Revista digital Oil & Gas Brasil Nº 74

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 74 Março de 2026

BRAVA Energia inicia campanha de perfuração em Papa-Terra e Atlanta Porto do Açu bate recorde histórico em movimentações Petrobras confirma nova descoberta de gás na Colômbia Lucro líquido da Petrobras alcança R$ 110 bilhões em 2025 NEGÓCIO Nova descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Campos CONTRATO Baker Hughes fecha contrato de cinco anos com a Petrobras MATÉRIA DE CAPA Brasil mais forte em termos energético em um mundo instável

ENTREVISTA EXCLUSIVA MODEC REFORÇA PAPEL ESTRATÉGICO NA PRODUÇÃO NACIONAL

Rodrigo Rocha, Gerente de Desenvolvimento de Negócios da MODEC

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 FPSO EXPO 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. INSCRIÇÕES PARA A CONFERÊNCIA https://fpsosexpor.com.br/cadastro/

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REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

SUMÁRIO

EDITORIAL

8 NEGÓCIO

O Brasil na encruzilhada energética global

LUCRO LÍQUIDO DA PETROBRAS ALCANÇA R$ 110 BILHÕES EM 2025

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 ........................ Negócio 12 .......................... Offshore 24 ................. Certificação 46 ...................... Inovação 48 ................... Resultado 52 ................... Comunicado 68 ............ Matéria de capa 74 ...................... Inspiração 86 ...................... Capacitação 90 .................... Contratos 108 ....................... Empresas 110 ....................... Empresas

m um contexto marcado por choques geopolíticos e volatilida- de energética, o Brasil atravessa um

Se o município fluminense simboliza os efeitos locais dessa atividade, a entrevista exclusiva com Rodrigo Rocha, da MODEC, reflete o outro lado dessa cadeia: a infraestrutura que sustenta o avanço brasileiro na exploração e produção offshore de óleo e gás. Com 14 unidades em operação e duas em construção, a MODEC ocupa papel estratégico na engrenagem que mantém o pré-sal competitivo. Rocha destaca que “cerca de 25% da produção de petróleo brasileira passa pelas unidades da MODEC”, um dado que revela a dimensão da parceria entre a empresa e o país. Mais do que volume, a MODEC representa a fronteira tecnológica desse ciclo. Dos cascos novos aos sistemas de captura de CO₂, das soluções digitais ao pioneirismo em eficiência energética, a empresa mostra como inovação e segurança se tornaram pilares de uma indústria que precisa produzir mais — e emitir menos. Projetos como o FPSO Bacalhau, primeiro do mundo a receber a notação Abate da DNV, apontam para um futuro em que competitivi- dade e sustentabilidade caminham juntas. O Brasil, portanto, vive um momento decisivo. A combinação de pré-sal, biocombustíveis consolidados e capacidade industrial crescen- te oferece uma janela rara para transformar vantagem conjuntural em resiliência estrutural. A energia que move o país hoje vem do mar — mas o desafio é garantir que ela ilumine o futuro, e não apenas o presente.

40 COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI PETRÓLEO E A GEOPOLÍTICA 26 ENTREVISTA EXCLUSIVA MODEC REFORÇA PAPEL ESTRATÉGICO NA PRODUÇÃO NACIONAL

momento singular. A escalada de tensões no Oriente Médio reacendeu temores globais em relação ao abastecimento de petróleo, mas, diferente dos choques anteriores, o país Brasil tem uma posição bem diferente no cenário mundial. A produção nacional, hoje em torno dos 4 milhões de barris por dia, a robustez do pré-sal e um mercado de biocombustíveis consolida- do, reposicionam o Brasil como ator relevante em meio às turbulências internacionais, como veremos na matéria de capa dessa edição. Um movimento que redefine tanto a macroeconomia quanto a vida de municípios em função dos royalties gerados pelo petró- leo. É nesse contexto que histórias como a de Saquarema ganham força. A cidade, antes sinônimo de veraneio e surf, tornou-se mis um exemplo dos impactos da exploração offshore. O salto impressionante — PIB per capita de R$ 722 mil, receitas bilionárias e um orça- mento municipal que rivaliza com capitais — revela o poder transformador dos royalties. Mas também expõe seus dilemas: desigualdades persistentes, pressão sobre infraestrutura e a urgência de planejar um futuro menos depen- dente do petróleo.

54 VOYAGERTRAQ – INTELIGÊNCIA ESTRATÉGICA PARA OPERAÇÕES OFFSHORE, STS, TERMINAIS E REFINARIAS: PRECISÃO, EFICIÊNCIA E RELEVÂNCIA GLOBAL ARTIGO I

82 COLUNISTA ROBERTO SILVA

ATLÂNTICO SUL CONSOLIDA-SE COMO PRINCIPAL POLO GLOBAL DE FPSOS

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NEGÓCIO

Petrobras informa que seu Con- selho de Administração (CA), em reunião realizada hoje, autorizou o encaminhamento à Assembleia

