Revista digital Oil & Gas Brasil Nº 75

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 75 Abril de 2026

Série Royalties do petróleo Maricá: a cidade que o petróleo reinventou Mota-Engil firma contrato de R$ 728 milhões com a Petrobras Participação em novo bloco exploratório em São Tomé e Príncipe CONTRATO Petrobras contratou a Subsea7 para um projeto offshore, avaliado em mais de US$ 1,25 bilhão PRIMETALS TECHNOLOGIES BRASIL Tecnologia, precisão e longevidade industrial POR UMA NOVA GERAÇÃO DE FPSOS Essa á a proposta do FPSO EXPO Brasil, que chega à 4ª edição consolidado como importante fórum da indústria offshore Perfil Empresa

ENTREVISTA EXCLUSIVA CASCO LIMPO COM TECNOLOGIA BRASILEIRA

Luiz Gustavo Cidade, CEO da BioRen

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.

Venha ao maior evento sobre FPSOs da América Latina

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

19 a 21 • MAIO • 2026

REALIZAÇÃO

PATROCÍNIO PLATINUM

APOIO INSTITUCIONAL

PATROCÍNIO GOLD

PATROCÍNIO BRONZE

PATROCÍNIO SILVER

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SUMÁRIO

EDITORIAL

20 ARTIGO I

E vem ai a FPSO EXPO 2026! edição de abril chega ao leitor em um momento de forte inflexão da indústria offshore brasileira, combinando expan- são produtiva, maturidade regulatória e

MUD LOGGING DO FUTURO

público gratuito à moeda social — ao mesmo tempo em que levanta o debate central sobre dependência de uma receita finita e a necessidade de diversificação econômica. Outro destaque da edição é a entrevista com Luiz Gustavo Cidade, CEO da BioRen, que apresenta uma solução tecnológica brasileira para um dos problemas crônicos do setor offshore: a bioincrus- tação. Desenvolvida ao longo de mais de uma década, a tecnologia antifouling da empresa utiliza campos eletromagnéticos para impedir a fixação de organismos marinhos, reduzindo consumo de combustível, emissões e impactos ambien- tais. Testada em parceria com a TotalEnergies e já aplicada em dezenas de embarcações, a solução se posiciona como alternativa não-biocida e alinhada às exigências de ESG que ganham centralidade na indústria. E temos ainda o artigo de Mauro Destri, CEO da Destri Energy, que amplia o olhar sobre o desco- missionamento de FPSOs a partir do caso da P 35. O autor propõe uma mudança de paradigma: tratar o fim da vida útil das unidades não como obrigação regulatória, mas como vetor de economia circular e reindustrialização da cadeia offshore. Ao detalhar o papel do planejamento, do Progra- ma de Descomissionamento de Instalações (PDI) e do arcabouço regulatório, o artigo mostra como o Brasil pode transformar ativos maduros em uma nova fronteira industrial, com geração de valor, emprego e desenvolvimento regional. A edição de abril da Revista Oil & Gas Brasil convida o leitor a enxergar a indústria para além da produção: como sistema econômico, tecnológico e social em transformação.

Revista digital Oil & Gas Brasil e Guia Oil & Gas Brasil são publicações exclusivas da MJB Edito- res Associados. Diretora: Renata Soares Reportagem: Flâvia Vaz, Julia Vaz e Fabiano Reis Editora: Flávia Vaz Comercial: lrys Lima/ Leandro Jesus Diagramação: MJB Editores Associados Fotos: Banco de imagens da Petrobras, Ag. Petrobras, ANP e Redação. Circulação: Mensal envio para + 40 mil e-mails. As matérias jornalísticas e artigos assinados em Revista digital Oil & Gas Brasil somente poderão ser reproduzidos, pardal ou Integralmente, mediante autorizaç o da diretoria. Os artigos assinados não re- fletem necessariamente a opinião da Revista digital Oil & Gas Brasil. A revista é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pes- quisadores, fornecedores, prestadores de serviços e compradores do mercado petrolífero brasileiro. 05 ........................... Editorial 06 ........................ Offshore 08 .............. Indústria Naval 10 .................. Perfil Empresa 16 ...................... Aquisição 26 ........................... Negócios 33 ........................... Contrato 36 ........................... Operação 38 ................ Matéria de capa 45 ........................ Descoberta 66 ........................... Portos 77 .............................. Prêimio 84 ........................ Refinaria 100 ........................ Artigo lV 104 ....................... Empresas

a necessidade cada vez mais clara de olhar para o ciclo completo dos ativos.

30 COLUNISTA ROBERTO SILVA

O fio condutor desta edição é justamente essa visão integrada — do investimento à operação, da produção ao descomissionamento, do impacto econômico local à inovação tecnológica. Tudo isso vai estar no FPSO EXPO Brasil 2026, que acontece de 19 a 21 de maio, no Rio de Janeiro, e que é a nossa matéria de capa. Ele chega à sua quarta edição consolidado como um dos fóruns mais relevantes do setor offshore e que reflete o atual estágio da indústria brasileira de FPSOs, hoje epicentro global desse modelo de pro- dução. A reportagem mostra como o crescimento do evento acompanha a própria transformação do mercado: mais orientado a negócios, inovação, sustentabilidade e gestão do ciclo de vida das uni- dades — da concepção ao descomissionamento — sem perder densidade técnica. Trazemos ainda um novo capítulo da Série Royal- ties do Petróleo, desta vez dedicado a Maricá. O município fluminense se transformou em um dos casos mais emblemáticos do país no uso da renda petrolífera como instrumento de política pública. Apenas em 2025, Maricá arrecadou cerca de R$ 2,63 bilhões em royalties, praticamente o dobro do valor registrado quatro anos antes. Para 2026, a projeção da ANP aponta mais de R$ 1,5 bilhão adicionais em participações especiais.

