Revista digital Oil & Gas Brasil nº 81

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 81 Outubro de 2026

ENTREVISTA

SUMÁRIO

10 PRODUÇÃO PRÓPRIA DE ÓLEO E GÁS DA PETROBRAS ATINGE NOVO RECORDE COM CRESCIMENTO DE 11,7% EM UM ANO 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 12 .......................... Offshore 14 ....................... Gás Natural 16 .......................... Offshore 36 ................. Marco Histórico 38 ................. Indústria naval 44 .......................... Royalties 52 .......................... Refinaria 60 ................ Indústria naval 62 . . . . . Expanção Operacional 64 .......................... Onshore 76 ..................... Certificação 88 .......................... Leilão

MATÉRIA DE CAPA

O NOVO MAPA DO PRÉ-SAL

COLUNISTA ROBERTO SILVA

SOME FISH EVOLVE MUCH FASTER.

ATLÂNTICO SUL: UM OCEANO DE OPORTUNIDADES

COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI

GREEN PIN ® ROV PRO SHANK HOOK

CONTEÚDO LOCAL E POLÍTICA INDUSTRIAL NO PETRÓLEO

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EDITORIAL

O PRÉ-SAL E NOVAS FRONTEIRAS IMPÕEM DESAFIOS

Apesar das condições favoráveis, a integração econômica entre os dois lados do Atlântico Sul permanece limitada. Ampliar as cone- xões comerciais e industriais pode fortalecer a segurança energética regional, estimular investimentos e criar novas oportunidades de negócios, aproveitando melhor os recursos já existentes. Por trás dessas discussões está uma questão essencial: como ampliar os benefícios da indús- tria petrolífera para além da produção e da arre- cadação? A análise de Jorge Luiz Mitidieri mos- tra que conteúdo local e política industrial não são conceitos equivalentes. O fortalecimento da indústria exige não apenas compras domésti- cas, mas também investimento em inovação, capacitação tecnológica e competitividade. As experiências de Brasil, Reino Unido e Norue- ga demonstram que não há fórmulas prontas. Cada país combinou instrumentos diferentes para fortalecer sua cadeia produtiva, sempre de acordo com suas condições econômicas e institucionais. A principal lição é que desen- volvimento industrial depende de estratégia e visão de longo prazo. O petróleo continuará desempenhando papel fundamental na economia brasileira nas próximas décadas. Transformar recursos naturais em prosperidade exige visão de longo prazo, planejamento e capacidade de construir uma base econômica que sobreviva aos ciclos do petróleo. O novo mapa do pré-sal amplia horizontes. O desafio agora é garantir que seus benefícios alcancem, de forma sustentável, toda a sociedade brasileira.

Royalties representam uma oportunidade, mas também exigem responsabilidade. A depen- dência excessiva desses recursos pode expor governos locais às oscilações dos preços inter- nacionais do petróleo, às variações cambiais e ao comportamento da produção. Por isso, experiências voltadas à diversificação eco- nômica, ao financiamento de novos empre- endimentos e à ampliação da infraestrutura merecem atenção especial. O verdadeiro legado da atividade petrolífera não deve ser medido apenas pelos valores arrecadados, mas pela capacidade de criar condições duradouras para o desenvolvimento regional. A expansão das operações offshore também amplia a relevância dos investimentos em segurança, integridade de ativos e transfor- mação digital. O avanço da digitalização e da inteligência artificial como vetores da próxima geração de ativos offshore, destaca Victor Venâncio, diretor-geral da Roxtec Brasil. Na entrevista exclusiva à revista digital Oil & Gas Brasil, ele avalia que o Brasil seguirá ocupan- do posição estratégica no mercado global de energia, impulsionado pelo pré-sal e por novas fronteiras exploratórias. O tema reforça a importância da inovação para garantir opera- ções cada vez mais seguras e eficientes. Já o colunista Roberto Silva também chama atenção para o potencial do Atlântico Sul. Tradicionalmente visto como uma divisão geográfica entre América do Sul e África, o oceano pode se transformar em uma ponte capaz de aproximar produtores, refinadores, distribuidores e consumidores de energia.

indústria brasileira de petróleo vivencia um cenário marcado pela expansão das fronteiras exploratórias,

Mais importante que os números dos leilões é compreender seu significado. As áreas recém-contratadas ainda passarão por estu- dos, perfurações e avaliações técnicas. Não representam produção imediata, mas inves- timentos voltados para as próximas décadas. A sustentabilidade do setor depende justamen- te dessa combinação entre exploração de novas áreas e aproveitamento eficiente das reservas já descobertas. Se a expansão do pré-sal projeta o futuro, os royalties mostram como a riqueza produzida hoje chega aos estados e municípios. O caso do Espírito Santo é emblemático. Terceiro maior produtor nacional de petróleo e gás, o estado consolidou uma importante participação na arrecadação petrolífera brasileira, sustentada principalmente pela produção offshore do Parque das Baleias e do campo de Jubarte, onde foi produzido o primeiro óleo do pré-sal brasileiro. Os números evidenciam a relevância econô- mica desses recursos para os cofres públicos estaduais e municipais. Ao mesmo tem- po, revelam um desafio recorrente: a forte concentração das receitas em determinadas localidades. Essa realidade reforça a necessi- dade de planejamento fiscal e de estratégias capazes de transformar receitas temporárias em investimentos permanentes.

