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Brasil monitora impacto do conflito Irã x Israel no preço do petróleo

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciou nesta segunda-feira (15) a criação de um grupo de trabalho para acompanhar eventuais impactos do ataque do Irã a Israel no sábado (12) no mercado nacional de petróleo. “O Brasil, como todos os países do mundo, sofre impactos quando há restrição de produção ou de comercialização do petróleo”, disse.

À imprensa, o ministro informou que já coordenou, antes das 9h desta segunda-feira, uma primeira reunião para avaliar a crise internacional e acompanhar a variação de preços do barril do petróleo no mercado internacional. “É importante que a gente esteja atento. O ministério está debruçado. Hoje mesmo, já fiz uma reunião cedo com a Secretaria Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis [do MME], a fim de que a gente possa, em um grupo de monitoramento permanente da oscilação do preço do Brent [petróleo cru], que eu acabei de criar, estar atentos e agir de pronto com os mecanismos que nós temos e que respeitem, mais uma vez, a governança do setor privado e também da própria Petrobras, que é uma empresa de economia mista.”

Silveira se declarou como um “realista esperançoso” em relação à possibilidade de escalada da tensão no Oriente Médio e disse que neste momento não há elementos concretos que indiquem se haverá “confrontos mais frontais ou mais vigorosos”. Segundo ele, o Brasil se prepara para enfrentar um cenário mais crítico.

O ministro disse que, durante todo o dia de hoje, o MME estará em contato com a Petrobras, distribuidoras de combustíveis e com os demais membros da cadeia de suprimentos do petróleo no Brasil para que o país se prepare para um possível aumento do conflito internacional.

“Tenho esperança de que não aconteça [acirramento do conflito entre Irã x Israel]. Mas, como foge à nossa esfera de gestão, nos cabe acompanhar de perto, para que não tenha o mínimo risco de falta de suprimento, muito menos impactos mais dramáticos na economia nacional”, declarou Alexandre Silveira.

Transição energética

O ministro deu as declarações em entrevista coletiva à imprensa, na Casa do G20, em Brasília, após abrir, no local, a primeira reunião presencial do Grupo de Trabalho (GT) de Transições Energéticas do G20. Esse grupo reúne as maiores economias do mundo, mais a União Africana e União Europeia. O GT é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, durante a presidência rotativa do Brasil, até novembro deste ano.

No encontro, os membros do GT debateram o acesso ao financiamento da transição energética para evoluir para uma economia de baixo carbono.

Alexandre Silveira destacou a necessidade de se reduzir a dependência dos combustíveis fósseis à base de carvão ou petróleo, o uso brasileiro de fontes de energia renováveis, como hidrelétricas, eólicas, solares e, por fim, o biodiesel e o etanol, como fontes renováveis e mais baratas de geração de energia.

Em sua fala aos participantes do encontro, o ministro destacou ainda que a transição energética representa uma oportunidade econômica para fazer justiça com os países que mais contribuem para a sustentabilidade do planeta. Ele defendeu que as nações com renda per capita maior do que a de países de desenvolvimento paguem a conta para os países do chamado Sul global, para que a transição energética seja efetiva, justa e inclusiva.

“Não há como se avançar na transição energética sem reconhecer que os US$ 4,5 trilhões estabelecidos na COP [28ª Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima] em Dubai, para produção de energias limpas e renováveis até 2030, para o cumprimento do Acordo de Paris, só vai acontecer se os países industrializados começarem a reconhecer a necessidade de cumprirem o acordo de Copenhague, que estabeleceu US$ 100 milhões por ano em investimentos nessas energias.”

O ministro ainda defendeu que os impactos da sustentabilidade somente serão concretos se a gestão for global. “Porque o carbono não tem fronteiras, nós vivemos em um único ecossistema, então ninguém consegue barrar o carbono na fronteira dos seus países.”

Campo de Búzios atinge marca de 1 bilhão de barris de petróleo

Maior em águas ultraprofundas do mundo, o Campo de Búzios, na Bacia de Santos, atingiu no fim de março a marca de 1 bilhão de barris de petróleo produzidos, anunciou nesta segunda-feira (15) a Petrobras.

