma estratégica e antecipada”, avalia Carlos Eduardo Martins Silva, analista do Ibama que atua na Coordenação de Petróleo e Gás Offshore.
Pré-sal
A exploração do pré-sal, a camada ultraprofunda no oceano que armazena petróleo e gás natural, começou há cerca de 18 anos no Brasil. Essa camada tem cerca de 800 quilômetros de extensão e 200 quilômetros de largura, e está localizada entre os estados do Espírito Santo e de Santa Catarina. É tão grande que nela caberiam mais de três estados do Rio de Janeiro.
Segundo o estudo, em três etapas de perfuração, exploração e alteração no ambiente original, muitos impactos invisíveis já trouxeram consequências notáveis na saúde mental das pessoas e na dinâmica das comunidades. Em processo de licenciamento ambiental pela Petrobras junto ao Ibama, a Etapa 4 tem agora como objetivo ampliar a exploração de petróleo e gás natural do pré-sal da Bacia de Santos, dando continuidade aos projetos Etapa 1, Etapa 2 e Etapa 3.
Os dez projetos que compõem a Etapa 4 terão cerca de 152 poços, totalizando uma produção média estimada de 123 mil m3/dia de petróleo e 75 milhões de m3/dia de gás natural. O tempo médio de operação previsto para cada uma das unidades é de 25 anos. Segundo a Fiocruz, para se ter uma ideia, 123 mil m³ de petróleo bruto seriam suficientes para abastecer aproximadamente 5,7 milhões de carros por dia, considerando o petróleo bruto necessário para produzir a gasolina.
“A gente gostaria de aprimorar a forma de fazer esde licenciamento. E as condicionantes também devem ser dialogadas com as comunidades. Do que os territórios precisam? Saneamento, educação, formação? Há várias outras possibilidades de condicionantes”, aponta Marcela Cananéa, coordenadora de Justiça Socioambiental do OTSS e integrante das coordenações do Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT) e da Coordenação Nacional de Comunidades Tradicionais Caiçaras (CNCTC).
Recomendações
Nesse contexto, a lista de recomendações gerada pelo estudo traz 14 pontos prioritários tendo em vista o fortalecimento do licenciamento ambiental federal. Alguns deles são:
1.O Projeto Povos de Caracterização de Territórios Tradicionais (PCTT) deve ser reconhecido e implantado como política pública, de forma permanente e com atualizações periódicas.
2.O licenciamento ambiental em seus estudos (EIAs) deve centrar a análise na constituição de territórios sustentáveis e saudáveis, perspectiva que vai além dos meios tradicionalmente avaliados (físico, biótico, socioeconômico), considerando que há relação entre os impactos de diferentes meios, que se acumulam e potencializam.
3.Recomenda-se a inclusão de todas as comunidades caiçaras, quilombolas e indígenas, de sertão e da região costeira, tendo em vista a noção de território único e o modo de vida tradicional
4.Recomenda-se que seja realizado estudo aprofundado de modo a identificar, integrar e classificar os impactos socioambientais não considerados no EIA.
5.A partir dos 25 novos danos e impactos revelados, que sejam apresentados estudos de reparação justa e integral, e também de valoração, incluindo as externalidades.
6.. As condicionantes de interesse das comunidades tradicionais devem ter termos de referência construídos por essas comunidades, junto aos movimentos sociais do território.
7. As comunidades tradicionais definem e incidem sobre as condicionantes de interesse para o território, e ajudam a elaborar os termos de referência das mesmas em diálogo direto entre suas lideranças e o órgão licenciador, sem a necessidade de intermediação de órgãos intervenientes do processo de licenciamento.
8. Os estudos de impactos cumulativos do território sejam territorializados, integrando os resultados dos estudos de impactos cumulativos e sinérgicos do território.
9. Os órgãos públicos devem ser incorporados nos debates sobre os territórios, com destaque para: Funai, Fundação Palmares, Incra e Iphan.
“Precisamos mostrar os impactos disso tudo, com dados científicos e organizados para pautar o empreendedor e deixar bem claro: nós precisamos de reparação porque o empreendimento afeta nossa saúde mental, afeta nosso território, nosso direito de ir e vir e nossa cultura”, diz Vagner do Nascimento, coordenador-geral do OTSS e integrante do Colegiado de Coordenação do Fórum de Comunidades Tradicionais (FCT).
02/04/2025
Petrobras localiza hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos
A Petrobras identificou a presença de hidrocarbonetos no pré-sal da Bacia de Campos, em poço exploratório no bloco Norte de Brava. O poço está localizado a 105 quilômetros da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’água de 575 metros.
