ÓLEO E GÁS Petrobras avança para tornar Búzios o maior campo produtor Bacalhau entra em produção e a Equinor já fala em ampliação GÁS EPE traça a expansão da rede de gasodutos com 13 projetos DISTRIBUIÇÃO Governo estima que renovação das concessões trará R$ 120 bi CONSUMIDOR Siderurgia com resíduos e gás de processo economiza uma Angra3 TERMELÉTRICAS Petrobras tem ainda mais planos para expandir seu parque térmico MOBILIDADE São Paulo combina parte da frota eletrificada com parte a biometano Ano 44 - No 499 - brasilenergia.com Renata Baruzzi, diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação O novo olhar da Petrobras para sua cadeia produtiva
Sistema completo de posicionamento LBL com acurácia centimétrica Solução LBL/INS acoplada para precisão decimétrica em arrays sparses Telemetria e modem acústicos integrados Compatível com sistemas de terceiros Canopus Solução completade posicionamento LBL A PRECISÃO ATÉ NOVAS PROFUNDIDADES
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 3 No início de outubro, a Petrobras promoveu na Bahia, com o peso da presença do presidente Lula, ministros, o governador e grande presença de trabalhadores, o anúncio de investimentos de R$ 2,6 bilhões no estado e a criação de 6 mil postos de trabalho, entre diretos e indiretos. A maior parte destes investimentos se destina à construção de seis barcos de apoio, possibilitando a reativação do estaleiro Enseada (Novonor) e a reabertura das Fafens baiana e sergipana. O evento também tratou da reativação do Canteiro de São Roque (Petrobras) como apoio ao desmantelamento de plataformas. Não houve qualquer anúncio sobre novos investimentos no E&P da Bahia. Em fevereiro, a Petrobras tinha assinado contrato com EBS e Conterp para perfurar 100 poços onshore em cinco anos, visando retomar a produção terrestre decadente de petróleo no estado, que de 38 mil barris/dia (2015) caiu para 21 mil barris/dia (2025). No momento em que a Petrobras prepara seu PN 2026-2030, volta à tona a questão de quantas fichas a companhia vai jogar no E&P da Bahia, onde seu site indica que trabalham 4,3 mil profissionais, produzindo 17 mil boed em 20 concessões. Isto significa um terço da produção estadual de 51 mil boed, em 77 campos produtores. De fato, o onshore baiano é hoje um dinâmico polo de exploração e produção de O&G, com 26 pequenas e médias empresas atuantes, e a decisão da Petrobras sobre o que fará com seus ativos terá grande repercussão local. A produção onshore no Nordeste é um microcosmo econômico particular e muito diferente do que o país produz no offshore. Ante as perspectivas de baixa prolongada do preço do barril, é possível que se acentuem algumas tendências já introduzidas no atual PN 202529, como a revitalização da Bacia de Campos, que de 500 mil b/d em 2020 pode voltar a produzir 1.000.000 b/d em 2028. Número tão superlativo quanto os investimentos projetados para a exploração na Margem Equatorial, na Bacia de Pelotas ou o Projeto Gás de Sergipe e contrastante com os números da Bahia. E, claro, tem o pré-sal. Depois da descoberta de Bumerangue pela bp e do anúncio de que começam os programas de revitalização na maior região produtora brasileira, fica claro que o PN 2026-2030 tem muita Escolha de Sofia a fazer. Na entrevista concedida à Brasil Energia em junho, a presidente Magda Chambriard ponderou que, em um cenário de preços contidos, a empresa avalia definir no próximo PN 2026-30 se mantem o ativo, terceiriza a operação ou desinveste de vez. “Temos que reconhecer também que existem empresas capazes de operar isso em benefício da sociedade brasileira”. O mercado aguarda. edição 499 sumário olá leitor, ÓLEO E GÁS 16 Projeto Búzios 12 movimenta o mercado 18 Pré-sal ganha fôlego com 3o Ciclo da OPP e ágios de até 251% 48 Primeiro óleo de Bacalhau marca grande investimento estrangeiro no Brasil 52 Petrobras quer ampliar exploração no Amapá NEGÓCIOS 25 Refino e embarcações de apoio ganham aportes de R$ 20 bi HIDRELÉTRICAS 38 Usinas na base da eletrificação com tecnologias limpas TRANSMISSÃO 42 Plano de outorgas 2025 prevê expansão e reforço de redes em todas as regiões DISTRIBUIÇÃO 74 Renovação de concessões promete atrair investimentos de R$ 120 bi 78 Como gerenciar a demanda imprevista
4 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 6 RENATA BARUZZI PETROBRAS 30 PABLO CAMPANA GAS BRIDGE COMERCIALIZADORA edição 499 sumário EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Liana Verdini, Marcelo Furtado, Nelson Valencio, Sabrina Lorenzi - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri Fotos de capa e pág. 7: Armando Paiva / Petrobras ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.795; Mensal, R$ 172 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.390; Mensal, R$ 136 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.585 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1. 585 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 ENTREVISTAS COLUNISTAS 37 BRUNO ARMBRUST Baixar tarifas agora. Expansão da rede planejada depois 93 FREDERICO ACCON Energia e data centers: os desafios para o crescimento no Brasil 63 JOSÉ ALMEIDA Descomissionamento, desafios e oportunidades 29 OSMANI PONTES Braskem: janela de ‘trade’ histórico ou excesso de risco para a Petrobras? 41 RUBEM SOUZA Do lixo produzido pelas renováveis ao lucro limpo 57 WAGNER VICTER Não há contradições entre meio ambiente e indústria de petróleo GÁS 58 EPE indica a expansão da rede de gasodutos até 2034 TERMELÉTRICAS 64 Ampliação do parque segue no radar da Petrobras SEGURANÇA ENERGÉTICA 69 Adiamento de LRCap e o risco sistêmico do setor elétrico MOBILIDADE 82 Frota eletrificada e a biometano disputam mercado de São Paulo TECNOLOGIA 88 IA autônoma ganha espaço nas concessionárias da América Latina CONSUMIDOR 94 Geração da siderurgia economiza uma Angra 3 ao SIN