Em junho do ano passado, Búzios já havia registrado a produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo equivalente – que considera óleo em barris somado à produção de gás natural, convertida para barris equivalentes de óleo (boe). Agora, a cifra inclui apenas a produção de petróleo.

O campo é operado pela estatal brasileira em consórcio com a Pré-Sal Petróleo (PPSA) e as chinesas CNOOC e CNODC. Búzios começou a ser operado em 2018 e tem produção em cinco unidades, os FPSOs (navios-plataformas) P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso.

Para dar uma ideia da dimensão do campo, a Petrobras explica que a espessura de seu reservatório tem a mesma altura que o Pão de Açúcar, e sua extensão corresponde a mais que o dobro que a Baía de Guanabara. O campo está localizado a 180 km da costa, e a mais de 2 mil metros de profundidade.

Expansão

Búzios é considerado o maior campo de petróleo do mundo em águas ultraprofundas em extensão e em reservas. Apesar disso, ele ainda não é o campo mais produtivo do Brasil, posição que é ocupada pelo Campo de Tupi, que respondeu por um quarto (25%) da produção marítima de óleo e gás do Brasil no ano passado, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), enquanto a fatia de Búzios no total foi de cerca de 18%.

A Petrobras explica que Tupi supera Búzios porque entrou em operação há mais tempo, mas a tendência é que isso mude. Segundo a ANP, em 2023, a produção de petróleo do Campo de Búzios aumentou 10,28%, enquanto a do Campo de Tupi caiu 3,5%. 

A empresa projeta ainda um aumento na produção no Campo de Búzios, com novos sistemas de produção que serão instalados nos próximos anos. A capacidade do campo será elevada para a casa dos 2 milhões de barris de óleo por dia até 2030.

Petrobras anuncia nova descoberta de petróleo na Margem Equatorial

A Petrobras anunciou nesta terça-feira (9) que encontrou uma acumulação de petróleo em águas ultraprofundas da Bacia Potiguar. A descoberta foi confirmada no poço exploratório Anhangá, situado próximo à divisa entre os estados do Ceará e do Rio Grande do Norte, na Margem Equatorial brasileira. A acumulação foi localizada em uma profundidade de 2.196 metros e em um ponto localizado a cerca de 190 km de Fortaleza e 250 km de Natal.

Não é a primeira vez que a Petrobras faz uma descoberta na Bacia Potiguar neste ano. A companhia já havia confirmado a presença de petróleo no Poço Pitu Oeste, a cerca de 24 km de Anhangá. “Tais descobertas ainda merecem avaliações complementares. A Petrobras é a operadora de ambas as concessões e detém 100% de participação”, registra nota divulgada pela companhia.

A exploração de petróleo na Margem Equatorial desperta preocupações de grupos ambientalistas, que veem risco de impactos à biodiversidade. Os poços Anhangá e Pitu Oeste, no entanto, estão distante da foz do Rio Amazonas, considerada a localidade mais sensível.

A Margem Equatorial se estende pelo litoral brasileiro do Rio Grande do Norte ao Amapá, englobando as bacias hidrográficas da foz do Rio Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar. É uma região geográfica considerada de grande potencial pelo setor de óleo e gás. No seu Plano Estratégico 2024-2028, a Petrobras previu o investimento de US$ 3,1 bilhões para pesquisas na Margem Equatorial. A expectativa é perfurar 16 poços ao longo desses quatro anos.

Em maio do ano passado, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) negou o pedido da Petrobras para realizar atividade de perfuração marítima do bloco FZA-M-59. Ele está situado na bacia da Foz do Amazonas. A Petrobras apresentou um novo pedido, ainda sem resposta. O avanço dos trabalhos na Bacia Potiguar, por sua vez, conta com o aval do Ibama, que concedeu a licença de operação para as perfurações dos poços de Pitu Oeste e de Anhangá.

