Inovação em Óleo e Gás Ano 45 - No 504 - brasilenergia.com Especial mostra os avanços tecnológicos das companhias de petróleo e dos fornecedores de bens e serviços para descarbonizar, reduzir custos e aumentar a segurança nas operações
No trajeto até a superfície, o MODA realiza o monitoramento permanente dos risers, garantindo integridade estrutural mesmo em condições severas. E nas fases finais da produção, robótica e automação ampliam a eficiência: o robô Simão atua na manutenção dos mangotes de offloading, enquanto o projeto de P&D Tankbotics abre caminho para inspeções autônomas em tanques de FPSOs. A ouronova reúne essas soluções em uma visão sistêmica para a produção offshore. Mais segura. Mais eficiente. Mais integrada. A produção offshore vive um momento de avanço tecnológico consistente, com soluções mais elétricas, autônomas e conectadas. É nesse cenário que a ouronova integra tecnologias que percorrem toda a cadeia, do poço ao offloading. Na etapa de poço, a completação inteligente totalmente elétrica substitui sistemas hidráulicos tradicionais, oferecendo controle em tempo real e maior confiabilidade ao longo da vida útil. A tecnologia Wellnova complementa essa abordagem ao monitorar continuamente a integridade da cimentação, antecipando desvios e reforçando a segurança operacional. Do poço ao offloading, um fluxo de inovação.
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 3 O Interesse Público, o CNPE e a EPE Entra ano sai ano e a reforma do setor elétrico não sai. Não existe a tal bala de prata, é verdade. Quem arrisca um palpite, algumas vezes tende a olhar a reforma a partir da solução dos problemas do seu segmento. Ou, se é mais cauteloso, apenas defende a reforma sem dizer por onde começar. A realidade dos fatos porém se impõe às opiniões. O setor elétrico foi remendado nos últimos 22 anos e chega hoje, todo disforme, precisando de um reset. Mas quem, entre muitos, tem autoridade para tanto? Podemos começar pela raiz, separando política de Estado de programa de Governo, considerando que políticas públicas precisam de um tempo muito mais longo para se consolidar do que os mandatos de presidentes, ministros-membros do CNPE, deputados e senadores. O reset se inicia nas atribuições conferidas à Empresa de Pesquisa Energética, criada, como expressa em seu site, “com o objetivo de resgatar a responsabilidade constitucional do Estado nacional em assegurar as bases para o desenvolvimento sustentável da infraestrutura energética do país”. Se tal fosse cumprido, como órgão do Estado a EPE deveria ter seu nome e atribuições alterados para Empresa de Planejamento Energético, assumindo a formulação e condução das políticas públicas de longo prazo. E o CNPE? O Conselho é fundamental, mas com outra composição. Não faz sentido ser integrado por 16 ministros escolhidos pelo presidente eleito, para cumprir promessas de campanha e atender lobbies dos diversos segmentos, sejam de natureza econômica ou ideológica. O CNPE deveria ser integrado por especialistas com “notável saber e reputação ilibada” nos diversos segmentos energéticos. E atuar, dentro da nova EPE, com o apoio do corpo técnico, prestigiado e capacitado. Ao Executivo e Legislativo de plantão ainda caberia muita coisa, como “executar”, em seus mandatos, as diretrizes de Estado, desobstruindo obstáculos legais e regulatórios e promovendo incentivos de natureza fiscal e econômica para a introdução de atividades de menor rentabilidade, desde com início e fim. Resta saber como conter pautas bombas e PLs fisiológicos no Congresso. Alguém poderia objetar que na Democracia a eleição determina escolhas. Porém se olharmos para quem foram os 5 ministros que ocuparam o posto no MME e conduziram o CNPE nos últimos 10 anos, talvez encontremos respostas para o sai-não-sai da reforma do setor. O ministro do atual governo é advogado e ex-delegado. No governo anterior a política energética do país foi conduzida por um economista e um militar. No governo precedente, a cadeira foi “exercida” por dois políticos de carreira. Antes, de 2004 a 2016, outros 9 ministros ocuparam o posto, praticamente um ministro a cada ano e meio. Nada contra as pessoas, mas teriam sido mais úteis se apenas tivessem apoiado uma agenda de longo prazo do Estado, mesmo atendendo os interesses temporários de cada Governo. Em 22 anos desde a última grande reforma, pouco de estrutural aconteceu. Apenas remendos e cosméticos, que perderam a eficácia sobre um rosto envelhecido de 22 anos. olá, leitor
4 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 edição 504 sumário ESPECIAL DE CAPA 12 Do subsea à “nuvem”: os avanços tecnológicos no pipeline das petroleiras 18 Estaleiros buscam novas tecnologias na retomada naval offshore 24 Tecnologia entra em campo para extrair mais dos ativos onshore 28 Automação e digitalização, a receita para o E&P do futuro INOVAÇÃO 40 Consórcio de Libra contrata Cepel para PD&I de eletrificação offshore GÁS 46 Biometano avança rápido sobre o mercado do gás fóssil 85 Quando o gás de Búzios fará diferença para o mercado? 94 Projeto prevê frota de 2 mil caminhões a GNL no Brasil TRANSMISSÃO 91 Rede precisa avançar para acompanhar renováveis SÉRIE AMAZONAS & ENERGIA 58 A água é abundante e seu potencial se mede em Gigawatts 64 Motores já estão prontos para a transição ao biodiesel AS LIDERANÇAS EMPRESARIAIS 34 Firjan mira indústria naval e alerta para impacto do Custo Rio 54 Abrace quer colocar o consumo no centro da política energética 74 Abeeólica defende fim de subsídios e alerta sobre curtailment
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 5 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, Marcelo Furtado, Nelson Valencio - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.920; Mensal, R$ 184 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1.695 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 COLUNISTAS ENTREVISTA 88 BRUNO ARMBRUST Uma agenda com potencial para transformar o mercado de gás 43 JERSON KELMAN Interface entre os setores de gás e de energia elétrica 49 JOSÉ ALMEIDA Gás Natural e Biometano, oportunidades que o país não pode perder 52 MARCOS MADUREIRA Remédio para a febre não resolve. É preciso atacar as causas 38 OSMANI PONTES Expectativas sobre o mercado de O&G no segundo semestre 78 PAULA KOVARSKY Como na Copa, o Brasil precisa sair do aquecimento 70 RUBEM CESAR Hidrogênio na Amazônia, entre o presente e o futuro 32 TELMO GHIORZI IDH e a cláusula de PD&I: o caso do OD OBN e do Flatfish 82 WAGNER VICTER Urânio, um mineral crítico: a mina de Santa Quitéria 6 PIETRO MENDES E LUCIANO LOBO ANP