EXISTE UM ATIVO INVISÍVEL SENDO DESPERDIÇADO — E ELE PODE ACELERAR RESUL- TADOS NA INDÚSTRIA DE ÓLEO E GÁS 54 COLUNISTA JORGE LUIZ MITIDIERI FPSO NO BRASIL

56 OFFSHORE SÉRIE ROYALTIES DO PETRÓLEO MARICÁ: A CIDADE QUE O PETRÓLEO REINVENTOU 60 ENTREVISTA EXCLUSIVA CASCO LIMPO COM TECNOLOGIA BRASILEIRA

A reportagem analisa como esse fluxo financei- ro redefiniu a escala da cidade — do transporte

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OFFSHORE

Petrobras contratou a Subsea7 para um projeto offshore, avaliado em mais de US$ 1,25 bilhão A Subsea7 foi contratada para trabalhar na Bacia de Santos em um projeto de desenvolvimento de campo, descrito como uma das maiores fases de expansão do pré-sal no Brasil.

offshore programadas para serem execu- tadas a partir de 2029. O campo de Sépia está em produção desde 2021 através da FPSO Carioca , com capacidade de produção de 180.000 barris de petróleo por dia. A segunda fase de desenvolvimento, Sépia-2, envolverá a FPSO P-85 com capacidade de 225.000 barris de petró- leo por dia. O contrato com a Subsea7 surge meses depois de a SLB ter ganho um contrato para fornecer serviços e tecnologia para até 35 poços em águas ultraprofundas, que fazem parte do segundo desenvolvimento dos campos de Atapu e Sépia pela Petrobras.

A Petrobras contratou a Subsea7 para um projeto offshore, avalia- do em mais de US$ 1,25 bilhão, após um processo licitatório competitivo. Como resultado, a empresa trabalhará no desenvolvimento do campo de Sépia 2, localizado a aproximadamente 280 quilô- metros a sudeste do Rio de Janeiro, a uma profundidade de 2.170 metros na Bacia de Santos, no pré-sal. Yann Cottart , Vice-Presidente Sênior para o Brasil e Centro Global de Projetos para a Região Oeste, comentou: “Este contra- to fortalece o portfólio de projetos da Subsea7 no Brasil e reforça nossa relação já consolidada com a Petrobras no pré-sal. “Por meio de forte conteúdo local, execução disciplinada e estreita cola- boração, apoiamos projetos de impor- tância nacional com entrega previsível. Agradecemos à Petrobras pela confiança contínua e aguardamos com expectativa a entrega bem-sucedida do projeto Sépia 2.” O acordo para o projeto Sépia 2, consi- derado fundamental para o desenvolvi- mento energético do Brasil, abrange a engenharia, aquisição, fabricação, instala- ção e pré-comissionamento de umbilicais submarinos, risers e flowlines (SURF) para 17 poços, incluindo dois poços do projeto Sépia 1 , e uma linha de exportação de gás com 18 risers. A Subsea7 explica que a gestão e a en- genharia do projeto começarão imedia- tamente em seus escritórios no Rio de Janeiro, Paris e Sutton, com as operações

Foto: Divulgação

Em 2024, a Seatrium firmou um con- trato de US$ 8,15 bilhões para as duas FPSOs “totalmente elétricas” da dupla de campos, que devem reduzir a pegada de carbono em 30% por barril de petróleo produzido quando entrarem em opera- ção em 2029, utilizando compressores e motores elétricos para gerar 165 MW de capacidade de geração de energia.

Foto: Divulgação

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OFFSHORE

INDÚSTRIA NAVAL

Fundo da Marinha Mercante aprova R$ 136,9 milhões para alavancar indústria naval no Nordeste

Seadrill estende contrato com a Petrobras por mais 1.095 dias

A Petrobras prorrogou a missão de perfuração de uma sonda em águas ultraprofundas no país.

Segundo o secretário nacional de Hidrovias e Navegação, Otto Luiz Burlier, os investimentos consolidam o avanço das políticas públicas voltadas à integra- ção logística. “Ao ampliar a capacidade de transporte de cargas, esses projetos contribuem para a integração do Nordes- te e para o crescimento econômico da região. É uma política pública que gera emprego e melhora a eficiência do siste- ma de transporte”, destacou.