consolidação da produção offshore e neces- sidade de transformar riqueza mineral em desenvolvimento econômico de longo prazo. Os temas apresentados nesta edição ajudam a compreender diferentes dimensões desse processo: a ampliação do mapa do pré-sal, a importância dos royalties para o Espírito Santo, o potencial de integração econômica do Atlântico Sul e o debate sobre conteúdo local e política industrial. Os leilões realizados recentemente pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ampliaram em 58% a área exploratória contratada sob o regime de partilha nas bacias de Santos e Campos. Sete blocos foram arrematados por empresas bra- sileiras, chinesas, europeias e norueguesas, si- nalizando a continuidade do interesse interna- cional por uma das províncias petrolíferas mais promissoras do planeta. Ao mesmo tempo, projetos já conhecidos avançam para uma nova etapa de desenvolvi- mento, como demonstra a chegada da plata- forma P-80 para o campo de Búzios, reforçando a capacidade produtiva de um ativo que hoje ocupa posição central na produção nacional.

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OFFSHORE

Produção própria de óleo e gás da Petrobras atinge novo recorde com crescimento de 11,7% em um ano Vendas de derivados no mercado interno no 3º trimestre de 2026 alcançaram melhor resultado da história do atual parque de refino com 1.854 mil barris por dia.

Principais eventos no 3T26

o 3º Trimestre de 2026, a produção média de óleo, LGN e gás natural da Petrobras alcançou a marca recorde

– O aumento da eficiência operacional dos ativos, resultado da confiabilidade dos siste- mas de produção e da disciplina operacio- nal, alcançou a melhor marca desde o 4T18, consolidando o desempenho consistente registrado nos últimos trimestres. – O FPSO Alexandre de Gusmão, o quinto instalado no campo de Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, atingiu, em 25 de agosto, sua capacidade de produção originalmente prevista em projeto, de 180 mil barris por dia (mbpd). Posteriormente, após a implementação de aditivo para aumento de capacidade, e em concordância com os órgãos reguladores e as entidades ambientais, a plataforma alcan- çou, em 3 de setembro, um novo pico de produção de 190 mbpd. Mero, cujas platafor- mas registraram, conjuntamente, produção média de óleo de 760 mbpd no 3T26 é o terceiro maior campo produtor de petróleo do Brasil, atrás apenas de Búzios e Tupi. – Ainda no campo de Mero, o FPSO Sepeti- ba, superou a capacidade de processamento de óleo originalmente projetada, de 180 mbpd, chegando a alcançar pico diário de 212 mbpd em setembro. A plataforma, afre- tada junto à SBM Offshore, está entre as uni- dades líderes de produção do Brasil.

de 3,512 milhões de barris de óleo equivalen- te por dia (MMboed), 11,7% acima do mesmo trimestre do ano passado e 5,3% acima do 2T26, em função, principalmente, do maior patamar de eficiência da produção em 8 anos, do ramp-up dos FPSOs P-78 e P-79, no campo de Búzios, do atingimento do topo de produção do FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero, além do menor volume de perdas por paradas para manutenções. Neste trimestre, entraram em operação 12 novos poços produtores, sendo seis na Bacia de Campos e seis na Bacia de Santos.

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garantir a integridade dos equipamentos e a segurança das pessoas, além de contribuir para o aumento da eficiência operacional e da rentabilidade do processo produtivo. No 3T26, a Petrobras avançou em sua estratégia de descarbonização com a assina- tura de novos contratos para execução do projeto de BioQAV e Diesel Renovável na RPBC, que prevê a instalação da primeira planta dedicada da companhia para produ- ção de combustíveis renováveis, com capaci- dade de até 15 mbpd. Adicionalmente, a REDUC consolidou sua posição como a primeira refinaria da Petro- bras habilitada pela certificação ISCC Corsia a produzir SAF por coprocessamento para o mercado internacional. Em julho, a unidade entregou seu primei- ro lote de SAF, com 3,8 milhões de litros, produzido a partir de óleo de soja ILUC (sigla em inglês para Mudança Indireta no Uso da Terra), o qual assegura que a matéria-prima não está associada a desmatamento recente e nem o incentiva indiretamente. A REDUC obteve ainda autorização da ANP para produzir Diesel R com 8,5% de conteúdo renovável. Esses avanços reforçam a ampliação do portfólio de produtos de menor intensidade de carbono e o posi- cionamento da companhia para atender

O desempenho positivo também se refletiu no mercado externo, onde foram registra- das exportações recordes de 1.251 mbpd de petróleo e derivados. Esses resultados foram alcançados com planejamento integrado, elevada utilização do parque de refino, eficiência operacional e otimização logística, que ampliou a capaci- dade e a flexibilidade das operações. A produção total de derivados foi de 1.869 mbpd no 9M26, representando aumento de 7,2% versus 9M25. No 3T26 a produção foi de 1.873 mbpd, mantendo elevado o Fator de Utilização Total (FUT) das refinarias, de 99%. Destaca-se que o resultado do FUT no 3T26 foi 5 p.p. acima do obtido no 3T25, com participação de médios (diesel e QAV) e de gasolina no volume total produzido em 68%, reforçando o foco da Petrobras na maximiza- ção da produção de combustíveis de maior valor agregado. A carga processada totalizou 1.800 mbpd no 9M26, aumento de 7% em relação ao 9M25, com elevada participação do óleo nacional (93%) e dos óleos do pré-sal (72%) na carga, contribuindo para menores importações de petróleo no período. Esse resultado foi alcançado mesmo com a realização, no 3T26, de paradas programadas para manutenção na RPBC, essenciais para

