Revista digital Oil & Gas Brasil nº 79

A Revista digital Oil & Gas Brasil passa a apresentar uma nova estrutura gráfica e digital, para atender melhor essas demandas. A principal mudança está no formato edi torial, que deixa de ser horizontal e passa a ser vertical, padrão amplamente utiliza do por publicações no Brasil e no exterior. Trata-se de um formato consolidado, que facilita a leitura, possibilita organizar melhor o conteúdo e amplia a compatibilidade com diferentes plataformas de visualização. Essa alteração tem impacto direto na área comercial. No modelo anterior, a inserção de anúncios exigia, muitas vezes, o desen volvimento de artes específicas, diferentes dos padrões normalmente utilizados pelas áreas de marketing e agências. Com o novo formato, a revista passa a trabalhar com dimensões já consolidadas no mercado, tor nando o processo de inserção mais simples, rápido e menos oneroso para quem anuncia.

Edição 79 Agosto de 2026 A LOGÍSTICA QUE MANTÉM O OFFSHORE NO TOPO RINA ECOPETROL incorpora a Brava Energia em expansão no Brasil com investimento de US$ 1,2 bilhão SEATRIUM realiza primeira entrega simultânea de dois FPSOs e demonstra capacidade de execução turnkey em larga escala reforça atuação no offshore brasileiro

Thiago Freitas – Vice-presidente de Business Development da Yinson A NOVA LÓGICA DE VALOR NOS PROJETOS DE FPSOS

SUMÁRIO

06 SEATRIUM REALIZA PRIMEIRA ENTREGA SIMULTÂNEA DE DOIS FPSOS E DEMONSTRA CAPACI- DADE DE EXECUÇÃO TURNKEY EM LARGA ESCALA 64 ENTREVISTA EXCLUSIVA A NOVA LÓGICA DE VALOR NOS PROJETOS DE FPSOS OFFSHORE

Revista digital Oil & Gas Brasil e Guia Oil & Gas Brasil são publicações exclusivas da MJB Edito- res Associados. Diretora: Renata Soares Reportagem: Flâvia Vaz, Julia Vaz e Fabiano Reis Editora: Flávia Vaz Comercial: lrys Lima/ Leandro Jesus Diagramação: MJB Editores Associados Fotos: Banco de imagens da Petrobras, Ag. Petrobras, ANP e Redação. Circulação: Mensal envio para + 40 mil e-mails. As matérias jornalísticas e artigos assinados em Revista digital Oil & Gas Brasil somente poderão ser reproduzidos, pardal ou Integralmente, mediante autorizaç o da diretoria. Os artigos assinados não re- fletem necessariamente a opinião da Revista digital Oil & Gas Brasil. A revista é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pes- quisadores, fornecedores, prestadores de serviços e compradores do mercado petrolífero brasileiro. 04 ........................... Editorial 06 .......................... Offshore 18 .............................. Porto 24 ................................... Gás 26 .......................... Energia 40 .......................... Licitação 56 .......................... Pré-Sal 58 .......................... Royalties 64 ....................... Entrevista 86 .......................... Contrato 94 .......................... Artigo I 98 .......................... Resultado 102 .......................... Artigo II

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SOME FISH EVOLVE MUCH FASTER.

RINA REFORÇA ATUAÇÃO NO OFFSHORE BRASILEIRO

COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI

A NOVA GERAÇÃO DO O&G EM UM MUNDO EM TRANSFORMAÇÃO

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114 COLUNISTA ROBERTO SILVA

CONTEÚDO LOCAL: O PROBLEMA DO OVO E DA GALINHA

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EDITORIAL

A engrenagem brasileira do petróleo

A operação de longo prazo, a confiabilidade e a eficiência energética passaram a ser critérios centrais. O FPSO Maria Quitéria, com ciclo com- binado e monitoramento digital, exemplifica essa mudança na forma como os ativos são projetados e operados. A mesma lógica aparece na atuação do RINA, empresa global de origem italiana que atua nos setores de engenharia, testes, inspeção, certifi- cação e classificação naval, que vem ampliando sua atuação no país em diferentes frentes. No projeto Mero 3, a empresa atuou como Marine Warranty Surveyor, avaliando ancora- gem, lançamento de dutos e instalação subma- rina. A presença do RINA também atua antes da chegada dos equipamentos ao mar. Na spool- base da Saipem, que vem atuando nos projetos Búzios 5, Búzios 7 e Lapa, a RINA presta serviços técnicos de QA/QC, que inclui inspeção de soldagem, revestimentos, ensaios não destru- tivos, controle do recebimento dos tubos e rastreabilidade dos materiais. Enquanto a operação avança, a discussão sobre a distribuição dos royalties ganha força. Até julho, o Estado do Rio de Janeiro arrecadou mais de R$ 10 bilhões em royalties, segundo dados oficiais. A disputa envolvendo Niterói, Maricá, Rio de Janeiro, São Gonçalo, Magé e Guapimirim expõe um conflito que vai além da técnica.