O Fundo da Marinha Mercante (FMM) aprovou R$ 136,9 milhões em investimentos para a indústria

Seadrill para um ativo maduro na próxima década. Ele proporciona um valor signifi- cativo tanto para a Seadrill quanto para a Petrobras, ao mesmo tempo que fortalece nosso relacionamento com um parceiro valioso e de longo prazo.” Construída em 2008, a West Polaris é uma plataforma de perfuração de águas ultra- profundas de sexta geração da Samsung, modelo 10.000, com capacidade para operar em profundidades de até 3.048 metros (10.000 pés). A plataforma tem uma profundidade máxima de perfuração de 11.434 metros (37.500 pés) e capacida- de para 200 pessoas. Esta extensão de contrato ocorre pou- co depois da joint venture 50:50 entre a Seadrill e a Sonangol ter conquista- do mais um contrato em Angola para uma plataforma de perfuração de águas ultraprofundas de sétima geração com dupla atividade.

Seadrill garantiu uma extensão de contrato de 1.095 dias com a Petrobras para a plataforma de

naval no Nordeste. A decisão foi toma- da na 62ª reunião do Conselho Diretor e contempla três projetos voltados à construção de embarcações de carga na Bahia. Os investimentos devem gerar 180 empregos diretos e ampliar a capacidade de transporte marítimo na região, forta- lecendo a logística e contribuindo para o abastecimento e a atividade econômica. Os projetos aprovados são da empresa Navegação Aliança Ltda. e serão exe- cutados no estaleiro Enseada, na Bahia, com foco na construção de embarcações destinadas ao transporte de cargas. “Estamos fortalecendo o setor naval como eixo de desenvolvimento e garantindo entregas concretas para o estado da Bahia, com geração de empregos, amplia- ção da capacidade produtiva e melhoria da infraestrutura logística. É investimento que se traduz em crescimento econô- mico, competitividade e oportunidades para a população”, afirmou o ministro de Portos e Aeroportos, Tomé Franca.

perfuração West Polaris, referente aos trabalhos no campo de Búzios, na Bacia de Santos. O proprietário da plataforma explica que o prazo adicional acrescenta aproxima- damente US$ 480 milhões à carteira de contratos e deverá começar em janeiro de 2028, dando continuidade direta ao programa atual. O valor da diária contratada foi atuali- zado, sendo o período de 1º de abril de 2026 a 31 de março de 2027 avaliado em US$ 409.200, e o período de 1º de abril de 2027 a 15 de janeiro de 2028 avaliado em US$ 454.700. Samir Ali, Presidente e Diretor Executi- vo da Seadrill, comentou: “Este contra- to aumenta a visibilidade dos lucros da

Próximos passos

A próxima rodada de análise de proje- tos ocorrerá na 63ª Reunião Ordinária do CDFMM, marcada para 18 de junho de 2026. As propostas poderão ser apresen- tadas até 20 de abril de 2026. O Fundo da Marinha Mercante (FMM) financia projetos da indústria naval e do transporte aquaviário, incluindo a construção, mo- dernização e reparo de embarcações, além de obras em estaleiros. A iniciativa integra a estratégia do Gover- no Federal de fortalecimento da indústria naval e de ampliação da infraestrutura logística nacional.

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PERFIL EMPRESA

Com uma área de 7.968 m², a nova unida- de avançada está dedicada à reforma e manutenção de componentes industriais, utilizando as mais modernas tecnologias do portfólio da Primetals Technologies Brasil. Entre as soluções disponibilizadas destacam-se o laser cladding e o sistema exclusivo de aspersão térmica HVAF, que utiliza propano e ar comprimido para garan- tir revestimentos com baixa porosidade, alta aderência e resistência superior à corrosão e impactos.

Perfil de Empresa – Primetals Technologies Brasil

om mais de duas décadas de atuação no Brasil, a Primetals Technologies, integrante do grupo

Mitsubishi Heavy Industries, é referência em engenharia, construção de plantas e serviços de ciclo de vida para a indústria de metais. Com operações em São Paulo, Belo Horizonte, Rio de Janeiro e Volta Redonda, a unidade de negócios do Brasil é a maior da América Latina, tanto em estrutura quan- to em mercado, posicionando-se como referência em revestimentos de alta performance, digitalização de processos e manutenção de equipamentos críticos para a indústria siderúrgica e outros setores. A origem da operação brasileira remonta à austríaca VAI (Voest-Alpine Industrie- anlagenbau), posteriormente integrada à Siemens VAI Metals Technologies. Uma joint venture entre Siemens VAI e Mitsubishi-Hita- chi Metals Machinery, em 2015, deu origem à Primetals Technologies. Atenta às demandas do mercado, em junho de 2025 a Primetals Technologies Brasil inaugurou um centro de serviços de última geração em Santa Cruz, na região metropo- litana do Rio de Janeiro. A localização estratégica — próxima a grandes players como Ternium, CSN e Gerdau, além de refinarias e unidades petro- químicas — reforça a sinergia com o setor de óleo e gás, que desponta como uma das principais apostas da empresa.

Tecnologia, precisão e longevidade industrial

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PERFIL EMPRESA

O que o novo centro de serviços oferece para esse setor?

além de excelente desempenho mecânico. Utilizamos pós de granulometria fina que, aliados à alta velocidade de projeção, proporcionam revestimentos uniformes, densos e duráveis — ideais para ambientes industriais exigentes, como o setor de óleo e gás. Qual a relevância do uso dessas tecno- logias em plantas industriais do setor de óleo e gás e petroquímica, no ambiente onshore? Gabriel Lenna – Atualmente, os revesti- mentos aplicados em dutos no ambiente offshore são, em sua maioria, realizados por meio do processo manual de arc spray.