– Produção total operada no 3T26: 5,08 MMboed (recorde anterior de 4,87 MMboed no 2T26). – Produção total própria no 3T26: 3,51 MMboed (recorde anterior de 3,34 MMboed no 2T26). – Produção total operada no pré-sal no 3T26: 4,46 MMboed (recorde anterior de 4,24 MMboed no 2T26). – Produção total própria no pré-sal no 3T26: 2,96 MMboed (recorde anterior de 2,78 MMboed no 2T26). – O Índice de Utilização do Gás Associado (IUGA) foi recorde no 3T26 alcançando o valor de 98,3% (recorde anterior de 98,1% no 4T25), contribuindo de forma significa- tiva para a redução das emissões e maior eficiência em carbono.

– O FPSO Almirante Tamandaré, que tam- bém produz no campo de Búzios, atingiu recorde de produção média mensal de óleo com 263 mbpd em julho de 2026, man- tendo-se como a plataforma com a maior produção no Brasil. – Pela primeira vez, no 3T26, as plataformas de Búzios superaram a marca de 11 milhões de m³/d de exportação média de gás natural. O resultado consolida a trajetória de cresci- mento do campo e reforça a confiabilidade operacional de suas plataformas na entrega contínua de gás ao mercado brasileiro. – As plataformas P-80 e P-82 deixaram, res- pectivamente, em 30 de setembro e em 18 de outubro, o estaleiro Tuas Boulevard Yard, em Singapura, rumo ao campo de Búzios, o maior campo do Brasil em reservas e produ- ção, no pré-sal da Bacia de Santos. As duas unidades integram o conjunto de seis plataformas gigantes da Petrobras, cada uma com capacidade nominal para produ- zir 225 mbpd e comprimir 12 milhões de metros cúbicos de gás natural diariamen- te, figurando entre as maiores da indústria mundial. A entrada em operação de ambas está prevista para 2027, sendo a nona e a décima unidades instaladas nesse campo.

Destaques do segmento de Refino, Trans- porte e Comercialização

No 3T26, as vendas de derivados no merca- do interno alcançaram 1.854 mbpd, o maior volume desde o 3T21 e o melhor resulta- do considerando o parque de refino atual. Na comparação com o trimestre anterior, o crescimento foi de 6,4%, impulsionado principalmente pela alta de 14,4% nas vendas de diesel e de 9,9% nas de QAV.

Neste trimestre, diversos recordes foram atingidos, dentre os quais se destacam:

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– Recorde de produção de Diesel: no 3T26 foi registrado recorde trimestral de produção de diesel, de 769 mbpd e recorde mensal em julho, de 792 mbpd.

à crescente demanda por combustíveis sustentáveis, contribuindo para o atendi- mento às demandas regulatórias do setor de transportes.

Alguns recordes foram atingidos, dentre os quais se destacam:

– Recordes nos embarques de petróleo para exportação: em jul/26, foram atingi- dos 37,2 milhões de barris e, em ago/26, essa marca foi superada, com 37,8 milhões de barris. Esse desempenho foi viabilizado pela otimização de recursos, rotas, redução de esperas e tempos de atracação. Cabe ressaltar que parte dessas cargas “ficaram em andamento” ao final do trimestre e, portanto, não foram refletidas no total das exportações do período. – Novo recorde de movimentação por CTV: em ago/26, foi alcançada a marca de 6,6 milhões de barris de petróleo transferi- dos por CTV (Cargo Transfer Vessel), superan- do o recorde mensal anterior, de 6,2 milhões de barris, registrado em jun/26. A tecnologia contribui para ampliar a flexibilidade e a eficiência logística das operações offsho- re, apoiando o escoamento da crescente produção e das exportações de petróleo. – Recorde histórico no Terminal de Suape: em set/26, foi registrado o maior número de navios operados no terminal – 101 navios. Com diversos pontos de ope- ração entre píeres e cais, o terminal pode receber até 11 embarcações simultaneamen- te. O resultado reflete o planejamento e a execução integrados, a alta disponibilidade dos equipamentos e a eficiência operacio- nal, ampliando a geração de valor do ativo.

RECORDES DE PRODUÇÃO

A seguir, os eventos de destaque do trimestre:

– Diesel Total (3T26) Parque de Refino: 769 mbpd

– Gasolina (Setembro) REFAP: 62 mbpd

– Foi iniciado o fornecimento de bunker por via marítima no Complexo Industrial Portu- ário de Suape, em Pernambuco, ampliando nossa atuação nos mercados do Norte e Nordeste. A iniciativa expande a oferta de soluções da Petrobras em um dos mais importantes corredores logísticos do país. – A primeira operação comercial de forne- cimento de bunker HSFO (High Sulfur Fuel Oil) foi realizada no Porto do Rio de Janeiro, ampliando o portfólio de bunker da com- panhia em um mercado estratégico para a navegação internacional com mais alter- nativas de atendimento a embarcações de grande porte. – O Starnav Elektra, primeiro navio do Programa Mar Aberto, foi entregue e a Petrobras avançou na renovação e amplia- ção da frota de apoio marítimo. Construído em Santa Catarina, o PSV (Platform Supply Vessel) reúne tecnologias voltadas à eficiên- cia energética, além de estar preparado para operar parcialmente com combustível reno- vável no futuro. A renovação da frota reforça eficiência, segurança e apoio à indústria naval nacional.

