Year: 2021

TotalEnergies e Air Liquide estão unindo forças para descarbonizar a produção de hidrogênio na plataforma da TotalEnergies na Normandia, na França. Este projeto permitirá, a tempo, o fornecimento à TotalEnergies by Air Liquide de hidrogênio de baixo carbono, contando com a rede de hidrogênio da Air Liquide na Normandia e a implementação de uma solução de captura e armazenamento de CO2 em grande escala (CCS). Em linha com o objetivo de ambas as empresas de chegar ao zero líquido até 2050, este ambicioso projeto faz parte de uma abordagem de desenvolvimento sustentável que ajudará a desenvolver um ecossistema de hidrogênio de baixo carbono no Eixo Sena / Normandia, progressivamente apoiado por tecnologias como CCS e eletrólise.

Redução das emissões de carbono

Sob um acordo de contrato de longo prazo, a Air Liquide assumirá e operará a unidade de produção de hidrogênio de 255 toneladas por dia na plataforma TotalEnergies na Normandia. Conectar a unidade à rede de hidrogênio da Air Liquide permitirá otimizar seu desempenho e, em última análise, desenvolver a primeira rede de hidrogênio de baixo carbono do mundo. A rede já inclui uma instalação de produção de hidrogênio em Port-Jérôme TM equipada com a solução de captura de carbono Cryocap ™️ da Air Liquide desde 2015. A Air Liquide está considerando adicionar uma unidade em grande escala para produzir hidrogênio renovável por eletrólise. Além disso, as empresas iniciarão estudos de desenvolvimento para implantar um projeto de captura e armazenamento de carbono (CCS) para descarbonização do hidrogênio produzido nesta unidade da plataforma da Normandia. A Air Liquide instalaria seu processo Cryocap M para capturar CO2, enquanto a TotalEnergies cuidaria do transporte e armazenamento do CO2 capturado, principalmente por meio dos projetos de CCS da Northern Lights (Noruega) e Aramis (Holanda) em desenvolvimento no Mar do Norte.

No longo prazo, a implementação desses projetos reduziria as emissões de carbono da produção de hidrogênio da unidade em aproximadamente 650.000 toneladas de CO2 por ano até 2030. Descarbonização da Bacia Industrial da Normandia Esta cooperação entre a Air Liquide e a TotalEnergies está alinhada com sua ambição comum de ajudar a descarbonizar as operações industriais no “Machado Sena / Normandia”. Juntamente com outras empresas industriais, os parceiros assinaram um Memorando de Entendimento anunciado em julho de 2021, para desenvolver infraestruturas de captura e armazenamento de carbono na Normandia com o objetivo de reduzir as emissões de CO2 em até 3 milhões de toneladas por ano até 2030.

Bernard Pinatel, Presidente, Refino e Química e Membro do Comitê Executivo da TotalEnergies, disse: “Este investimento planejado em nossa plataforma da Normandia aumentará sua competitividade industrial e garantirá seu futuro de longo prazo. Estamos muito satisfeitos com a parceria com a Air Liquide em baixa -projetos de hidrogênio de carbono para que possamos trabalhar juntos na redução das emissões de carbono de nossas operações industriais. Estes projetos contribuem para o esforço coletivo lançado na zona industrial de Le Havre e no Sena do Machado. Isso está totalmente alinhado com a ambição da TotalEnergies de chegar à rede emissões zero até 2050. “

François Jackow, Vice-Presidente Executivo e Membro da Comissão Executiva do Grupo Air Liquide que supervisiona as atividades da Europe Industries, afirmou: “A indústria de descarbonização é um grande desafio. A vasta gama de soluções que desenvolvemos permite-nos apoiar os nossos clientes no seu caminho para a energia transição. Trabalhamos com a TotalEnergies há muitos anos e temos o prazer de fortalecer nossa parceria hoje com a implantação de soluções que irão dotar a bacia industrial da Normandia de uma rede de hidrogênio de baixo carbono nos próximos anos. Em linha com nosso objetivo de alcançar neutralidade de carbono até 2050, a Air Liquide está agindo agora para desenvolver a produção de hidrogênio renovável e com baixo teor de carbono e construir um futuro mais sustentável. ” De acordo com a legislação francesa, a proposta de transferência da unidade de produção de hidrogênio para a Air Liquide está sujeita ao processo de notificação e consulta aos representantes dos empregados da plataforma TotalEnergies Normandy e à aprovação das autoridades competentes.