Os hidrocarbonetos estão presentes em vários produtos, principalmente nos derivados de petróleo. Com os hidrocarbonetos podemos criar vários itens de interesse, como combustíveis líquidos e gasosos, plásticos, tintas, resinas, asfalto, entre outros.
A perfuração do poço foi concluída e o intervalo portador de hidrocarboneto foi constatado por meio de perfis elétricos, indícios de gás e amostragem de fluido, que serão posteriormente caracterizadas por meio de análises laboratoriais. Esses dados permitirão avaliar o potencial e direcionar as próximas atividades exploratórias na área.
O bloco Norte de Brava constitui um importante ativo para a exploração do potencial do pré-sal, em particular na Bacia de Campos. O bloco foi adquirido em dezembro de 2022, no 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção, licitação realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras é a operadora do bloco e detém 100% de participação.
25/03/2025
Maior plataforma de petróleo do Brasil inicia operação no pré-sal
A maior unidade produtiva de petróleo em alto-mar (offshore) instalada no país até o momento, a Almirante Tamandaré (Búzios 7) começou a operar no Campo de Búzios, na Bacia de Santos, a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, neste sábado (15). O navio-plataforma tem capacidade para processar até 225 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
A unidade vai explorar 15 poços, sendo sete produtores de óleo, seis injetores de água e gás, um conversível (produtor e injetor) e um injetor de gás. Todos eles estarão interligados à plataforma por meio de uma infraestrutura submarina.
O Campo de Búzios é considerado um dos pontos mais promissores do chamado pré-sal brasileiro uma área de reservas petrolíferas formada por uma camada de rochas sedimentares e localizada em águas ultraprofundas da costa brasileira, entre 5 mil e 7 mil metros de profundidade.
Em nota, a Petrobras reafirmou a expectativa de que o Campo de Búzios se torne, em breve, seu maior campo de produção, podendo superar a marca de 1,5 milhões de barris de produção por dia. “O FPSO Almirante Tamandaré 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″, afirmou a presidenta da companhia, Magda Chambriard.
A unidade foi afretada junto à SBM Offshore. Além de apresentar capacidade produtiva acima da média das unidades da indústria – que gira em torno dos 150 mil barris diários de óleo e de compressão de 10 milhões de m3 de gás – a Almirante Tamandaré conta com tecnologias de descarbonização, o que, de acordo com a Petrobras, contribui para redução das emissões de gases de efeito estufa na atmosfera. Há também tecnologias para aproveitamento de calor, que reduzem a demanda de energia adicional para a unidade.
Também em nota, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, destacou a importância da unidade para a expansão da produção nacional. “A entrada em operação do FPSO Almirante Tamandaré é mais um passo importante para fortalecer a produção de energia no Brasil. Essa plataforma tem tecnologia de ponta para produzir mais com menos impacto ambiental, utilizando sistemas modernos para reduzir emissões e otimizar o uso de energia. Isso reforça nosso compromisso com o desenvolvimento do setor de óleo e gás em bases sustentáveis”, afirmou.
O início da operação, neste sábado (15), coincidiu com o anúncio de que a Petrobras identificou novas reservas de petróleo em um poço (9-BUZ-99D-RJS ) da região oeste do Campo de Búzios, perfurado a cerca de 1.940 metros de profundidade, a partir de testes realizados a partir de 5,6 mil metros de profundidade.
O começo da operação ocorreu um dia após a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ter concedido as autorizações que faltavam para que o Consórcio da Jazida Compartilhada de Búzios, formado pela Petrobras (operadora que detém 88,9% de controle sobre o empreendimento), a CNOOC (7,34%) e a CNPC (3,67%) colocasse a unidade para funcionar.
16/02/2025
Produção de óleo no pré-sal cai 3,4% no último trimestre de 2024
A produção de óleo no pré-sal no último trimestre do ano passado foi de 1,76 milhão de barris por dia (Mbpd), 3,4% inferior à do trimestre anterior,. Segundo a Petrobras, o motivo foi o maior volume de paradas para manutenção no campo de Búzios, no pré-sal, parcialmente compensadas pelo topo de produção do FPSO Sepetiba [navio flutuante que processa, armazena e transfere petróleo e gás] e pelo início de produção dos FPSOs Maria Quitéria e Marechal Duque de Caxias.
Houve queda também na produção do pós-sal em 2024. A produção, de 305 milhões de barris por dia, teve redução de 20% em relação a 2023. De acordo com a empresa, essa queda ocorreu principalmente, “devido à restrição da produção nas plataformas que retornaram à operação ao longo do quarto trimestre, junto com o declínio natural de produção”.
