NOVO CONTRATO PETROBRÁS

CONTRATADA:
MVS CONSTRUÇÕES MONTAGEM E SERVIÇOS

CONTRATANTE: PETROBRÁS

CONTRATO: 4600616711

PRAZO: 03/07/2020 A 02/07/2023

CNPJ: 20111796000167

Objeto:
INSPEÇÃO DE
EQUIPAMENTOS E ENSAIOS NÃO
DESTRUTIVOS NAS INSTALAÇÕES
DA RLAM.

Valor do contrato:
R$ 10.715.000,00

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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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