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Crédito: Bruno Spada/MME

Leilão de Sépia e Atapu deve ocorrer no terceiro trimestre de 2021

O Ministério de Minas e Energia (MME), em evento reservado a representantes dos Ministérios com assento no CNPE,  apresentou dia 10 de junho, o cronograma indicativo do leilão dos volumes excedentes ao contrato de cessão onerosa, para as áreas de Sépia e Atapu. A expectativa é de que o edital seja publicado no 2º trimestre de 2021 e o leilão ocorra no 3º trimestre.
Na apresentação, o MME reforçou toda a governança do projeto, instrumentos, métodos e processos que estão sendo utilizados. O trabalho tem sido conduzido a partir da Portaria nº 23/2020 buscando não somente o atendimento ao Acórdão TCU nº 2430/2019, mas fundamentalmente a eliminação de incertezas, de modo a tornar o leilão o mais atrativo possível.
O trabalho conta com a participação da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e Ministério da Economia (ME). Os encontros têm ocorrido semanalmente.
“É um assunto bastante importante, principalmente agora que estamos discutindo a retomada econômica do País pós-pandemia. Acho que o leilão de Sépia e Atapu tem todas as condições para ser bem-sucedido”, afirmou o Ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque.

 

Boletim mensal de contratos

Produção de petróleo em Regime de Partilha de Produção foi de 56 mil barris por dia em abril de 2020

Parcela média diária da União nos três contratos foi de 10,1 mil bpd

 

A produção total de petróleo (consórcios e União) dos contratos em regime de partilha de produção alcançou 56 mil barris por dia (bpd) em abril de 2020. Este valor é referente a três dos 17 contratos que hoje já produzem nesse regime – Área de Desenvolvimento de Mero (contrato de Libra), Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde. Deste total, a parcela média diária da União nos três contratos foi de 10,1 mil bpd, sendo 5,4 mil bpd na Área em Desenvolvimento de Mero; 4,7 mil bpd em Entorno de Sapinhoá; e 27 bpd em Sudoeste de Tartaruga Verde. O resultado demonstra um crescimento de 31,1% em comparação a abril de 2019. Na ocasião, a parcela da União totalizava 7,7 mil bpd nas três áreas.

Os dados fazem parte do Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção lançado pela Pré-Sal Petróleo (PPSA), gestora dos contratos, nesta quarta-feira, 10 de junho. O boletim registra a produção da partilha de produção desde novembro de 2017, quando a Área de Desenvolvimento de Mero iniciou sua produção, e será divulgado mensalmente, a partir de dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP) e cálculos da produção de excedente em óleo da União realizados pela superintendência de Exploração e Produção da Pré-Sal Petróleo.

Os três contratos com produção operam com quatro FPSOs e 18 poços. Em abril, a maior contribuição foi da Área de Desenvolvimento de Mero, que produziu 36 mil bpd (consórcio e União) dos 56 mil bpd, seguido de Sudoeste de Tartaruga Verde com 12 mil bpd e do Entorno de Sapinhoá com 8 mil bpd.

Gás Natural

Dos três contratos, apenas Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde produzem com aproveitamento comercial do gás natural, em um total de 270 mil m³/dia em abril de 2020, sendo 182 mil m³/dia de Entorno de Sapinhoá e 88 mil m³/dia de Sudoeste de Tartaruga Verde. O resultado apresenta redução de 0,73% em comparação a abril de 2019. Na ocasião, a produção totalizava 272 mil m³/dia.

A parcela diária da União em abril de 2020 foi de 111 mil m³/dia referente ao contrato de Entorno de Sapinhoá (110.919 m3/d) e Sudoeste de Tartaruga Verde (201 m3/d). O gás natural produzido em Mero não tem aproveitamento comercial até o momento.

Série Histórica

O Boletim Mensal de Contratos de Partilha de Produção traz também o histórico da produção brasileira em regime de partilha de produção. Esse regime vigora no Polígono do Pré-Sal e em áreas estratégicas (Bacias de Campos e Santos) desde 2010. Em 2013, a Pré-Sal Petróleo tornou-se gestora do Contrato de Partilha de Produção (CPP) de Libra, que foi leiloado na 1ª Rodada de Partilha de Produção promovida pela ANP e começou a produzir quatro anos depois, em tempo recorde.

