Revista digital Oil & Gas Brasil Nº 77

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 77 Junho de 2026

MATÉRIA DE CAPA Bacia de Campos retoma crescimento CONTRATO Ocean Installer assina contrato com a Equinor

NEGÓCIO Saipem assina acordo com Petrobras para atividades de descomissionamento no Brasil

Petrobras antecipa início de produção de Búzios 8 (P-79) Wilson Sons lança novo rebocador para operar no Porto de Santos Baker Hughes garantiu a extensão de um contrato com a Petrobras Petrobras aprova adesão à nova subvenção econômica e ajusta preços do diesel

ENTREVISTA EXCLUSIVA O SELO DA EXPERTISE

Rogério Quirino, Diretor regional da John Crane

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

SUMÁRIO

EDITORIAL

26 OFFSHORE

Um novo ciclo offshore

PETROBRAS ANTECIPA INÍCIO DE PRODUÇÃO DE BÚZIOS 8 (P-79)

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 ........................ Recorde 07 .......................... Offshore 12 ................. Investimento 28 .......................... Refinaria 36 ........................ Resultado 44 ............................... Porto 68 ............ Matéria de capa 78 ...................... Fertilizante 82 ........................... Parceria 86 ......................... Artigo I 104 .......................... Artigo II 146 ....................... Empresas

o que está acontecendo com a bacia de Campos. Após anos de declínio natural e perda de protagonismo

Esse debate se conecta diretamente a cidades moldadas pela economia do petróleo, mesmo sem produção direta. Niterói é o caso mais emblemático: dependente de royalties voláteis, enfrenta a perspectiva de queda estrutural nos repasses até 2030, como mostra a matéria da série Royalties do Petróleo. A criação do Fundo de Equalização de Receitas foi um avanço, mas a cidade precisa diversificar sua base fiscal e fortalecer sua cadeia produti- va que já desempenham papel estratégico no estado. A entrevista com Rogério Quirino, da John Crane, reforça a necessidade de inovação. Em águas profundas, confiabilidade e eficiência energética são determinantes. Tecnologias como o selo coaxial de separação Tipo 93AX, que reduz significativamente o consumo de nitrogênio, mostram como engenharia pode impactar OPEX, emissões e disponibilidade dos ativos. Em bacias produtoras que buscam longevidade, soluções desse tipo deixam de ser opcionais. O Brasil está diante de uma decisão estratégica: administrar o declínio natural de seus ativos ou construir uma nova política industrial capaz de integrar segurança, descomissionamento, inovação e desenvolvimento regional. A bacia de Campos reencontra seu rumo — e o país precisa acompanhar esse movimento com visão de futuro.

50 ENTREVISTA EXCLUSIVA

para o pré-sal, o berço da produção offshore brasileira volta a ganhar tração, impulsionando debates que vão muito além da recuperação produtiva, como mostra a matéria de capa dessa edição. Ao mesmo tempo em que as atividades offshore ganham novo impulso, dados recentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Ministério do Trabalho e Emprego (TEM) mostram que a segurança operacional permanece frágil em diversos setores. A recorrência de incidentes, falhas de integridade e desvios sistemáticos revela um ambiente que exige mais rigor técnico e mais qualificação. O que sinaliza oportunidades de melhoria, como aponta João Carlos Alves Rodrigues em seu artigo “A Segurança Opera- cional na indústria segue frágil.” E é nesse cenário que o Brasil também vive um ciclo inevitável: o descomissionamento offshore. Plataformas, FPSOs e embarcações que marcaram a história da produção nacional caminham para o fim de sua vida útil. Hoje, boa parte desse processo é realizada no exterior — e com isso o país exporta empregos, capacida- de industrial e toneladas de aço de alto valor estratégico. Transformar passivos futuros em ativos econômicos é uma oportunidade rara destaca Roberto Silva no artigo sobre o tema.

O SELO DA EXPERTISE

66 COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI

FPSO EXPO 2027

86 PRODUÇÃO DE PETRÓLEO BRUTO NOS EUA (1920–2024): UM SÉCULO DE INSIGHTS ENERGÉTICOS POR MEIO DE BUSINESS INTELLIGENCE ARTIGO I

120 COLUNISTA ROBERTO SILVA DESCOMISSIONAMENTO

OFFSHORE: O BRASIL PRECISA TRANSFORMAR CUSTO FUTURO EM POLÍTICA INDUSTRIAL

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OFFSHORE

RECORDE

FPSO da MODEC chega ao pátio de reciclagem após concluir missão no Brasil

Campo de Búzios bate novo recorde e supera a marca de 1 milhão e 200 mil barris/dia O campo de Búzios, o maior em águas profundas do mundo, tem oito unidades produtoras em operação.

Desde a primeira produção de petróleo em fevereiro de 2009, a MODEC forneceu servi- ços de afretamento, operação e manutenção (O&M) por cerca de 17 anos, processando aproximadamente 159 milhões de barris de petróleo. O contrato de afretamento da FPSO foi concluído em maio de 2026. Está previsto que esta FPSO seja submetida a um processo de reciclagem de navios em uma instalação na Dinamarca, em confor- midade com os regulamentos aplicáveis, incluindo o Regulamento da UE sobre Recicla- gem de Navios e a Convenção Internacional de Hong Kong para a Reciclagem Segura e Ambientalmente Correta de Navios. A embarcação era capaz de processar 100.000 barris de petróleo bruto por dia, 124 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia e tinha capacidade de armazenamento de 1.600.000 barris de petróleo bruto. A MODEC está empenhada em reduzir as emissões de suas operações, como demons- tra sua colaboração com a Eld Energy para desenvolver um sistema de energia de 1,2 MW integrado com captura de carbono para aplicação em FPSOs.

