Month: July 2021

A Aker Solutions recebeu um contrato importante da Chevron Australia Pty Ltd para fornecer um sistema de compressão de gás submarino para o campo Jansz-Io, na costa oeste da Austrália.

A empresa registrou cerca de NOK 7 bilhões como entrada de pedidos no segundo trimestre de 2021 relacionados a este contrato.

“Globalmente, este é o segundo sistema de compressão de gás submarino fornecido pela Aker Solutions e demonstra nosso espírito pioneiro em criar valor para nossos clientes. Nossa tecnologia líder mundial melhora a capacidade de recuperação em campo, oferecendo eficiência de emissão de carbono em comparação com as alternativas tradicionais de compressão”, disse Kjetel Digre. , CEO da Aker Solutions.

O escopo cobre a engenharia, aquisição e construção (EPC) do sistema totalmente elétrico de compressão de gás submarino. Também inclui a responsabilidade da interface e assistência durante a instalação e comissionamento. O sistema de compressão de gás submarino incluirá uma estação de compressão completa com três módulos de compressor e dois módulos de bomba submarina, sistemas de controle totalmente elétricos e atuadores, estruturas incluindo esteiras de lama, sistema de distribuição de energia elétrica de alta tensão, vários módulos sobressalentes e equipamentos e vários associados ferramentas.

“Estamos extremamente satisfeitos por termos sido escolhidos para este importante contrato. Este prêmio representa um grande salto para nossa tecnologia de compressão de gás submarina líder mundial. A Aker Solutions está presente na Austrália Ocidental há mais de 20 anos. Estamos ansiosos para trabalhar em colaboração com parceiros como a MAN Energy Solutions neste importante desenvolvimento. Este prêmio confirma nossa posição de liderança em tecnologia submarina e integração de sistemas em todo o mundo “, disse Digre.

A premiação segue a conclusão do front-end engineering and design (FEED) concedido em 2019. A obra começa imediatamente com entrega prevista para 2025. O projeto será gerenciado a partir da sede da Aker Solutions em Fornebu, Noruega. A interface do cliente e o planejamento operacional serão feitos em Perth, Austrália.
O campo de gás Jansz-Io foi descoberto pela primeira vez em abril de 2000 e está localizado a cerca de 200 quilômetros da costa noroeste da Austrália Ocidental, em lâmina d’água de aproximadamente 1.400 metros. O campo Jansz-Io faz parte do projeto Gorgon operado pela Chevron, um dos maiores desenvolvimentos de gás natural do mundo.

Tecnologia de compressão de última geração
O primeiro sistema de compressão de gás submarino do mundo foi entregue pela Aker Solutions ao campo de Åsgard da Equinor na Noruega em 2015. A tecnologia foi desenvolvida ao longo de vários anos de forte experiência interna e em estreita colaboração com o cliente e fornecedores como MAN Energy Solutions e ABB. Desde então, a tecnologia foi levada mais longe, e o projeto de compressão Jansz-Io (J-IC) terá quase três vezes mais potência de compressão do que o sistema Åsgard em uma dimensão física comparável e pesos mais baixos.

“Nossa tecnologia de compressão de gás submarina líder mundial demonstrou uma regularidade de sistema impressionante de quase 100 por cento, durante seus seis anos de operação em Åsgard. Esta tecnologia foi uma virada de jogo para a indústria, melhorando significativamente as taxas de recuperação, reduzindo custos e aumentando a segurança, com uma pegada ambiental muito menor do que a alternativa tradicional. Melhoramos ainda mais a tecnologia e estamos muito animados para entregar o sistema de compressão de gás submarino de próxima geração à Chevron. Melhorias contínuas terão como foco aumentar a eficiência, otimizar a execução e maximizar potencial “, disse Maria Peralta, vice-presidente executiva e chefe de negócios submarinos da Aker Solutions.

Source: www.akersolutions.com

Eni announces that it has signed an agreement with Egyptian Electricity Holding Company (EEHC) and Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) to assess the technical and commercial feasibility of projects for the production of hydrogen in the country.

As partes realizarão um estudo de projetos conjuntos para produzir hidrogênio verde, utilizando eletricidade gerada a partir de fontes renováveis, e hidrogênio azul, por meio do armazenamento de CO2 em campos de gás natural esgotados.