François Jackow, Vice-Presidente Executivo e Membro da Comissão Executiva do Grupo Air Liquide que supervisiona as atividades da Europe Industries, afirmou: “A indústria de descarbonização é um grande desafio. A vasta gama de soluções que desenvolvemos permite-nos apoiar os nossos clientes no seu caminho para a energia transição. Trabalhamos com a TotalEnergies há muitos anos e temos o prazer de fortalecer nossa parceria hoje com a implantação de soluções que irão dotar a bacia industrial da Normandia de uma rede de hidrogênio de baixo carbono nos próximos anos. Em linha com nosso objetivo de alcançar neutralidade de carbono até 2050, a Air Liquide está agindo agora para desenvolver a produção de hidrogênio renovável e com baixo teor de carbono e construir um futuro mais sustentável. ” De acordo com a legislação francesa, a proposta de transferência da unidade de produção de hidrogênio para a Air Liquide está sujeita ao processo de notificação e consulta aos representantes dos empregados da plataforma TotalEnergies Normandy e à aprovação das autoridades competentes.

Source: TotalEnergies

A Aker Solutions recebeu um contrato de engenharia e design de front-end (FEED) da Aker BP para o desenvolvimento do campo NOA Fulla na plataforma continental norueguesa.

O contrato FEED submarino torna a empresa bem posicionada para futuros contratos caso o desenvolvimento do campo passe para a fase de execução em 2022. Pode representar um trabalho na faixa de um contrato muito grande1 para a Aker Solutions, sujeito à decisão final de investimento.

O escopo dos sistemas de produção submarinos (SPS) FEED é planejado para incluir 14 árvores submarinas verticais padronizadas, módulos de sistema de controle baseados no Vectus ™️ 6.0, quatro manifolds de seis slots, cabeças de poço e um grande número de sistemas de conexão e conexão. Também incluirá cerca de 60 quilômetros de umbilicais. O projeto SPS será executado por meio da Aliança Submarina entre Aker BP, Aker Solutions e Subsea 7, com base em metas e incentivos compartilhados, bem como uma estratégia para alavancar tecnologia e soluções digitais em novas maneiras de reduzir a pegada de carbono.

O prêmio segue a conclusão bem-sucedida do conceito de front-end e da fase de estudo, e o trabalho começa imediatamente com conclusão planejada no final do terceiro trimestre de 2022. O trabalho do FEED será liderado pelo escritório da Aker Solutions em Tranby, Noruega.

“Este prêmio continua nossa colaboração de longa data com a Aker BP. Através da Subsea Alliance, estamos desde cedo envolvidos no desenvolvimento de campo, otimizando soluções de design e contribuindo para uma decisão final de investimento positiva para as operadoras. Esperamos continuar nossa aliança com Aker BP e Subsea 7, com um forte foco contínuo em operações seguras e eficientes, ajudando a reduzir a pegada de carbono “, disse Maria Peralta, vice-presidente executiva e chefe de negócios submarinos da Aker Solutions.

Sobre o campo
A área NOAKA está localizada entre Oseberg e Alvheim, no Mar do Norte norueguês. A área contém várias descobertas de óleo e gás com recursos recuperáveis ​​brutos estimados em mais de 500 milhões de barris de óleo equivalente, com potencial de exploração e avaliação adicional. A Aker BP e a Equinor irão desenvolver e operar conjuntamente a NOAKA, com a LOTOS Exploration and Production Norge AS como parceira de licença. A Aker BP é operadora da NOA Fulla. Equinor de Krafla.

A ambição é desenvolver a área NOAKA com uma pegada de carbono mínima e as instalações serão alimentadas a partir da costa. As soluções digitais serão amplamente utilizadas para garantir alta eficiência e baixas emissões.

1Aker Solutions define um contrato muito grande entre NOK 2,0 bilhões e NOK 3,0 bilhões.

A Aker Solutions oferece soluções integradas, produtos e serviços para a indústria global de energia. Habilitamos a produção de petróleo e gás com baixo teor de carbono e desenvolvemos soluções renováveis ​​para atender às necessidades futuras de energia. Ao combinar soluções digitais inovadoras e execução previsível de projetos, aceleramos a transição para a produção de energia sustentável. A Aker Solutions emprega aproximadamente 15.000 pessoas em mais de 20 países.

Source: Aker Solutions

Skandi Botafogo, (AHTS 180 t BP) conquistou um contrato de 3 anos com a Petrobras para operar como AHTS com início no 4º trimestre de 2021 e 500 dias opcionais a serem acordados mutuamente.

