Como relatar o desmonte do segmento de Exploração e Produção, o E&P ou Upstream, durante a gestão de Castello Branco (2019-2021) na presidência da Petrobrás? Hoje a Petrobrás, com presença em diversas das 38 bacias sedimentares brasileiras (Figura 1) está ameaçada e, em breve, se nada for feito para interromper a desintegração da empresa, ela poderá não existir mais.
Mas como a empresa foi deixando de existir? As vendas de campos de petróleo estratégicos e lucrativos da estatal iniciaram em 2016, já em ritmo acelerado, com Pedro Parente (36º presidente da estatal; 1º de junho de 2016-1º de junho de 2018) e continuaram com Ivan Monteiro entre junho e dezembro de 2018 (37º presidente da estatal; 5 de junho de 2018-31 de janeiro de 2018), mas aumentaram ainda mais na gestão de Castello Branco (38º presidente da estatal; 01 de janeiro de 2019-12 de abril de 2021). Optamos por contar esta história de trás pra frente.
Figura 1 - Mapa do Brasil com as áreas das bacias sedimentares brasileiras nas quais a Petrobrás estava presente com blocos exploratórios e campos de petróleo e gás natural com ou sem parceria, modificado do Formulário 20F de 2015 (acessado em 1 de março de 2020) entregue à SEC em abril de 2016..
2020 – Tsunami de anúncios de vendas de campos e blocos exploratórios – aproveitando a pandemia para varrer a Petrobrás do mapa do Brasil e do mundo
Um total de 18 anúncios de vendas de campos e/ou o blocos exploratórios de petróleo e gás foram feitos pela gestão de Castelo Branco em 2020, sendo 17 destes referentes a campos e blocos exploratórios no Brasil e um referente ao bloco de Tayrona, situado em águas profundas da bacia de Guajira, na Colômbia, no qual não está incluída a área do plano de avaliação da descoberta de Orca (1). Uma exceção total, pois no Brasil foram vendidos e estão à venda atualmente vários blocos exploratórios com descobertas.
Dentre as bacias brasileiras (Figura 1) foram ofertados, em 2020, campos e blocos em: Camamu, Campos, Ceará (sub-bacia de Mundaú), Espírito Santo, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo, Santos, Sergipe-Alagoas, Solimões e Tucano. Em várias dessas bacias a Petrobrás, que estava presente faz décadas - e até bem pouco tempo pretendia permanecer - com as vendas está praticamente encerrando as atividades nas áreas de exploração e produção. Considerando ainda as vendas nos outros segmentos (refino, transporte e comercialização; distribuição de derivados de petróleo e de gás de botijão; gás e energia e fertilizantes nitrogenados; e combustíveis renováveis), não é exagero falar em encerramento, em alguns estados ou mesmo regiões inteiras, das atividades da Companhia, criada em 1953 e que até 2016, quando assumiu Pedro Parente, tinha os cinco segmentos de negócios.
Bacia de Camamu
Na Bacia de Camamu foi anunciada a venda total da participação da estatal (35%) no campo de Manati, cuja produção iniciou em 2007 (2), e onde ela operava em consórcio com a Enauta Participações (45%), a Geopark Brasil E&P de Petróleo e Gás Ltda. (10%) e a Brasoil Manati Exploração Petrolífera Ltda. (10%) - subsidiária da PetroRio. Durante 2019 a produção média de Manati foi de 1,3 milhão de m3/d de gás natural e 105 b/d de condensado. Em 2020, Enauta, PetroRio e Geopark anunciaram a venda de suas fatias para a Gas Bridge, criada por João Carlos de Luca, ex-diretor da Petrobrás no governo de FHC e ex-presidente do IBP nos governos petistas, em vendas condicionadas à venda de Manati pela Petrobrás.