Forma de pagamento: Os proventos serão pagos em duas parcelas nos meses de maio e junho de 2026, da seguinte forma: Valor a ser pago: R$ 0,62622908 por ação ordinária e preferencial em circulação, sendo que: (i) a primeira parcela, no valor de R$ 0,31311454 por ação ordinária e prefe- rencial em circulação, será paga em 20 de maio de 2026, integralmente sob a forma de juros sobre capital próprio. (ii) a segunda parcela, no valor de R$ 0,31311454 por ação ordinária e prefe- rencial em circulação, será paga em 22 de junho de 2026, integralmente sob a forma de juros sobre capital próprio. Importante ressaltar que os valores acima serão devidamente atualizados pela variação da taxa Selic de 31 de dezembro de 2025 até a data de cada um dos pagamentos; e que sobre essa atualização monetária incidirá imposto de renda, conforme legislação vigente. Detentores de ADRs: Para os detentores de ADRs negociados na New York Stock Exchange (NYSE), a record date será em 24 de abril de 2026 e os pagamentos da primeira e da segunda parcela serão feitos, respectivamente, a partir de 28 de maio de 2026 e de 29 de junho de 2026. A Política de Remuneração aos Acionistas pode ser acessada pelo site da companhia

Geral Ordinária (AGO), prevista para 16 de abril de 2026, da proposta de distribuição de remuneração aos acionistas no mon- tante de R$ 8,1 bilhões relativa ao quarto trimestre de 2025. Caso haja aprovação da proposta pela AGO, considerando os proventos já ante- cipados pela companhia, atualizados pela taxa Selic até 31 de dezembro de 2025, a remuneração relativa ao exercício social de 2025 totalizará R$ 41,2 bilhões. Vale ressalvar que a correção pela taxa SELIC sobre as antecipações de dividen- dos e JCP relativas ao exercício social de 2025, no valor de R$ 0,6 bilhão, foi des- contada do total da remuneração aos acionistas. A distribuição proposta está alinhada à Política de Remuneração aos Acionistas (Política) vigente, a qual prevê que, em caso de endividamento bruto igual ou inferior ao nível máximo de endividamen- to definido no plano estratégico em vigor, observadas as demais condições da Políti- ca, a Petrobras deverá distribuir aos seus acionistas 45% do fluxo de caixa livre. Esta distribuição é compatível com a sustenta- bilidade financeira da companhia. Data de corte: Para os detentores de ações de emissão da Petrobras negocia- das na B3, a data de corte será dia 22 de abril de 2026. As ações da Petrobras serão negociadas ex-direitos a partir de 23 de abril de 2026.

Foto: Divulgação

Petrobras informa sobre remuneração aos acionistas

(http://www.petrobras.com.br/ri).

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NEGÓCIO

Lucro líquido da Petrobras alcança R$ 110 bilhões em 2025 Resultado financeiro foi impulsionado pelo aumento de 11% na produção total de petróleo e gás da companhia no período. Comparado a 2024, o crescimento de 200% se deve principalmente à variação cambial.

A performance operacional da companhia compensou parte do efeito da queda do Brent no período, com o aumento expressi- vo do volume de petróleo e gás produzido. A produção total de óleo e gás natural da Petrobras alcançou 3 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). Dentre os fatores que contribuíram para o aumento da produção em 2025, destacam-se o início da operação e o aumento da capacidade dos FPSOs Almirante Tamandaré e Marechal Duque de Caxias, a manutenção do topo de produção do FPSO Sepetiba, o ramp-up dos FPSOs Maria Quitéria, Anita Garibaldi, Anna Nery e Alexandre de Gusmão, além da maior eficiência operacional na UN-BS e em Búzios. As exportações de petróleo registra- ram recorde anual de 765 mil barris por dia (mbpd). “Os resultados de 2025 comprovam a consistência da nossa estratégia, baseada em disciplina de capital, aumento de produ- ção e eficiência operacional. Mesmo em um cenário de forte queda do Brent, geramos R$ 200 bilhões de caixa operacional no ano." "Continuamos a apresentar um fluxo de caixa robusto, apoiado por projetos de qualidade que ampliam a produção, com alto retorno e rápida geração de caixa. Essa combinação sólida cria valor e garante benefícios duradouros para a sociedade brasileira e para os nossos acionistas”, afirma Fernando Melgarejo, Diretor Financeiro e de Relacionamento com Investidores.

“O ano de 2025 foi extraordinário em termos de produção. O aumento do volume de óleo e gás nos permitiu compensar os efei- tos da queda do Brent e alcançar resultados financeiros robustos. Isso reflete nossa capacidade de entregar mais com menos recursos, otimizando projetos e anteci- pando operações que geram valor para nossos acionistas e para a sociedade. Nossos resultados não são apenas números: eles se traduzem em energia, geração de riqueza, empregos, impostos e retorno para a sociedade”, declara Magda Chambriard, presidente da Petrobras.

lucro líquido da Petrobras em 2025 chegou a R$ 110,1 bilhões (US$ 19,6 bilhões), um aumento de 200% em relação a 2024 (R$ 36,6 bilhões). Mesmo em um cenário desafiador, com uma queda de 14% no preço do Brent no ano, a companhia conseguiu apresentar resultados financeiros sólidos e uma excelente perfor- mance operacional. Impulsionado pelo aumento de 11% da produção total de óleo e gás no período, o Fluxo de Caixa Operacional, gerado pelas operações regulares durante o ano, atingiu R$ 200 bilhões (US$ 36 bilhões). A Petrobras investiu R$ 112,9 bilhões (US$ 20,3 bilhões), com foco em projetos do segmento de Exploração e Produção. Foram pagos R$ 277,6 bilhões em tributos, participações especiais e royalties à União, estados e municípios no último ano.

