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INFORMATIVO PETROBRAS – Especialistas de Inspeção

SAIPEM – Contrato de US$ 325 Mi com Petrobras para Lançar Risers Rígidos

SAIPEM – Contrato de US$ 325 Mi com Petrobras para Lançar Risers Rígidos O contrato visa a instalação de um sistema submarino de Risers rígidos para atender o projeto do pré-sal de Búzios, em lâmina d’água de 1537 a 2190 metros, na Bacia de Campos, litoral do RJ. O sistema geral de produção de Búzios-5 prevê a interconexão de 15 poços ao FPSO em duas fases. O projeto concedido à Saipem inclui a Engenharia, Compras, Construção e Instalação (EPCI) dos Risers de aço (SLWR) e linhas de fluxo associadas entre todos os poços e o FPSO. O escopo do trabalho inclui cinco risers de produção e cinco injetores e linhas de fluxo por um comprimento total de 59 km, uma linha de exportação de gás de 16 km de extensão a ser conectada a um gasoduto existente, 11 jumpers rígidos e 21 estruturas submarinas de fundação (risers e PLETs). A Saipem usará o FDS, seu navio de desenvolvimento de campo de ponta, para todas as obras submarinas. Francesco Racheli, diretor de operações da Saipem: “- Búzios é um dos maiores campos de petróleo em águas profundas do mundo e é muito importante para a Saipem contribuir com um projeto tão significativo para o Brasil, um país em que temos uma presença e histórico de projetos executados com sucesso há muito tempo”. Matéria | Petronoticias – https://bit.ly/2Z4CCaA

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Campos em águas profundas do Espírito Santo vão produzir sem plataforma

A diretoria da ANP aprovou nesta quinta (12) o novo plano de desenvolvimento dos campos de Camarupim e Camarupim Norte, operados pela Petrobras em águas profundas da Bacia do Espírito Santo. Com investimentos de US$ 386 milhões, o projeto prevê a produção, a partir de 2023, de dois poços de gás não associado sem a utilização de uma plataforma de produção.

O novo projeto da Petrobras consiste na conexão de dois poços diretamente à UTGC que fica no município de Linhares, no Norte do Espírito Santo, utilizando o gasoduto de 12’’ do campo de Golfinho, também na Bacia do Espírito Santo.

A diretoria da ANP, contudo, indeferiu o pedido da Petrobras para que o contrato de concessão da área fosse ampliado, já que a estatal não apresentou uma nova curva de produção para o novo projeto. O atual contrato termina em 2035.

Determinou ainda que, se o cronograma para implantação do projeto não for seguido, os contratos de concessão podem ser revogados e a empresa perder as concessões.

O campos de Camarupim e Camarupim Norte produziam a partir do FPSO Cidade de São Mateus, que sofreu em fevereiro de 2015 uma explosão que matou nove pessoas e deixou 26 feridos. Desde então as atividades de produção na área estão suspensas e a Petrobras procura uma forma de restabelecer a produção de maneira economicamente atrativa para a empresa.

Em janeiro deste ano, a Petrobras colocou os campos de Camarupim e Camarupim Norte à venda no seu projeto de desinvestimentos. Está vendendo 100% do projeto depois de ter comprado a participação da Ouro Preto no campo de Camarupim Norte, negociação que ainda precisa de aprovação da ANP.

O teaser de venda dos projetos indica produção de 1,5 a 1,6 MMm³/d de gás e entre 250 e 300 m³/d de condensado a partir de 2023 nos campos.

Fonte: escrito por epr

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Cosan licencia projeto de gasoduto de 313 km para escoamento de gás do pré-sal na bacia de Santos

Um gasoduto com 313 km de extensão, sendo 294 km no mar e 19 km em terra, ligando o polo de produção do pré-sal da Bacia de Santos até a Ilha da Madeira, no Porto de Itaguaí, no Rio de Janeiro.

Este é o novo projeto do Cosan para o aproveitamento do gás produzido em águas ultraprofundas do pré-sal, em um projeto que começa na descoberta de Carcarcá, operadora pela Equinor em parceria com a ExxonMobil e a Petrogal. A empresa iniciou no final do ano passado o licenciamento ambiental do gasoduto no Ibama.

O projeto, batizado como Rota 4 b, prevê ainda a instalação de uma Unidade de Tratamento de Gás (UTGN) no município de Seropédica, também no Rio de Janeiro, em uma área de 800 mil m², onde além do processamento serão produzidos GLP e o C5+.

O projeto faz parte do Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural (Pipe), elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que estima demanda de R$ 4,85 bilhões para a construção do gasoduto. A UPGN, ainda de acordo com a EPE, com capacidade de processamento de 20 milhões de m³/dia de gás, demandaria investimento de R$ 3,5 bilhões.

