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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.

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 “esperar”, “estimar” e outras expressões semelhantes destinam-se a identificar declarações prospectivas, que geralmente não são históricas por natureza. 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 causar resultados reais 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.

A Shelf Drilling disse na terça-feira que o contrato foi concedido para sua plataforma autoelevatória Baltic. A duração do contrato é de cinco poços – estimada em 380 dias, mais um período de opção adicional.

O proprietário da sonda também revelou que o contrato está previsto para começar em junho de 2021, mas não revelou quaisquer detalhes sobre o valor do contrato.

A plataforma autoelevatória Baltic tem um design Marathon LeTourneau Super 300 construído em 1983 e atualizado em 2015.

Este não é o primeiro show da plataforma com a TotalEnergies. A plataforma já trabalhava para a empresa francesa em 2020. No entanto, o contrato foi suspenso em julho do ano passado.

De acordo com o último relatório de status da frota da Shelf Drilling, emitido em maio de 2021, a plataforma Baltic estava sob contrato na África Ocidental de janeiro a maio de 2021. O nome do operador não foi revelado.

Source: www.offshore-energy.biz

As empresas estatais de energia da África do Sul e de Moçambique exerceram os seus direitos de compra dos 30% de participação no gasoduto ROMPCO que a Sasol está a vender, disseram domingo as empresas.

A empresa petroquímica Sasol disse no mês passado que estava a vender a participação no gasoduto ROMPCO de Moçambique para a África do Sul a um consórcio de investidores incluindo o Reatile Group por um montante inicial de 4,15 mil milhões de rands ($ 293 milhões).

Mas esse negócio estava sujeito a direitos de preferência sobre as ações detidas pelos acionistas existentes iGAS, uma subsidiária do Fundo Central de Energia da África do Sul, e a Companhia Moçambicana de Gasoduto (CMG), uma subsidiária da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos de Moçambique [ENH].

O iGAS e o CMG agora aumentarão suas participações na ROMPCO para 40% cada, ante seu nível atual de 25%. A Sasol, que está tentando se desfazer de ativos para pagar dívidas, vai reduzir sua participação de 50% para 20%.

A transação será totalmente financiada com dividendos passados ​​e futuros gerados pelo gasoduto de 865 quilômetros, disseram o Fundo Central de Energia e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) em um comunicado conjunto.

“Ter os dois governos como acionistas majoritários do gasoduto transfronteiriço é estratégico, uma vez que o gasoduto é a única fonte de gás para o mercado sul-africano”, afirmou o presidente-executivo da ENH, Estêvão Pale.

A Sasol disse em um comunicado: “Podemos confirmar que a Sasol recebeu notificações de direitos de preferência e agora analisará as notificações. Acreditamos que os parceiros de sucesso irão agregar valor significativo a este importante ativo de energia regional. ”

Source: clubofmozambique.com

A ExxonMobil disse hoje que fez uma descoberta em Longtail-3 no Bloco Stabroek na costa da Guiana. A perfuração em Longtail-3 encontrou 230 pés (70 metros) de espessura líquida, incluindo reservatórios contendo hidrocarbonetos de alta qualidade recém-identificados abaixo dos intervalos de descoberta originais do Longtail-1. O poço está localizado a aproximadamente duas milhas (3,5 quilômetros) ao sul do poço Longtail-1. Foi perfurado em mais de 6.100 pés (1860 metros) de água pelo Stena DrillMAX.

Dois navios-sonda adicionados no primeiro trimestre de 2021; seis navios-sonda agora operando offshore na Guiana
Atividade de perfuração adicional para apoiar o desenvolvimento de Stabroek
Mais de 2.600 guianenses apoiando atividades gerais
“Longtail-3, combinado com nossa recente descoberta em Uaru-2, tem o potencial de aumentar nossa estimativa de recursos dentro do bloco Stabroek, demonstrando um maior crescimento deste recurso de classe mundial e nossas oportunidades de desenvolvimento de alto potencial na costa da Guiana”, disse Mike Cousins, vice-presidente sênior de exploração e novos empreendimentos da ExxonMobil. “Continuaremos a alavancar nossas principais vantagens competitivas em nossa campanha de exploração em andamento, entregando valor substancial ao povo da Guiana, nossos parceiros e acionistas”.

A descoberta Longtail-1 no Stabroek Block foi perfurada em 2018, encontrando aproximadamente 256 pés (78 metros) de reservatório de arenito de alta qualidade com óleo.