Bacia de Campos
Na Bacia de Campos, que até 2015 era a principal bacia produtora brasileira, sendo responsável por 70% da produção diária, foram colocados para venda total os gigantes de Albacora e Albacora Leste (3) - campo no qual a Petrobras detém apenas 90%, porque 10% já haviam sido vendidos no segundo governo de FHC mediante troca de ativos – e Papa-terra (4). Albacora e Albacora Leste foram o primeiro e o terceiro dentre os campos gigantes descobertos no pós-sal da Bacia de Campos em 1984 e 1986, respectivamente. Sampaio et al. (2018), em uma publicação na OTC, cujo título foi traduzido livremente para "Esforços Exploratórios nos Ring Fences da Bacia de Campos", ressaltaram a importância da infraestrutura existente facilitando a perfuração de oportunidades exploratórias na bacia e destacaram "excelentes resultados" das descobertas de Forno, Brava e Poraquê Alto, localizadas no pré-sal dos campos de Albacora, Marlim e Marlim Sul, respectivamente (5). Esses autores destacaram ainda o papel das descobertas no pré-sal da Bacia de Campos em Jubarte (antigo Parque das Baleias), em Albacora, Marlim, Marlim Leste, Marlim Sul, Barracuda e Caratinga, estendendo a vida útil desses campos e apontaram um volume de petróleo in place (VOIP) superior a 3 bilhões de barris no pré-sal de Albacora (Figura 2).
Figura 2 - Mapa do campo de Albacora onde a linha tracejada em vermelho marca a acumulação descoberta pela perfuração do poço 6-AB-119-RJS, informalmente designado "Forno", no Pré-Sal do campo gigante, modificado do anúncio de venda.
Além desses campos, que estão sendo liquidados pela gestão de Castello, estão à venda também 50% da participação da estatal no complexo de Marlim, formado pelos gigantes de Marlim, Marlim Leste e Marlim Sul e pelo campo de Voador (Figura 3 e Figura 4) (6). Marlim, descoberto em 1985, e Marlim Leste e Marlim Sul descobertos em 1987, foram o segundo, o quarto, e o quinto dos gigantes descobertos no pós-sal da Bacia de Campos respectivamente.
Em 2017, as descobertas de Brava e Poraquê Alto realizadas pela estatal no pré-sal dos campos de Marlim e Marlim Sul respectivamente, foram listadas em publicação de descobertas de campos de petróleo e gás da seção Panorama do Instituto Francês do Petróleo (IFP) entre as 10 maiores descobertas do ano (7). Segundo o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, publicação mensal da ANP, de fevereiro deste ano (8), que ao completar 10 anos em 2020 passou a trazer também os campos de petróleo com maior produção acumulada, Marlim é dentre os gigantes do pós-sal aquele que mais produziu petróleo e gás para o Brasil até os dias atuais. Dumas et al. (2018) ressaltaram que Marlim já atingiu um fator de recuperação de petróleo de 40% e caminha rumo à superação dos 50% (8).
Figura 3 - Mapas do Complexo de Marlim destacando: os campos de Voador e Marlim e a acumulação de Brava no pré-sal(esquerda), o campo de Marlim Leste com reservatórios que vão desde o Oligo-Mioceno até o Aptiano com destaque para as acumulações de Tracajá e Poraquê Alto no pré-sal (centro), e o campo de Marlim sul com reservatórios desde o Oligo-Mioceno ao Aptiano com destaque para Poraquê Alto no pré-sal (direita)
Figura 4 - Ring Fence dos campos da Bacia de Campos, destacando aqueles que já foram vendidos ou estão à venda, modificado de Sampaio et al. (2018).
Bacia do Ceará
Na Bacia do Ceará, sub-bacia de Mundaú, estão à venda os campos do polo Ceará em águas rasas: Atum, Xaréu, Curimã, e Espada, que juntos produziram 4.975 boe/d no primeiro semestre de 2017, dos quais 4.428 b/d de petróleo e condensado (89%)(Figura 5). Estes campos tiveram a produção paralisada em 27 de março de 2020 (10). Em condições normais, o petróleo era escoado por navio e o gás natural produzido nos campos seguia através de um gasoduto até a Lubnor em Fortaleza, uma refinaria especializada em asfaltos e lubrificantes que recebe a maior parte da carga de petróleo vinda do Espírito Santo e o restante do próprio Ceará. A Lubnor também está à venda e a perspectiva é que a negociação seja concluída no 1º semestre de 2021.
