Revista digital Oil & Gas Brasil nº 72

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 72 Janeiro de 2026

Shell fecha contrato com Vallourec Dois navios da Spliethoff chegam ao país para apoiar as operações da Saipem Inteligência Artificial na Comunicação: como a PRIO usa tecnologia para acelerar a produção audiovisual e testar novas narrativas no setor de óleo e gás PETRÓLEO E GÁS Brava adquire parcela da Petronas nos campos de Tartaruga Verde e Espadarte (Módulo III) na Bacia de Campos PETRÓLEO E GÁS Campo de Tupi/ Iracema volta a atingir produção de 1 milhão de barris por dia HISTÓRICO Shell obtém licença inédita como Empresa Brasileira de Navegação

ENTREVISTA EXCLUSIVA

ACELERANDO, DO P&D AO PRODUTO FINAL

Eduardo Costa, CEO da ouronova

REVISTA DIGITAL OIL&GAS BRASIL

SUMÁRIO

EDITORIAL

Ano novo, vida nova frase é batida, claro — mas poucas vezes fez tanto sentido para nós quanto agora. A revista digital Oil

8 OFFSHORE SHELL FECHA CONTRATO COM VALLOUREC

teira do pré-sal segue surpreendendo, quebrando recordes e reafirmando sua relevância estratégica. Em janeiro, voltou a superar a marca de 1 milhão de barris por dia — um feito que desmonta previsões pessimistas e confirma a maturidade tecnológica e operacional da Petrobras e de toda a cadeia de fornecedores. Tupi não é apenas um campo; é um laboratório vivo de inovação, responsável por im- pulsionar soluções que hoje se espalham por toda a indústria. A edição traz ainda uma entrevista exclusiva com Eduardo Costa, CEO da ouronova, que inicia o ano celebrando a marca de 200 milhões de reais em projetos de PD&I financiados pela cláusula de pesquisa da ANP. Mais do que números, a empresa reforça sua posição como deeptech brasileira capaz de fazer P&D, inovar e entregar produto final — um diferencial raro e cada vez mais valorizado em um setor que demanda velocidade, precisão e visão de futuro. A conversa revela uma empresa em expan- são, com novos contratos e ambições proporcio- nais ao momento de transformação tecnológica vivido pelo país. Se 2026 começa com mudanças, elas não são um ponto de chegada, mas de partida. A Oil & Gas Brasil segue comprometida com o que sempre nos guiou: credibilidade, profundidade técnica e proximidade com o setor. Mas agora, com uma estrutura mais moderna, uma marca mais forte e uma experiência digital mais fluida, estamos ainda mais preparados para acompanhar — e contar — as próximas grandes histórias da indústria. Ano novo, vida nova. Para nós, isso significa evolução. Para você, leitor, significa uma revista melhor, mais clara, mais atual e mais conectada ao que realmente importa.

Revista digital Oil & Gas Brasil e Guia Oil & Gas Brasil são publicações exclusivas da MJB Edito- res Associados. Diretora: Renata Soares Reportagem: Flâvia Vaz, Julia Vaz e Fabiano Reis Editora: Flávia Vaz Comercial: lrys Lima/ Leandro Jesus Diagramação: MJB Editores Associados Fotos: Banco de imagens da Petrobras, Ag. Petrobras, ANP e Redação. Circulação: Mensal envio para + 40 mil e-mails. As matérias jornalísticas e artigos assinados em Revista digital Oil & Gas Brasil somente poderão ser reproduzidos, pardal ou Integralmente, mediante autorizaç o da diretoria. Os artigos assinados não re- fletem necessariamente a opinião da Revista digital Oil & Gas Brasil. A revista é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pes- quisadores, fornecedores, prestadores de serviços e compradores do mercado petrolífero brasileiro. 05 ........................... Editorial 06 ........................ Offshore 30 ......................... Négocios 32 ........................ Artigo l 40 ........................ Inovação 44 .............. Indústria Naval 52 .............. Matéria de Capa 60 .............................. Refino 74 ..................... Entrevista 86 ............................. Porto 88 .............. Sustentabilidade 92 ........................ Artigo lI 102 ....................... Empresas

& Gas Brasil inicia 2026 de cara nova, ritmo re- novado e propósito ampliado. Mudamos para acompanhar um setor que não para de se rein- ventar, e que exige de quem o cobre a mes- ma disposição para evoluir, ajustar rotas e ousar. A transformação começa pelo que salta aos olhos: nossa nova identidade visual. Depois de meses de trabalho, pesquisa e testes, apresentamos um rebranding que moderniza a marca, fortalece sua personalidade e traduz melhor o que somos hoje — uma plataforma digital madura, conectada e comprometida com conteúdo técnico de qualida- de. A mudança não é apenas estética; ela reflete um momento de consolidação e expansão. O novo formato da revista digital acompanha essa virada. Deixamos para trás o layout horizontal e adotamos o padrão vertical, amplamente utilizado no Brasil e no exterior. A decisão não foi apenas editorial, mas estratégica. O formato vertical facilita a leitura, melhora a organização das matérias e am- plia a compatibilidade com diferentes dispositivos. Também simplifica a vida dos anunciantes, que agora podem trabalhar com dimensões consoli- dadas no mercado, sem a necessidade de peças específicas para a revista. É um avanço que benefi- cia leitores, parceiros e a própria experiência digital, agora exibida em um sistema de flipping mais flui- do, com páginas duplas e navegação contínua. E começamos essa nova fase com uma edição à altura. A matéria de capa traz o ativo-rei do pré- -sal: Tupi/Iracema. Prestes a completar 16 anos de produção, o megacampo que inaugurou a fron-

