Os principais projetos da Petrobras hoje estão voltados para o gás natural, cuja exploração se centra em águas profundas. São várias frentes de desenvolvimento nesse item, que envolvem recursos de US$ 3,7 bilhões.
O mais importante deles, o chamado Rota 3, encontra-se em implantação. O Projeto Integrado Rota 3, com capacidade de 21 milhões de m³/dia, contempla a construção de uma Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), gasoduto, infraestrutura administrativa e operacional e logística para recebimento do gás e expedição de produtos. O início de operação está previsto para
2021.
Outro projeto envolve a Unidade de Tratamento de Gás de Sergipe (UTG-SE) e um gasoduto de 128 km para escoar o gás natural. Segundo a Petrobras, a empresa segue avaliando as alternativas de escoamento e destinação do gás proveniente do projeto Sergipe Águas Profundas, previsto no Plano de Negócios para iniciar a produção em 2023.
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Um programa, dentro das iniciativas de impulsionar o gás natural, foi encerrado no ano passado e ocorreu no projeto Rota 1, em São Paulo, que envolvia a adequação da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA). A Petrobras informa que aumentou a capacidade de escoamento da plataforma de Merluza para a UTGCA de 7,5 milhões de m³/dia de gás úmido do pré-sal para 10 milhões de m³/dia.
A Petrobras tem, de 2018 a 2021, 11 FPSOs (sigla em inglês para a unidade que produz, armazena e transfere óleo) contratados, ou seja, em construção ou a serem construídos. De 2021 a 2023, a previsão é de construir mais sete FPSOs. Recentemente, a Petrobras divulgou comunicados a respeito de dois desses sete FPSOs previstos para serem contratados. Na condição de operadora do Consórcio de Libra, a Petrobras assinou contrato em junho com o Grupo SBM para afretamento e operação do segundo sistema de produção definitivo do campo de Mero, localizado na área noroeste do bloco de Libra.
A unidade será instalada no projeto Mero 2, a cerca de 180 km da costa do Rio de Janeiro e profundidade d’água média de 2.100m, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma, do tipo FPSO, deverá interligar até 16 poços e terá capacidade de processar 180 mil barris de petróleo por dia (bpd) e 12 milhões de m³/dia de gás.
O início da produção está previsto para 2022. A plataforma se juntará ao FPSO Pioneiro de Libra, dedicado a sistemas de produção antecipada, em operação desde novembro de 2017; e ao FPSO Guanabara, primeira unidade prevista para o sistema de produção definitivo do campo de Mero, com entrada em produção prevista para 2021.
A unidade será operada pela SBM, empresa responsável pela construção, com duração de afretamento do FPSO por 22,5 anos. Parte da construção será realizada no Brasil, em modelo semelhante
ao adotado por outras unidades afretadas pela Petrobras.
O Consórcio de Libra é operado pela Petrobras (40%), em parceria com a Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC Limited (10%), tendo como gestora a Pré-Sal Petróleo (PPSA).
Com relação ao segundo comunicado sobre construção de FPSO, a Petrobras assinou, também em junho, carta de intenção com o Grupo Modec para o afretamento de plataforma do tipo FPSO, que será utilizado no projeto de desenvolvimento da produção do campo de Búzios 5, oriundo do Contrato de Cessão Onerosa.
A unidade será instalada a cerca de 180 km da costa brasileira, em lâmina d’água de 1.900 metros, no pré-sal da Bacia de Santos.
O projeto contempla a interligação de até 15 poços e terá capacidade de processar até 150 mil bpd de petróleo e 6 milhões de m³/dia de gás natural. O início da produção está previsto para 2022.
A unidade será operada pela Modec e afretada por até 21 anos. Parte do plano de execução será realizada no Brasil.
A Petrobras informa ainda que realiza obras de construção da Unidade de Abastecimento de Emissões (SNOX) da Refinaria Abreu e Lima (Rnest). Trata-se de uma unidade dedicada ao tratamento dos gases resultantes do processo de produção de combustíveis com baixo teor de poluentes, tais como o diesel S-10 (diesel com até 10 partes por milhão de enxofre). Também estão sendo feitas modificações nas unidades de Coque e Destilação Atmosférica.
Com a conclusão da obra, o primeiro trem da Rnest aumentará sua capacidade de processamento de 100 mil bpd para 130 mil bpd.
O Plano de Negócios e Gestão 2019-2023 da Petrobras prevê a atuação da companhia em negócios de energia renovável de forma rentável, com foco em eólica e solar no Brasil.
Assim, será implantada a primeira planta piloto eólica offshore do Brasil. A planta piloto consistirá em uma torre anemométrica e em um aerogerador offshore com potência maior ou igual a 6 MW, conectado eletricamente a uma das plataformas da empresa.
Instalada a cerca de 20 km do litoral de Guamaré, Rio Grande do Norte, está prevista a operação plena da planta piloto em 2022.
Adicionalmente, em 2018, foi assinado um memorando de entendimentos com a empresa norueguesa Equinor visando ao desenvolvimento conjunto de negócios no segmento de energia eólica offshore no Brasil. Essas iniciativas buscam ampliar a atuação da Petrobras em energia eólica, uma vez que a companhia já possui participações em quatro parques de geração onshore em Guamaré (RN).
Em energia solar, a Petrobras possui a Unidade Fotovoltaica de Alto Rodrigues (UFVAR), uma planta piloto localizada no Rio Grande do Norte composta por cinco diferentes tecnologias de geração fotovoltaica, com potência instalada de 1,1 MW.
Pelo plano de negócios 2019-2023 da Petrobras, seus investimentos devem alcançar US$ 84,1 bilhões, sendo US$ 68,8 bilhões em exploração e pesquisa, onde a maioria dos recursos com novas obras e projetos estão alocados.
Desse valor da exploração, 70% são destinados para desenvolvimento da produção (US$ 48,4 bilhões, sendo 56% no pré-sal e 44% no pós-sal), 16% em exploração (passou de US$ 6,8 bilhões do plano de negócios 2018-2022 a US$ 10,8 bilhões nesse novo plano) e 14% de infraestrutura e pesquisa e desenvolvimento (US$ 9,6 bilhões).
Fonte: Revista OE