Não se trata de criar novas obrigações, mas de organizar o que já existe para gerar capacidade duradoura. Essa visão dialoga com a reflexão de Jorge Luiz Mitidieri, que observa uma nova geração en- trando no setor em meio a um ambiente global instável e a uma transição energética em curso. Para ele, quem trabalha em óleo e gás precisa compreender não apenas a operação, mas o contexto geopolítico, regulatório e econômico que molda decisões de investimento. A formação de novos profissionais ocorre em um momento em que o setor exige leitura am- pla, capacidade técnica e visão de longo prazo. O conjunto dessas discussões mostra um se- tor que opera em múltiplas frentes. A logística aérea sustenta a produção; os FPSOs evoluem para modelos mais eficientes; empresas como o RINA ampliam sua atuação técnica; municí- pios disputam critérios de distribuição de royal- ties; o conteúdo local exige revisão estrutural; e a regeneração surge como nova referência para avaliar o impacto territorial da indústria. O petróleo brasileiro continua sendo produzido no mar, mas sua sustentação — logística, técni- ca, regulatória e institucional — está em terra.

produção de petróleo no Brasil é, essencialmente, uma operação offshore. Mais de 98% do petróleo e

A decisão do STJ de suspender a redistribuição evitou perdas bilionárias para municípios que já dependem dessa receita, mas o acordo firma- do em 2025 entre Maricá, Rio e os municípios reivindicantes indica que o debate sobre critérios e impactos deve continuar. A questão central permanece: quais municípios devem ser considerados beneficiários da produção offshore? Esse debate se conecta diretamente ao tema do conteúdo local, tratado no artigo de Rober- to Silva. O Brasil possui um dos maiores merca- dos offshore do mundo, domina tecnologias de águas profundas e movimentará bilhões em novos sistemas de produção. Ainda assim, importa equipamentos de maior valor agrega- do. O dilema permanece: sem escala, o pro- duto nacional não se torna competitivo; sem competitividade, não há escala. A discussão sobre regeneração, apresentada por Allan Teixeira e Cristiane Moura, amplia esse olhar. O setor já opera com agendas de segurança, eficiência, descarbonização e inovação. A pergunta que surge é outra: o que a opera- ção deixa para o território? Regeneração pro- põe integrar iniciativas dispersas — fornecedo- res, tecnologia, capacitação, sustentabilidade, descomissionamento — em uma estratégia única de legado.

cerca de 88% do gás natural extraídos no país vêm do mar. Para que essa produção funcione diariamente, existe uma logística aérea que permanece fora do radar do público, mas que é decisiva para o setor. Entre 2022 e 2024, os voos de apoio às plata- formas offshore, majoritariamente FPSOs, trans- portaram 2,58 milhões de passageiros, segun- do levantamento do Programa Macrorregional de Caracterização do Tráfego de Aeronaves (PMCTA), realizado no âmbito do licenciamento ambiental federal conduzido pelo Ibama e sob responsabilidade da Petrobras. O Rio de Janeiro concentrou 92,2% dessas operações, com o heliporto do Farol de São Tomé liderando o país. Macaé ampliou sua capacidade com a segunda pista inaugurada em 2025, enquanto Maricá passou a ocupar espaço crescente na logística do pré-sal. Essa estrutura é o que permite que plataformas, FPSOs e sondas mantenham a produção contí- nua. E é nesse ambiente que empresas como a Yinson Production consolidam sua atuação. Em entrevista à Oil & Gás Brasil, Thiago Freitas, vice-presidente de Business Development, destaca que o desempenho dos FPSOs deixou de ser medido apenas pelo primeiro óleo.

É nesse conjunto de operações, decisões e dis- putas que se define o futuro do setor no país.

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Seatrium realiza primeira entrega simultânea de dois FPSOs e demonstra capacidade de execução turnkey em larga escala

A P-80 e a P-82 representam, respectivamen- te, o 47º e o 48º projetos executados pela Seatrium para a Petrobras em uma parceria de mais de três décadas. Após a entrega da P-78 em 2025, essas unidades também são o segundo e o terceiro FPSOs da modalida- de turnkey (execução integral) da P series encomendados pela Petrobras. Os projetos refletem a evolução das capacidades do Grupo, que passou de atividades de reparo e modernização, fabricação de módulos e in- tegração de FPSOs para a execução comple- ta de alguns dos maiores e mais complexos ativos flutuantes de produção do mundo.

Seatrium Limited anuncia o sail way para o Brasil dos navios-plataforma FPSO (Floating Production, Storage

and Offloading) PETROBRAS 80 (P-80) e PE- TROBRAS 82 (P-82), o que representa mais um importante marco em sua longa parceria com Petrobras. Celebrados durante cerimô- nia de batismo de quilha realizada hoje no estaleiro Tuas Boulevard, em Singapura, os dois FPSOs estão entre os maiores já cons- truídos e possuem escala para elevar em cer- ca de 10% a produção nacional de petróleo do Brasil.

Primeira entrega simultânea da indústria de dois FPSOs, a P-80 e a P-82 partirão para o Brasil com poucas semanas de intervalo. – Entre os maiores FPSOs do mundo, a P-80 e a P-82 acrescentarão 450 mil barris de petróleo por dia (bpd) à capacidade de produção do prolífico campo de Búzios, o que representa um aumento de 34% da capacidade atual do ativo. Cada unidade tem capacidade individual para produzir 225 mil bpd.