1 milhão e 200 mil barris por dia de óleo. O novo recorde foi alcançado com a ampliação das atividades das plataformas P-78 e P-79, que estão em processo de desenvolvimento da produção para alcance da capacidade máxima (ramp up), de 180 mil bpd por dia cada uma. O campo de Búzios, o maior em águas profundas do mundo, tem oito unidades produtoras em operação: as plataformas P-74, P-75, P-76, P-77, P-78, P-79 e os FPSOs Almirante Barroso e Almirante Tamanda- ré, a maior em capacidade nominal de produção do país com 225 mil barris/dia, estendida para até 270 mil barris por dia. No total, vão operar no campo 12 FPSOs. Ainda estão em construção os FPSOs P-80, P-82 e P-83; e, em licitação, a unidade Búzios 12.

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FPSO Cidade de Niterói MV18 , de propriedade e operada pelo Grupo MODEC, chegou a um terminal de

reciclagem de navios na Dinamarca, após partir do Brasil ao concluir as atividades de desmobilização necessárias no campo petrolí- fero de Marlim Leste, na Bacia de Campos, no litoral brasileiro, em 8 de maio de 2026. A gigante japonesa foi responsável pela execução do projeto EPCIC (engenharia, aquisição, construção, instalação e comissio- namento) em regime de empreitada para a FPSO, contratada pela Petrobras para o desen- volvimento de Marlim Leste.

Foto: Divulgação

penas três dias após bater o recorde de produção de 1 milhão e 100 mil barris por dia, o campo

de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, superou a própria marca e superou, no último dia 26/6, a produção média diária

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PARCERIA

Petrobras e BNDES firmam parceria para avaliar oportunidades em pesquisa, desenvolvimento e inovação em minerais críticos

Petrobras e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) assinaram no último

de minerais críticos é o primeiro passo para desenvolver oportunidades de investimen- to, agregar valor às nossas riquezas naturais e posicionar o Brasil nas cadeias globais de maior conteúdo tecnológico, uma priorida- de do governo do presidente Lula”, afirmou o presidente do BNDES, Aloizio Mercadante. A assinatura ocorreu durante a celebração de aniversário de 74 anos do Banco, em evento com a participação do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva, do presidente do BNDES, Aloizio Mercadan- te e da presidente da Petrobras, Magda Chambriard.

dia 22 de junho, parceria para construção de iniciativas em PD&I relacionadas a minerais críticos e estratégicos vinculados às cadeias de transição energética e de óleo e gás. A parceria vai permitir a troca de informa- ções e realização de análises das principais lacunas de capacidade produtiva ou tecno- lógica, projetos e iniciativas em execução e em fase de desenvolvimento, bem como de novas iniciativas que contribuam para o desenvolvimento das cadeias de transição energética e de óleo e gás. “Os minerais críticos e estratégicos têm papel central para viabilizar tecnologias fundamentais à segurança energética e à transição energética justa. Por meio dessa parceria com o BNDES, poderemos estudar oportunidades de sinergias com nossas atividades de óleo de gás e contribuir para o desenvolvimento de tecnologia e conhecimento, auxiliando o Brasil a se inse- rir nessa nova frente com protagonismo e competência, levando a um futuro de baixo carbono”, disse a presidente da Petrobras, Magda Chambriard. “Nenhum país vai liderar a indústria do futuro sem dominar o conhecimento sobre seus recursos estratégicos e tecnologias aplicadas. Analisar a capacidade produtiva

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INDÚSTRIA NAVAL

Petrobras investe na construção de embarcações, com previsão de R$ 12 bilhões em Santa Catarina Iniciativa integra o Programa Mar Aberto e deve gerar mais de cinco mil postos de trabalho diretos no estado.

novos negócios e oportunidades, fortalecen- do a cadeia produtiva industrial brasileira. “Essa entrega antecipada em dois anos confirma a pujança da indústria naval brasi- leira. A Petrobras tem a maior frota de apoio marítimo do mundo e transporta claros e outros derivados. Não podemos ter navios puramente contratados com mão de obra estrangeira. Podemos operar as nossas próprias embarcações e construir essas embarcações aqui”, afirmou Magda Cham- briard, presidente da Petrobras. Em Santa Catarina, os estaleiros Detroit e Navship concentram a construção de 16 embarcações de apoio marítimo, que já estão em andamento, sendo seis do tipo PSV (Platform Supply Vessel) e quatro do tipo OSRV (Oil Spill Recovery Vessel) em Itajaí e seis PSV em Navegantes. Mais de dois mil profissionais já estão diretamente mobiliza- dos nos dois estaleiros para a realização das construções das embarcações, evidenciando o impacto dos investimentos na economia regional. Uma das embarcações em estágio mais avançado de construção no Estaleiro Detroit é a Starnav Elektra, do tipo PSV, com previsão de entrega em julho. Alinhados aos alvos de transição energética da companhia, os projetos para os barcos de apoio PSV contam com novos sistemas de geração e distribuição de energia, com banco de baterias, controle por teleme- tria de consumos e possibilidade futura de conversão para operação parcial com combustível renovável, além de novas

tecnologias de pintura e de sistemas anti-incrustação, contribuindo para menor consumo de combustível e menor nível de emissões. Também está prevista a construção em estaleiros de Navegantes de oito embarca- ções de suporte para engenharia submarina do tipo RSV (ROV Support Vessel), que vão atender a Petrobras, e 18 empurradores para a frota da Transpetro. Essas encomendas garantem a manutenção da indústria naval em Santa Catarina nos próximos anos.