6 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 entrevista Pietro Mendes e Luciano Lobo “Faltam áreas atrativas de novas fronteiras”, diz a ANP Em entrevista à Brasil Energia, Pietro Mendes e Luciano Lobo, diretor e superintendente de Exploração da agência reguladora, explicam porque o país não teve um único poço exploratório perfurado neste ano contra 150 em 2013 | POR FERNANDA NUNES | Luciano Lobo Pietro Mendes
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 7 A agência reguladora ANP não oferece mais áreas na Margem Equatorial brasileira, em leilões, por resistência do Ministério do Meio Ambiente, segundo o diretor da agência, Pietro Mendes. Em entrevista à Brasil Energia, ele revelou que há 1,4 mil blocos represados, aguardando parecer ambiental e manifestação conjunta do ministério. “Se a gente conseguisse colocar mais blocos tanto na Bacia de Pelotas, quanto na Margem Equatorial, os resultados seriam bem melhores”, disse Mendes. A dificuldade em leiloar novas fronteiras, por questões ambientais, explica em parte a baixa atividade exploratória no país. Neste ano, segundo a ANP, não foi iniciada a perfuração de sequer um poço exploratório no Brasil. Também presente à entrevista, o superintendente de Exploração da ANP, Luciano Lobo, ainda aponta atraso nas empresas, que postergam o investimento. A ANP abriu uma ação regulatória para tratar do tema, que poderá ser revertida numa resolução, no futuro. Veja a seguir os principais trechos da entrevista: Como você avalia esse cenário de baixa atividade exploratória do país? Mendes - A ANP evoluiu, ao longo do tempo, com a oferta permanente. Temos um leilão marcado para outubro, em que estamos colocando 495 blocos na concessão e cinco áreas com acumulação marginal. São 500 oportunidades de investimento. E há também a oferta permanente de partilha, com 23 blocos disponíveis. A quinta oferta permanente de concessão foi um sucesso, com os blocos da Margem Equatorial, na Foz do Amazonas. Mas, para colocar novos blocos no cardápio da oferta permanente, a gente depende da assinatura da manifestação conjunta, ou da conclusão da AAS (Avaliação Ambiental de Área Sedimentar). Não temos um histórico de conclusão. A manifestação conjunta é assinada pelos ministérios do Meio Ambiente e Minas e Energia e, a partir dessa assinatura, é que conseguimos incluir novos blocos. Quando a gente olha as áreas de novas fronteiras, notadamente a Margem Equatorial e Bacia de Pelotas, não estamos conseguindo colocar novos blocos, por conta do impasse. Não tem assinatura de manifestação conjunta entre Ministério de Minas e Energia e Meio Ambiente. Então, o primeiro apontamento para a redução da atividade exploratória é a própria dificuldade de incluir blocos nessas áreas de novas fronteiras, que são atrativas. Então, se houvesse mais áreas na Margem Equatorial, os leilões teriam melhor resultado? Mendes - Com certeza. Esse foi o resultado que a gente teve na quinta oferta permanente. Naquele momento, foram arrematados blocos que
8 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 entrevista Pietro Mendes e Luciano Lobo estavam no limite de vencimento da manifestação conjunta. Então, o primeiro obstáculo que vejo é a falta de áreas tão atrativas de novas fronteiras. Embora tenha tido anúncios recentes de descobertas pela bp e Petrobras, a realidade é que a gente precisava colocar blocos na Margem Equatorial e Bacia de Pelotas para ter um atrativo maior. Essa dificuldade vai se refletir no resultado do próximo leilão? Mendes - A gente tem a expectativa que ao leilão compareçam empresas interessadas e sejam arrematados blocos, porque houve manifestação de interesse (em áreas). O que eu chamei atenção é que a quinta oferta permanente foi um sucesso, porque tinha áreas muito atrativas, principalmente na Bacia da Foz do Amazonas. Acredito que, se a gente conseguisse colocar mais blocos, tanto na Bacia de Pelotas, quanto na Margem Equatorial, os resultados seriam bem melhores. A gente tem 1,4 mil blocos represados, aguardando parecer ambiental e manifestação conjunta. São mais 1,4 mil blocos que poderiam estar sendo oferecidos. Além, também, do bloqueio ao gás não convencional. A Bacia do São Francisco tem potencial. A Agência Internacional de Energia aponta que o Brasil pode ter a décima maior reserva de gás natural não convencional do mundo. Mas a gente não consegue avançar com essa discussão que está no STJ agora. Essa também seria uma oportunidade bastante interessante. Existe alguma conversa hoje da ANP com as instâncias ambientais para destravar o processo? Mendes - Sim. A ANP tem dentro da superintendência de Tecnologia e Meio Ambiente uma área que mantém uma interlocução constante tanto com os órgãos ambientais estaduais quanto com o próprio Ibama. Quando é feita a emissão de pareceres técnicos, no âmbito do GTPEG, que é um grupo que congrega várias instituições da parte de meio ambiente, ainda assim, depende de um crivo acima do ente político, que é o Ministério do Meio Ambiente. Hoje, não há uma sinergia entre o Ministério de Minas e Energia, que entende que a gente precisa continuar a atividade exploratória e fazer a reposição de reservas, e o Ministério do Meio Ambiente, com o Mapa do Caminho, que prevê a limitação da oferta de petróleo. Nesse caso, para que colocar novos blocos? Para que avançar em áreas de novas fronteiras se a compreensão é que é preciso limitar a oferta de petróleo? Em contraponto, há uma outra visão, que ataca a demanda por combustíveis fósseis. Até porque a atividade de exploração e produção responde por menos de 1% das emissões totais. O grande problema no setor de óleo e gás se dá no consumo. Para isso, há uma série de políticas públicas em curso, que a ANP implementa, como a Lei do Combustível do Futuro. Está sendo feita a substituição de combustíveis fósseis por biocombustíveis.