“Em compensação, durante o ano, tivemos o ramp-up [aumento gradual da produção] da plataforma Anna Nery, além da entrada em produção de quatro novos poços na Bacia de Campos”, informou a companhia.
A produção em terra e águas rasas, no quarto trimestre de 2024, foi de 35 milhões de barris por dia, 3 milhões a mais do que a do trimestre anterior, em função do menor volume de perdas com paradas para manutenção. Em 2024, a produção em terra e águas rasas foi de 34 Mbpd, abaixo da de 2023 em 9 Mbpd, devido principalmente aos desinvestimentos e ao declínio natural de produção.
Recorde
A companhia registrou recordes de produção de gasolina, com 420 mil barris por dia (bpd), e diesel S-10, com 452 mil bpd. No ano, as vendas de diesel S-10 representaram 64% do total de vendas de óleo diesel, superando o recorde de 62% registrado em 2023, com aumento de 5,8% nas vendas de querosene de aviação (QAV) em 2024.
04/02/2025
Empurrado pelo pré-sal, petróleo assume topo da pauta de exportações
O petróleo fechou o ano de 2024 como o principal produto da pauta de exportações brasileiras, tomando o lugar da soja. As vendas de óleo bruto de petróleo ou de minerais alcançaram US$ 44,8 bilhões, segundo dados divulgados na semana passada pela Secretaria de Comércio Exterior do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços.
O ano de 2024 terminou com o petróleo bruto representando 13,3% das exportações do Brasil, tomando a liderança da soja que, de 2023 para 2024, viu a participação cair de 15,7% para 12,7%. Em 2024, a soja rendeu aos exportadores US$ 42,9 bilhões, ante US$ 53,2 bilhões de 2023.
Rio de Janeiro (RJ), 28/09/2023 – Navio-plataforma P-71, instalado no campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos, a 200 km da costa do Rio de Janeiro. Foto:Tânia Rêgo/Agência – Tânia Rêgo/Agência Brasil
O óleo do pré-sal é o motor que permitiu o petróleo alcançar o topo da pauta exportadora. De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de janeiro a novembro – último dado disponível, o país produziu 36,9 milhões de barris de petróleo por dia (Mbbl/d), sendo 71,5% originários do pré-sal. Observando apenas dados do segundo semestre, esse percentual salta para 80,3%.
Histórico do pré-sal
Descoberto em 2006, o pré-sal contribuiu para a soberania energética do país, possibilitando que o país se mantivesse sem a necessidade de importar óleo. Além da alta produtividade, os poços armazenam um óleo leve, considerado de excelente qualidade e com alto valor comercial.
O início da produção ocorreu no campo de Jubarte, localizado na Bacia de Campos, litoral do sudeste, em 2008. Ao lado da Bacia de Santos, é onde se encontram os reservatórios, perfurados há uma profundidade de 5 mil a 7 mil quilômetros. Para se ter uma ideia, 7 mil quilômetros é aproximadamente o ponto mais alto da Cordilheira dos Andes.
Rio de Janeiro (RJ), 28/09/2023 – Vista aérea do navio-plataforma P-71, instalado no campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos Foto:Tânia Rêgo/Agência Brasil – Tânia Rêgo/Agência Brasil
Atualmente os campos de Tupi, Búzios e Mero representam 69% da origem do pré-sal, segundo a ANP. Os três ficam na Bacia de Santos. O primeiro a produzir o pré-sal de Santos foi Tupi, maior ativo em produção no país, chegando a 1,1 milhão de barris por dia no terceiro trimestre de 2024.
A história da exploração e produção de pré-sal se confunde com os anos recentes da Petrobras, estatal que respondeu por 98% da produção de pré-sal em novembro de 2024, incluindo poços operados em consórcio. De toda a produção da companhia, cerca de 80% tem origem no pré-sal.
Dentre as principais empresas petrolíferas que operam em consórcio com a Petrobras figuram, entre outras, as multinacionais Shell (anglo-holandesa), TotalEnergies (francesa) e CNDOC (chinesa).
Segundo a companhia, o pré-sal, que deve atingir o pico de produção na década de 2030, tem papel estratégico na transição energética. Segundo a estatal, tecnologias desenvolvidas pela Petrobras fazem com que o óleo extraído do pré-sal tenha emissão de dióxido de carbono (CO²) – um dos causadores do efeito estufa e do aquecimento global – 70% menor que a média mundial.