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 5 imagem do mês Compra da Eletronuclear pela Âmbar abre perspectiva para retomada de Angra 3 A Âmbar, braço do grupo J&F para geração de energia, adquiriu 68% do capital total da Eletronuclear, que segue controlada pelo governo através da ENBPar. A operação, de R$ 535 milhões, marca a entrada da Âmbar na geração nuclear e abre uma nova perspectiva para retomada das obras de Angra 3, usina de 1.405 MW cujas obras foram paralisadas em 2015. Segundo estudos realizados pelo BNDES, já foram investidos cerca de R$ 12 bilhões em equipamentos na usina e os custos de finalização e desistência do projeto são similares: R$ 23 bilhões para concluir e R$ 21 bilhões para abandonar. Com o negócio, a Âmbar adiciona os atuais 1.990 MW da Central Nuclear de Angra I e II aos já instalados 4 GW de seu parque, composto por 39 usinas, entre hidrelétricas, termelétricas e solares. Foto: Chico Santos
6 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 entrevista Renata Baruzzi Petrobras acelera engenharia, simplifica projetos e prepara nova onda de FPSOs Diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação destaca avanço do modelo “triplicante”, revitalização do pré-sal e fortalecimento da cadeia de fornecedores nacionais | POR FERNANDA NUNES E ROSELY MAXIMO | À frente da diretoria de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras desde 2024, a matemática pela Unicamp Renata Baruzzi diz ter entre as suas metas de trabalho o resgate da indústria fornecedora, principalmente para o segmento de downstream. Como resultado do esforço, 3 mil trabalhadores já foram mobilizados na Rnest, projetos estão sendo antecipados e estaleiros ensaiam casamentos com pares chineses. O caso mais avançado é o da Ecovix, segundo ela. “A gente sabe que não é de um dia para o outro. A gente não consegue colocar todas as nossas encomendas nos fornecedores locais, mas é do nosso maior interesse que eles se fortaleçam para que voltem a ser como eram no passado. Esse é o nosso grande desafio”, disse Baruzzi em entrevista à Brasil Energia. A grande aposta da Petrobras atualmente, a Margem Equatorial, vai começar a render frutos ao mercado, com o início das encomendas, em 2027, de acordo com a diretora. A empresa recebeu no último dia 20 de outubro a licença do Ibama para perfurar o primeiro poço na região. Além disso, a partir do ano que vem, a Petrobras vai acelerar a revitalização do pré-sal, inclusive com encomendas de FPSOs. Outra novidade vai ser o lançamento de um novo modelo de navios-plataformas “triplicantes”, como chamou Baruzzi. A ideia é, assim como a Petrobras fez com as replicantes no passado, construir unidades idênticas para atender a demanda de três projetos simultaneamente. Em algumas delas, a empresa vai reutilizar cascos de plataformas antigas, que vão ter o topside desmantelado. Leia a seguir os principais trechos da entrevista.
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8 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 entrevista Renata Baruzzi A Petrobras vem trabalhando para estimular a indústria nacional, especialmente com os estaleiros. Como você avalia esse caminho desde que assumiu a direção e qual a resposta dos fornecedores? Minha primeira preocupação quando assumi a diretoria foi resgatar os fornecedores. A gente passou dez anos, principalmente na área de downstream, sem fazer grandes obras. A minha preocupação era que eu precisava ter fornecedores fortes. Mais do que fornecedores, parceiros, porque senão, não consigo colocar o plano estratégico de pé. A primeira coisa que fizemos foi conversar com eles. Fizemos eventos. Chamamos empresas de fora para fazer casamentos, para realmente ajudar no fortalecimento dessa indústria, principalmente nesse momento geopolítico tão complicado que a gente está vivendo. É muito mais seguro para nós ter os fornecedores próximos. A gente sabe que não é de um dia para o outro. A gente não consegue colocar todas as nossas encomendas nos fornecedores locais, mas é do nosso maior interesse que eles se fortaleçam para que voltem a ser como eram no passado. Esse é o nosso grande desafio. Obtiveram resultado? A gente já está com alguns resultados grandes interessantes, como o bid de SEAP (Sergipe Águas Profundas). A gente está com quatro empresas que vão fazer propostas casadas com empresas brasileiras, porque o conteúdo local de SEAP é alto, de 30% e 40% (cada FPSO). Isso deixou a gente muito satisfeito, por ver as empresas voltando a trabalhar com a Petrobras. Mas eu sempre falo: tem que ser num nível competitivo com o mundo. A gente quer os fornecedores, mas a gente quer que sejam competitivos com o resto do mundo. E a gente está conseguindo. O downstream era a minha maior preocupação, mas a gente teve sucesso na Rnest, no (Complexo de Energias) Boaventura e estamos esperando, para o fim do ano, na UFN-III, a participação de três ou quatro empresas em cada pacote. Isso mostra que o mercado está respondendo a nossa demanda. Mas também nós voltamos a conversar com as empresas. A gente conversou muito, porque eles não estavam vindo trabalhar com a gente, o que estava dificultando. Essa escuta ativa foi muito importante, porque a gente conseguiu adaptar alguns procedimentos. ConNo último bid, tivemos quatro empresas para Búzios 11. E a gente já viu o preço caindo.