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A presidente da Petrobras, Magda Cham- briard, ressaltou a importância dos proje- tos. “Juntamente com o petróleo que irão produzir, essas plataformas trarão ao Brasil os resultados de uma sólida parceria entre a Petrobras e a Seatrium, entre o Brasil e Singa- pura, e são mais uma prova de quão frutífera essa parceria tem sido. A P-80 operará em Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Trata-se de uma plataforma gigante para o nosso gigante campo. Búzios é o maior campo do Brasil em termos de reservas e produção e já ultrapassou a marca de 1,2 mi- lhão bopd. A P-82 virá em seguida, também destinada a Búzios. Com o início da produ- ção previsto para o próximo ano, as duas unidades juntas permitirão aumentar a produção do campo de Búzios em 450 mil bpd. Juntas, gerarão energia por muitos anos, trazendo desenvolvimento e um futuro melhor para o povo brasileiro, ao mesmo tempo em que demonstram a expertise técnica de Singapura na indústria global de construção naval”, disse. Como parte da nova geração de instalações de produção de alta capacidade da Petro- bras, a P-80 e a P-82 incorporam tecnologias de ponta, voltadas ao aumento da eficiên- cia operacional e à redução de emissões,

Este marco comprova nossa capacidade de gerar valor ao aproveitar nossa escala e capacidades globais, mobilizando toda a cadeia de suprimentos e o ecossistema para entregar previsibilidade ao cliente. Agora, estamos totalmente focados no comis- sionamento offshore, buscando replicar o sucesso alcançado com a P-78, que atingiu a produção inicial de petróleo e gás em tem- po recorde. Agradecemos a parceria e a confiança cons- truídas com a Petrobras e esperamos conti- nuar criando novas possibilidades juntos”.

As duas unidades seguem em breve para o campo de Búzios, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, um dos maiores campos de petróleo em águas profundas do mundo e um dos ativos produtores mais importantes do Brasil. A P-80 e a P-82 serão, respectiva- mente, o nono e o décimo FPSOs em opera- ção no campo de Búzios. Cada unidade foi projetada para produzir 225 mil barris de petróleo (bpd) e processar 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia, o que as posiciona entre os maiores FPSOs do mundo. Juntas, a P-80 e a P-82 vão adicionar 450 mil barris de petróleo por dia à capacidade de produção do campo de Búzios, no Brasil, o equivalente a 34% da pro- dução atual, quando entrarem em operação. Cada embarcação também possui capacida- de de injeção de água de aproximadamente 250 mil barris por dia. Além disso, tanto a P-80 quanto a P-82 contam com capacidade de armazenamento de cerca de 2,5 milhões de barris de petróleo, reforçando seu papel como ativos de produção de alta capacidade no campo de Búzios. O CEO da Seatrium, Chris Ong, reforçou a força da parceria. “Ao longo das últimas três décadas, evoluímos junto com as necessida- des da Petrobras para apoiar sua ambição de se tornar líder global em energia.

As partidas da P-80 e da P-82 para o Brasil em sequência são uma demonstração signi- ficativa dessa evolução, enquanto aplicamos os aprendizados adquiridos para executar com excelência os três FPSOs da P series que ainda estão em nossas instalações”, afirma. Ainda de acordo com o executivo, “coorde- nar simultaneamente seis grandes projetos de longa duração é uma tarefa extremamen- te complexa. Compreendemos a importân- cia desses ativos para a Petrobras e para o Brasil e levamos essa responsabilidade muito a sério.

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Sobre a Seatrium Brasil

incluindo sistemas de captura e reinjeção de carbono (CCUS), recuperação de energia e outras tecnologias de redução de emissão que proporcionam uma produção offshore mais sustentável. Os projetos foram desenvolvidos por meio do One Seatrium Global Delivery Model, no qual a Seatrium integra suas capacidades globais de engenharia, suprimentos, fabri- cação, integração e comissionamento para executar projetos complexos em diferentes geografias de forma coordenada. Essa abor- dagem reúne milhares de colaboradores, contratados, fornecedores e parceiros em todo o mundo, permitindo alocação eficien- te de recursos e entregas confiáveis em larga escala. Para os projetos P-80 e P-82, a Seatrium fabricou mais de 110 mil toneladas métri- cas de módulos topside em seus estaleiros do Brasil, Singapura e China, concluindo a integração e o comissionamento no estaleiro Tuas Boulevard, em Singapura. As opera- ções também envolveram algumas das mais pesadas operações de içamento de módulos topside já realizadas no estaleiro, viabilizadas pelos guindastes gêmeos Goliath, capazes de movimentar até 30 mil toneladas, e estão entre os sistemas de elevação pesada mais potentes do mundo.

Com base nas lições aprendidas com a P-78, a Seatrium reforçou seus sistemas, processos e estratégias de execução. Esses aprendiza- dos e a experiência na gestão de um amplo ecossistema global e cadeia de suprimentos ficaram evidentes no desenvolvimento da P-80 e da P-82, que partirão para o Brasil com apenas algumas semanas de diferença. Essas embarcações fazem parte de um programa mais amplo de seis FPSOs que a Seatrium está gerenciando simultaneamente para a Petrobras. Quando todas as unidades entrarem em operação, fornecerão uma capacidade combinada de cerca de 1,3 mi- lhão de barris de petróleo por dia, o equiva- lente a aproximadamente 30% da produção média diária de produção de petróleo do Brasil, que atingiu 4,5 milhões de barris por dia em junho de 2026. Desde o início de suas operações no Bra- sil, em 1999, a Seatrium investiu quase S$ 2 bilhões no desenvolvimento de capacida- des locais e no apoio à indústria brasileira de energia offshore. Com três estaleiros de classe mundial, mais de 12 mil colaboradores e uma sólida cadeia de suprimentos local, a Seatrium permanece bem-posicionada para apoiar a Petrobras e o contínuo de- senvolvimento do setor energético offshore brasileiro.

