Year: 2021

Abuja – A Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) por meio do governo federal está buscando US $ 1 bilhão para continuar a trabalhar no gasoduto Ajaokuta-Kaduna-Kano (AKK), um projeto importante que custou cerca de US $ 2,8 bilhões, após credores chineses, que haviam prometido ofereceram a maior parte dos fundos, não conseguiram desembolsar o dinheiro tão rapidamente quanto o esperado, disseram três fontes a par do assunto à Reuters.

De acordo com o relatório, é o mais recente sinal de redução do apoio financeiro chinês para projetos de infraestrutura em toda a África, após anos de grandes empréstimos chineses para ferrovias, energia e outros projetos.

Um porta-voz da empresa estatal de petróleo Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), que está construindo o oleoduto de 614 quilômetros (384 milhas), disse que ainda está negociando com os credores chineses – Banco da China e Sinosure – para cobrir US $ 1,8 bilhão de o custo do projeto.

“Não há motivo para alarme”, disse o porta-voz, sem dizer se o NNPC estava recorrendo a outros credores.

Mas as três fontes disseram à Reuters que a empresa começou a se aproximar de outras pessoas, incluindo instituições de importação e exportação, para continuar a trabalhar no oleoduto que passaria pelo meio do país da África Ocidental até seu centro econômico no norte, Kano.

Os credores chineses foram inicialmente contratados para financiar a maior parte do custo estimado de US $ 2,5 bilhões a US $ 2,8 bilhões do projeto, que é fundamental para o plano do presidente Muhammadu Buhari de desenvolver recursos de gás e impulsionar o desenvolvimento no norte da Nigéria.

A NNPC, que estava financiando 15 por cento do projeto, disse no ano passado que usou seus próprios fundos para iniciar a construção. As fontes disseram que os credores chineses não concordariam em desembolsar o dinheiro que a NNPC esperava até o final do verão, o que a levou a recorrer a outros.

“Eles estão olhando para a Nigéria como um empréstimo e, no momento, sentem que estão muito expostos”, disse uma das fontes.

O Bank of China disse que não comentaria negócios específicos, mesmo que a Sinosure não tenha respondido a um pedido de comentário, afirmou a agência de notícias.
Os ministérios dos transportes, finanças e petróleo da Nigéria também não responderam aos pedidos de comentários.

Os empréstimos bancários chineses para projetos de infraestrutura africanos caíram em todo o continente, de US $ 11 bilhões em 2017 para US $ 3,3 bilhões em 2020, disse um relatório da Baker McKenzie em abril.

Com o continente enfrentando um déficit anual estimado de US $ 100 bilhões em investimentos em infraestrutura, a perda de financiamento chinês deixa uma grande lacuna a ser preenchida.

A Nigéria começou a construir o gasoduto AKK em junho de 2020, dizendo que ajudaria a gerar 3,6 gigawatts de energia e apoiar as indústrias de gás ao longo da rota.

O projeto deveria ser financiado sob um modelo de financiamento de dívida por capital, apoiado por garantia soberana e reembolsado por meio da tarifa de transmissão por gasoduto.

A NNPC concedeu trabalhos de engenharia e construção ao longo de três seções do oleoduto para Oando, OilServe, China First Highway Engineering Company, Brentex Petroleum Services e China Petroleum Pipeline Bureau.
O ministro dos Transportes, Chibuike Amaechi, disse este mês que a Nigéria estava negociando uma combinação de empréstimos de credores chineses e europeus para financiar projetos ferroviários, depois que reportagens da mídia disseram que inicialmente havia planejado depender principalmente de bancos chineses.

Source: allafrica.com

A média do segundo trimestre foi, no entanto, abaixo do preço do LNG do primeiro mês da JKM no período, conforme avaliado pela S&P Global Platts, de $ 10,04 / MMBtu.

O preço de referência da JKM atingiu um máximo histórico de $ 32,50 / MMBtu em meados de janeiro, impulsionado por uma combinação de demanda incremental de gás relacionada ao clima no nordeste da Ásia, capacidade limitada de armazenamento e interrupções regionais de liquefação.

Permaneceu em níveis relativamente altos durante o segundo trimestre e em 14 de julho foi avaliado em $ 13,34 / MMBtu.

Uma grande quantidade de fornecimento de GNL de longo prazo globalmente permanece contratado em uma base indexada ao petróleo, no entanto, o que significa que o aumento do preço à vista teria apenas um impacto limitado no portfólio de grandes participantes como a TotalEnergies.

A TotalEnergies disse anteriormente que o indicador de preço do GNL refletia o efeito combinado dos volumes de vendas e preços de contratos de longo prazo e vendas à vista.

É o sexto trimestre consecutivo que a TotalEnergies publica um preço médio de venda para seu GNL, com o major dizendo que introduziu o preço para permitir um “melhor entendimento” do desempenho da unidade de negócios integrada de gás da empresa.