O estudo também analisará o consumo potencial de hidrogênio no mercado local e as oportunidades de exportação. Além disso, possíveis esquemas de desenvolvimento e negócios serão avaliados para implementar os projetos selecionados.

O acordo de hoje faz parte do caminho que a Eni empreendeu para atingir a meta de eliminação das emissões líquidas dos Escopos 1, 2 e 3 (Emissões líquidas do ciclo de vida do GEE) e do cancelamento da intensidade relativa das emissões (Intensidade Líquida do Carbono) até 2050, referente ao total ciclo de vida dos produtos energéticos vendidos. Ele vem no âmbito da estratégia do Egito para a transição energética, diversificando a matriz energética e desenvolvendo projetos de hidrogênio em cooperação com grandes empresas internacionais.

A Eni está presente no Egito desde 1954 e opera através da subsidiária IEOC Production.

Source: www.eni.com

A TechnipFMC recebeu um contrato integrado significativo de Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (iEPCI) para o empreendimento Jubilee South East, localizado na costa de Gana. Será o primeiro projeto iEPCI da empresa com a Tullow Ghana Ltd.

Jubilee South East é uma extensão do campo Jubilee. O contrato baseia-se no relacionamento estabelecido da TechnipFMC com a Tullow e cobre o fornecimento e instalação offshore de todos os principais equipamentos submarinos, incluindo manifolds e controles associados, risers flexíveis e linhas de fluxo, umbilicais e estruturas submarinas.

Na fase de pré-licitação, a TechnipFMC utilizou suas soluções digitais Subsea Studio ™️ para ajudar a otimizar o layout do campo. Subsea Studio é o portfólio da empresa de ferramentas de design e monitoramento que ajudam os clientes a melhorar a economia, melhorar o desempenho e reduzir as emissões ao longo da vida de um projeto.

Jonathan Landes, Presidente Submarino da TechnipFMC, comentou: “Estamos orgulhosos de continuar apoiando a Tullow Gana no desenvolvimento do campo Jubileu. Esta é a primeira vez que a Tullow usa nosso modelo iEPCI, que nos permite colaborar ainda mais de perto e simplificar a entrega do projeto.

“Continuaremos a usar nossa solução digital Subsea Studio ™️ para otimizar o desenvolvimento, execução e operação do Jubilee South East.

“Também vemos nosso trabalho neste projeto como uma oportunidade para desenvolver ainda mais nosso conteúdo local em Gana, com a fabricação de uma série de estruturas submarinas, incluindo manifolds de produção e injeção de água, realizadas no país.”

Para a TechnipFMC, um contrato “significativo” está entre US $ 75 milhões e US $ 250 milhões.

Source: www.technipfmc.com

Os contratos combinados incluem 370 quilômetros de dutos flexíveis para os campos do pré-sal e pós-sal de Marlim 2, Itapu, Sapinhoa, Tupi e Búzios 5
Volume de tubos flexíveis concedido pela Petrobras à Baker Hughes no primeiro semestre de 2021 maior do que o volume total de tubos flexíveis concedido pela Petrobras à Baker Hughes em 2019 e 2020 combinados
Os contratos se baseiam na recente vitória da Baker Hughes com a Petrobras para as tecnologias Subsea Connect na região.

HOUSTON & RIO DE JANEIRO (BUSINESS WIRE) A Baker Hughes anunciou hoje que conquistou dois contratos de tubos flexíveis pela Petrobras no segundo trimestre de 2021. O primeiro contrato cobre até 96 quilômetros de tubos flexíveis para os campos de Sapinhoá e Tupi e o o segundo contrato cobre até 226 quilômetros de dutos flexíveis para os campos de Marlim 2 e Itapu.

Incluindo dois contratos de dutos flexíveis que a Petrobras concedeu à Baker Hughes para o campo de Búzios no primeiro trimestre deste ano, a Petrobras contratou a Baker Hughes durante o primeiro semestre de 2021 para fornecer até 370 quilômetros de dutos flexíveis para seus projetos submarinos. Isso é maior do que o volume de tubos flexíveis concedido pela Petrobras à Baker Hughes em 2019 e 2020 juntos.

Os tubos flexíveis da Baker Hughes serão usados ​​para uma combinação de linhas de produção, linhas de fluxo de injeção de gás, linhas de injeção de água e linhas de serviços para desenvolvimentos submarinos do pré e pós-sal no Brasil. As soluções de tubos flexíveis da empresa são projetadas para garantir conexões confiáveis ​​e fluxo ideal sob altas pressões e em temperaturas extremas e condições corrosivas.