12 OFFSHORE

PETROBRAS AMPLIA VENDA DE PETRÓLEO PARA A ÍNDIA

32 ARTIGO I

LABORATÓRIO FLUTUANTE: UMA SOLUÇÃO PIONEIRA PARA OPERAÇÕES STS DE PETRÓLEO BRUTO

74 ENTREVISTA EXCLUSIVA

ACELERANDO, DO P&D AO PRODUTO FINAL

88 SUSTENTABILIDADE

EDITAL PROFLORESTA+ SUPERA EXPECTATIVAS E RECEBE 16 PROPOSTAS DE VENDA DE CRÉDITOS DE CARBONO

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BRAVA registra crescimento sólido e alcança produção mé- dia de 81,3 mil boe/d em 2025 No segmento offshore, a evolução foi im- pulsionada pela conclusão da primeira fase do projeto Atlanta. A produção do ativo saltou de uma média de 18,8 mil boe/d no 1T25 para 30 mil boe/d no 3T25. Já no onshore, a estabilidade operacional e as campanhas de revitalização nos comple- xos Recôncavo e Potiguar garantiram uma base sólida de produção, com média anual de 33,3 mil boe/d. No último mês do ano, a BRAVA Energia registrou uma produção média de 74,6 mil boe/d. O volume reflete a entrega de 45,6 mil bo- e/d do segmento offshore e 29 mil boe/d da operação onshore, mantendo a consis- tência operacional da Companhia.

Petrobras mantém a embarcação da Solstad, construída em 2007, em operação por mais um ano

BRAVA Energia encerrou o ano de 2025 consolidan- do sua trajetória de cres- cimento e eficiência operacional. A produção média anual da Companhia atingiu 81,3 mil barris de óleo equivalente (boe) por dia, o que representa um salto significativo de 46% em relação à média re- gistrada em 2024, que foi de 55,7 mil boe/d. Os campos de Papa-Terra (bacia de Cam- pos) e Atlanta (bacia de Santos) foram os principais destaques do ano, registrando os seus melhores resultados anuais históricos de produção e eficiência operacional. O desempenho ao longo de 2025 foi marcado por recordes sucessivos, com des- taque para o terceiro trimestre, quando a produção atingiu o pico de 91,8 mil boe/d.

Foto: Divulgação

Como resultado, o navio de transporte de carga anfíbio Normand Turquesa, construído em 2007, tem um contrato firmado com a gigante brasileira até janeiro de 2031, com um valor bruto total de contrato em torno de US$ 100 milhões. Essa prorrogação ocorre depois que duas embarcações AHTS garantiram contratos com uma operadora não divulgada na região da Ásia-Pacífico (APAC).

Após o contrato inicial de quatro anos para o AHTS Normand Turquesa, a Petrobras prorrogou o acordo por

mais um ano.

O início do contrato plurianual previamente anunciado foi alterado do primeiro trimestre de 2026 para o primeiro trimestre de 2027, representando um valor bruto adicional de aproximadamente US$ 15,4 milhões.

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Shell fecha contrato com Vallourec A Vallourec fechou um novo acordo com a Shell para o fornecimento de produtos e serviços de tubos para a indústria petrolífera (OCTG) para operações offshore relacionadas ao desenvolvimento de um gigantesco projeto.

eses depois de ser contratada pela TechnipFMC para o fornecimento de tubos de linha para o proje-

“Isso confirma o valor das conexões premium da VAM no Brasil e a expertise da Vallourec Tubular Services (VTS) em forne- cer um amplo conjunto de serviços que complementam nossa oferta em tubos sem costura premium.” A descoberta de gás e condensado do pré-sal de Orca abrange dois blocos contíguos: BM-S-54 , um contrato de concessão firmado pela Shell em 2005, e Sul de Gato do Mato , um acordo de partilha de produção obtido em 2017. A MODEC é responsável pela construção de uma unida- de flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) para o projeto. A TechnipFMC está gerenciando o escopo integrado de engenharia, aquisição, construção e instalação (iEPCI) do projeto, graças a um contrato avaliado em mais de US$ 1 bilhão. Projetado para produzir até 120.000 barris de petróleo por dia (boepd), espera-se que este empreendimento inicie a produção em 2029.

to Orca, anteriormente conhecido como Gato do Mato, a Vallourec anunciou outro contrato significativo para o fornecimento de produtos e serviços OCTG com a Shell para o mesmo projeto, após um processo de licitação competitivo. A data prevista para o início da perfuração é abril de 2027, e o plano atual inclui dez poços, com uma estimativa de 12.000 a 15.000 toneladas de tubos. Este contrato abrange todo o escopo de OCTG (tubos de revestimento e tubulação), incluindo tubos sem costura e conexões premium VAM para os poços offshore da operadora, com diâmetros de 4,5” a 18”, utilizando tubos de aço carbono e aço inoxidável, além de acessórios associados. A Vallourc também fornecerá serviços abrangentes de valor agregado em terra e no mar, incluindo engenharia de gabinete, coordenação de materiais, preparação de plataformas, supervisão offshore e reparos após o retorno da plataforma, para apoiar a Shell na otimização da eficiência operacional. Philippe Guillemot, Presidente do Conselho de Administração e Diretor Executivo do Grupo Vallourec, comentou: “Após termos conquistado recentemente um contrato para o fornecimento de tubos para este importante projeto offshore, este novo contrato demonstra a capacidade da Vallourec de apoiar seus clientes em toda a cadeia de valor.