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 9 Falando claramente: existe uma resistência do Ministério do Meio Ambiente para liberar mais áreas da Margem Equatorial para leilão. Mendes - Existe. Essa é uma discussão posta. Está em discussão, inclusive, o Mapa do Caminho. Ainda não houve uma definição de como o Brasil, nesse contexto de transição energética, vai tratar a questão do petróleo e gás. Vai atacar a oferta de petróleo e gás? Não existe uma definição clara de qual caminho vai ser seguido. Em geral, a ANP tem sucesso nos leilões. Por que isso não está se traduzindo na perfuração de novos poços exploratórios? Mendes - Temos uma ação regulatória, da qual sou relator e que o Luciano está conduzindo, de dinamização da fase exploratória. Uma das questões é o próprio licenciamento ambiental. É muito comum que a gente devolva, na fase exploratória, o atraso causado exclusivamente pelo órgão ambiental, no licenciamento. O caso mais emblemático no Brasil é o do bloco FZA-M-59 (da Margem Equatorial da Bacia da Foz do Amazonas). Foram mais de dez anos esperando licenciamento para ter a perfuração de um único poço. Lobo - O licenciamento é um dos pontos principais. Além disso, o que se observa é que os marcos - que é a aquisição sísmica, perfuração de um poço, plano de avaliação de descoberta e declaração de comercialidade - estão ocorrendo muito para a frente, por questões econômicas, ambientais… O que a ação regulatória pretende fazer é transformar essas etapas realmente em marcos, para que sejam executados o quanto antes. Fala-se muito em poço. Mas, olhando o que vem antes, a aquisição de dados, por exemplo, também não está acontecendo. O que se observa é que as empresas estão jogando muito lá para frente (as atividades). A gente não quer mais que aconteça esse descompasso. Qual a explicação das empresas para a postergação das atividades? Lobo - São vários fatores. Tem a questão ambiental, econômica e o fato de a empresa ter no portfólio muitos blocos. A ANP prevê algum tipo de punição às empresas? Lobo - Vamos ver o resultado da ação regulatória. Por enquanto, pelo contrato, não há previsão de punição. O que tem é a execução da garantia financeira. Mas isso não é uma punição. Vamos ver como vai caminhar o trabalho. Ainda estamos na fase da AIR (Avaliação do Impacto Regulatório). O diretor ainda vai analisar isso, no momento oportuno, e direcionar se ação regulatória vai resultar numa minuta de resolução. Aí sim, quem sabe, nessa minuta tenha alguma coisa relacionada a punições. Tem o caso da Elysian, que bateu recorde de aquisição de blocos e até agora não perfurou nada. Lobo - De fato,nem aquisição sísmica. A ANP está acompanhando o que está sendo feito pela Elysian?
10 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 entrevista Pietro Mendes e Luciano Lobo Lobo - Sim. A gente tem a gestão muito próxima. Tem o plano de trabalho exploratório, em que a operadora descreve o que vai fazer no ano seguinte. Mas, como não tem punição, é declaratório… A Elysian coloca lá que vai fazer poço, vai fazer sísmica. Não existe hoje um instrumento para punir a empresa que falou que ia fazer um poço e não executou. O que tem é o programa exploratório de cinco a sete anos. A empresa tem que realizar as atividades nesse período e ponto. A ANP costumava levantar informações sobre novas fronteiras para disponibilizar ao mercado e diminuir o risco nos leilões. Como está isso nessa fase de limitação orçamentária? Pietro - Há muitos anos a ANP não contrata empresas para levantar informações. A gente já chegou a ter, em 2013, em valores corrigidos, o equivalente a R$ 800 milhões. Atualmente, com o bloqueio de 18% (do orçamento da agência), está em torno de R$ 160 milhões. Nem comporta, no orçamento da ANP, fazer esse tipo de avaliação. Esse era um atrativo para as licitações. Mendes - Tenho uma visão diferente. Muitas vezes, esses levantamentos não estão tão aderentes às técnicas que o setor privado está adotando naquele momento. O dado pode não ser tão atrativo para a tomada de decisão. É bom ter mais dados, mas não necessariamente há uma correlação imediata. O que as empresas podem fazer imediatamente para acelerar a atividade exploratória? Mendes - Há uma questão conjuntural. Até o conflito dos Estados Unidos e Israel com o Irã, as empresas, no mundo inteiro, apontavam dificuldade de manutenção dos projetos. O barril do Brent estava a US$ 60. Fica muito mais difícil aprovar investimentos. Esse cenário mudou muito. Chegou a ter um pico de US$ 144, em função do conflito. Agora, teve uma redução. Mas é fato que o primeiro fator que eu vejo é a relação entre os preços baixos do Brent e a decisão de investimento. O mercado está sobreofertado. Então, existe uma dificuldade de aprovação de projetos num cenário como esse, ainda mais de extrema volatilidade. O segundo aspecto é que há novas áreas sendo abertas no mundo. Há uma competição por recursos. Algumas dificuldades que nós temos, em especial no licenciamento ambiental, adicionam risco à tomada de investimento aqui. Agora, a gente está ainda com a concorrência da Venezuela, que passou a receber investimento com a intervenção dos Estados Unidos. Nós temos uma democracia consolidada, uma tradição de respeito a contratos, instituições bem estabelecidas, mas é fato que é mais fácil investir em outros países do que no Brasil. Você vê essa fotografia com preocupação? Mendes - Principalmente porque o pré-sal vai acabar. Precisamos de novas reservas. Se não, o Brasil vai ter que importar petróleo. Esse cenário é bem ruim, ainda mais sob um olhar geopolítico. n
PROMOÇÃO E ORGANIZAÇÃO O MAIOR FESTIVAL DE ENERGIA DO PLANETA 21 a 24_SET - RIOCENTRO - RJ Garanta agora o seu ingresso em roge.energy
12 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação Do subsea à “nuvem”: os avanços tecnológicos no pipeline das petroleiras
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 13 A busca por óleo e gás no offshore e especialmente em águas profundas e distantes da costa tem levado as petroleiras a investir em novas soluções para aumento da eficiência – desde o fundo do mar à nuvem computacional, passando pelo topside das plataformas | POR JOÃO MONTENEGRO | Sistema de Monitoramento de Reservatórios Permanente (PRM, da sigla em inglês): Petrobras concluiu a primeira fase do projeto, com a instalação de mais de 460 km de cabos com sensores ópticos, cobrindo uma área de 222 km2 Imagem: Petrobras