Figura 5 - Mapa dos campos do polo Ceará: Atum, Curimã, Espada e Xaréu (10).
Bacia do Espírito Santo
Na Bacia do Espírito Santo foram dispostos para venda total, o polo Norte Capixaba (11) com cinco Campos de Terra e os polos Golfinho e Camarupim em águas profundas (12). O polo Norte Capixaba inclui cinco campos de petróleo terrestre: Fazenda Alegre, Fazenda Santa Luzia, Fazenda São Rafael, Cancã e Cancã Leste. Juntos estes campos produziram em 2019, 7.042 b/d de petróleo e 56,4 mil m3/d de gás natural (11)(Figura 6).
Figura 6 - Produção dos campos do polo Norte Capixaba, modificada do anúncio da venda (11).
O polo Golfinho inclui os campos produtores de petróleo e gás natural associado de Golfinho e Canapu - também o bloco exploratório BM-S-23 onde foram realizadas em diversas descobertas (Figura 7) (12, 14). As descobertas iniciaram em 2011 com a perfuração do 1-ESS-205D (Brigadeiro) que deu origem a um plano de avaliação da área e em seguida vieram as descobertas com o 1-ESS-199 e o 1-ESS-200D, mas apesar destas e de outras descobertas, as perfurações na área foram paralisadas em 2016 e o FPSO que seria instalado em 2018 saiu dos planos da companhia, que concluiu a avaliação da área junto à ANP apenas em 2019 (14). A produção média de Golfinho e Canapu (em 2018-2019) foi de 14,9 mil boe/d de petróleo e condensado e 0,75 milhão m3/d de gás natural, sendo que apenas mais um poço em Brigadeiro, uma das descobertas do BM-ES-23 poderá vir a produzir adicionais 1,7 milhão m3/d de gás natural e 5,6 mil b/d de condensado (12). O polo de Camarupim inclui os campos produtores de gás de Camarupim e Camarupim Norte que começaram a produzir em 2009, mas tiveram a produção interrompida em 2015 após um acidente com o navio afretado FPSO Cidade de São Mateus (12).
Figura 7 - Mapa de localização dos polos de Golfinho e Camarupim, trazendo também o cluster de Peroá contendo os campos de Cangoá e Peroá, modificado do anúncio da venda (12).
Além desses pólos, cinco blocos exploratórios também em águas profundas, estão sob processo de venda parcial. Nesses blocos, a Petrobras está em processo de cessão da participação dos atuais sócios Equinor e Total junto ao CADE e à ANP para então oferecer para venda de 40 a 50% (13). Não fica claro para o cidadão comum; todos os detalhes desta cessão. Será uma cessão sem ônus para a Petrobrás ou haverá compensação financeira para os atuais parceiros? Quanto a Petrobrás pagou ou pagará aos atuais parceiros? Como será feito o pagamento? Em espécie ou po meio de troca de ativos lucrativos e estratégicos?
Bacia do Pará-Maranhão
Na bacia do Pará-Maranhão foram colocados parcialmente à venda os blocos exploratórios BM-PAMA-3, onde já há o plano de avaliação da área de descoberta de Harpia e o bloco BM-PAMA-8 (15). Em 15 de maio de 2020 a ANP suspendeu o curso do plano de avaliação de Harpia, o qual prevê o compromisso da perfuração de um outro poço, até o recebimento da licença ambiental (16).
Bacia Potiguar
Na Bacia Potiguar foi anunciada a venda do polo Potiguar, contendo os subpolos Canto do Amaro, Alto do Rodrigues, e Ubarana e englobando 26 campos de petróleo, sendo 23 terrestres e três marinhos, com produção média no primeiro semestre de 2020 de 23 mil b/d de petróleo (97% terrestre) e 124 mil m3/d de gás natural (46% terrestre) (Figura 8) (17). O anúncio destas vendas que incluem dois dos 20 campos terrestres com maior produção de petróleo total (boe/d) e maior produção acumulada, Canto do Amaro e Alto do Rodrigues, coloca um ponto final na atuação da Petrobrás no Rio Grande do Norte, estado com a maior produção dentre as bacias terrestres (8). Apenas em Canto do Amaro a Petrobrás investiu em uma revitalização a partir de 2007, US$ 774 milhões que resultaram num aumento da produção em 2013, atingindo 22 mil b/d (18).