Foto: Divulgação

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Três plataformas da Seadrill estão escaladas para trabalhos na Malásia, Noruega e Brasil

seletiva que, segundo a empresa, reduz as emissões de NOx em até 95%, e motores Caterpillar C280 de alta capacidade que oferecem desempenho confiável mesmo nos ambientes offshore mais severos. O contrato atual da plataforma de perfura- ção West Carina, no Brasil, foi prorrogado até abril de 2026. A plataforma, de sétima geração e construída em 2014, opera em águas ultraprofundas para a Petrobras desde novembro de 2022. Com uma profundidade máxima de perfuração de 37.500 pés (aproxi- madamente 11.434 metros), a sonda foi pro- jetada para operar em profundidades de até 12.000 pés (aproximadamente 3.658 metros). Simon Johnson, Presidente e Diretor Execu- tivo da Seadrill, comentou: “Estamos entu- siasmados em confirmar esses importantes contratos com vários de nossos clientes de longa data. A reativação do campo de West Capella aumenta significativamente o potencial de ganhos da Seadrill em uma região com demanda renovada por perfura- ção offshore. “Na Noruega, o contrato da West Elara com a Equinor representa uma solução harmoniosa para uma possível lacuna nas operações da plataforma, reafirmando que a abordagem colaborativa da Seadrill com os clientes continua a gerar valor para todas as partes interessadas.” Esses contratos foram concedidos um mês depois de a Seadrill ter confirmado contratos de perfuração para outras três plataformas no Golfo do México, nos EUA, e em Angola.

O valor total do contrato para o prazo firme é de aproximadamente US$ 157 milhões, incluindo uma taxa de mobilização de US$ 5 milhões e excluindo serviços adicionais. Com uma profundidade máxima de perfu- ração de 37.500 pés e uma profundidade de água de 10.000 pés, a plataforma de perfuração de águas ultraprofundas de sexta geração, construída em 2008 e com dupla atividade, pode acomodar 180 pessoas. A plataforma autoelevatória West Elara da Seadrill firmou um contrato de acomodação com a Equinor na Plataforma Continental Norueguesa (NCS), com previsão de início no terceiro trimestre de 2026 e extensão até o quarto trimestre de 2027, com valor total do contrato de US$ 78 milhões, além de três opções de extensão com duração de três meses cada. Antes deste compromisso, o proprietário da plataforma chegou a um acordo mú- tuo com o detentor do contrato atual para disponibilizar a plataforma. Esta atualização no cronograma da plataforma resulta em um aumento líquido no valor total do contrato de US$ 23 milhões. A empresa já havia confirmado que sua pla- taforma autoelevatória West Elara, construí- da em 2011, estava operando no campo de Ekofisk, na Noruega, para a ConocoPhillips. Projetada para perfurar até 35.000 pés, a plataforma West Elara possui preventores de explosão (BOPs) Hydril com classificação de 15.000 psi, um sistema de redução catalítica

Foto: Divulgação

plataforma de perfuração em águas ultraprofundas West Capella conquistou um contrato na Malásia

A Seadrill garantiu contratos para uma sonda de perfuração e uma plataforma autoelevatória na costa da Malásia e da Noruega, além da extensão do contrato

com uma operadora não divulgada.

O programa de perfuração, que tem previsão de início no segundo trimestre de 2026, tem duração estimada de 440 dias, além de opções com preços definidos para três poços adicionais.

para outra sonda de perfuração implantada em águas brasileiras.

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India Energy Week 2026

Bharat Petroleum Corporation Limited (BPCL) e a Hindustan Petroleum Corporation Limi- ted (HPCL) estarão em vigor até março de 2027. Os instrumentos comerciais representam um potencial de venda de até 60 milhões de barris, com valor total que pode superar US$ 3,1 bilhões. Com a IOC, maior refinadora estatal da Índia, o novo contrato prevê a venda de até 24 milhões de barris de petróleo brasileiro, com vigência de 12 meses, prorrogável por igual período. Já com a BPCL e a HPCL, a Petrobras ampliou o volume máximo de cada contrato, de 6 milhões de barris para 18 milhões de barris, também até março de 2027. “Os contratos reforçam a presença da Petrobras no mercado indiano e contribuem para a diversificação da nossa carteira de clientes de exportação de petróleo. Estamos empenhados em fortalecer parcerias estra- tégicas, ampliando nossa atuação global e gerando valor para o Brasil”, afirma o diretor de Logística, Comercialização e Mercados da Petrobras, Cláudio Schlosser. A Índia, grande importadora mundial de petróleo, adquire cerca de 5 milhões de barris por dia e é um mercado estratégico para a Petrobras.

Foto: Divulgação

Petrobras amplia venda de petróleo para a Índia Em evento no país asiático, a companhia estendeu o relacionamento comercial com as principais refinadoras estatais indianas.

