Por conta da parada programada da Área de Desenvolvimento de Mero, a produção média diária dos contratos em regime de partilha foi de 13 mil barris por dia (bpd) em agosto, 66% menor do que a registrada em julho e referente a 8 mil bpd produzidos em Entorno de Sapinhoá e 5 mil bpd em Sudoeste de Tartaruga Verde. A parada de Mero deveu-se ao encerramento do Sistema de Produção Antecipada 1 (SPA-1) e mudança de locação do FPSO Pioneiro de Libra para dar início ao SPA-2.

A média diária do total do excedente em óleo da União em agosto foi de 5,6 mil bpd referente apenas ao contrato do Entorno de Sapinhoá, um resultado 40% inferior em relação ao mês anterior.Desde 2017, início da série histórica, a produção acumulada em regime de partilha soma 58,3 milhões de barris de petróleo.A parcela acumulada do excedente em óleo da União no período é de 10,2 milhões de barris de petróleo.

Gás natural

A produção média diária de gás natural nos dois contratos com aproveitamento comercial do gás natural foi de 175 mil m³/dia, sendo 138 mil m³/dia em Entorno de Sapinhoá e 37 mil m³/dia em Tartaruga Verde Sudoeste. Em comparação com o mês anterior, o volume de gás disponível apresentou queda de 16,5%. A média diária do total do excedente em gás natural foi de 97 mil m³/dia referente apenas ao contrato do Entorno de Sapinhoá, representando uma queda de 19% em relação ao mês anterior

Desde 2017, a produção acumulada soma 264 milhões de m³ de gás natural com aproveitamento comercial.O excedente em gás natural no mesmo período é de 87,7 milhões de m³.

Acesse o Painel Interativo:https://www. presalpetroleo.gov.br/ppsa/ conteudo-tecnico/painel- interativo

Acesse o Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção:https://www. presalpetroleo.gov.br/ppsa/o- pre-sal/boletim-mensal-de- contratos-de-partilha-de- producao

Evento apresentará expectativa de produção e arrecadação dos contratos de partilha de produção até 2031

O diretor-presidente da Pré-Sal Petróleo (PPSA), Eduardo Gerk, realizou esta semana uma visita técnica ao Núcleo Interdisciplinar de Dinâmicas de Fluido (NIDF), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), com objetivo de conhecer os estudos em curso no laboratório que contribuirão para melhores resultados nas operações no pré-sal brasileiro. O Núcleo está se dedicando a ensaios na área de incrustações inorgânicas, fenômeno comum aos poços produtores do pré-sal, que pode acarretar perdas de produção. Gerk esteve acompanhado do assessor de planejamento estratégico, Antonio Cláudio Corrêa e do gerente executivo, Antonio Carlos Capeleiro Pinto.

Recebidos pelos professores Átila Freire e Juliana Loureiro, ambos doutores em dinâmica dos fluidos, o time da PPSA conheceu diversos ensaios em andamento no NIDF, especialmente sobre incrustações inorgânicas de carbonato de cálcio, comum nos poços produtores do pré-sal. Foram apresentadas imagens obtidas com o microscópio eletrônico de varredura, mostrando como ocorre o crescimento dos cristais na parede da tubulação.

Foi possível conhecer também o projeto para avaliar o efeito do campo magnético sobre as incrustações de carbonato de cálcio. “É um trabalho muito inovador. É importante tanto a compreensão do fenômeno, quanto a possibilidade de encontrar formas para a evitar o depósito dos cristais. Neste momento, eles estão preparando um sítio de testes para avaliar como o campo magnético pode atuar para evitar a deposição das incrustações na parede da tubulação, no fundo do poço. Estamos na torcida pelo sucesso do projeto”, disse Capeleiro Pinto.

Os professores apresentaram também o andamento dos ensaios sobre a confiabilidade e precisão de diferentes métodos para medição de vazão de correntes gasosas ricas em gás carbônico.