Em 2018, foram assinados outros 13 novos contratos, oriundos das 2ª e 3ª Rodadas de Partilha de Produção, realizadas em outubro de 2017, e das 4ª e 5ª Rodadas, ocorridas em junho e setembro de 2018.

Em 2019, foram realizadas a 6ª Rodada de Partilha de Produção e a Rodada de Excedentes da Cessão Onerosa, que resultaram em três novos contratos, assinados em março de 2020.

Desde 2017, a produção da partilha soma 37,9 milhões de barris de petróleo, sendo a Área de Desenvolvimento de Mero responsável por 70,9% dessa produção.No mesmo período, a parcela da União acumulada foi de 6,05 milhões de barris. Em relação ao gás, a curva histórica de produção teve início em novembro de 2018, com a entrada em produção de Entorno de Sapinhoá. Desde então, este bloco e Sudoeste de Tartaruga Verde produziram um total de 145 milhões de m³ de gás com aproveitamento comercial, sendo a parcela acumulada total de gás lucro da União de 34,5 milhões de m³ (31,1 milhões de m³ de Entorno de Sapinhoá e 3,4 milhões de m³ em Sudoeste de Tartaruga Verde).

Para calcular a participação da União e dos demais parceiros de cada projeto, descontam-se mensalmente, do total da produção de cada campo, os royalties pagos e a recuperação dos custos reconhecidos da operação, limitados ao teto de recuperação definido no contrato. Tais custos são denominados “custos em óleo” e também são previstos no contrato. Essa produção líquida representa o “Excedente em Óleo”, também chamado de “Óleo Lucro”, que é mensalmente partilhado entre a União e as empresas contratadas. Desse “Óleo Lucro”, a União retira a sua parte, segundo a tabela das alíquotas da União sobre o Excedente em Óleo contida no contrato, e o restante é partilhado entre as empresas contratadas nos seus respectivos percentuais de participação.

Informação sobre os Contratos em Produção

Bloco: Libra

·Data da licitação: 21/10/2013.

·Data da assinatura do contrato: 02/12/2013.

·Contratados: Petrobras (operador, 40%), Shell (20%), Total (20%), CNODC (10%) e CNOOC (10%).

·Bônus e excedente em óleo da União: R$ 15 bilhõese 41,65%.

·Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 30-50%.

·Características: área de 1.547km², expectativa original de volumes recuperáveis de 8 bilhões a 12 bilhões boe; teor de CO2 no gás produzido da ordem de 44%.

·Campos do CPP: Área em desenvolvimento de Mero (MRO)

·Percentual da Produção nos campos do CPP (trackingparticipation): 100% da produção na área de Mero

 

Bloco: Entorno de Sapinhoá.

·Data da licitação: 27/10/2017.

·Data da assinatura do contrato: 31/01/2018.

·Contratados: Petrobras (operador, 45%), Shell (30%) e Repsol (25%).

·Bônus e excedente em óleo da União: R$ 200 milhões e 80%.

·Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 80%.

·Características: área de 214km².

·Campos: Nordeste de Sapinhoá (NESH), Noroeste de Sapinhoá (NWSH) e Sudoeste de Sapinhoá (SWSH).

·Percentual da Produção nos campos do CPP (trackingparticipation): 0,263% (NESH), 1,264% (NWSH), 2,173% (SWSH), totalizando 3,70% da produção na jazida compartilhada de Sapinhoá.

 

Bloco: Sudoeste de Tartaruga Verde.

·Data da licitação: 28/09/2018.

·Data da assinatura do contrato: 17/12/2018.

·Contratado: Petrobras (operador, 100%).

·Bônus e excedente em óleo da União: R$ 70 milhões e 10,01%.

·Percentual máximo de recuperação como custo em óleo: 80%.

·Características: área de 127km²; fluido sem contaminantes.