“Estamos preparados para atender às demandas de manutenção e recuperação de componentes críticos da indústria de óleo e gás”, destaca o CEO da Primetals Technologies Brasil, Gabriel Lenna, ao explicar uma das razões para a escolha do Rio de Janeiro como sede de um centro de serviços avançados. Por que escolher Santa Cruz, na zona Oeste do Rio de Janeiro, para o novo centro de serviços? Gabriel Lenna – Foi uma decisão estratégi- ca. Essa localização permite atender com agilidade não apenas os grandes players da indústria de metais — que historicamente têm sido nossos principais clientes — mas também ampliar nosso escopo de atuação para outros setores industriais, especial- mente o de óleo e gás, que possui forte presença no estado do Rio de Janeiro. Como vocês enxergam o setor de óleo e gás? Gabriel Lenna – Nossa expectativa para o setor de óleo e gás é bastante positiva. Trata-se de um segmento com perspectivas promissoras, impulsionado por investimen- tos robustos, expansão da produção e o desenvolvimento de novas fronteiras explo- ratórias, como a Margem Equatorial. Nesse setor, como em outros, proteger peças contra desgaste — seja por abrasão, corrosão ou erosão — é essencial para garantir desempenho e durabilidade.

Tais soluções são aplicáveis em ambientes industriais exigentes, como refinarias, uni- dades offshore e plantas petroquímicas, contribuindo para a sustentabilidade e a longevidade dos ativos. A digitalização também é um pilar da operação. A plataforma MAT (Maintenance and Asset Technology) automatiza fluxos de trabalho, rastreia operações em tempo real e oferece transparência total aos clientes, elevando o padrão de qualidade e previsibi- lidade dos serviços prestados.

Gabriel Lenna – Vamos disponibilizar tecno- logias avançadas de aspersão térmica HVOF/ HVAF (High Velocity Oxygen Fuel/High Velocity Air Fuel), além de fusão por Laser Cladding, processos de usinagem e solda- gem com maquinário de última geração. Tudo isso nos permite atender às demandas de manutenção e recuperação de compo- nentes críticos com soluções sob medida e alto nível tecnológico.

Quais os diferenciais do processo HVAF?

“Nós aumentamos o ciclo de vida”

Gabriel Lenna – Somos pioneiros no Brasil no processo de revestimento por HVOF/ HVAF, que utiliza propano e ar comprimido para atingir velocidades de até 1500 m/s e temperaturas controladas de até 1000 °C. Essa combinação proporciona o aqueci- mento ideal das partículas metálicas e dos carbonetos, preservando suas propriedades e garantindo um revestimento superior — com baixa porosidade, alta aderência e excelente resistência. O que há de diferente em relação aos demais processos? Gabriel Lenna – Ao contrário de processos convencionais que operam com tempe- raturas mais elevadas (até 1700 °C), nosso método evita a degradação dos materiais aplicados, resultando em maior aderência ao substrato, porosidade reduzida (0,5%), alta resistência a impactos e oxidação,

Com esse propósito, a Primetals Techno- logies Brasil vem incorporando as mais modernas tecnologias às suas soluções, além de oferecer um portfólio robusto de serviços voltados para distintos setores da indústria.

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PERFIL EMPRESA

reduzir a necessidade de manutenção, esses componentes exigem revestimentos com propriedades avançadas de resistência à corrosão, dureza superficial e proteção contra desgaste. Pode dar alguns exemplos de como a tecnologia da Primetals Technologies Brasil traz esses benefícios? Gabriel Lenna – Temos soluções aplicadas no processo de laser cladding à base de ferro, que representam uma alternativa am- bientalmente mais sustentável ao cromo duro eletrolítico, tanto para peças novas quanto recuperadas. A fusão por laser clad- ding oferece resistência superior à corrosão — mesmo em ambientes altamente agressi- vos — maior ductilidade, que contribui para melhor absorção de tensões mecânicas, e elevada resistência ao impacto, favorecendo aplicações sujeitas a cargas dinâmicas. Na Primetals Technologies, nossa missão é ser pioneira em soluções inovadoras que mudarão a forma como o aço é produzi- do. Construímos parcerias de longo prazo com nossos clientes, oferecendo soluções sob medida e suporte confiável e dedi- cado para enfrentar os desafios atuais e futuros da indústria de metais. Saiba mais sobre as nossas tecnologias e produtos. Entre em contato com nossos especialistas através do link e agende uma visita:

rência em todas as etapas do processo de reparo.