Skandi Amazonas, (AHTS 21.000) foi premiado com uma extensão de 1 ano em um contrato com a Petrobras até setembro de 2022.

Mons S. Aase, CEO da DOF ASA, disse: “Estou muito satisfeito em anunciar essas concessões de contratos que mais uma vez confirmam a forte posição do Grupo DOF no Brasil. Com os contratos acima, a entrada total de pedidos no Brasil representa um valor de aproximadamente NOK 2 , 15 bilhões até agora no 3º trimestre.

Source: DOF 

A Penspen registrou um ano de muito sucesso até o momento no Oriente Médio e na África, com uma previsão de forte desempenho para o resto do ano.

A linha de serviços de Consultoria de Gerenciamento de Projetos (PMC) da empresa garantiu mais de $ 50 milhões de cinco novos contratos de longo prazo da ADNOC, ADNOC Onshore, ADNOC Offshore e ADOC durante 2021. Os projetos de Consultoria de Projetos de Engenharia (EPC) sendo executados sob a PMC da Penspen a supervisão apoiará a realização dos objetivos da estratégia integrada para 2030 da ADNOC.

A linha de serviço de Integridade de Ativos (AI) da Penpen garantiu mais de US $ 10 milhões em quatro novos contratos de longo prazo da BP ROO, ADNOC Offshore, ADNOC Gas Processing e Dubai Petroleum. Os contratos cobrem uma gama de serviços de integridade de ativos, incluindo gerenciamento de integridade de dutos, consultoria em corrosão, avaliação de inspeção baseada em risco e avaliação de proteção catódica.

Além disso, a linha de serviços de Engenharia da Penspen trouxe mais de US $ 10 milhões de 17 novos contratos de médio prazo da Robt Stone, Galfar Emirates, Target Engineering Construction Company, Archirodon, Arabian Industries, Probus Engineering Construction e Petrozim Line PVT Ltd. Os contratos cobrem uma gama de serviços de suporte, como Estudo, FEED e projeto detalhado para o desenvolvimento de ativos de energia no Oriente Médio e na África.

“Estamos muito satisfeitos com nosso desempenho no Oriente Médio e na África até agora neste ano, especialmente à luz das condições desafiadoras do mercado global causadas pela pandemia. Esses contratos de longo e médio prazo estabelecem uma plataforma sólida para crescimento adicional ao longo deste ano e além ”, disse Neale Carter, vice-presidente executivo para as regiões do Oriente Médio, África e Ásia-Pacífico da Penspen.

“Agradecemos a confiança depositada em nós por nossos valiosos clientes. A confiança que depositamos em nós para oferecer nossos serviços líderes em Consultoria de Gerenciamento de Projetos, Integridade de Ativos e Consultoria de Engenharia é o motivador por trás de nossa expansão regional contínua. Dobramos nossa força de trabalho regional nos últimos quatro anos para mais de 560 funcionários e, para apoiar nossas novas concessões de contratos, esperamos ver nossos números crescerem para mais de 600 funcionários até o final de 2021 ”.

Source: Penspen

Ncondezi Energy Limited (“Ncondezi” ou a “Empresa”) tem o prazer de anunciar que o contrato da usina de Engenharia, Aquisição e Construção (“EPC”) para o sistema integrado O projeto de energia a carvão Ncondezi 300MW e a mina de carvão em Tete, Moçambique (o “Projeto”) foram assinados com a China Machinery Engineering Corporation (“CMEC”) em uma cerimônia virtual de assinatura.

O contrato de EPC confirma a CMEC como o contratante principal para fornecer design, engenharia, fabricação, aquisição, construção, ereção, instalação e comissionamento do Ncondezi 2x150MW movido a carvão estação de energia em regime turnkey EPC. O contrato EPC é válido por 3 anos e sujeito às condições padrão sendo atendido antes do início da construção, incluindo a realização do Fechamento Financeiro do Projeto.

O CEO da Ncondezi, Hanno Pengilly disse: “Estamos muito satisfeitos em assinar o EPC da usina contrato, o principal contrato de construção do Projeto. Isso representa um evento de redução de risco e demonstra o compromisso do nosso parceiro estratégico CMEC no futuro.

