247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural alcançou em 2025 o maior patamar já registrado, consolidando um novo recorde histórico no setor energético. Ao longo do ano, o país produziu em média 4,897 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), resultado que superou com folga as marcas anteriores e reforçou o peso estratégico do pré-sal na matriz produtiva nacional.
As informações constam do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural referente a dezembro de 2025, divulgado nesta segunda-feira (2). O volume médio anual registrado em 2025 representou um crescimento de 12,7% em relação ao recorde anterior, alcançado em 2023, quando a produção foi de 4,344 milhões de boe/d. Na comparação com 2024, que havia totalizado 4,322 milhões de boe/d, o avanço foi ainda mais expressivo, chegando a 13,3%.
No recorte específico do petróleo, a produção média anual atingiu 3,770 milhões de barris por dia (bbl/d), também um recorde histórico. O número ficou 12,3% acima do registrado em 2024, quando o país produziu, em média, 3,358 milhões de bbl/d. Já a produção de gás natural alcançou a média anual inédita de 179 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d), o que representa uma expansão de 17% em relação ao ano anterior.
O pré-sal manteve protagonismo absoluto ao longo de 2025. Os reservatórios dessa camada responderam, em média, por 79,63% de toda a produção nacional de petróleo e gás. As áreas do pós-sal contribuíram com 15,45%, enquanto a produção terrestre representou 4,92% do total.
Os dados de dezembro de 2025 reforçam a tendência de crescimento observada ao longo do ano. No último mês, a produção nacional somou 5,237 milhões de boe/d. A produção de petróleo chegou a 4,015 milhões de bbl/d, com aumento de 6,4% em relação a novembro e de 17,4% na comparação com dezembro de 2024. No caso do gás natural, o volume produzido foi de 194,33 milhões de m³/d, crescimento de 6,4% frente ao mês anterior e de 20,6% na comparação anual.
Somente no pré-sal, a produção total em dezembro alcançou 4,164 milhões de boe/d, equivalente a 79,5% de toda a produção brasileira no período. O volume representou alta de 6,4% em relação a novembro e de 19,7% na comparação com o mesmo mês do ano anterior. Foram extraídos 3,211 milhões de bbl/d de petróleo e 151,56 milhões de m³/d de gás natural, a partir da operação de 175 poços.
Outro destaque do boletim foi o elevado índice de aproveitamento do gás natural. Em dezembro, 97,5% do gás produzido foi aproveitado. Do total, 64,53 milhões de m³/d foram disponibilizados ao mercado, enquanto a queima ficou em 4,86 milhões de m³/d. O volume queimado apresentou redução de 14,8% em relação a novembro e de 14% na comparação com dezembro de 2024.
Quanto à origem da produção, os campos marítimos concentraram 97,9% do petróleo e 86,5% do gás natural extraídos no mês. Os campos operados pela Petrobras, isoladamente ou em consórcio com outras empresas, responderam por 90,03% do total produzido no país. A produção teve origem em 6.048 poços, sendo 547 marítimos e 5.501 terrestres.
Entre os campos produtores, Tupi, localizado no pré-sal da Bacia de Santos, manteve a liderança em dezembro, com produção de 838,98 mil bbl/d de petróleo e 41,79 milhões de m³/d de gás natural. A FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, foi a instalação com maior produção de petróleo, alcançando 238.960 bbl/d. Já a maior produção de gás natural foi registrada pela FPSO Guanabara, no campo de Mero, com 12,10 milhões de m³/d.

Otávio Rosso

Visão aérea de uma plataforma da Petrobras na Bacia de Campos, a P-52

original

2560x1440

1250x600

1280x490

3000x1800

300x400

320x320

321x200

360x640

500x240

610x380

square

thumbnail

viewImage

Economia

Produção de petróleo e gás em 2025 atinge maior nível da história

Reuters - A Petrobras reduzirá em 7,8% o preço do gás natural para distribuidoras em fevereiro, afirmou a diretora de Transição Energética e Sustentabilidade da empresa, Angélica Laureano, durante apresentação em evento no Rio de Janeiro.
Os contratos com as distribuidoras preveem atualizações trimestrais da parcela do preço relacionada à molécula do gás e vinculam esta variação, para cima ou para baixo, às oscilações do preço do petróleo Brent e da taxa de câmbio R$/US$.