Durante o India Energy Week, a Petrobras renovou e ampliou con- tratos de venda de petróleo para as

principais refinadoras estatais indianas.

Os acordos foram firmados no encontro de líderes globais do setor energético, que aconteceu na cidade de Goa (Índia).

Os contratos de venda de petróleo com a Indian Oil Corporation Limited (IOC), a

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localizado no campo de Búzios, e o FPSO Alexandre de Gusmão, no campo de Mero.

Outro destaque do ano foi o atingimento de 1 milhão de barris de óleo por dia de produ- ção operada, no campo de Búzios, com ape- nas 6 plataformas, o que demonstra a grande produtividade dos poços deste campo. A sétima plataforma, P-78, que entrou em operação em 31 de dezembro, contribuirá para a continuidade da trajetória de cresci- mento da produção da companhia. Estes resultados são fruto do esforço integrado da força de trabalho da Petrobras para aumentar a produção e manter o com- promisso com a atenção total às pessoas, o respeito ao meio ambiente, a preservação da segurança operacional e a confiabilidade dos ativos.

O FPSO Marechal Duque de Caxias, em Mero, alcançou o topo de produção e o FPSO Almirante Tamandaré atingiu recorde de produção, chegando a uma produção média de cerca de 240 mil bpd nos meses de novembro e dezembro, tornando-se a plata- forma de maior produção do Brasil. Além disso, seguiu-se o ramp-up dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte, Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador. O aumento significativo de eficiência operacional de todas as unidades operacionais foi fundamental para a supera- ção das metas de produção.

Foto: Divulgação

Petrobras supera metas de produção de 2025

Petrobras informa que, em 2025, sua produção de óleo alcançou 2,40 milhões de barris de óleo por

o limite superior da meta (+4%) projetada. Além de superar os guidances estabelecidos, as marcas de produção de óleo, produção comercial e produção total superaram recor- des anuais históricos registrados ao longo de uma trajetória de mais de 70 anos. A companhia também estabeleceu no pré-sal novos recordes anuais de produção total própria de 2,45 milhões de boed e operada de 3,70 milhões de boed. O volume de produção no pré-sal representa 82% da produção total da Petrobras. Em 2025, entraram em operação duas novas plataformas no pré-sal da Bacia de Santos: o FPSO Almirante Tamandaré

dia (bpd), ultrapassando em 0,5 p.p o limite superior da meta (+4%) estabelecida em seu Plano de Negócios 2025-2029. Esse resulta- do representa um crescimento de 11% em relação à produção de 2024. A produção total de óleo e gás natural superou em 2,8 p.p. o limite superior da meta (+4%), alcançando 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), representando um aumento de 11% em relação à produção de 2024. A produção comercial de óleo e gás natural alcançou 2,62 milhões de boed, superando em 0,9 p.p.

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Dois navios da Spliethoff chegam ao país para apoiar as operações da Saipem Dois navios da Spliethoff chegam ao país para apoiar as operações da Saipem

om a chegada dos navios m/v Brouwersgracht e m/v Bloemgra- cht, construídos em 2023, ao Rio de

pré-sal da Bacia de Campos, a cerca de 200 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, ancorada permanentemente em uma profundidade de aproximadamente 2.900 metros. A entrega da unidade está prevista para 2027. Os parceiros da Equinor no cam- po são a Repsol Sinopec Brasil (35%) e a Petrobras (30%). O ativo Raia é considerado um dos maiores projetos de gás natural do Brasil, abrangendo três descobertas distin- tas no pré-sal: Pão de Açúcar , Gávea e Seat, com reservas recuperáveis de gás natural e petróleo/condensado superiores a 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe). Estima-se que sejam necessários investi- mentos de aproximadamente US$ 9 bilhões para viabilizar o projeto, que deverá gerar até 50.000 empregos diretos e indiretos ao longo de todo o ciclo de vida do campo. O navio de lançamento de dutos da Saipem, Castorone , foi contratado para trabalhar no desenvolvimento de Raia. A capacidade de exportação do projeto de gás poderá repre- sentar 15% da demanda brasileira de gás no início de suas operações, previsto para 2028.

Janeiro, a Spliethoff afirma ter iniciado oficialmente um novo projeto offshore no Brasil para a Saipem. Ambas as embarcações já concluíram os trâmites de desembaraço aduaneiro no Rio e agora seguem para Guarujá, onde iniciarão os trabalhos no projeto Raia, que envolve o fornecimento de aproximadamente 200 quilômetros de gasoduto. A empresa holan- desa considerou esta “uma grande tarefa” para os seus navios do tipo B. A Equinor, na qualidade de operadora, apresentou as declarações de comerciali- dade e planos de desenvolvimento de dois campos de gás natural, Raia Manta e Raia Pintada, na concessão BM-C-33 em setem- bro de 2023 à Agência Nacional de Petró- leo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A MODEC é responsável pela construção de uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) para o desenvolvimento de Raia, na camada

