Revista digital Oil & Gas Brasil Nº73

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 73 Fevereiro de 2026

Produção de petróleo e gás em 2025 bate recorde histórico Plataforma de perfuração da Valaris chega ao Brasil Produção de petróleo e gás da Petrobras cresce 11% e alcança 3 milhões de barris em 2025 TRANSFORMAÇÃO 360º Hydraulics no Offshore: como a HANSA-FLEX transforma mangueiras em ativos estratégicos para a operação CONTRATO Floatel fecha contrato com a BRAVA Energia MATÉRIA DE CAPA Royalties do petróleo: os recursos que reorganizaram o ‘mapa’ do Rio

ENTREVISTA EXCLUSIVA SEATRIUM REDEFINE PADRÃO DOS MEGAPROJETOS DE FPSOS Bruno Búrigo, Vice-presidente Comercial, de Marketing e Desenvolvimento de Negócios – Seatrium Brasil

O maior evento sobre FPSOs da América Latina

O Brasil consolida sua posição como líder global em FPSOs, com investimentos estratégicos em águas ultraprofundas e novas fronteiras exploratórias. Até o fim da década, entre 14 e 20 novas unidades devem entrar em operação, garantindo a expansão da produção e a revitalização de campos maduros. Essa nova frota traz desafios cruciais de segurança, produtividade e sustentabilidade, exigindo inovação em financiamento, contratação e tecnologias para operações offshore mais limpas e resilientes. É nesse contexto que se insere o BRASIL EPICENTRO GLOBAL DE FPSOs 2026 , conferência realizada em paralelo à exposição. O evento será o espaço central para debater o “FPSO do futuro”, com uma visão 1ntegrada e sustentável — do poço ao offloading.

A programação, construída em parceria com os principais players da indústria, oferecerá uma oportunidade única para discutir desafios, propor sinergias e compartilhar soluções que impulsionem a evolução do setor. Mais do que uma vitrine tecnológica, a conferência se posiciona como um encontro estratégico para consolidar o papel dos FPSOs na diversificação energética global, reunindo protagonistas operadoras, afretadores e operadores.

RESERVE JÁ SEU ESPAÇO (21) 98295-6331 • leandro@fpsosexpor.com.br

REALIZAÇÃO

PATROCÍNIO PLATINUM

APOIO INSTITUCIONAL

PATROCÍNIO SILVER

LOCAL

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

SUMÁRIO

EDITORIAL

6 OFFSHORE

O petróleo transforma economias e gera oportunidades

COM PROJETO BILIONÁRIO NO ES, PRIO RECEBE LICENÇA PARA OPERAR NO CAMPO DE WAHOO

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. 05 ........................... Editorial 06 ........................ Offshore 08 ............................. Prêmio 16 ........ Parceria Estratégica 32 ...................... Automação 35 . . . . . . . Oferta Permanente 42 ....................... Inspiração 50 . . . . . . . Hub de Inovação 60 ........................... Contrato 68 ............ Matéria de capa 84 ................ Gás Natural 104 ........................ Artigo lII 116 ....................... Empresas

matéria de capa dessa edição, que abre uma série sobre royalties, mostra que es- ses recursos deixaram de ser apenas uma compensação financeira para se tornarem um vetor de reorganização territorial. Maricá, Saquarema e Niterói emergem como novos polos de riqueza pública, enquanto Macaé perde centralidade relativa e São Gonçalo permanece como símbolo das distorções de um modelo que compensa impacto territorial, mas não desigualda- de regional. O petróleo, mais do que nunca, define prioridades urbanas, cria hierarquias e expõe a fragilidade de cidades que confundiram receita extraordinária com base estrutural. Esse cenário reforça uma ver- dade incômoda: a dependência fiscal do petróleo é tão poderosa quanto arriscada. E, ao mesmo tem- po, revela a necessidade de planejamento de longo prazo — algo que poucos municípios conseguiram construir. Sendo a grande geradora desses recursos, a ativi- dade de exploração e produção vem dando prota- gonismo players do setor offshore, como a singa- puriana Seatrium, que tem contratos somando US$ 22 bilhões para seis unidades de FPSOs. A entrega da P78, com primeiro óleo em dezembro de 2025, marcou um divisor de águas: comprova a capa- cidade de execução de projetos EPCC completos de uma empresa que opera em escala global, mas com raízes profundas no país, distribuídas entre BrasFELS, Jurong Aracruz e Singmarine Brasil.

Na coluna inaugural de Jorge Mitidieri, a discus- são se amplia: petróleo não é apenas energia — é matéria-prima essencial para a vida moderna. A transição energética avança, mas não elimina a necessidade de novas fronteiras exploratórias, como a Margem Equatorial e a bacia de Pelotas, que surgem como oportunidades estratégicas que podem reposicionar o país no ciclo global de des- cobertas. Já o artigo sobre transformação digital fecha o qua- dro com outra dimensão dessa transição: a indús- tria brasileira já não pode operar sem IoT, manuten- ção prescritiva, integração de dados e soluções all in one. A competitividade depende da capacidade de conectar chão de fábrica, gestão e análise inteli- gente. Em 2026, não se trata mais de adotar tecno- logia — mas de integrá-la como cultura. A digitalização industrial conversa diretamente com o setor de óleo e gás, que opera ativos com- plexos, de alto risco e altíssimo custo. A eficiência operacional, antes diferencial, tornou-se condição de sobrevivência. O conjunto dessas quatro peças — royalties, Sea- trium, exploração e transformação digital — revela um setor que vive simultaneamente expansão e tensão. O Brasil tem oportunidades únicas, mas também desafios urgentes: diversificar economias locais, abrir novas fronteiras, modernizar a indústria e garantir que a riqueza do petróleo se traduza em desenvolvimento sustentável.