Paulo Emilio

Fachada de prédio da Petrobras no Rio de Janeiro 04/2025

Petrobras reduzirá em 7,8% preço do gás natural para distribuidoras, diz diretora

247 - A Eneva informou nesta terça-feira (21) que apresentou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a Declaração de Comercialidade da descoberta de Colinas. A área está localizada nos blocos PN-T-102A e PN-T-103, na Bacia do Parnaíba, no Maranhão, uma das principais regiões onshore de gás natural do país.
A companhia também solicitou que a acumulação passe a se chamar Gaviãozinho. Com a formalização da declaração, o ativo poderá ser enquadrado como campo de produção, desde que haja a aprovação do Plano de Desenvolvimento pela ANP, etapa regulatória necessária para o início das operações.
Após o reconhecimento da comercialidade, a Eneva terá prazo de até 180 dias para protocolar o Plano de Desenvolvimento junto à agência reguladora. O documento definirá as diretrizes técnicas e operacionais para a exploração e a produção do gás natural na área.
Gaviãozinho é a 13ª área declarada comercial pela Eneva na Bacia do Parnaíba. Para a avaliação do ativo, foram adquiridos 877,5 quilômetros de linhas sísmicas 2D e perfurados sete poços, incluindo o poço descobridor 1-ENV-44-MA, que confirmou a presença de gás no reservatório.
A estimativa de gás in place, que corresponde ao volume total de gás existente no reservatório, varia entre 2,23 bilhões de metros cúbicos (P90), 3,00 bilhões de metros cúbicos (P50) e 3,98 bilhões de metros cúbicos (P10), segundo a empresa. Os números sustentam a viabilidade econômica do campo e embasam o pedido de avanço para a fase de produção.
A decisão da ANP sobre o Plano de Desenvolvimento será determinante para que a área avance operacionalmente, ampliando a produção de gás natural onshore e reforçando a importância da Bacia do Parnaíba no setor energético brasileiro.

Luis Mauro Filho

Negócios

Eneva declara área comercial de gás na Bacia do Parnaíba

Reuters - A Petrobras informou que sua produção de óleo alcançou 2,4 milhões de barris de óleo por dia (bpd) em 2025, segundo comunicado divulgado nesta quinta-feira.
De acordo com a empresa, o resultado ultrapassou 0,5 ponto percentual o limite superior da meta (+4%) estabelecida em seu Plano de Negócios 2025-2029 e representa um crescimento de 11% em relação à produção de 2024.
A produção total de óleo e gás natural superou em 2,8 ponto percentual o limite superior da meta (+4%), alcançando 2,99 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), aumento de 11% em relação à produção de 2024, disse a companhia.

Produção de óleo alcançou 2,4 mi de barris por dia em 2025, diz Petrobras

247 - A Eneva concluiu, em dezembro, suas primeiras operações de importação de gás natural da Argentina, em um movimento estratégico voltado à ampliação da oferta e à diversificação de sua carteira de suprimentos no Brasil. A iniciativa sucede a primeira importação de gás da Bolívia realizada pela companhia em outubro, reforçando a atuação integrada no mercado sul-americano de energia.
Maior operadora privada de gás natural do país, a Eneva busca se consolidar como protagonista na integração energética regional. Ao ampliar o número de fornecedores, a empresa fortalece o atendimento a clientes industriais por meio de sua Mesa de Gás e reduz riscos de abastecimento em regiões conectadas à malha nacional de transporte.
Segundo a companhia, a estratégia contribui para o fortalecimento do mercado brasileiro de gás. “Ao diversificar as fontes de suprimento, contribuímos para a construção de um mercado brasileiro de gás mais competitivo, seguro e resiliente”, afirmou o gerente-geral de Originação e Comercialização da Eneva, Glauco Campos.
A operação envolveu uma articulação logística e comercial considerada complexa, conectando Brasil, Bolívia e Argentina para assegurar eficiência e confiabilidade no fornecimento. Para o gerente Comercial da Eneva, Brian Van Kregten, o movimento amplia as possibilidades do setor no país. “Essa conquista reforça a integração entre mercados sul-americanos e amplia as oportunidades no setor de gás natural brasileiro”, declarou.
Em comunicado, a empresa destacou que a iniciativa está alinhada à sua estratégia de longo prazo, baseada na diversificação das fontes de abastecimento e na promoção da segurança energética. “A iniciativa está alinhada à visão de futuro da Eneva, que segue investindo na diversificação das fontes de abastecimento, contribuindo para a segurança energética, gerando oportunidades e levando desenvolvimento e transformação social às diversas regiões do país onde atua”, informou a companhia.