Programa Mar Aberto

O Programa Mar Aberto reafirma o com- promisso do Sistema Petrobras com a renovação e ampliação da frota nacional e desempenha papel fundamental na logís- tica das operações e no fortalecimento da indústria naval brasileira. O programa prevê a construção de 96 embarcações até 2032, com investimentos estimados de R$ 32 bilhões na indústria naval brasileira. A iniciativa contempla a construção e o afretamento de 40 novas embarcações de apoio para suporte às atividades de exploração e produção (E&P) e a construção de 20 navios de cabotagem, 18 barcaças e 18 empurradores destinadas à renovação da frota da Transpetro. Alinhada às diretrizes de conteúdo local, o Programa Mar Aberto estabelece exigência mínima de 40% de nacionalização na etapa de construção das embarcações e conta com financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM).

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Dentro do programa, está prevista a constru- ção de 42 embarcações no estado de Santa Catarina, com estimativa de investimento de R$ 12 bilhões e previsão de gerar mais de cinco mil postos de trabalho diretos. O investimento em encomendas para indús- tria naval e offshore estimula um ciclo de

presidente Luiz Inácio Lula da Silva participou, no último dia 26/06, no Estaleiro Detroit em Itajaí (SC), de

visita às obras de construção de embar- cações de apoio marítimo offshore. Esses barcos integram o Programa Mar Aberto, iniciativa voltada à renovação e ampliação da frota do Sistema Petrobras.

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INVESTIMENTO

Estatal assina contratos para retomada das obras da UFN III com a presença do presidente Lula Investimento de mais de R$ 5 bilhões vai gerar cerca de 8 mil postos de trabalhos diretos e indiretos e atender cerca de 15% da demanda nacional de ureia.

Autonomia e renda

A amônia atua como matéria-prima fun- damental para o setor de fertilizantes e também é utilizada na indústria química e em refrigeração. Por sua vez, a ureia destaca- -se como um dos fertilizantes nitrogenados mais demandados no Brasil, com consumo nacional na ordem de 8 milhões de tonela- das por ano. A expectativa é que a planta atenda cerca de 15% da demanda de ureia nacional. O agro- negócio absorve esse volume em culturas como milho, cana-de-açúcar, café, trigo e al- godão. Na pecuária, a ureia é utilizada como suplemento alimentar para ruminantes. A UFN III possui localização estratégica para atender os mercados da região Centro Oeste que representa cerca de 40% da demanda brasileira de ureia. A produção local, nesta região, contribui para maior confiabilidade de suprimento frente à crescente demanda por ureia fertilizante no país, além de gerar impacto positivo nas cadeias de agropecuá- ria e agroindústria. A UFN-III incorpora modernos equipamentos e tecnologias resultando em altos índices de eficiência industrial. O retorno dos inves- timentos da Petrobras, nessa fábrica, que estava com obras paralisadas desde 2014, se deu a partir de estudos de viabilidade técni- ca e econômica, com o objetivo de ampliar o mercado de gás natural da companhia e diminuir as importações e a dependência externa de suprimento.

A Petrobras visa contribuir com o aprovei- tamento de mão de obra local por meio da ampliação do Programa Autonomia e Renda para Três Lagoas/MS. Estão previstas para o município cerca de 1.400 vagas em cursos de formação inicial e continuada (cursos FIC) – que exigem até o 5º ano do Ensino Funda- mental – e cursos técnicos – que exigem o Ensino Médio completo. O Programa Autonomia e Renda Petrobras atua em 10 estados do país e é voltado para a qualificação profissional de pessoas em vulnerabilidade social e moradoras da área de abrangência das operações da compa- nhia. O objetivo é ampliar as oportunidades de empregabilidade no segmento de Óleo e Gás. O Programa é uma parceria entre a Petrobras, o SESI – SENAI e os Institutos Federais de Educação, Ciência e Tecnologia. Ainda no Mato Grosso do Sul, a Petrobras realiza outros cinco projetos socioambien- tais, com investimento de R$ 27 milhões até 2030. Dois desses projetos, que atuam exclusi- vamente em Três Lagoas, são nas áreas de Educação e Desenvolvimento Econômico Sustentável, enquanto os demais atuam na linha de Florestas. Ao todo, cerca de 8 mil pessoas são beneficiadas no estado.