14 COLUNISTA ROBERTO SILVA

O ATLÂNTICO SUL COMO CORREDOR ENERGÉTICO E LOGÍSTICO DO SÉCULO XXI

28 ARTIGO I

TRANSFORMAÇÃO DIGITAL É MANDATÓRIO

40 COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI PETRÓLEO É MAIS QUE ENERGIA

92 ENTREVISTA EXCLUSIVA

SEATRIUM REDEFINE PADRÃO DOS MEGA- PROJETOS DE FPSOS

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

Com projeto bilionário no ES, Prio recebe licença para operar no campo de Wahoo Petroleira informou ao mercado que recebeu, licença de operação para operar o campo no Sul do Espírito Santo, que está em etapa final de comissionamento

tradicionalmente, atua com campos ma- duros na Bacia de Campos. Além do tie back, o projeto de Wahoo traz outras inovações. Uma delas é a tecnologia

"fishbone", que será usada pela primeira vez no Brasil para completação de poços, que aumenta a produtividade por meio da injeção de ácido na formação.

De acordo com informações do Ibama, a licença de operação autoriza a perfuração de até 11 poços possíveis, sendo quatro produtores, dois injetores e cinco contin- gentes, a partir da sonda Hunter Queen. A produção no campo de Wahoo será possível a partir de um tie-back, uma conexão submarina que vai levar o óleo retirado no campo no Sul do Espírito San- to para ser processado no navio-platafor- ma Frade, que fica também na Bacia de Campos, mas no Rio de Janeiro, a cerca de 35 quilômetros. A tecnologia é consi- derada inédita no país. O projeto da Prio para Wahoo prevê a produção de 40 mil barris de óleo por dia e já movimentou cerca de R$ 1 bi- lhão na cadeia de fornecedores locais. No geral, com a produção em Wahoo, a empresa espera alcançar a marca de 200 mil barris por dia em 2026, incluindo a produção em campos no Rio de Janeiro. O campo de Wahoo é o primeiro perfu- rado do zero pela petroleira carioca, que,

guardado para aumentar a produ- ção de petróleo e gás do Espírito Santo, o projeto bilionário da Prio,

maior empresa independente de petróleo e gás do Brasil, recebeu, a licença de ope- ração do Campo de Wahoo do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (Ibama). Dessa forma, a empresa concluiu a última etapa regulatória para início da produção do campo, que, segundo a Prio, está em fase final de comissionamento. A infor- mação sobre a liberação da última etapa antes do primeiro óleo foi publicada em comunicado ao mercado pela petroleira, com sede no Rio de Janeiro. Em comunicado divulgado em setembro do ano passado, quando recebeu a licen- ça de instalação — necessária para iniciar a construção submarina e a interligação ao FPSO Frade —, a empresa informou que a expectativa é que o primeiro óleo, ou seja, início de fato da produção, ocorra em abril de 2026.

Sonda Hunter Queen que está na operação em Wahoo Crédito: Divulgação/Prio

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

PRÊMIO

BRAVA Energia recebe prêmio máximo na OTC Houston pelo projeto Atlanta Companhia é a primeira independente brasileira a conquistar o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, o “Oscar” do setor de O&G offshore global

Foto: Divulgação

O desempenho do projeto é um pilar central na estratégia da BRAVA para maxi- mizar valor aos seus investidores, gerando resultados sustentáveis no longo prazo.

Concedido anualmente pela Offshore Te- chnology Conference (OTC), em Houston (EUA), o prêmio é considerado o “Oscar” da indústria global de petróleo e gás. Ele reconhece conquistas excepcionais em inovação tecnológica, liderança e contri- buições ambientais no desenvolvimento offshore.

Para o diretor de operações offshore da BRAVA, Carlos Travassos, o prêmio coroa um ciclo de entregas consistentes. “O desenvolvimento de Atlanta demonstra a alta capacidade da BRAVA na implemen- tação de projetos complexos de grande porte, garantindo resiliência e expertise operacional para o portfólio da compa- nhia. A conquista do prêmio máximo da OTC é um marco transformador que reafirma nossa estratégia de geração de valor e envia uma mensagem positiva para toda a indústria independente brasileira”. A premiação coloca a BRAVA em um patamar de excelência global, sendo a única empresa brasileira independente a desenvolver um sistema de produção em águas profundas desde a sua fase inicial (greenfield). O projeto Atlanta, que recebeu investimentos de cerca de US$ 1,2 bilhão, conta com o FPSO Atlanta, unidade com capacidade para produzir até 50 mil barris de óleo por dia e estocar até 1,6 milhão de barris.

BRAVA Energia, uma das princi- pais empresas independentes de petróleo e gás do país, alcançou

Desafios técnicos

um marco histórico para a indústria na- cional. A companhia foi anunciada como a vencedora do OTC Distinguished Achie- vement Award for Companies de 2026 pelo desenvolvimento do Sistema Defini- tivo do Campo de Atlanta, localizado na Bacia de Santos. Trata-se da primeira vez que uma empresa independente brasilei- ra recebe o prêmio. O reconhecimento reforça os valores da Companhia, ao transformar estratégia em execução, combinando excelência técnica, disciplina de capital e eficiência operacional. “A conquista do Prêmio OTC evidencia como competência técnica e gestão responsável caminham juntas na constru- ção de valor sustentável para os nossos acionistas e para a indústria brasileira” comenta Richard Kovacs, diretor presidente da BRAVA.

