Year: 2022

A QatarEnergy, em consórcio com a TotalEnergies e a Petronas, conquistou o Contrato de Partilha de Produção (PSC) Água-Marinha, no âmbito do 1º Ciclo de Oferta Permanente, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural do Brasil, e Biocombustíveis (ANP). Nos termos do PSC e acordos associados, a QatarEnergy terá uma participação de 20%, ao lado da operadora Petrobras (30%), TotalEnergies (30%) e Petronas Petroleo Brasil Ltda. (20%).

O bloco Água-Marinha tem uma área total de 1.300 km2 e está localizado em lâmina d’água de cerca de 2.000 metros na costa do Rio de Janeiro, na prolífica Bacia de Campos.

Comentando nesta ocasião, Sua Excelência o Sr. Saad Sherida Al-Kaabi, o Ministro de Estado para Assuntos de Energia, o Presidente e CEO da QatarEnergy disse: “Temos o prazer de alcançar esta última licitação conjunta bem-sucedida, que adiciona mais áreas altamente prospectivas ao nosso portfólio upstream no Brasil, e particularmente na prolífica Bacia de Campos.”

Sua Excelência o Ministro Al-Kaabi acrescentou: “Estamos muito satisfeitos por alcançar este sucesso com nossos valiosos parceiros Petrobras, TotalEnergies e Petronas. Aproveito esta oportunidade para agradecer à ANP e às autoridades brasileiras por esta oportunidade e por seu apoio contínuo.”

A aquisição, que deve ser concluída no primeiro semestre de 2023, estabelece ainda mais a QatarEnergy como uma das principais empresas de upstream no Brasil, onde já detém participações em dois campos produtores e vários blocos de exploração.

Source: QatarEnergy 

A bp conquistou dois blocos de exploração no Mar Mediterrâneo, na costa do Egito, pela Egypt Natural Gas Holding Company. A área offshore de Northwest Abu Qir – na qual a bp, a operadora, detém 82,75% e a Wintershall-Dea detém 17,25% – está localizada a oeste do recém-adjudicado bloco North King Mariout (bp 100%) e ao norte do campo Raven. Abrange uma área de aproximadamente 1038 quilômetros quadrados com profundidades de água variando entre 600 metros e 1600 metros.

O bloco Bellatrix-Seti Leste – no qual a bp e a operadora Eni detêm 50% cada uma – está localizado a oeste do campo Atoll e dos blocos North Tabya. Abrange uma área de aproximadamente 3440 quilômetros quadrados com profundidades de água variando entre 100 metros e 1200 metros.

Anja-Isabel Dotzenrath, vice-presidente executiva de gás e energia de baixo carbono da bp, disse: “O Egito é importante há muito tempo para a bp com quase 60 anos de parceria de sucesso e mais de US$ 35 bilhões investidos. Agora esperamos um futuro ainda mais bem-sucedido, continuando a ajudar a atender às crescentes necessidades de energia do Egito, fornecendo suprimentos de gás com preços competitivos e apoiando o Egito durante a transição energética, explorando oportunidades de crescimento em hidrogênio, por exemplo”.

Karim Alaa, presidente regional da bp, Egito, Argélia e Líbia, acrescentou: “Recebemos quatro novos blocos de exploração e uma extensão de bloco em 2022, que oferecem potencial para descobertas de gás que podem ser desenvolvidas usando a infraestrutura existente. A aquisição dessa área faz parte de nossa estratégia para manter uma taxa de produção de platô de longo prazo”.

Além dos dois novos blocos, em 2022 pb também foram adjudicados: King Mariout Offshore Area (100% bp), North El Fayrouz offshore area (50% pb e 50% Eni, a operadora) e a extensão da área North El Tabya ( 100% pb).

Source: BP

A JGC Holdings Corporation (Diretor Representativo, Presidente e CEO Masayuki Sato) anunciou que a JGC Corporation (Diretor Representativo e Presidente Farhan Mujib), que opera os negócios de engenharia, aquisição e construção (EPC) no exterior do Grupo JGC, em parceria com a Technip Energies, recebeu o contrato para a engenharia e projeto de front-end (FEED) do projeto de instalação de gás natural liquefeito flutuante (FLNG) na República Federal da Nigéria, iniciado pela UTM FLNG Limited.

No ano passado, a UTM Offshore Limited, uma empresa privada nativa que atua principalmente na venda de petróleo bruto e fornecedora estabelecida de serviços de apoio logístico marítimo para o setor de petróleo e gás, sendo a controladora da UTM FLNG Limited, concedeu o contrato para os serviços de projeto conceitual para a JGC Corporation. Consequentemente, o consórcio da JGC Corporation e Technip Energies recebeu agora o contrato para o FEED de uma planta de FLNG produzindo 1,2 milhão de toneladas por ano de GNL e outros produtos, incluindo GLP e condensado, com data de conclusão do FEED prevista para dezembro de 2023 .