Por fim, a equipe da PPSA visitou o Centro Integrado de Manufatura Aditiva (CIMAD), que conta com impressoras 3D.Os equipamentos têm permitido ao NIDF fabricar seus próprios simuladores físicos em resina e em metal, além de peças sobressalentes.

Leilão será realizado na B3 e comercializará a parcela de petróleo da União dos campos de Búzios, Sapinhoá e Tupi e da Área de Desenvolvimento de Mero até 2026

(*) Existe a necessidade de formação de cargas de 500 mil barris para carregamento. Assim, o volume de produção não corresponde ao volume contratual, tratando-se de um valor aproximado.No momento da assinatura do Contrato, haverá produção acumulada nos FPSOs, sendo mais relevante no caso de Tupi.

Cronograma:

Acesse o pré-edital: https://www.presalpetroleo.gov.br/3o-leilao/

Volume é referente aos três contratos em regime de partilha de produção

União terá direito a cerca de 6 mil barris por dia já nos primeiros meses

Começou ontem (1/9) a produção dos volumes excedentes da Cessão Onerosa do Campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, em regime de partilha de produção. A atividade ocorrerá de forma coparticipada com o contrato de Cessão Onerosa. Com isso, a União terá direito a uma parcela de produção de Búzios pelos próximos 35 anos, aumentando a sua arrecadação com a exploração de petróleo no Polígono do Pré-Sal. A estimativa é que a produção inicial alocada à União, como excedente em óleo, seja em torno de 6 mil barris por dia já nos primeiros meses, aumentando gradativamente ao longo dos anos.

Búzios, o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo, é um ativo de classe mundial, com petróleo de ótima qualidade, reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração. Situa-se a 180 km da costa brasileira, com área de 850 km² e zona produtora a mais de 5 mil metros de profundidade em relação ao nível do mar.   Os cerca de 60 poços perfurados até o momento confirmam a excelente qualidade do reservatório.

O campo possui quatro sistemas de produção instalados, com produção atual em torno de 550 mil barris de óleo por dia. Nos próximos anos, há a previsão de entrada de outros oito sistemas de produção, atingindo uma capacidade de produção de 2 milhões de barris por dia.

A Petrobras é Operadora do Contrato de Partilha de Produção de Búzios, com participação de 90%, tendo como parceiros as empresas CNODC Brasil Petróleo e Gás LTDA (5%) e CNOOC Petroleum Brasil LTDA (5%).

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) é gestora do contrato de partilha de produção, participando diretamente das decisões comerciais e técnicas do consórcio. A companhia também comercializará a parcela da produção da União.

Os quatro contratos de volumes excedentes da Cessão Onerosa – Búzios e Itapu (já assinados) e Sépia e Atapu (que irão a leilão em dezembro próximo) -deverão responder por 56% da produção em regime de partilha até 2030, produzindo 4 bilhões de barris de petróleo na década. No total, a produção estimada para o regime de partilha no período, considerando outros 15 contratos, somará mais de 7 bilhões de barris. A projeção é de um estudo inédito da Pré-Sal Petróleo (PPSA), apresentado nesta quarta-feira (18) pelo diretor-presidente da empresa, Eduardo Gerk, a investidores estrangeiros durante evento promovido pela Câmara de Comércio Brasil-Texas em Houston, em paralelo à Offshore Technology Conference (OTC).

Ao longo da década, a União terá direito a uma produção superior a 900 milhões de barris de petróleo, sendo 43% referentes aos quatro contratos. A comercialização da parcela da União será realizada pela PPSA.

Gerktambém deu boas notícias para a indústria fornecedora presente ao encontro. Segundo ele, o estudo estimou investimentos de US$ 164 bilhões nos 19 contratos até 2030. Metade dos recursos deverão ser realizados pelos consórcios de Búzios, Itapu, Sépia e Atapu, que investirão em poços (44%), equipamentossubsea(30%) e FPSOs (26%).