Localizado a cerca de 185 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, na Bacia de Santos, Atlanta é reconhecido como o campo de óleo pesado mais profundo do mundo, situado em uma lâmina d’água superior a 1.500 metros. O projeto desta- ca-se pela superação de desafios técnicos complexos, como a produção de petróleo de alta viscosidade (14º API) e acidez em um reservatório raso, em águas profundas. A vitória da BRAVA Energia no OTC Dis- tinguished Achievement Award for Com- panies sinaliza um novo momento para o setor de óleo e gás no Brasil, destacando o papel das empresas independentes no desenvolvimento da indústria offshore. O Campo de Atlanta é operado pela BRAVA em parceria com a Westlawn Americas Offshore, detentora de 20% de participação.

Inovação e eficiência em águas profundas

O reconhecimento reflete não apenas a escala do projeto, mas a inovação tecno- lógica e o compromisso com a sustenta- bilidade. O Sistema Definitivo de Atlan- ta implementou tecnologias de ponta, como a utilização de bombas multifásicas conectadas a dois poços cada e medidas de eficiência energética que evitaram a emissão de mais de 100 mil toneladas de CO2 durante a adaptação do FPSO. Desde o primeiro óleo, em dezembro de 2024, Atlanta já produziu mais de 11,1 milhões de barris de óleo. A eficiência operacional do ativo foi evidenciada pelo alcance do recorde diário de produção de 45,5 mil barris, um marco que aproxima a operação da capacidade total da unidade.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

360º Hydraulics no Offshore: como a HANSA-FLEX transforma mangueiras em ativos estratégicos para a operação

É comum que engenheiros de manutenção, supervisores técnicos e compradores en- frentam: • Vazamentos recorrentes • Especificações incorretas de mangueiras • Dificuldade para reposição certificada • Demora logística • Falta de histórico confiável dos ativos Sabemos que o cliente offshore não quer “comprar mangueiras”. Ele quer manter seu equipamento disponível, seguro e dentro das exigências contratuais.

O desafio real do offshore: confiabilidade sob pressão

Imagine uma embarcação AHTS ou um FPSO em plena operação. Vibração constan- te, atmosfera salina, altas pressões e exigên- cias rigorosas de certificação. Um vazamento hidráulico não significa apenas troca de componente: pode gerar downtime, impacto ambiental e quebra de contrato.

o setor de Petróleo & Gás, onde cada hora parada representa perdas significativas e riscos ope-

Mais do que fornecer produtos, a empresa entrega previsibilidade operacional.

racionais, a confiabilidade dos sistemas hidráulicos deixou de ser detalhe técnico para se tornar fator crítico de desempe- nho. É nesse cenário que a HANSA-FLEX se posiciona como parceira estratégica da indústria, combinando fornecimento de mangueiras e conectores certificados, serviços especializados e gestão digital integrada por meio do conceito 360º Hydraulics. Com presença global em mais de 40 países e mais de 450 filiais, a HANSA-FLEX atua no Brasil com matriz em Blumenau (SC) e nove filiais estrategicamente distri- buídas. No Rio de Janeiro, a unidade de Bonsucesso concentra a operação voltada ao mercado de Oil & Gas, onshore e of- fshore, com mais de 2.000 itens e 6.000 metros de mangueiras hidráulicas em estoque, além de estrutura para testes hidrostáticos e emissão de Carta Gráfica.

É exatamente aqui que entra o 360º Hydraulics da HANSA-FLEX.

360º Hydraulics: da peça ao sistema completo

O conceito 360º Hydraulics integra forneci- mento, montagem, inspeção, substituição programada e gestão digital de mangueiras e conexões hidráulicas. A estrutura brasileira atende principalmen- te unidades de extração (FPSOs), além de armadores e empresas de navegação.

A atuação ocorre em três frentes principais:

1. Fornecimento certificado de mangueiras e conectores

Com unidade dedicada ao fornecimen- to de produtos, majoritariamente mangueiras hidráulicas, mangueiras industriais, mangueiras

Foto: Divulgação

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

A HANSA-FLEX combina: • Estoque local estratégico • Rede nacional e suporte global • Gestão digital integrada

Segurança em primeiro lugar

Resultado: menos erros de especificação, reposição imediata e redução de paradas não programadas. Na prática: eficiência comprovada em docagem Durante a docagem de uma embarcação AHTS, a HANSA-FLEX assumiu a substituição integral das mangueiras hidráulicas dentro de um cronograma apertado. Duas frentes atuaram simultaneamente: equipe especializada em acesso por corda (com certificação IRATA) nas áreas críticas e equipe logística em solo. Mesmo com im- previstos típicos do ambiente portuário, a produtividade real atingiu 76% e o projeto foi concluído dentro do prazo. A embarcação retornou à operação com todos os sistemas hidráulicos revisados, tes- tados e certificados, e o cliente passou a ter controle total sobre cada ativo instalado. Container: mobilidade que reduz impacto operacional Além da estrutura fixa, a HANSA-FLEX conta com os Containers personalizados, que po- dem ser instalados em estaleiros ou bases operacionais, funcionando como mini-cen- tros hidráulicos com estoque dedicado e capacidade de montagem in loco. Essa proximidade elimina gargalos logísti- cos e garante agilidade em ambientes onde cada hora é decisiva.

para sistemas fixos de combate a incêndio CO₂, mangueiras termoplásticas, engates rápidos, válvulas, adaptadores e acessó- rios. Todos os conjuntos são montados com integralidade técnica garantida, assegurando compatibilidade entre mangueira, terminal e conexão. Disponível o fornecimento de man- gueiras hidráulicas e conexões para tubo com certificação DNV sob demanda.