Em 2020, as vendas de patrimônio líquido de GNL da TotalEnergies totalizaram 17,6 milhões de toneladas, um aumento de 8% em relação ao ano anterior. No geral, as vendas de GNL aumentaram 12% no ano em 2020 para 38,3 milhões de toneladas.

A TotalEnergies também publicou em 15 de julho seu preço médio global de venda de gás de US $ 4,43 / MMBtu para o segundo trimestre de 2021, que foi superior aos US $ 4,06 / MMBtu no primeiro trimestre de 2021.

Source: www.spglobal.com

Vários projetos de energia sustentável e limpa receberão um financiamento total de meio milhão de euros através do Fundo A2E. As iniciativas podem beneficiar mais de 30.000 pessoas.

A energia solar é um elemento comum nos sete projectos que a EDP, através do Fundo A2E (Acesso à Energia), vai apoiar em cinco países de África: Angola, Moçambique, Nigéria, Ruanda e Malawi. Desde sistemas de refrigeração de pescado e fruta nos mercados locais à electrificação de escolas e postos de saúde, ou ao fornecimento de tecnologias que possibilitem a dessalinização da água, todos os projectos assentam na mesma fonte de energia renovável: o sol.

As propostas seleccionadas nesta terceira edição do fundo – de um total de 115 candidaturas – contam agora com um financiamento global de meio milhão de euros, com o qual a EDP pretende promover o acesso a energias limpas em regiões remotas e carenciadas, ajudando assim a combater pobreza energética nesses territórios. Como nas edições anteriores, o Fundo A2E investe em iniciativas em cinco áreas prioritárias – educação, saúde, agricultura, empresas e comunidade – e valoriza critérios de avaliação como impacto social, parcerias, sustentabilidade, potencial de expansão e viabilidade financeira.

Moçambique e Nigéria são os países com mais projetos nesta edição, dois cada. No primeiro caso, os projetos a serem financiados são da Luwire Wildlife Conservancy, que prevê a criação de um sistema solar para abastecer os serviços básicos da população local e irrigação de campos agrícolas, e o Viva con Agua, de Sankt Pauli, que pretende para dar acesso à água potável por meio da tecnologia de dessalinização. No caso da Nigéria, ambas as propostas envolvem sistemas de refrigeração: Koolboks quer instalá-los em oito mercados para vendedores de peixe na área de Lagos e ColdHubs planeja criá-los para apoiar uma comunidade de mulheres agricultoras.

OffGridBox é o projeto que será financiado em Ruanda e visa fornecer energia e água potável a seis campos de refugiados. A ADDP Angola quer abandonar os geradores a diesel, substituindo-os por um sistema de energia renovável para abastecer escolas. Finalmente, o projeto DAAP Malawi tem como objetivo direto o abastecimento de uma escola profissional com eletricidade a partir de uma plataforma solar.

O Fundo A2E dá assim continuidade ao programa iniciado em 2018 que já contribuiu com um total de um milhão de euros para 13 projetos que ajudaram a melhorar a vida de 65 mil pessoas e, indiretamente, de cerca de um milhão. Cada um dos projectos desta nova edição recebeu entre 25 mil e 100 mil euros, estimando-se que o seu desenvolvimento possa ter um impacto positivo direto na vida de 16 mil pessoas e também beneficiar indiretamente mais de 15 mil pessoas nestes territórios.

Com esta iniciativa, a EDP reforça o seu compromisso com a sustentabilidade do planeta, as energias renováveis ​​e a necessidade de combater a pobreza e a escassez de energia elétrica que ainda afetam a vida de milhões de pessoas, especialmente em comunidades rurais remotas e pobres de países em desenvolvimento. Assim, apoiar estes projetos é um contributo decisivo para garantir um futuro mais sustentável, inclusivo e justo, em linha com a ambição da própria empresa de ser totalmente verde até 2030 e de reforçar o seu compromisso com a sociedade.

A missão de cada projeto
• Chama-se OffGridBox e tem como objetivo fornecer energia e água potável a seis campos de refugiados em Ruanda. O projeto envolve a instalação de uma ‘caixa’ em cada uma dessas comunidades que inclui kits de baterias solares, iluminação LED, um carregador de telefone e um recipiente para coletar água purificada. Através deste sistema, seus usuários poderão realizar tarefas básicas do dia-a-dia e também apoiar outras atividades produtivas. Estima-se que o projeto beneficiará pelo menos 12.000 pessoas.

• O acesso à água limpa e potável é uma das dificuldades que o projeto Viva con Agua, em Sankt Pauli, espera superar com uma tecnologia de dessalinização de água movida a energia solar. Concebido para beneficiar cerca de 350 famílias da região moçambicana de Catuane – e, em particular, a escola primária da comunidade – este sistema permitirá a 750 alunos receber água potável gratuita e outras 750 pessoas a adquiri-la a preços acessíveis.