14 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação A introdução de tecnologias digitais em operações já consagradas com processos mecânicos e analógicos impõe desafios enormes para uma indústria de O&G. Não se trata apenas de introduzir novas tecnologias, mas de tornar essas tecnologias o padrão operacional. Um ainda expressivo contingente da força de trabalho, acostumado a trabalhar e confiar durante anos em processos mais físicos que digitais, reluta algumas vezes em adotar novas tecnologias. Nem tanto por não ter costume de lidar com tecnologias digitais em sua vida pessoal, mas pela rapidez com que tecnologias digitais evoluem e porque, no fundo, Segurança Operacional na indústria de petróleo precisa ser exaustivamente testada para evitar riscos, assim como no transporte aéreo. Para Melissa Fernandez, gerente de Inovação e Tecnologia do IBP, um dos principais gargalos do setor está relacionado à infraestrutura de dados: “Muitas empresas ainda enfrentam limitações na coleta, integração e processamento de dados em tempo real, um ponto essencial para aplicações mais sofisticadas de inteligência artificial [IA], machine learning e automação operacional,” disse à Brasil Energia. Permanecem também desafios ligados à integridade de ativos, corrosão em ambientes offshore, controle de incrustações e monitoramento contínuo de equipamentos críticos. “O setor vem buscando soluções mais avançadas para esses temas, incorporando simulação digital, manutenção preditiva e monitoramento inteligente das operações,” afirmou Fernandez. Não à toa uma das tecnologias que mais vem ganhando espaço são os chamados gêmeos digitais, que criam réplicas virtuais de ativos e processos industriais para monitoramento contínuo, simulação de cenários e manutenção preditiva. Outra frente importante envolve o uso de modelos avançados de IA, como redes neurais informadas por física, capazes de simular processos complexos em reservatórios e sistemas de produção com maior velocidade e precisão. Em paralelo, há avanços na automação operacional, incluindo sistemas inteligentes de perfuração, sensores conectados e inspeções realizadas por veículos submarinos autônomos e drones, ampliando a segurança e confiabilidade em ambientes offshore. A gerente do IBP também destacou a necessidade de conciliar competitividade com sustenQuem é fonte nesta matéria MELISSA FERNANDEZ, gerente de Inovação e Tecnologia do IBP MARIA ASSUNÇÃO DORIA, gerente executiva de Reservatórios da Petrobras MARCELO CASTRO, diretor do Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Unicamp (Cepetro) CEZAR AUGUSTO SIQUEIRA,, gerente-geral de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação do Cenpes / Petrobras
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 15 tabilidade. Nesse sentido, há iniciativas de eletrificação offshore, monitoramento ambiental com satélites, drones e IA, além de soluções voltadas à captura, utilização e mitigação de emissões de carbono. Cezar Augusto Siqueira, gerente-geral de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação em Desenvolvimento da Produção do Cenpes / Petrobras, aponta como uma das grandes provações da indústria o desenvolvimento de reservatórios de alta pressão e temperatura e fluidos com elevados teores de contaminantes, como CO2. “Além disso, em regiões ainda sem infraestrutura instalada, como algumas áreas da Margem Equatorial, será necessário desenvolver toda a logística e estrutura de suporte à produção”, frisou. Para enfrentar esse cenário, a companhia aposta no desenvolvimento de novas tecnologias de processamento e eletrificação submarinos. Outra frente envolve sistemas de bombeamento multifásico de alta potência, capazes de transportar óleo, gás e água por longas distâncias e viabilizar a produção de campos menores e mais afastados das plataformas existentes. A descarbonização também figura entre as prioridades tecnológicas. De acordo com Siqueira, a Petrobras estuda projetos de plataformas alimentadas por Separador submarino de óleo e gás desenvolvido pela Petrobras, Hisep está sendo construído pela TechnipFMC para ser instalado no campo de Mero Imagem: TechnipFMC
16 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação energia proveniente da costa, no conceito conhecido como power from shore. A estatal vem ainda ampliando o uso de robótica, drones e sistemas automatizados para inspeção e manutenção, visando reduzir a exposição dos trabalhadores a riscos e ganhar eficiência. Fator de recuperação Um dos maiores esforços da Petrobras consiste em aumentar o fator de recuperação de seus campos petrolíferos. Entre as tecnologias utilizadas atualmente estão a sísmica 4D e a permanente – esta última já programada para o campo de Mero, com investimento de US$450 milhões. Outras soluções incluem os poços WAG (Water Alternating Gas) e sistemas de completação inteligente, capazes de controlar remotamente diferentes zonas de produção dentro de um mesmo poço. “O monitoramento em tempo real de poços e plataformas tem contribuído para otimizar a gestão da produção e dos fluidos”, ressaltou Maria Assunção Doria, gerente executiva de Reservatórios da Petrobras. Em estudo estão soluções como o FAWAG, que adiciona espuma à injeção alternada de água e gás para direcionar melhor os fluxos no reservatório, RWI (Raw Water Injection) e SDWI (subsea desulfated water injection system), além do Hisep, separador submarino de óleo e gás que está sendo construído pela TechnipFMC. A companhia também investe em computação de alta performance, modelagem avançada e gestão de grandes volumes de dados sísmicos para acelerar análises e apoiar decisões operacionais. Atlanta, Papa-Terra e Roncador Laureada na Offshore Technology Conference (OTC) 2026 pela implementação do Sistema Definitivo do campo de Atlanta, a Brava Energia vê como principal desafio tecnológico estender a viabilidade econômica dos ativos e es-
