Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras informó que ha iniciado el proceso de contratación de dos unidades de producción FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) para los reservorios compartidos de Atapu y Sépia, estando prevista la recepción de ofertas en julio de 2023 y el inicio de la producción en 2028. Tras la segunda ronda de licitaciones para los volúmenes excedentes de la transferencia onerosa, Petrobras, la operadora, tiene ahora una participación del 65,7% en el yacimiento compartido de Atapu, Shell del 16,7%, TotalEnergies del 15%, Petrogal del 1,7%, y el Gobierno brasileño, representado por Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA, del 0,9%. Para el yacimiento compartido de Sépia, la composición es Petrobras (55,3%) como operador, TotalEnergies (16,9%), Petronas Petróleo Brasil Ltda.

(12,7%), QatarEnergy (12,7%), Petrogal (2,4%). En ambos yacimientos Pré-Sal Petróleo S.A. - PPSA actúa como gestor del contrato de reparto. Las plataformas P-84 (Atapu) y P-85 (Sépia) tendrán cada una una capacidad de producción diaria de 225 mil barriles de petróleo y de procesamiento de 10 millones de metros cúbicos de gas.

El diseño de las plataformas, estandarizado entre las dos unidades, representa un paso en la evolución tecnológica para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, con énfasis en la introducción del concepto All Electric en proyectos de esta envergadura, que consiste en un concepto de ingeniería para la generación de energía más eficiente, aprovechando la reciente revisión de los límites de emisión previstos en la resolución 382/2006 del CONAMA. El proyecto permite reducir en un 30% la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero por barril equivalente de petróleo producido. La reducción se debe a las ventajas de la configuración totalmente eléctrica, a las optimizaciones en la planta de procesamiento para aumentar la eficiencia energética y a la incorporación de varias tecnologías: venteo rutinario cero (recuperación de los gases venteados de los tanques de carga y de la planta de procesamiento), captación de aguas profundas, uso de variadores de velocidad en bombas y compresores, cogeneración (unidad de recuperación de calor residual), quema rutinaria cero (recuperación de los gases de la antorcha - antorcha cerrada) y válvulas con requisitos de bajas emisiones fugitivas y captura, uso y almacenamiento geológico del CO2 del gas producido.