As operações offshore exigem conformida- de técnica e segurança rigorosa. Técnicos certificados para acesso por corda conforme padrões IRATA garantem intervenções segu- ras em áreas críticas, reduzindo exposição ao risco e evitando estruturas complexas como andaimes ou guindastes. “Nosso foco não é vender mangueiras, e sim garantir continuidade operacional com ras- treabilidade total. O cliente precisa confiar que cada componente está dentro das nor- mas e pronto para operar sob as condições mais severas”, destaca a equipe técnica da HANSA-FLEX no Rio de Janeiro. Mais que fornecedor: parceiro de longo prazo O mercado offshore valoriza relações dura- douras. Confiança, prazo de atendimento, experiência comprovada e suporte consulti- vo são critérios decisivos.

Tudo para transformar mangueiras hidráu- licas em ativos controlados e previsíveis, e não em pontos de risco.

Sua operação no centro

2. Serviços especializados offshore

No ambiente offshore, a diferença entre efi- ciência e prejuízo pode estar em um único componente. Com o 360º Hydraulics da HANSA-FLEX, sua operação ganha visibilida- de total, resposta rápida e segurança certi- ficada. Se você atua no setor de Petróleo & Gás e busca reduzir falhas, otimizar prazos e elevar o padrão de confiabilidade do seu sis- tema hidráulico, este é o momento de agir. Entre em contato com a HANSA-FLEX e descu- bra como implementar um programa comple- to de gestão de mangueiras sob medida para sua operação, onshore ou offshore.

Realizamos delineamento completo das man- gueiras da embarcação, substituição de itens críticos, inspeções periódicas e manutenção preventiva, corretiva e preditiva. Com históri- co de atendimentos emergenciais com prazo inferior a 24 horas, incluindo fornecimento de conjunto completo com teste hidrostático.

3. Gestão digital com X-CODE e My.HANSA-FLEX

Cada mangueira recebe um X-CODE, sua identidade digital exclusiva. São até 48 infor- mações registradas: bitola, pressão, tipo de terminal, fluido, posição de instalação, data de montagem e muito mais. Integrado ao X-CODE, o sistema My.HANSA- -FLEX transforma dados técnicos em gestão prática. A plataforma permite: • Rastreabilidade total • Alertas automáticos de inspeção • Padronização conforme normas internacionais • Eliminação de planilhas manuais

Foto: Divulgação

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

COLUNISTA

Roberto Silva Roberto Silva é engenheiro, foi Superintendente de Portos e Superintendente da Indústria Naval em Secretaria de Estado no Rio de Janeiro, foi gerente geral (CEO) de consórcio responsável pelo contrato de eng., construção e montagem de 7 FPSOs.

o pré-sal em ativo estratégico de escala global, enquanto Guiana emerge como nova fronteira de alta produtividade. Na África, Nigéria e Angola mantêm posição relevante na produção offshore Do ponto de vista logístico, a travessia en- tre o Nordeste brasileiro e o Golfo da Guiné apresenta distâncias competitivas quando comparadas a rotas do Atlântico Norte. Essa proximidade favorece integração maríti- ma direta, cadeias de suprimento offshore, estaleiros, bases de apoio e serviços espe- cializados.

No ambiente digital, a expansão de cabos submarinos conectando diretamente Amé- rica do Sul e África reduz dependências históricas de rotas via Europa ou América do Norte. A conectividade intra-Atlântico Sul tende a ganhar relevância com o crescimen- to de data centers e operações remotas na indústria de óleo e gás. O Atlântico Sul deixa de ser apenas um espaço geográfico. Consolida-se como corredor energético, logístico e digital com escala demográfica, massa econômica e ati- vos estratégicos relevantes. Para a indústria de petróleo e gás, trata-se de um reposicio- namento estrutural de longo prazo.

O Atlântico Sul como corredor energético e logístico do século XXI

debate geopolítico permanece concentrado no Norte Global. No entanto, um eixo estruturante

Na margem sul-americana, destacam-se Brasil, Argentina, Uruguai, Venezuela, Guiana e Suriname. O conjunto reúne cerca de 300 milhões de habitantes e PIB próximo de US$ 4 trilhões, com forte concentração no Brasil. Na margem africana atlântica, países como Nigéria, Angola, Gana, Costa do Marfim, Senegal e África do Sul somam mais de 500 milhões de habitantes e PIB combinado entre US$ 1,7 e 2 trilhões. No campo energético, o Atlântico Sul con- solidou-se como um dos principais polos globais de produção offshore. O Brasil lide- ra mundialmente em unidades flutuantes de produção (FPSOs e FSUs) e transformou

avança no Hemisfério Sul: o Atlântico Sul, especialmente sua faixa tropical oriental, onde se consolida um corredor energético e logístico de escala crescente. Considerando os países africanos e sul-ame- ricanos banhados pelo Atlântico, forma-se um espaço com aproximadamente 850 a 900 milhões de habitantes e PIB agregado estimado entre US$ 5 e 6 trilhões. Trata-se de uma massa econômica comparável a grandes economias nacionais e superior a diversos blocos regionais formalmente constituídos.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

PARCERIA ESTRATÉGICA

Estatal informa sobre recebimento do earnout de Sépia e Atapu

Foto: Divulgação

Shell dá boas-vindas à KUFPEC como parceira no Projeto Orca, no Brasil

“Estamos satisfeitos em receber a KUFPEC como parceira no Orca, um projeto essen- cial para sustentar a produção de líquidos do nosso portfólio de Upstream”, afirmou Peter Costello, presidente de Upstream da Shell. “Com esse avanço, esperamos ampliar os bons resultados da nossa colaboração com a KUFPEC no Egito. Esse movimento aprofunda ainda mais nosso compromisso de longo prazo e nossa parceria estratégi- ca no Kuwait, em alinhamento com a forte colaboração que mantemos com a Kuwait Petroleum Corporation.” A transação está sujeita à aprovação regula- tória, ao exercício de direitos preferenciais e às condições de fechamento. A conclusão é esperada até o final de 2026.