Gabriel Lenna – Além das tecnologias de revestimento avançadas, contamos com um parque de usinagem robusto, preparado para atender demandas altamente especia- lizadas. Equipamentos como mandriladoras com capacidade para até 25 toneladas, tornos horizontais heavy duty de 32 tone- ladas e retíficas com capacidade de até 2 metros de diâmetro e 6 metros de compri- mento nos posicionam estrategicamente para oferecer soluções completas e sob medida. Essa infraestrutura nos permite realizar reparos e revestimentos com alto grau de precisão, além de atender projetos com- plexos e de grande porte, inclusive para setores exigentes como o naval. Combinando tecnologia de ponta e capacidade industrial, a Primetals Technologies Brasil está pronta para expandir sua atuação e contribuir com soluções inovadoras em diferentes segmen- tos do mercado. A digitalização está presente em todos os processos? Gabriel Lenna – A digitalização está na essência do projeto deste centro de serviços, que utiliza ferramentas digi- tais avançadas, como o sistema Mainte- nance and Asset Technology (MAT), para automatizar fluxos de trabalho, melhorar a rastreabilidade e garantir rigoroso controle de qualidade. As atividades operacionais são minuciosamente rastreadas e docu- mentadas, oferecendo aos clientes dados confiáveis em tempo real e total transpa-

No entanto, tecnologias mais avançadas, como laser cladding e HVOF, oferecidas pela Primetals Technologies Brasil, representam soluções mais eficientes e duráveis. Essas soluções são aplicáveis em ambien- tes offshore? Gabriel Lenna – Sim. Já contamos com equipamentos portáteis que permitem a execução de reparos diretamente em cam- po. Apesar disso, a aplicação ainda é manual — assim como no arc spray — o que limita a precisão do revestimento em compara- ção às aplicações robotizadas realizadas em nossa oficina. Estamos constantemente avaliando a integração com sistemas robotizados para ampliar essa precisão. Trata-se de uma oportunidade estratégica que merece atenção e poderá agregar ainda mais valor aos nossos clientes. As soluções que vocês oferecem podem beneficiar a indústria naval e offshore como um todo?

Nosso ecossistema digital proporciona servi- ços mais rápidos, seguros e previsíveis. Com essa unidade de última geração, oferecemos não apenas excelência operacional, mas também rastreabilidade total dos ativos e recursos modernos de tomada de decisão, além de protegermos e desenvolvermos nosso know-how técnico. O MAT é um grande aliado para aumentar o ciclo de vida... Gabriel Lenna – Como mencionei, a platafor- ma MAT garante rastreabilidade, controle de qualidade e decisões baseadas em dados. É um diferencial que protege nosso know- -how e amplia a vida útil dos equipamentos dos nossos clientes. Temos plena confiança em nossa capacidade de ajudá-los a prolon- gar a vida útil de seus ativos, reduzir riscos e alcançar resultados comerciais sustentáveis.

E quanto à sustentabilidade?

Gabriel Lenna – O uso de novas tecnolo- gias contribui para eliminar riscos ambien- tais associados à contaminação por cromo eletrolítico e reduz o consumo energético nos processos de aplicação amplamente utilizados na manutenção da indústria de óleo e gás. Os equipamentos localizados na zona oceânica estão sujeitos a condi- ções ambientais severas — alta umidade, exposição ao sal e esforços mecânicos. Para garantir longevidade operacional e

https://www.primetals.com/en/contact-us/.

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AQUISIÇÃO

usuais para operações dessa natureza, incluindo a aprovação pelo Cade. Se aprovada, a Ecopetrol adicionará reservas 1P relevantes, em base proporcional à sua participação, do total reportado pela Brava em 2025 de 459 milhões de boe, por meio de um portfólio de ativos onshore, offshore, midstream e downstream, além de uma produção de aproximadamente 81 mil boed. No momento, no Brasil, a Ecopetrol possui participação, como concessio- nária, em 11 blocos – entre áreas de concessão e de partilha – localizados no sul da Bacia de Santos, e no projeto Orca, também conhecido como Gato do Mato, como concessionária, este situado no pré-sal de Santos. No caso dos blocos localizados no sul da bacia, a Shell, operadora, já informou que pretende perfurar um poço exploratório na área nos próximos 12 a 24 meses. Jorge Andrés Martínez atua como presi- dente da Ecopetrol Brasil desde março de 2025. “O Brasil é um mercado estratégico e com grande potencial no setor energé- tico e, sem dúvida, é parte fundamental da estratégia de expansão regional do Grupo Ecopetrol. Estou comprometido em alinhar todas as relações e estratégias necessárias para avançar na consolida- ção da nossa empresa num país onde atuamos há quase duas décadas”, afirmou o presidente, na época de sua nomeação, em comunicado.

assinatura do acordo para adqui- rir uma participação estratégica na Brava Energia “marca um pon-

to de inflexão na trajetória da Ecopetrol no Brasil”, disse Jorge Andrés Martínez, presidente da Ecopetrol Brasil, em publicação feita em rede social no dia (24/04). Segundo ele, o movimento reforça a capacidade da companhia colombiana de crescer de forma estratégica, competitiva e com visão de longo prazo em mercados-chave da região. “Não se trata apenas de uma transação nem de uma decisão conjuntural (...) Estamos consolidando uma plataforma sólida e competitiva no Brasil, baseada em um portfólio diversificado de ativos, geração de valor sustentável e execução disciplinada. A Brava representa escala, reservas, produção e, sobretudo, uma clara oportunidade de capturar sinergias e fortalecer nosso posicionamento na região”, afirmou Martínez. A operação foi anunciada formalmen- te ao mercado no dia (23/04), pela Brava. A Ecopetrol adquiriu 26% da empresa comprando ações de diferentes acionistas. Além disso, a colombiana vai fazer uma oferta pública voluntária para aquisição de ações adicionais e consu- mará a transação quando alcançar uma posição acionária suficiente para assegu- rar a aquisição do seu controle acionário, correspondente a 51% das ações com direito a voto. A consumação da transação está sujeita ao cumprimento de condições precedentes