Geologia
De acordo com a Petrobras, o pré-sal são rochas sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos com a separação dos atuais Continentes Sul-Americano e Africano. Com essa separação, surgiram grandes depressões que deram origem a diversos lagos, que mais tarde foram conectados aos oceanos.
“Nas regiões mais profundas desses lagos começaram a acumular grandes quantidades de matéria orgânica de algas microscópicas. Esta matéria orgânica, misturada a sedimentos, formou o que são as rochas que geram o óleo e o gás do pré-sal”, explica o site da companhia.
Por causa do clima árido daquele tempo, a evaporação intensa da água marinha provocou a acumulação de sais, o que criou a camada do pré-sal, uma espécie de proteção que impedia que o petróleo escapasse e chegasse à superfície”, completa.
Tecnologia
A distância dos reservatórios de pré-sal para a costa e a profundidade foram desafios para a Petrobras encontrar, retirar e transportar o óleo para o continente, fazendo com que a empresa desenvolvesse tecnologias para romper as dificuldades logísticas e exploratórias. Um exemplo é a técnica de processamento que ajudou a mostrar claramente a posição da rocha do pré-sal.
Rio de Janeiro (RJ), 28/09/2023 – Navio-plataforma P-71, no pré-sal da Bacia de Santos. Foto:Tânia Rêgo/Agência Brasil – Tânia Rêgo/Agência Brasil
Na jornada de exploração e produção no pré-sal, o conjunto de tecnologias desenvolvidas pela Petrobras rendeu à estatal prêmios da Offshore Technology Conference (OTC), espécie de centro de pesquisa de elite mundial para exploração no mar, nos anos de 2015, 2019, 2021 e 2023.
Uma tecnologia usada no campo de Búzios é a aquisição sísmica 4D sistemática. “Por meio da emissão de ondas ultrassônicas que refletem no reservatório e retornam com dados, conseguimos definir altura, comprimento e profundidade, construindo uma imagem do reservatório”, explica a companhia.
“A partir de levantamentos sísmicos sistemáticos e de estudos para esquadrinhar a configuração do reservatório, conseguimos decidir os próximos passos, como onde perfurar determinado tipo de poço, alavancando a produção e reduzindo custos”, completa.
Entre as tecnologias de destaque atualmente estão as que reinjetam o C0² resultante da produção no próprio reservatório. É uma forma de evitar a liberação de poluente na atmosfera e diminui a “pegada de carbono” da companhia.
Receitas
A descoberta do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasileiro que levou o governo a mudar o regime que autorizava as empresas a explorarem a riqueza submersa.
Dessa forma, nas áreas de pré-sal vigora o regime de partilha. Nesse modelo, a produção de óleo excedente (saldo após pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União. Quando é realizado o leilão que autoriza a exploração, vence o direito de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União.
É diferente do modelo de concessão (válido no pós-sal), quando o risco de investir e encontrar – ou não – petróleo é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venham a ser descoberto. Em contrapartida, além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção).
Junto com o modelo de partilha, foi criada uma estatal, Pré-Sal Petróleo (PPSA), vinculada ao Ministério de Minas e Energia, que representa a União no recebimento das receitas.
Só em 2024, a PPSA recebeu R$ 10,32 bilhões com a comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União em cinco contratos de partilha de produção e em um acordo de produção no campo de Tupi. O valor é cerca de 71% maior do que o arrecadado em 2023 (R$ 6,02 bilhões).
De acordo com a estatal, até 2034, as projeções indicam uma arrecadação acumulada de R$ 506 bilhões para a União.
Novas fronteiras
Com a previsão de o pré-sal alcançar o pico na década de 2030, a indústria nacional de petróleo, capitaneada pela Petrobras, volta a atenção para novas fronteiras petrolíferas onde, acredita-se, pode haver grande potencial de produção.
Rio de Janeiro (RJ) Campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos. Foto:Tânia Rêgo/Agência Brasil – Tânia Rêgo/Agência Brasil
Uma delas é a chamada margem equatorial, no litoral norte brasileiro, que está à espera de uma decisão favorável do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), órgão ligado ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima (MMA).
Outra região é a Bacia de Pelotas, no litoral da Região Sul. Um fator que explica o interesse da na região são descobertas de poços de petróleo no Uruguai e na costa da África – Namíbia e África do Sul. As condições geológicas das regiões, apontam especialistas, são semelhantes, pois os continentes eram unidos há dezenas de milhares de anos.