Na nota divulgada, a Petrobras destacou que a perfuração em Anhangá ocorreu sem qualquer incidente, reforçando o compromisso da companhia com o respeito às pessoas e ao meio ambiente. Afirmou também que o histórico de 3 mil poços perfurados em ambiente de águas profundas e ultraprofundas confirma sua capacidade técnica para operar com segurança.

“As atividades exploratórias na Margem Equatorial representam mais um passo no compromisso da Petrobras em buscar a reposição de reservas e o desenvolvimento de novas fronteiras exploratórias que assegurem o atendimento à demanda global de energia durante a transição energética”, acrescenta o texto.

Brasil tem aumento de 7% nas reservas provadas de petróleo em 2023

Em 2023, houve aumento de 6,98% nas reservas provadas de petróleo em comparação a 2022. Também houve aumento de 3,81% no volume relativo ao somatório de reservas provadas e prováveis e de 2,26% no somatório das provadas, prováveis e possíveis. Os dados são do Boletim Anual de Recursos e Reservas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

As reservas provadas correspondem à quantidade de petróleo ou gás natural que a análise de dados de geociências e engenharia indica com razoável certeza como recuperáveis comercialmente, na data de referência do Boletim Anual de Recursos e Reservas. Quando são usados métodos probabilísticos, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a estimativa deverá ser de pelo menos 90%.

Nas prováveis, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja igual ou maior que a soma das estimativas das reservas provada e provável deverá ser de pelo menos 50%. No caso das reservas possíveis, a probabilidade de que a quantidade recuperada seja maior ou igual à soma das estimativas das reservas provada, provável e possível deverá ser de pelo menos 10%.

Foram declarados pelas empresas contratadas para exploração e produção no Brasil 15,894 bilhões de barris de petróleo de reservas provadas; 22,779 bilhões de barris de reservas provadas mais prováveis; e 27,531 bilhões de barris de reservas provadas, prováveis e possíveis.

Dessa forma, o índice de reposição de reservas provadas de petróleo foi de 183,54%, representando cerca de 2,278 bilhões de barris em novas reservas. O índice de reposição de reservas indica a relação entre o volume apropriado e o volume produzido no período considerado.

Posição do Brasil

Segundo a ANP, as mudanças ocorridas no volume das reservas de petróleo e gás natural brasileiras são devidas à produção realizada durante o ano, às reservas adicionais oriundas de novos projetos de desenvolvimento, declarações de comercialidade e revisão das reservas dos campos por diferentes fatores técnicos e econômicos.

Segundo o geólogo e professor Jorge Picanço Figueiredo, do Instituto de Geociências e de Engenharia do Petróleo da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), a posição do Brasil no cenário internacional em reservas provadas não é tão significativa. “Os Estados Unidos têm 68,8 bilhões de reservas provadas, Rússia tem 107,8 bilhões, Arábia Saudita, 297 bilhões, o Iraque, 145 bilhões, o Irã, 157 bilhões, a Venezuela, 303 bilhões”, disse, acrescentando que o óleo do Brasil é de boa qualidade.

O professor lembra que o Brasil produz 3,5 milhões de barris de petróleo por dia. “Em 365 dias, produzimos 1,27 bilhão por ano. A gente produz um campo gigante por ano. Nossa produção é alta, está muito acima daquilo que nós consumimos. Nós consumimos em torno de 2,5 milhões de barris por dia. Esse 1 milhão de barris a mais é vendido no mercado externo”.

Figueiredo destaca que o petróleo ainda vai ser a principal matriz energética nos próximos 50 anos. “O mundo consome 105 milhões de barris de petróleo por dia. O Brasil consome 2,5 milhões. Nós contribuímos com 3,4% da produção mundial”.

Petrobras promove encontros a favor do petróleo na margem equatorial

A Petrobras realizou, nos últimos dias, dois eventos para defender a exploração de petróleo e gás na margem equatorial brasileira. Considerado um possível “novo pré-sal”, a região abrange uma área que vai da costa marítima do Rio Grande do Norte à do Amapá, se estendendo da foz do rio Oiapoque ao litoral norte do Rio Grande do Norte, abrangendo as bacias hidrográficas da foz do rio Amazonas.