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Helix, que contribuirá com embarcações, robótica e serviços especializados em inter- venção e descomissionamento de poços; a Subsea7, também sócia da OneSubsea; a Foresea, voltada ao desenvolvimento de soluções integradas com embarcações e serviços acoplados, com quem a SLB mantém acordo de colaboração; além da Archer e da THREE60 Energy, empresas globais de serviços de energia. “Ao reunir parceiros estratégicos em um mesmo espaço, fortalecemos um ecossis- tema baseado na proximidade, na troca constante de experiências e na união de competências técnicas. O Brasil tem todas as condições para exercer protagonismo no descomissionamento offshore, e este Centro nasce para potencializar esse papel”, explicou Filiponi. Segundo o Diretor, o descomissionamento no Brasil envolve desafios técnicos superiores à média global, em razão da complexa infra- estrutura submarina instalada ao longo das últimas décadas. Para ele, o Centro também assume a responsabilidade de apoiar clientes em decisões críticas e de atuar de forma inte- grada com órgãos reguladores, o mercado e a sociedade.O mercado brasileiro constitui um dos maiores do mundo em volume de estruturas a serem desativadas. A SLB estima que mais de 420 poços deverão ser fechados nos próximos anos, processo que inclui o recolhimento de cerca de 2 mil quilômetros de linhas flexíveis. A ceri- mônia contou com a presença de repre- sentantes das empresas parceiras e de au- toridades do setor. Na abertura, falaram o

secretário nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia, Renato Dutra; o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Artur Watt Neto; a diretora executiva de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi; o presidente do Instituto Brasileiro de Petró- leo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Roberto Ardenghy; o diretor de Ativos Operados da Shell no Brasil, Prithipal Singh; e a presidente da SLB Americas, Carmem Rando Bejar. A inauguração também teve uma experiên- cia: visita ao túnel “Drive into this Journey” e imersão pelas etapas do descomissiona- mento com a apresentação das tecnologias de cada um dos parceiros SLB, entre os quais, o ROBIN – equipamento autônomo de intervenção em poços submarinos de pe- tróleo, desenvolvido pela SLB em parceria com a Petrobras. Com o novo Centro de Excelência, a SLB reforça seu compromisso com a inovação, a segurança operacional e a sustentabilidade da indústria offshore, contribuindo para a evolução de práticas modernas e economicamente viáveis de descomissionamento no país.

SLB inaugura Centro de Excelência em Descomissionamento Iniciativa reúne líderes do setor para desenvolver tecnologias que reduzam custos e ampliem a eficiência da desativação de estruturas offshore no Brasil

reforça o compromisso da companhia com o desenvolvimento sustentável da indústria de energia no país, ao estimular a colabora- ção, a troca de conhecimento e a construção de soluções para operações cada vez mais complexas. “O Centro representa um novo ca- pítulo da SLB no Brasil, construído a partir de colaboração, responsabilidade e visão de futuro. O descomissionamento é um tema estratégico para o país, e nosso compro- misso é contribuir para que esse processo seja conduzido com segurança, eficiência e responsabilidade ambiental”, afirmou. O Centro de Excelência reunirá empresas estratégicas do setor para o desenvolvimen- to de tecnologias que aumentem a eficiência operacional e reduzam os custos do desco- missionamento, tema que ganha relevância diante da expectativa de desativação de dezenas de plataformas nos próximos anos. Entre os parceiros confirmados estão a OneSubsea, joint venture de soluções submarinas da SLB com a Aker Solutions; a

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A SLB, empresa global de tecno- logia para a indústria de energia, inaugurou no último dia (29/01),

no Centro do Rio de Janeiro, seu Centro de Excelência em Descomissionamento. A iniciativa tem como objetivo impulsionar soluções integradas para o encerramento seguro e eficiente de poços de petróleo, a remoção de equipamentos submarinos e a desativação de ativos offshore.

O Diretor-Geral da SLB Brasil, Thomas Filiponi, destacou que a criação do Centro

Experiência no túnel “Drive into this Journey” e imersão pelas etapas do descomissionamento

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pós mudanças em sua liderança, a BRAVA realiza um passo impor- tante em sua estratégia de gestão

de portfólio ao anunciar, no dia (15/01), a aquisição da participação de 50% detida pela Petronas, no campo de Tartaruga Verde (Concessão BM-C-36) e no Módulo III do campo de Espadarte, na Bacia de Campos. A transação, avaliada em US$ 450 milhões, é a primeira anunciada pela companhia após a alteração na liderança e reforça o compromisso da empresa com a diversifica- ção de seu portfólio e a busca por retornos aos acionistas. O valor total da operação será distribuído da seguinte forma: US$ 50 milhões pagos na data de assinatura do contrato e outros US$ 350 milhões no fechamento da transa- ção (closing), sujeitos a ajustes relacionados a data efetiva da transação (1º de julho de 2025); e duas parcelas futuras, no valor de US$ 25 milhões cada, a serem pagas em 12 e 24 meses após o fechamento, respectivamente. “A transação marca o início da nossa estraté- gia de longo prazo e está alinhada ao plano de revisão contínuo do portfólio da Brava e ao compromisso em buscar retorno ajustado a riscos e eficiência na alocação de capital. A Companhia continuará avaliando oportu- nidades de revisão de portfólio, mantendo o compromisso de gerar valor aos acionistas”, ressalta o CEO da Brava, Richard Kovacs.”