– Diesel S10 (3T26) REPLAN: 133 mbpd REFAP: 58 mbpd REGAP: 49 mbpd

– GLP (3T26) RNEST: 3 mbpd

– GLP (Agosto) RNEST: 3,9 mbpd – Nafta (3T26) RNEST: 17 mbpd – Nafta (Agosto) RNEST: 20 mbpd

– Diesel Total (Julho) Parque de Refino: 792 mbpd

– Diesel S10 (Julho) REFAP: 59 mbpd

– Gasolina (3T26) REFAP: 59 mbpd

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Vinte anos depois, a TMC Compressors retorna para equipar uma FPSO para uma nova fase de operação no Brasil A TMC Compressors foi selecionada para fornecer um sistema de ar comprimido para uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) que está sendo modernizada na China antes de ser implantada no Brasil para sua terceira fase de vida.

eles voltem a nos procurar para apoiar esta modernização. A FPSO Maromba requer tecnologias mais modernas e energeti- camente eficientes, com capacidade ligeiramente maior. Estamos ansiosos para fornecer este sistema”, disse Hans-Petter Tanum , Diretor de Vendas e Desenvolvimento de Negócios da TMC. O casco da FPSO começou sua vida como um navio-tanque mercante antes de sua primeira conversão em uma FPSO para o campo de Polvo, no Brasil, em 2007.

A decisão final de investimento (FID) para o desenvolvimento do campo de Maromba foi tomada em maio de 2025, com o objetivo de atingir 500 milhões de barris de petróleo in situ. Este projeto foi concebido para incluir uma plataforma integrada de perfuração e cabe- ça de poço (WHP) e a FPSO reformada. A primeira produção de petróleo do projeto brasileiro está prevista para o final de 2027. A BW Energy prevê uma produção estável de 60.000 barris de petróleo por dia.

FPSO Maromba, anteriormente conhecida como FPSO Polvo, está passando por modernizações na

secadores de ar, filtros e sistema de controle. O valor do contrato não foi divulgado.

COSCO Shipping Heavy Industry (Dalian) para a operadora de petróleo e gás BW Energy. Após a conclusão, a FPSO de 340,6 metros de comprimento será implantada no campo de Maromba, na bacia de Campos. A TMC fornecerá um sistema de ar compri- mido marítimo de alta capacidade, incluindo compressores de ar para serviço e controle,

Segundo a empresa sediada em Oslo, o compressor foi projetado de forma a permi- tir que a tripulação a bordo faça a sua manu- tenção por conta própria, sem a necessidade de um técnico de serviço externo. “Na verdade, fornecemos o sistema de ar comprimido marítimo para a FPSO Polvo há 20 anos, então é uma grande honra que

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GÁS NATURAL

Para a Petrobras, a proposta de Gas Rele- ase como foi apresentada pode reduzir a previsibilidade necessária para inves- timentos em produção, importação e infraestrutura, gerando efeito contrá- rio ao pretendido: menor expansão da oferta e manutenção de pressões sobre os preços no médio e longo prazo. A com- panhia entende que a medida proposta apenas redistribui volumes já existentes no mercado, com efeitos potencialmente transitórios e sem demonstração sufi- ciente de benefícios duradouros para a concorrência ou para os consumidores.

Adiamento do Gas Release favorece debate e decisão qualificada

Sobre o Gas Release

O Gas Release, conforme consta da pro- posta da ANP, é um programa de venda compulsória de gás natural, por meio do qual a Petrobras seria obrigada a vender, por meio de leilões, parte dos volumes de que é titular, com preço mínimo inicial, quantidade e duração a serem definidos pela ANP, para aquisição e/ou revenda por outros agentes.

Para a companhia, o adiamento beneficia o bom andamento do processo regulató- rio, permitindo que o debate público não seja realizado de forma açodada e que sejam melhor avaliados os impactos de curto, médio e longo prazo relacionados ao programa proposto. A alteração de data permitirá que a decisão final seja mais qualificada, sem comprometer os pra- zos subsequentes previstos pela agência. A Petrobras participa de forma construti- va do debate sobre o Gas Release, tendo encaminhado, em setembro de 2026, suas contribuições à consulta pública realizada pela ANP. As sugestões enviadas pela companhia buscam promover o desenvolvimento de um mercado de gás natural mais com- petitivo, líquido e eficiente, sem compro- meter a segurança do abastecimento, os investimentos no setor e o equilíbrio eco- nômico dos agentes envolvidos.

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Petrobras avalia positivamente a decisão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocom-

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bustíveis (ANP) de postergar, para 19 de novembro de 2026, a realização da audi- ência pública sobre o Programa de Redu- ção da Concentração no Mercado de Gás Natural (Gas Release).

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A OneSubsea e gigantes do setor de petróleo e gás estão desbravando águas mais profundas com tecnologia submarina totalmente elétrica Adeus aos sistemas hidráulicos, olá aos sistemas elétricos: OneSubsea, TotalEnergies, Equinor, BP e Chevron testaram tecnologia totalmente elétrica em profundidades de até 3.000 metros.

o projeto e operação de futuros campos em águas profundas, substituindo a atuação hidráulica por sistemas elétricos e conectan- do equipamentos submarinos, tecnologia de completação de poços, controles de superfí- cie e recursos digitais. O projeto brasileiro qualificou componen- tes elétricos e sistemas de controle para aplicações em águas profundas e demons- trou uma arquitetura integrada que esten- de a eletrificação além da árvore de natal submarina, conectando equipamentos de produção submarinos com tecnologia de completação elétrica de poços, controles de superfície e recursos digitais.