“Nosso extenso histórico de implantação em toda a região, juntamente com nossa profunda experiência em projeto, fabricação e instalação de tubos, nos permite fornecer à Petrobras tecnologia de tubos flexíveis para aumentar o desempenho, a confiabilidade e a economia de seus desenvolvimentos de campo submarino mais desafiadores, ”Disse Domenico Di Giambattista, vice-presidente de sistemas de tubos flexíveis para Equipamentos para Campos Petrolíferos da Baker Hughes.

O anúncio de hoje segue a concessão do contrato da Baker Hughes com a Petrobras para equipamentos submarinos de campos petrolíferos para apoiar a revitalização dos campos de Marlim e Voador na Bacia de Campos offshore do Brasil. O contrato inclui várias tecnologias-chave interconectadas da família Subsea Connect da Baker Hughes de produtos Aptara, incluindo produção submarina e sistemas de manifold de injeção. A Petrobras também concedeu recentemente à empresa um contrato de cabeça de poço para Mero 4, o maior campo do pré-sal no Brasil.

“Essas conquistas consecutivas de contratos refletem nossas fortes capacidades e o relacionamento que desenvolvemos com a Petrobras como um parceiro de confiança”, disse Adyr Tourinho, vice-presidente do Brasil e Equipamentos para Campo Petrolífero para a América Latina da Baker Hughes. “Quer sejam cabeças de poço submarinas, linhas de fluxo ou manifolds, nosso histórico e experiência na região se traduzem em confiabilidade, adaptabilidade e eficiência para nossos clientes.”

Source: investors.bakerhughes.com

A petroleira ExxonMobil não conseguiu encontrar hidrocarbonetos comerciais em seu Jabillo-1, localizado no Bloco Canje, na costa da Guiana, e irá perfurar o próximo poço da campanha em agosto.

A ExxonMobil reiniciou a perfuração do poço Jabillo-1 no início de junho de 2021, usando o navio-sonda Stena Carron.

O Bloco Canje é atualmente operado por uma subsidiária da ExxonMobil, a Esso Exploration & Production Guyana com TotalEnergies, JHI e Mid-Atlantic Oil & Gas como parceiros. A Eco Atlantic também entrou recentemente no bloco por meio da aquisição de uma participação da JHI Associates.

A Eco Atlantic disse em uma atualização na segunda-feira que o poço Jabillo-1 atingiu a profundidade planejada e foi avaliado, mas não mostrou evidências de hidrocarbonetos comerciais. Jabillo-1 agora será conectado e abandonado.

O poço foi posicionado ao largo da costa da Guiana, a aproximadamente 265 km a nordeste de Georgetown, em 2.903 metros de lâmina d’água e foi perfurado a uma profundidade total de 6.475 metros.

A plataforma Stena DrillMax está operando atualmente no bloco Stabroek operado pela ExxonMobil na Guiana e deverá prosseguir para perfurar o poço Sapote-1, na parte leste do Bloco Canje. O poço Sapote-1 deve ser inaugurado em meados de agosto de 2021, com um tempo de perfuração estimado de até 60 dias.

O prospecto Sapote-1 está localizado na seção sudeste de Canje e é um alvo separado e distinto de Jabillo.

Sapote-1 fica aproximadamente 100 km a sudeste de Jabillo e aproximadamente 50 km ao norte da descoberta de Haimara no Bloco Stabroek, que encontrou ~ 207 pés (63 metros) de reservatório de arenito com condensado de gás de alta qualidade e aproximadamente 60 km a noroeste de Descoberta Maka Central do Suriname no Bloco 58, que encontrou aproximadamente 164 pés (50 metros) de reservatório de arenito com óleo de alta qualidade.

Gil Holzman, cofundador e CEO da Eco Atlantic, comentou: “Embora a atualização de hoje da JHI seja decepcionante, essa é a natureza da exploração de petróleo”.

Holzman acrescentou: “O próximo poço do programa, Sapote-1, está localizado adjacente às descobertas existentes e espera-se que seja perfurado em meados de agosto de 2021. Os alvos na região provaram conter algumas centenas de milhões de barris de óleo e óleo equivalente e esperamos resultados em escala semelhantes neste futuro poço ”.