Veja o estudo

A Diretoria da ANP aprovou nesta quinta-feira (12) o Acordo de Coparticipação (ACP) do Campo de Búzios, localizado no Pré-sal da Bacia de Santos, um dos sete campos presentes no Contrato de Cessão Onerosa.

A Diretoria da ANP aprovou nesta quinta-feira (12) o Acordo de Coparticipação (ACP) do Campo de Búzios, localizado no Pré-sal da Bacia de Santos, um dos sete campos presentes no Contrato de Cessão Onerosa. Por meio desse contrato, assinado em 2010, a União cedeu à Petrobras, mediante pagamento, o exercício das atividades exploração e produção em sete blocos da Bacia de Santos, incluindo Búzios, restringindo a produção nessas áreas a até 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). OACP é necessário para viabilizar a produção dos volumes licitados na Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, realizada pela ANP em 2019.

Trata-se do primeiro ACP celebrado como resultado da contratação dos volumes excedentes de um campo da Cessão Onerosa. Ele garante segurança jurídica para essa modalidade, podendo resultar em maior atratividade para as áreas de Sépia e Atapu, objetos da Segunda Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, prevista para 17/12/2021.

Além disso, a aprovação do ACP também permite o início da produção no regime de partilha e, consequentemente, um aumento imediato na arrecadação de royalties para a União, estados e municípios brasileiros, bem como o recebimento de um percentual da produção pela União.

Sobre parcela da produção coparticipada a ser apropriada pelos contratados em regime de partilha de produção, incidirão royalties à alíquota de 15% sobre a receita bruta da produção, representando um incremento arrecadatório de 50% para a União. Com a aprovação do acordo hoje pela Diretoria da ANP, a previsão é de que esses royalties já possam ser pagos a partir de setembro a partir da data de início da vigência do ACP de Búzios.

Além disso, no regime de partilha de produção, a União, além de arrecadar royalties e bônus de assinatura (pago pelas empresas vencedoras das rodadas para a assinatura dos contratos), faz jus a um percentual do excedente em óleo, na proporção ofertada pela empresa na rodada de licitação correspondente. Esse percentual será devido à União a partir da data de início da vigênciado ACP.

Na Primeira Rodada de Licitações dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa foram arrematadas as áreas de Itapu (pela Petrobras, com 100% de participação) e de Búzios (por consórcio formado entre a Petrobras, a CNOOC Petroleum Brasil Ltda. e a CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda). O Acordo de Coparticipação (ACP) foi elaborado como um mecanismo regulatório para viabilizar a produção dos volumes excedentes, sem prejuízo dos direitos adquiridos pela Petrobras com a outorga do Contrato de Cessão Onerosa. Ou seja, o ACP determina como será dividida a produção entre o que a Petrobras tem direito pelo Contrato de Cessão Onerosa e o que o consórcio da própria Petrobras, CNOOC e CNODC têm direito pelo contrato de partilha resultante da rodada.

O gerente Executivo de Búzios da Pré-Sal Petróleo, Antônio Carlos Capeleiro Pinto, passa a integrar o seleto quadro de Membros Titulares da Academia Nacional de Engenharia (ANE), em conjunto com outros 18 novos nomes. A posse dos novos Membros Titulares foi realizada no final da tarde de quarta-feira, 28, de forma virtual, durante a Sessão Plenária da Academia.

O gerente Executivo de Búzios da Pré-Sal Petróleo, Antônio Carlos Capeleiro Pinto, passa a integrar o seleto quadro de Membros Titulares da Academia Nacional de Engenharia (ANE), em conjunto com outros 18 novos nomes. A posse dos novos Membros Titulares foi realizada no final da tarde de quarta-feira, 28, de forma virtual, durante a Sessão Plenária da Academia.