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 17 calar soluções digitais em ambientes operacionais complexos. Na engenharia de reservatórios, a petroleira brasileira busca aplicar métodos avançados de recuperação, como a injeção de polímeros, nitrogênio e biotecnologia, para extrair o óleo remanescente de forma eficiente. “Na frente operacional, o foco está em integrar o imenso volume de dados gerados por IA, drones e gêmeos digitais em sistemas unificados que permitam tomadas de decisão preditivas”, explicou a Brava via assessoria de imprensa. No Campo de Papa-Terra, a empresa implementou uma solução digital que integra drones, gêmeos digitais e IA para automatizar a detecção e priorização de pontos de corrosão em FPSOs. A tecnologia reduziu o tempo de inspeção a bordo em 73% - de 170 para 45 dias -, diminuindo consideravelmente a necessidade de pessoal embarcado. Referência internacional em aumento do fator de recuperação, a norueguesa Equinor emprega, no Brasil, tecnologias avançadas de modelagem e simulação de reservatórios, uso intensivo de dados e digitalização, além de novos desenhos de poços e estratégias otimizadas de drenagem, tanto para produção quanto para injeção. Um de seus casos de sucesso no país é a experiência no campo de Roncador, em parceria com a operadora do ativo, Petrobras, com a aplicação do modelo de Increased Oil Recovery (IOR), aplicado ao longo de décadas no Mar do Norte. A iniciativa inclui a perfuração de novos poços mais eficientes, otimização do gerenciamento de reservatórios utilizando tecnologias como a sísmica 4D e ações integradas de extensão da vida útil do campo. A produção dos primeiros poços de IOR teve início em 2022 e, hoje, representa 30% o volume extraído no ativo “A expectativa é aumentar o volume final recuperável no campo, além de reduzir emissões e aumentar a eficiência operacional,” contou Letícia Andrade, vice-presidente de gestão de ativos e operações comerciais da Equinor. A Equinor realiza, atualmente, 40 projetos de pesquisa e desenvolvimento (P&D) no país, em parceria com a Fapesp, Unicamp e PUC-Rio. Em foco estão soluções em gestão e modelagem de reservatórios, monitoramento sísmico, caracterização geológica, garantia de escoamento e estudos integrados de produção, conectando simulação avançada, digitalização e novos modelos de engenharia. Para Marcelo Castro, diretor do Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Unicamp (Cepetro), os principais desafios tecnológicos ainda estão relacionados com a compreensão, modelagem e simulação adequadas de reservatórios e sistemas de produção, especialmente no cenário do pré-sal. “Os reservatórios carbonáticos possuem elevada heterogeneidade, sistemas de fraturas e geometrias de poros difíceis de representar, e essa incerteza limita a previsão do comportamento dos fluidos e reduz a eficiência das estratégias de desenvolvimento e recuperação,” explicou.
18 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação Estaleiros buscam novas tecnologias na retomada naval offshore Os canteiros estão ativos e os empregos cresceram mais de três vezes nos últimos três anos. A indústria sabe que a sobrevivência depende de se tornar mais competitiva e procura seguir a estratégia da indústria japonesa e coreana em sua disputa com a eficiência chinesa | POR JOÃO MONTENEGRO | Foto: Divulgação/Enseada
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 19 Impulsionada mais uma vez por encomendas da Petrobras e Transpetro, a indústria naval offshore brasileira está em busca de novas tecnologias para ganhar competitividade, inclusive no exterior. Todos os dirigentes conhecem o longo histórico de voos de galinha do setor naval e offshore brasileiro, motivados tanto pela falta de competitividade da indústria nacional, que não se modernizou, quanto pela descontinuidade de encomendas no longo prazo, que esvaziaram os estaleiros. Desde 2023, o número de empregos nos estaleiros brasileiros saltou de cerca de 20.000 para 70.000, graças a novas encomendas de módulos de FPSOs, embarcações de apoio e navios petroleiros e gaseiros. O vice-presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), João Azeredo, confirma que a ideia é replicar, por aqui, o que estaleiros no Japão e Coreia do Sul estão fazendo diante da concorrência com os chineses. “Esses países estão olhando para a indústria naval com foco em inteligência artificial aplicada à gestão de processos, recursos humanos, equipamentos e suprimentos para aumentar a eficiência,” disse ele à Brasil Energia. Também no radar estão soluções de soldagem automatizada, o que pode ajudar a superar gargalos de mão de obra enfrentados no país. Além disso, os estaleiros brasileiros avaliam projetos mais avançados de acabamento, com a produção de peças e montagem que permitem que os blocos cheguem ao dique em estágio mais adiantado de conclusão, acelerando o processo de construção. Em paralelo, estão em desenvolvimento, no país, soluções mais sofisticadas de automação e controle e digital twins, bem como projetos de engenhaCom tecnologia sul-coreana, do grupo Kawasaki Heavy Industries, o Estaleiro Enseada, na Bahia, retoma atividades depois de 10 anos parado e constrói seis embarcações de apoio offshore com motorização híbrida para a Petrobras
20 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação ria de equipamentos voltados à descarbonização de operações. No Rio Grande do Sul, o Ecovix – que teve, no passado, sociedade com um consórcio japonês liderado pelo Mitsubishi Heavy Industries (MHI) – está construindo cinco gaseiros para a Transpetro com propulsão dual fuel projetada pela multinacional espanhola Ghenova. Eles serão capazes de operar com combustíveis mais limpos e terão maior eficiência energética, contando com dispositivos de economia de energia. Já o Jurong, no Espírito Santo, e o Brasfels, no Rio de Janeiro – ambos do grupo cingapuriano Seatrium – constroem para a Petrobras os módulos dos FPSOs P-84 e P-85, que serão do tipo “all electric”, reduzindo em 30% a intensidade de emissões de gases de efeito estufa por barril produzido. Por sua vez, o Estaleiro Enseada, na Bahia, que conta com tecnologia sul-coreana, do grupo Kawasaki Heavy Industries, recebeu, no ano passado, uma encomenda da Petrobras para construir seis embarcações de apoio offshore com motorização híbrida e menor pegada de carbono. A incorporação de soluções vindas da China também está sendo considerada, de acordo com o SInaval. Em 2025, executivos de estaleiros do país asiático visitaram o Brasil a fim de discutir parcerias. “Estamos esperando os editais de novos FPSOs para dar um passo a mais nesse sentido,” pontuou Azeredo, para quem o Brasil segue competitivo na fabricação e integração de módulos para o topside dos navios-plataforma. Na avaliação do presidente-executivo da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro), Telmo Ghiorzi, o país tem potencial para ampliar a produção de módulos de processamento primário, responsáveis pela separação inicial de óleo, gás e água. “Também poderíamos fabricar módulos de tratamento de água produzida e equipamentos para sistemas de injeção de água,” disse à Brasil Energia, citando o caso das unidades de remoção de sulfato e água de injeção (SRUs). Equipamentos que compõem os módulos, como bombas, válvulas, vasos de pressão, separadores, trocadores de calor e tubulações já foram produzidos em larga escala no Brasil, mas enfrentam, hoje, concorrência asiática. Ghiorzi lamenta que a cadeia produtiva de petróleo não tenha sido incluída na Nova Indústria Brasil (NIB), política de reindustrialização do Governo Federal. Para ele, o país tem de desviar parte do foco na exportação da commodity (óleo cru) para bens acabaQuem é fonte nesta matéria JOÃO AZEREDO, vice-presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval) TELMO GHIORZI, presidente-executivo da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro) ELIAS RAMOS, diretor de inovação da Finep