Petrobras assinou contratos com as empresas vencedoras das licitações para finalização das obras da Uni-

dade de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-III), em Três Lagoas (MS), durante evento com a presença do presidente da República, Luiz Inácio Lula da Silva. Com investimentos de mais de R$ 5 bilhões e apoio do novo PAC, o começo dos trabalhos ocorre ainda neste mês, marcando a retoma- da de um empreendimento 100% Petrobras. As obras devem gerar cerca de 8 mil postos de trabalhos diretos e indiretos, com o início das operações previsto para 2029. A capacidade nominal da unidade está projetada para 3.600 toneladas por dia de ureia e 2.200 toneladas por dia de amônia.

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OFFSHORE

Petroleira reduz emissões em 36% e amplia contribuições à sociedade Relatório de Sustentabilidade consolida resultados da agenda de Transição Energética Justa.

Em 2025, foram reinjetados os 19,6 milhões de toneladas de CO2 nos reservatórios do pré-sal da Bacia de Santos, superando o volume de 14 milhões de tCO2 registrado em 2024 e ultrapassando, de forma acumu- lada, a marca de 80 milhões de toneladas de CO2 reinjetadas em reservatórios do pré-sal, conforme compromisso assumido publica- mente. Contribuições à sociedade: tributos, fornecedores e meio ambiente No último ano, a Petrobras foi um dos maio- res contribuintes do país com o recolhi- mento de R$ 277,6 bilhões em tributos e participações governamentais no Brasil. Esses recursos são direcionados a União, estados e municípios para investimentos na administração pública, prestação de servi- ços e investimentos em infraestrutura para desenvolvimento do país. No exterior, os tributos pagos pela Petrobras alcançaram a marca de US$ 448,65 milhões. A relevância econômica da Petrobras no mercado brasileiro se reflete ainda no valor de R$ 195 bilhões destinados a pagamento de fornecedores ao longo de 2025. A empresa prioriza a contratação de forne- cedores nacionais e locais para suprimento em suas operações e projetos sempre que possível, dadas as condições de mercado e do negócio.

Petrobras reduziu no último ano 36% nas emissões absolutas de ga- ses de efeito estufa em relação a

2015, totalizando 50 milhões de toneladas de CO₂ equivalente e 62% nas emissões diretas de metano. Esse resultado reflete os investimentos em diversas iniciativas de descarbonização, integradas pelo Programa Carbono Neu- tro. Esses são alguns dos destaques do Relatório de Sustentabilidade divulgado na terça-feira, 23/06. O documento traz ainda os avanços da empresa na estratégia de transição energética justa e aos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável da Agenda 2030. “Essa redução nas emissões demonstra que é possível conciliar segurança energética e eficiência operacional, reforçando nos- sas ambições de Net Zero até 2050 e Near Zero Methane até 2030”, afirma a presidente Magda Chambriard. Os ganhos de eficiência, redução de perdas, otimização do portfólio, especialmente no E&P e no refino; e menor despacho termelétrico são os principais fa- tores que contribuíram para esse resultado mesmo num contexto de aumento da pro- dução que garante a segurança energética do Brasil. Entre as estratégias de descarbonização, um dos destaques são os projetos de captura, utilização e armazenamento de carbono (CCUS).

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OFFSHORE

O Relatório de Sustentabilidade anual, que reúne informações das diversas gerências executivas da Petrobras, é consolidado por mais de 100 profissionais e auditado por empresa externa, é um importante instru- mento de gestão que contribui para os avanços da empresa para o alcance desses objetivos globais.

Outro destaque foi o investimento de R$ 94 milhões no Programa Autonomia e Renda, iniciativa social voltada à geração de trabalho e renda, por meio de ações de capacitação profissional, incentivo ao empreendedorismo e promoção da inclusão produtiva. A Petrobras é signatária do Pacto Global das Nações Unidas desde 2003, marcando seu compromisso de longo prazo com os Objetivos do Desenvolvimento Sustentável da Agenda 2030.

ração e conservação florestal em todos os biomas brasileiros. Esses projetos, realiza- dos por organizações da sociedade civil, já atuaram na recuperação ou conservação direta de cerca de 579 mil hectares de florestas e áreas naturais, sendo cerca de cinco mil hectares abrangidos em ações de recuperação e 574 mil hectares de áreas con- servadas diretamente. Estima-se que os projetos tenham contribu- ído até o momento para evitar cerca de 2,7 milhões de tCO2.

Além disso, a companhia incorpora uma cláusula de Direitos Humanos nos contratos, desde 2024, por meio da qual a Petrobras faz exigências relacionadas à promoção da diversidade e da inclusão e à proibição de preconceito, discriminação, assédio, explo- ração sexual, trabalho infantil e trabalho análogo à escravidão, entre outros riscos de violação de direitos humanos. No pilar ambiental, a Petrobras alcançou a meta de ter Planos de Ação em Biodi- versidade (PABs) em 100% das instalações, abrangendo 74 unidades. Foram estudados mais de 142 mil hectares em ambientes terrestres e costeiros e mais de 1 milhão de hectares em ambientes marinhos, incluindo bacias sedimentares brasileiras onde há a atuação de parceiros da companhia. Os PABs funcionam como instrumentos para identificar riscos, orientar ações de conserva- ção e definir metas mensuráveis de proteção e recuperação da biodiversidade. Conside- rando os projetos de Pesquisa, Desenvolvi- mento e Inovação (PD&I), 40 projetos tiveram investimento de R$ 215 milhões e gera- ram conhecimento científico estratégico e soluções tecnológicas para a gestão da bio- diversidade e dos serviços ecossistêmicos. Em 2025, a Petrobras investiu voluntaria- mente R$ 480 milhões em projetos socioam- bientais, um aumento de 63% em relação ao ano anterior. Entre as iniciativas ambientais, destacam-se os projetos voltados à recupe-

