Year: 2025

A TotalEnergies EP Nigeria assinou um acordo de cessão de direitos para transferir uma participação de 40% nas licenças de exploração offshore PPL 2000 e PPL 2001 para a Star Deep Water Petroleum Limited, uma empresa da Chevron.

Localizadas na prolífica bacia do Delta Ocidental, as licenças PPL 2000 e PPL 2001 abrangem aproximadamente 2.000 quilômetros quadrados e foram concedidas ao consórcio formado pela TotalEnergies e pela South Atlantic Petroleum durante a Rodada de Exploração de 2024 conduzida pela Comissão Reguladora de Petróleo Upstream da Nigéria. A TotalEnergies continuará como operadora com uma participação de 40%, juntamente com a Chevron (40%) e a South Atlantic Petroleum (20%).

Essa nova parceria fortalece ainda mais a colaboração global em exploração offshore entre a TotalEnergies e a Chevron, após a aquisição, em junho, de uma participação de 25% em um portfólio de concessões offshore operadas pela Chevron nos Estados Unidos.

“Após termos lançado nossa joint venture de exploração offshore nos EUA no início deste ano, temos o prazer de estender essa cooperação à Nigéria para desbloquear novos recursos na bacia do Delta Ocidental”, disse Nicola Mavilla, Vice-Presidente Sênior de Exploração da TotalEnergies. “Essa parceria visa reduzir os riscos e desenvolver novas oportunidades em apoio às metas energéticas da Nigéria.”

A conclusão do acordo de cessão de direitos está sujeita às condições habituais, incluindo aprovações regulatórias.

Source: TotalEnergies

A SONATRACH e a SINOPEC Guangzhou Engineering Co., Ltd. assinaram um contrato para a construção de uma nova unidade de hidrotratamento e reforma CCR para processar nafta pesada na refinaria de Arzew.

A cerimônia de assinatura foi realizada na sede da SONATRACH, na presença do Ministro de Estado e Ministro de Hidrocarbonetos e Minas, Sr. Mohamed ARKAB, do CEO da SONATRACH, Sr. Nour Eddine DAOUDI, e de representantes de ambas as empresas.

De acordo com o contrato EPCC, a SINOPEC Guangzhou Engineering Co., Ltd. construirá a unidade em um terreno de 5 hectares na refinaria de Arzew, com conclusão prevista em 30 meses.

Projetada para processar 738.000 toneladas de nafta pesada anualmente, a nova unidade de hidrotratamento e reforma aumentará a produção de gasolina de 550.000 toneladas para 1,2 milhão de toneladas por ano, ampliando significativamente a capacidade de produção nacional.

A SINOPEC Guangzhou Engineering Co., Ltd., subsidiária do Grupo SINOPEC, é especializada em projeto e construção de unidades de processamento de petróleo e gás, oferecendo serviços completos de engenharia, aquisição e construção.

Este projeto está alinhado ao plano estratégico da SONATRACH de expansão da capacidade de refino e contribuirá para atender à demanda por gasolina nas regiões oeste e sudoeste da Argélia.

Source: SONATRACH

A ExxonMobil retirou a declaração de força maior do projeto de exportação de GNL Rovuma, em Moçambique, com capacidade para 18 milhões de toneladas métricas por ano, informou um porta-voz da gigante petrolífera americana à Platts.

“A retirada da declaração de força maior nos permite manter o ritmo do nosso projeto de GNL Rovuma”, disse o porta-voz. “Estamos trabalhando em estreita colaboração com nossos parceiros e com o governo de Moçambique para garantir a segurança de nossa equipe e instalações, enquanto avançamos no desenvolvimento de um projeto de GNL de classe mundial que possa impulsionar o crescimento econômico.”

Os parceiros do projeto Rovuma declararam força maior inicialmente em resposta à deterioração da segurança em Moçambique, de acordo com uma análise da S&P Global Energy CERA.

O cenário de segurança “melhorou drasticamente” desde então, observou o CEO da ExxonMobil, Darren Woods, durante a teleconferência de resultados do terceiro trimestre da empresa.

Kelli Krasity, diretora associada de pesquisa global de GNL da CERA, afirmou que a decisão de suspender a força maior é “um passo esperado, mas essencial para que a Rovuma LNG retome suas atividades rumo ao objetivo de alcançar a Decisão Final de Investimento (FID) no início do próximo ano, embora ainda existam alguns desafios que podem atrasar ainda mais o cronograma”.

A ExxonMobil detém uma participação operacional de 25% no projeto Rovuma LNG. Os demais parceiros do projeto incluem a italiana Eni (25%), a China National Petroleum Co. (20%), a Korea Gas Corp. (10%), a Abu Dhabi National Oil Co. (10%) e a moçambicana ENH (10%).