A EPE destaca no planejamento que esta alternativa não demanda a construção de um trecho considerável de gasoduto terrestre, uma vez que o Porto de Itaguaí tangencia o litoral.

Este é o segundo projeto que a Cosan faz, a partir da Rota 4 Participações, para exportar o gás natural do pré-sal para terra. A primeira rota apresentada é a Rota 4, que liga a produção do pré-sal até Praia Grande, no litoral paulista com um gasoduto de 275 km. O projeto teria capacidade para escoar entre 10 e 15 milhões de m3 por dia de gás natural.

O primeiro projeto está em licenciamento desde 2014 pela Cosan, que é controladora da Comgás, distribuidora de gás natural no estado de São Paulo. A empresa tocará os dois projetos em parealelo.

Equinor prevê dois FPSOs para Carcará
A Equinor vai instalar duas plataformas do tipo FPSO para produzir o petróleo e gás em Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos. A primeira unidade de produção, com capacidade para 220 mil barris por dia de petróleo e 15 milhões de m³/dia de gás natural, será a maior do país e deve entrar em operação em julho de 2024.

A primeira etapa para o projeto de produção, contudo, contempla a reinjeção de todo gás natural produzido em Carcará. A segunda plataforma, que pode representar um segunda fase de desenvolvimento de Carcará, ainda está em estudo pelo consórcio liderado pela Equinor.

Novo gasoduto pode ser uma saída também para o gás natural produzido o projeto de Gato do Mato, operado pela Shell, na área do bloco BM-S-54, também no pré-sal da Bacia de Santos. A Shell está prevendo a instalação de um navio-plataforma do tipo FPSO na região, que deve começar a produzir no terceiro trimestre de 2023 com um navio-plataforma com capacidade para 90 mil barris por dia de petróleo e 8,5 milhões de m3 por dia de gás natural.

A Shell estuda duas saídas para o gás natural. A primeira é a injeção. A segunda é o escoamento por um novo trecho de gasoduto com infraestrutura offshore já instalada, a qual seria a plataforma PMXL-1, no campo de Mexilhão, ou o sistema de produção do campo de Uruguá, ambos na Bacia de Santos.

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Emprego a vista, Petrobras licita manutenção de FPSO’s com previsão de início em maio de 2020.

Muitas vagas de emprego offshore estão por vir, com a licitação da Petrobras para contração de serviços de manutenção de quatro plataformas FPSO’s.

Muitas vagas de emprego a vista para o ano que vem. A Petrobrás promoveu uma grande licitação para contração de serviços de manutenção de quatro plataformas FPSO’s. Falando em empregos a vista, o Terminal Portuário de Macaé recebe licença prévia e vai gerar cerca de 18 mil novas vagas de emprego

Na licitação das plataformas offshore, incluem as unidades do campo de Búzios, na cessão onerosa, pré-sal da Bacia de Santos.

A licitação está dividida em dois lotes, o lote A prevê serviços para os FPSOs P-74, P-75, P-76 e P-77, todos pertencem a petroleira estatal, com capacidade de produção de 150 mil barris/dia, em Búzios.

No lote B envolve serviços para as unidades sob gestão da unidade de operações de exploração e produção do Espírito Santo (UO-ES), envolvendo grandes sistemas, como as plataformas de Roncador.

Os contratos serão de 48 meses com previsão para iniciar em maio do ano que vem, os mesmos deverão incluir o fornecimento de partes e peças para manutenção das plataformas. A concorrência será por meio do Petronect

A Petrobras está focada no pré-sal de Santos e em Sergipe

No dia 11 de novembro, Petrobras deu início a perfuração do primeiro poço de Uirapuru, bloco no pré-sal da Bacia de Santos, a perfuração estava prevista para 2020, mas as operadoras parceiras da estatal resolveram adiantar o cronograma.

O poço exploratório em Uirapuru, fica próximo ao Carcará e foi contratado na 4ª rodada de partilha, de 2018. A campanha é feita com a sonda West Tellus, da Seadrill.

A Petrobras é operadora de Uirapuru, com 30% do contrato; suas parceiras Equinor (28%), ExxonMobil (28%) e Petrogal (14%), uma joint venture entre a portuguesa Galp e a chinesa Sinopec.

Fonte: clickpetroleoegas

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Petrobras quer alterar atual sistema de construção de FPSO


Petrobras quer alterar atual sistema de construção de FPSO

Visando reduzir tempo entre a descoberta e a produção, a Petrobras quer estabelecer um novo modelo de contratação de plataformas

Visando custos, prazos e aumentar a qualidade de seus projetos, a Petrobras está trabalhando em um projeto de referência para a contratação de futuras plataformas. 
Segundo o diretor-executivo de Desenvolvimento da Produção & Tecnologia, Rudimar Lorenzatto, o objetivo do novo modelo é melhorar a gestão de interfaces na construção dos FPSOs.