Ao escolher seus membros, a Academia tem como premissa homenagear e reconhecer grandes talentos da profissão, destacando-os como exemplo e fonte de inspiração para as futuras gerações. Capeleiro faz mais do que jus à homenagem. Engenheiro Eletricista pelo IME, mestre em Engenharia de Petróleo pela UNICAMP, com MBA em Gestão Avançada de Negócios e em Gestão Empresarial Avançada pela FGV e COPPE-UFRJ, fez a maior parte de sua carreira na Petrobras, se destacando como uma das principais lideranças para o desenvolvimento da produção das maiores descobertas em águas profundas. Em fins de 2019 ingressou na PPSA para gerenciar o contrato de partilha de produção dos volumes excedentes da Cessão Onerosa de Búzios, que deverá alcançar, em pouco tempo, a posição de maior campo produtor do país.

Entre tantas vitórias, uma em especial consolida a robustez de sua carreira. Em 2015, recebeu o OTC Distinguished Achievement Award for Individuals, da OTC Brasil, por sua contribuição individual para inovações ligadas ao desenvolvimento e gerenciamento de campos de petróleo em águas profundas. Mesmo diante das inúmeras ocupações, Capeleiro é o tipo de profissional que sempre encontra tempo para ouvir e analisar novas ideias e para colaborar com os novos profissionais. Ele atua voluntariamente na Society of Petroleum Engineers (SPE), uma entidade sem fins lucrativos voltada para disseminar o conhecimento técnico do setor, principalmente aos jovens profissionais. Agora, na Academia, terá oportunidade de contribuir ainda mais.

“Hoje, na PPSA, sigo tendo a oportunidade de contribuir para o desenvolvimento de projetos, o que tem sido motivo de grande orgulho nessa caminhada. E com o ingresso na Academia, me sinto ainda mais motivado para contribuir para a melhoria contínua da Engenharia Nacional e ajudar na formação de jovens profissionais”, diz ele.

A Academia Nacional de Engenharia foi criada em 1991. O ingresso na Academia é feito por indicação dos membros titulares, que enviam sugestão de nomes, junto com uma apresentação, para o presidente. Em seguida, a relação é encaminhada para a Comissão de Seleção que avalia os currículos e seleciona os novos membros, a partir de critérios pré-estabelecidos. Os nomes selecionados são submetidos à Comissão de Ética, que faz uma nova análise dos futuros membros e encaminha a lista, com suas recomendações, para eleição em Assembleia Geral Extraordinária.

Além de Antônio Capeleiro, os novos Membros Titulares eleitos no processo de seleção 2020/2021 são: Afonso Figueiredo Filho;  Armando Morado Ferreira; Benedito Pinto Ferreira Braga Junior; Eduardo Pacheco Jordão; Ivo Barbi; João Irineu Medeiros; José Antônio Aleixo da Silva; Liedi Légi Bariane Bernucci; Luis Carlos Guedes; Miguel Fernández y Fernández e também o engenheiro Sanjit Kumar Mitra, que ingressa na categoria de Membro Correspondente. Além desses tomaram posse como Membro Titular (eleitos em anos anteriores): Alberto Ramy Mansur, Emílio Kazunoli Matsuo, José Cláudio Geromel; José Fernando Xavier Faraco; Paulo Tadeu de Mello Lourenção; Plínio Oswaldo Assmann e Waldemar de Castro Leite Filho.

A Pré-Sal Petróleo e a Petrobras assinaram hoje (12) o Acordo de Coparticipação de Itapu, que regulará a coexistência do Contrato de Cessão Onerosa e do Contrato de Partilha de Produção do Excedente da Cessão Onerosa para o campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos.

As premissas de preços de óleo e gás, taxa de desconto e métricas de custos utilizadas foram estabelecidas na Portaria MME nº 213/2019. Dessa maneira, o valor da compensação total devida ao Contrato de Cessão Onerosa (100% Petrobras) pelo Contrato de Partilha de Produção é de aproximadamente US$ 1,274 bilhão, que será integralmente recuperado como Custo em Óleo pela Petrobras, como contratada.

A efetividade do Acordo está sujeita à aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A estimativa de compensação apresentada tem como base a data efetiva do Acordo em 01/09/21. Caso a data de aprovação por parte da ANP leve a outra data de início de efetividade, serão realizados os ajustes necessários