Com sede e listada em Singapura, o Gru- po Seatrium é um fornecedor global de soluções especializadas de engenharia, com mais de 60 anos de experiência. Atuando em 15 países e com mais de 24 mil colaboradores, o Grupo apoia sistemas essenciais de energia offshore por meio de seus segmentos chaves: novas construções e conversões em óleo e gás; energia eólica offshore; e reparos e modernizações. Em meio à transição energética global, a Sea- trium é apoiada por capacidades robustas no desenvolvimento de novas tecnologias e soluções, como captura e armazenamento de carbono e novas energias. Com um portfólio abrangente e sólidas parcerias globais, a Seatrium mantém eleva- dos padrões de segurança, qualidade e exe- cução em toda a sua presença internacional. A companhia busca gerar valor duradouro para todos os seus stakeholders, contribuin- do com engenharia para um futuro energéti- co sustentável.

A Seatrium Brasil faz parte da Seatrium Limited, fornecedora global de soluções especializadas de engenharia para os setores offshore, marítimo e de energia. A Seatrium desempenha um papel fundamental na entrega de ativos de infraestrutura de ener- gia offshore em todo o mundo, que formam a base de alguns dos sistemas energéticos essenciais globais. No Brasil, a Seatrium possui mais de 20 anos de histórico consolidado e é líder em EPCC (Engenharia, Suprimentos, Construção e Comissionamento), além de reparos e mo- dernizações para os setores offshore, naval e de energia, por meio de seus três estaleiros localizados em Angra, Aracruz e Navegantes. A companhia conta com grandes empresas globais de energia como clientes recorren- tes, apoiando a infraestrutura de sistemas energéticos de grande porte no Brasil e no mundo. Seus três estaleiros no Brasil são sustentados por um forte desempenho em conteúdo local e pelo desenvolvimento con- tínuo de talentos locais, por meio de treina- mentos, parcerias e capacitação da força de trabalho.

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Ecopetrol incorpora a Brava Energia em expansão no Brasil com investimento de US$ 1,2 bilhão A Ecopetrol Investimentos do Brasil, subsidiária integral da estatal colombiana de petróleo e gás Ecopetrol, ampliou sua presença no setor energético brasileiro ao adquirir uma participação majoritária na produtora local de petróleo e gás da Brava Energia.

2026 foi de aproximadamente 78,8 mil barris de óleo equivalente por dia (kbo- ed), enquanto a produção em junho de 2026 foi de cerca de 84,4 kboed. A Ecopetrol acredita que esta transação complementa sua estratégia de construir um portfólio resiliente, competitivo e diversificado, apoiado por ativos de alta qualidade, geração de caixa sustentada e crescimento lucrativo a longo prazo. A conclusão da aquisição ocorre duas se- manas depois de a Petrobras e a empresa colombiana terem feito uma descoberta de gás no poço exploratório Sandia-1 , no Bloco GUA-OFF-O, em águas profundas ao largo da costa da Colômbia.

diversificação geográfica e operacional de seus negócios de hidrocarbonetos. Esta aquisição eleva as reservas comprovadas estimadas (1P) para cerca de 459 milhões de barris de óleo equivalente (boe) e as reservas comprovadas mais prováveis es- timadas (2P) para cerca de 605 milhões de boe em 31 de dezembro de 2025. A Brava reportou receita de aproximada- mente US$ 2,34 bilhões, EBITDA de cerca de US$ 1,05 bilhão e lucro líquido de apro- ximadamente US$ 122,2 milhões, em base não auditada, para o período de 12 meses encerrado em 30 de junho de 2026.

A produção média diária durante o semestre encerrado em 30 de junho de

reservas e produção, com o objetivo de aumentar sua capacidade de gerar valor a longo prazo para seus acionistas. O valor total pago na transação foi de aproximadamente US$ 1,2 bilhão, finan- ciado por meio de um empréstimo entre empresas concedido pela Ecopetrol Capital, outra subsidiária da empresa colombiana. A Brava contribui com uma base de ativos complementar ao Grupo Ecope- trol, composta por ativos de produção e oportunidades de desenvolvimento que a empresa acredita que irão aprimorar a

m um passo que fortalece sua pla- taforma de crescimento no Brasil, a Ecopetrol concluiu a aquisição

de uma participação majoritária equiva- lente a aproximadamente 51% do capital social com direito a voto da Brava Energia, após a obtenção de todas as aprovações regulatórias aplicáveis e o cumprimento das demais condições exigidas. A empresa afirma que essa aquisição ex- pande sua presença no setor de petróleo e gás em um dos mercados de energia mais dinâmicos da região sul-americana, adicionando uma base substancial de

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INDÚSTRIA NAVAL

Grupo BELOV realiza batimento de quilha do Belov Arembepe e avança na construção de novo SDSV Marco realizado no Estaleiro Belov, na Bahia, sinaliza o início da montagem estrutural da embarcação, que integrará contratos firmados com a Petrobras.

do casco CN038 foi realizado em abril deste ano, marcando oficialmente o início de sua construção. O Belov Arembepe será uma embarcação gêmea dos SDSVs Belov Humaitá e Belov Amaralina, ambos do modelo Robert Allan RAlly 4000, e contará com classificação da sociedade classificadora RINA. A entrega está prevista para o segundo semestre de 2027. De acordo com o diretor do Estaleiro, Sergio Belov, o batimento de quilha representa uma etapa importante porque materializa o avan- ço do projeto Belov Arembepe e inicia uma nova fase da montagem da embarcação. “É também um marco para o nosso estaleiro e para a estratégia de expansão da frota, reu- nindo experiência operacional, engenharia naval e tecnologia para atender às deman- das cada vez mais complexas do mercado naval e offshore”, comenta o diretor. A construção da embarcação integra o projeto de expansão da frota do Grupo BELOV e está relacionada aos novos contra- tos firmados com a Petrobras. Ao todo, são oito contratos, com prazo de quatro anos, envolvendo o afretamento e a prestação de serviços com quatro embarcações SDSV voltadas ao apoio a operações de mergulho raso de até 50 metros e atividades com ROV (Remotely Operated Vehicle). Os acordos somam R$ 2,7 bilhões.