OneSubsea em São José dos Pinhais, Brasil, para celebrar a conclusão do projeto por meio de apresentações técnicas, demonstra- ções de tecnologias submarinas e de fundo de poço totalmente elétricas e uma visita às instalações onde os equipamentos submari- nos eletrificados serão montados. Darcy Ryan , Gerente de Produto da OneSub- sea, comentou: “A conclusão deste projeto é um passo importante para expandir o papel da tecnologia totalmente elétrica em futuros desenvolvimentos em águas profundas. Ao trabalharmos em estreita colaboração com as operadoras para definir requisitos e qualificar a tecnologia, estamos crian- do novas possibilidades para simplificar a infraestrutura submarina, ao mesmo tem-

Representantes das empresas participantes reuniram-se recentemente na fábrica da

A OneSubsea concluiu o Projeto Conjun- to da Indústria (JIP) totalmente elétrico no Brasil , uma colaboração com a TotalEnergies, Equinor, BP e Chevron, apoiada pela regula- mentação de pesquisa e desenvolvimento da Agência Nacional do Petróleo (ANP) , para avançar tecnologias de produção submari- na totalmente elétricas para aplicações em profundidades de água de até 3.000 metros.

vançando cada vez mais nas fron- teiras marítimas, a OneSubsea, uma joint venture apoiada pela SLB, Aker

Solutions e Subsea7, abriu caminho para o desenvolvimento em águas profundas por meio de um projeto conjunto com a Tota- lEnergies da França, a Equinor da Noruega, a BP do Reino Unido e a Chevron, com sede nos EUA, para dominar a tecnologia submarina totalmente elétrica projetada para operar a 3.000 metros abaixo da superfície.

A empresa do setor submarino enfatiza que a eletrificação pode criar novas opções para

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Além de qualificar componentes para aplica- ções em profundidades de até 3.000 metros, o projeto identificou interfaces com tecnolo- gias de completação elétrica SLB recém-de- senvolvidas e qualificadas. A OneSubsea destacou: “Uma estação de controle mestre construída especificamen- te para esse fim conecta os equipamentos submarinos com os sistemas de controle e digitais na superfície, permitindo uma abor- dagem integrada para o monitoramento e a operação do sistema de produção. “Essa arquitetura pode simplificar o layout dos campos e reduzir a complexidade geral do sistema, ao mesmo tempo que ofere- ce aos operadores maior flexibilidade no desenvolvimento de interligações mais lon- gas, campos mais remotos e operações cada vez mais autônomas.” A empresa afirma que a conclusão do proje- to se baseia em mais de 15 anos de experi- ência em eletrificação submarina e mais de 5 milhões de horas de operação com sistemas submarinos eletrificados. O portfólio totalmente elétrico da empresa está avançando em duas frentes comple- mentares, com a tecnologia de produção submarina totalmente elétrica caminhando para a implantação comercial por meio do projeto Fram Sør da Equinor na Noruega, que inclui 12 árvores de natal submarinas totalmente elétricas .

po que proporcionamos maior controle, monitoramento e acesso a dados.” À medida que os projetos submarinos avançam para águas mais profundas e ambientes cada vez mais complexos, a OneSubsea destaca que as operadoras buscam novas maneiras de simplificar a infraestrutura, aprimorar o con- trole e criar maior flexibilidade no projeto de futuros campos. Como os sistemas hidráulicos tradicionais exigem uma extensa infraestrutura de distribuição para operar os equipamentos submarinos, o que aumenta a complexidade à medida que os projetos se distanciam das instalações existentes, a empresa acredita que é aí que a eletrificação total pode fazer a diferença. “Os sistemas convencionais de produção submarina utilizam pressão hidráulica para acionar válvulas e estranguladores, exigindo infraestrutura de distribuição hidráulica em todo o campo. A tecnologia totalmente elé- trica substitui o acionamento hidráulico por motores elétricos, eliminando a necessidade de fluidos hidráulicos e reduzindo a infraes- trutura associada”, explicou a OneSubsea. A empresa explica que o projeto brasileiro demonstra como a eletrificação pode ir além de componentes individuais, rumo a uma arquitetura de produção integrada que co- necta equipamentos submarinos, tecnologia de completação de poços, controles de su- perfície e sistemas digitais.