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condições precedentes usuais para transa- ções dessa natureza, incluindo, entre outras, a obtenção das aprovações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (“CADE”) e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”). Ainda no início da semana, a BRAVA nomeou o então presidente do conselho, Richard Kovacs, como seu novo CEO, no lugar de Décio Oddone, que deixou a companhia no último dia 31/01. Relevância dos Ativos Localizados na porção sul da Bacia de Campos, o Campo de Tartaruga Verde e o Módulo III do Campo de Espadarte, representam uma operação consolidada e de alta produtividade. Em 2025, os ativos registraram produção média de aproxima- damente 55,6 mil barris de óleo equivalente por dia (100% do ativo), composta majorita- riamente por óleo. A operação é realizada através do FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes, que conta com 14 poços produtores (11 em Tartaruga Verde e 3 em Espadarte). As concessões têm vigência garantida até 2039.

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Brava Energia anuncia aquisição de 50% de participação nos campos deTartarugaVerde e Espadarte (Módulo III) na Bacia de Campos

A BRAVA prevê que a conclusão da transação ocorra ainda em 2026 após o cumprimento de

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Seagems renova iniciativa de educação emocional e amplia ações para 2026 Programa de Educação Emocional alcança 82% das equipes embarcadas, recebe avaliação positiva de 98% dos participantes e é renovado para 2026

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Ao longo de 2025, foram realizadas 323 turmas, com 1.975 participações. No total, 82% dos profissionais embarcados aderiu ao programa, percentual acima da meta inicial de 80% estabelecida para o primeiro ano da iniciativa. A avaliação dos empregados confirma a efetividade da iniciativa. Em 2025, 98% dos participantes classificaram o Programa de Educação Emocional como “Muito bom” ou “Excelente”. Foram também recebidos 2.065 feedbacks descritivos espontâneos dos par- ticipantes. Os resultados indicam maior en- gajamento nos temas de saúde emocional, aumento da procura pelos canais de apoio psicológico e maior abertura para o diálogo sobre bem-estar no ambiente de trabalho. Além das ações educativas, foram realizados 159 atendimentos personalizados individuais e coletados, reforçando a relevância do pro- grama e embasando sua continuidade como parte da agenda de pessoas da Seagems.

Seagems, empresa brasileira de engenharia submarina, anuncia a renovação do seu Programa de Edu-

“Os números da primeira edição mostram que o cuidado emocional precisa ser tratado de forma estruturada, contínua e próxima da realidade das pessoas. Levar esse programa a bordo, capacitar quase dois mil emprega- dos e superar nossas metas de engajamen- to reforça que estamos no caminho certo”, afirma Glaucia Maciel, diretora de Recursos Humanos da Seagems. A executiva destaca que a iniciativa vai além de uma ação pontual. “Mais do que um pro- grama, estamos falando de uma construção cultural contínua, que fortalece a segurança psicológica, a confiança e o senso de cuida- do mútuo no dia a dia da empresa”.

Segundo Glaucia, a proposta sempre foi atuar de forma preventiva. “A saúde emocio- nal não pode ser tratada apenas quando o problema já está instalado. Nosso foco é oferecer informação, escu- ta e orientação para que os empregados reconheçam sinais de sobrecarga e saibam onde buscar apoio antes que situações se agravem”, explica. A nova fase do programa prevê aprofun- damento temático, ampliação de ações voltadas à liderança e uso mais estrutura- do de indicadores para mensurar impactos emocionais e organizacionais. “Nossa perspectiva é consolidar o papel de uma empresa acolhedora, que pratica a escuta ativa e implementa ações que via- bilizam um ambiente de trabalho cada vez mais pautado no bem-estar e na segurança psicológica”, conclui a executiva.

cação Emocional para o ciclo 2026, após os resultados consistentes alcançados ao longo de 2025. A iniciativa, voltada à promoção da saúde emocional e ao cuidado psicológicos com as pessoas em diferentes realidades de trabalho, será mantida e ampliada diante da forte adesão dos empregados e do impac- to positivo observado no primeiro ano de execução. Desenvolvida em parceria com o Centro de Psicologia Empresarial (CEPEM), a iniciativa promoveu ações educativas e presenciais voltadas a temas como estresse, ansiedade, depressão e ambiente de trabalho saudável. Além de atividades virtuais e nos escritórios da companhia, o programa levou o cuidado emocional diretamente às embarcações, por meio de 47 embarques de psicólogos e 153 dias de atividades a bordo.

Cuidado e atenção constantes

O Programa de Educação Emocional atua de for- ma integrada a outras iniciativas já consolidadas na companhia, como a plataforma Oriente-me, que oferece atendimento psicológico 24 horas.

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Shell obtém licença inédita como Empresa Brasileira de Navegação

Estéticas diversas para traduzir temas complexos Os filmes exploram diferentes metáforas visuais e universos estéticos para tornar compreensíveis assuntos frequentemen- te restritos ao vocabulário técnico do setor. Mundos miniaturizados, narrativas inspiradas em animação e composições visuais lúdicas foram utilizados para representar o sistema energético global, a presença do petróleo no cotidiano e a estratégia de longo prazo da compa- nhia. Da operação à comunicação: tecnologia como cultura O uso da inteligência artificial na comunicação dialoga diretamente com a forma como a PRIO já incorpora tecno- logia em sua operação. A IA está presen- te em áreas como geologia e geofísica, apoiando análises complexas, automati- zando tarefas repetitivas e ampliando a capacidade de interpretação de dados. Na comunicação, esse mesmo princípio se traduz na busca por eficiência, expe- rimentação responsável e construção de narrativas mais acessíveis. Ao integrar a IA de forma estratégi- ca, a PRIO amplia as possibilidades de contar sua história e reforça como tecnologia, cultura e storytelling po- dem caminhar juntas na constru- ção de marcas contemporâneas — inclusive em setores considerados pou- co óbvios para esse tipo de inovação.