A JGC Corporation será a principal responsável pelo projeto do topside (instalações de produção de GNL), enquanto a Technip Energies será responsável pelo projeto do casco e do sistema de ancoragem.

Acreditamos que este prêmio reflete devidamente a satisfação do cliente com o projeto conceitual realizado pela JGC Corporation, bem como o excelente histórico e capacidade de execução de projetos do Grupo JGC e Technip Energies na área de FLNG. Após a conclusão do FEED, a fase de engenharia, aquisição e construção (EPC) está prevista e, se realizada, esta será a primeira instalação de FLNG na Nigéria e um projeto marcante para o país.

Existem inúmeros campos de petróleo e gás offshore de pequena escala não desenvolvidos, não apenas na Nigéria, mas também em outros países africanos, com vários projetos planejados, incluindo plantas FLNG.

A JGC Corporation entregou o EPC para duas dessas instalações FLNG: para PETRONAS na Malásia e junto com Technip Energies para Coral FLNG SA em Moçambique. Por meio do projeto UTM FLNG, pretendemos expandir nossos negócios na África, com expectativa de crescimento no futuro, e contribuir para o maior desenvolvimento da indústria e infraestrutura.

Source: JGC

A Eni, na qualidade de Operador Delegado do projeto Coral Sul em representação dos seus Parceiros da Área 4 (ExxonMobil, CNPC, GALP, KOGAS e ENH), informa que o primeiro carregamento de gás natural liquefeito (GNL) produzido a partir do campo de gás Coral, nas águas ultraprofundas da Bacia do Rovuma, acaba de sair da instalação de Gás Natural Liquefeito Flutuante Coral Sul (FLNG).

O CEO da Eni, Claudio Descalzi, comentou que “O primeiro carregamento de GNL do projeto Coral South, e de Moçambique, é um novo e significativo passo em frente na estratégia da Eni de alavancar o gás como fonte que pode contribuir de forma significativa para a segurança energética da Europa, através da crescente diversificação da oferta, ao mesmo tempo que apoia uma transição justa e sustentável. Continuaremos a trabalhar com os nossos parceiros para garantir a valorização atempada dos vastos recursos de gás de Moçambique”.

Coral South é um projeto de referência para a indústria e coloca Moçambique firmemente no cenário global de GNL. O projeto, sancionado em 2017, entra em operação após apenas 5 anos, em linha com o orçamento e cronograma iniciais, apesar das interrupções causadas pela pandemia de Covid. Este resultado foi possível graças à abordagem faseada e paralelizada distinta da Eni, um planeamento de execução muito eficaz e o forte empenho de todos os parceiros e o apoio inabalável do Governo de Moçambique. A Coral Sul FLNG tem capacidade de liquefação de gás de 3,4 milhões de toneladas por ano e produzirá GNL a partir dos 450 bilhões de metros cúbicos de gás do reservatório Coral.

Source: Eni

A Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG), ExxonMobil Angola e os parceiros Angola Block 15 anunciaram hoje uma nova descoberta no poço de exploração Bavuca South-1. ExxonMobil e parceiros fazem nova descoberta no Bloco 15 de Angola

O poço encontrou 30 metros (98 pés) de arenito contendo hidrocarbonetos de alta qualidade. Está localizado a aproximadamente 365 quilômetros a noroeste da costa de Luanda e foi perfurado em 1.100 metros (3.608 pés) de água pela sonda Valaris DS-9.

“A ExxonMobil está otimizando esse recurso e agregando valor ao povo e ao governo de Angola, nossos parceiros do Bloco 15 e nossos acionistas”, disse Liam Mallon, presidente da ExxonMobil Upstream Company. “Nossa estratégia de desenvolvimento continua a entregar, fornecendo energia acessível para atender à crescente demanda global e ao mesmo tempo reduzir as emissões. Em Angola, reduzimos as emissões de gases com efeito de estufa em 74% desde 2016.”

O poço Bavuca South-1 faz parte do projeto de requalificação do Bloco 15 de Angola. Como operadora do Bloco, a ExxonMobil está liderando a instalação de novas tecnologias e um programa de perfuração de vários anos com o objetivo de produzir aproximadamente 40.000 barris de petróleo por dia para ajudar a compensar os declínios naturais da produção.

Houve 17 descobertas anteriores no Bloco 15: Hungo, Kissanje, Marimba e Dikanza em 1998; Chocalho e Xikomba em 1999; Mondo, Saxi e Batuque em 2000; Mbulumbumba, Vicango e Mavacola em 2001; Reco Reco em 2002; e Clochas, Kakocha, Tchihumba e Bavuca em 2003.