Planta de produção de gás natural da Eneva no Maranhão

Eneva inicia importação de gás argentino e amplia oferta no Brasil

SÃO PAULO, 5 Jan (Reuters) - A produção de petróleo do Brasil alcançou 3,773 milhões de barris por dia em novembro, um aumento de 13,9% em relação a igual mês do ano anterior, segundo dados divulgados pela agência reguladora ANP nesta segunda-feira.
Já a produção de gás natural somou 182,57 milhões de metros cúbicos por dia no mês, alta de 15,7% sobre o ano anterior.
Ao todo, o país produziu 4,921 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) de petróleo e gás natural em novembro, apontou a ANP.
(Por Letícia Fucuchima; Edição Michael Susin)

Redação Brasil 247

Produção de petróleo do Brasil cresce 13,9% em novembro, diz ANP

247 – A produção brasileira de gás natural deverá crescer 95% nos próximos dez anos, consolidando um cenário de oferta superavitária em todo o período até 2035. A projeção está no Caderno de Gás Natural do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035), divulgado nesta sexta-feira (5/12) pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). As informações foram divulgadas pela Agência Gov.
O documento reúne uma análise detalhada da oferta, da demanda e da infraestrutura do setor. Segundo o MME, o avanço é impulsionado pela expansão da produção no pré-sal e por novos projetos com processamento offshore, que deverão transformar o gás natural em um dos pilares do crescimento econômico nacional.
<h2>Silveira destaca gás como vetor da industrialização</h2>
O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou que as projeções confirmam a eficácia do planejamento energético conduzido pelo Governo Federal.
“As projeções apresentadas demonstram que o Brasil reúne condições favoráveis para ampliar sua produção nacional, fortalecer a infraestrutura de escoamento e garantir um abastecimento seguro e competitivo de gás natural. O governo do presidente Lula sempre defendeu o gás natural como vetor de industrialização, e temos avançado nesse planejamento com o programa Gás Para Empregar”, destacou.
<h2>Crescimento acelerado da produção e da oferta</h2>
De acordo com o estudo, a produção líquida de gás natural deverá passar de 65 para 127 milhões de metros cúbicos por dia entre 2025 e 2035 — um aumento de 95%. Já a oferta potencial nacional na malha integrada crescerá cerca de 85% no mesmo intervalo.
A oferta nacional deverá representar aproximadamente 70% da produção líquida, com forte predominância da região Sudeste, onde se encontram os principais hubs de processamento. O estudo também detalha a infraestrutura de importação, que hoje conta com oito terminais de GNL em operação e prevê um novo terminal em Suape (PE), além das rotas do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL).
O PDE projeta, entretanto, uma queda progressiva da oferta boliviana: de 13 milhões de m³/dia em 2025 para 5 milhões de m³/dia em 2035, reforçando a necessidade de integração das malhas regionais e da ampliação da infraestrutura de transporte.
<h2>Demanda deve avançar puxada pela indústria</h2>
A demanda total de gás natural poderá crescer 6,2% ao ano até 2035, impulsionada principalmente pela indústria, responsável por cerca de 65% da demanda não termelétrica. O consumo também deve aumentar nos segmentos:
<ul>
 <li>&nbsp;Comercial: 5,3% ao ano</li>
 <li>&nbsp;Residencial: 4,1% ao ano</li>
 <li>&nbsp;Transportes: 3,6% ao ano</li>
</ul>
Já o downstream — refinarias e fábricas de fertilizantes — deverá crescer 5,36% ao ano, especialmente nos primeiros anos, com a retomada e entrada de novas unidades industriais.
No caso da demanda termelétrica, o PDE considera as usinas existentes, previstas e indicativas, mantendo coerência com os critérios de suprimento e com o comportamento esperado das UTEs ao longo da década.
<h2>Oferta supera demanda e garante superávit</h2>
As projeções indicam um balanço superavitário em todos os anos do horizonte decenal. A capacidade de oferta supera a demanda máxima prevista, embora o estudo ressalte a existência de gargalos na malha integrada, que exigem investimentos para permitir maior flexibilidade e o escoamento dos volumes disponíveis.
As simulações apontam necessidade de ampliações estruturais, sobretudo para viabilizar o transporte de gás da região Sudeste para o Centro-Oeste, Sul e parte do interior paulista.
<h2>Investimentos previstos somam R$ 16 bilhões; indicativos chegam a R$ 34 bilhões</h2>
O caderno apresenta ainda estimativas de investimentos no setor. Os projetos classificados como previstos, próximos de entrar em operação, totalizam R$ 16 bilhões e incluem:
<ul>
 <li>&nbsp;Gasoduto de escoamento Raia</li>
 <li>&nbsp;Projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP)</li>
 <li>&nbsp;Terminal de GNL de Suape (PE)</li>
</ul>
Já os projetos indicativos, analisados no âmbito do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano (PNIIGB), instituído pelo Decreto nº 12.153/2024, somam aproximadamente R$ 34 bilhões.
Além disso, planos estudados pela EPE — que ainda dependem da definição dos agentes — acrescentam R$ 135 bilhões em potenciais investimentos de longo prazo.