A exploração da região, que inclui áreas marítimas localizadas a cerca de 550 quilômetros da foz do rio Amazonas, sofre forte oposição de grupos ambientalistas, midiáticos e internacionais que questionam a expansão da exploração de hidrocarbonetos, apontados como os principais responsáveis pelo aquecimento da terra. 

Cientes da oposição que enfrentam para explorar a região, a petroleira promoveu encontros sobre o tema nos últimos: um em São Luís, no Maranhão, com governadores do Norte e Nordeste, e outro nessa quinta-feira (21), em Brasília, com representantes do Legislativo, Executivo, da imprensa e da sociedade civil. 

Em Brasília, o gerente executivo de exploração da Petrobras, Jonilton Pessoa, defendeu que é preciso mostrar à sociedade que ainda não é possível abandonar a produção de petróleo, e que o objetivo deve ser o de diversificar as fontes renováveis de energia. Ele destacou que é o petróleo que vai financiar a transição energética para fontes menos poluentes.

“Temos que comunicar que é necessário, para sobreviver no futuro, ter uma diversidade de fontes de energia, não acabando com uma determinada fonte. Isso é fato. Não tem como você acabar hoje com o petróleo com a dependência que ainda temos dele em todas as indústrias”, argumentou.

Além disso, afirmou, se o Brasil não descobrir novos campos, precisará aumentar a importação de óleo a partir de 2028. “O pré-sal é pujante. É uma grande descoberta, mas ele é finito. Se a gente não fizer essa descoberta agora, daqui a sete ou dez anos poderemos ter que importar hidrocarboneto”, afirmou.

O encontro da Petrobras, em Brasília, contou com a participação da Confederação Nacional da Indústria (CNI), que defendeu os possíveis ganhos para o setor, que a exploração da margem equatorial pode trazer.

Para o superintendente do Observatório Nacional da Indústria, da CNI, Márcio Guerra, o debate contra e a favor da exploração na margem equatorial é uma batalha de comunicação. “Este é um desafio que, geralmente, quem faz tem dificuldade de comunicar. E esse é o desafio não só da Petrobras, é o desafio da indústria como um todo.”  

Energia sem petróleo

Entre as entidades que criticam a expansão da exploração de petróleo na margem equatorial está a WWF Brasil, organização não governamental focada na preservação ambiental. O especialista em conservação do grupo, Ricardo Fujii, contradiz os argumentos da empresa e defende que o Brasil está bem servido de reservas de petróleo.

“A demanda mundial por petróleo pode ser atendida pelos campos já existentes e projetos aprovados, conforme cenário da Agência Internacional de Energia para atendimento do Acordo de Paris”, destacou.

Ricardo Fujii acrescentou que há recursos para transição energética sem precisar de mais poços de óleo e gás. “À medida em que investidores, empresas e governos alocam recursos financeiros na busca e desenvolvimento de reservas de petróleo, diminui a capacidade de investimento em projetos de fontes renováveis de energia”, disse à Agência Brasil.

Questão ambiental

Outra crítica de ambientalistas é para os riscos de um derramamento de óleo na costa brasileira do Norte e Nordeste. Em maio de 2023, a Petrobras teve o pedido para pesquisar próximo à costa do Amapá rejeitado pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), que pediu mais dados sobre os possíveis impactos ambientais de um desastre naquela região.

A petroleira então apresentou recurso ao órgão ambiental com mais informações. 

Em agosto de 2023, a Advocacia-Geral da União (AGU) afirmou que um dos principais estudos solicitados – o da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) – não precisa ser feito, uma vez que a área já foi leiloada.

Por enquanto, a Petrobras está explorando um poço no Rio Grande do Norte e aguarda mais autorizações para realizar estudos em outros blocos. 

A gerente de licenciamento e meio ambiente da Petrobras, Daniele Lomba, defendeu que a empresa tem condições de proteger a fauna e a flora da região e que é preciso investir em comunicação para fazer esse debate com a sociedade.  

“Temos que realmente investir na comunicação, investir nos esclarecimentos, em eventos como esse, e nos aproximar da imprensa”, destacou Lomba, acrescentando que é preciso demonstrar para a sociedade “nossa capacidade de fazer [a exploração] com segurança e com sustentabilidade.”