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MATÉRIA DE CAPA

O Novo Mapa Do Pré-Sal

Os bônus de assinatura somaram R$ 530,47 milhões. O ágio médio foi de 108,38% em relação aos percentuais mínimos de exce- dente em óleo destinados à União. Os valores permitem medir o resultado do leilão, mas não antecipam o volume de petróleo que poderá ser descoberto. O interesse das companhias recai sobre uma província que já abriga alguns dos campos mais produtivos do país. Parte das novas áreas está próxima de operações existentes, condição que pode favorecer o aproveita- mento de plataformas e sistemas de esco- amento caso sejam identificadas acumula- ções comerciais. A decisão de interligar uma descoberta à infraestrutura instalada, porém, dependerá de distância, capacidade disponível, caracte- rísticas do petróleo e custos. A localização, por si só, não garante um desenvolvimento mais barato.

s leilões realizados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 7 de ou-

tubro abriram novas áreas para a pesquisa de petróleo nas bacias de Santos e Campos. Na rodada de partilha, sete blocos foram arrematados, com compromissos mínimos de R$ 778,4 milhões na fase exploratória. A contratação ocorre enquanto campos já desenvolvidos, sobretudo Búzios, recebem novos sistemas de produção. São investi- mentos com calendários diferentes: as áreas leiloadas ainda dependem de descobertas comerciais; as plataformas em construção se- rão conectadas a reservatórios conhecidos. A ANP calcula que a área exploratória contra- tada sob partilha crescerá 58%, de 24,8 mil para 39,2 mil quilômetros quadrados. Dos 13 blocos oferecidos no 4º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha de Produção, sete receberam propostas vencedoras, o maior número em uma rodada dessa modalidade.

Leilões da ANP ampliam em 58% a área exploratória do pré-sal contratada sob regime de partilha nas bacias de Santos e Campos. Ao mesmo tempo, novas plataformas, como a P-80, está a caminho do Brasil para ser instalada no campo de Búzios, que responde por quase 1,5 milhão de boed da produção brasileira.

Por Fabiano Reis

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MATÉRIA DE CAPA

Assim, o ágio expressa a parcela adicional oferecida ao governo, mas não deve ser descrito como resultado de uma disputa entre licitantes.

Na partilha, o percentual de excedente em óleo define a classificação das ofertas; o bônus de assinatura é fixado previamente.

A PRIO, por sua vez, arrematou Magnetita e Hematita, ambos na bacia fluminense, mar- cando sua entrada no regime de partilha de produção. Na bacia de Santos, CNOOC e Sinopec ficaram com Jade, em participações de 70% e 30%, respectivamente. Já a Equinor adquiriu Rubi e liderou, com 70%, o consórcio vencedor de Rodocrosita, ao lado da Galp. As propostas vencedoras ofereceram à União percentuais de excedente em óleo superio- res aos pisos fixados no edital. Em Rodocro- sita, o ágio chegou a 494,64%, o maior da rodada. Esse número exige uma ressalva: os sete blo- cos foram arrematados sem concorrência direta entre propostas para a mesma área.

SETE BLOCOS, SEIS EMPRESAS

As brasileiras Petrobras e PRIO, a noruegue- sa Equinor, as chinesas CNOOC e Sinopec e portuguesa Galp apresentaram as propos- tas vencedoras, em três blocos da bacia de Campos e quatro da bacia de Santos. As em- presas chegaram à rodada com experiên- cias distintas, desde a operação de campos maduros até projetos de grande porte em águas ultraprofundas. O resultado distribuiu as novas áreas entre companhias brasileiras, europeias e chinesas, com diferentes partici- pações nos consórcios. A Petrobras conquistou integralmente o blo- co de Azurita, na bacia de Campos, e Cruzei- ro do Sul, na bacia de Santos.

A presença da PRIO chama atenção pela tra- jetória da companhia, concentrada sobre- tudo na aquisição e revitalização de ativos produtores. Com Magnetita e Hematita, ela passa a atu- ar também em áreas exploratórias contrata- das pelo regime de partilha. É uma frente de negócios distinta da recuperação de produ- ção em campos conhecidos: antes de avaliar qualquer projeto comercial, será necessário estudar os blocos, perfurar e verificar a exis- tência de reservatórios economicamente aproveitáveis.

Para a Pré-Sal Petróleo (PPSA), responsável pela gestão dos contratos de partilha em nome da União, o resultado também amplia o conjunto de ativos sob sua administração. A estatal passará de 29 para 36 contratos, considerando a incorporação das sete áreas arrematadas. O diretor-presidente da PPSA, Luis Fernando Paroli, classificou a rodada como um resultado positivo e destacou a possibilidade de viabilizar novos projetos por meio da cone- xão de descobertas a plataformas já existentes, utilizando sistemas conhecidos como tiebacks.

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permite somar todas as áreas contratadas como se fossem novas fronteiras do pré-sal. Os compromissos anunciados referem-se principalmente à fase de exploração. Antes de incorporar reservas à produção, as ope- radoras precisarão interpretar dados geoló- gicos e sísmicos, perfurar poços, avaliar pos- síveis descobertas e decidir se os volumes encontrados justificam investimentos em desenvolvimento. Alguns projetos poderão aproveitar instalações próximas; outros exi- giriam sistemas novos. Não há, neste mo- mento, cronograma de produção comercial associado aos blocos recém-arrematados.

A ANP registrou separadamente três áreas com acumulações marginais arrematadas. A diferença entre as categorias importa para a leitura dos resultados financeiros da rodada. Os dois leilões obedecem a regras diferen- tes. A partilha abrange as áreas ofertadas no Polígono do Pré-Sal, com participação da União no excedente em óleo produzido. A concessão alcança bacias terrestres e ma- rítimas e segue outro modelo de remunera- ção governamental. Por isso, comparar ape- nas a arrecadação em bônus não esclarece o alcance exploratório de cada rodada nem

A ligação de uma eventual descoberta a uma plataforma existente, conhecida na indústria como tieback, é uma das possibilidades para reduzir a necessidade de novas instalações. A solução pode aproveitar capacidade ocio- sa de processamento e infraestrutura de escoamento já implantada. Seu emprego, no entanto, exige estudos e specíficos de engenharia e reservatório. Nem toda descoberta próxima de um campo pro- dutor poderá ser conectada a ele.