Foto: Divulgação

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NEGÓCIO

Os investimentos no segmento de E&P representaram cerca de 84% do total de investimentos em 2025, contribuindo para o relevante crescimento da produção obser- vado no ano.

Outro fator que influenciou o lucro líquido em 2025 foi a variação cambial, refletindo a valorização do real frente ao dólar. Desconsiderando este e outros eventos exclusivos no período, o lucro líquido foi de R$ 100,9 bilhões (US$18,1 bilhões). Já o EBITDA ajustado, sem os eventos exclusivos, chegou a R$ 244,3 bilhões (US$ 43,8 bilhões). Além do impacto positivo da produção, o EBITDA foi favorecido pela redução das despesas operacionais. A dívida bruta encerrou o ano em US$ 69,8 bilhões, impactada principalmente pela adição de afretamentos que compõem a dívida por determinação de norma contábil. Esse ano entraram em operação os FPSOs afretados Almirante Tamandaré, no cam- po de Búzios, e Alexandre de Gusmão, no campo de Mero.

Dividendos e contribuição para a sociedade

O Conselho de Administração da Petrobras autorizou o encaminhamento à Assem- bleia Geral Ordinária (AGO) da proposta de distribuição de remuneração aos acionistas no montante de R$ 8,1 bilhões relativa ao quarto trimestre de 2025, conforme fórmula estabelecida na Política de Remuneração aos Acionistas da Companhia. Os valores serão pagos em maio e junho de 2026. Durante o ano de 2025, foram distribuídos R$ 45,2 bilhões em proventos, sendo R$ 17,6 bilhões para o Grupo de Controle. A Petro- bras pagou R$ 227,6 bilhões em tributos à União, estados e municípios em 2025. A companhia destinou cerca de R$ 2 bilhões em investimentos socioambientais voluntá- rios e obrigatórios, patrocínios e doações no último ano.

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As exportações de petróleo registraram recorde anual de 765 mbpd e novo recorde trimestral de 999 mbpd no 4T25, refletindo a elevada produção e o trabalho contínuo de desenvolvimento de mercados para os óleos da Petrobras. Em 2025, o parque de refino atingiu fator de utilização total (FUT) de 91%, mantendo um patamar elevado de utilização dos ativos acompanhado de segurança operacional. A produção de diesel, gasolina e QAV repre- sentou 68% da produção total, refletindo o foco estratégico na geração de produtos de maior valor agregado.

A Petrobras alcançou o melhor resultado dos últimos dez anos ao incorporar 1,7 bilhão de barris de óleo equivalente (boe) em reservas, atingindo um índice de reposição de reservas (IRR) de 175%, mesmo diante de uma produção recorde. A relação entre as reservas provadas e a produção (in- dicador R/P) atingiu 12,5 anos, refletindo a sustentabilidade do portfólio. Em 2025, entraram em operação o FPSO Almirante Tamandaré e P-78, no campo de Búzios, e o FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero. Essas três novas unidades de produção adicionaram 585 mil barris de óleo por dia de capacidade nominal de pro- dução operada pela Petrobras.

Investimentos

A Petrobras totalizou R$ 112,9 bilhões (US$ 20,3 bilhões) em investimentos em 2025. O montante está dentro da faixa de variação do guidance divulgado para o ano (+/- 10%). Este patamar de Capex reflete antecipações de entregas em projetos, com a aceleração do avanço físico de FPSOs próprios desti- nados à operação nos campos de Búzios, Atapu e Sépia, além da evolução nas cam- panhas de perfuração de poços e recordes de interligações.

Destaques operacionais

A Petrobras alcançou 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), repre- sentando um aumento de 11% em relação à produção de 2024. A companhia entregou uma produção acima do limite superior da meta estabelecida para o ano.

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OFFSHORE

Três empresas do grupo Acteon se unem para entregar contrato multimilionário com a Petrobras A Intermoor, linha de negócios de amarrações e âncoras da Acteon, garantiu um contrato de três anos com a Petrobras para serviços de sistemas de amarração empilhada no Brasil.

risers, incluindo links de carga submarinos, sensores de deformação, conectores de junção, unidades GNSS/INS e servidores de aquisição de dados na superfície. “Ao integrar essas três linhas de negócios especializadas e combinar conhecimento em amarração, inteligência em engenharia e tecnologias avançadas de monitoramen- to, estamos oferecendo uma solução mais segura, eficiente e de menor risco, alinhada aos objetivos de longo prazo da Petrobras. Essa abordagem também melhora a efici- ência do cronograma e reduz o impacto ambiental, permitindo o carregamento de navios diretamente de nossa base no Porto do Açu”, afirmou a Acteon.