Produção brasileira de gás natural deve dobrar até 2035 e garantir superávit nacional

247 - A primeira unidade de liquefação e compressão de gás natural instalada em Assú, no interior do Rio Grande do Norte, foi concluída e está prestes a entrar em operação. A informação foi divulgada originalmente pela GNLink, responsável pelo empreendimento. No comunicado, a empresa detalha que a iniciativa é fruto de uma parceria estratégica com a PetroReconcavo.
No anúncio, a GNLink informa que a planta já obteve licença ambiental do Idema e aguarda somente a autorização da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para iniciar suas atividades. Com investimento de R$ 125 milhões, a instalação terá capacidade de produzir até 100 mil metros cúbicos por dia e deverá abastecer municípios em um raio de mil quilômetros, alcançando Rio Grande do Norte, Ceará, Pernambuco, Maranhão e outras regiões que ainda não possuem acesso ao gás encanado.
A nova unidade chega para suprir uma lacuna histórica: apenas 5% dos municípios brasileiros contam com rede direta de gás natural. O sistema de distribuição será feito por carretas, permitindo que o insumo chegue a localidades que até hoje dependem de alternativas mais poluentes. A obra também movimentou a economia do Vale do Açu, com a geração de cerca de 400 empregos diretos e indiretos ao longo do processo de construção.
O transporte rodoviário da produção utilizará uma frota própria e sustentável, composta por três caminhões abastecidos com Gás Natural Liquefeito (GNL), nas cores branco e verde, e um veículo movido a Gás Natural Comprimido (GNC), nas cores branco e azul.
Para o CEO da PetroReconcavo, José Firmo, o projeto consolida um novo momento na estratégia da companhia. “Esta é mais uma conquista da PetroReconcavo, que, nos últimos cinco anos, investiu muito para ampliar a participação do gás natural no portfólio. Hoje, ele representa 42% da nossa carteira, contribuindo para a diversificação e otimização dos nossos ativos. Agora, com essa nova fase de expansão, estamos investindo para garantir autonomia no escoamento da nossa produção. São soluções disruptivas que também oferecem oportunidades para o Nordeste crescer ainda mais. A região já está em franco desenvolvimento e, como empresa nordestina, a PetroReconcavo está pronta para contribuir com a ampliação dos horizontes da região”, afirmou.
Marcelo Rodrigues, CEO da GNLink, também ressaltou o impacto da unidade para a expansão do mercado. “A conclusão da unidade de Assú marca um passo decisivo na consolidação da nossa estratégia de expandir o acesso ao gás natural no Brasil, especialmente em regiões que ainda não contam com infraestrutura de gasodutos. Essa parceria com a PetroReconcavo reforça a nossa posição de sermos peça-chave na transição energética da matriz do Brasil e do mundo. Ao unirmos nossa expertise técnica e de logística à capacidade produtiva da PetroReconcavo, ampliamos o alcance do gás natural no Nordeste e impulsionamos o desenvolvimento de novas fronteiras econômicas e energéticas no país”, disse.
O contrato firmado entre GNLink e PetroReconcavo tem validade de dez anos e engloba todas as etapas da cadeia do gás: liquefação, compressão, armazenamento, transporte e regaseificação. A matéria-prima será fornecida pelos campos da PetroReconcavo, que mantém atualmente 34 concessões em operação no Rio Grande do Norte.