m um movimento inédito no país, a Shell tornou-se a primeira empresa internacional de óleo e

gás a obter a licença para operar como Empresa Brasileira de Navegação (EBN) no Brasil, reforçando seu compromisso de longa data com o desenvolvimento do setor energético nacional. Com a autorização, a companhia iniciou a operação do navio tanque aliviador DP Ametista Brasil, embarcação regis- trada no país e operada com tripulação 100% brasileira. O navio será utilizado no transporte de óleo por cabotagem ao longo da costa brasileira, com foco em operações ligadas aos ativos do pré-sal na Bacia de Santos, ampliando a eficiên- cia logística e operacional das atividades da Shell no país. Após um período estruturado de trei- namento e capacitação, 48 profissionais marítimos brasileiros atuam atualmen- te na embarcação, contribuindo para a geração de empregos qualificados e o fortalecimento da mão de obra local. O navio foi originalmente construído na Coreia do Sul para a empresa Knutsen NYK Offshore Tankers (KNOT) e integrou a frota afretada da Shell por cerca de oito anos.

Foto: Divulgação

A sua incorporação à frota própria permitiu à companhia atender aos requisitos regulatórios necessários para a obtenção da licença de EBN. “A nova operação gera ganhos de eficiência e otimizações financeiras para o grupo, alinhados às boas práti- cas de gestão e governança, enquanto fomentamos a geração de emprego e renda para profissionais brasileiros. Além disso, uma embarcação regis- trada no Brasil e com tripulação local contribui para a redução de deslocamentos logísticos recorrentes, o que resulta em menor consumo de combustível e, consequentemente, na redução das emissões associadas às operações”, afirma Vinicius Mazzei, gerente Comercial da Shell Brasil.

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dos campos de Budião, Budião Noroeste e Budião Sudeste, em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas, e de projetos de novos poços principalmente em Búzios, Tupi, Marlim Sul e Jubarte, nas bacias de Santos e Campos. Não tivemos alterações relevantes nas reser- vas decorrentes de variação do preço do pe- tróleo, evidenciando a resiliência de nossos projetos. A evolução das reservas provadas consta no gráfico abaixo. Considerando a produção esperada para os próximos anos, é essencial seguir investindo na maximização do fator de recuperação dos ativos já descobertos, na exploração de novas fronteiras e diversificação do portfó- lio exploratório no Brasil e no exterior para repor as reservas de petróleo e gás.

A Petrobras submeteu à certificação mais de 90% de suas reservas provadas segundo o critério SEC. Atualmente, a empresa certifica- dora é a DeGolyer and MacNaughton (D&M). A Petrobras também estima reservas segun- do o critério ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers). Em 31 de dezembro de 2025, as reservas provadas segundo este critério atingiram 12,5 bilhões de barris de óleo equivalente. As diferenças entre as reservas estimadas pelos critérios ANP/SPE e SEC estão associa- das, principalmente, à utilização de diferen- tes premissas econômicas e à possibilidade de se considerar como reservas, no critério ANP/SPE, volumes além do prazo contratual de concessão nos campos do Brasil, de acor- do com o regulamento técnico de reservas da ANP.

Petrobras aumenta Reservas Provadas em 2025

Foto: Divulgação

Petrobras informa que suas estima- tivas de reservas provadas de óleo, condensado e gás natural, segundo

para o desenvolvimento sustentável do país e para uma transição energética justa.

critérios da SEC (US Securities and Exchange Commission), resultaram em 12,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), em 31 de dezembro de 2025. Deste total, 84% são de óleo e condensado e 16% de gás natural. Em 2025, a Petrobras seguiu a trajetória de adição significativa de reservas (1,7 bilhão de boe), mantendo o foco na geração de valor para a sociedade e acionistas, e buscando garantir a segurança energética necessária

O índice de reposição de reservas (IRR) foi de 175%, mesmo diante da produção recorde de 2025. A relação entre as reservas provadas e a produção (indicador R/P) está em 12,5 anos. A adição de reservas ocorreu, principalmen- te, em função do excelente desempenho dos ativos, com destaque para os campos de Búzios, Tupi, Itapu e Mero, na Bacia de Santos, do avanço no desenvolvimento

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Petróleo é o principal produto da exportação brasileira pelo segundo ano consecutivo e IBP projeta novo ciclo de expansão até 2029 Indústria de óleo e gás garantiu protagonismo na balança comercial nacional em 2024 e 2025 e é peça-chave para a segurança energética global diante das tensões geopolíticas na América do Sul.

sifica o atual momento como um “ponto de inflexão” para a indústria. Em 2024, o setor já havia gerado um superávit líquido de US$ 36,3 bilhões e arrecadado mais de R$ 98 bilhões em royalties e participações especiais. Cenário geopolítico e segurança energética O protagonismo brasileiro ganha ainda mais relevância frente às recentes tensões na Ve- nezuela. Com a incerteza sobre o fluxo de suprimentos na região caribenha, o mercado global volta os olhos para produtores está- veis. Roberto Ardenghy, presidente do IBP, ressalta que o Brasil, como 8º maior produtor mundial, é um pilar de segurança energética. “A indústria brasileira de óleo e gás é um motor de crescimento e inserção estratégi- ca. Em um mundo marcado por volatilidade geopolítica, nossa produção sustentável — especialmente no pré-sal, que emite metade do carbono da média mundial — oferece a confiabilidade que o mercado global demanda”, afirma Ardenghy.