logística e todas as operações de amarração offshore, incluindo a instalação e a recu- peração de âncoras, cabos de segurança e interfaces de BOP submarinas. A 2H, consultoria de engenharia da Acteon, fornecerá serviços de engenharia e análise, abrangendo suporte ao projeto de amarração do BOP, integração de dados de sensores, análise global do riser em tempo real e pré-operacional, bem como o sistema de monitoramento do riser em tempo real e o projeto geral de amarração (PGA). A UTEC, linha de negócios de geosserviços da Acteon, fornecerá o hardware e o softwa- re para monitoramento em tempo real de

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contrato multimilionário prevê a prestação de serviços de apoio a intervenções leves de reparo e

ção em poços (WIVs) posicionadas dinami- camente, localizadas em profundidades de água de 80 a 600 metros. Três linhas de ne- gócios da Acteon trabalharão em conjunto para executar o trabalho, com a Intermoor atuando como contratada, gerenciando a entrega do projeto, o fornecimento, a

operações de abandono em árvores de Natal submarinas instaladas, tanto em unida- des móveis de perfuração offshore (MODUs) ancoradas quanto em unidades de interven-

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OFFSHORE

Shell conclui assinatura de contratos de alienação que ampliam participação em Atapu e Mero no pré-sal brasileiro Formalização aumenta presença da companhia em ativos estratégicos e reforça confiança no potencial energético do país.

(equivalente a 3,5% da jazida compartilhada). Com a operação, a participação da Shell nas respectivas jazidas compartilhadas passa, em 2027, de 16,663% para 16,917% em Atapu e de 19,3% para 20% em Mero. Os campos estão entre os empreendimentos em águas profundas mais relevantes glo- balmente. Em Mero, a capacidade instalada alcança cerca de 770 mil barris de óleo por dia, posicionando o ativo entre os maiores projetos offshore em operação. Já Atapu, que opera hoje com capacidade de 150 mil barris de óleo por dia, deve ampliar sua produção com a entrada do FPSO P-84, atualmente em constru- ção e com potencial para produzir até 225 mil barris de óleo por dia. A assinatura reforça a confiança da Shell no Brasil e no potencial do pré-sal como uma das fronteiras mais competitivas da indústria. O investimento também está alinhado à estra- tégia global da companhia de sustentar uma produção relevante de líquidos de cerca de 1,4 milhão de barris por dia até 2030, priorizando projetos competitivos e com menor intensida- de de carbono.

CHC Helicopter conquista novo contrato com a Equinor Foto: Divulgação

CHC do Brasil, parte da CHC Helicopter, que presta serviços de helicóptero para o setor de energia

serviços de aviação confiáveis, capazes de operar em longas distâncias e em ambien- tes offshore desafiadores. Licia Rocha , Diretora Sênior de Vendas para as Américas e Ásia-Pacífico da CHC Helicopter, comentou: “Apoiar operações of- fshore no Brasil é uma parte importante das atividades da CHC nas Américas. Este contrato nos permite aplicar nossa experiência operacional, infraestrutura e presença local para fornecer serviços de aviação seguros e confiáveis.” A empresa destaca que a produção em águas profundas continua sendo um seg- mento importante do mercado de energia nas Américas, impulsionando a demanda contínua por serviços de aviação offshore.

Shell Brasil concluiu a assinatura dos contratos de alienação de direitos e obrigações da União decorrentes da

offshore e operações de busca e salvamen- to (SAR), fechou um novo contrato com a Equinor. Graças a este acordo com a Equinor, a CHC fornecerá suporte para troca de tripulação no campo de Bacalhau. O contrato, que teve início no começo de fevereiro de 2026, per- mite que a empresa opere um helicóptero S-92A a partir de sua base em Jacarepaguá para transportar pessoal para a plataforma. Localizada a aproximadamente 185 quilô- metros da costa do Brasil, Bacalhau fica em águas ultraprofundas. A empresa presta- dora de serviços de helicóptero afirma que as operações offshore nessa região exigem

celebração dos Acordos de Individualização da Produção de Mero e Atapu adquiridos no leilão realizado pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), em dezembro de 2025. Com a formalização dos contratos, a companhia amplia sua par- ticipação nos campos de Atapu e Mero, no pré-sal da Bacia de Santos, fortalecendo sua presença em dois dos projetos offshore mais competitivos do mundo. A efetivação da parti- cipação adicional está prevista para 2027. No leilão conduzido pela PPSA, a Shell Brasil, em parceria com a Petrobras, adquiriu direito de 26,76% da área não contratada de Atapu (equivalente a 0,95% da jazida compartilha- da) e 20% da área não contratada de Mero

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BRAVA Energia inicia campanha de perfuração em Papa-Terra e Atlanta

O campo de Papa-Terra é um ativo de produção de petróleo pesado localizado na Bacia de Campos (bloco BC-20), a cerca de 110 km da costa do Rio de Janeiro e 1.200 metros de lâmina d’água. Operado pela BRAVA, o campo produz com uma platafor- ma TLWP e um FPSO, focando na revitalização da produção. Já o campo de Atlanta encontra-se em uma lâmina d’água de 1.500 metros e é operado pela BRAVA com 80% de participação, em parceria com a Westlawn Americas Offshore (20%), através do FPSO Atlanta. Recordes de produção – Em 2025, a BRAVA renovou seu recorde de produção média diária. Foram mais de 81 mil barris por dia de óleo equivalente no ano, um aumento de 46% em relação a 2024, com destaque para Papa-Terra e Atlanta, que registraram os seus melhores resultados anuais históricos de produção e eficiência operacional.