·Campos: Sudoeste de Tartaruga Verde (SOTV)

·Percentual da Produção nos campos do CPP (tracking participation): 31,63% da produção na jazida compartilhada de Tartaruga Verde.

Crédito: Total Brasil Campo de Lapa, no pré-sal da Bacia de Santos

Pré-Sal Petróleo acompanha início dos testes do Cargo Transfer Vessel na Bacia de Santos

Trata-se de uma nova embarcação que visa reduzir os custos logísticos de descarregamento do óleo de FPSOs nos projetos do pré-sal

Como gestora dos contratos de partilha de produção, a Pré-Sal Petróleo sempre atuou junto aos operadores na busca de novas tecnologias para redução de custos a serem implantadas nos projetos de desenvolvimento de produção no pré-sal. Entre os estudos,destacam-se as alternativas para as operações de descarregamento (alívio) do óleo das Unidades FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading).

 

Por razões de segurança, as normas atuais exigem o emprego de navios especiais equipados com posicionamento dinâmico, o que tem levado as empresas a investirem valores significativos para equipar suas frotas.

O Cargo Transfer Vessel (CTV), uma embarcação de menor porte, tem se apresentado como uma opção para a redução dos custos logísticos de descarregamento do óleo de FPSOs nas bacias de Santos e Campos. A embarcação conecta o FPSO ao navio aliviador convencional em segurança.

Segundo Paulo Carvalho, diretor Técnico e de Fiscalização da Pré-Sal Petróleo, o objetivo é testar o desempenho da nova embarcação nas condições meteoceonográficas brasileiras, que são mais severas em determinados períodos do ano. Se o teste for bem sucedido, o emprego da tecnologia tem potencial de grande simplificação e redução dos custos de alívio nos projetos de desenvolvimento de produção, entre outras vantagens. “O CTV é um barco com posicionamento dinâmico e bombeio. De um lado, se conecta ao FPSO e do outro ao navio aliviador convencional, mantendo a operação segura e dentro do prazo máximo de bombeio estabelecido no projeto. Ele permite a utilização segura de navios convencionais para alívio dos FPSOs”, explicou.

A Total E&P Brasil, que além de integrar o Consórcio de Libra atua em outros 19 ativos offshore, com foco em águas profundas, decidiu contratar um CTV para iniciar um período de testes no Campo de Lapa (foto), no pré-sal da Bacia de Santos, onde atua como operadora. “O CTV da Total iniciou o teste com sucesso. Estamos acompanhando para, num futuro próximo, tomarmos um posicionamento sobre a utilização desta tecnologia”, informou Carvalho

 

José Mauro Ferreira Coelho, presidente do Conselho de Administração

Novo presidente do Conselho de Administração da PPSA conduzirá a próxima reunião do órgão

A próxima reunião do Conselho de Administração da Pré-Sal Petróleo (PPSA), que acontecerá no dia 26 de maio, já será comandada pelo novo presidente do Conselho, José Mauro Ferreira Coelho, secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia.

 

José Mauro é formado em química industrial, com mestrado em Ciências dos Materiais pelo Instituto Militar de Engenharia (IME) e doutorado em Planejamento Energético pelo Programa de Planejamento Energético (PPE) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Ele substitui Márcio Felix, cujo mandato na presidência do Conselho terminou em março.

 

O Conselho de Administração da PPSA é formado por cinco membros, sendo um conselheiro indicado pelo Ministério de Minas e Energia, dois pelo Ministério da Economia e um pela Casa Civil, além do diretor-presidente da Pré-Sal Petróleo, membro nato.

 

Além de José Mauro e Eduardo Gerk, presidente da PPSA, fazem parte do Conselho o secretário executivo do Ministério da Economia, Marcelo Pacheco dos Guaranys, a secretária executiva adjunta da Secretaria de Governo da Presidência da República, Natasha Torres Gil Nunes; e o secretário de Comércio Exterior do Ministério de Economia, Lucas Pedreira do Couto Ferraz.