Figura 8 – Mapa de localização do polo Potiguar com os subpolos Canto do Amaro, Alto do Rodrigues e Ubarana, imagem infelizmente fora de foco no documento de anúncio da venda (17).
Bacias do Recôncavo e Tucano
Nas Bacias do Recôncavo e Tucano foi colocado à venda o polo Bahia Terra contendo 28 campos - Araçás, Buracica, Canário da Terra, Canário da Terra Sul, Cantagalo, Cidade de Entre Rios, Fazenda Alvorada, Fazenda Azevedo, Fazenda Bálsamo, Fazenda Boa Esperança, Fazenda Imbé, Fazenda Panelas, Guritã, Guritã Sul, Jandaia, Lamarão, Leodório, Malombê, Mandacaru, Massapê, Riacho da Barra, Riacho Ouricuri, Rio da Serra, Rio do Bu, Rio Itariri, Rio Sauipe, Tangará e Taquipe – com produção média (janeiro a agosto de 2020) de 14,3 mil b/d petróleo e 642,6 mil m3/d de gás natural (19) (Figura 9).
Entre os destaques da venda, um dá uma dimensão do planejamento da desintegração vertical da Petrobrás ao fazer referências aos ativos já vendidos ou em processo de venda pela administração de Castello: "O Polo Bahia Terra contemplará todo o acesso à infraestrutura de escoamento de petróleo para fornecimento à refinaria Landulfo Alves (RLAM) e a interligação com o gasoduto de transporte da TAG para a transferência do gás processado para a EDG-Catu (propriedade da TAG)" (19). A RLAM foi recentemente vendida para o fundo Mubadala dos Emirados Árabes por US$ 1,65 bilhão, e um questionamento da venda por um preço 45% inferior ao preço base (US$ 3,04 bilhões) calculado pela própria Petrobrás chegou a ser ensaiado pelo próprio TCU (20, 21). A TAG foi vendida para o consórcio formado pela francesa Engie (empresa oriunda da ex-estatal de gás natural francesa) e pelo fundo de investimento canadense Caisse de Dépot et Placement du Québec, o qual engloba fundos de aposentadoria de órgãos governamentais daquela província (22A). A venda foi concluída em 20 de julho com a compra dos 10% das ações restantes pelo grupo (22B).
Figura 9 - Polo Bahia, onde 28 campos estão à venda (19).
Bacia de Santos
Na Bacia de Santos foram anunciadas, em 2020, as vendas do bloco exploratório BM-S-51, uma das poucas vendas em que o percentual a ser vendido pela estatal pode vir a ser parcial (23), e do polo de Merluza, que inclui também o campo de Lagosta (24) (Figura 10). O BM-S-51, situado à noroeste dos campos de Bacalhau e Bacalhau Norte (antiga acumulação de Carcará, vendida por Pedro Parente para a Statoil/Equinor e continuação da mesma na área norte de Carcará leiloada no governo Temer), foi adquirido na 7ª Rodada de Concessão em 2005 e ainda há o compromisso de perfuração de um poço no programa exploratório mínimo (PEM)(23). A plataforma de Merluza (PMLZ-1) foi uma das que teve sua produção interrompida em em 2020 (25).
Figura 10 - Polo de Merluza, à venda na Bacia de Santos (24).
Bacia de Sergipe-Alagoas
Na Bacia de Sergipe-Alagoas foram anunciadas em 2020 as vendas do campo marinho em águas rasas de Tartaruga (26), do polo Alagoas, que inclui seis campos terrestres e um campo marinho em águas rasas (27), e do polo de Carmópolis, que inclui 11 campos de petróleo terrestres (28). Os campos de Alagoas produziram em 2019 em média 2.348 b/d de petróleo e condensado e 856 mil m³/d de gás natural - gerando 1.010 b/d de líquido de gás natural (LGN)(29).