BRAVA Energia anuncia o início da campanha de perfuração de quatro novos poços: dois em Papa-Terra, na

Bacia de Campos, e outros dois no Campo de Atlanta, na Bacia de Santos. As ativida- des serão desenvolvidas por meio da sonda submersível de perfuração em águas ultraprofundas, Lone Star, operada pela Constellation, e a previsão é que sejam concluídas no primeiro trimestre de 2027. O cronograma previsto seguirá da seguin- te forma: de março a setembro deste ano, serão perfurados os dois primeiros poços em Papa-Terra. Depois, os poços serão conec- tados com o primeiro óleo previsto para o quarto trimestre de 2026. Em outubro, será realizada a transferência da sonda para a perfuração dos dois poços de Atlanta, com a conexão dos poços e primeiro óleo previstos para o segundo trimestre de 2027. A BRAVA planejou um capex otimizado para a campanha integrada dos campos, sendo 65% para Atlanta e 35% para Papa-Terra. Para a realização dessas atividades, a companhia já contará com os fornecedores McDermott, SLB, Baker Hughes, OneSubsea e Prysmian. “Com a implementação desses novos poços, avançaremos na captura de valor dos nossos ativos aumentando a produção, maximizan- do a eficiência da infraestrutura existente e reduzindo o custo por barril, o que reforça a resiliência e a competitividade do nosso portfólio”, afirma o diretor de operações offshore, Carlos Travassos.

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OceanPact e CBO anunciam combinação de negócios A união das duas organizações cria a estrutura integrada de embarcações e serviços mais completa do Brasil.

OceanPact Serviços Marítimos S.A. e CBO Holding S.A. anunciaram hoje, em Fato Relevante, a combinação

Além disso, abrem-se novas oportunida- des na área de Serviços, como operações submarinas, descomissionamento e projetos na área ambiental”, destaca Flavio Andrade, fundador e CEO da OceanPact. “Este é um bom momento para as duas companhias unirem forças, ampliarem suas capacidades de atuação, integrarem frotas e fortalecerem suas estruturas para apoiarem o plano de crescimento da produção de petróleo de nossos clientes. Esse movimen- to nos permite gerar ainda mais valor para clientes, colaboradores, acionistas e para toda a cadeia de negócios ao nosso redor”, afirma Marcos Tinti, CEO do Grupo CBO. A direção executiva da companhia combi- nada será liderada por Flavio Andrade, como CEO, Eduardo de Toledo, como CFO, Marcos Tinti, como vice-presidente de Navegação, e Haroldo Solberg, como vice-presidente e líder da integração. O novo Conselho de Administração será formado por sete membros, sendo três independentes, três indicados por Vinci Compass, Patria e Flavio Andrade, e um indicado pela BNDESPar. Luís Araujo, um dos conselheiros independentes, será o presidente do Conselho de Administração. A nova estrutura acionária terá as seguintes participações: Vinci Compass, 21,8%; Fundos de infraestrutura geridos pelo Patria, 21,8%; Flavio Andrade, 13,0%; BNDESPar, 10,9%; executivos da OceanPact, 3,8%; e mercado, 28,7%.

de seus negócios, a ser implementada por meio da incorporação da holding da CBO pela OceanPact. O fechamento da operação está sujeito à aprovação do Conselho Ad- ministrativo de Defesa Econômica, o CADE, além do cumprimento das demais condições precedentes usuais nesse tipo de operação, incluindo a aprovação em assembleias gerais das companhias e a anuência dos credores. Com a transação, a companhia combinada contará com uma frota de 73 embarcações, receita anual de mais de R$ 4 bilhões e backlog de R$ 14 bilhões. A combinação de negócios se apoia em quatro pilares estratégicos: fortalecimen- to da geração de caixa, com aumento do potencial de pagamento de dividendos; ampliação da capacidade de atuação, a partir de uma base maior de ativos; maior geração de valor, por meio da integração comercial e operacional e da captura de sinergias; e complementaridade de frota, com ganho de capacidades, redução da idade média e otimização da alocação de embarcações, além da diversificação de clientes. “Estamos unindo frotas, equipes e com- petências complementares, ganhando flexibilidade para atender contratos, melhorar a alocação de embarcações, capturar eficiências e ampliar nossa capacidade de competir em projetos maiores e mais exigentes tecnicamente.

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A fábrica brasileira da empresa tem capacidade de produzir cerca de 220 km por ano de tubos flexíveis e conta com áreas de armazenagem, testes de qualidade e acesso direto ao cais para embarque offshore. O novo espaço será destinado principalmen- te à estocagem e ao apoio logístico, o que aumentará a eficiência operacional e a capacidade de atendimento a novas deman- das do mercado de exploração e produção (E&P). Além da locação da área, o Porto do Açu também prestará serviços de engenharia para a construção da nova estrutura logística da empresa. As obras devem começar ainda no primeiro semestre deste ano, com início das operações previsto para o começo de 2027. O Açu é responsável por cerca de 30% das exportações brasileiras de petróleo e atende toda a cadeia de óleo e gás, da explo- ração ao descomissionamento. O complexo oferece calado profundo, terrenos com acesso direto ao cais e um cluster de serviços que reúne múltiplos fornecedores de suporte portuário e marítimo. O Porto do Açu abriga a maior base de apoio offshore do mundo. Além das operações ligadas ao petróleo, também movimenta minério de ferro, concentra o maior parque termelétrico a gás da região e investe em projetos de energia renovável e economia de baixo carbono.