Grupo BELOV realizou no último dia (17/08), no Estaleiro Belov, em Simões Filho, na Bahia, o batimento

de quilha do Belov Arembepe, novo SDSV (Shallow Dive Support Vessel) que está sendo construído para integrar a frota da companhia. Estiveram presentes à solenidade o minis- tro de Portos e Aeroportos (MPOr), Tomé Franca; presidente da Codeba (Companhia das Docas do Estado da Bahia – Autorida- de Portuária), Antonio Gobbo; o prefeito de Simões Filho, Devaldo Soares; o secretário Nacional de Hidrovias e Navegação, Otto Burlier; representantes da Marinha do Brasil do 2º Distrito Naval e Capitania dos Portos da Bahia; o presidente da Aiba (Associação de Agricultores e Irrigantes da Bahia), Moisés Schmidt; Bruno Ribeiro, superintendente da Caixa Econômica Federal; representantes da RINA, Matteo Bargellini e Guido Garufi; os diretores do Grupo Belov, Sergio Belov, Juracy Vilas-Bôas, Andre Weber Carneiro, Luiz Alberto Sant’Ana; os gerentes da em- presa, Dilson D’Assumpção, Guilherme Fal- cão e Iago Belov; além de colaboradores do estaleiro e representantes da cadeia naval. Tradicional marco da construção naval, o batimento de quilha representa o início da montagem estrutural da embarcação. A etapa dá sequência ao avanço do projeto do Belov Arembepe, cujo primeiro corte do aço

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INDÚSTRIA NAVAL

moldado e 2,88 metros de calado. A embarcação foi projetada para operar com 4 geradores de 565 kW (e um gerador de emergência de 96 kW), três hidrojatos de 520 kW e 3 propulsores de túnel de 150 kW. A embarcação contará com a classificação da Sociedade Classificadora RINA. Com tecnologia de ponta, a Belov Arembe- pe será utilizada em serviços de inspeção e manutenção de plataformas offshore da Petrobras, ou por ela contratadas. A nova embarcação simboliza um avanço para a indústria naval brasileira por reafirmar a posição do Estaleiro Belov como referência no desenvolvimento de soluções marítimas de alta tecnologia, comprometidas com a segurança, a qualidade e a inovação.

As embarcações serão empregadas em serviços de inspeção e manutenção de plataformas offshore da Petrobras ou de unidades por ela contratadas. Além do Belov Arembepe, os contratos envolvem as em- barcações Belov Humaitá, Belov Amaralina e Cidade Ouro Preto.

Sobre o Grupo BELOV

Construção naval na Bahia

Com atuação iniciada em 1981, o Grupo BELOV é especializado nas áreas de Engenha- ria Portuária, Subaquática, Naval e Offshore. A companhia atua em projetos de construção e recuperação portuária, serviços de mergu- lho e ROV, engenharia offshore, survey, afreta- mento de embarcações e construção e reparo naval, com operações no Brasil e no exterior.

A evolução do Belov Arembepe também reforça a atuação do Estaleiro Belov na construção de embarcações destinadas a operações offshore de alta complexidade. Localizado na Baía de Aratu, em Simões Fi- lho, o estaleiro integra a estrutura industrial do Grupo BELOV na Bahia alinhado a ações voltada à economia do mar.

A embarcação

A Belov Arembepe é um SDSV, um tipo especial de embarcação desenvolvida para operações de apoio offshore. O projeto é idêntico a duas outras embarcações da frota, Belov Humaitá e Belov Amaralina, am- bas do modelo Robert Allan RAlly 4000.São 40,50 metros de comprimento, 10,98 metros de boca moldada, 3,85 metros de pontal

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PORTO

Porto do Açu e Petrobras assinam contrato para exportação de coque Contrato entre as empresas prevê movimentação de até 600 kton por ano do produto proveniente de quatro refinarias do Sudeste.

A rota no Sudeste amplia as alternativas logísticas para a exportação do produto.

armazenagem e exportação da carga pelo terminal no Açu. A primeira operação está prevista para o fim de agosto. O contrato é válido por um ano e prevê a possibilida- de de renovação por mais cinco. “Nosso compromisso é desenvolver soluções logísticas que atendam às ne- cessidades de cada cliente. Este contrato reforça nosso posicionamento como um hub logístico, aliando nossa expertise na movimentação de granéis sólidos com infraestrutura e capacidade de realizar operações de grande escala com segu- rança e competitividade”, analisa Eugenio Figueiredo, CEO do Porto do Açu.

Ao escoar a produção de diferentes refi- narias da empresa em um mesmo local, o Açu reforça sua eficiência operacional, demonstrando sua capacidade de aten- der às demandas de um mercado global dinâmico. O coque de petróleo é um subproduto de alto valor comercial gerado no proces- so de refino. O volume exportado pelo Açu viabilizará a entrada em importantes mercados internacionais, servindo como insumo energético de alto poder calorífi- co para diversas indústrias. O T-Mult possui 500 metros de cais ope- racional e homologação para receber em- barcações com calado de até 13,1 metros, podendo operar simultaneamente dois navios do tipo Panamax, cada um com capacidade para transportar até 75 mil toneladas. O terminal tem capacidade de entregar operações ágeis, com baixas filas de es- pera e taxas de carregamento horário acima das referências de mercado. Desde o início de suas atividades, em 2016, o terminal do Açu já movimentou 26 tipos diferentes de cargas entre graneis sólidos, breakbulk e cargas de projeto.