De acordo com a Petrobras, até 2029 a empresa investirá US$ 79 bilhões na exploração de novas fronteiras de óleo e gás, sendo 40% para a exploração da margem Sul e Sudeste, 38% na margem equatorial e o restante em outros países.
14/01/2025
Pré-Sal Petróleo arrecada R$ 10,32 bilhões em 2024
A Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia, arrecadou R$ 10,32 bilhões em 2024 com a comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União em cinco contratos de partilha de produção e no acordo de individualização de produção do Campo de Tupi. Segundo a companhia, o valor é cerca de 71% maior do que o arrecadado em 2023 (R$ 6,02 bilhões) e reflete o aumento da produção nos contratos, além do sucesso obtido nos processos competitivos para a comercialização das parcelas de petróleo e gás da União realizados pela PPSA desde 2021. Todos os recursos arrecadados são direcionados ao Tesouro Nacional.
No ano de 2024, foram embarcadas 56 cargas de petróleo da União, totalizando 27,39 milhões de barris, sendo 43 cargas do campo de Mero, seis de Búzios, três de Sépia, duas do Entorno de Sapinhoá, uma de Tupi e uma de Atapu. À exceção das cargas de Sépia e Atapu, que foram comercializadas por meio de processos de venda direta, as demais são referentes a contratos de longo prazo, frutos de leilão realizado pela PPSA na bolsa B3 em 2021, que teve como vencedora a Petrobras. Em 2024, foi também comercializado, para a Petrobras, um volume total de 53,8 milhões de metros cúbicos de gás natural.
Em dezembro de 2024, a empresa também alcançou um novo recorde, arrecadando R$ 2 bilhões para União com a comercialização. Até então, o recorde era o resultado obtido em agosto de 2024, com R$ 1,4 bilhão.
Segundo o diretor de Administração, Finanças e Comercialização da PPSA, Samir Awad, este resultado representa o início de uma nova curva de desempenho da empresa, que terá arrecadações crescentes nos próximos anos. “Em 2030, quando os nove contratos de partilha comerciais que temos hoje alcançarem o pico de produção, a parcela da União será de 543 mil barris por dia, com arrecadação estimada de R$ 69 bilhões. Até 2034, as projeções indicam uma arrecadação acumulada de R$ 506 bilhões para a União”, disse.
10/01/2025
Petrobras atinge novos recordes de produção em suas refinarias
O Fator de Utilização das Refinarias (FUT) da Petrobras, em setembro, atingiu o valor de 96,8%, representando o melhor resultado mensal de 2024. Com isso, o acumulado do terceiro trimestre do ano alcançou o patamar de 95,2%.
O FUT representa o volume de carga de petróleo processado em relação à carga de referência das refinarias, levando em conta os limites de projeto dos ativos, respeitando os requisitos de segurança, meio ambiente e qualidade dos derivados produzidos.
No terceiro trimestre deste ano, também foi registrado recorde de processamento de óleos do Pré-Sal nas unidades de destilação, com 73% da carga total processada, e recorde de produção de gasolina com volume de 6,38 milhões de m³ no trimestre. A produção de asfalto também foi expressiva, alcançando 803 mil toneladas no trimestre, com recordes de produção em setembro na Refinaria Duque de Caxias (Reduc, RJ), com 32 mil toneladas; e na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar, PR), com 51 mil toneladas.
Para o diretor de Processos Industriais da Petrobras, William França da Silva, os resultados alcançados são fruto dos investimentos em projetos de modernização das unidades, da confiabilidade dos ativos, da otimização de processos e da aplicação de tecnologias inovadoras. “Com os dados do trimestre, estamos demonstrando o compromisso da Petrobras com a eficiência e a rentabilidade de suas operações. As marcas foram alcançadas devido ao trabalho integrado de toda companhia”.
— news —
08/10/2024
B3 vai realizar leilões para comercialização de petróleo e gás natural
A B3, bolsa de valores brasileira sediada em São Paulo, vai realizar, pelos próximos três anos, leilões para comercialização das parcelas de petróleo e gás natural da União nos contratos de partilha de produção e na Jazida Unitizada de Tupi. A B3 foi contratada com essa finalidade pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), empresa pública vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), que desde novembro de 2013 atua na gestão dos Contratos de Partilha de Produção; na representação da União nos Acordos de Individualização da Produção (Unitização); e na gestão da comercialização de petróleo e gás natural.