Porto do Açu e a NOV (National Oilwell Varco), multinacional espe- cializada na fabricação de tubos

flexíveis para a indústria offshore, assina- ram contrato para expandir a operação da empresa no complexo porto-indústria localizado no norte do Rio de Janeiro. O projeto prevê a expansão de 30 mil m² na área ocupada pela companhia, que passará dos atuais 121 mil m² para 151 mil m². O novo contrato, com vigência até 2047, permitirá elevar a capacidade logística e de armazenamento de tubos flexíveis e equipa- mentos associados. A NOV opera no Porto do Açu há mais de 10 anos e mantém no local uma de suas prin- cipais unidades globais de produção desse tipo de equipamento, além de operações na Dinamarca e na Escócia. “A expansão da operação da NOV reforça o papel do Açu como hub estratégico para o mercado de petróleo e gás no Brasil. Segui- mos atraindo investimentos e ampliando a infraestrutura necessária para acompanhar o crescimento de toda a cadeia no país”, afirma João Braz, diretor de terminais e logística do Porto do Açu.

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Porto do Açu e NOV assinam contrato para expansão de operação no Brasil Projeto acrescenta 30 mil m² à área da empresa no Porto e aumenta a capacidade logística para novos contratos no setor offshore.

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PRIO revelou que o primeiro poço produtor do campo de Wahoo atingiu uma produção estabilizada

PRIO coloca primeiro poço de Wahoo em produção e mira 40 mil barris até abril

de 12.000 barris de petróleo por dia, dias após entrar em operação, seguindo a licen- ça de operação concedida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), e meses após a 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 empresa ressalta que o cronograma para a entrada em operação dos poços restantes permanece conforme o planejado, com a expectativa de que o campo atinja a produção de 40.000 barris por dia até o final de abril. O início da produção em Wahoo é considerado um marco na estratégia de crescimento da empresa. Localizado na camada pré-sal da Bacia de Campos, o campo foi desenvolvido através de uma interligação submarina de aproxi- madamente 35 quilômetros à FPSO Valente, otimizando o uso da infraestrutura existente.

A PRIO, confirmou seu cronograma para o início da produção de dois poços restantes em um campo na bacia de Campos.

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A atualização sobre o nível de produção de Wahoo ocorre após a Ibama ter emitido uma emenda à licença de perfuração para o campo de Frade, autorizando a PRIO a perfurar até 14 novos poços.

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CERTIFICAÇÃO

Nuclep foi recertificada nos selos U e U2 da ASME VIII (Ame- rican Society of Mechanical Engi-

A manutenção dos selos U, U2 e R re- força nossa capacidade em projeto, fa- bricação e reparo com alto nível de qualidade, além de ampliar nossa competi- tividade. Essa conquista é resultado direto do trabalho sério e comprometido de cada profissional.” O diretor Comercial da Nuclep, Nicola Mirto Neto, destaca o impacto estratégico da renovação para a atuação no merca- do. “A recertificação ASME mantém nossa competitividade e consolida a empresa como fornecedora apta a atender contratos nacionais e internacionais que exigem certificações reconhecidas globalmente. Trata-se de um diferencial determinante em setores como óleo e gás, energia e defesa, onde conformidade técnica e credibilidade são premissas para a contratação.” Ao consolidar sua conformidade internacio- nal, a estatal reafirma seu posicionamento como referência brasileira em engenharia pesada e fabricação de equipamentos críticos para infraestrutura estratégica. O presidente da Nuclep, Adeilson Telles, enfatiza que a conquista é reflexo direto do modelo de gestão adotado pela com- panhia. “A recertificação é resultado de proximidade na gestão, construção coleti- va entre as áreas, unidade na execução e determinação para atender aos mais altos padrões internacionais. A mudança que buscamos é permanente e está ancorada na disciplina técnica e no compromisso com a excelência. Seguiremos fortalecendo a Nuclep como empresa estratégica para o Brasil.”

neers) e no selo R do National Board, após auditoria realizada nos dias 23 e 24 de fevereiro. A renovação ratifica que a Nuclep atua em conformidade com rigorosos pa- drões internacionais aplicáveis à fabricação e ao reparo de vasos de pressão convencio- nais e nucleares. A manutenção das certificações comprova a capacidade técnica da companhia para atuar em projetos de alta complexidade, com rigor em engenharia, controle da quali- dade, inspeção e rastreabilidade de proces- sos. O reconhecimento fortalece a posição da Nuclep nos mercados de petróleo e gás, energia, defesa e indústria pesada, além de ampliar a confiança de clientes e parceiros estratégicos. “É muito gratificante para mim, como pro- fissional, saber que os processos industriais da Nuclep permanecem aptos a serem utilizados na fabricação de vasos de pressão convencionais e nucleares, principalmente quando este reconhecimento é obtido por meio de uma instituição amplamente reno- mada internacionalmente nesse mercado”, afirma José de Castro, gerente-geral de Controle da Qualidade. Para Rodrigo Lopes Chaves, gerente de Sistema de Gestão de QSMS e Garantia da Qualidade, a conquista reforça a solidez técnica da empresa. “Essa recertificação tem um significado muito importante, pois confirma a confiabilidade da Nuclep diante de padrões internacionais extremamente exigentes.