Para o gerente de exploração da estatal, Jonilton Pessoa, o histórico da empresa comprova que ela opera com a máxima segurança. “Somos referência mundial em águas profundas e ultra profundas. Operando com foco intensivo na segurança, já perfuramos mais de 3 mil poços em águas profundas, sem acidentes com pessoas ou dando ao meio ambiente.”

A margem equatorial brasileira é uma região geográfica que se estende da foz do rio Oiapoque ao litoral norte do Rio Grande do Norte, abrangendo as bacias hidrográficas da foz do rio Amazonas

Petrobras promove encontros a favor do petróleo na margem equatorial

A Petrobras realizou, nos últimos dias, dois eventos para defender a exploração de petróleo e gás na margem equatorial brasileira. Considerado um possível “novo pré-sal”, a região abrange uma área que vai da costa marítima do Rio Grande do Norte à do Amapá, se estendendo da foz do rio Oiapoque ao litoral norte do Rio Grande do Norte, abrangendo as bacias hidrográficas da foz do rio Amazonas.

A exploração da região, que inclui áreas marítimas localizadas a cerca de 550 quilômetros da foz do rio Amazonas, sofre forte oposição de grupos ambientalistas, midiáticos e internacionais que questionam a expansão da exploração de hidrocarbonetos, apontados como os principais responsáveis pelo aquecimento da terra. 

Cientes da oposição que enfrentam para explorar a região, a petroleira promoveu encontros sobre o tema nos últimos: um em São Luís, no Maranhão, com governadores do Norte e Nordeste, e outro nessa quinta-feira (21), em Brasília, com representantes do Legislativo, Executivo, da imprensa e da sociedade civil. 

Em Brasília, o gerente executivo de exploração da Petrobras, Jonilton Pessoa, defendeu que é preciso mostrar à sociedade que ainda não é possível abandonar a produção de petróleo, e que o objetivo deve ser o de diversificar as fontes renováveis de energia. Ele destacou que é o petróleo que vai financiar a transição energética para fontes menos poluentes.

“Temos que comunicar que é necessário, para sobreviver no futuro, ter uma diversidade de fontes de energia, não acabando com uma determinada fonte. Isso é fato. Não tem como você acabar hoje com o petróleo com a dependência que ainda temos dele em todas as indústrias”, argumentou.

Além disso, afirmou, se o Brasil não descobrir novos campos, precisará aumentar a importação de óleo a partir de 2028. “O pré-sal é pujante. É uma grande descoberta, mas ele é finito. Se a gente não fizer essa descoberta agora, daqui a sete ou dez anos poderemos ter que importar hidrocarboneto”, afirmou.

Brasília (DF), 21/03/2024 – O Deputado Federal Rubens Pereira Júnior, durante o evento “Diálogos Petrobras com o Poder Público”, com o tema “Novas Fronteiras de produção: Margem Equatorial Brasileira”. Foto: Marcelo Camargo/Agência Brasil

O encontro da Petrobras, em Brasília, contou com a participação da Confederação Nacional da Indústria (CNI), que defendeu os possíveis ganhos para o setor, que a exploração da margem equatorial pode trazer.

Para o superintendente do Observatório Nacional da Indústria, da CNI, Márcio Guerra, o debate contra e a favor da exploração na margem equatorial é uma batalha de comunicação. “Este é um desafio que, geralmente, quem faz tem dificuldade de comunicar. E esse é o desafio não só da Petrobras, é o desafio da indústria como um todo.”  

Energia sem petróleo

Entre as entidades que criticam a expansão da exploração de petróleo na margem equatorial está a WWF Brasil, organização não governamental focada na preservação ambiental. O especialista em conservação do grupo, Ricardo Fujii, contradiz os argumentos da empresa e defende que o Brasil está bem servido de reservas de petróleo.

“A demanda mundial por petróleo pode ser atendida pelos campos já existentes e projetos aprovados, conforme cenário da Agência Internacional de Energia para atendimento do Acordo de Paris”, destacou.