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 9 versando muito a gente conseguiu chegar mais próximo para que eles pudessem participar. Isso na área de construção e montagem, mas também na área de subsea. A gente contratou para o pré-sal o que a gente chama de EPCIs, que provêm toda engenharia, os dutos rígidos, as embarcações e instalação. A gente tinha, nos bids, uma empresa participando, os custos estavam lá em cima. A equipe de suprimento fez um trabalho excepcional com o mercado. No último bid, tivemos quatro empresas para Búzios 11. E a gente já viu o preço caindo. A gente está trabalhando em todas as frentes. Para dutos flexíveis, estamos trazendo novos entrantes, fomos no exterior buscar empresas para se instalarem no Brasil. A gente está com trabalho forte de fortalecer a indústria local, mas também com o objetivo nobre de ser bem atendido por empresas próximas. No cenário geopolítico adverso, há a questão da China, um parceiro da Petrobras. As divergências entre o país e os Estados Unidos interferem nos negócios? No momento, não estamos vendo nenhum problema, a menos que tenha alguma sanção mais forte, que proíba o relacionamento com alguma empresa chinesa. Mas, por enquanto, não vimos esse perigo no ar. A gente monitora, mas até agora isso não se materializou e não vemos a possibilidade de se materializar. Como é o casamento de empresas estrangeiras com brasileiras para a construção dos FPSOs de SEAP que você citou? São empresas brasileiras, algumas operadoras e outras são estaleiros. Inclusive, nós resgatamos estaleiros que estavam fechados. Está um movimento bem interessante. Como está a performance do plano de negócios de 2025 a 2029, que está prestes a ser revisto? A gente está super orgulhosa da nossa performance. A empresa estava subperformando em 30% o investimento. Neste ano, vamos fazer 100%, 102%. Ou seja, a Petrobras está conseguindo realizar o compromisso de investimento, inclusive antecipando alguns projetos. Por exemplo, o FPSO Almirante Tamandaré antecipou em três meses o primeiro óleo. São US$ 500 milhões a mais no caixa da companhia. Sem contar que, agora, a gente está querendo elevar a produção, que era de 225 mil barris por dia. Hoje, já estamos com 250 mil barris por dia. Os poços produzem muito e a planta aguenta. A SBM, que é operadora, aos poucos está tentando elevar, até chegar a 270 mil barris por dia. É o desafio colocado. A P-78 já está aí. A P-79, em novembro, sai do estaleiro a caminho do Brasil. A saída estava prevista para maio de 2026. Ainda tem muita licitação por vir? Qual vai ser o ritmo daqui para frente? Acabou de ser lançado o bid de Búzios 12, que é a plataforma P-91. Para o ano que vem, tem alguns projetos que estão na prancheta, como Barracuda-Caratinga, Marlim Sul e Marlim Leste. Além desses, há a revitalização de Tupi, de Roncador, o entorno de Forno e Mero V. São alguns projetos que estão na prancheta e que, no ano que vem ou no próximo, a gente vai para o mercado. Sem contar a Margem Equatorial, que a gente espera que saia. A
10 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 entrevista Renata Baruzzi gente tem uns seis a sete projetos para ir para o mercado. Vai juntar as revitalizações da Bacia de Campos e do pré-sal? Vão ser projetos diferentes, talvez na mesma época. Em 2026, a revitalização do pré-sal começa a ganhar ritmo. Isso. Primeiro, estamos na toada de simplificar os projetos, que ficaram muito complexos, o que acabou inviabilizando alguns deles, por isso voltaram para a prancheta. E estamos testando-os num cenário mais estressante de preço de petróleo para ver se param de pé. A simplificação diz respeito à tecnologia? À tecnologia, redundância de equipamentos… tudo que a gente possa simplificar. E muitas das sugestões vêm do mercado, porque se a gente não tiver projeto, o mercado também não tem. Então pedi que me ajudassem a viabilizar os projetos. Eles trouxeram muitas sugestões. Para você ter ideia, em SEAP, o peso do topside foi reduzido em 18%. É muita coisa. E a gente continua buscando alternativas para tornar mais simples ainda. SEAP é o grande exercício nesse processo de simplificação. Sim. E, na revitalização de Tupi, a gente se desafiou a usar um replicante, porque ele tinha menos de 30 mil toneladas o topside e pensamos no mínimo que precisamos modificar numa P-68, por exemplo, para que seja utilizada na revitalização de Tupi. Estamos, neste momento, acabando de finalizar essa avaliação para ter algo bem enxuto, que viabilize os projetos. Como está o projeto de revitalização de plataformas? Quando as revitalizações de Barracuda- -Caratinga e de Marlim Sul e Marlim Leste voltaram para a prancheta, surgiu a oportunidade de reaproveitamento de cascos. A gente olhou três projetos de revitalização e viu que são muito semelhantes. Então, a gente vai fazer, em vez de um replicante, um triplicante. A gente está pensando em ter três projetos exatamente iguais e, eventualmente, usar um dos cascos dessas plataformas. O topside vai ser novo, mas o casco a gente está pensando em aproveitar. Até o final deste ano, vai lançar uma contratação para o desmantelamento do topside da P-35 e P-37 (que operavam em Marlim, na Bacia de Campos). Enquanto faz o desmantelamento, vão ser desenvolvidos os outros projetos para que, quando chegar o momento, a gente fale: vou usar esse casco para esse projeto e esse para o outro. Está sendo feito um acordo com a área de Exploração e Produção para reutilizar os cascos. Como funciona o gerenciamento integrado de projetos? A gente olha as três disciplinas com lupa. As três disciplinas são o FPSO, poços e subsea. O caminho crítico sempre foi o FPSO. As partes de poços e subsea ficavam na sombra do atraso do FPSO. Agora, estamos conseguindo antecipar os FPSOs e os poços entraram num caminho crítico. Mas ninguém quer ficar no caminho crítico. Foi a vez, então, de ter problemas na área de subsea, que correu atrás de alternativas. Esse olhar integrado do projeto mostrou al-