• O foco principal da Luwire Wildlife Conservancy é melhorar a qualidade de vida, educação, agricultura e nutrição de uma comunidade na região de Niassa em Moçambique. O projeto visa criar uma infraestrutura básica de energia solar que atenda a escola, posto de saúde, sistema de irrigação agrícola e também permita melhor iluminação e facilite o carregamento de equipamentos, desde simples telefones celulares até sistemas de purificação de água ou preservação de medicamentos e vacinas. Pelo menos 380 pessoas serão impactadas diretamente por essa iniciativa.

Os vendedores nos mercados da região de Lagos, Nigéria, perdem cerca de 30% do pescado devido à falta de condições adequadas para conservar os produtos frescos. Este é o desafio que o projeto Koolboks pretende superar com a criação de um sistema de refrigeração que auxilie a atividade dessas mulheres: no total, 150 refrigeradores solares Koolhome estão previstos para serem instalados em oito mercados, impactando cerca de 120 vendedoras. Além do peixe, outros produtos perecíveis, como carne ou vegetais, podem ser mantidos em segurança com este sistema.

• Um dos objetivos do ColdHubsproject na Nigéria é evitar o desperdício de alimentos porque não há sistemas de refrigeração. Com esse sistema, as mulheres que comercializam produtos in natura (como frutas ou verduras) poderão prolongar a vida útil desses alimentos de dois para 21 dias, garantindo assim produtos mais seguros e melhoria nas condições e resultados do próprio negócio. Os sistemas de refrigeração a serem criados são movidos a energia solar e impactam diretamente a atividade de 300 agricultores e pequenos comerciantes.

• O projecto da ADDP Angola tem como missão substituir os geradores a gasóleo, altamente poluentes e de custos muito elevados, por um sistema de energias renováveis ​​para abastecer duas escolas em comunidades das províncias do Bié e do Cubango. Com a instalação de sistemas solares nestas áreas rurais, cerca de 420 crianças terão acesso a melhores (e mais longas) condições de ensino. Sessões de treinamento sobre como manter e gerenciar esses sistemas de energia também estão planejadas.

• O projeto DAAP Malawi pretende criar um sistema de energia solar para abastecer uma escola de formação profissional com cerca de 500 alunos. Isso resultará no aumento da carga horária escolar (mesmo quando não há mais luz natural) e na facilitação do acesso à internet, o que é um fator adicional de motivação para os alunos. Além disso, a escola também oferecerá treinamento na área de energia e eletrificação. Os beneficiários diretos deste projeto são cerca de mil, mas indiretamente pode impactar 10.000 pessoas na região de Mikolongwe.

Source: www.edp.com

LAGOS – A Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC), afirmou que o projeto do Gasoduto NNPC-AKK aumentaria o desenvolvimento econômico do país.

Mêlée Kyari, sua Diretora-Gerente, deu a garantia no fim de semana quando o Governo do Estado de Kano e a Nigeria National Petroleum Corporation (NNPC) assinaram um Memorando de Entendimento sobre a Utilização de Gás referente ao projeto do Gasoduto Ajaokuta-Kaduna-Kano.

Kyari, representada pelo Diretor de Operações de Gás e Energia Engr Yusuf Usman, explica que com a maneira como o Presidente Muhammad Buhari é tão apaixonado por elevar as condições de vida das pessoas, a infraestrutura do gasoduto AKK-Gas certamente aumentaria o desenvolvimento econômico do país.
Ele acrescentou que sabendo o que o gasoduto fez para revitalizar as indústrias em Lagos e como hoje é usado para fornecer energia para indústrias baseadas em gás para produzir fertilizantes e muito mais ”, percebemos que Kano sendo dotado de muitos potenciais será um grande parceiro de negócios já tendo dado um passo na criação de um parque industrial que impulsionasse e sustentasse o desenvolvimento da economia ”

Olalekan Ogunleye, diretor administrativo da Gas Aggregation Company Of Nigeria, disse que a assinatura do MOU para a utilização do gás é uma expressão de confiança de que Kano foi designado como um centro de gás na Nigéria.

O Dr.Nasiru Yusuf Gawuna, Vice-Governador do Estado de Kano, descreveu a ocasião como um grande passo em direção à revitalização da economia, especialmente para as indústrias, com Kano sendo o centro nervoso comercial da parte norte do país.

Ele exortou os investidores a utilizarem a oportunidade oferecida pelo projeto do Gasoduto NNPC-AKK quando concluído para seus negócios.

Ele disse que, como parte do compromisso de sua administração, a aprovação já foi dada pelo Conselho Executivo Estadual para a entrega do projeto do gasoduto NNPC-AKK e o Comitê de Industrialização de Gás para estabelecer seu local de planejamento em Tamburawa em Dawakin Kudu adjacente à Fábrica de Água Challawa.
Ele acrescentou: “Este projeto é muito importante para nós, de fato começamos a ver resultados positivos com o comprometimento do comitê, estou pedindo que eles sensibilizem outras partes interessadas sobre o impacto do projeto porque Kano é um grande mercado.

Ele também garantiu apoio e cooperação contínuos ao NNPC para a realização do projeto.

Source: independent.ng

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