O calendário de leilões de petróleo está sendo definido pela PPSA e o MME, visando dar maior previsibilidade para o mercado. Os dois primeiros leilões para a venda do óleo da União estão previstos para julho deste ano e abril de 2025. Os demais leilões de petróleo ocorrerão a partir do quarto trimestre de 2025, enquanto um leilão exclusivo de gás está sendo avaliado, sem previsão ainda de data.
Para o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, os recursos do óleo e gás da União são fundamentais para assegurar investimentos em saúde, educação e na transição energética, por meio do Fundo Social.
Edital
A diretora Técnica e presidente interina da PPSA, Tabita Loureiro, informou que o leilão de julho vai comercializar as cargas de Mero e Búzios de 2025, cujos contratos de compra e venda de petróleo vencem em dezembro deste ano. Neste mês de maio, será lançado o edital com todas as informações do leilão, programado para 31 de julho. Tabita Loureiro está em Houston, Texas, onde participará, na próxima quarta-feira (8), da Offshore Tecnology Conference (OTC).
A diretora e presidente interina da PPSA disse ainda que estão sendo definidos os volumes de óleo que serão disponibilizados em cada um dos leilões. “Sabemos que a curva da União é crescente e, por isso, decidimos estabelecer um calendário para oferecer previsibilidade aos compradores. Entendemos que essa estratégia poderá resultar em maior competitividade e melhores resultados para a União”, afirmou. Na OTC, Tabita abordará as perspectivas do setor offshore (alto mar) no Brasil.
A definição das datas ajudará os compradores a planejar a logística para o offloading (conjunto de operações objetivando o transporte do petróleo produzido pela unidade marítima), destacou o diretor de Administração, Finanças e Comercialização da PPSA, Samir Awad. “Considerando o aumento expressivo da produção da União esperado para os próximos anos, as empresas potencialmente interessadas em comprar o petróleo da União precisam se planejar para, no curto e médio prazo, disporem de navios aliviadores de posicionamento dinâmico para os alívios da PPSA. Estamos falando de uma produção diária da União com potencial de atingir mais de 500 mil barris por dia em 2029”.
Produção
A estimativa é que a curva de produção de petróleo e gás natural da União dê um salto nos próximos anos. A produção de petróleo deverá passar dos atuais 50 mil barris por dia (bpd) para 103 mil bpd em 2025, 234 mil bpd em 2026, 327 mil bpd em 2027, 417 mil bpd em 2028, chegando ao pico de 564 mil bpd em 2029. A curva do gás natural também é ascendente. A partir de 2027, deverá atingir 1,7 milhão de metros cúbicos (m³). Em 2028, a expectativa é chegar a 2,9 milhões de m³ e, em 2029, alcançar 3,5 milhões de m³.
Outros três leilões de petróleo já foram realizados pela PPSA na B3. No último, ocorrido em novembro de 2021, foram comercializadas as produções da União de longo prazo de Mero, Búzios, Sapinhoá e Tupi, sendo que as produções de Mero e Búzios foram vendidas com contratos de três anos e dos demais, com contratos de cinco anos. Desde então, a União passou a contar também com produção de petróleo em Sépia e Atapu, que estão sendo comercializadas por meio de consulta direta ao mercado, informou a PPSA por meio de sua assessoria de imprensa.
Edição: Valéria Aguiar
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06/05/2024
Destaque do pré-sal, Plataforma P-71 se aproxima do pico de produção
A plataforma de exploração de petróleo P-71, da Petrobras, se aproxima do topo da capacidade de produção: 150 mil barris por dia. Isso significa 104 unidades a cada minuto. A marca deve ser alcançada em outubro, mês em que a Petrobras comemora 70 anos de criação. A P-71 fica no Campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos, a 200 quilômetros da costa do Rio de Janeiro.
A estrutura é do tipo FPSO (sistema flutuante, de produção, armazenamento e transferência) e tem capacidade para processar 6 milhões de metros cúbicos de gás, além de armazenar até 1,6 milhão de barris de óleo. A convite da Petrobras, uma equipe da Agência Brasil conheceu a plataforma. Leia aqui reportagem sobre curiosidades da P-71.
Números do pré-sal
Apesar de se aproximar do recorde de produção, a P-71 não é a estrutura com maior capacidade de processamento de óleo. O FPSO Guanabara, no Campo de Mero, também no pré-sal da Bacia de Santos, atingiu o patamar de 180 mil barris por dia.
A exploração de petróleo no pré-sal é feita por meio de poços perfurados a 7 mil metros de profundidade, sendo 2 mil de profundidade marítima e 5 mil de escavação terrestre. O primeiro óleo dessa camada foi produzido há 15 anos, em setembro de 2008, no Campo de Jubarte, na porção capixaba da Bacia de Campos.