Junto com nossos parceiros, estamos agora focados em entregar os marcos restantes e esperamos
fornecendo mais atualizações no devido tempo. ” O Presidente do CMEC, Sr. Fang Yanshui disse: “Seguindo o recente progresso positivo com todas as partes, o CMEC é satisfeito por ter assinado o contrato EPC da usina conforme comprometido neste trimestre. Este é um marco importante
para o Projeto e a CMEC está comprometida em trabalhar com a Ncondezi para entregar o Projeto em um futuro próximo. ”

Source: Ncondezi Energy

A ExxonMobil disse hoje que fez uma descoberta em Pinktail, no Bloco Stabroek, na costa da Guiana. O poço Pinktail encontrou 67 metros de espessura líquida em reservatórios de arenito contendo hidrocarbonetos de alta qualidade. Além da avaliação bem-sucedida da descoberta do Turbot, o poço Turbot-2 encontrou 43 pés (13 metros) de espessura líquida em um reservatório de arenito contendo hidrocarbonetos de alta qualidade recém-identificado, separado dos 75 pés (23 metros) de óleo de alta qualidade carregando reservatório de arenito encontrado no poço de descoberta Turbot-1 original. Isso segue o pagamento adicional em reservatórios mais profundos encontrados na descoberta de Whiptail anunciada anteriormente. Esses resultados serão incorporados em desenvolvimentos futuros.
ExxonMobil anuncia descoberta em Pinktail, offshore da Guiana
compartilhar Imprimir Topo
A descoberta adicionará à estimativa anterior de recursos recuperáveis ​​de aproximadamente 9 bilhões de barris de óleo equivalente
Extensas extensões de jogo de teste de programa de poços e novos conceitos
Liza Unity partiu de Cingapura, início da produção previsto para início de 2022
“Essas descobertas são parte de um extenso programa de poços no Bloco Stabroek, utilizando seis navios-sonda para testar extensões de jogo e novos conceitos, avaliar as descobertas existentes e completar poços de desenvolvimento para os projetos Liza Fase 2 e Payara”, disse Mike Cousins, vice-presidente sênior da exploração e novos empreendimentos na ExxonMobil. “Nossos sucessos de exploração continuam a aumentar o recurso descoberto e irão gerar valor tanto para o povo da Guiana quanto para nossos acionistas”.

Separadamente, o navio de produção flutuante, armazenamento e descarregamento de produção Liza Unity (FPSO) zarpou de Cingapura para a Guiana no início de setembro. O FPSO será utilizado para o desenvolvimento da Fase 2 do Liza e deverá iniciar a produção no início de 2022, com capacidade para produzir aproximadamente 220.000 barris de petróleo por dia. A ExxonMobil prevê pelo menos seis projetos online até 2027 e vê potencial para até 10 projetos para desenvolver sua atual base de recursos recuperáveis ​​descoberta. O navio Liza Destiny FPSO está produzindo atualmente cerca de 120.000 barris de petróleo por dia.

A descoberta Pinktail está localizada a aproximadamente 21,7 milhas (35 quilômetros) a sudeste do projeto Liza Fase 1, que começou a produção em dezembro de 2019, e 3,7 milhas (6 quilômetros) a sudeste de Yellowtail-1. Pinktail foi perfurado em 5.938 pés (1.810 metros) de água pelo Noble Sam Croft. A descoberta do Turbot-2 está localizada a aproximadamente 37 milhas (60 quilômetros) a sudeste do projeto de fase um de Liza e a 2,5 milhas (4 quilômetros) da descoberta do Turbot-1 anunciada em outubro de 2017. O Turbot-2 foi perfurado a 5.790 pés (1.765 metros) de água pelo Noble Sam Croft.

O Bloco Stabroek tem 6,6 milhões de acres (26.800 quilômetros quadrados). A Esso Exploration and Production Guyana Limited, afiliada da ExxonMobil, é a operadora e detém 45 por cento de participação no Bloco Stabroek. A Hess Guyana Exploration Ltd. detém uma participação de 30 por cento e a CNOOC Petroleum Guyana Limited detém uma participação de 25 por cento.

A ExxonMobil, uma das maiores empresas internacionais de energia de capital aberto, usa tecnologia e inovação para ajudar a atender às crescentes necessidades de energia do mundo. A ExxonMobil detém um estoque de recursos líder do setor, é uma das maiores refinarias e comerciantes de produtos de petróleo e sua empresa química é uma das maiores do mundo. Para saber mais, visite exxonmobil.com e o fator de energia.