Unidade de liquefação e compressão da GNLink de gás natural instalada em Assú, no interior do Rio Grande do Norte

Brasil

Nova unidade de gás natural no RN promete ampliar abastecimento no Nordeste

247 - A produção brasileira de petróleo e gás natural voltou a bater recorde em outubro, ao alcançar 5,248 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), superando a marca anterior de 5,160 milhões de boed registrada em julho deste ano. Em relação a setembro, o volume total extraído cresceu 2,7%, consolidando uma trajetória de expansão contínua na indústria de óleo e gás do país.
Os números fazem parte de levantamento preliminar da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), divulgado nesta segunda-feira (24) pelo Broadcast, serviço de notícias em tempo real do Grupo Estado. Os dados reforçam o peso crescente da produção brasileira no mercado global de energia, com destaque para a contribuição do pré-sal.
Considerando apenas o petróleo, a produção atingiu 4,024 milhões de barris por dia (bpd) em outubro, o que representa aumento de 2,9% em relação ao mês anterior. No segmento de gás natural, o avanço foi de 2,2%, chegando a 194,5 milhões de metros cúbicos diários, segundo a ANP.
A região do pré-sal ampliou sua participação no total produzido, passando de 81,1% em setembro para 81,42% em outubro, o equivalente a 4,273 milhões de boed. O resultado representa alta de 3,2% na comparação mensal, mantendo a área como principal fronteira produtiva do país.
Dentro do pré-sal, a extração de petróleo somou 3,306 milhões de barris por dia, um crescimento de 3,11% frente a setembro. Já a produção de gás natural nessa região atingiu 153,6 milhões de metros cúbicos diários, alta de 3,6% no mesmo intervalo. Os percentuais indicam que o incremento de oferta em outubro foi puxado, principalmente, pelo desempenho dos campos localizados nessa província.
Com mais de oito em cada dez barris de óleo equivalente produzidos no país vindo do pré-sal, os dados de outubro consolidam a centralidade dessa área para a matriz de produção brasileira de petróleo e gás, ao mesmo tempo em que estabelecem um novo patamar histórico para o setor.

Brasil supera marca histórica com 5,248 mi de barris em outubro

247 - A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) decidiu, na terça-feira (18), impor mudanças estruturais à Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (UTGCA), operada pela Petrobras, para que o gás natural produzido atenda ao teor mínimo de 85% de metano. A determinação elimina a exceção histórica concedida ao gás do pré-sal da estatal, que vinha sendo entregue ao mercado com aproximadamente 80% do componente.
A decisão foi tomada de forma unânime pela diretoria colegiada, conforme noticiou a Agência iNFRA, e inclui uma última prorrogação da autorização especial por até oito meses, a fim de evitar interrupções na produção enquanto a empresa ajusta suas operações.
Pelo cronograma estabelecido, a Petrobras deverá apresentar à ANP, em até três meses, um plano completo de adequação da UTGCA. Após a entrega, a área técnica da reguladora terá o mesmo período para análise, e a diretoria contará com mais dois meses para deliberar sobre os encaminhamentos finais. As superintendências envolvidas também precisarão definir, em até seis meses, o prazo considerado razoável para a conclusão das obras.
A medida representa custos adicionais à Petrobras, segundo os próprios diretores da ANP, que destacaram que a estatal vinha adiando investimentos necessários. O voto relatado por Daniel Maia foi moldado pela intervenção do diretor Pietro Mendes, que incluiu trechos reforçando a necessidade de a empresa responder aos pontos levantados pela Superintendência de Desenvolvimento da Produção (SDP).
Mendes frisou que, segundo o parecer técnico, “a Petrobras não logrou êxito em comprovar a impossibilidade técnico-econômica efetiva de adequação da UTGCA” e que, diante disso, a área técnica interpretou o cenário como uma “escolha empresarial pela postergação de investimentos”. Ele destacou ainda que a tecnologia disponível “permite a remoção mais eficiente das frações pesadas (C3+), o que eleva o teor de metano e otimiza a recuperação de componentes de valor, como o GLP”.
O diretor Fernando Moura classificou o parecer da SDP como o “posicionamento técnico mais contundente do processo”, principalmente por destacar que a UTGCA poderá receber, no futuro, gás natural de novos projetos como Bacalhau (Equinor), Orca (Shell) e Aram (Petrobras). Para ele, esse cenário reforça que a adequação estrutural da unidade faz sentido no longo prazo, garantindo padrões de qualidade para diferentes tipos de gás.
Moura afirmou ainda que cumprir as especificações mínimas é estrategicamente fundamental diante do potencial de diversificação da origem do gás escoado. A avaliação foi acompanhada pelo diretor-geral, Artur Watt, que lembrou da importância do aumento da produção nacional de GLP. Segundo ele, o país ainda depende de importações, e a eficiência da UTGCA pode contribuir para suprir a demanda crescente, impulsionada por programas sociais como o Gás do Povo.
A determinação da ANP marca uma inflexão na política de flexibilização adotada ao longo de anos para o gás do pré-sal, estabelecendo um novo padrão que deverá orientar a expansão da infraestrutura de processamento e garantir maior previsibilidade ao mercado de gás natural.