Carmópolis (Figura 11), descoberto em 1963, foi o primeiro campo gigante descoberto no Brasil, considerando o critério de reserva (ou volume de petróleo equivalente recuperável) igual ou superior a 500 milhões de barris de petróleo equivalente atualmente usado (29). Em 2013 quando a companhia comemorou os 50 anos de Carmópolis, o mesmo produzia 20 mil b/d, sendo o maior produtor em terra, e junto com as descobertas em águas profundas traçava um futuro auspicioso para a estatal em terras sergipanas (30). Em 2014, o campo que era responsável por 80% da produção terrestre em Sergipe passou por uma revitalização com o objetivo de otimizar a produção (31).
Figura 11 - Polo Carmópolis, à venda em Sergipe-Alagoas (28).
Em 2017, Carmópolis era considerado referência entre os campos terrestres pela própria administração da Petrobrás: "Carmópolis é o maior campo terrestre do Brasil, tanto em termos de volume original de óleo em reservatório (1,76 bilhão de barris de óleo equivalente), quanto em termos de reservas totais (165 milhões de barris de óleo equivalente). Atualmente, o campo de Carmópolis responde por 44% da produção e 49% das reservas totais do estado de Sergipe" (32).
Vale ressaltar que em Sergipe houve grande resistência às vendas de ativos lucrativos e estratégicos da Petrobrás mediante judicialização pela Federação Nacional dos Petroleiros (FNP) e da obtenção de liminares junto à Justiça Federal de Sergipe que paralisaram momentaneamente as vendas de Parente.
Um dos exemplos mais gritantes das vendas que não fazem sentido econômico ou estratégico, está na Bacia do Solimões onde a Petrobras colocou à venda os dois maiores campos produtores de terra do Brasil, Leste de Urucu e Rio Urucu (Figura 12, canto superior direito, 8) (33, 8). Leste de Urucu e Rio Urucu são também o quarto e o quinto dentre os 20 maiores produtores de gás no Brasil, ficando atrás apenas dos supergigantes de Lula/Tupi e Búzios (o maior supergigante conta com apenas 4 FPSOs instalados) e do gigante de Sapinhoá (Figura 12, canto superior esquerdo; 8). E, quando comparada à produção de petróleo equivalente de Leste de Urucu e Rio Urucu, eles novamente se encontram entre os 20 maiores produtores nacionais numa lista na qual ocupam as 12ª e 14ª posições respectivamente (Figura 12, canto esquerdo inferior; 8).
Figura 12 - Lista dos 20 maiores produtores de gás natural (canto esquerdo superior), lista dos 20 maiores produtores de petróleo equivalente (canto esquerdo inferior) e lista dos 20 maiores campos produtores de terra (canto direito superior), modificadas do exemplar de fevereiro de 2021 do Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP (8).
Quando a província do Urucu descoberta em 1986 completou 30 anos de atividades de Exploração em 12 de outubro de 2016 na gestão de Pedro Parente, o comunicado oficial da empresa ressaltava que se tratava da maior reserva provada de petróleo e gás natural em terra no Brasil e que apesar das dificuldades logísticas e dos desafios da operação na Amazônia, o custo de extração do petróleo e gás de Urucu era um dos menores no país. Urucu era uma província lucrativa e extremamente importante para a economia da região (34 A e B).
Em 2018, ano em que a província de Urucu completou 30 anos de produção, o que era vislumbrado em agosto já na gestão de Ivan Monteiro era que a Petrobrás teria pela frente em Urucu pelo menos mais três décadas de produção (35). O baixo custo de produção e o avanço da tecnologia foram os principais fatores causais apontados então para a extensão do tempo da exploração de petróleo e gás natural no local (idem).
Mas, na gestão de Castello Branco, com a premissa de concentração exclusivamente no pré-sal (que mesmo assim está sendo vendido nos campos da Bacia de Campos à venda) a província de Urucu foi posta à venda, que seguindo a metodologia adotada depois que o TCU deu o aval em março de 2017, está na fase vinculante. A provável compradora deve ser a Eneva (36), a qual adquiriu em 2017, também na região amazônica, durante a gestão de Pedro Parente, o campo de Azulão na vizinha Bacia do Amazonas (37 A, B).