Shell firmou acordo para vender 20% de participação no Projeto Orca para a Kuwait Foreign Petro-

leum Exploration Company (KUFPEC).

Foto: Divulgação

O Orca é um projeto em águas profundas na área do pré-sal da Bacia de Santos. Após a con- clusão da transação, a Shell continuará como operadora, mantendo 50% de participação. O acordo reforça a alocação disciplinada de capital no portfólio global da Shell e man- tém a companhia como a maior produtora estrangeira de petróleo e gás no país. A operação também fortalece a parceria es- tratégica entre Shell e KUFPEC em diversos mercados de Upstream.

Nos termos da portaria nº 08 de 19/04/2021 do Ministério de Minas e Energia (MME) e do edital da 2ª rodada de licitações do Exceden- te da Cessão Onerosa no regime de Partilha de Produção, realizada em 17/12/2021, foram estabelecidos valores de earnouts para os blo- cos de Sépia e Atapu, que serão devidos entre 2022 e 2032, e exigíveis a partir do último dia útil do mês de janeiro do ano subsequente ao que o preço do petróleo tipo Brent atingir média anual superior a US$ 40/bbl, limitado a US$ 70/bbl.

Petrobras informa que recebeu o montante de R$ 1,65 bilhão dos par- ceiros dos blocos de Sépia e Atapu

–TotalEnergies EP Brasil Ltda (28%), PETRONAS Petróleo Brasil Ltda (21%) e QatarEnergy Brasil Ltda (21%), em Sépia; e Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) e TotalEnergies EP Brasil Ltda (22,5%), em Atapu. Este pagamento se refere ao complemento da compensação firme (earnout) do exercício de 2025.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

Dados de dezembro de 2025

m 2025, a produção média anual de petróleo e gás natural atingiu a marca histórica de 4,897 milhões

Em dezembro de 2025, a produção nacional de petróleo e gás natural foi de 5,237 milhões de boe/d. No caso do petróleo, foram produzidos 4,015 milhões de bbl/d, um aumento de 6,4% na comparação com novembro e de 17,4% em relação a dezembro de 2024. Para o gás natural, a produção foi de 194,33 milhões de m³/d, tendo crescido 6,4% frente ao mês anterior e 20,6% comparada ao mesmo mês de 2024. Pré-sal A produção total (petróleo + gás natural) no pré-sal, em dezembro, foi de 4,164 mi- lhões de boe/d e correspondeu a 79,5% da produção brasileira. Esse número repre- senta um crescimento de 6,4% em relação ao mês anterior e de 19,7% na comparação com o mesmo mês de 2024. Foram produzidos 3,211 milhões de bbl/d de petróleo e 151,56 milhões de m³/d de gás natural, por meio de 175 poços. Aproveitamento do gás natural Em dezembro, o aproveitamento de gás natural foi de 97,5%. Foram disponibiliza- dos ao mercado 64,53 milhões de m³/d e a queima foi de 4,86 milhões de m³/d. Houve redução de 14,8% na queima, em relação ao mês anterior, e de 14% na comparação com dezembro de 2024.

de barris de óleo equivalente por dia (bo- e/d), cerca de 12,7% a mais do recorde anterior, alcançado em 2023, que foi de 4,344 milhões de barris de óleo equiva- lente/dia. Na comparação com 2024, que totalizou 4,322 milhões de boe/d, houve crescimento de 13,3%. Esses e outros dados anuais se encontram no Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural de dezembro de 2025, divul- gado no início desse mês e que, além dos dados desse mês, traz encarte com dados anuais consolidados de 2025. No caso do petróleo, foram produzidos 3,770 milhões de barris por dia (bbl/d) em 2025, recorde histórico e 12,3% acima do observado em 2024 (quando atingiu 3,358 milhões de bbl/d). Já a produção de gás natural no ano de 2025 chegou à média anual de 179 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), também alcançando recorde histórico. A média foi 17% maior do que a do ano anterior, quan- do registrou 153 milhões de m³/d. Em 2025 a maior parte da produção de petróleo e gás foi proveniente de reserva- tórios do pré-sal, que representa, em média, 79,63% da produção nacional. Já as produções do pós-sal e terrestre re- presentam, em média, 15,45% e 4,92%, res- pectivamente, do total produzido no país.

Foto: Divulgação

Produção de petróleo e gás em 2025 bate recorde histórico Foram produzidos 4,897 milhões de barris de óleo equivalente por dia, cerca de 12,7% a mais do recorde anterior, alcançado em 2023.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

Origem da produção

Sobre o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Além da publicação tradicional em .pdf, é possível consultar os dados do boletim de forma interativa utilizando a tecnologia de Business Intelligence (BI). A ferramenta per- mite que o usuário altere o mês de referên- cia para o qual deseja a informação, além de diferentes seleções de períodos para consulta e filtros específicos para campos, estados e bacias. Variações na produção são esperadas e podem ocorrer devido a fatores como para- das programadas de unidades de produção em função de manutenção, entrada em operação de poços, parada de poços para manutenção ou limpeza, início de comissio- namento de novas unidades de produção, dentre outros. Tais ações são típicas da pro- dução de petróleo e gás natural e buscam a operação estável e contínua, bem como o aumento da produção ao longo do tempo.