Rio de Janeiro (RJ), 28/09/2023 – Navio-plataforma P-71, instalado no campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos, a 200 km da costa do Rio de Janeiro. Foto:Tânia Rêgo/Agência Brasil
P-71 começou a operar em dezembro de 2022- Tânia Rêgo/Agência Brasil
Desde então e até julho deste ano, a produção acumulada foi de 5,5 bilhões de barris. Para se ter uma ideia da capacidade dos reservatórios do pré-sal, a exploração no pós-sal (em águas profundas e ultraprofundas) levou 26 anos para atingir o patamar de 5,5 bilhões.
Atualmente o pré-sal responde por 78% da produção da Petrobras. Das 57 plataformas operadas pela companhia, 31 estão no pré-sal. Até 2027, a estatal prevê instalar mais 11 plataformas na camada.
Além do valor que a Petrobras agrega para si com a extração do óleo dessa camada, o Estado brasileiro também tem ganhos financeiros. Nos 15 anos de atividades, a estatal pagou US$ 126 bilhões – o equivalente a quase R$ 618 bilhões – entre royalties, participações especiais e pelo direito de exploração.
P-71
A P-71 entrou em operação em dezembro de 2022 e, atualmente, está no patamar de 142 mil barris diários, ligada a três poços de petróleo. A capacidade máxima de 150 mil barris deve ser alcançada em outubro, quando o quarto poço for conectado. O projeto da Petrobras é ligar sete poços à plataforma, no total, para manter o nível máximo da capacidade de produção pelo maior tempo possível.
Além da capacidade expressiva de extração, a P-71 e o Campo de Itapu se destacam pela qualidade do óleo, considerada alta, e por ter menos contribuição na emissão de gases deefeito estufa.
GerenteAntonio Jorge Farias Sabácaminha no navio-plataforma P-71 – Tânia Rêgo/Agência Brasil
“O reservatório de Itapu tem um óleo que tem poucos contaminantes, ou seja, baixo teor de dióxido de carbono (CO²) e sulfeto de hidrogênio (H²S). A retração dessas emissões ajuda na redução do efeito estufa”, explica o gerente da plataforma, Antonio Jorge Farias Sabá.
Com a alta complexidade que é a atividade de extrair e armazenas petróleo, o gerente ressalta que o cuidado com a segurança é prioridade na instalação.
“O patrimônio mais importante da Petrobras são as pessoas. A empresa valoriza muito a segurança. Obviamente, nosso objetivo é produzir petróleo, mas sem jamais desalienar o valor segurança para as pessoas, meio ambiente e instalações”, diz.
Equipe confinada
Por vez, 166 pessoas ficam na P-71 para manter a operação. Os trabalhadores cumprem turnos de 14 dias seguidos, com 21 dias de folgapara funcionários da Petrobras. Algumas empresas terceirizadas adotam 14 dias de descanso. Os turnos de trabalho são de 12 horas. Na área de acomodações, os funcionários têm espaços para esporte e lazer,como academia e sala de jogos.
O coordenador de Produção Wilson Trindade dos Santos conta que o contingente que atua na plataforma é uma espécie de microcosmo da população brasileira. “Pessoas de diferentes religiões, idades, estado civil, orientação sexual”, lista.
Ele acrescenta que é preciso exercer um papel motivacional e psicológico para extrair o melhor de cada um e proporcionar um bom ambiente de trabalho. “Trabalhando aqui, aprende-se a conviver e respeitar a diversidade. Isso nos torna seres humanos melhores”, observa.
Rotina a bordo
Rio de Janeiro (RJ), 28/09/2023 – Navio-plataforma P-71, instalado no campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos, a 200 km da costa do Rio de Janeiro. Foto:Tânia Rêgo/Agência Brasil
As mulheres, como Josy Araújo, representam cerca de 10% da força de trabalho na P-71- Tânia Rêgo/Agência Brasil
A força de trabalho na P-71 é majoritariamente masculina. As mulheres, geralmente, são 10% dos funcionários, no máximo.A técnica de operações Josy Araújo é uma das seis funcionárias que estavam na plataforma durante a visita da reportagem daAgência Brasil. Ela contou que sempre quis trabalhar na Petrobras, no ambiente de produção de petróleo no pré-sal. “É muita satisfação estar aqui nesse projeto.”
Para Josy, a ausência prolongada de casa não é um problema. “Eu lido muito bem com isso, a gente consegue se comunicar com a família por meio de mensagens. A gente pode fazer e receber ligações. Então não é um ponto crítico para mim”, relata.