Quando esse estudo foi feito, no início deste ano, por meio de consultas aos documentos das páginas de internet dos Teasers e dos Comunicados ao Mercado da Petrobrás, a grande maioria dessas vendas anunciadas em 2020 estava em fase vinculante, ou seja, prestes a serem concluídas.
Referências:
1 - Teaser do Bloco Tayrona na Colômbia – 27 de julho de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/be1624a8-a8ba-591d-1c7e-57d821bdd8e6?origin=1
2 - Teaser do campo de Manati (Bacia de Camamu) em 4 de maio de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/5c5a9a95-f50f-487d-c22f-ef50145e99db?origin=1
3 - Teaser dos campos, gigantes do pós-sal de Campos, Albacora e Albacora Leste em 25 de setembro de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/be3d020e-071a-1a7f-b32b-8267c93a45e3?origin=1
4 - Teaser do campo de Papa-Terra (Bacia de Campos) em 3 de fevereiro de 2020
https://mz-filemanager.s3.amazonaws.com/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/teasers/180f8d3d530e196bab90df7be948cdd9b8255fe1d312abbc9ca43617daa65722/teaser_campo_de_papaterra.pdf
5- Sampaio, R. F.; Candido, A. G.; Sant'Anna, M. V. & Bezerra, A. C., "Exploratory Efforts in the Campos Basin Ring Fences". 2018, 30 Abril-3 Maio 2018, Houston, Texas, EUA: 2018 Offshore Technology Conference. OTC-29006-MS.
6 - Teaser do Complexo de Marlim em 16 de novembro de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/c04364ac-24ba-c4ec-03ea-b0251ac93876?origin=1
7 – Serbutoviez, S. "New Oil and Gas Discoveries 2017", IFP Energies Nouvelles. Disponível em https://www.ifpenergiesnouvelles.com/article/new-oil-and-gas-discoveries-2017
8 - Boletim de Produção da ANP, fevereiro de 2021
https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/publicacoes/boletins-anp/202102boletim.pdf
9 – Dumas, G. E. S.; Freire, E. B.; Johann, P. R. S.; Silva, L. S.; Viera, R. A. B.; Bruhn, C. H. L.; Pinto, A. C. C., "Reservoir Management of the Campos Basin Brown Fields". 2018, 30 Abril-3 Maio 2018, Houston, Texas, EUA: 2018 Offshore Technology Conference. OTC-28657-MS.
10 - Teaser do Polo Ceará
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/03d9e3f0-7f7b-8b42-de99-8a32e69c0ff8?origin=1
11 – Teaser do polo Norte Capixaba
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/fc28a644-3444-6c04-e75a-0bbb636e1a22?origin=1
12 – Teaser das Águas Profundas (polos Golfinho e Camarupim) (15 de janeiro de 2020)
https://mz-filemanager.s3.amazonaws.com/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/central-de-downloadsteasers/f997b9010092c9926dc580c164449fd0488a02c5c13d3ca7ccc358ea23fd08a5/teaser_aguas_profundas.pdf
13 – Teaser Blocos Exploratórios Espírito Santo (10 de junho de 2000)
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/6f72e78d-a8e2-78d9-51ff-1563700a8ecb?origin=1
14 – Descobertas do Parque dos Doces no BM-ES-23
https://epbr.com.br/petrobras-conclui-avaliacao-de-descobertas-no-parque-dos-doces/
15 – Teaser da Bacia Pará-Maranhão atualizado em 28 de fevereiro de 2020
https://mz-filemanager.s3.amazonaws.com/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/central-de-downloadsteasers/5a5d402ecc05b02430a4c10373d2e8ab20ed4b3e5e26aed30c72a0df66f52539/teaser_bacia_do_paramaranhao_atualizado.pdf
16 – ANP suspende o curso do plano de Harpia
https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/suspensa-avaliacao-da-descoberta-no-para-maranhao/
17 – Polo Potiguar
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/39ed9548-ad81-52fc-d20e-460ad445e1fa?origin=1