12 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 entrevista Renata Baruzzi gumas possibilidades para a gente diminuir e antecipar prazos. A gente fez uma competição e ninguém quis ficar na janela. Isso é uma inovação. Na verdade, não está sendo feito nada de excepcional. Estamos trabalhando mais juntos e verificando as possibilidades de antecipação. E está dando resultado? O FPSO Tamandaré entrou três meses antes. Estamos conseguindo antecipar a P-78, que estava mais para a frente, a P-79, que estava para meados do ano que vem. Mas não é simples. É um estresse todo dia. Toda vez que muda uma coisa dá um strike no outro, porque está tudo muito juntinho. Mas está indo bem. A estratégia de contratação também é definida à medida que os projetos vão para a rua? Se vai usar BOT (build-operate-transfer), por exemplo. Tem até um padrão aqui na Petrobras, que é da área de E&P, que define se vai afretar, fazer unidade própria, ou BOT. Tem várias coisas que a gente olha: o mercado está superaquecido de afretamento, as empresas estão com pouca financiabilidade, há pressa, qual a financiabilidade da companhia? São diversas variáveis na mesa. Mas o BOT tem sido o queridinho, agora. Quando a gente tentou o afretamento teve muito insucesso. Parte disso porque as empresas estavam sem financiamento. Uma alternativa foi fazer o BOT, porque o financiamento é nosso. Estamos experimentando o BOT agora. Já fizemos no passado. A P-57 foi BOT. Retomamos agora. SEAP I e SEAP II vai ser a primeira nesse modelo, depois o FPSO de Albacora. Você falou há pouco sobre o que esperar para 2026. A Petrobras já vai iniciar compras para a Margem Equatorial no ano que vem? Ainda não, porque a empresa vai iniciar a fase exploratória. Depois do desenvolvimento dos poços é que a gente vai desenvolver o conceitual do projeto. O máximo que vai ser feito são poços. Seria a partir de quando? Se o primeiro poço for perfurado neste ano, tem mais um ano e meio de projeto. Em meados de 2027 (começam as compras para a Margem Equatorial), talvez. Final de 2027. Por aí. E o projeto do Hisep continua com plano de entrada em 2028? Continua. Está em desenvolvimento. Vou em meados de novembro, no centro de tecnologia da TechnipFMC (fornecedora da tecnologia), ver o andamento. O pessoal da TechnipFMC também vem do exterior. Como você vê a capacidade da indústria atender às encomendas da Petrobras, especialmente a local? É o que comentei. A Petrobras está ajudando a indústria local a se levantar. Por enquanto, ela está respondendo. Na Rnest, a empresa que ganhou a maioria dos pacotes já mobilizou 3 mil empregados. No Comperj, a assinatura aconteceu recentemente, então, não começaram as mobilizações. Mas a gente vê que estão bastante engajados. O
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 13 A Petrobras está ajudando a indústria local a se levantar. Por enquanto, ela está respondendo. que vemos de gargalo é a concorrência com data centers, que utilizam os mesmos turbogeradores que usamos em plataformas e usinas termelétricas. Eles estão com uma demanda muito forte. São poucas empresas no mundo que fazem. São três e elas estão com encomendas até o topo. Esse é o maior gargalo, não é nem a indústria local. A concorrência por turbogeradores pode atrasar os projetos da Petrobras? Está sendo visto como minimizar, se a gente mesmo compra antecipadamente. Estamos estudando alternativas para eliminar esse gargalo. Os estaleiros ainda reclamam muito dos efeitos negativos das recuperações judiciais. Como mudar esse cenário? A nossa ideia de trazer parceiros, principalmente chineses, foi para ajudá-los nessa parte financeira, não só de tecnologia, para ganharem musculatura e saírem da recuperação judicial. A nossa contribuição tem sido tentar fazer esse casamento. Essa parceria com os chineses está acontecendo? Com a Ecovix está mais avançado. Algumas outras estão interessadas em fazer parcerias, mas nenhuma assinou ainda um compromisso formal. Há vários memorandos de entendimento assinados entre estaleiros e empresas chinesas, mas não vi nenhum contrato final. Entrando no tema da Engenharia, como a Petrobras pode aumentar a atratividade da indústria de petróleo para jovens talentos? Tem sido feito um trabalho muito grande de base. A empresa leva muitos jovens no Cenpes (Centro de Pesquisa da Petrobras). Na Petrobras, a gente tem dificuldade também de atrair mulheres. Hoje em dia, elas são maioria nos cursos de Engenharia Química. Mas quando a gente faz um concurso na área, as mulheres não se inscrevem. Elas não se veem dentro da Petrobras. Então, tenho feito aulas inaugurais de Engenharia para atrair as meninas. Estamos fazendo um trabalho grande também com o pessoal de nível médio. Abrimos estágios… Como estará a Engenharia da Petrobras em 2050, num outro cenário de transição energética?
14 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 entrevista Renata Baruzzi Esse exercício está sendo feito. Quinze por cento do nosso orçamento de Pesquisa e Desenvolvimento é em baixo carbono. E já aprovamos internamente ampliar isso para 40%. Os renováveis ainda estão muito caros. Seria muito caro produzir com renováveis a mesma quantidade de energia que a gente produz com petróleo. A Petrobras tem investido em tecnologia para baratear os custos dessas energias renováveis. Para 2030 e 2040, ainda haverá muito petróleo e adição de outras energias. O Brasil é deficiente em energia. E a gente acredita ter um potencial Petrobras de molécula. A Petrobras está entrando em CCS (captura e armazenamento de carbono) também. Como está o projeto? Foi aprovado o piloto São Tomé (em Macaé, RJ). Vamos testar um novo tipo de reservatório salino, que a gente não conhece, para ver como descarbonizar a parte do downstream e como toda metalurgia se comporta nesse teste. Eventualmente, pode virar um negócio para a Petrobras. E quem sabe, no futuro, o CO2 não vai ser a fonte de energia para algum outro produto. Tudo começa com a captura e o armazenamento. Depois a gente vê como consegue usar para obter mais energia. O que muda no plano de negócios com a queda do preço do petróleo? A Petrobras vai ter que ser muito resiliente, vai ter que ajustar, principalmente, os gastos operacionais. Vai ter que dar uma grande enxugada e olhar com lupa tudo que gasta para que possa viabilizar o investimento, porque, se não, vai gastar em operação e perder o futuro. Vamos fazer o estritamente necessário para que a gente possa continuar investindo. O investimento vai ser reduzido? É uma briga, porque ninguém quer abrir mão do seu projeto. A gente está discutindo ainda. n ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem. ASSISTA a vídeo-entrevista completa no nosso canal do YouTube. Clique na imagem.