“A ideia é que haja apenas um integrador que se responsabilize pelo escopo, e pelo resultado da qualidade, custo e do prazo. Antigamente a gente contratava uma empresa para fazer o casco, outra módulos, outra integração. A ideia agora é uma empresa fazendo isso e a gente fiscalizando essa empresa. Com isso a gente acredita que vai ter melhor resultado de qualidade, custo e prazo”, afirmou o diretor da Petrobras.

Atualmente a Petrobras está construindo os módulos (maior parte deles) e convertendo os cascos em estaleiros internacionais e fazendo a integração e comissionamento no Brasil, como foi o caso das FPSOs Replicantes feitos na China e terminados aqui.
Ao propor alterações no atual modelo, a Petrobras vai levar em consideração as lições aprendidas nos últimos anos, ligadas às áreas técnicas, de modelos de negócios e até de contratações com a cadeia de fornecedores.

Redução do prazo até produzir

Muitas mudanças estão acontecendo na Petrobras que atualmente quer reduzir o tempo entre a descoberta de indícios de hidrocarboneto e a produção de um campo para 1.000 dias em águas profundas até o fim da próxima década.
A afirmação foi feita, nesta quarta-feira, pelo diretor-executivo de Exploração e Produção, Carlos Alberto de Oliveira.

No ano passado, a média da indústria global entre uma descoberta e a produção foi de 1.900 dias (5 anos), portando a redução seria de aproximadamente 50%, ao passar para 1000 dias, representando mais um grande desafio para a Petrobras. Segundo Oliveira, a estatal já tem alguns projetos neste patamar.

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Petrobras vai pagar US$ 3,6 bilhões nos EUA por esquema de corrupção na operação “lava jato”


Petrobras vai pagar US$ 3,6 bilhões nos EUA por esquema de corrupção na operação “lava jato”

Tribunal de apelações dos EUA confirma homologação de acordo bilionário assinado pela Petrobras com acionistas daquele país.

A Petrobras informou nesta sexta, 6 de setembro, que a Corte de Apelação dos Estados Unidos aprovou acordo, da Class Action, em que as estatal brasileira pagará US$ 3,6 bilhões, cerca de,17 bilhões de reais. O acordo envolve o pagamento de multas e compensações pelo esquema de corrupção descoberto na operação “lava jato”. Em julho deste ano a Lava Jato devolveu R$ 425 milhões à estatal.

Com a decisão, segundo a Petrobras, o acordo deixa estar sujeito a questionamentos judiciais, tornando-se definitivo.

O Fundos Abutre, como são chamados esses investidores dos EUA, alegaram que a força-tarefa comprovou que os acionistas foram lesados pelos atos de irregularidades na Petrobras.
Um acerto polêmico por envolver a dupla narrativa da Petrobras em relação ao caso. No Brasil, a empresa se diz vítima de seus ex-diretores, que aceitaram propina de empreiteiras para fraudar licitações, e atua como assistente da acusação nos processos da “lava jato”.
Nos EUA, conta que a corrupção aconteceu por causa de sistemas frouxos de fiscalização interna — embora só ela, e não as empresas contratadas para fazer auditoria e compliance, pague as multas do acordo.

Leia abaixo a nota emitida pela estatal

Petrobras informa sobre aprovação definitiva do acordo da Class Action nos Estados Unidos
A Petrobras, em continuidade ao comunicado de 25/06/2018, informa que, em 30/08/2019, a Corte de Apelações do Segundo Circuito confirmou a decisão que aprovou o acordo para encerrar a Class Action nos Estados Unidos.
A partir de hoje, o acordo não está mais sujeito a qualquer recurso, tornando-se definitivo.
Conforme já divulgado pela companhia, o acordo não constitui admissão de culpa ou de prática de atos irregulares pela Petrobras, reconhecida pelas autoridades brasileiras como vítima dos fatos revelados pela Operação Lava-Jato.

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CONTRATO: PETROBRÁS x MARINE PRODUCTION SYSTEMS DO BRASIL

CONTRADA: MARINE PRODUCTION
SYSTEMS DO BRASIL
CONTRATANTE: PETROBRAS
CONTRATO: 4600565853
PRAZO: 06/09/2019 A 04/09/2023
Orgão superior: MINISTERIO DE
MINAS E ENERGIA
Orgão subordinado: PETROBRAS
Unidade administrativa: 910816
-Petróleo Brasileiro S.A.
CNPJ:01.950.374/0003-00
Objeto:PRESTAÇAO DE SERVIÇOS
UTILIZANDO ATE 3 SISTEMAS DE
COMPLETAÇÃO TIPO DPR (5.000
PSI) PARA OPERAÇÃO EM LDA ATE
2000 METROS
Valor do contrato:R$
212.896.071,78

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Constellation fecha contrato de dois anos com a Petrobras; início em outubro

Constellation fecha contrato de dois anos com a Petrobras; início em outubro

PorRedaçãopostado em 8 de julho de 2019

COMENTÁRIOS

A gigante brasileira do petróleo, a Petrobras, teria contratado o navio-sonda Laguna Star em um contrato de dois anos.