A íntegra do Relatório de Sustentabilidade está disponível no site da Petrobras

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Petrobras adquire participação em bloco exploratório na Bacia de Campos

PRIO coloca em operação mais um poço na Bacia de Campos A PRIO colocou em operação mais um poço em seu projeto de interligação submarina na bacia de Campos.

do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) concedeu à empresa a licença de operação. A licença foi concedida depois que a empresa brasileira obteve aprovação para a instalação do sistema de desenvolvimento da produção do campo e a interligação dos poços à FPSO Valente , anteriormente conhecida como Frade. A PRIO recebeu uma emenda do Ibama há alguns meses referente à licença de perfura- ção para o campo de Frade, autorizando a empresa a perfurar até 14 novos poços.

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PRIO iniciou a produção a partir do quarto poço produtor no campo de Wahoo , estabilizando sua produção

Petrobras celebrou contrato com a Equinor Brasil Energia Ltda. (Equinor) para aquisição de 50%

A operação reforça a importância e re- levância da atividade exploratória no Brasil e está alinhada à estratégia de longo prazo da companhia, visando à recompo- sição das reservas de petróleo e gás por meio de exploração de novas fronteiras e atuação em parceria. A aquisição do bloco observou todos os trâmites internos de governança da com- panhia, estando em linha com o Plano de Negócios 2026-2030. O processo de cessão será submetido ao CADE e à ANP, sendo a conclusão da transação condi- cionada ao cumprimento de condições precedentes, incluindo as aprovações governamentais e regulatórias aplicáveis.

em 10.000 barris de petróleo por dia. Como resultado, a empresa concluiu o início da produção de todos os poços planejados para este projeto de desenvolvimento. A empresa pretende limitar a produção total do campo a 40.000 barris de petróleo por dia. A primeira produção de petróleo do quarto poço ocorre meses depois do início da produ- ção no terceiro poço produtor do campo de Wahoo. Anteriormente, a PRIO também colocou em operação o primeiro poço produtor, seguido pelo segundo, assim que o Instituto Brasileiro

de participação do bloco Itaimbezinho, no offshore da Bacia de Campos. A par- ceria maximiza sinergias na Bacia de Campos, região onde a Petrobras já desenvolve ativos vizinhos, também em parceria com a Equinor, como o projeto Raia e a licença exploratória de Jaspe. Atualmente, a Equinor possui 100% do bloco de Itaimbezinho e, com a conclu- são da transação, o consórcio passará a ser composto pela Equinor (operadora, 50%), Petrobras (50%) e Pré-Sal Petróleo S.A. – PPSA, como gestora do Contrato de Partilha.

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Hanwha Ocean gera novas fontes de receita para a Petrobras

Espera-se que esta FPSO contribua para aumentar a capacidade total de produção do campo de Búzios, considerado um dos maiores campos petrolíferos em águas profundas do mundo, para cerca de 1,33 milhão de barris por dia. A FPSO P-79 é a oitava das 12 unida- des planejadas para instalação no campo brasileiro, juntando-se às sete embarcações

já em operação, incluindo: P-74 , P-75 , P-76 , P-77 , Almirante Barroso , Almirante Tamandaré e P-78. O campo de Búzios é operado por um consórcio formado pela Petrobras (operadora), seus parceiros chineses, CNOOC e CNODC, e a PPSA, empresa responsável pela gestão dos contratos de partilha de produção (CPPs).

pós sua partida do estaleiro sul- -coreano da Hanwha Ocean em Geoje, em novembro de 2025,

a FPSO P-79 chegou à Bacia de Santos, no pré-sal, em fevereiro de 2026, sendo rebocada até sua localização no campo de Búzios da Petrobras . Lá, iniciou a produ- ção de petróleo em 1º de maio e concluiu seu primeiro descarregamento em 30 de maio de 2026. A conclusão do primeiro descarregamen- to de petróleo da FPSO é descrita pela Hanwha Ocean como um marco que demonstra o sucesso da empresa na construção de uma FPSO de alta quali- dade, para a qual a empresa realizou a engenharia, o fornecimento e a constru- ção (EPC) dos segmentos do casco e da superestrutura. A empresa asiática destaca que a concre- tização do descarregamento de petróleo também marca o início da geração de receita para a Petrobras. A plataforma P-79 foi projetada para produzir aproxi- madamente 180 mil barris de petróleo por dia e tem capacidade de compressão de gás de 7,2 milhões de metros cúbicos por dia.

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OFFSHORE

TGS e SLB avançam em sísmica 3D Um levantamento sísmico 3D multicliente está na agenda em uma das regiões de fronteira em águas brasileiras, com a TGS e sua parceira SLB, liderando a campanha que ajudará a impulsionar o ritmo da exploração de hidrocarbonetos no país.

oportunidades de exploração na parte sul da Bacia de Pelotas.”