DIFERENTES OPORTUNIDADES

No mesmo dia, o 6º Ciclo da Oferta Perma- nente de Concessão arrematou 49 blocos exploratórios em sete bacias: Potiguar, Tacu- tu, Recôncavo, Parnaíba, Tucano Sul, Campos e Ceará. Os bônus desses blocos somaram cerca de R$ 3,01 bilhões e os investimentos mínimos previstos para a exploração chega- ram a R$ 1,58 bilhão.

Foto: Divulgação - Luis Fernando Paroli, diretor-presidente da PPSA

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BACIA DE CAMPOS

O resultado de outubro indica continui- dade da pesquisa exploratória na região. Ainda não autoriza estimativas de pro- dução futura nem a afirmação de que os blocos de concessão acrescentaram reservas comprovadas ao pré-sal.

BÚZIOS: NOVA GERAÇÃO DE PLATAFORMAS

A exploração de reservatórios localizados sob espessas camadas de sal exigiu soluções de engenharia adaptadas às condições de pressão, temperatura e profundidade encon- tradas na região. O desenvolvimento tecno- lógico permitiu ampliar a produtividade dos poços e consolidar projetos de grande es- cala, com plataformas capazes de processar volumes de petróleo e gás cada vez maiores. O aumento da produção offshore ampliou a presença do Brasil entre os produtores mun- diais e elevou o peso do petróleo nas expor- tações. A continuidade dessa trajetória exige a entrada de novas unidades e a reposição das reservas produzidas, sobretudo porque os campos em operação apresentam de- clínio natural ao longo do tempo. O volu- me extraído hoje depende de decisões de investimento tomadas anos antes, uma característica que também deve orientar a leitura dos leilões de outubro. As áreas contratadas em outubro poderão integrar o portfólio de projetos das próximas décadas, caso os trabalhos exploratórios tenham sucesso. No presente, o crescimen- to da produção depende principalmente dos campos já descobertos e dos sistemas em implantação. Búzios, na bacia de Santos, é o exemplo mais evidente dessa frente de expansão, com novas plataformas contra- tadas para aumentar o aproveitamento de seus reservatórios.

No leilão de concessão, a Petrobras adquiriu 12 blocos na bacia de Campos. Dois deles, C-M-115 e C-M-161, receberam bônus indivi- duais de R$ 754,197 milhões, valores que aju- dam a explicar a arrecadação elevada dessa rodada. A escolha indica que a companhia continua interessada em pesquisar novas áreas de uma bacia central para a história da produção offshore brasileira, mesmo depois de décadas de exploração e da entrada de projetos de revitalização. Há uma distinção essencial para a capa: um bloco situado na bacia de Campos não é ne- cessariamente um bloco do pré-sal. A bacia contém reservatórios de diferentes idades e sistemas petrolíferos, incluindo ocorrências no pós-sal e no pré-sal. A divulgação geral dos resultados de concessão não permite classificar automaticamente os 12 blocos adquiridos pela Petrobras como novos ativos do pré-sal. Para essa identificação, é necessário examinar mapas, delimitações e informações geológicas de cada área. A Petrobras já opera sistemas de produção e infraestrutura de apoio na bacia de Campos. Novas descobertas poderão, em determi- nadas condições, aproveitar essa estrutura, mas qualquer decisão dependerá de estu- dos técnicos e comerciais.

Búzios é o principal campo brasileiro em re- servas e produção, segundo a Petrobras. Lo- calizado na bacia de Santos, reúne sistemas de grande capacidade e segue recebendo investimentos para ampliar a extração de petróleo e o processamento de gás. A escala do campo permite a instalação de platafor- mas com capacidade de centenas de milha- res de barris por dia, apoiadas por redes sub- marinas de poços e linhas de escoamento. A próxima etapa de expansão inclui a chegada da P-80, destinada ao projeto Búzios 9. A unidade deixou Singapura em 30 de setembro, com previsão de início de produção em 2027. Projetada para produzir até 225 mil barris de petróleo e processar 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia, a plataforma integra uma nova série de uni- dades de grande porte desenvolvidas para aumentar a capacidade operacional dos campos do pré-sal. A ampliação da capacidade em Búzios tam- bém aparece no desempenho das unidades já instaladas. O FPSO Almirante Tamandaré atingiu 270 mil barris de petróleo por dia, acima dos 225 mil barris diários previstos originalmente em projeto. A comparação precisa considerar a atualização regulatória: a ANP já registra 270 mil barris por dia como capacidade cadastrada da plataforma.

O SALTO NA PRODUÇÃO

As descobertas em águas profundas e ultra- profundas das bacias de Santos e Campos mudaram a escala da produção brasileira. Ao longo das últimas duas décadas, a indús- tria investiu em poços de alta produtividade, equipamentos submarinos, embarcações e specializadas, plataformas de processamen- to e sistemas de transporte. A produção do pré-sal passou a responder pela maior parte do petróleo e do gás extraídos no país, alterando também a participação brasileira no comércio internacional de energia.