Ricardo Fujii acrescentou que há recursos para transição energética sem precisar de mais poços de óleo e gás. “À medida em que investidores, empresas e governos alocam recursos financeiros na busca e desenvolvimento de reservas de petróleo, diminui a capacidade de investimento em projetos de fontes renováveis de energia”, disse à Agência Brasil.

Questão ambiental

Outra crítica de ambientalistas é para os riscos de um derramamento de óleo na costa brasileira do Norte e Nordeste. Em maio de 2023, a Petrobras teve o pedido para pesquisar próximo à costa do Amapá rejeitado pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), que pediu mais dados sobre os possíveis impactos ambientais de um desastre naquela região.

A petroleira então apresentou recurso ao órgão ambiental com mais informações. 

Em agosto de 2023, a Advocacia-Geral da União (AGU) afirmou que um dos principais estudos solicitados – o da Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) – não precisa ser feito, uma vez que a área já foi leiloada.

Por enquanto, a Petrobras está explorando um poço no Rio Grande do Norte e aguarda mais autorizações para realizar estudos em outros blocos. 

A gerente de licenciamento e meio ambiente da Petrobras, Daniele Lomba, defendeu que a empresa tem condições de proteger a fauna e a flora da região e que é preciso investir em comunicação para fazer esse debate com a sociedade.  

“Temos que realmente investir na comunicação, investir nos esclarecimentos, em eventos como esse, e nos aproximar da imprensa”, destacou Lomba, acrescentando que é preciso demonstrar para a sociedade “nossa capacidade de fazer [a exploração] com segurança e com sustentabilidade.”

Para o gerente de exploração da estatal, Jonilton Pessoa, o histórico da empresa comprova que ela opera com a máxima segurança. “Somos referência mundial em águas profundas e ultra profundas. Operando com foco intensivo na segurança, já perfuramos mais de 3 mil poços em águas profundas, sem acidentes com pessoas ou dando ao meio ambiente.”

A margem equatorial brasileira é uma região geográfica que se estende da foz do rio Oiapoque ao litoral norte do Rio Grande do Norte, abrangendo as bacias hidrográficas da foz do rio Amazonas

Produção total de petróleo e gás avança em relação a janeiro de 2023

A produção total brasileira de petróleo e gás natural atingiu, em janeiro deste ano, 4,487 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Somente de petróleo, foram extraídos 3,519 milhões de barris por dia (bbl/d), com queda de 1,8% na comparação com o mês anterior e aumento de 7,5% em relação a janeiro de 2023.

Já a produção de gás natural no primeiro mês do ano foi de 153,93 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), com redução de 1,7% frente a dezembro e aumento de 7,6% na comparação com janeiro de 2023.

Os dados constam do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, divulgado nesta sexta-feira (1º) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Pré-sal

Na região do pré-sal, a produção total de petróleo mais gás natural foi de 3,389 milhões de boe/d, em janeiro, correspondendo a 75,5% da produção brasileira. De acordo com a ANP, esse número representa redução de 2,8% em relação ao mês anterior e expansão de 7% na comparação com o mesmo mês de 2023. Foram produzidos 2,670 milhões de bbl/d de petróleo e 114,32 milhões de m³/d de gás natural, por meio de 148 poços.

O aproveitamento de gás natural em janeiro atingiu 97,1%. Foram disponibilizados ao mercado 52,36 milhões de m³/d. A queima foi de 4,55 milhões de m³/d. Houve aumento de 33,9% na queima em relação ao mês anterior e de 13% na comparação com janeiro de 2023. O incremento na queima é comum quando há comissionamento de novas plataformas, o que ocorreu no primeiro mês deste ano, com o início da operação da FPSO Sepetiba, no Campo de Mero.

Os FPSOs (do inglês floating, production, storage and offloading) são unidades flutuantes utilizadas pela indústria petrolífera para a exploração, armazenamento de petróleo ou gás natural e escoamento da produção por navios cisterna.