18 – Revitalização e resultados em Canto do Amaro
https://www.istoedinheiro.com.br/petrobras-ve-indicios-de-oleo-em-terra-no-rn/
19 - Teaser do polo Bahia Terra
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/6fdb8fea-d03d-f7fb-f86a-f3b6363bacc9?origin=1
20 – Referência da venda da RLAM
https://epbr.com.br/petrobras-aprova-venda-da-rlam-para-mubadala-por-us-165-bilhao/
21 – Questionamento da venda da RLAM abaixo do preço pelo TCU
https://epbr.com.br/tcu-pode-suspender-da-venda-da-rlam-e-ministro-alerta-que-pressa-pode-gerar-punicoes/
22 – Referência da venda da TAG
A) - Conclusão da venda dos 90% da TAG
https://www.agenciapetrobras.com.br/Materia/ExibirMateria?p_materia=982907
B) - Petrobrás conclui a venda da TAG (10% restantes)
https://www.agenciapetrobras.com.br/Materia/ExibirMateria?p_materia=982907
23 - Teaser do BM-S-51 (Bacia de Santos) – 10 de agosto de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/6707ecbe-f8ca-c78a-d304-a5da4da91f6d?origin=1
24 – Teaser do polo de Merluza (27/02/2020)
https://mz-filemanager.s3.amazonaws.com/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/central-de-downloadsteasers/60994b88441cc0b7ea674f58cb4736086133cae8ed0d14c52da95f43adcd382e/teaser_polo_merluza.pdf
25 – Hibernação da Plataforma de Merluza
https://mz-prod-cvm.s3.amazonaws.com/9512/IPE/2020/f7f65184-c4e3-49dd-9ca1-fee90b8770f3/20200807120748988707_9512_782322.pdf
26 - Teaser do campo de Tartaruga (Bacia de Sergipe-Alagoas) em 29 de junho de 2020
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/173b8bfe-f110-4c49-f607-852e10ad900e?origin=1
27 – Teaser Alagoas
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/f7437331-545a-abc9-729c-a672b25b212a?origin=1
28 – Teaser do polo Carmópolis
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/913d38fe-15d5-76c0-95c8-58c08e2e54c5?origin=1
29 – Campos gigantes e sua importância par a indústria do petróleo e gás mundia (Robelius, 2007)
http://uu.diva-portal.org/smash/record.jsf?pid=diva2%3A169774&dswid=-1148
30 – Petrobrás comemora 50 anos em Carmópolis (15/08/2013)
https://www.agenciapetrobras.com.br/Materia/ExibirMateria?p_materia=975476
31 - Carmópolis em 2014
https://petronoticias.com.br/petrobras-anuncia-descoberta-em-campo-de-carmopolis-sergipe/
32 – Carmópolis é referência de produção em campo terrestre para a Petrobrás em 2017
https://www.agenciapetrobras.com.br/Materia/ExibirMateria?p_materia=979308
33 – Teaser do Polo Urucu
https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/221137c5-f8e2-5bce-c245-7881fff82861?origin=1
34 – Urucu completa 30 anos de Exploração em 2016
https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/urucu-completamos-30-anos-na-amazonia-com-gestao-responsavel.htm
https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2016-12/urucu-completa-30-anos-de-exploracao-de-petroleo-em-plena-amazonia
35 – Urucu com mais 30 anos de produção pela frente
https://d24am.com/economia/urucu-tem-producao-para-mais-30-anos-afirma-petrobras/
36 – Eneva, a provável compradora de Urucu
https://g1.globo.com/economia/noticia/2021/02/01/petrobras-inicia-negociacao-com-eneva-para-venda-de-concessoes-no-polo-urucu.ghtml
37 – Venda do Campo de Azulão para a Eneva
https://valor.globo.com/empresas/noticia/2017/11/22/petrobras-vende-campo-de-azulao-am-para-a-eneva-por-us-545-milhoes.ghtml
https://petroleohoje.editorabrasilenergia.com.br/primeiro-campo-do-desinvestimento-tem-venda-concluida/
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