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Nuclep renova certificação ASME VIII e reforça padrão internacional de excelência e qualidade

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ENTREVISTA

Entrevista Rodrigo Rocha, gerente de Desenvolvimento de Negócios da MODEC

Com novas unidades em desenvolvi- mento e investimentos em digitalização, eficiência energética e redução de emissões, a companhia se prepara para um novo ciclo de desafios em um mercado que continua sendo o mais estratégico de sua atuação global.

no pré-sal, com alta produtividade e compe- titividade, além de uma demanda contínua por FPSOs”, destaca Rodrigo Rocha, gerente de Desenvolvimento de Negócios da MO- DEC nessa entrevista exclusiva à revista digi- tal Oil & Gas Brasil.

MODEC reforça papel estratégico na produção nacional

Por Julia Vaz

om 14 unidades em operação, outras duas em construção e um histórico de 17 plataformas já

entregues ao offshore brasileiro, a MODEC consolidou-se como uma das principais parceiras da indústria nacional de óleo e gás no pré-sal. A empresa, que opera uma das maiores frotas de FPSOs a serviço da Petrobras, ocupa hoje um papel estratégica na infraes- trutura que sustenta cerca de um quarto da produção de petróleo do país — um peso que ajuda a explicar sua presença crescente no Brasil ao longo das últimas duas décadas. Da primeira plataforma estrangeira a produzir no país após a abertura do mer- cado, o FPSO Fluminense, ao pioneirismo no pré-sal com o FPSO Cidade de Angra dos Reis, a trajetória da MODEC reflete a própria evolução tecnológica e operacional da província. “O Brasil concentra a maior operação global da MODEC por razões estruturais e estratégicas. O país reúne reser- vatórios de classe mundial, especialmente

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O&GB: A MODEC está presente no Brasil há mais de duas décadas. Quais foram os grandes marcos dessa atuação? RR: Desde que chegamos ao mercado brasileiro em 2003, temos desempenhado um papel importante para o desenvolvimen- to da indústria de óleo e gás no país. Cons- truímos e operamos o FPSO Fluminense, a primeira plataforma a produzir no Brasil para uma empesa estrangeira após a abertura do mercado nacional no final da década de 90, e desde então temos crescido e nos fortale- cido continuamente.

Fomos pioneiros no pré-sal, quando assumimos o desafio de construir e operar a primeira plataforma a produzir em esca- la comercial no pré-sal, o FPSO Cidade de Angra dos Reis MV22. Hoje, cerca de 25% da produção de petróleo brasileira passa pelas unidades da MODEC, com 14 unidades em operação e duas em construção. Desde então, seguimos expandindo nosso portfólio com unidades cada vez maiores e complexas, como os FPSOs Guanabara MV31 e Almirante Barroso MV32, ambas recordistas de produção no país.

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ENTREVISTA

Atualmente, a maior parte da frota em operação no Brasil segue o modelo de afretamento. A única exceção é o FPSO Bacalhau, da Equinor. Já as duas unidades em constru- ção, FPSO Raia e FPSO Gato do Mato, são de propriedade dos clientes.

RR: A MODEC adota diferentes modelos de negócio, que vão do afretamento das unidades à operação de plataformas pertencentes às operadoras, sempre com foco em segurança e eficiência operacional, independentemente do modelo adotado. O modelo contratual de cada ativo é definido conforme a necessidade de cada cliente.

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O&GB: Quantas unidades flutuantes de produção (FPSOs ou FSO) a MODEC já forne- ceu para operações no Brasil, que é hoje o maior mercado da empresa no mundo? RR: A MODEC já entregou 17 unidades flutuantes de produção para o offshore brasileiro ao longo de duas décadas de atuação no país. Atualmente, tem mais 2 FPSOs em fase de construção, que serão entregues até 2029, totalizando 19 unidades desenvolvidas para o país. Da frota em operação no Brasil, o FPSO Cidade de Caraguatatuba MV27 e o FPSO Bacalhau foram construídos com cascos novos. As demais unidades são resultado de conversões.

O Brasil concentra a maior operação global da MODEC por razões estruturais e estratégicas. O país reúne reservatórios de classe mundial, especialmente no pré-sal, com alta produtividade e competitividade, além de uma demanda contínua por FPSOs. Atualmente cerca de 30% dos FPSOs contra- tados do mundo são para operar no Brasil. Acreditamos que esse cenário não mudará drasticamente no médio prazo, considerando expectativas positivas em novas fronteiras de exploração. O&GB: Vocês vêm inovando para atender a demanda por unidades mais robustas e modernas. Como a demanda do mercado brasileiro vem impulsionando a moderniza- ção dos projetos de cascos da Modec?