22 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação dos, mirando projetos em países como Guiana, Suriname e Namíbia. Outra área em que o Brasil pode avançar é a construção de navios petroleiros e gaseiros. Azeredo defende a consolidação de uma carteira contínua de projetos como forma de viabilizar o desenvolvimento tecnológico e o aumento da produtividade. “O que precisamos é de previsibilidade e perenidade das encomendas,” ressaltou. Procurado, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio (MDIC) informou que as principais políticas do governo brasileiro para o setor são o Programa de Renovação e Ampliação da Frota da Petrobras e Transpetro, o Regime Repetro - Sped, com suspensão de tributos na importação de bens para exploração e produção (E&P), com contrapartidas de investimento em pesquisa e desenvolvimento (P&D), e as cláusulas de Conteúdo Local nos contratos de E&P da ANP. O governo destacou ainda a política de inovação do BNDES e da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), com linhas específicas para projetos de P&D em sistemas submarinos, integração de plantas offshore e eficiência energética. O BNDES é um dos agentes financeiros do Fundo de Marinha Mercante (FMM), que apoia projetos como o de modernização de uma embarcação tipo AHTS (anchor handling support vessel) da Bram Offshore. A implementação de propulsão híbrida, com a instalação de baterias a bordo, permitirá a redução de consumo de combustível e de emisEstaleiro Brasfels, do grupo Seatrium no Rio de Janeiro, constrói módulos dos FPSOs P-84 e P-85 com tecnologia “all electric” Divulgação/Seatrium
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 23 sões de gases de efeito estufa em contrato de afretamento com a Petrobras. Entre os projetos apoiados pela Finep estão os que preveem o desenvolvimento de um pequeno reator nuclear modular e de uma turbina movida a etanol para gerar energia mais limpa. Essas tecnologias podem ser utilizadas em diversos ambientes, inclusive em plataformas de produção de óleo e gás offshore. Atualmente, há 13 editais de subvenção abertos, disponibilizando um total de R$ 3,3 bilhões em recursos não-reembolsáveis – o maior deles, de R$ 500 milhões, voltado a projetos de transição energética. “Essa chamada prevê o apoio ao desenvolvimento de novas tecnologias para captura de carbono, biocombustíveis e hidrogênio de baixa emissão de carbono, “ disse à Brasil Energia o diretor de inovação da Finep, Elias Ramos. Ele acrescentou que há também uma chamada de economia circular, que envolve projetos para o tratamento de rejeitos da indústria para gerar produtos de valor comercial. Estaleiro Rio Grande (RS), do grupo Ecovix, está construindo cinco gaseiros para a Transpetro com propulsão dual fuel e dispositivos de economia de energia Foto: Divulgação/Ecovix
24 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação Tecnologia entra em campo para extrair mais dos ativos onshore Petroleiras que ampliaram seu portfólio com a aquisição de ativos terrestres da Petrobras ou de outras companhias têm o desafio de encontrar e aplicar novas tecnologias capazes de rentabilizar, em tempo, os investimentos feitos | POR JOÃO MONTENEGRO | Estação Pilar no Polo Alagoas: além de aplicar IA e machine learning para a análise avançada de dados, a Origem também utiliza tecnologias voltadas ao imageamento sísmico nos campos de Pilar e Furado Foto: Divulgação/Origem Energia
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 25 Entre os produtores terrestres de petróleo e gás, é comum se ouvir a expressão “tirar o leite das pedras”. De fato, longe das altas produtividades dos poços offshore, apenas dois ativos terrestres produzem por dia mais que 10 mil barris de óleo equivalente (boed), ambos no Amazonas: os campos de Urucu e Urucu Leste. Afora esses, os demais produzem muito menos, por centenas, às vezes mais de mil poços. Pilar, por exemplo, terceiro maior campo produtor terrestre (boletim ANP, abril/26), produziu 10 mil boed em 71 poços ativos dos 303 existentes. Média de 140 boed. Carmópolis, o 4º na lista, produziu 8 mil boed em centenas de poços ativos - média diária de cerca de 10 barris de óleo equivalente por poço. Carmópolis, descoberto em 1963 e com autorização para produzir até 2052, tem milhares de poços perfurados na extensão do ativo. Para aumentar a produtividade dos campos, muito tem sido feito em inovações em sísmica e poços e à inteligência artificial (IA) para rentabilizá-los. Segundo Lucas Mota de Lima, gerente executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), tecnologias de recuperação avançada (EOR/IOR), soluções mais eficientes de elevação artificial, reentrada e re-estimulação de poços, além de sistemas de otimização em tempo real da produção, têm sido bem utilizados pelas companhias. “Também há forte avanço em tecnologias voltadas à integridade de ativos, monitoramento de corrosão, inspeção inteligente de dutos e equipamentos, além de soluções para aproveitamento energético do gás associado”, disse ele à Brasil Energia. Na Origem Energia, a estratégia para ampliar a produção combina intervenções em poços, campanhas de perfuração, caracterização avançada de reservatórios, implantação de sistemas de bombeio e melhorias em projetos de gas lift. A companhia também está aplicando inteligência artificial e machine learning para a análise avançada de dados com o intuito de acelerar a interpretação das informações de subsuperfície e melhorar a identificação de oportunidades de desenvolvimento. “O volume de dados gerados pelas operações cresce continuamente e o uso dessas tecnologias tem permitido decisões mais rápidas, maior precisão na identificação de volumes remanescentes e melhor direcionamento dos investimentos”, explicou Luiz Robério SilSistema de separação bifásico (líquido e gás): PetroReconcavo tem iniciativas na área de gás natural que incluem liquefação em pequena escala, atendimento a mercados fora da malha de gasodutos e utilização de carretas a GNL Foto: Divulgação/PetroReconcavo