Recessão do golpe levou 1/5 da população a trocar o gás por carvão ou lenha

ANP exige que Petrobras padronize gás natural com 85% de metano

247 - A Petrobras anunciou que, a partir de 1º de novembro de 2025, os preços de venda da molécula de gás natural para as distribuidoras terão redução média de cerca de 1,7% em relação ao trimestre anterior. A atualização segue as regras dos contratos firmados entre a estatal e as distribuidoras, que preveem ajustes trimestrais conforme as variações do petróleo Brent e da taxa de câmbio.
De acordo com a estatal, o reajuste considera uma alta de 2,18% no preço do Brent e uma apreciação de 3,83% do real frente ao dólar — ou seja, o valor em reais necessário para adquirir um dólar diminuiu. Ainda assim, a companhia informou que, desde dezembro de 2022, o preço médio da molécula de gás natural vendido às distribuidoras já acumula queda de aproximadamente 33%.
A empresa explicou que a variação efetiva para cada distribuidora pode diferir, dependendo do tipo de contrato firmado e dos produtos adquiridos. O preço final ao consumidor, por sua vez, não é definido apenas pela Petrobras, pois também leva em conta o custo de transporte, o portfólio de suprimento de cada distribuidora, as margens de comercialização — e, no caso do GNV (Gás Natural Veicular), os preços praticados pelos postos —, além dos tributos federais e estaduais.
Segundo a estatal, as tarifas cobradas ao consumidor final são aprovadas pelas agências reguladoras estaduais, em conformidade com a legislação e as normas de regulação locais. A Petrobras destacou ainda que a atualização anunciada não se aplica ao GLP (gás de cozinha), comercializado em botijões ou a granel.

Petrobras anuncia redução média de 1,7% no preço do gás natural para distribuidoras

Agência Brasil - A Petrobras alcançou no 3º trimestre de 2025, a produção média de óleo, líquidos de gás natural (LGN) e gás natural de 3,14 milhões barris de óleo equivalente por dia (MMboed)). O volume é 7,6% acima do 2º trimestre deste ano e 16,9% acima do 3º trimestre de 2024.
“O aumento da produção se deve, em função, principalmente, do topo de produção (capacidade de projeto) da Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo e Gás (FPSO) Almirante Tamandaré, no campo de Búzios, e aumento da capacidade de produção do FPSO Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero”, informou a estatal.
Além disso, segundo a Petrobras, houve crescimento gradual de produção dos FPSOs Maria Quitéria, no campo de Jubarte; Anita Garibaldi e Anna Nery, nos campos de Marlim e Voador; e Alexandre de Gusmão, no campo de Mero.
Também contribuíram para o aumento de produção a redução de perdas por paradas e manutenções e a maior eficiência operacional nas Bacias de Campos e Santos. De acordo com a Petrobras, a “eficiência realizada nos primeiros 9 meses do ano, em relação a 2024, foi cerca de 3% maior, incluindo aumento em campos com produção bastante significativa, como Tupi e Búzios”.
“Neste trimestre, entraram em operação 11 novos poços produtores, sendo sete na Bacia de Campos e quatro na Bacia de Santos”, destacou a empresa.

Tudo sobre gas-natural