Operações no Brasil geram prejuízos à Subsea 7

O site Energia Hoje informa que perda contábil de US$ 13 milhões foi causada por custos adicionais no projeto Sapinhoá-Lula NE.

A Subsea 7 registrou prejuízo de US$ 13 milhões no segundo trimestre do ano, frente a lucro de US$ 411 milhões apurado em igual período de 2012. O resultado é fruto principalmente dos gastos da ordem de US$ 294 milhões, acima do previsto, no projeto Sapinhoá-Lula NE, no pré-sal da Bacia de Santos.

A empresa não revela os motivos da revisão de custos, mas no ano passado, devido a disputas judiciais com a Petrobras e atraso na entrega de equipamentos submarinos, a fornecedora havia provisionado US$ 52 milhões para este mesmo projeto.

A Petrobras contratou a Subsea 7 para engenharia, aquisição, instalação e comissionamento de umbilicais, risers e linhas submarinas dos campos  no pré-sal da Bacia de Santos. O valor do contrato é de US$ 1 bilhão.

Isso também impactou na geração de caixa medida pelo Ebitda, que ficou em US$ 139 milhões, 57% menor, na comparação anual. A companhia projeta, contudo, um crescimento na geração de caixa este ano, excluídas as operações no Brasil.

No país, a companhia aguarda a renovação dos contratos dos PLSVs Kommandor 3000, Normand Seven e Seven Phoenix, e discute a renovação da Seven Mar e da Condor.

As demais áreas de atuação da companhia apresentaram bons resultados. No Mar do Norte e Canadá, a companhia registro lucro de US$ 136 milhões; na África, Golfo do México e Mediterrâneo, os ganhos foram de US$ 133 milhões, e, na Ásia e Oriente Médio, de US$ 33 milhões.

A companhia conta com reservas de US$ 10 bilhões para execução de seus projetos.

Petrobras inicia operação da Unidade de Manutenção e Segurança Cidade de Carapebus

Nova plataforma de serviço chega para intensificar o plano de manutenção da Bacia de Campos, que recupera a eficiência dos sistemas de produção

A Petrobras colocou em operação, nesta terça-feira (13/08), a Unidade de Manutenção e Segurança - UMS Cidade de Carapebus, que atuará na manutenção das plataformas de produção da Bacia de Campos nos próximos cinco anos. O objetivo é prolongar a vida útil das unidades de produção, garantindo a segurança da força de trabalho, a integridade de suas instalações marítimas e o aumento da eficiência operacional.

Para o gerente geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UO-BC), Joelson Falcão Mendes, a UMS é imprescindível para o futuro da Petrobras. "No dia em que completa 36 anos de produção, a Bacia de Campos reafirma a sua contribuição para a concretização das metas previstas no Plano de Negócios e Gestão da companhia. A manutenção das nossas plataformas, que já operam há mais de 20, 30 anos, é fundamental para este sucesso".

A UMS Cidade de Carapebus é um navio equipado com sistema de posicionamento dinâmico, composto por oito thrusters (hélices), totalizando 17,65 MW de potência. Por conta do posicionamento dinâmico, a UMS pode se conectar a qualquer tipo de plataforma, pois seus diversos sensores com GPS e um sofisticado sistema de hélices acompanham a movimentação da unidade com total segurança. A embarcação é interligada às plataformas por meio de uma ponte telescópica automatizada, chamada de gangway.

Em sua primeira campanha, a Cidade de Carapebus está acoplada à P-8, onde realizará o trabalho de pintura e caldeiraria, reforma do casario, do heliponto e do guindaste, quitação de recomendações técnicas de inspeções e de demandas de órgãos legais e ações de melhoria da eficiência operacional e segurança da unidade.

Com um comprimento total de 180 metros, a embarcação poderá alojar 533 profissionais. Além das oficinas de manutenção, pintura e caldeiraria, a UMS conta com área de armazenamento e um espaço de trabalho e armazenagem fechado. A unidade de manutenção e segurança é capaz de gerar 30 MW de energia total (suficiente para o abastecimento de uma cidade de 200 mil habitantes) e de produzir 180 m³/dia de água potável.

Desde 2005, a Petrobras contrata Unidades de Manutenção e Segurança voltadas para revitalização e manutenção das plataformas. Atualmente, três delas trabalham na  Bacia de Campos: as unidades Cidade de Casimiro de Abreu e Cidade de Arraial do Cabo, operadas pela UO-BC, além da UMS Cidade de Quissamã, sob gestão da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Rio de Janeiro (UO-RIO).

Ainda este ano, outras duas UMSs estarão disponíveis para a UO-BC, consolidando a utilização dessas unidades como essenciais para a revitalização das plataformas de produção em atividade.

Petrobras vence Prêmio ANP de Inovação Tecnológica

Tecnologia offshore pioneira no mundo é reconhecida pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

A Petrobras recebeu, no dia 6 de agosto, o Prêmio de Inovação Tecnológica concedido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em reconhecimento ao desenvolvimento do Sistema de Separação Submarina Água-Óleo (SSAO), instalado no campo de Marlim, na Bacia de Campos (RJ).