26 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação va Ramos, gerente geral de subsuperfície da companhia. Nos campos de Pilar e Furado, no Polo Alagoas, a empresa utiliza tecnologias voltadas ao imageamento sísmico e à identificação de hidrocarbonetos remanescentes em reservatórios geologicamente complexos. Além de elevar o fator de recuperação dos reservatórios já descobertos de forma economicamente viável, um dos grandes desafios é incorporar novos volumes de petróleo e gás com a extensão em área ou em zonas mais profundas nos campos em operação. “Por isso, a integração entre geociências, engenharia e análise de dados será cada vez mais importante”, afirmou o executivo. Na PetroReconcavo, a recuperação secundária por meio da injeção de água está no centro das iniciativas voltadas aos campos maduros. A tecnologia busca fornecer suporte de pressão aos reservatórios e reduzir as taxas de declínio da produção. A companhia pretende aprofundar os projetos nessa área, ampliando o uso de simulações, monitoramento dos reservatórios e avaliação da resposta à injeção de água para otimizar estratégias específicas para cada campo. “O desafio é transformar a recuperação secundária em redução efetiva da taxa de declínio e, posteriormente, em incremento de produção, e esse processo demanda tempo,” pontuou a empresa por meio de sua assessoria de imprensa. A PetroReconcavo alcançou dois marcos tecnológicos recentemente. Depois de identificar zonas com baixa permeabilidade na Bahia, em 2025, desenvolveu novas metodologias de completação e soluções capazes de melhorar a produtividade e a viabilidade econômica dos projetos. Outro caso foi a perfuração do primeiro poço horizontal da companhia no Ativo Potiguar. Embora tenha apresentado desafios técnicos, a iniciativa ampliou o entendimento sobre o potencial dos ativos e abriu caminho para futuros desenvolvimentos, condicionados à evolução tecnológica e à redução de custos. Na área de gás natural, há iniciativas voltadas à monetização e à logística, incluindo importação de gás em operações de oportunidade, liquefação em pequena escala, atendimento a mercados fora da malha de gasodutos e utilização de carretas movidas a gás natural liquefeito (GNL) no transporte de petróleo. Já a Brava Energia aposta na combinação de drones e inteligência artificial para reforçar a eficiência operacional e a segurança. Nas operações terrestres dos polos Recôncavo e Potiguar, a empresa desenvolve um sistema que realiza monitoramento diário de Quem é fonte nesta matéria LUCAS MOTA DE LIMA, gerente executivo da Abpip LUIZ ROBÉRIO SILVA RAMOS, gerente geral de subsuperfície da Origem Energia
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 27 poços e dutos por meio de sobrevoos automatizados. As imagens captadas são analisadas por algoritmos de IA treinados para identificar anomalias, incluindo vazamentos e a presença de pessoas ou veículos não autorizados. A tecnologia permite substituir parte das inspeções convencionais por monitoramento contínuo, ampliando a cobertura das áreas operacionais e favorecendo a detecção precoce de desvios. A companhia também investe em tecnologias voltadas ao aumento do fator de recuperação dos campos maduros. Após três projetos-piloto, iniciou a implementação da injeção de nitrogênio em campos de óleo pesado. Além disso, prepara testes com injeção de polímeros no campo de Salina Cristal, na Bacia Potiguar, e um projeto- -piloto de organic recovery no campo de Canto do Amaro, técnica baseada na injeção de nutrientes para estimular bactérias nativas do reservatório. Outra frente em avaliação é o uso de soluções de IA para auxiliar funcionários e operações na consulta a procedimentos internos. O objetivo é garantir maior aderência aos padrões operacionais, elevando os níveis de eficiência e segurança das atividades. OS 20 MAIORES CAMPOS TERRESTRES COM MAIOR PRODUÇÃO Fonte: ANP (abril, 2026)
28 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação Os propósitos são diversos, seja para uma aplicação específica, seja para o uso comum das clientes petroleiras, seja ainda para tornar sua prestação de serviço mais competitiva. O setor de bens e serviços desenvolve soluções voltadas à automação e à digitalização de processos, com foco na redução de custos e emissões, no aumento da seguAutomação e digitalização, a receita para o E&P do futuro Parte da revolução tecnológica na indústria de O&G é de iniciativa das companhias de petróleo, mas uma parte significativa é da indústria de bens e serviços para se tornar competitiva na conquista de contratos | POR JOÃO MONTENEGRO | Foto: Divulgação/Ouronova Robô Simão, desenvolvido pela Ouronova para realizar inspeções internas em mangotes na transferência de óleo para navios aliviadores, é operado a partir de embarcações de apoio
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 29 rança operacional e na adaptação a ambientes cada vez mais complexos para prospectar e produzir petróleo e gás. Inteligência artificial, robótica, monitoramento remoto, gêmeos digitais e sistemas inteligentes de inspeção despontam entre as tecnologias mais promissoras para, entre outros objetivos, reduzir a exposição de trabalhadores a ambientes de risco, elevar a eficiência energética e prolongar a vida útil dos ativos. Na Constellation, um dos principais projetos é o Digital Twin Vessel (DTV), desenvolvido em parceria com a USP e uma petroleira cujo nome não foi revelado. O sistema cria um gêmeo digital de um navio-sonda capaz de simular diferentes cenários operacionais para reduzir o consumo de combustível e as emissões de gases de efeito estufa. Segundo a empresa, trata-se do primeiro gêmeo digital do país para simulação integrada da produção, geração e confiabilidade dos sistemas de bordo. A companhia também desenvolveu soluções para reduzir o consumo de energia em sistemas hidráulicos das sondas, além de um projeto, em cooperação com a PUC-Rio, que utiliza nanopartículas de água no combustível para aumentar a eficiência da combustão. Outra frente de atuação é a operação remota de equipamentos offshore. No mês passado, a empresa iniciou