Em um anúncio separado na segunda-feira, Westmount disse que o poço Sapote-1 na Guiana é um prospecto independente de múltiplas camadas, que avaliará vários alvos do Cretáceo Superior, e é potencialmente o maior prospecto perfurado no bloco de Canje até hoje.

Westmount também confirmou que o Sapote-1 será lançado em meados de agosto, usando o navio-sonda Stena DrillMAX, com resultados previstos para meados de outubro.

Source: www.offshore-energy.biz

A Subsea 7 anunciou hoje a concessão de um contrato considerável pela OKEA à Subsea Integration Alliance para o projeto Hasselmus, sete quilômetros a noroeste da plataforma de Draugen, no sul do Mar da Noruega.

O escopo do trabalho do projeto cobre a engenharia, aquisição, construção e instalação (EPCI) dos sistemas de produção submarinos (SPS) e dutos submarinos (SURF) para um único poço submarino com ligação direta à plataforma de produção de Draugen. O escopo SURF compreende aproximadamente nove quilômetros de linha de fluxo pipe-in-pipe e estruturas associadas em profundidades de água de aproximadamente 250 metros.

O gerenciamento e a engenharia do projeto começarão imediatamente nos escritórios da Subsea 7 em Stavanger, Noruega. A fabricação dos dutos ocorrerá na base de spool da Subsea 7 em Vigra, Noruega e as operações offshore serão executadas em 2022 e 2023.

Monica Bjørkmann, VP Subsea 7 Norway disse: “Estamos muito satisfeitos com a adjudicação deste contrato pela OKEA. Ele reconhece o potencial de valor da oferta perfeitamente integrada e otimizada da Subsea Integration Alliance e estende nosso relacionamento com a OKEA, que começou com estudos conceituais. Estamos ansiosos para continuar a jornada no desenvolvimento do campo de Hasselmus com segurança, confiabilidade e qualidade na vanguarda em todo o processo. ”

Stuart Fitzgerald, CEO da Subsea Integration Alliance LLC disse: “Este prêmio para a Subsea Integration Alliance apóia nossa estratégia de engajamento inicial, entrega total do sistema submarino e nosso histórico com a OKEA. Trabalhar em parceria com a OKEA tem apoiado soluções otimizadas, tomada de decisão antecipada e tempo de entrega reduzido, melhorando a eficiência de custos em todo o ciclo de vida do campo. Esperamos continuar a apoiar este objetivo para o projeto Hasselmus ”.

Source: www.subsea7.com

TechnipFMC anunciou hoje que obteve um contrato submarino substancial (1) da Petrobras para os campos de 6 a 9 de Búzios. Localizados na bacia de Santos, no litoral brasileiro, esses campos fazem parte da área do pré-sal, com lâmina d’água de 2.000 metros.

TechnipFMC fornecerá árvores submarinas com controles, unidades de distribuição elétrica e hidráulica, sistemas de superfície e serviços de instalação e intervenção de suporte com ferramentas de aluguel. A entrega está prevista para começar no primeiro trimestre de 2023.

Jonathan Landes, Presidente Submarino da TechnipFMC, comentou: “Os campos Búzios 6-9 são grandes desenvolvimentos no Brasil e estamos muito honrados em apoiar a Petrobras neste projeto submarino, que fortalece ainda mais nossa parceria de longo prazo. Este contrato demonstra a capacidade única da TechnipFMC de fornecer soluções abrangentes que atendam às necessidades dos clientes e alavancam nossa experiência no campo do pré-sal.

“A sustentabilidade estará no centro da entrega do nosso projeto. Todas as árvores submarinas serão fabricadas em nossas instalações no Brasil, que são totalmente alimentadas por fontes renováveis ​​de energia.

“Este contrato chega apenas algumas semanas depois de atingir nosso marco recente de fabricação e entrega de 700 árvores no país – mais uma prova de nosso compromisso de longo prazo no Brasil, onde o conteúdo local representa mais de 97 por cento de nossa força de trabalho.”

O histórico comprovado de projeto e entrega de tecnologia da TechnipFMC para a Petrobras ajudou a solidificar as metodologias de manufatura enxuta empregadas em seu Centro de Fabricação do Rio, melhorando a segurança e a qualidade, enquanto reduz desperdícios e custos.

(1) Para TechnipFMC, um contrato “substancial” está entre $ 250 milhões e $ 500 milhões.

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