Origem

Em janeiro, os campos marítimos produziram 97,5% do petróleo e 84% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozinha ou em consórcio com outras empresas, responderam por 88% do total produzido. A produção teve origem em 6.639 poços, dos quais 537 são marítimos e 6.102 terrestres.

O campo de Tupi, situado no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás em janeiro, registrando 751,31 mil bbl/d de petróleo e 37,09 milhões de m³/d de gás natural. A instalação com maior produção de petróleo e gás natural foi a FPSO Guanabara, localizada na jazida compartilhada de Mero, com 179.144 bbl/d de petróleo e 11,47 milhões de m³/d de gás.

Chinesa CNOOC arrematou 500 mil barris de petróleo do pré-sal

A petrolífera chinesa CNOOC foi a vencedora do processo de venda direta realizado pela estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA) nesta quarta-feira (21). Foram arrematados 500 mil barris de petróleo. É a terceira carga da União comercializada conforme o contrato de partilha de produção do Bloco de Sépia, na Bacia Sedimentar de Campos, na costa fluminense.

Conforme o regime de partilha, aplicado aos campos do pré-sal, uma parte do petróleo extraído deve ser entregue à União. Com a Lei 13.679, aprovada em 2018, a PPSA obteve o aval para realizar a venda direta desse petróleo. Até então, a estatal precisava contratar agentes de comercialização.

Outras duas cargas do Bloco de Sépia já haviam sido negociadas, em agosto de 2022 e em julho de 2023. Elas foram vencidas respectivamente pela Galp Energia Brasil e pela Petrobras.

É a primeira vez que a CNOOC adquire uma carga da União. Todas as empresas que já atuam no pré-sal brasileiro foram convidadas para participar, além da Prio (antiga PetroRio) e da Refinaria de Mataripe. Houve cinco propostas. A CNOOC superou as ofertas da Galp, da Petrobras, da Refinaria de Mataripe e da Equinor.

Foi a venda mais competitiva realizada pela União, com o maior número de participantes. Também foi a primeira vez que a PPSA vendeu cargas levando em conta a cotação do petróleo do tipo Brent, referência do mercado internacional. Até então, as vendas eram realizadas com base no preço de referência estabelecido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). 

Em 2028, Petrobras começará a separar petróleo do CO2 no fundo do mar

A Petrobras anunciou nesta terça-feira (20) que iniciará, no prazo de quatro anos, a fase piloto de um novo projeto de reinjeção, no subsolo, de dióxido de carbono (CO2) retirado de campos petrolíferos. A inovação da nova tecnologia, chamada de projeto Hisep, em relação a outros processos de reinjeção é que a separação entre o óleo e o gás carbônico ocorre no fundo do mar e não na plataforma.

A fase piloto será implantada no pré-sal do campo de Mero, na Bacia de Santos. Depois de testar a tecnologia em laboratório, a Petrobras fará a contratação para montagem dos equipamentos submarinos que farão a separação e a reinjeção do gás. O investimento total do início da pesquisa, em 2014, até o início da fase piloto, em meados de 2028, deve chegar a US$ 1,7 bilhão

O CO2 é um gás que está associado ao óleo nos reservatórios subterrâneos. Ao extrair o petróleo, grande parte do gás é lançado na atmosfera.

A Petrobras já reinjeta, no subsolo, parte dele. A ideia é que, com o projeto Hisep, o percentual de reinjeção aumente. A tecnologia prevê a liquefação do CO2 através de equipamentos submarinos que elevam a pressão sobre o gás. Em forma líquida, o dióxido de carbono é reinjetado no subsolo, evitando sua dispersão na atmosfera.

Descabonização

“Descarbonizar a atividade do petróleo é fundamental para a transição energética, porque faz com que a gente consiga, ainda por necessidade, utilizar hidrocarbonetos, petróleo e gás, no nosso dia a dia – por um bom tempo, vamos ter que fazê-lo – só que com um impacto mitigado”, afirmou o presidente da estatal, Jean Paul Prates.

Segundo ele, a Petrobras vem buscando fazer uma transição energética de forma responsável, ao mesmo tempo em que lida com pressões divergentes em relação ao ritmo dessas mudanças. Ele explica que alguns setores da sociedade exigem mais rapidez no processo, enquanto outros demandam mais lentidão.