um projeto-piloto para controlar ROVs (veículos subaquáticos) a partir de terra, reduzindo a exposição de pessoas aos riscos a bordo. “Os principais desafios são utilizar a automação e novas tecnologias para reduzir a necessidade de tomada de decisão humana em processos e a exposição das pessoas a áreas de riscos, descarbonizar as operações e melhorar as interfaces durante as operações, para garantir mais rapidez e padronização de serviços de terceiros”, comenta o diretor comercial e de inovação da Constellation, Thiago Schimmelpfennig. Outra gigante do setor de perfuração, a Foresea também aposta na automação das operações. Em parceria com a HMH, implantou no navio-sonda Norbe IX um sistema de perfuração totalmente automatizado, tornando-se a primeira companhia de drilling offshore a realizar esse tipo de operação nas Américas. Outro destaque é o desenvolvimento do chamado BOP (blowout preventer) ancorado, tecnologia que amplia a atuação de navios-sonda de posicionamento dinâQuem é fonte nesta matéria THIAGO SCHIMMELPFENNIG, diretor comercial e de inovação da Constellation CRISTIANO XAVIER, gerente-executivo de inovação da Foresea LUIZ MELLO, gerente-geral executivo da Radix LEONARDO MONTALVÃO, CEO da Geowellex
30 Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 Especial de Capa Inovação mico em águas rasas sem necessidade de ancoragem no leito marinho. A solução recebeu novos aprimoramentos ao ser integrada a sistemas de monitoramento em tempo real, dispositivos de resposta rápida e tecnologias para operação em cabeças de poços degradadas. Na área de eficiência energética, a Foresea desenvolve projetos apoiados pelo programa de PD&I (pesquisa, desenvolvimento e inovação) da ANP voltados à otimização da combustão de motores por meio de machine learning, uso de ativadores magnéticos para melhorar o desempenho do diesel e adição de pequenas quantidades de hidrogênio ao combustível para aumentar a eficiência térmica. Para o gerente executivo de inovação da Foresea, Cristiano Xavier, o desafio tecnológico passa pelo aumento da automação, do monitoramento e da gestão de riscos, ao mesmo tempo em que cresce a necessidade de reduzir emissões e adaptar as sondas a diferentes campanhas operacionais, incluindo o abandono permanente de poços. Ele chama atenção ainda para a integridade dos ativos, diante do envelhecimento da frota de sondas no país. “Nesse contexto, tecnologias como monitoramento contínuo, inspeção digital, manutenção preditiva, inteligência artificial e gêmeos digitais tornam-se fundamentais para prolongar a vida útil dos ativos”. A digitalização também está no centro da estratégia da Radix. A empresa concentra seus investimentos em inteligência artificial aplicada à engenharia, automação, análise avançada de dados, gestão inteligente de ativos e gêmeos digitais. Em parceria com a Coppe/UFRJ, por exemplo, desenvolve uma plataforma para otimizar a logística marítima offshore por meio da integração de dados e algoritmos de otimização, apoiando decisões em tempo real. Foto: Divulgação/Constellation Entre os projetos desenvolvidos pela Constellation, o principal é o Digital Twin Vessel (DTV), sistema que cria um gêmeo digital de um navio-sonda capaz de simular diferentes cenários operacionais
Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 31 Segundo Luiz Mello, gerente geral executivo da Radix, a indústria vive uma mudança de paradigma. “Os projetos digitais deixaram de atuar de forma isolada e passaram a integrar arquiteturas de decisão operacional, conectando dados de produção, manutenção, logística, integridade de ativos, segurança e emissões para oferecer uma visão unificada das operações”. Para ele, os principais desafios são acelerar a digitalização das operações, integrar dados hoje dispersos, formar profissionais especializados e elevar simultaneamente produtividade, segurança operacional e eficiência energética. Robô e poço-escola Nascida de spin-offs da PUC-Rio, a Ouronova desenvolveu um sistema de completação inteligente totalmente elétrico, que substitui arquiteturas hidráulicas por soluções eletrificadas, permitindo maior controle da produção e redução dos custos ao longo da vida útil do poço. Outra inovação é o robô Simão, desenvolvido para realizar inspeções internas em mangotes na transferência de óleo para navios aliviadores. Operado a partir de embarcações de apoio, o equipamento elimina a necessidade de desmontagem dos mangotes, identifica falhas em tempo real e reduz o risco de vazamentos e acidentes ambientais. Segundo o CEO da Ouronova, Eduardo Costa, a empresa mantém atualmente 15 projetos financiados com recursos da cláusula de PD&I da ANP, em parceria com operadoras como a Petrobras, Shell, Repsol Sinopec, Galp, Equinor e Prio, além de instituições como a PUC-Rio, USP e Senai-Cimatec. “Hoje somamos 25 patentes, o que dá uma média de uma patente por colaborador da Ouronova”, conta o executivo. A também brasileira Geowellex transformou o Poço-Escola, criado em parceria com a Repsol, em uma infraestrutura destinada à validação de tecnologias para perfuração e abandono de poços. “Essa configuração permite reproduzir condições reais de pressão, temperatura, circulação e interação fluido-formação, criando um ambiente de testes operacional em uma escala muito mais ampliada do que o que é viável de se obter em laboratório,” conta o CEO da empresa, Leonardo Montalvão. Desde sua implantação, mais de mil estudantes, pesquisadores e professores de universidades brasileiras passaram pela instalação, aproximando a pesquisa acadêmica dos desafios enfrentados pela indústria. A Geowellex também desenvolveu o GOLD (Gas Oil Logging While Drilling), sistema capaz de avaliar as características dos fluidos do reservatório durante a perfuração a partir da análise dos hidrocarbonetos transportados pelo fluido de perfuração até a superfície. Outra solução da casa é o StratVISION, plataforma que utiliza inteligência artificial para acelerar e aumentar a precisão das interpretações geológicas ao longo do ciclo de vida dos poços. A companhia tem projetos de PD&I com a Petrobras, Petronas e Karoon em andamento, enquanto mantém relação próxima com universidades como as federais do Rio Grande Norte (UFRN) e Pará (UFPA). “São estados em cuja costa apontam possíveis ativos futuros na Margem Equatorial, estabelecendo um panorama de visão de futuro para a indústria de petróleo e gás brasileira,” justifica Montalvão. n
editorabrasilenergia.com.brRkJQdWJsaXNoZXIy NDExNzM=