Em sua primeira edição, a premiação, realizada na Escola de Guerra Naval da Marinha do Brasil, no Rio de Janeiro, prestigiou a tecnologia offshore que mais se destacou no ano. Na mesma solenidade, foram assinados os contratos de 13 dos 24 blocos exploratórios arrematados pela Petrobras e parceiros na 11ª Rodada de Licitações, promovida em maio pela agência.

O SSAO é considerado um salto tecnológico mundial por envolver, simultaneamente, lâmina d'água profunda (cerca de 1.000 m) e óleo pesado (19º API).

O principal diferencial dessa tecnologia é permitir a separação da água e óleo ainda no fundo do mar, assim como a reinjeção dessa água no próprio reservatório. Com isso, o sistema cria uma folga na planta de processo, gerando economia de espaço na plataforma e aumento da capacidade disponível da unidade para processar mais óleo.

O protótipo dessa tecnologia foi desenvolvido pela Petrobras e pela FMC Technologies, em parceria com a Framo (fornecedora de bombas para uso submarino), a Prysmian (fornecedora de umbilicais), o Centro de Pesquisas da Statoil – onde foram realizados alguns testes de laboratório –, além da empresa ESSS, especialista em Dinâmica de Fluidos Computacional (CFD). Esse projeto irá gerar informações para a futura utilização dos sistemas em escala comercial e representa um passo importante para aumentar a produção de campos maduros.

Outros projetos que concorreram ao prêmio

Além do SSAO, outras quatro tecnologias utilizadas Petrobras concorreram ao prêmio. São elas:

Boia de Sustentação de Riser (BSR) - A Petrobras irá instalar, neste ano, a Boia de Sustentação de Riser (BSR) nos campos de Lula Nordeste e Sapinhoá, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Trata-se de um sistema inovador composto por uma boia submersa, ancorada no fundo do mar por tendões. O objetivo é isolar o movimento dos risers (dutos) rígidos dos movimentos das plataformas instaladas em águas ultraprofundas.Participaram do desenvolvimento dessa tecnologia as instituições e empresas IPT, Coppe/UFRJ, Marin, SubSea 7, Bureau Veritas, E-xcellentia, Marinha do Brasil, USP, Sermetal, Consunave e Cassinú.

Bomba Multifásica Submarina Hélico-Axial (BMSHA) - Esse sistema, que opera no campo de Barracuda, na Bacia de Campos, representa um avanço na tecnologia convencional de bombeio multifásico submarino hélico-axial. Sua vantagem é a capacidade de suportar maior diferencial de pressão de escoamento em comparação às bombas convencionais. Essa tecnologia incorpora uma nova técnica denominada HighBoost, desenvolvida em conjunto com a Framo Engineering. Em alguns cenários operados pela Petrobras, essa tecnologia pode permitir não só a ampliação da vazão de produção, bem como o aumento do fator de recuperação do campo.

Injeção Submarina de Água do Mar (RWI) - Essa tecnologia, instalada no campo de Albacora, na Bacia de Campos, permite captar e bombear água do mar e injetá-la diretamente nos poços, sem passar pela plataforma. Com essa solução, é possível simplificar o sistema de tratamento de água para injeção, reduzindo o investimento em plantas de processo na plataforma e, ao mesmo tempo, ampliando a capacidade de injeção no reservatório de petr. A grande vantagem é aumentar o fator de recuperação do reservatório sem ampliar os sistemas de superfície. O RWI foi desenvolvido em conjunto com a Framo Engineering, com participação da FMC Technologies, como fornecedora da Framo para a execução de parte do escopo submarino.

Monitoramento Sísmico Permanente em Águas Profundas no Campo de Jubarte (MSP de Jubarte) - A plataforma P-57, instalada no campo de Jubarte, na porção capixaba da Bacia de Campos, é equipada com uma tecnologia de última geração: o sistema de monitoramento sísmico permanente, que incorpora a tecnologia 4D. Desenvolvida em parceria com a Petroleum Geophysical Service (PSG), a nova solução fornece, por meio de um sistema de cabos sísmicos de fibra ótica conectados à plataforma, informações em tempo real sobre o movimento de fluidos no reservatório, identifica oportunidades para aumentar o fator de recuperação do campo, além de monitorar as diversas etapas do processo produtivo.

Petrobras faz descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos

Poço informalmente chamado de Iguaçu-Mirim, fica a 303 km do litoral de São Paulo e 34 km ao sul do poço descobridor

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo no poço 3-SPS-101 (3-BRSA-1179-SPS), localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta de Carioca, no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos.

O poço, informalmente denominado de Iguaçu Mirim, está localizado a 303 km do litoral do estado de São Paulo, 34 km ao sul do poço descobridor (1-SPS-50 - Carioca) e a 9 km ao sul do poço Iguaçu (4-BRSA-709-SPS), em local onde a profundidade de água é de 2.158 metros.

Esta nova descoberta foi comprovada com amostragens de petróleo de cerca de 20 graus API, por teste a cabo, em reservatórios carbonáticos do pré-sal, a partir de 4.850 metros de profundidade.

O Consórcio BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%) em parceria com a BG E&P Brasil (30%) e Repsol Sinopec Brasil (25%). O prazo para a Declaração de Comercialidade é 31 de dezembro de 2013.