TGS, em parceria com a SLB, divulgou os resultados do levan- tamento sísmico 3D multiclien-

A empresa destaca que a Bacia de Pelotas tem despertado crescente interesse nos últimos anos, impulsionado por extensas analogias geológicas, incluindo resul- tados de exploração bem-sucedidos ao longo da margem conjugada. Esta área apresenta uma gama diversifi- cada de conceitos de exploração mineral, incluindo sistemas turbidíticos, canais de águas profundas e armadilhas estratigráfi- cas e estruturais que permanecem pouco exploradas. A mais recente atribuição surge dias depois de a TGS ter ganho um contrato de aquisição de streamer 3D com uma empresa de petróleo e gás não divulgada na África e no Oriente Médio.

te da Fase 1 de Pelotas Sul, na Bacia de Pelotas. O projeto inclui uma combinação equilibrada de áreas já detidas e áreas abertas, proporcionando oportunidades tanto para avaliação a curto prazo quan- to para vendas adicionais relacionadas a futuras rodadas de licenciamento. A embarcação Ramform Tethys foi mobilizada em dezembro de 2025 para o levantamento sísmico, que abrange aproximadamente 13.500 quilômetros quadrados, com a aquisição de dados prevista para ser concluída no início do terceiro trimestre de 2026. O projeto é considerado um passo signi- ficativo na expansão da cobertura sísmica de alta qualidade da empresa de dados e inteligência energética em uma das regiões de fronteira mais promissoras do Brasil. Kristian Johansen , CEO da TGS, comen- tou: “A Fase 1 de Pelotas Sul fornecerá informações valiosas sobre o subsolo e ajudará a ampliar o conhecimento sobre uma bacia que está atraindo considerável atenção dos clientes. “Já havíamos anunciado Pelotas Norte, na parte norte da Bacia de Pelotas. Temos o prazer de anunciar Pelotas Sul e apoiar nossos clientes na avaliação de novas

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ESTALEIRO

Grupo Belov investe mais de R$ 70 milhões na expansão do Estaleiro Belov Projeto dobra capacidade produtiva, amplia estrutura industrial e reforça atuação nacional do grupo nos setores naval e offshore.

om investimento superior a R$ 70 milhões, a obra de amplia- ção do Estaleiro Belov, localizado

que reduzem a geração de resíduos, me- lhorias contínuas nas práticas ambientais já adotadas e a ampliação da capacidade de geração de energia solar, reforçando o compromisso da empresa com a efici- ência energética e a redução do impacto ambiental. A ampliação será executada em duas fases. A primeira tem previsão de entrega em 2026, enquanto a segunda está pro- gramada para iniciar em 2027. Durante a execução das obras, estima-se a geração de 1.500 novos postos de trabalho, além da criação de mais de 3.500 empregos diretos e indiretos para atender à expan- são das operações do estaleiro. De acordo com o diretor do Grupo Belov, Juracy Gesteira Vilas-Bôas, o investimen- to representa um marco na trajetória da empresa. “Este projeto reflete a visão de futuro do Grupo Belov. Estamos investindo de forma consistente em tecnologia, segurança e sustentabilidade para ampliar nossa capacidade produtiva e atender, com ainda mais excelência, às demandas do mercado naval e offshore, contribuindo também para o desenvol- vimento econômico e social da Bahia”, comenta. O Estaleiro Belov foi fundado em 1994, em Simões Filho (BA), e desde então se destaca por projetos pioneiros, como a construção de módulos para platafor- mas FPSO, embarcações de suporte ao mergulho offshore, os primeiros empurradores elétricos do mundo, além de dragas, rebocadores oceânicos e embarcações de apoio portuário.

em Simões Filho, na Região Metropolita- na de Salvador (BA), encontra-se em fase avançada, com previsão de conclusão da primeira etapa ainda em 2026. A iniciativa integra o plano estratégico de expan- são da empresa, que atende a todos os segmentos de atuação do Grupo Belov. O projeto contempla a ampliação da área industrial construída de 12.000 m² para 16.000 m², além da construção de novos prédios administrativos e galpões de produção. Somam-se a isso a moderniza- ção e automatização do parque fabril, o que resultará em um aumento significa- tivo da capacidade produtiva, passando das atuais 5.500 toneladas por ano para mais de 11.000 toneladas anuais. A área predial incluirá um novo galpão de construção naval, galpão de almoxarifado, galpão dedicado à pintura de blocos, ex- tensão das lajes de edificação e um novo prédio administrativo. No que se refere à infraestrutura e ao maquinário, o estaleiro contará com um sistema automatizado de jateamento e pintura, máquinas de corte CNC de última geração, dobradeiras de tubo CNC, 15 pontes rolantes, cinco equi- pamentos de carga, linhas de eixo com capacidade superior a 1.300 toneladas, hidrojateadoras, máquinas de conforma- ção e usinagem, além de sistemas auto- matizados de soldagem. As obras de modernização também re- forçam um dos pilares estratégicos do Grupo Belov: a sustentabilidade. O projeto prevê a adoção de sistemas construtivos

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OFFSHORE

Petrobras antecipa início de produção de Búzios 8 (P-79) Unidade incorpora avanços em eficiência energética

do a produção em alta capacidade prevista para os poços do campo.