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16 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 óleo e gás Projeto Buzios 12 movimenta o mercado Petrobras dá início à contratação do FPSO P-91, que será interligado a 16 poços e terá capacidade para produzir 180 mil bpd e 12 milhões de m3/dia de gás natural. Nova plataforma vai funcionar como hub de exportação de gás | POR FERNANDA LEGEY | O FPSO P-78, mais recente unidade a chegar no campo, tem capacidade de produção de 180 mil barris/dia de óleo, além de comprimir 7,2 milhões de m3/dia de gás Foto: Divulgação/Petrobras
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 17 A Petrobras iniciou a contratação da construção do FPSO Búzios 12, que será instalado no campo de Búzios, na Bacia de Santos. A nova unidade, nomeada de P-91, será a 12ª plataforma destinada ao campo, consolidando-o como o maior campo produtor da companhia. Segundo a empresa, a P-91 será interligada a 16 poços, sendo 8 produtores e 8 injetores alternados de água e gás, com capacidade para produzir 180 mil bpd e 12 milhões de m3/dia de gás natural. Em meados de setembro, o Ibama emitiu a licença prévia para a atividade de produção e escoamento de petróleo e gás natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos – Etapa 4. O Estudo de Impacto Ambiental (EIA) da Etapa 4 prevê a instalação e a operação de 10 unidades de produção, entre elas a de Búzios 12. Búzios 12 funcionará como um hub para exportação do gás produzido no campo. Além de contar com sistemas para processar e separar a produção própria, a unidade também será capaz de exportar o gás produzido em outras plataformas do campo que não foram originalmente desenhadas para exportação de gás. A partir desta solução, a Petrobras garante o aproveitamento do gás de Búzios e a expansão da oferta de gás natural ao mercado brasileiro. O gás escoado será direcionado ao Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ), por meio do gasoduto Rota 3. Búzios já caminha para superar Tupi como o maior campo produtor da companhia. No mês de agosto, a produção de petróleo de Búzios superou pela primeira a vez de Tupi. “Essa nova unidade amplia a oferta de gás natural para o mercado brasileiro, garantindo energia segura, competitiva e indispensável para a transição energética justa. A P-91 já nasce com soluções para aumentar a oferta de gás para o mercado, reduzir emissões e aumentar a eficiência energética, refletindo a razão de ser da Petrobras: gerar riqueza para a sociedade brasileira com responsabilidade e sustentabilidade”, afirmou a presidente da companhia, Magda Chambriard. Para essa contratação, a Petrobras adota o modelo Build-Operate-Transfer (BOT), no qual a contratada é responsável pelo projeto, construção, montagem e operação do ativo por um período inicial definido em contrato. Posteriormente a operação será transferida para a Petrobras. As empresas interessadas em participar do processo de contratação de Búzios 12 terão o prazo de 180 dias, a partir da publicação da Solicitação de Envio de Propostas (SEP), para submeterem suas propostas. A SEP estabelece um percentual mínimo de 25% de conteúdo local. Atualmente, há seis FPSOs operando em Búzios: P-74, P-75, P-76, P-77, Almirante Barroso e Almirante Tamandaré. O P-78, o sétimo FPSO, que chegou no campo no final de setembro, tem previsão de iniciar as atividades no ativo em dezembro deste ano. O campo de Búzios é operado pela Petrobras com 85% de participação, tendo como parceiras a CNOOC (10%) e a CNODC (5%), e a PPSA, empresa gestora dos contratos de partilha da produção. n
18 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 óleo e gás Pré-sal ganha fôlego com 3º Ciclo da OPP e ágios de até 251% Leilão arrecada R$ 103 milhões e amplia em 50% o número de blocos sob partilha, reforçando a atratividade das áreas e a presença de novas operadoras no país | POR ANA LUÍSA EGUES E FERNANDA NUNES | Foto: Divulgação/ANP
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 19 O 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha (OPP), realizado no dia 22 de outubro pela ANP, no Rio de Janeiro (RJ), arrecadou R$ 103 milhões em bônus de assinaturas, e os investimentos previstos, somente na fase de exploração, são de R$ 451 milhões. O certame ofertou sete blocos no polígono do pré-sal, sendo que cinco foram arrematados. O quantitativo atual de blocos exploratórios no regime de partilha da produção foi ampliado em 50%, passando de 10 para 15 blocos. Como resultado, a área exploratória da partilha também será ampliada em cerca de 50%, passando para 24,8 mil km2. Todos os blocos arrematados tiveram ofertas de excedente em óleo para a União maiores do que o mínimo do edital. O ágio médio do excedente em óleo foi de 91,20%. O maior ágio foi de 251,63%, no bloco de Citrino. Veja na tabela abaixo os resultados completos. Oito empresas apresentaram oferta, sendo seis estrangeiras e duas nacionais, e cinco empresas foram vencedoras, sendo quatro estrangeiras e uma nacional. Duas das vencedoras, a Karoon e a Sinopec, são estreantes no regime de partilha no Brasil. A ANP aperfeiçoou o edital da OPP, buscando mais atratividade ao leilão. Como resultado, no 3º Ciclo houve, pela primeira vez, empresas independentes inscritas. Em comunicado, a Petrobras afirmou que atuou de forma seletiva no leilão. A participação da companhia, segundo a estatal, além de estar alinhada com a estratégia de longo prazo, fortalece o seu perfil de principal operadora de campos de petróleo localizados em águas ultraprofundas, e potencializa a recomposição de reservas para o futuro da Petrobras. Presente no leilão, a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos, disse que o motivo da escolha pelos blocos arrematados pela companhia é porque “eles são os de melhor potencial”. Já a Equinor disse, também em comunicado, que