O&GB: Como a empresa vê essa trajetória no mercado brasileiro? RR: Ao longo desses mais de 20 anos tivemos grandes ciclos de lições aprendidas, fizemos uma transformação dos nossos pro- cessos e hoje temos uma estrutura local robusta capaz de dar o suporte técnico necessário às nossas operações offshore. Essa trajetó- ria de crescimento é sustentada também pelo investimento contínuo em tecnologia e pessoas, hoje mais de 3 mil profissionais atuam na empresa no Brasil. Outro grande motivo de orgulho são as parcerias de longo prazo que construímos com alguns dos maiores players da indústria

global, como Petrobras, Shell, TotalEnergies e Equinor. Nessas colaborações, temos a oportunidade de contribuir ativamente para o desenvolvimento e crescimento dos seus projetos no Brasil O&GB: A MODEC opera atualmente 13 FPSOS e um FSO no Brasil, a maioria em regime de afretamento (lease) para a Petrobras. A entrega mais recente é o FPSO Bacalhau, para a Equinor. Quantos FPSOs pertencem a oil companies mas são opera- das pela empresa, e quantas são de proprie- dade da própria, afretadas e operadas para clientes brasileiros?

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Quais as principais mudanças e evolução nos últimos 15 anos? RR: Nos últimos 15 anos, a indústria de óleo e gás passou por avanços tecnológicos significativos, impulsionados principalmen- te pelo desenvolvimento do pré-sal, que tem características singulares. Nos FPSOs foi necessário desenvolver topsides maiores, com sistemas de tratamento complexos capazes de tratar hidrocarbonetos com contaminantes e de lidar com altas pressões nos reservatórios. Além disso, a ampliação da vida útil reque- rida pelos contratos elevou a necessidade de cascos mais robustos. Tradicionalmente, muitos FPSOs foram desenvolvidos a partir da conversão de navios VLCC. Porém, em res- posta a esse cenário, a MODEC desenvolveu um projeto de casco novo especificamen- te para atender a esse novo cenário, que é ajustado de acordo com as demandas de cada cliente. O&GB: Em termos de inovação, quais tecnologias ou soluções a MODEC introdu- ziu no upstream brasileiro — seja em FPSOs, sistemas de amarração, processamento de CO₂, digitalização ou eficiência energética? RR: A empresa está constantemente investindo em pesquisa e desenvolvimento, trabalhando ativamente para aprimorar os processos e sistemas em operação e trazer novas tecnologias em respostas às neces- sidades tecnológicas exigidas a cada novo projeto. No pré-sal, fomos pioneiros em desenvolver e operar facilidades para injeção

O produto foi desenvolvido para um FPSO em operação com a TotalEnergies e agora está expandindo para outras unida- des da empresa e além dela. Continuamos implementando essa e outras soluções inovadoras, contribuindo para um caminho mais sustentável para a indústria. Temos diferentes iniciativas em unidades existentes em operação para contribuir com a redução das emissões, tais como: o Smart Flare System, que utiliza mais de 450 senso- res para classificar automaticamente eventos de flare, um projeto piloto de captura de car- bono pós-combustão, otimização contínua da eficiência da cadeia de compressores, reagrupamento de compressores e substi- tuição dos filtros atuais das turbinas a gás para aumentar sua eficiência.

de CO2 e para captura de CO2 em estágio pré-combustão. Nas unidades em operação, implementamos diversas iniciativas para redução significativa da pegada de carbono. Nos projetos mais recentes, temos tecno- logias inovadoras na redução de emissões, como Sistema de Geração de Energia em Ciclo Combinado, sistema de cobertura de gás combustível para tanques de carga sem ventilação periódica durante operações normais e motores elétricos de alta eficiên- cia instalados com variadores de frequência. Importante destacar que o FPSO Bacalhau foi o primeiro FPSO do mundo a receber a Aprovação em Princípio (AiP) para a nota- ção Abate da sociedade classificadora DNV. Esta notação cobre requisitos rigorosos para o sistema de gestão de emissões por barril de óleo produzido e a instalação de medidas substanciais de abatimento a bordo, reduzindo a emissão de gases de efeito estufa (GEE). O&GB: Os sistemas de ancoragem e amar- ração são um diferencial da MODEC. Como a empresa tem evoluído essas soluções para águas ultraprofundas e ambientes de alta complexidade como o pré-sal? RR: Os sistemas de ancoragem são, de fato, um dos diferenciais da MODEC, que entregava soluções ao mercado através da SOFEC, empresa do grupo que recentemen- te passou a ser uma Unidade de Negócios da MODEC, garantindo a continuidade da mesma qualidade, desempenho e confiabi- lidade dos sistemas de amarração oferecidos há mais de 50 anos. Os desafios impostos

pelos projetos do Brasil foram fundamentais para evoluirmos nesse período na busca por novas soluções para águas cada vez mais profundas. O&GB: A transição energética já influen- cia o desenho dos novos FPSOs. Como a MODEC está incorporando redução de emissões, eletrificação, captura de CO₂ e outras tecnologias de baixo carbono em seus projetos brasileiros? RR: A MODEC vem mapeando iniciativas que diminuem as emissões em seus FPSOs. No campo de tecnologias digitais, uma delas é o Shape Aura, software da Shape Digital (empresa do grupo), que otimiza o consumo energético e emissões através de inteligên- cia artificial, gerando recomendações para a equipe offshore.

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