De acordo com o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos, o projeto também pode proporcionar redução de custos em relação às plataformas

“Boa parte da planta de processo [na plataforma de petróleo], cerca de 65%, é dedicada à separação e à injeção de gás. Quando eu uso o HISEP, eu passo essa operação lá para baixo [fundo do mar]. Com uma redução de 65% no peso e espaço [da plataforma], a gente espera uma redução de custo significativa”.

Além disso, com a redução do custo na separação e reinjeção do dióxido de carbono, é possível começar a extrair petróleo de campos que hoje não são economicamente viáveis, devido ao alto teor de CO2 do reservatório. Outro ponto positivo, segundo Travassos, é reduzir a exposição de funcionários ao risco, já que retira o processo da planta da plataforma.

Produção média de petróleo e gás bate recorde em 2023, informa ANP

A produção média anual de petróleo e gás natural do Brasil atingiu recorde de 4,344 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), no ano passado, 11,69% acima do recorde anterior, alcançado em 2022. Foi a primeira vez que a produção média anual nacional atingiu uma marca acima dos 4 milhões de boe/d, informou o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de dezembro de 2023, divulgado nesta sexta-feira (2) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). 

Foram registrados recordes também nas produções separadas de petróleo, com 3,402 milhões de barris por dia (bbl/d), 12,57% acima do valor de 2022 (3,022 milhões de bbl/d); e de gás natural, com 150 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), cerca de 8,7% maior do que a observada no ano anterior (138 milhões de m³/d).

Na região do pré-sal, também o volume médio produzido em 2023 foi o maior já registrado, com 3,304 milhões de boe/d, correspondendo a 75,18% da produção nacional.

Dezembro

No mês de dezembro do ano passado, foram produzidos 4,570 milhões de boe/d de petróleo e gás natural. De forma isolada, a produção de petróleo somou 3,585 milhões de bbl/d, com diminuição de 2,5% com relação a novembro de 2023 e aumento de 16,6% em comparação a dezembro do ano anterior; e a de gás natural atingiu 156,618 milhões de m³/d, redução de 3,4% comparando com o mês anterior e mostrando expansão de 11,8% em relação ao mesmo mês de 2022.

A produção do pré-sal, oriunda de 150 poços, foi de 2,742 milhões de bbl/d de petróleo e 118,34 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 3,487 milhões de boe/d. De acordo com a ANP, ocorreu redução de 2,7% em relação ao mês anterior e aumento de 16,8% comparativamente a igual mês de 2022. Em dezembro, a produção do pré-sal correspondeu a 76,3% do total produzido no Brasil.

No último mês do ano passado, o aproveitamento de gás natural foi de 97,8%, disponibilizando ao mercado 51,77 milhões de m³/d de gás. Já a queima envolveu 3,39 milhões de m³/d, com queda na comparação com o mês anterior (7,4%) e com o mesmo mês de 2022 (8,5%).

Os campos marítimos produziram 97,7% do petróleo e do gás natural do país. A produção ocorreu em 6.546 poços, sendo 539 marítimos e 6.007 terrestres. Os campos operados pela Petrobras, em consórcio ou não, produziram 88% do petróleo e gás natural. Já os campos operados pela empresa estatal com participação exclusiva (100%) produziram 24,7% de ambos os hidrocarbonetos.

Destaques

Em dezembro de 2023, o campo que mais produziu petróleo e gás natural foi Tupi, na Bacia de Santos, com média de produção de 804,44 mil bbl/d de petróleo e de 40,01 milhões de m³/d de gás natural. Já o campo com maior número de poços produtores foi Estreito, na Bacia Potiguar, com 865 poços. O campo marítimo com mais poços produtores foi Tupi, com 60 poços.

A ANP destaca ainda que a instalação com maior produção de petróleo e de gás natural no mês de dezembro foi o FPSO Guanabara, no Campo de Mero, que produziu 179.380 de bbl/d de petróleo e 11,63 milhões de m³/d de gás.