os blocos adquiridos na rodada apresentam possíveis sinergias com infraestruturas em desenvolvimento pela empresa na Bacia de Campos. Itaimbezinho, por exemplo, está a cerca de 15 km do projeto Raia, que deve entrar em operação em 2028. “Esse é mais um marco que reforça o nosso compromisso com o Brasil, um país-chave em nosso portfólio internacional. Estamos adicionando longevidade ao nosso portfólio, ao mesmo tempo em que provamos que somos capazes de executar projetos complexos e de larga-escala”, afirmou Veronica Coelho, presidente da Equinor no Brasil, em comunicado. BACIA BLOCO Excedente em óleo para a União Ágio do excedente em óleo Empresa / consórcio vencedor Santos Esmeralda 14,10% 33,78% Karoon Brasil (100%)* Santos Ametista 9,00% 40,41% CNOOC Petroleum (70%)*; Sinopec (30%) Campos Citrino 31,19% 251,63% Petrobras (100%)* Campos Itaimbezinho 6,95% 4,20% Equinor Brasil (100%)* Campos Jaspe 32,85% 96,47% Petrobras (60%)*; Equinor Brasil (40%) * Operadora
20 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 óleo e gás Para o diretor-geral da agência reguladora, Artur Watt, o resultado do 3º Ciclo da OPP “foi acima do esperado”, por conta do número de concorrentes e também por terem sido vendidos cinco dos sete blocos oferecidos no leilão. “A contratação das áreas é um passo fundamental – para a manutenção das atividades do setor, a recomposição, manutenção e ampliação das reservas de petróleo do país, a atração de investimentos, a criação de empregos e a geração de divisas fortes para o Brasil. Tudo isso forma um ciclo virtuoso que beneficia toda a indústria”, disse Watt. Já Symone Araújo, diretora da ANP, apontou que a tendência é de que cada vez mais empresas de diferentes portes participem dos leilões de pré-sal, porque a agência tem optado por oferecer áreas com características diversas que atraem empresas diversas e, com isso, garante a pluralidade da concorrência. Ela classificou como nova fronteira do pré-sal especialmente os blocos Ametista e Citrino, que se aproximam da borda do polígono. A expectativa é de que pelo menos mais um leilão seja realizado no ano que vem, quando podem ser oferecidas até 26 áreas. Watt afirmou que não se sabe ainda se vão ser ofertados blocos de partilha ou de concessão nesse leilão. Se for de partilha, serão oferecidos os dois blocos que ficaram sem propostas na rodada do dia 22 de outubro – Ônix e Larimar. Para o IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás) e para o diretor-presidente da PPSA (Pré-Sal Petróleo), Luis Fernando Paroli, o resultado do 3º Ciclo da OPP foi positivo. Em comunicado, o IBP afirmou que, em um momento em que o país tem uma sinalização positiva para explorar suas novas fronteiras, como a Margem Equatorial, a realização do leilão reforça o papel da ANP como indutora desse processo, e seu resultado mostra o compromisso da indústria de óleo e gás com a reposição de reservas e a manutenção da autossuficiência do país. Já Paroli disse que as mudanças feitas pela ANP nos modelos dos contratos trouxeram maior flexibilidade às empresas que, desta forma, tiveram maior incentivo para investir. “Nós tivemos blocos arrematados hoje que já tinham sido leiloados antes. Na minha visão, o 3º Ciclo da OPP mostrou que o conhecimento acerca dessas áreas evoluiu e que as empresas estão dispostas a repartir bastante percentual de óleo com a União”, disse, em conversas com jornalistas após a sessão pública. No entanto, para a Federação Única dos Petroleiros (FUP), o resultado da rodada confirmou que a flexibilização do regime de partilha representa perdas sobre o potencial energético do pré-sal e riscos à segurança energética nacional. “O pré-sal deve ser tratado como um ativo estratégico da nação”, disse o coordenador-geral da FUP, Deyvid Bacelar, em comunicado. De acordo com Bacelar, o leilão constatou, mais uma vez, o avanço das petroleiras multinacionais sobre o pré-sal, facilitado pela flexibilização do regime de partilha, que retirou a obrigatoriedade de participação da Petrobras como operadora única. O Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), por sua vez, disse, também em
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22 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 óleo e gás comunicado, que a atuação da Petrobras garante maior arrecadação de excedente em óleo para a União quando a empresa arremata blocos. A estatal ofertou um excedente em óleo médio de 32%, cerca de três vezes superior ao ofertado pelas empresas multinacionais. Além disso, o bônus de assinatura total foi de R$ 103,7 milhões. O valor representa cerca de 20% da arrecadação inicialmente prevista, que era de R$ 161,4 milhões. Próximas datas As licitantes vencedoras da sessão pública do 3º Ciclo da OPP terão até o dia 13 de novembro para apresentar os documentos de qualificação à ANP. A adjudicação do objeto e homologação do resultado da licitação serão realizadas até o dia 6 de fevereiro de 2026. Já o prazo para pagamento do bônus de assinatura e envio do comprovante, assim como o prazo para entrega dos documentos de assinatura dos contratos de partilha de produção e de qualificação de afiliada indicada para assinar o contrato, quando houver, vai até 27 de março do ano que vem. Por fim, a assinatura dos contratos de partilha de produção deverá ser realizada até o dia 29 de maio de 2026. n Partner with TGS Sharper Seismic Insights in Brazil’s Frontier Basins TGS combines E-DMFWI, Gemini Enhanced Frequency Source and OBN to deliver broader bandwidth, stronger illumination and clearer pre-salt imaging. These technologies paired with regional partnerships turn complex geology into confident prospect decisions. Campos NAZ Streamer, Legacy (Acoustic) Velocity Model Campos NAZ Streamer, E-DMFWI Velocity Model