Empregos: O setor deve sustentar 483 mil postos de trabalho no próximo ano.

Arrecadação: Até 2029, a arrecadação governamental total do setor pode alcançar US$ 42,3 bilhões anuais. Liderança na transição energética Além do impacto fiscal e cambial, o IBP destaca que o setor lidera a descarbonização no país. O Brasil é o 2º maior produtor de biocom- bustíveis do mundo e avança em tecno- logias de vanguarda, como a Captura e Armazenamento de Carbono (CCUS) e o potencial de 1.200 GW em eólicas offshore. “A transição energética brasileira ganha tração no Brasil, sendo viabilizada pela com- petitividade e pelos recursos gerados pela própria indústria de óleo e gás”, conclui o executivo. Principais produtos da balança comercial brasileira (dados 2025)

Este valor, embora represente uma leve retração frente ao recorde histórico de US$ 44,8 bilhões registrado em 2024, rati- fica a resiliência desta indústria, que segue superando complexos como o da soja e o do minério de ferro. O resultado consolida uma trajetória de protagonismo e reforça o papel estratégico da indústria de óleo e gás para a estabilidade econômica nacional. De acordo com informações do Governo Federal, o setor de petróleo foi decisivo para o saldo comercial do país. Este desem- penho está em linha com o Outlook IBP 2025-2029, estudo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) que clas-

Projeções de crescimento (2025-2029)

O IBP projeta que o ciclo de expansão está apenas começando:

elo segundo ano consecutivo, o petróleo bruto reafirmou sua posição como o item número um

Pico de Produção: A expectativa é atingir 4,2 milhões de barris por dia em 2028.

da pauta de exportações do Brasil. Dados oficiais da balança comercial de 2025, divulgados nesta semana, confirmam que o insumo superou a soja e outros produtos tradicionais, alcançando o valor de US$ 44,6 bilhões em vendas externas.

Investimentos: Prevê-se um pico de US$ 21,3 bilhões em investimentos no upstream já em 2026.

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NEGÓCIOS

KPMG: fusões e aquisições em petróleo têm aumento de 14% em 9 meses

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Legenda:

fusões e aquisições, uma leve queda de 2,6% em relação aos mesmos meses de 2024, quando houve 1.196 transações, indicando um cenário de estabilidade. Se consideramos apenas os negócios envolvendo fundos de investimentos de private equity e venture capital, foram 566 (48,6% do total) contra 497 (41,6%), no acumulado dos respectivos períodos, um aumento de mais de 13%. “A queda no número de fusões foi pequena e podemos considerar um ce- nário estável. Isso se deve ao contexto macroeconômico brasileiro que não está favorável, principalmente, relacionado à parte fiscal, assim como as taxas de juros brasileiras e mundiais. Por isso, não houve uma recuperação significativa em relação ao ano passado, apesar de o ticket médio por transação estar crescendo. Por outro lado, aumentou a participação de fundos de investimentos no total de operações concretizadas”, analisa o sócio da KPMG, Paulo Guilherme Coimbra.

Transações Domésticas: entre empresas de capital brasileiro.

Brasil: 3º trimestre teve o melhor desempenho do ano No terceiro trimestre, foram fechadas no Brasil 425 operações de fusões e aquisições (sendo 203 de private equity e ventu- re capital). Este foi o melhor trimestre de 2025, já que nos períodos anteriores foram concretizados 330 (primeiro) e 409 (segundo) negócios.

s empresas de petróleo e gás realizaram 16 operações de fu- sões e aquisições, de janeiro a

CB1: Empresa de capital majoritário estrangeiro adquirindo, de brasileiros, capital de empresa estabelecida no Brasil. CB2: Empresa de capital majoritário brasileiro adquirindo, de estrangeiros, ca- pital de empresa estabelecida no exterior. CB3: Empresa de capital majoritário brasileiro adquirindo, de estrangeiros, capital de empresa estabelecida no Brasil. CB4: Empresa de capital majoritário estrangeiro adquirindo, de estrangeiros, capital de empresa estabelecida no Brasil. CB5: Empresa de capital majoritário estrangeiro adquirindo, de brasileiros, ca- pital de empresa estabelecida no exterior.

setembro de 2025. Desse total, apenas uma envolveu fundos de investimentos de private equity e venture capital. Trata-se de um aumento de 14% em comparação com o mesmo período de 2024, quando foram fechados 14 negócios. O estudo é feito trimestralmente pela KPMG com 43 setores da economia. Com relação ao tipo de transação con- cretizada de janeiro a setembro, das 16, oito envolveram empresas estrangeiras adquirindo capital de outra estabelecida no Brasil (tipo CB1). Outras seis foram do tipo doméstica, ou seja, realizada entre organizações do país e duas foram feitas por brasileiros adquirindo, de estrangei- ros, capital de empresa estabelecida no exterior (tipo CB2).

Já no acumulado de nove meses, foram finalizadas 1.164 operações de

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