 

 

Crédito: Agência Petrobras

Novas descobertas no Campo de Búzios

A Petrobras confirmou presença de óleo de ótima qualidade na área sudeste do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. A 210 km da cidade do Rio de Janeiro, o poço encontra-se em profundidade d”água de 2.108 metros.
Ainda em perfuração, já foram identificados 208 metros de reservatórios, confirmando óleo com a mesma qualidade do que está sendo produzido hoje no campo. O petróleo, de ótima qualidade e compatível ao que foi constatado em outros poços do campo, foi comprovado por meio de testes realizados a partir de 5.400 metros de profundidade.
A Petrobras é a operadora (90%) do consórcio no campo de Búzios, em parceria com CNOOC (5%) e CNODC (5%). Os volumes excedentes do campo de Búzios foram contratados em regime de partilha de produção, sendo a Pré-Sal Petróleo gestora do contrato.
O campo de Búzios está recoberto pelo maior volume de dados sísmicos do tipo nodes do mundo, cuja tecnologia está entre as mais modernas para construção de imagens tridimensionais de alta resolução de reservatórios de petróleo, permitindo otimizar a produtividade e a rentabilidade do campo.

 

Crédito: Petrobras

Petrobras faz descoberta de óleo na Bacia de Campos

A Petrobras informa que identificou a presença de óleo em poço exploratório do bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, localizado na Bacia de Campos.
O poço, denominado informalmente de Natator, está localizado a 130 km da cidade de Macaé (RJ), em profundidade d”água de 1.080 metros, sendo constatada a descoberta de petróleo em reservatórios carbonáticos da seção pós-sal. Os dados do poço serão analisados para melhor direcionar as atividades exploratórias na área e avaliar o potencial da descoberta.
O bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, adquirido na 5ª Rodada de Partilha de Produção em setembro de 2018, encontra-se inserido no denominado Polígono do Pré-sal, sob regime de partilha de produção. A Petrobras é operadora do bloco com 100% de participação, tendo a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora.

 

Uiapuru Petrobrás descobre petróleo no pré-sal da bacia de Santos

Petrobras descobre petróleo em Uirapuru, no pré-sal da Bacia de Santos

A Petrobras identificou a presença de óleo em poço pioneiro do bloco Uirapuru, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. A descoberta foi constatada em reservatórios porosos, no prospecto exploratório conhecido informalmente como Araucária. Os dados do poço serão analisados para melhor direcionar as atividades exploratórias na área e avaliar o potencial da descoberta. O poço pioneiro está localizado a cerca de 200 km da costa da cidade de Santos (SP), em profundidade d”água de 1.995 metros.

O bloco Uirapuru foi adquirido na 4ª Rodada de Partilha de Produção, em junho de 2018.  Encontra-se inserido no denominado Polígono do Pré-sal, sob regime de partilha de produção, tendo a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA) como gestora. A Petrobras é operadora do bloco e detém 30% de participação, em parceria com ExxonMobil (28%), Equinor (28%) e Petrogal (14%).

 

Libra Fase exploratória será prorrogada até 2025

Fase exploratória de Libra será prorrogada até 2025

O consórcio de Libra obteve aprovação da  Agência Nacional de Petróleo (ANP) para estender a Fase Exploratória das áreas Central e Sudeste do bloco, na Bacia de Santos, por mais cinco anos, até 28 de fevereiro de 2025. O consórcio atua em regime de partilha de produção no pré-sal da Bacia de Santos , sob a gestão da Pré-Sal Petróleo. Em sua decisão,  no dia 30 de março, a  ANP aprovou também o Plano de Avaliação de Descoberta do poço 3-BRSA-1267-RJS (PAD de Libra), estabelecendo datas para o consórcio definir pela continuidade ou não do projeto.
Para a área Sudeste, ficou estabelecido que o consórcio deve concluir o processamento de dados sísmicos , visando a reavaliação do seu potencial exploratório, e definir até 31 de dezembro deste ano se irá perfurar um poço de exploração ou devolver a área.
Já para área Central, a decisão de continuidade da exploração deverá ser tomada até 30 de junho de 2024. A ANP também estabeleceu que, até essa data, o consórcio irá validar os estudos sobre a tecnologia HISEP que está sendo desenvolvida em parceria com fornecedores. O projeto prevê a separação submarina do gás produzido e a sua reinjeção no reservatório, desafogando a planta de processo do FPSO, abrindo, assim, espaço para aumentar a produção de óleo.
Libra foi o primeiro bloco assinado pelo modelo de partilha de produção, em dezembro de 2013. Localizada a  170 quilômetros do litoral do estado de Rio de Janeiro, a área é explorada por um consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). A União recebeu R$ 15 bilhões como bônus com a assinatura do contrato. A parcela de excedente em óleo lucro para a União é de 41,65%.
Na Área Noroeste, o consórcio declarou comercialidade e a mesma passou a ser denominada de Mero. Neste momento, a produção é realizada pelo FPSO Pioneiro de Libra. A Pré-Sal Petróleo já está comercializando o petróleo da União referente a Mero.