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À medida que as operações offshore avançam para ambientes cada vez mais profundos e complexos, a precisão deixa de ser um mero requisito técnico para se tornar uma capacidade estratégica fundamental. No contexto desafiador do pré-sal brasileiro, onde reservatórios de hidrocarbonetos se encontram a mais de 4.000 metros de profundidade, a precisão centimétrica, a integração de dados e a confiabilidade operacional tornaram-se elementos críticos para o sucesso das operações. Neste cenário, a Exail se destaca como parceira estratégica, combinando mais de duas décadas de experiência local com inovação tecnológica de ponta. A empresa transformou a navegação e o posicionamento offshore em um verdadeiro sistema nervoso central das operações, onde a precisão não é apenas um objetivo, mas uma ferramenta estratégica para a tomada de decisão e otimização de processos. Transformando precisão em inteligência operacional A abordagem da Exail vai além da simples coleta de dados de posicionamento. Ao integrar sistemas acústicos, inerciais e de detecção de movimento em uma plataforma unificada, a empresa converte informações brutas em inteligência operacional acionável. Essa transformação permite que as operadoras otimizem todas as fases de seus projetos, desde o planejamento até a execução e controle, resultando em maior eficiência, redução de custos e melhoria da segurança operacional. Como destaca Thiago Montanari, Diretor de Vendas nas Americas para o setor de Óleo & Gás da Exail: "Nosso trabalho contínuo com as principais operadoras brasileiras nos permitiu desenvolver soluções que não apenas atendem, mas antecipam os desafios específicos do pré-sal. A verdadeira inovação está na capacidade de integrar múltiplas tecnologias, transformando dados precisos em inteligência operacional e vantagem competitiva." Estabelecendo integridade espacial com redes LBL Para enfrentar os desafios únicos das operações em águas ultraprofundas, a Exail desenvolveu soluções tecnológicas que se complementam de maneira sinérgica. As redes LBL (Long Baseline) representam a base para o estabelecimento de referências espaciais precisas em ambientes submarinos complexos. Estes sistemas utilizam transponders calibrados com extrema precisão, posicionados estrategicamente no leito marinho, que fornecem a geometria fixa necessária para alcançar níveis de precisão centimétrica, essenciais para operações críticas como instalação de cabeças de poço e implantação de manifolds. A solução integrada da Exail combina esses transponders LBL com sensores inerciais de última geração e softwares avançados de planejamento e monitoramento. Essa integração permite não apenas a precisão necessária para como a navegação de nova geração redefine as operações offshore no Brasil Ultraprofundos, ultraprecisos:
conteúdo oferecido por operações complexas, mas também otimiza todo o fluxo de trabalho operacional, reduzindo significativamente o tempo não produtivo das embarcações, um fator crítico para a eficiência global das operações EPCI. Agilidade em tempo real com acoplamento USBL e inercial Para as fases dinâmicas das operações que exigem monitoramento contínuo, os sistemas USBL (Ultra-Short Baseline) da Exail oferecem soluções inovadoras. Estes sistemas permitem o rastreamento preciso de veículos submarinos como ROVs e AUVs ao longo de toda a coluna d'água, integrando rastreamento acústico com sensores inerciais embarcados. Uma inovação particular é a configuração USBL invertida, que estende as capacidades de posicionamento dinâmico às próprias embarcações, permitindo maior agilidade operacional e redução do tempo de calibração. Navegação inercial baseada em FOG: autonomia e confiabilidade em ambientes hostis Em ambientes onde os sinais de GNSS são pouco confiáveis, como nas profundezas do pré-sal, os sistemas de navegação inercial baseados em giroscópios de fibra óptica (FOG) da Exail proporcionam a autonomia e estabilidade necessárias. Desenvolvidos ao longo de mais de três décadas, estes sistemas combinam giroscópios de alta precisão, acelerômetros avançados e algoritmos sofisticados de filtragem para manter a integridade da navegação mesmo nas condições mais desafiadoras, garantindo coerência dos dados ao longo de missões prolongadas. Precisão na superfície: o ponto de partida da exatidão submarina A precisão abaixo da superfície depende da estabilidade acima dela. Embarcações de apoio offshore (OSVs), navios de suprimento (PSVs) e sondas de perfuração precisam manter posição dentro de tolerâncias extremamente rígidas durante tarefas críticas. Os sistemas de navegação inercial e sensores de movimento da Exail integram compensação de movimento em tempo real com algoritmos preditivos de deriva, assegurando posicionamento estável e corrigido por GNSS mesmo em mares agitados. Essa estabilidade sustenta operações essenciais como posicionamento dinâmico, controle de guindastes de grande porte, transferência de pessoal e lançamento seguro de veículos submarinos. Uma arquitetura preparada para o futuro das operações offshore Os sistemas desenvolvidos pela Exail são construídos sobre arquiteturas modulares e abertas, projetadas para evoluir em paralelo com os avanços tecnológicos. Esta abordagem permite que as operadoras integrem componentes de diversos fornecedores e se adaptem facilmente a novos cenários operacionais sem necessidade de substituir a infraestrutura existente. Como explica Ludovic Bazin, Gerente de Soluções Submarinas da Exail: "Nosso objetivo é proporcionar às operadoras não apenas tecnologias precisas, mas soluções flexíveis que possam evoluir com suas necessidades. A integração perfeita com sistemas existentes e a colaboração com todos os atores do setor são essenciais para criar operações offshore mais eficientes e seguras." Esta filosofia reflete a transição que a indústria offshore está experimentando, movendo-se