Porto do Açu e a Petrobras fir- maram contrato para a operação regular de exportação de coque

de petróleo por meio do Terminal Mul- ticargas (T-Mult), em São João da Barra (RJ). O acordo estabelece uma nova rota logística para o escoamento da produ- ção de quatro refinarias da Petrobras na região Sudeste: REGAP, em Betim (MG), REDUC, em Duque de Caxias (RJ), REPLAN, em Paulínia (SP) e REVAP, em São José dos Campos (SP). Esse é o primeiro contrato entre as em- presas para esse tipo de movimentação, e a previsão é de que sejam movimentadas até 600 mil toneladas de coque por ano, contemplando as etapas de recebimento,

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INDÚSTRIA NAVAL

Wilson Sons lança mais um novo rebocador de grande potência Com batismo do WS Ariel, companhia reforça frota de mais de 80 embarcações que atuam na costa brasileira e sua capacidade para atender navios New Panamax.

As embarcações estão preparadas para atender navios cada vez maiores e contri- buir para a eficiência da cadeia logística e o desenvolvimento do setor portuário brasileiro.” explica o diretor-executivo de Rebocadores da Wilson Sons, Márcio Castro. Adalberto Souza, diretor-executivo do Es- taleiro da Wilson Sons, destaca os inves- timentos da companhia em tecnologia e a alta manobrabilidade dos rebocadores da classe 2312: “A maior manobrabilidade permite que os rebocadores atuem mais próximos à proa e à popa dos navios. Além de atender embarcações de grande porte, como os New Panamax, eles são versáteis e estão preparados para diferen- tes operações portuárias”. Com o WS Ariel, a Wilson Sons chega a 156 embarcações construídas em seu es- taleiro, que possui mais de 80 anos de história.

Wilson Sons, operador de logísti- ca portuária e marítima com mais de 188 anos no mercado, realizou

no dia (20/8), no Píer Mauá (RJ), o batismo do WS Ariel, terceiro rebocador de alta potência da nova série da companhia. Assim como o WS Halcyon e o WS Capella, lançados em janeiro e maio deste ano, respectivamente, o WS Ariel foi constru- ído no estaleiro da Wilson Sons, no Gua- rujá (SP). Da mesma classe ASD 2312 (23 metros de comprimento e 12 metros de boca), possui propulsão azimutal, tração estática (bollard pull) de 73,5 toneladas e capacidade para apoiar os maiores navios, em operação no Brasil, em manobras de atracação e desatracação. Seu design moderno, aliado à otimização da propulsão e à hidrodinâmica do casco, reduz o consumo de combustível e as emissões em comparação a embarcações similares. Versátil, o WS Ariel também conta com sistema de combate a incên- dio FiFi 1, com capacidade de 2,4 milhões de litros de água por hora. Os novos rebocadores fazem parte da estratégia de modernização e aumento da frota da Wilson Sons, que passa a contar com 83 embarcações atuando ao longo da costa brasileira. “Este novo ciclo de rebocadores reforça nosso compromisso com operações mais seguras, eficientes e sustentáveis.

Sobre a Wilson Sons

Com mais de 188 anos no mercado e abrangência nacional, a Wilson Sons é operador de logística portuária e marí- tima. Referência no segmento, oferece soluções completas para mais de 5 mil clientes, incluindo armadores, importado- res e exportadores, indústria de energia offshore, projetos de energia renovável, setor do agronegócio, além de diversos outros setores da economia.

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DESMANTELAMENTO

soluções sustentáveis e seguras para os maiores desafios da indústria pesada”, desta- ca Robson Passos, CEO da Ecovix. Adquirida em leilão pela Gerdau, a P-33 será a segunda unidade do sistema de produção da Petrobras a seguir o novo modelo de reciclagem sustentável de plataformas da estatal. A maior empresa brasileira produtora de aço contratou a Ecovix para a desmon- tagem das estruturas da embarcação, assim como ocorreu com a P-32. Com aproximadamente 337 metros de com- primento, 54,5 metros de largura e cerca de 45 mil toneladas, a P-33 terá grande parte da sua estrutura reaproveitada na forma de sucata metálica, matéria-prima para a produ- ção de aço da Gerdau em Charqueadas (RS).

pós uma complexa operação, a pla- taforma P-33 entrou no dique seco do Estaleiro Rio Grande. Ao longo

dos próximos meses, a estrutura, que foi adquirida pela Gerdau, será desmantelada em mais um processo de reciclagem verde realizado no estaleiro da Ecovix. Mais de 50 profissionais, entre pessoas a bor- do da plataforma, nos navios de praticagem e equipes em solo atuaram na movimenta- ção da P-33, desde a chegada, na semana passada, até a entrada no dique. A embarcação era utilizada no Campo de Marlim, na Bacia de Campos, pela Petrobras, e será a segunda a ser desmantelada pela Ecovix – em maio, foram concluídos os tra- balhos na P-32, que possuía 44 mil toneladas.

Outros materiais serão enviados para descar- te seguro e correto.