 

 

Cessão Onerosa e da 6ª Rodada

Assinados contratos do leilão de Excedentes da Cessão Onerosa e da 6ª Rodada

Foram assinados ontem (30/3) os contratos de partilha de produção de Búzios e Itapu, da Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, e de Aram, da 6ª Rodada de Partilha de Produção.
As licitantes vencedoras celebraram contratos de partilha de produção com o Ministério de Minas e Energia, a ANP e a Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) para exploração e produção de petróleo e gás natural.
O bloco de Búzios foi arrematado na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, realizada em 6/11/2019, pelo consórcio formado pelas empresas Petrobras, CNODC e CNOOC. O contrato terá vigência de 35 anos e representou uma arrecadação de R$ 68.194.000.000,00 (sessenta e oito bilhões e cento e noventa e quatro milhões de reais) para a União, além de um percentual de excedente em óleo de 23,24%.
O bloco de Itapu, também arrematado na Rodada de Licitações do Excedente da Cessão Onerosa, foi contratado exclusivamente com a Petrobras, que ofereceu R$ 1.766.000.000,00 (um bilhão e setecentos e sessenta e seis milhões de reais) e um percentual de excedente em óleo de 18,15% pelo contrato.
Já o bloco de Aram, foi arrematado na 6ª Rodada de Partilha de Produção, realizada em 7/11/2019, pelo consórcio formado pelas empresas Petrobras e CNODC Brasil, que ofereceu um bônus de assinatura de R$ 5.050.000.000,00 (cinco bilhões e cinquenta milhões de reais) e um percentual de excedente em óleo para a União de 29,96%.
Os valores relativos ao bônus de assinatura foram pagos pelas empresas em dezembro de 2019 e a assinatura dos contratos permite que sejam realizados os investimentos pactuados.
Com a assinatura destes três contratos, a Pré-Sal Petróleo passa a fazer a gestão de 17 Contratos de Partilha de Produção (CPP).
Confira todos os contratos de partilha de produção:

 

Estudo sobre o Aproveitamento do Gás Natural do Pré-Sal

Estudo debate o aproveitamento comercial do gás do pré-sal

Com foco no aumento do aproveitamento e da participação do gás natural do Pré-Sal na matriz energética do país, foi lançado nesta quarta-feira (25)o “Estudo sobre o Aproveitamento do Gás Natural do Pré Sal”, coordenado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e desenvolvido em conjunto como Ministério de Minas e Energia (MME), a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a Pré-Sal Petróleo SA (PPSA) e o BNDES. A Casa Civil da Presidência da República também acompanhou a evolução dos trabalhos por meio de representantes do Programa de Parcerias de Investimentos – PPI.

O estudo discorre sobre a importância da reinjeção de gás para aumento da recuperação do petróleo dos reservatórios do Pré-Sal e apresenta os principais entraves para o aumento do seu aproveitamento comercial. Adicionalmente, aponta linhas de ações governamentais de incentivo e de cunho regulatório, que visam atrair novos investimentos para o setor nos próximos anos, com vistas à redução de custos na indústria, aumento da atividade econômica no país, geração de empregos e arrecadação de tributos.

Clique aqui para fazer o download do estudo.