A afiliada da ExxonMobil Esso Exploration Angola (Block 15) Limited é a operadora do Bloco 15 e detém uma participação de 36%. BP Exploration (Angola) Limited detém 24%, ENI Angola Exploration B.V. detém 18%, Equinor Angola Block 15 A.S. detém 12% e a Sonangol P&P detém 10%. A Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANPG) é a Concessionária do Bloco 15.

Source: ExxonMobil 

A Petrobras contrato para a construção da plataforma P-83, representante da chamada “Nova Geração” de plataformas da companhia -que possuirão alta capacidade de produção- e como resultado do avanço do projeto de desenvolvimento de Búzios. Esse campo localiza-se no pré-sal da Bacia de Santos e será o maior produtor de óleo do Brasil até 2030, com a produção de até 2 milhões de barris de petróleo por dia (bpd).  

A P-83 poderá produzir até 225 mil bpd de óleo e 12 milhões de m³ de gás por dia, e terá capacidade de estocagem maior do que 1,6 milhão de barris. A plataforma, uma das maiores a operar no Brasil e na indústria de petróleo mundial, será a décima primeira unidade a ser instalada em Búzios. A Petrobras é a operadora desse campo com 92,6% de participação, tendo como parceiras a CNOOC e a CNODC, com 3,7% cada.

A Petrobras contratou a Keppel Shipyard Limited para a sua construção, que será realizada em estaleiros de Singapura, China e Brasil, e atingirá o percentual de conteúdo local de 25%. A P-83 iniciará a sua produção em 2027 e contribuirá para ampliar a capacidade instalada do campo, dos atuais 600 mil bpd para 2 milhões bpd.

Outra característica da chamada “Nova Geração” das plataformas é a incorporação de tecnologias para redução de emissão de carbono. A P-83 utilizará, por exemplo, a chamada tecnologia de flare fechado, que aumenta o aproveitamento do gás e impede que ele seja queimado para a atmosfera, de forma segura e sustentável.  Outra inovação será o sistema de detecção de gás metano, capaz de atuar na prevenção ou mitigação de riscos de vazamentos desse composto.

A plataforma será equipada ainda com a tecnologia de Captura, Uso e Armazenamento geológico de CO2 – o chamado CCUS. A Petrobras é pioneira na utilização dessa tecnologia, que permite aliar aumento da produtividade com redução de emissões de carbono.

Source: agenciapetrobras

A Saipem recebeu dois novos contratos na Costa do Marfim no valor total de aproximadamente 1 bilhão de euros. Os contratos foram atribuídos pelo consórcio ENI Cote d’Ivoire-Petroci para o Projeto Baleine Fase 1, para o desenvolvimento do campo de petróleo e gás relativo ao largo da Costa do Marfim, localizado a uma profundidade de água de 1.200m.

O Baleine Prospect representa a maior descoberta comercial do país nos últimos 20 anos e contribuirá para a produção de energia na Costa do Marfim, fortalecendo o papel do país como polo energético regional. A Saipem contribuiu para a descoberta do campo graças às atividades de perfuração dos navios Saipem 10000 e Saipem 12000.

O primeiro contrato envolve as atividades de Engenharia, Aquisição, Construção e Instalação (EPCI) de Umbilicais Submarinos, Risers e Linhas de Fluxo (SURF) e de um gasoduto terrestre para ligação à rede de distribuição.

A instalação offshore de linhas flexíveis, risers e umbilicais será executada pelo navio principal da Saipem FDS2 e o desenvolvimento do projeto será acelerado. O início das operações está previsto para o quarto trimestre de 2022.

O segundo contrato – também desenvolvido com cronograma acelerado – engloba as atividades de Engenharia, Suprimentos, Construção e Comissionamento referentes à reforma da embarcação Firenze FPSO, além de 10 anos de serviços de Operação e Manutenção da embarcação.

A adjudicação de contratos significativos numa nova área com grande potencial como a Costa do Marfim representa um importante reconhecimento do papel da Saipem como empreiteira de excelência para a execução de projetos complexos que requerem a integração de competências de perfuração, engenharia e construção – onshore e offshore – de forma acelerada. Esses contratos também consolidam o posicionamento estratégico da Saipem na África Ocidental.

Saipem é uma plataforma tecnológica e de engenharia avançada para o projeto, construção e operação de infraestruturas e plantas complexas seguras e sustentáveis. A Saipem sempre esteve orientada para a inovação tecnológica e atualmente está empenhada, juntamente com os seus clientes, na linha da frente da transição energética com ferramentas, tecnologias e processos cada vez mais digitalizados que foram concebidos desde o início com a sustentabilidade ambiental em mente. Está listada na bolsa de valores de Milão e opera em 70 países ao redor do mundo com 32 mil funcionários de 130 nacionalidades diferentes.

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