Oceânica e Petrobras iniciam contrato avaliado em R$ 500 milhões de reais

No mês, os campos marítimos produziram 97,9% do petróleo e 86,5% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras, sozi- nha ou em consórcio com outras empresas, foram responsáveis por 90,03% do total produzido. A produção teve origem em 6.048 poços, sendo 547 marítimos e 5.501 terrestres. Campos e instalações Em dezembro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor, registrando 838,98 mil bbl/d de petróleo e 41,79 milhões de m³/d de gás natural.Já a instalação com maior produção de petróleo foi a FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, com 238.960 bbl/d de petróleo. A instalação com a maior produção de gás natural foi FPSO Guanabara, no campo de Mero, com total de produção de 12,10 mi- lhões de m³/d.

Foto: Divulgação

Class, com capacidade para operar em lâmi- na d’água de até 3 mil m, além de sistemas de mergulho e ferramentas especializadas. A Petrobras é a principal cliente da Oceânica: são 40 contratos ativos, representando um backlog de R$ 8,2 bilhões, segundo os resul- tados mais recentes da empresa, referentes ao terceiro trimestre de 2025. A Oceânica é uma empresa brasileira que desenvolve soluções submarinas para o mer- cado de O&G há 47 anos. A companhia atua na prevenção, contingenciamento e enge- nharia buscando a mitigação dos riscos am- bientais e o aumento da vida útil dos ativos. Ela fornece serviços de inspeção, intervenção e monitoramento de estruturas submarinas e subaquáticas. Além disso, atua como pres- tadora de serviços para empresas de outros setores como telecomunicações e mineração.

Oceânica anunciou, o início de mais um contrato de afretamento com a Petrobras. A embarcação Ocea-

nicasub XV, do tipo SDSV (Shallow Diving Support Vessel, ou embarcação de apoio a mergulho raso) vai atuar na manutenção da produção de petróleo com operações de mergulho e ROV Work Class (que podem realizar atividades de inspeção, reparo e manutenção em águas profundas e ultrapro- fundas). O contrato foi avaliado em cerca de R$ 500 milhões, com duração aproximada de quatro anos. O acordo contempla operações ao lon- go do litoral brasileiro. Ao todo, a Oceânica possui uma frota de 17 embarcações – sendo sete RSVs (ROV Support Vessels), seis SDSVs, e dois AHTSs (Anchor Handling Tug Supply) – e 55 ROVs, sendo 42 de observação e 13 ROVs Work

Foto: Divulgação

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

ancoragem da unidade e a interligação com os poços produtores”, explica a diretora de Engenharia Tecnologia e Inovação da Petro- bras, Renata Baruzzi. O FPSO P-79 é mais uma unidade das 12 previstas para instalação no campo de Búzios e se soma às outras sete plataformas já em operação: os FPSOs P-74, P-75, P-76, P-77, Almirante Barroso, Almirante Tamandaré e P-78. A P-79 tem capacidade de produção de 180 mil barris de óleo, além de comprimir 7,2 milhões de m³ de gás diários. Em outubro de 2025, o campo ultrapassou a marca de 1 milhão de barris de petróleo produzidos por dia, tornando-se o maior em produção em águas ultraprofundas da Petrobras. O campo de Búzios está localizado em águas ultra profundas da Bacia de Santos (profun- didade de até 2.100 metros), a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro. O FPSO P-79 integra o projeto de Desenvolvimento da Produção de Búzios 8, que conta com 14 poços, sendo 8 produtores e 6 injetores WAG. A P-79 foi construída pela SAME Nether- lands BV, uma Joint Venture formada pelas empresas SAIPEM Spa da Itália e a Hanwha Ocean da Coreia do Sul, em Geoje-Si, onde o casco foi construído e realizada a integração e comissionamento dos módulos de topsi- de, construídos na China, Brasil, Coréia do Sul e Indonésia. A viagem do estaleiro até o Brasil levou cerca de 3 meses. O consórcio de Búzios, atuante no campo, é composto por Petrobras (operadora), as empresas parceiras chinesas CNOOC, CNODC e a PPSA, empresa gestora dos contratos de partilha da produção.

Foto: Divulgação

plataforma da Petrobras, P-79, do tipo FPSO, chegou ao pré- -sal da Bacia de Santos, conforme

Plataforma da Petrobras, P-79, chega ao campo de Búzios Unidade é capaz de produzir 180 mil barris de óleo e comprimir 7,2 milhões de m³ de gás/dia.

cronograma previsto. A unidade foi reboca- da até a locação com a tripulação a bordo, estratégia bem-sucedida já utilizada com a P-78, para reduzir o tempo de início de pro- dução. “Embarcar a tripulação na viagem para a locação permite colocar em condição ope- racional sistemas complexos do FPSO sem interromper a continuidade do processo de comissionamento, além de permitir o treina- mento das equipes. Tudo isso agiliza o início da produção. As próximas etapas serão a

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

A atuação com parceiros nesse novo bloco marca a volta da Petrobras à Namíbia e será muito importante dentro da estratégia de busca de novas fronteiras pela companhia”, afirma Magda Chambriard, presidente da Petrobras. A aquisição marca o retorno da Petrobras à Namíbia e está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, voltada à di- versificação de portfólio e à recomposição das reservas de petróleo e gás por meio da exploração de novas fronteiras e do fortale- cimento de parcerias estratégicas. “Temos bastante conhecimento geológico da região, em grande parte análoga às nos- sas bacias sedimentares. Olhamos com atenção a costa oeste Africana e as boas oportunidades na África. Foi assim em São Tomé e Príncipe, África do Sul e, ago- ra, Namíbia”, conclui a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Sylvia Anjos. A transação observou todos os trâmites de governança corporativa da companhia e está em conformidade com o Plano de Ne- gócios 2026-2030. A conclusão da transação está condicionada ao cumprimento de condições preceden- tes, incluindo aprovações governamentais e regulatórias aplicáveis, notadamente do Ministério da Indústria, Minas e Energia da Namíbia.