No tempo livre, ela aproveita as amenidades da P-71. “Além de descansar, a gente tem academia, sala de jogos, música. Se quiser atividades de lazer, tem algumas opções a bordo”, descreve.
Inspiração para mulheres
A P-71 é liderada por uma mulher, a gerente de Operações, Giselle Tinoco, que quer ampliar a presença feminina na instalação. “A diversidade melhora, e muito, o nosso desempenho”, defende.
Enquanto esse incremento não acontece, Josy Araújo se vê como uma inspiração profissional para outras mulheres. “Eu acho interessante estar em um ambiente onde a maioria é homem, eu acho inspirador, inclusive, para outras mulheres que têm afinidade com carreiras onde os homens são os atores principais. É inspirador para as mulheres entenderem que lugar de mulher é onde ela quiser”, afirma.
Cadeia de produção
Entre os profissionais que fazem a P-71 manter a atividade e tirar barris e mais barris da camada pré-sal, há uma sensação de reconhecimento ao ver, por exemplo, a gasolina abastecendo a frota brasileira.
“Brinco com os meus dois filhos quando a gente para em um posto: ‘o papai ajudou essa gasolina chegar no nosso carro, de alguma forma’, quando fico 14 dias empenhando o meu trabalho aqui para que a Petrobras extraia esse óleo do fundo. É bem gratificante pensar que a gente participa dessa cadeia até o petróleo virar derivados, não só a gasolina, mas toda a contribuição que essa energia traz para o país”, conta o gerente Sabá.
*O repórter viajou a convite da Petrobras.
Edição: Juliana Andrade
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01/10/2023
Produção de petróleo e gás natural em junho registra recorde
O Brasil produziu em junho 4,324 milhões de barris de óleo equivalente por dia (Mmboe/d). Desse total, 3,367 milhões de barris por dia (MMbbl/d) são de petróleo e 152,258 milhões de metros cúbicos por dia (MMm³/d), de gás natural. Essa foi a maior produção total já registrada. Antes tinha sido, a de fevereiro, quando atingiu 4,183 MMboe/d. Os dados estão no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de junho de 2023, divulgado nesta terça-feira (1º) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A produção de petróleo subiu 5,2% em relação a maio e de 19% se comparada a junho de 2022. “É o maior volume de produção de petróleo já registrado, superando o de janeiro de 2023, quando foram produzidos 3,274 Mmbbl/d”, informou a ANP. No caso do gás natural, houve aumento de 5,4% na produção em relação ao mês anterior e de 14,6% na comparação com junho de 2022. “Também foi o maior volume já registrado, superando o de outubro de 2022, quando foram produzidos 149 MMm3/d”, completou.
Conforme a agência reguladora, variações na produção são esperadas e podem ocorrer em decorrência de situações como “paradas programadas de unidades de produção em função de manutenção, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza, início de comissionamento de novas unidades de produção, dentre outros. Tais ações são típicas da produção de petróleo e gás natural e buscam a operação estável e contínua, bem como o aumento da produção ao longo do tempo”.
Pré-sal
Na área do pré-sal, a produção de junho alcançou 3,243 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). O volume corresponde a 75% da produção brasileira. Nesse total, 2,553 milhões de barris diários (bbl/d) são de petróleo e 109,8 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás natural, por meio de 142 poços. Na comparação com o mês anterior, foram registrados avanços de 1,5% e de 17,5%, respectivamente, em relação ao mesmo mês do ano anterior.
Gás natural
Também em junho, o aproveitamento do gás natural atingiu 97%. “Foram disponibilizados ao mercado 55,40 milhões de m³/d e a queima foi de 4,58 milhões de m³/d. Houve aumento na queima de 10,7% em relação ao mês anterior e de 5,4% na comparação com junho de 2022”, revelou a ANP.
Origem da produção
Os campos marítimos foram responsáveis pela produção de 97,6% do petróleo em junho, e de 83,2% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 88,3% do total produzido. A produção teve origem em 6.305 poços, sendo 514 marítimos e 5.791 terrestres.
Campos e instalações
O Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de junho de 2023 mostrou ainda que o maior produtor de petróleo e gás foi o Campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos. Lá foram 790 mil bbl/d de petróleo e 37,78 milhões de m³/d de gás natural. “A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO Guanabara na jazida compartilhada de Mero, com 177,029 mil bbl/d de petróleo e 11,35 milhões de m³/d de gás”, completou a ANP.
Edição: Juliana Andrade
02/08/2023