Moçambique está se consolidando como um importante exportador de GNL.

A decisão de suspender a força maior no projeto Rovuma LNG segue uma medida semelhante tomada recentemente pela TotalEnergies em seu projeto Mozambique LNG, com capacidade de 13,1 milhões de toneladas/ano, que também estava sob força maior desde 2021. A TotalEnergies tem como meta o início das operações em 2029.

Moçambique começou a exportar GNL em 2022 por meio da unidade FLNG Coral South da Eni, com capacidade de 3,4 milhões de toneladas/ano. Desde então, a Eni aprovou um segundo projeto FLNG, o Coral North, com previsão de produção de 3,6 milhões de toneladas/ano a partir de 2028.

A suspensão da força maior no projeto Rovuma LNG ocorre em um momento em que os preços do GNL na Ásia permanecem relativamente baixos. A Platts avaliou o benchmark JKM em US$ 11,674/MMBtu, cerca de 21% abaixo do mesmo período do ano passado.

Source: Club of Mozambique

A Halliburton foi contemplada com um contrato de Serviços Integrados de Perfuração no Bloco OML 144, na costa da Nigéria, pela Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo), em parceria com a Sunlink Energies. A empresa dará suporte ao desenvolvimento do campo de gás HI, que fornecerá gás natural para a unidade de GNL Train 7 da Nigéria.

Este contrato reforça o compromisso da Halliburton em fornecer soluções integradas que aprimorem o desempenho e a eficiência em operações offshore. O projeto utilizará tecnologias avançadas, incluindo a automação LOGIX™ e operações remotas, para melhorar a precisão, a eficiência e a segurança da perfuração. Por meio da colaboração com a SNEPCo e a Sunlink Energies, a Halliburton contribuirá para o avanço do campo de gás HI e apoiará o futuro do setor energético da Nigéria.

A equipe de Gerenciamento de Projetos da Halliburton supervisionará a execução da perfuração e fornecerá serviços integrados para a entrega completa do projeto. Com vasta experiência em operações offshore e um sólido histórico na Nigéria, a Halliburton está bem posicionada para alcançar os objetivos operacionais e de produção do Projeto HI.

Este prêmio destaca o foco da Halliburton em soluções de alto desempenho e impulsionadas pela tecnologia, que proporcionam excelência operacional e valor a longo prazo para o setor de exploração e produção de petróleo e gás na Nigéria.

Source: Halliburton

A Saipem reforçou sua carteira de pedidos de perfuração offshore com novas concessões e extensões de contratos totalizando aproximadamente US$ 135 milhões, fortalecendo ainda mais sua presença em regiões estratégicas importantes, incluindo a África Ocidental, o Mediterrâneo e o Extremo Oriente.

O navio-sonda de sétima geração Santorini continuará operando em Gana e na Costa do Marfim para a Eni Ghana Exploration & Production Limited e a Eni Côte d’Ivoire Limited, garantindo a continuidade sem problemas antes da próxima campanha de perfuração no Mediterrâneo.

Enquanto isso, o Deep Value Driller, outro navio-sonda de sétima geração gerenciado pela Saipem em regime de fretamento a casco nu, concluiu suas operações em Gana para a Eni Ghana Exploration & Production Limited e iniciará um novo projeto na Indonésia para a Eni Ganal Deepwater Limited, com início das atividades previsto para o final do ano.

A sonda Scarabeo 9, após concluir com sucesso uma campanha de perfuração no Egito para a Burullus Gas Company, iniciou suas operações na Líbia sob um novo contrato com a Eni North Africa BV, mantendo a plataforma ativa até o início de 2026.

Em um mercado competitivo e em constante evolução, a Saipem continua se destacando pela confiabilidade e excelência operacional de suas unidades de perfuração, contribuindo para o sucesso de projetos de grandes operadoras internacionais.

Source: Saipem

A Eni e o Ministério de Minas, Petróleo e Energia da Costa do Marfim formalizaram o contrato de exploração para o bloco offshore CI-707 em Abidjan.

A licença abrange aproximadamente 2.926 quilômetros quadrados na bacia sedimentar da Costa do Marfim, com profundidades de água que variam de 1.000 a 3.000 metros. O período de exploração está previsto para um máximo de nove anos.

Geologicamente, o novo bloco é contíguo ao bloco CI-205, onde a Eni anunciou a descoberta de Calao em março de 2024. Essa proximidade representa uma oportunidade estratégica para identificar estruturas semelhantes, permitindo potenciais desenvolvimentos sinérgicos no futuro.