Declaração de advertência: as declarações de eventos ou condições futuras neste comunicado são declarações prospectivas. Os resultados futuros reais, incluindo planos de projeto, cronogramas, capacidades, taxas de produção e recuperações de recursos podem diferir materialmente devido a: mudanças nas condições de mercado que afetam a indústria de petróleo e gás ou os níveis de preços de petróleo e gás de longo prazo; desenvolvimentos políticos ou regulatórios, incluindo a obtenção de autorizações regulatórias necessárias; restrições no comércio, viagens ou outras respostas do governo a surtos atuais ou futuros de COVID-19; desempenho do reservatório; o resultado de futuros esforços de exploração; conclusão oportuna de projetos de desenvolvimento e construção; fatores técnicos ou operacionais; o resultado das negociações comerciais; avanços ou desafios tecnológicos inesperados; e outros fatores citados na legenda “Fatores que afetam os resultados futuros” na página de investidores de nosso website em exxonmobil.com e no Item 1A. Fatores de risco em nosso relatório anual no Formulário 10-K e relatórios trimestrais no Formulário 10-Q. As referências a “recursos recuperáveis”, “barris de óleo equivalente” e outras quantificações de óleo e gás incluem quantidades estimadas que ainda não foram classificadas como reservas provadas de acordo com as definições da SEC, mas que deverão ser recuperadas em última instância. O termo “projeto” pode se referir a uma variedade de atividades diferentes e não tem necessariamente o mesmo significado que em qualquer governo relatórios de transparência de pagamento.

Source: ExxonMobil

Aquaterra Energy, líder em soluções globais de engenharia de energia offshore, garantiu um contrato mestre multimilionário de serviços de engenharia e design com uma supermajor para fornecer várias plataformas Sea Swift em um período de três anos. As plataformas terão como destino o litoral da Província de Cabinda, offshore de Angola.

Vencida por meio de um processo de licitação competitivo, a Aquaterra Energy se destacou pela ampla experiência em entrega de plataformas na África Ocidental, experiência anterior com o mesmo cliente e dedicação ao fornecimento de conteúdo local. Os trabalhos já começaram na primeira plataforma, que será projetada para uma vida útil de 20 anos em aproximadamente 75m de água. A solução Sea Swift da Aquaterra Energy foi escolhida por seu design flexível, que suporta tempos de instalação minimizados, e por sua capacidade de ser fabricado no país.

Para apoiar as iniciativas de descarbonização, a plataforma inicial será equipada com painéis solares, o que permitirá à supermaior alimentar a plataforma exclusivamente a partir de energias renováveis. A Aquaterra Energy gerenciará todo o escopo do projeto por meio de suas equipes internas de engenharia e design e trabalhará junto com o parceiro local para garantir que um nível crescente de engenharia local seja fornecido aos projetos e para permitir que a Aquaterra Energy desenvolva a base de habilidades residentes engenheiros.

“Estamos extremamente orgulhosos de termos ganho este contrato. Durante toda a pandemia, provamos ser um parceiro confiável que pode entregar resultados e agregar valor econômico em condições adversas. ”, Comenta Stewart Maxwell, Diretor Técnico da Aquaterra Energy.

Stewart continua: “É empolgante ser capaz de fornecer uma plataforma desta escala que será totalmente autossuficiente e alimentada por fontes renováveis. Também buscaremos otimizar o projeto para usar menos aço e maximizar a logística no país, pois fazemos tudo o que podemos para abraçar nosso setor de energia em transição e reduzir os impactos das emissões de carbono. A África Ocidental é uma região importante para nós e queremos continuar a aumentar nosso trabalho aqui, bem como compartilhar nossas habilidades e conhecimentos com engenheiros e parceiros locais. ”

Source:Aquaterra Energy

A Malásia deve contribuir com cerca de 12% ou 3,1 bilhões de pés cúbicos (bcf) da produção global de gás natural em 2025 dos principais projetos offshore planejados e anunciados que devem iniciar operações entre 2021 e 2025, de acordo com pesquisa da GlobalData.

A Malásia deve contribuir com cerca de 12% ou 3,1 bilhões de pés cúbicos (bcf) da produção global de gás natural em 2025 dos principais projetos offshore planejados e anunciados que devem iniciar operações entre 2021 e 2025, de acordo com pesquisa da GlobalData.

Espera-se que um total de 19 projetos de gás natural comecem a operar na Malásia durante 2021-2025. Destes, Kasawari, Jerun e B14 são alguns dos principais projetos que deverão contribuir coletivamente com cerca de 50% da produção de gás natural do país em 2025, disse a GlobalData em seu último relatório.