Com 345 metros de comprimento e 180 metros de altura (até o topo do flare), a P-79 chegou no Brasil em fevereiro, vinda da Coreia do Sul, trazendo as equipes de comissionamento e operação a bordo. Essa estratégia gerou valor, permitindo a dispen- sa de parada em águas abrigadas no Brasil, além do ganho de segurança, confiabilidade e prontidão operacional pelo avanço do comissionamento dos sistemas durante o translado. A plataforma é a oitava em operação no campo de Búzios, o maior do país em reser- vas que, no ano passado, superou a marca de 1 milhão de barris por dia. Descoberto em 2010, o campo está localizado a 180 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em águas ultra profundas da Bacia de Santos, a mais de 2 mil metros de profundidade. Operam no campo os FPSOs P-74, P-75, P-76, P-77, Almirante Barroso, Almirante Taman- daré e a P-78, que entrou em operação em dezembro de 2025. Ainda estão em cons- trução os FPSOs P-80, P-82 e P-83; e, em licitação, Búzios 12. No total, o campo de Búzios comportará 12 FPSOs. O consórcio de Búzios, atuante no campo, é composto por Petrobras (operadora), as empresas parceiras chinesas CNOOC, CNO- DC e a PPSA, empresa gestora dos contratos de partilha da produção.

rança energética do país. O modo como fazemos isso reflete a história da Petrobras, marcada pela excelência operacional e a superação de limites”. “A antecipação do início de produção da P 79 mostra a capacidade da Petrobras em planejar e entregar projetos complexos, desde a engenharia até a operação, com foco permanente em segurança”, afirma a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inova- ção da Petrobras, Renata Baruzzi. A plataforma P-79, do tipo FPSO (plataforma que produz, armazena e transfere petróleo), é um casco com um projeto novo equipado com tecnologias para redução de emissões e maior eficiência operacional. O FPSO integra o projeto de Desenvolvi- mento da Produção de Búzios 8, que prevê 14 poços, sendo 8 produtores e 6 injetores, equipados com sistemas de completação inteligente, que potencializam o geren- ciamento da produção. A unidade será interligada com dutos rígidos de produ- ção, injeção e exportação de gás e dutos flexíveis para as linhas de serviço, permitin-

Petrobras iniciou, a produção de petróleo da plataforma P-79, no pré-sal da Bacia de Santos, com três

meses de antecedência em relação à data prevista no Plano de Negócios 2026–2030 (PN 26–30) e antecipação total de cinco meses frente ao planejamento do ano anterior (PN 25–29). Oitava plataforma do campo de Búzios, com capacidade de 180 mil barris de óleo e de compressão de gás de 7,2 milhões de m³ diários, unidade aumenta- rá a capacidade instalada de produção do campo, para aproximadamente 1,33 milhão de barris de petróleo diários. O projeto permitirá exportar gás para o continente, via interligação com o gasoduto Rota 3, expandindo a oferta de gás no Brasil em até 3 milhões de m³ por dia. A produção será elevada de forma gradual, à medida que os poços forem interligados à plataforma, acompanhando a estabilização dos sistemas da unidade. Segundo Sylvia Anjos, diretora de Ex- ploração e Produção da Petrobras, “cada nova unidade em produção demonstra o compromisso da companhia com a segu-

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REFINARIA

RNEST bate recorde de produção de diesel em abril A produção de Diesel S-10 cresceu aproximada- mente 60% quando comparado ao mesmo período do ano anterior, saltando de 244 mil m³ para 385 mil m³

A ampliação elevará significativamente a produção de derivados, especialmente diesel S-10, que terá incremento de 88 mil barris por dia, além de gasolina, GLP e nafta. Isso contribuirá para reduzir a necessidade de importações desses produtos e colabora com a autonomia nacional. O compromisso da Petrobras com o seg- mento de Refino, Transporte e Comerciali- zação (RTC) permanece fortalecido. O Plano de Negócios 2026–2030 prevê investimentos de US$ 15,8 bilhões nesse segmento, com foco na ampliação de produtos de alto valor agregado, produtos de baixo carbono e modernização do parque industrial.

tensões no Oriente Médio. Com a ampliação da produção de diesel, a Companhia reforça a capacidade de atendimento à demanda energética brasileira, reduzindo vulnera- bilidades na cadeia global de suprimento de combustíveis”, analisou William França, diretor executivo de Processos Industriais e Produtos da Petrobras.

RNEST e investimentos

A Petrobras está investindo cerca de R$12 bilhões para a conclusão do trem 2 e demais atividades de manutenção do trem I, o que adicionará 130 mil barris por dia de capaci- dade de processamento da RNEST, permitin- do que a refinaria alcance, ao final do proje- to, em 2029, 260 mil barris diários.

refinaria para 130 mil barris/dia, estabelecen- do o maior volume de carga processada de sua história. Com isso, a produção de Diesel S-10 cresceu aproximadamente 60% quando comparado ao mesmo período do ano ante- rior, saltando de 244 mil m³ para 385 mil m³. “O projeto do Revamp foi um importante marco para a Refinaria, pois foi a primeira entrega de aumento de capacidade prevista no Plano de Negócios 2026–2030. Junta- mente com o investimento previsto no trem II, somos responsáveis por mais de 50% de todo o aumento de capacidade no parque do refino previsto no Plano de Negócios. Isso significa mais combustíveis, segurança e oportunidades”, detalha Márcio da Silva Maia, gerente geral da Abreu e Lima. Esses números representem um marco importante para a segurança energética nacional em um cenário de instabilidade geopolítica global. “Faz parte do conjunto de ações estruturadas da Petrobras para mitigar potenciais impactos decorrentes de