Foto: Divulgação

Petrobras adquire participação em bloco exploratório na República da Namíbia

(42,5%), Petrobras (42,5%), Eight (5%) e Nam- cor Exploration and Production (PTY) Ltd – empresa estatal detida pelo Governo da Namíbia (10%). O Bloco está localizado na Bacia de Lüderitz e cobre uma área de cerca de 11 mil km² na costa da Namíbia. “A aquisição de novos blocos é fundamental no planejamento de médio e longo prazo da Petrobras, visando à manutenção de reser- vas de óleo e gás. Temos avaliado com mui- to cuidado áreas que têm mostrado boas perspectivas, tanto no Brasil como em outras partes do do mundo.

Petrobras informa que adquiriu 42,5% de participação no Bloco 2613, localizado no offshore da Re-

As empresas cedentes são a Eight Offshore Investment Holdings (“Eight”) e a Maravilla Oil & Gas. Após a conclusão da transação, a Eight seguirá detendo 5% do bloco, enquan- to a Maravilla encerrará sua participação no ativo. Com isso, o consórcio do Bloco 2613 passa a ser composto por TotalEnergies

pública da Namíbia, na África. A operação foi realizada em parceria com a TotalEnergies, que também adquiriu 42,5% e atuará como operadora do bloco.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

OFFSHORE

A PRIO S.A. é uma das principais companhias independentes de óleo e gás do Brasil, com atuação focada na aquisição, desenvolvi- mento e operação de campos maduros offshore. A empresa concorre com nomes como Petrobras e outras petroleiras inde- pendentes, destacando-se por sua estratégia de eficiência operacional, disciplina financei- ra e geração de caixa. Com números sólidos de produção e vendas no acumulado anual, a PRIO segue no radar dos investidores que buscam exposição ao setor de energia na bolsa de valores brasilei- ra, especialmente em um momento de aten- ção aos preços internacionais do petróleo e à execução operacional das companhias do segmento.

Um dos fatores que limitaram uma per- formance ainda mais forte no mês foi um impacto pontual no campo de Frade, onde uma falha no sistema de geração de ener- gia, registrada no último dia (08/01), afetou temporariamente a produção. A companhia informou que a operação foi normalizada no mesmo dia, minimizando efeitos prolonga- dos sobre o volume total produzido. Além da produção, as vendas da PRIO tam- bém chamaram a atenção do mercado. Em janeiro, o volume comercializado somou 4,086 milhões de barris de óleo equivalente, o que representa uma alta de 13,2% na base anual. Na comparação mensal, houve um recuo de 10,6%, movimento comum no se- tor de óleo e gás, influenciado por questões logísticas e calendário de exportações.

Foto: Divulgação

PRIO amplia produção em janeiro, cresce quase 36% em um ano Produção da PRIO atinge 155,6 mil boepd em janeiro, com forte avanço anual, apesar de leve recuo mensal e impacto pontual no campo de Frade

PRIO iniciou 2026 com um desem- penho operacional robusto. Em janeiro, a companhia registrou pro-

O resultado reforça o bom momento ope- racional da petroleira independente listada na bolsa de valores brasileira (B3), especial- mente em um cenário de maior disciplina operacional e foco na eficiência dos campos maduros. O avanço anual mostra que os investimen- tos em revitalização e otimização dos ativos continuam gerando retorno consistente.

dução média de 155,6 mil barris de óleo equivalente por dia (boepd), representando um crescimento expressivo de 35,9% na comparação anual, segundo dados divul- gados ao mercado. Frente a dezembro, no entanto, houve uma leve redução de 0,13%, considerada marginal pelo setor.

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

ARTIGO I

Transformação digital é mandatório

Além disso, a ausência de um padrão de sistemas operacionais dificulta o fluxo de trabalho e impede a regulamentação e implementação de boas práticas. Em decor- rência dessa falta de sistematização atrelada aos baixos índices de conectividade, muitas fábricas, principalmente as mais antigas, ainda não possuem infraestrutura de rede adequada para suportar projetos de IoT, mobilidade ou digitalização. Neste contexto, com as crescentes deman- das do setor industrial, a atualização dos parques vinculada a novas ferramentas tecnológicas é essencial. Soluções que am- pliam eficiência, reduzem desperdícios, con- tribuem para a sustentabilidade e aumen- tam a disponibilidade dos ativos tornam-se ainda mais estratégicas e tendem a absorver melhor as pressões externas, possibilitando operações com aumento de produtividade e diminuição de interrupções. No cenário ideal, as empresas devem ado- tar uma abordagem ágil, porém cautelosa, nesse processo de implementação, sendo fundamental, ainda, a capacitação contínua das equipes e o registro minucioso das mé- tricas, retornos e tráfego de dados. Projetos piloto bem estruturados e executados conse- guem acelerar a cultura digital nas indústrias.

mento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC) tinha como meta alcançar 25% até 2025.

O cenário em 2026 é diferente, pois digitalização e gestão inteligente não são mais diferenciais. Empresas que não investi- rem em transformação digital, especialmen- te na integração entre fábrica e gestão, vão perder competitividade global e espaço no mercado nacional. Por isso, neste ano, as principais tendências que as indústrias devem seguir estão relacio- nadas à manutenção prescritiva e à massifi- cação de sensores baseados em Internet of Things (IoT) para gestão dessa manutenção, bem como investimentos com retorno (ROI) rápido, digitalização do chão de fábrica e soluções all-in-one, concentrando múltiplas funcionalidades em plataformas completas.