em direção a sistemas mais interoperáveis e sustentáveis, garantindo coerência dos dados entre diferentes plataformas e reduzindo o custo total de propriedade. Expertise local e compromisso com a conformidade regulatória A presença contínua da Exail no Brasil por mais de duas décadas permitiu à empresa desenvolver uma compreensão única dos desafios do pré-sal. Este conhecimento local se traduz em suporte técnico especializado, programas de treinamento adaptados e serviços de manutenção projetados para as condições oceanográficas específicas da região. Além disso, a Exail trabalha em estreita colaboração com as autoridades regulatórias para garantir que todas as soluções estejam em plena conformidade com os requisitos nacionais. Em uma era onde o controle soberano sobre os sistemas de navegação e dados se torna cada vez mais crítico, a combinação de inovação tecnológica global com capacidade local da Exail representa um ativo valioso para a resiliência a longo prazo das operações offshore brasileiras. Rumos para o futuro: inteligência, autonomia e sustentabilidade O próximo capítulo do desenvolvimento offshore será definido pela capacidade de realizar operações cada vez mais precisas, autônomas e sustentáveis. Neste contexto, os sistemas de navegação e posicionamento de alta precisão desenvolvidos pela Exail estão se tornando a espinha dorsal dos ecossistemas digitais offshore emergentes, criando pontes essenciais entre superfície e fundo do mar, entre operações humanas e autônomas. Com mais de três décadas de liderança em tecnologia de giroscópios de fibra óptica e uma presença contínua no Brasil, a Exail continua a desempenhar um papel fundamental na definição do futuro das operações offshore, construído sobre três pilares essenciais: a integração perfeita de sistemas, a crescente autonomia operacional e a confiança em cada metro das complexas operações submarinas. À medida que a indústria offshore brasileira se prepara para enfrentar os desafios do futuro, a colaboração entre empresas inovadoras como a Exail e as operadoras locais será fundamental para garantir que as operações no pré-sal continuem a ser realizadas com os mais altos padrões de precisão, segurança e sustentabilidade.
26 Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 negócios APetrobras contratou serviços, em outubro, para a construção das unidades que compõem o Projeto Refino Boaventura, no município de Itaboraí (RJ), considerada pela empresa como um marco na modernização do seu parque de refino. Os contratos totalizam R$ 9,6 bilhões e preveem a construção de duas unidades inéditas em refinarias da estatal: a DespaRefino e embarcações de apoio ganham aportes de R$ 20 bi Investimentos de R$ 9,6 bilhões são para construção de duas unidades no Complexo de Energias Boaventura e de R$ 10,2 bilhões para o afretamento de quatro embarcações de apoio offshore, que serão construídos no estaleiro Navship, em Santa Catarina | POR ELIANE VELLOSO | Contratos incluem duas unidades inéditas para o refino no Boaventura, uma para produção de lubrificantes de Grupo II; e outra para produzir diesel S-10 e QAV Foto: Divulgação/Petrobras
Brasil Energia, nº 499, 27 de outubro de 2025 27 rafinação por Isomerização por Hidrogênio (HIDW), para produção de lubrificantes de Grupo II; e o Hidrocraqueamento Catalítico (HCC), produtor de diesel S-10 e QAV. Segundo a Petrobras, o projeto propiciará a integração entre a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e o Complexo Boaventura, ampliando a produção de derivados de maior valor agregado e baixo teor de enxofre, como diesel S-10 e lubrificantes de Grupo II - aumentando a oferta de produtos mais sustentáveis, alinhada à estratégia de transição energética da companhia. Com o Projeto Refino Boaventura, a Petrobras expandirá significativamente sua capacidade de refino no estado do Rio de Janeiro, com incremento de 76 mil barris/dia de diesel S-10, 20 mil barris/dia de Querosene de Aviação (QAV) e 12 mil barris/dia de lubrificantes Grupo II, que possuem baixo teor de enxofre e melhor desempenho e durabilidade em diversas aplicações automotivas e industriais. O projeto deverá gerar cerca de 15 mil empregos diretos no pico da obra. Navship constrói 4 navios A Petrobras também formalizou o afretamento de quatro embarcações do tipo RSV (ROV Support Vessel), destinadas ao apoio de operações submarinas, em contratos que somam R$ 10,2 bilhões. A contratação das embarcações foi realizada por processo licitatório iniciado em outubro de 2024. As unidades serão construídas no estaleiro Navship, em Navegantes (SC), com previsão de entrega entre 2029 e 2030. Soluções personalizadas para o mercado de óleo e gás Trocadores de Calor Os Trocadores de Calor Casco e Tubos transferem calor entre fluidos sem contato direto, sendo ideais para gases letais e variações extremas. São usados em indústrias químicas, petroquímicas e refinarias, oferecendo alto desempenho. Air Coolers O Air cooler é um equipamento que resfria fluidos usando o ar ambiente, sendo uma alternativa eficiente e econômica aos sistemas que utilizam água. Entre suas vantagens estão a redução de custos de manutenção, maior vida útil e facilidade de limpeza. É ideal para ambientes industriais agressivos, como nas indústrias de petróleo e gás, pois resiste a gases corrosivos, altas temperaturas e pressões. Radiadores Os Radiadores Plate Fin da Apema são altamente eficientes e evitam o contato direto entre ar quente e água refrigerada. O ar passa pelas aletas externamente e a água pelos tubos internamente. Sua estrutura robusta melhora a troca térmica, reduz vibrações e utiliza materiais de alta qualidade como aço inox, titânio, cobre, alumínio e aço carbono. C M Y CM MY CY CMY K REVISTA - ÓLEO E GÁS - V2.pdf 1 11/06/2025 11:01:00
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