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Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco, estabeleceu um novo recorde de produção de diesel S-10,

em abril, com 385 milhões de litros, superan- do a melhor marca anterior, de 373 milhões, registrada há quase uma década— em julho de 2016. O aumento ocorre gradualmente desde o mês de março, quando a planta aumentou seu processo de carga como forma de mitigar os impactos provocados pelas tensões geopolíticas globais. O resultado é fruto da implementação do projeto de Revisão e Ampliação (Revamp) em 2025, que expandiu a capacidade da

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OFFSHORE

Petrobras informa sobre aprovação dos Acordos de Individualização da Produção (AIP) das Jazidas Compartilhadas de Sururu e Berbigão

• O Contrato de Concessão BM-S-11A, opera- da pela Petrobras (42,5%), em parceria com a Shell (25%), TotalEnergies (22,5%) e com a Petrogal (10%); e, • O Contrato de Cessão Onerosa, operado pela Petrobras, que detém 100% de partici- pação. O acordo estabelece as participações de cada uma das partes e as regras da execução conjunta das operações de desenvolvimen- to e produção de petróleo e gás natural na jazida compartilhada. Assim, a partir do dia 1º de maio de 2026, as participações de cada parte nas Jazidas Compartilhada de Sururu e de Berbigão passam a ser:

Petrobras informa que foi notificada pela Agência Nacional do Petró- leo, Gás Natural e Biocombustíveis

(ANP), em 30 de abril de 2026, sobre a apro- vação dos Acordos de Individualização da Produção (AIP) das Jazidas Compartilhada da Zona BVE-ITP/RJS-656 de Berbigão (Suru- ru) e da Zona BVE-ITD/RJS-697 de Berbigão (Berbigão), localizada na Bacia de Santos. Com isso, os AIPs entraram em efetividade a partir de 1º de maio de 2026. Ambos os cam- pos estão produzindo desde 2019 por meio do FPSO P-68, com capacidade de 150 mil barris de óleo por dia.

As Jazidas Compartilhadas de Sururu e de Berbigão compreendem:

O AIP é celebrado nas situações em que as jazidas se estendem para além das áreas concedidas ou contratadas, conforme regulamentação da ANP.

Em decorrência do processo de individualização da produção das jazidas, a compensação financeira entre os gastos incorridos e as receitas relativas aos volumes produzidos até a data da efetividade do AIP será objeto de negociação entre as empresas.

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Petrobras registra lucro líquido de R$ 32,7 bilhões no primeiro trimestre de 2026 Aumento de 110% em relação ao trimestre ante- rior reflete os excelentes resultados operacionais da companhia, além de efeitos do câmbio

os primeiros três meses de 2026, a Petrobras alcançou lucro líquido de R$ 32,7 bilhões (US$ 6,2 bilhões),

“Nossos investimentos estão se convertendo em crescimento da produção de petróleo e de derivados, demonstrando a solidez e a eficácia da nossa estratégia de criação de valor. Batemos, mais uma vez, recordes de produção de petróleo e gás e estamos convertendo em ganhos toda a eficiência de nossas refinarias. Operamos nosso parque de refino no primeiro trimestre próximo da capacidade máxima, priorizando derivados de maior valor agregado, e entregamos produção recorde de diesel S-10”, afirma o diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo.

um aumento de 110% em relação ao quarto trimestre de 2025. Já o EBITDA ajustado foi de R$ 59,6 bilhões (US$ 11,3 bilhões). Os resultados financeiros sólidos alcançados são sustentados pela excelente performan- ce operacional da companhia. No primeiro trimestre do ano, têm destaque o aumento da produção total própria, que cresceu 16% quando comparada ao mesmo período de 2025, e o incremento da produção e da venda de derivados, que contribuem para fortalecer a segurança energética nacional. Em relação ao 4T25, a valorização de 27% do Brent e a apreciação do real frente ao dólar também contribuíram positivamente para os resultados. A geração de caixa permanece forte, com Fluxo de Caixa Operacional de R$ 44 bilhões (US$ 8,4 bilhões). Neste trimestre, os investimentos totali- zaram R$ 26,8 bilhões (US$ 5,1 bilhões), confirmando a posição da Petrobras como a empresa que mais investe no Brasil. Em comparação ao primeiro trimestre de 2025, houve aumento de 25,6% no nível de investimentos realizados pela companhia. Esses recursos, utilizados com responsabili- dade, geram maior desenvolvimento econô- mico, empregos e renda para os brasileiros.

Retorno à sociedade

A Petrobras retornou à sociedade o mon- tante de R$ 72,4 bilhões no 1T26, por meio de tributos, royalties e participações espe- ciais pagos à União, estados e municípios. A companhia é a maior contribuinte do país, responsável por cerca de 7% da arrecada- ção total nacional, garantindo recursos para investimentos públicos. Foram aprovados, ainda, para o período, R$ 9 bilhões em dividendos e juros sobre capital próprio, que serão distribuídos entre acionistas privados e públicos. Além disso, as operações da Petrobras e os investimentos realizados pela companhia geram empregos qualificados e movimen- tam a cadeia de óleo e gás e a indústria de serviços em todo o país.

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