Manutenção prescritiva, massificação do IoT e soluções all-in-one são as principais tendências do setor industrial para 2026

POR BRUNO REZENDE E JUAN FERRARI

Momento e oportunidades

Atualmente, o maior desafio neste contexto é a tomada de decisões com base em dados confiáveis. De acordo com a PINTEC Semes- tral, em 2024, 89% das indústrias utilizaram tecnologia digital avançada. Esse dado indi- ca que um número elevado de companhias já possui ferramentas tecnológicas, mas aca- bam subutilizando o potencial delas. Recentemente, o setor industrial tem sido impactado por taxações internas e externas que restringem novos investimentos em tecnologia e aumentam o custo operacional, provocando uma falta de previsibilidade e de planejamento financeiro.

Digitalização da indústria

Foto: Divulgação

A principal tecnologia usada no setor indus- trial é a IoT, que monitora e detecta falhas e inconsistências em ativos, minimizando paradas inesperadas.

indústria brasileira, nos últimos dois anos, vem se dedicando a alcançar a eficiência operacional por meio da

transformação digital, o que já era realidade em 19% das empresas industriais ao final de 2024 e, à época, o Ministério do Desenvolvi-

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

ARTIGO I

Panorama futuro

Para 2026, a tendência é que haja uma evo- lução para a Gestão de Ativos 4.0 Integrada, em que todas as áreas e fluxos de trabalho estão alinhados diretamente com o software de gestão (CMMS/EAM). Nesse sentido, as rotinas manuais de inspe- ção são substituídas por telemetria contínua. Entre as tecnologias para manutenção em destaque para o setor industrial estão IoT Preditivo Plug & Play, dispositivos móveis com diagnósticos em tempo real e algorit- mos de detecção de anomalias. A manuten- ção preditiva já está consolidada. Neste ano, a previsão é que ela evolua para a manuten- ção prescritiva. Neste formato, um sistema de IoT detecta a falha, cruza com o histórico, identifica o tipo de falha, abre a Ordem de Serviço automá- tica no CMMS, verifica a disponibilidade de itens necessários no estoque e já realiza o requerimento. O sistema identifica e admi- nistra a demanda automaticamente, dei- xando de ser responsivo e se tornando um gestor. A partir destas implementações, a manu- tenção passa a conversar nativamente com operações, qualidade, sustentabilidade e supply chain, criando um fluxo unificado. Em 2026, as exigências não serão apenas sobre a disponibilidade da máquina e os recursos tecnológicos, mas também pela capacidade de reduzir o custo energético do ativo e a otimização de recursos.

Ao mesmo tempo, a Inteligência Artificial (IA) vem ganhando espaço no segmento, e, quan- do combinada com IoT, auxilia na prevenção de problemas, reduz o tempo de parada e me- lhora exponencialmente a produtividade. Por outro lado, ferramentas como RPA, digi- tal twins e automação de processos estão sendo incorporadas nos fluxos industriais. Sendo assim, as principais tendências tecno- lógicas para o setor são as que conseguem gerar ganhos tangíveis em um curto perío- do, como a digitalização do chão de fábrica, a criação de cadeias de manutenção integra- das e soluções all-in-one. Esse processo de transformação digital tem proporcionado ganhos reais para as empre- sas que iniciaram as implantações, como a detecção prévia de falhas, que diminui os gastos não planejados; a transparência ope- racional, que permite uma macro análise de gargalos; a extensão da vida útil dos ativos; a acuracidade nos indicadores e a migra- ção de uma postura reativa para uma visão orientada à performance.

A indústria entrou em uma fase em que a competitividade depende diretamente da capacidade de integrar pessoas, processos e tecnologia. Soluções simples, rápidas e integradas serão as mais valorizadas no mercado. Contudo, a transformação digital só será efetiva quando alcançar todos os elos da cadeira, do técnico ao gestor. Empresas que conseguirem transformar tecnologia em hábito e cultura serão as que conquistarão um crescimento consistente em 2026.

No setor industrial, além das novas ferramen- tas e práticas, o profissional também vai pre- cisar se adequar às atualizações. O novo técnico precisará ter um perfil híbri- do, ser especialista em sua área específica e entender de sistemas e análise de dados. Nesse sentido, as empresas precisam parti- cipar desta capacitação dos colaboradores para a incorporação de ferramentas digitais às equipes. Organizações que investem em treinamento e cultura digital terão grande vantagem competitiva.

Manutenção industrial

O panorama atual da manutenção indus- trial brasileira vive uma transição crítica do modelo preventivo calendarizado para o início da manutenção baseada em condição (CBM). Muitas fábricas já possuem sensores, mas os dados ainda estão desconectados da gestão.

Juan Ferrari

Bruno Rezende

é cofundador e Gerente Comercial da Fracttal Brasil

é Especialista em IoT da Fracttal Brasil

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

Page 1 Page 2-3 Page 4-5 Page 6-7 Page 8-9 Page 10-11 Page 12-13 Page 14-15 Page 16-17 Page 18-19 Page 20-21 Page 22-23 Page 24-25 Page 26-27 Page 28-29 Page 30-31 Page 32-33 Page 34-35 Page 36-37 Page 38-39 Page 40-41 Page 42-43 Page 44-45 Page 46-47 Page 48-49 Page 50-51 Page 52-53 Page 54-55 Page 56-57 Page 58-59 Page 60-61 Page 62-63 Page 64-65 Page 66-67 Page 68-69 Page 70-71 Page 72-73 Page 74-75 Page 76-77 Page 78-79 Page 80-81 Page 82-83 Page 84-85 Page 86-87 Page 88-89 Page 90-91 Page 92-93 Page 94-95 Page 96-97 Page 98-99 Page 100-101 Page 102-103 Page 104-105 Page 106-107 Page 108-109 Page 110-111 Page 112-113 Page 114-115 Page 116-117 Page 118-119 Page 120

Made with FlippingBook Ebook Creator