A GlobalData espera 2 bcf de produção de gás natural na Malásia em 2025 de projetos planejados com planos de desenvolvimento identificados, enquanto 1 bcf é esperado de projetos anunciados em estágio inicial que estão passando por estudos conceituais e devem obter aprovação para desenvolvimento.

A GlobalData identifica o Irã como o segundo maior país globalmente, com 2,70 bcf de produção de gás natural em 2025 ou cerca de 11% da produção total de gás natural no ano. O Catar segue com uma produção de gás natural de 2,67 bcf de projetos offshore planejados e anunciados em 2025.

Entre as empresas, Qatar Petroleum, National Iranian Oil Co e Royal Dutch Shell Plc lideram globalmente com a maior produção de gás natural offshore de 2,6 bcf, 2,4 bcf e 1,2 bcf respectivamente, em 2025 de projetos planejados e anunciados.

Source: Energyvoice

TechnipFMC e seu parceiro de joint venture (JV) DOF Subsea receberam contratos significativos de afretamento e serviços de longo prazo pela Petrobras para os navios de apoio ao duto Skandi Vitória e Skandi Niterói.

As embarcações brasileiras e de bandeira são de propriedade da DOFCON Navegação Ltda, uma JV 50/50 entre TechnipFMC e DOF Subsea. Cada contrato é de três anos, com opção de prorrogação.

O início das operações está previsto para fevereiro de 2022. O Skandi Niterói operará principalmente em águas rasas, enquanto o Skandi Vitória atuará em águas rasas e profundas. Ambas as embarcações realizarão trabalhos de descomissionamento e instalação submarina.

Jonathan Landes, Presidente Submarino da TechnipFMC, comentou: “Nossas embarcações servem como um componente importante do forte ecossistema de dutos flexíveis que temos no Brasil. Estamos orgulhosos de estender nosso relacionamento de várias décadas com a Petrobras por meio desses contratos de longo prazo, que são construídos em estreita colaboração e na confiança de nosso cliente em nossa capacidade de entregar qualidade com segurança e eficiência. ”

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

Nota: esta ordem de entrada está incluída nos resultados financeiros do terceiro trimestre da Empresa.

Informações importantes para investidores e detentores de títulos

Declaração Prospectiva

Este comunicado contém “declarações prospectivas” conforme definido na Seção 27A do United States Securities Act de 1933, conforme emendado, e na Seção 21E do United States Securities Exchange Act de 1934, conforme emendado. As palavras “acredita”, “estimado” e outras expressões semelhantes têm como objetivo identificar declarações prospectivas, que geralmente não são de natureza histórica. Essas declarações prospectivas envolvem riscos, incertezas e suposições significativas que podem fazer com que os resultados reais sejam materialmente diferentes de nossa experiência histórica e de nossas expectativas ou projeções atuais. Para obter informações sobre fatores materiais conhecidos que podem fazer com que os resultados reais sejam diferentes dos resultados projetados, consulte nossos fatores de risco apresentados em nossos arquivos junto à Comissão de Valores Mobiliários dos Estados Unidos, que incluem nossos Relatórios Anuais no Formulário 10-K, Relatórios Trimestrais sobre Formulário 10-Q e relatórios atuais no Formulário 8-K. Alertamos você para não depositar confiança indevida em quaisquer declarações prospectivas, que valem apenas na data deste documento. Não assumimos nenhuma obrigação de atualizar ou revisar publicamente qualquer uma de nossas declarações prospectivas após a data em que foram feitas, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou de outra forma, exceto na medida exigida por lei.

Sobre TechnipFMC

TechnipFMC é um provedor líder de tecnologia para as indústrias de energia tradicional e nova, entregando projetos, produtos e serviços totalmente integrados.

Com nossas tecnologias proprietárias e soluções abrangentes, estamos transformando a economia do projeto de nossos clientes, ajudando-os a desbloquear novas possibilidades de desenvolver recursos energéticos, reduzindo a intensidade do carbono e apoiando suas ambições de transição energética.

Organizados em dois segmentos de negócios – tecnologias submarinas e de superfície – continuaremos avançando na indústria com nossos ecossistemas integrados pioneiros (como iEPCI, iFEED e iComplete), liderança em tecnologia e inovação digital.

Cada um de nossos aproximadamente 20.000 funcionários é impulsionado por um compromisso com o sucesso de nossos clientes e uma cultura de forte execução, inovação proposital e convenções desafiadoras do setor.

Source: TechnipFMC