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“Será mais um importante trabalho que con- solida a capacidade da Ecovix para entregar

Plataforma P-33 da Petrobras ingressa no Estaleiro Rio Grande para desmontagem e reciclagem verde Embarcação foi adquirida pela Gerdau e será a segunda a passar por desmantelamento verde na estrutura da Ecovix.

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GÁS

Petrobras, PetroReconcavo, Brava Energia e Origem Energia ampliam contratos da UTG Catu para processamento de gás no longo prazo Parceria garante maior eficiência operacional e previsibi- lidade nos contratos de acesso negociado da Unidade de Tratamento de Gás Natural de Catu (BA) fortalecendo a infraestrutura energética do estado e assegurando a continuidade do processamento de gás no longo prazo.

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“Na Bahia a iniciativa contribui para a atra- ção de investimentos, a otimização dos recursos existentes e a criação de condições favoráveis para o crescimento do setor no longo prazo” avalia o gerente executivo de Exploração e Produção da Petrobras, Stênio Galvão. Entre os principais avanços está a extensão do prazo de garantia da capacidade de pro- cessamento a partir de 2028, medida que amplia a previsibilidade para os agentes envolvidos e reforça a confiabilidade opera- cional da UTG Catu. A parceria também prevê a atualização das condições comerciais e operacionais dos contratos, com foco na redução de custos e no melhor aproveitamento da infraestrutura de gás natural da região. O acordo reforça os benefícios da livre iniciativa na constru- ção de soluções que conciliam eficiência, previsibilidade e maior utilização dos ativos existentes.

“O entendimento entre as empresas reafirma a importância da infraestrutura compartilha- da como instrumento para ampliar a eficiên- cia e a competitividade do mercado de gás natural.” afirma o Gerente Executivo de Gás e Energia da Petrobras, Álvaro Tupiassu. “A cooperação entre a Petrobras e os produ- tores independentes representa um avanço para o nosso setor. Ao fortalecer o com- partilhamento de infraestrutura existente, o acordo amplia a competitividade do onshore brasileiro aumentando eficiência operacio- nal aumentando a confiabilidade da unidade e promovendo a modernização contínua de processos, sistemas e equipamentos”, afirma o CEO da PetroReconcavo, José Firmo. Com a iniciativa, as empresas reforçam seu compromisso de contribuir, cada vez mais, para o desenvolvimento econômico e social das regiões onde atuam assim como com um mercado de gás natural mais aberto, competitivo, líquido e eficiente.

conferindo mais previsibilidade ao setor e reforçando o papel estratégico da instalação para a energia produzida na Bahia. A UTG Catu é infraestrutura essencial para escoar e tratar o gás natural produzido nos campos terrestres da Bahia. Além de contribuir para a segurança ener- gética do país, a unidade movimenta a eco- nomia da região e gera benefícios para as comunidades locais.

Petrobras, a PetroReconcavo, a Brava Energia e a Origem Energia firmaram aditivos de longo prazo

relativos ao acesso ao processamento de gás natural na Unidade de Tratamento de Gás Natural de Catu, unidade localizada em Poju- ca (BA) operada pela Petrobras. Os aditivos aos contratos produzem efei- tos imediatos e asseguram a continuidade do processamento da produção de gás,

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ENERGIA

Eneva e GE Vernova iniciam operações na usina Azulão I para fornecer energia firme em ambientes de transmissão complexos

quipada com a tecnologia de tur- binas a gás Classe H da GE Vernova, a usina Azulão I possui compromis-

No coração da usina Azulão I está a turbina a gás de alto desempenho 7HA.02 da GE Vernova, acoplada a um gerador H65. A expectativa é de que a avançada turbina forneça a capacidade de resposta rápida à demanda necessária para equilibrar a rede e apoiar o crescimento de energias renováveis não despacháveis, como a eólica e a solar, em todo o Brasil. O sucesso do projeto se baseia no mode- lo pioneiro “Reservoir-to-Wire” (R2W) da Eneva, que aprimora a infraestrutura gerando eletricidade na fonte de produção de gás natural. Para integrar essa usina ao corredor de transmissão de alta tensão Tucuruí – Macapá -Manaus, um dos mais longos e desafiadores do mundo, com cerca de 1.850km de extensão, a Eneva e a GE Vernova implementaram uma solução de filtro de blo- queio de Ressonância Subsíncrona (SSR – Sub Synchronous Resonance) e um relé de estresse torsional. Esta solução foi projetada sob medida para ajudar a garantir que a usina opere com confiabilidade e em harmonia com o sistema de transmissão. Além disso, utilizando sua ampla capacidade de atendimento local, o fornecimento da GE Vernova também contempla um contrato de serviço de 15 anos que visa ajudar a assegu- rar os mais altos níveis de confiabilidade e disponibilidade operacional.

so de fornecimento de até 295 megawatts (MW) de capacidade firme e despachável ao Sistema Interligado Nacional do Brasil para ajudar a garantir a estabilidade da rede.

A termelétrica Azulão I demonstra a capacidade da GE Vernova de ajudar a fornecer energia de alta eficiência mesmo nos ambientes de transmissão mais complexos

Este marco representa a conclusão da primeira fase da construção do complexo termoelétrico a gás Azulão, no interior do Amazonas A Eneva, maior operadora privada de gás natural do país, e a GE Vernova celebraram o início da operação comercial da usina termelétrica Azulão I, localizada em Silves, a aproximadamente 330 quilômetros de Manaus. Com compromisso de fornecimento de 295 MW ao Sistema Interligado Nacional (SIN), a nova usina contribuirá para aumentar a estabilidade, a confiabilidade e a seguran- ça do suprimento elétrico no Brasil. Essa conquista marca a conclusão da primeira fase do Complexo Azulão, da Eneva, com- posto pelas usinas Azulão I e Azulão II.