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Ecopetrol: adquirir a Brava é ponto de inflexão para a empresa De acordo com Jorge Andrés Martínez, presidente da Ecopetrol Brasil, a Brava Energia representa escala, reservas, produção e, sobretudo, uma clara oportunidade de capturar sinergias e fortalecer o posicionamento da Ecopetrol na região

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PRODUÇÃO

Petrobras antecipa início de produção de Búzios 8 (P-79)

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 profun- das 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 Tamanda- ré e a P-78, que entrou em operação em dezembro de 2025. Ainda estão em construção 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, CNODC e a PPSA, empresa gestora dos contratos de partilha da produção.

de gás e dutos flexíveis para as linhas de serviço, permitindo 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 dispensa 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 reservas que, no ano passado, superou a

Unidade incorpora avanços em eficiência energética

demonstra o compromisso da companhia com a segurança energética do país. O modo como fazemos isso reflete a histó- ria da Petrobras, marcada pela excelência operacional e a superação de limites”. “A antecipação do início de produção da P 79 mostra a capacidade da Petro- bras em planejar e entregar projetos complexos, desde a engenharia até a operação, com foco permanente em segurança”, afirma a diretora de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Renata Baruzzi. A plataforma P-79, do tipo FPSO (plata- forma 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 Desenvol- vimento da Produção de Búzios 8, que prevê 14 poços, sendo 8 produtores e 6 injetores, equipados com sistemas de completação inteligente, que potencia- lizam o gerenciamento da produção. A unidade será interligada com dutos rígidos de produção, injeção e exportação

Petrobras iniciou, na sexta-feira, dia 01/05, a produção de petró- leo da plataforma P-79, no pré-sal

da Bacia de Santos, com três meses de antecedência em relação à data pre- vista 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 aumentará a capacidade instalada de pro- dução do campo, para aproximadamente 1,33 milhão de barris de petróleo diários. O projeto permitirá exportar gás para o continente, via interligação com o gaso- duto Rota 3, expandindo a oferta de gás no Brasil em até 3 milhões de m³ por dia. A partir de hoje a produção será elevada de forma gradual, à medida que os poços forem interligados à plataforma, acompa- nhando a estabilização dos sistemas da unidade. Segundo Sylvia Anjos, diretora de Exploração e Produção da Petrobras, “cada nova unidade em produção

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ARTIGO I

fluido do reservatório a partir do sistema de gás do Mud Logging? A resposta para este desafio alicerça-se em dois pilares: (1) realizar a separação de gases no Mud Logging de forma eficiente, quanti- tativamente representativa, e (2) interpretar os dados de forma analítica, garantindo uma avaliação ampla, precisa e representativa do gás oriundo do reservatório. A tecnologia GOLD® (Gas Oil Logging while Drilling), composta por hardware e software integrados, caracteriza-se como uma solu- ção moderna para este problema, utilizando um separador multiestágio termodinâmi- co - Extrator GOLD (Figura 1) e um sistema web analítico -GOLD Web (Figura 2), com modelos preditivos para inferir propriedades, características e composição do fluido da formação a partir das leituras do sistema de gás avançado do Mud Logging. Com este direcionamento, é possível garan- tir uma extração de gases hidrocarbonetos ao longo de toda a perfuração do poço de forma mais eficiente e quantitativamen- te representativa, gerando dados que são interpretados por modelos analíticos, na plataforma GOLD Web, gerando inter- pretações avançadas de características e propriedades do fluido do reservatório como grau API e razão gás/óleo -, bem como a composição do fluido e indícios de biodegradação, em tempo real. Esta tecnologia já foi validada e operacionali- zada nacionalmente e internacional, no mer- cado onshore e offshore, se mostrando uma solução competitiva, desenvolvida e forneci- da a partir de empresa brasileira - Geowellex.

O conjunto de fatores acima discutidos, embora pareçam ficção científica, são alcançáveis quando se combinam tecnolo- gias modernas, ecossistemas tecnológicos integrados e profissionais competentes para desenvolver, implantar, fornecer e evoluir estas tecnologias. Este artigo discute, de forma introdutória, algumas aplicações dentro do serviço do Mud Logging, que podem ser enquadrados neste novo paradigma: a partir da superfície, conseguir compreender características do reservatório. 1. Gas Oil Logging While Drilling (GOLD): interpretando o fluido do reservatório no campo com sistema de gás avançado. Convencionalmente, para caracterizar fluidos do reservatório, é realizada a coleta de amos- tras de fluidos da formação, em um processo de amostragem que condiciona o fluido para caracterização laboratorial PVT. Este processo é lento, custoso, discreto (muitas vezes, pontual) e sensível: há circunstâncias em que a amostra pode ser contaminada e a avaliação ser inconclusiva ou imprecisa. Paralelamente, o serviço de Mud Logging realiza a detecção de gases hidrocarbonetos, provenientes de um processo de separação que é convencionalmente realizado por um gas trap, um separador baseado na agitação de fluido. O gás separado é então enviado para um equipamento detector de gases / cromatógrafo, gerando um log da leitura de hidrocarbonetos leves (normalmente, C1 à C5), que são usados para avaliações qualitativas. O modelo convencional é limitado, mas esconde um potencial relevante: e se fosse possível obter interpretações precisas para o