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Os leilões e a instalação de novas platafor- mas pertencem a etapas distintas da ativi- dade petrolífera. Nas áreas exploratórias, as empresas ainda buscam identificar recursos e avaliar sua viabilidade. Em campos como Búzios, os reservatórios já são conhecidos e o trabalho se concentra em ampliar os siste- mas capazes de produzir, processar e escoar os fluidos. Essa diferença de prazo ajuda a entender por que a contratação de blocos não se conver- te imediatamente em barris adicionais.

Os sete blocos de partilha arrematados em outubro ainda terão de passar por estudos, perfurações e avaliações antes de qualquer decisão sobre produção comercial. Enquan- to isso, a Petrobras e outras operadoras continuam implantando plataformas nos campos já descobertos. A produção brasileira dos próximos anos dependerá da entrada dessas unidades, do desempenho dos reservatórios em atividade e dos resultados de uma exploração que ape- nas começou nas áreas recém-contratadas.

TUDO PRONTO PRA RECEBER A P-80

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O modelo busca reduzir custos de engenha- ria, melhorar a produtividade dos estaleiros e aumentar a confiabilidade dos sistemas, aproveitando soluções técnicas comuns en- tre diferentes unidades. Além da P-80, a Pe- trobras prepara a P-82 e a P-83 para Búzios, enquanto P-84 e P-85 estão destinadas aos campos de Atapu e Sépia, respectivamente.

Trata-se, portanto, de superação da referên- cia inicial, e não necessariamente de opera- ção acima do limite atualmente autorizado. A construção de plataformas em série tam- bém integra a estratégia de padronização dos novos projetos.

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Uma parcela decisiva desse volume passa por FPSOs, navios-plataforma que processam, ar- mazenam e transferem petróleo. A expansão da produção depende tanto da entrada de novas unidades quanto da produtividade dos poços conectados às plataformas existentes. A bacia de Santos concentra algumas das uni- dades mais produtivas da frota, distribuídas principalmente pelos campos de Búzios, Tupi, Mero, Sépia, Atapu e Berbigão/Sururu. Na ba- cia de Campos, sistemas ligados a campos como Marlim e Jubarte também participam da produção do pré-sal, embora determina- das unidades processem petróleo de diferen- tes reservatórios e intervalos geológicos. O Almirante Tamandaré, instalado em Búzios, é um dos exemplos recentes de aumento da capacidade operacional. Projetado origi- nalmente para 225 mil barris por dia, atingiu a marca de 270 mil barris diários anunciada pela Petrobras. A média registrada pela ANP em agosto foi de 258.401 barris por dia, su- perior à referência original. No cadastro re- gulatório, porém, a capacidade da unidade já aparece atualizada para 270 mil barris diários. Sem essa distinção, a comparação entre pro- dução e capacidade pode levar a uma con- clusão equivocada. A produção de cada FPSO varia confor- me o número e a produtividade dos poços, a composição dos fluidos, as paradas de

O processo de fabricação envolveu instala- ções industriais de diferentes países. Parte dos módulos de processamento da P-80 foi construída no estaleiro Seatrium BrasFELS, em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro, enquanto outros componentes foram produzidos na China, Indonésia e Singapura. A integração final ocorreu no estaleiro asiáti- co. A Petrobras adotou o modelo de contra- tação EPC, pelo qual a empresa contratada assume as atividades de engenharia, supri- mentos, construção e comissionamento até a entrega da unidade para operação. A P-80 chegará a um campo que registrou produção média de 1,172 milhão de barris de petróleo por dia em agosto de 2026, segundo a ANP. Búzios também apresentou resultados elevados na movimentação de gás natural: de acordo com a Petrobras, a exportação média

Com capacidade de 225 mil barris diários, plataforma destinada ao projeto Búzios 9 deixou Singapura e tem início de operação previsto para 2027. A P-80 deixou o estaleiro Tuas Boulevard Yard, em Singapura, em 30 de setembro, com des- tino ao Brasil. A unidade será instalada em Búzios, no nono sistema de produção do campo, e deverá entrar em operação em 2027. Tem 345,3 metros de comprimento, 60 metros de largura e peso superior a 100 mil toneladas. Sua capacidade de projeto é de 225 mil barris de petróleo por dia, além do processamento de 12 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. A chegada da plataforma dará sequência à ampliação de um campo que já lidera a produção nacional. A unidade faz parte de uma série de plata- formas de grande capacidade destinadas ao pré-sal. A Petrobras informa que o projeto adota recursos digitais de acompanhamento operacional, medidas de eficiência energética e soluções de engenharia padronizadas. A repetição de especificações entre platafor- mas pode simplificar a fabricação e a monta- gem, embora cada unidade precise atender às condições de seu campo. A P-82, tam- bém prevista para Búzios, integra o mesmo programa de expansão e tem início de produção previsto para 2027.

mensal superou 10 milhões de metros cúbi- cos diários, com pico de 14,1 milhões em um único dia. Os indicadores mostram a dimen- são dos sistemas que já operam no campo e ajudam a situar a capacidade adicional previs- ta para Búzios 9.

A frota do pré-sal

Plataformas de grande capacidade concen- tram a produção offshore; dados da ANP per- mitem distinguir capacidade original, limite cadastrado e volume efetivamente produzi- do. O pré-sal produziu 3,842 milhões de barris de petróleo por dia e 177,58 milhões de metros cúbicos diários de gás natural em agosto de 2026, segundo a ANP. A soma correspondeu a 4,959 milhões de barris de óleo equivalen- te por dia, ou 82,6% da produção brasileira.

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