Com a licença CI-707, a Eni fortalece ainda mais sua presença na Costa do Marfim, onde opera desde 2017. A empresa produz atualmente mais de 62.000 barris de petróleo e mais de 75 milhões de pés cúbicos de gás por dia, com a produção prevista para aumentar para 150.000 barris de petróleo e 200 milhões de pés cúbicos de gás por dia com o início da fase 3. A Eni atua em dez blocos offshore no país – CI-101, CI-205, CI-401, CI-501, CI-504, CI-526, CI-706, CI-708, CI-801 e CI-802 – além do bloco CI-707 recém-adquirido.

Source: Eni

A Eni, juntamente com seus parceiros CNPC, ENH, Kogas e XRG, chegou à Decisão Final de Investimento (FID) para desenvolver o projeto Coral North FLNG, localizado em águas profundas na costa de Cabo Delgado, no norte de Moçambique. A cerimônia de assinatura foi realizada hoje em Maputo, na presença do Presidente de Moçambique, Daniel Francisco Chapo, e do CEO da Eni, Claudio Descalzi.

O projeto desenvolverá recursos de gás da seção norte do reservatório Coral da Área 4, na Bacia do Rovuma, por meio de uma instalação flutuante de GNL de última geração. O desenvolvimento será realizado pela Joint Venture composta pela Eni (50%), CNPC (20%), Kogas (10%), ENH (10%) e XRG, subsidiária da ADNOC (10%).

Comentando o marco, o CEO da Eni, Claudio Descalzi, declarou:
“Coral North alavanca a expertise em exploração da Eni, o modelo de desenvolvimento acelerado e o significativo potencial de gás e posição estratégica de Moçambique. Com este projeto, ajudaremos a atender à crescente demanda mundial por GNL, duplicando a contribuição de Moçambique para a segurança energética global e gerando benefícios econômicos e industriais para o país e sua população.”

Coral North é o segundo desenvolvimento de GNL da Eni em Moçambique e o segundo projeto de FLNG de larga escala entregue em águas ultraprofundas no mundo, após Coral South, que iniciou a produção em 2022. Com base no sucesso de Coral South, Coral North visa otimizar cronograma, custos e desempenho, minimizando os riscos de execução, com previsão de início de operação para 2028.

Com uma capacidade de liquefação de 3,6 MTPA, o Coral Norte — juntamente com o Coral Sul — aumentará a produção de GNL de Moçambique para mais de 7 MTPA, posicionando o país como o terceiro maior produtor de GNL da África e fortalecendo seu papel no mercado global de energia.

Além do fornecimento de energia, espera-se que o projeto impulsione o crescimento econômico de Moçambique, aumente a competitividade industrial local, crie novos empregos e expanda as oportunidades para empresas nacionais — ampliando o impacto positivo já alcançado por meio do Coral Sul e iniciativas de desenvolvimento relacionadas.

A Eni atua em Moçambique desde 2006. Entre 2011 e 2014, a empresa descobriu vastos recursos de gás na Bacia do Rovuma — incluindo Coral, o Complexo Mamba e Agulha — totalizando cerca de 2.400 bcm de gás in place. Além do desenvolvimento energético, a Eni continua a contribuir para o progresso mais amplo de Moçambique por meio de investimentos em educação, saúde, água e diversificação econômica, no âmbito de seu plano abrangente de sustentabilidade.

Source: Eni

A EACOP Ltd., empresa responsável pela construção e futura operação do projeto do Oleoduto de Petróleo Bruto da África Oriental, de Kabaale, em Uganda, a Tanga, na Tanzânia, tem o prazer de anunciar que fechou a primeira parcela do financiamento externo para o projeto, fornecido por um sindicato de instituições financeiras, incluindo bancos regionais, como o African Export Import Bank (Afreximbank), o Standard Bank of South Africa Limited, o Stanbic Bank Uganda Limited, o KCB Bank Uganda e a Islamic Corporation for the Development of the Private Sector (ICD).

O fechamento bem-sucedido desta primeira parcela de financiamento externo representa um marco significativo para a EACOP e seus acionistas TotalEnergies (62%), Uganda National Oil Company Limited (UNOC – 15%), Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC – 15%) e CNOOC (8%). Também demonstra o apoio de instituições financeiras nesta infraestrutura regional transformadora.

Em Uganda e Tanzânia, a construção do gasoduto EACOP está progredindo bem com um foco contínuo em segurança, sustentabilidade ambiental e engajamento da comunidade local. O progresso geral do projeto excedeu 50% no final de 2024. Mais de 8.000 cidadãos ugandenses e tanzanianos estão empregados no projeto, cerca de 400.000 horas-homem de treinamento foram fornecidas até agora e 500 M$ foram gastos localmente em bens e serviços.

Source: EACOP