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ENERGIA

O complexo Azulão reforça a consistência do nosso modelo de negócios integrado, a solidez da companhia e o nosso compromis- so de contribuir para a segurança energética e o desenvolvimento econômico do Brasil”, afirma Rafael Coitinho, diretor de Engenha- ria, Construção e Montagem da Eneva. De acordo com o Plano Decenal de Expan- são de Energia (PDE 2035) do Brasil, elabo- rado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), espera-se que as fontes renováveis representem mais de 85% da geração de eletricidade do país até 2035, impulsionadas principalmente pela expansão da geração eólica e solar. Dada a intermitência inerente a essas fontes, as turbinas a gás são críticas para o balanceamento do sistema, forne- cendo a energia despachável necessária para estabilizar a rede e ajudar a atender à demanda. “Azulão é a expressão máxima da força do nosso abrangente portfólio”, disse Marco Vera, VP de New Units para o negócio de Gas Power da GE Vernova na América Latina. “Ao integrar nossa avançada tecnologia a gás com soluções especializadas e de ponta para estabilização da rede e serviços de manuten- ção de longo prazo, comprovamos nossa ca- pacidade de implantar energia de alta efici- ência mesmo nos ambientes de transmissão mais complexos. Nossa habilidade de desenvolver essas so- luções específicas de ponta a ponta reflete nosso profundo compromisso de atender

“O início da operação comercial de Azulão I representa a materialização de um dos projetos mais relevantes da Eneva. Este empreendimento demonstra nossa capaci- dade de desenvolver e executar investimen- tos estruturantes em larga escala, mesmo em ambientes de elevada complexidade logística e operacional.

às necessidades energéticas mais exigentes de nossos clientes e reforça nossa dedicação inabalável em apoiar o desenvolvimento econômico e a segurança energética de lon- go prazo do Brasil.” A presença da GE Vernova no Brasil se es- tende por mais de 100 anos, sustentada por uma força de trabalho local de aproxi- madamente 5.000 funcionários, incluindo competências em serviços para atendimento local dedicado. O compromisso da empresa é reforçado por uma sólida base instalada, responsável pela geração de cerca de 40% da eletricidade total do Brasil.

DESTAQUES DO COMPLEXO A GÁS DO AZULÃO

O complexo Azulão, composto pelas usi- nas Azulão I e II, é alimentado pela avan- çada tecnologia Classe H da GE Verno- va, reconhecida por sua eficiência e capacidade de balanceamento de rede. Espera-se que o complexo forneça uma potência combinada de até 950 MW, capa- cidade equivalente à quantidade de energia necessária para atender aproximadamente quatro milhões de residências brasileiras, e a entrada em operação comercial da UTE Azulão II está prevista para julho de 2027.

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MATÉRIA DE CAPA

A logística que mantém o offshore no topo Helicópteros, aeroportos e bases terrestres formam uma rede essencial para levar trabalhadores às plataformas e manter a produção em alto-mar

analisados pelo programa. Apenas em 2024, foram registrados 45.960 voos na área de estudo, dos quais mais de 42 mil tiveram origem ou destino em território fluminense. A bacia de Campos continua sendo o princi- pal destino desse fluxo. No triênio analisado, respondeu por 44,6% dos passageiros trans- portados, cerca de 1,15 milhão de pessoas. A bacia de Santos veio em seguida, com 37,4%. Os dados ajudam a dimensionar uma atividade que, para a indústria, é parte da rotina operacional. Trocas de turno, manu- tenção, inspeções, campanhas de perfu- ração e outras tarefas dependem de uma cadeia de transporte capaz de funcionar de acordo com a programação das unidades marítimas.

produção de petróleo em alto-mar depende de uma estrutura que permanece longe dos olhos da

maior parte do público. Todos os dias, milha- res de profissionais precisam ser transpor- tados entre bases terrestres e plataformas, FPSOs, sondas e outras unidades marítimas. Uma operação exige helicópteros, aeropor- tos, heliportos, manutenção, meteorologia, planejamento de voo e equipes preparadas para trabalhar sob condições que pouco têm em comum com a aviação comercial. Os números dão dimensão a essa logística, como mostra um levantamento do Progra- ma Macrorregional de Caracterização do Tráfego de Aeronaves (PMCTA), realizado no âmbito do licenciamento ambiental federal conduzido pelo Ibama e sob responsabilida- de da Petrobras. O PMCTA contabilizou 2,58 milhões de passageiros e 137.209 voos de apoio offsho- re entre 2022 e 2024 nos estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo, São Paulo, Paraná e Santa Catarina. Em 2024, foram 939.889 passageiros, 21,2% acima dos 775 mil regis- trados em 2022. A concentração geográfica é ainda mais significativa. O Rio de Janeiro respondeu por 92,2% dos voos de suporte às operações nas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo

Por Fabiano Reis

Farol de São Tomé mantém liderança

Norte Fluminense, o Heliporto Farol de São Tomé, em Campos dos Goytacazes, ocupa posição central nessa rede. No levan- tamento do PMCTA, o terminal foi o principal ponto de embarque e desembarque de traba- lhadores offshore do país entre 2022 e 2024. Foram aproximadamente 980 mil passagei- ros no período, o equivalente a 38% de toda a movimentação contabilizada pelo progra- ma. Apenas em 2024, passaram pelo helipor- to 380.743 passageiros.

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