De acordo com a Bassoe Analytics, o navio de perfuração pertencente à Constellation deve iniciar seu contrato com a Petrobras em meados de outubro de 2019. A Bassoe estimou que a tarifa diária do contrato é de cerca de US $ 155.000.

O navio-sonda de 6ª geração será implantado no bloco BM-S-11 da Petrobras na Bacia de Santos.

A sonda está atualmente em contrato com a Enauta – anteriormente conhecida como QGEP – no campo de Atlanta, também na bacia de Santos. Dados do Bassoe Analytics, o Laguna Star deve permanecer com a Enauta até o final de setembro de 2019. Seu valor atual é estimado em US $ 140.000.

Bassoe não é o único a mostrar que a Petrobras selecionou a estrela de Laguna para o bloco BM-S-11. O Brazil Energy Insight informou na semana passada que a proposta diária da Constellation, de cerca de US $ 160.000, superou as ofertas da Transocean, Ensco, Seadrill e Petroserv, que tiveram taxas mais altas – algumas superando a marca de US $ 200.000 / dia.

O site de notícias informou que o navio-sonda seria usado para perfurações de desenvolvimento.

O Petróleo entrou em contato com o Constellation, buscando mais informações e a confirmação dos relatórios. Vamos atualizar o artigo se recebermos alguma resposta.

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Brasil investirá R$ 1,5 trilhão em petróleo e gás até 2027

Brasil investirá R$ 1,5 trilhão em petróleo e gás até 2027

21 minutos agoFlavia Marinho

Segundo o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, Brasil, Estados Unidos e Rússia têm tecnologia e recursos para desenvolver a geração de energia nuclear.

Em participação de evento na Associação Comercial do Rio de Janeiro, nesta sexta-feira, 05 de julho, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse que o Brasil vai investir R$ 1,5 trilhão em petróleo e gás até 2027, outros R$ 550 bilhões no setor de geração e transmissão de energia elétrica e mais R$ 80 bilhões no setor mineral até 2022.

Segundo o ministro, Brasil, Estados Unidos e Rússia têm tecnologia e recursos para desenvolver a geração de energia nuclear. Usinas ocupam áreas pequenas e nosso combustível é nacional.PUBLICIDADE

O presidente da NUCLEP fez questão de que a empresa fosse uma das principais patrocinadoras do evento. NUCLEP é subordinada ao Ministério de Minas e Energia, criada para atender ao Programa Nuclear Brasileiro.

“Temos imenso orgulho de estarmos diretamente ligados ao ministro de Minas e Energia, Almirante-de-Esquadra Bento, que, mesmo antes do ministério, como então diretor-geral de Desenvolvimento Nuclear e Tecnológico da Marinha do Brasil, sempre esteve ligado à NUCLEP. Sempre envolvido no desenvolvimento dos nossos projetos nucleares direcionados à Defesa do país, o ministro é ainda nosso presidente do Conselho Administrativo. A NUCLEP tem muito a contribuir com o crescimento do setor Energético nacional e nos faremos sempre presentes nos eventos que como este, engrandecem e fortalecem nosso ministério.”

Angra 3

Leonam dos Santos Guimarães, presidente da Eletronuclear, também presente no evento, informou que espera chegar neste mês ao modelo de negócios que será adotado para retomar as obras de Angra 3, a expectativa é que a assinatura dos contratos com os futuros parceiros, ainda não definidos, ocorra até o fim do próximo ano. Várias empresas internacionais manifestaram interesse na parceria, entre elas americanas, francesas, chinesas e russas.

Segundo Leonam, até o momento já foram gastos R$ 10 bilhões nas obras de Angra 3, que foram iniciadas na década de 80. O presidente da Eletronuclear acrescentou que, para a conclusão da usina, serão necessários R$ 15 bilhões.

Durante seu discurso, o ministro Bento Lima Albuquerque mais uma vez destacou que o Governo irá reiniciar e finalizar a construção da Usina Nuclear de Angra 3 e que pretende apresentar até dezembro o Plano Nacional de Energia (PNE), e que este deverá apontar a construção no Brasil de novas usinas nucleares que atendam a necessidade do país de alterar sua matriz energética.

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