Mud Logging do futuro Uma visão clara do reservatório olhando da superfície

POR LEONARDO DE MONTALVÃO, CEO - GEOWELLEX

por novas tecnologias, incluindo agentes de IA, robótica autônoma, visão computa- cional e outras. O Mud Logging do futuro articula-se promovendo tecnologias modernas alinhadas com desafios clássicos da indústria de petróleo e gás: aumentar a eficiência, a segurança e a sustentabilidade das operações, ao mesmo tempo em que se reduz custos, prazos e riscos da perfura- ção de poços cada vez mais complexos. O simples registro, monitoramento e relatório operacional não caracteriza mais um papel estratégico para o Mud Logging, é preciso ir além. Interpretações analíticas e automatiza- das, otimização operacional, mo- delagem preditivas, agentes de IA conectando dados de poços de correlação com poços atuais, visão computacional para registro e interpretação automatizada de situações operacionais e amostra de calha, é isso que caracteriza o Mud Logging do futuro: dar suporte às operadoras no gerenciamento e mitigação de riscos, avaliar formações, caracterizar fluidos e otimizar processos com maior acurácia e menores custos.

Foto: Divulgação

s serviços de Mud Logging, tradicio- nalmente associado à aquisição e interpretação de dados hidráulicos,

cromatográficos, operacionais e geológicos em superfície durante a perfuração, passa por uma ampla modernização tracionada

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da rocha, permitindo, assim, inferir curvas como densidade, porosidade, unconfined compressive strenght (UCS), dentre outras. Para diversas situações, essa alternativa pode significar redução de custos, reduzindo a necessidade de serviços de logging while drilling (LWD), ou mesmo como comple- mento, preenchendo gaps ou perdas de dados que podem ocorrer em diferentes circunstâncias operacionais. Ainda, há circunstâncias em que a aquisição convencional com técnicas de LWD pode ser inviável, como casos de poços com trajetória complexa ou em condições de alta temperatura e pressão (HPHT), sendo a inferência destas curvas pelo Mud Logging uma alternativa válida e eficiente para contornar este tipo de limitação.

2. Gerar logs sintéticos, visão computacio- nal no campo e interpretações geológicas assistidas por IA. De maneira complementar, dados de poços de correlação, incluindo descrições de amostra de calha, litologia interpretada, perfilagem de poços e parâmetros de perfuração são um ativo de alto valor para direcionar operações e projetos de poços futuros. O aprendizado, boas práticas e desco- bertas de um poço devem potencializar novas descobertas, perfurações mais efi- cientes, interpretações operacionais automa- tizadas, contribuindo, assim, com a agilidade, a automação e a inteligência operacional na perfuração de poços. Tecnologias como o StratVISION (Figura 3) viabilizam que o comportamento de parâmetros de perfuração, em conjunto com dados geológicos e perfis de poços de correlação, gerem interpretações automati- zadas e assistidas por IA em novos poços. Correlacionando o comportamento mecâni- co da sonda, modelos de machine learning podem detectar variações características da variação litológica, permitindo identificar o tipo litológico e topos de formação de forma automatizada, antes mesmo da interpreta- ção feita pela equipe de geologia no campo. Além disso, parâmetros de Mud Logging podem ser úteis, quando correlacionados ao comportamento de curvas petrofísicas e geomecânicas. Modelos preditivos também podem ser treinados, de modo a correlacionar o comportamento operacional, hidráulico e cromatográfico com variações petrofísicas

Figura 2 - Sistema de análise de dados - GOLD Web

Figura 1 - Sistema de extração de gás GOLD

Figura 3 - StratVISION: Ecossistema de Soluções de IA para Operações de Mud Logging Avançado

3. Potencializando resultados

O mercado está em evolução e o Mud Logging segue essa tendência. Reinventar conceitos e processos, mudar estratégias operacionais e ferramentas de trabalho faz parte de um processo de busca contínua por melhor qualidade, maior eficiência, menores custos e menores riscos. As tecno- logias modernas vêm, nesse contexto, como um potencializador de resultados, quando aplicadas de forma tecnicamente consisten- te e focada nos desafios reais das operações de perfuração. O Mud Logging do futuro é um conceito em construção, mas o do presente é um reflexo das necessidades atuais: valorizar o que se tem hoje, tornar mais eficientes os processos e atividades existentes, potencializar resulta- dos para as operadoras parceiras e garantir melhoria contínua, conformidade e sucesso em campanhas de exploração e produção.

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OFFSHORE

navio-sonda Norbe IX, da Foresea, empresa líder no segmento de perfuração offshore no Brasil,

embarcação, garantindo a integridade dos ativos e a manutenção dos elevados padrões de desempenho operacional da companhia. A parada também incluiu uma atualização do design visual interno da sonda, alinhando os ambientes à cultura da empresa e tornando os espaços mais próximos e acolhedores para os integrantes offshore. A conclusão da parada programada reforça o compromisso da Foresea com a excelência operacional, com a segurança das operações, com o bem-estar de seus integrantes e com a gestão eficiente de seus ativos, garantindo que a embarca- ção esteja plenamente preparada para as próximas atividades em águas profundas e ultraprofundas.

concluiu sua parada programada de manu- tenção e atualização de sistemas após 70 dias de trabalhos realizados, a maior parte deles com a embarcação fundeada a cerca de seis milhas de Angra dos Reis (RJ). A sonda deixou o local de fundeio em 12 de março, e seguiu navegando em uma jornada de testes até o dia (27/03), quando foi autorizada a retomar suas operações em um novo contrato na Bacia de Santos. — É mais uma parada programada de manutenção que a gente entrega com muito sucesso e orgulho, graças ao esforço de grande escala que mobilizou centenas de integrantes e parceiros. Um nível de dedicação e planejamento que hoje nos permite ter a Norbe IX pronta para mais um contrato de três anos sem nenhuma interrupção, operando dentro do padrão de excelência da Foresea — afirma Heitor Gioppo, COO da Foresea. Ao todo, cerca de 1.600 profissionais, entre integrantes da Foresea e equipes de empre- sas parceiras, participaram das atividades durante a parada, somando mais de 260 mil horas trabalhadas.

Foto: Divulgação - Heitor Gioppo, COO da Foresea

Norbe IX, da Foresea, conclui parada programada de manutenção e segue para Bacia de Santos Parada durou 70 dias, mobilizou 1.600 trabalhadores e, além da melhoria de equipamentos, levou novo design visual para os ambientes internos da sonda

Sonda ganha novo visual interno

Durante o período de manutenção, foram realizados upgrades, revisões e melhorias em diversos sistemas e equipamentos da

Sala de jogos da Norbe IX

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NEGÓCIOS

Petrobras aprova retomada das obras da Fábrica de Fertilizantes, em Três Lagoas Decisão do Conselho de Administração viabiliza investimento de cerca de US$ 1 bilhão e prevê início das operações comerciais a partir de 2029.

A unidade encontra-se em localização estratégica, adjacente aos maiores mercados consumidores desses produtos, destinando sua produção majoritariamente aos estados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraná e São Paulo. Esse posicionamento garante maior confiabilidade frente à crescente demanda por ureia fertilizan- te no país.O projeto incorpora modernos equipamentos e tecnologias de última geração, resultando em altos índices de eficiência industrial. A amônia atua como matéria-prima fundamental para os setores de fertilizan- tes e petroquímico. Por sua vez, a ureia destaca-se como o fertilizante nitrogenado mais demandado no Brasil, com consumo nacional na ordem de 8 milhões de toneladas por ano. O agronegócio absor- ve esse volume em culturas como milho, cana-de-açúcar, café, trigo e algodão, além de sua aplicação na pecuária como suplemento alimentar para ruminantes.

Segundo a diretora de Engenharia, Tecnolo- gia e Inovação, Renata Baruzzi, a atratividade econômica do ativo foi confirmada, ates- tando sua viabilidade em todos os cenários previstos pela sistemática de aprovação de investimentos da companhia e garantindo Valor Presente Líquido (VPL) positivo. “Todo o processo de aprovação final de investi- mentos foi submetido às análises requeridas, respeitando rigorosamente as práticas de governança corporativa e os normativos internos vigentes. Trata se de um projeto tecnicamente robusto, economicamente viável e plenamente aderente às diretrizes de disciplina de capital e governança da companhia”, afirma.

Hibernada desde 2015, a UFN III voltou a ser avaliada a partir de 2023, quando a Petrobras decidiu retornar ao segmento de fertilizantes, estratégico para o país. “Ao retomar os investimentos nesse segmento, fortalecemos a integração com o agrone- gócio e contribuímos diretamente para a redução da dependência do país em relação à importação de fertilizantes. Esse movimento também gera emprego, renda e desenvol- vimento, reforçando o papel da companhia como indutora do crescimento econômico e da segurança do abastecimento nacional”, afirma o diretor de Processos Industriais da companhia, William França. O diretor destaca, ainda, que a localização da unidade é um diferencial competitivo. “Com o aumento da oferta dos produtos da UFN III e sua posição estratégica próxima aos principais mercados consumidores do Centro Oeste, Sul e Sudeste, reforçamos a relevância da unidade para o desenvolvi- mento regional e para o país”, ressalta.

Petrobras aprovou a retomada das obras da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III), localizada

Sobre o projeto UFN III

em Três Lagoas (MS). A decisão foi delibe- rada pelo Conselho de Administração da companhia, após uma reavaliação criterio- sa do projeto, que confirmou a viabilidade técnica e econômica do empreendimento, em alinhamento às diretrizes do Plano de Negócios 2026 2030. A continuidade da implantação da unidade havia sido aprovada pelo Conselho em outu- bro de 2024. O investimento estimado para a conclu- são da unidade é de cerca de US$ 1 bilhão e o início das operações comerciais está previsto para 2029. Com a aprovação final, a Petrobras dará sequência à assinatura dos contratos necessários para a retomada das obras, prevista ainda para o primeiro semes- tre deste ano. A expectativa é que sejam gera- dos cerca de 8 mil empregos durante as obras.

A capacidade nominal da UFN-III está projetada em cerca de 3.600 toneladas por dia de ureia e 2.200 toneladas por dia de amô- nia, das quais 180 toneladas são exce- dentes e disponíveis para a comercialização.

Foto: Divulgação

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