A ExxonMobil implantou dois navios-sonda adicionais no primeiro trimestre de 2021; o Stena DrillMAX e o Noble Sam Croft para permitir mais exploração e avaliação, enquanto continua o desenvolvimento das atividades de perfuração na costa da Guiana. À medida que a empresa avança sua campanha de 15 poços no bloco Stabroek, DrillMAX mudará para Whiptail-1, enquanto a Noble Sam Croft apóia a perfuração de desenvolvimento para Liza Fase 2.

Em outra atividade de perfuração no Bloco Stabroek, o poço de avaliação Mako-2 confirmou a qualidade, espessura e extensão da área do reservatório. Quando integrados com a descoberta anunciada anteriormente em Uaru-2, os dados suportam um potencial quinto navio flutuante de produção e armazenamento na área leste do complexo de Liza. O poço de exploração Koebi-1 no bloco Stabroek mostrou evidências de hidrocarbonetos não comerciais.

No primeiro trimestre deste ano, mais de 2.600 guianenses e 600 fornecedores locais estavam apoiando as atividades da ExxonMobil no país. A equipe da Guiana completou mais de 40.000 horas de treinamento na Guiana, Trinidad e Tobago e nos Estados Unidos.

O Bloco Stabroek tem 6,6 milhões de acres (26.800 quilômetros quadrados). 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 30 por cento de participação e a CNOOC Petroleum Guyana Limited, uma subsidiária integral da CNOOC Limited, detém 25 por cento de participação.

Source: corporate.exxonmobil.com

• Coral South será o primeiro projeto online de Moçambique
• Apesar da violência islâmica recente em Moçambique
• TotalEnergies ‘Mozambique LNG sob força maior

A italiana Eni está a caminho de iniciar sua capacidade flutuante de produção de GNL Coral South de 3,4 milhões de toneladas / ano no litoral de Moçambique em 2022, disse um porta-voz da empresa, apesar da recente violência militante no país do sudeste africano. “Confirmamos que até agora a violência no norte de Moçambique não afetou o cronograma do projeto Coral South e confirmamos o início em 2022 de acordo com o cronograma”, disse o porta-voz da Eni. Mais de 30 milhões de toneladas / ano de capacidade de produção de GNL estão em desenvolvimento em Moçambique, à medida que o país pretende se juntar às fileiras dos maiores exportadores mundiais de GNL. No entanto, há temores crescentes de que a incipiente indústria de GNL do país possa ser prejudicada pela crescente insurgência islâmica que começou em outubro de 2017. No final de março, dezenas de pessoas foram mortas durante ataques à cidade de Palma, levando a TotalEnergies da França em abril a declarar força maior no trabalho no projeto de GNL de Moçambique, próximo a 13,1 milhões de toneladas / ano.

Para a Eni, no entanto, os trabalhos estão dentro do cronograma em Coral South, que passou para a decisão final de investimento em 2017 e será o primeiro projeto de GNL de Moçambique a entrar em operação. Baseia-se nos 450 Bcm de recursos no campo de Coral na Área 4 offshore de Moçambique. Em 2016, a Eni e seus parceiros da Área 4 firmaram um acordo com a BP para levar todo o volume de GNL a ser produzido pela Coral South por mais de 20 anos.

Situação de segurança

Enquanto Coral South prossegue conforme planejado, os outros dois projetos planejados enfrentam atrasos. O CFO da TotalEnergies, Jean-Pierre Sbraire, disse em 29 de abril que seu projeto de LNG em Moçambique seria atrasado em “pelo menos um ano” por causa da situação de segurança. A empresa tinha como alvo o primeiro LNG do projeto em 2024. A instalação planejada de Rovuma LNG de 15,2 milhões de toneladas / ano liderada pela ExxonMobil, enquanto isso, permanece em espera sem nenhuma decisão final de investimento ainda. Ambas estão localizadas no nordeste de Moçambique, perto da cidade de Palma e a cerca de 60 km da cidade portuária de Mocímboa da Praia, ocupada por rebeldes desde meados de 2020.

Source: clubofmozambique.com

Schlumberger today announced a grant to the Subsea Integration Alliance of a major Equinor contract in its Cod project off the coast of Brazil. The scope of the contract covers the engineering, procurement, construction and installation (EPCI) of subsea production systems (SPS) and subsea pipelines (SURF).

O desenvolvimento incluirá 19 árvores, bem como equipamentos submarinos associados, incluindo cabeças de poço submarinas, controles submarinos e sistemas de conexão e um riser de workover de conclusão completa. O escopo SURF compreende risers rígidos, linhas de fluxo e umbilicais.

A equipe da Subsea Integration Alliance estabelecida durante a fase inicial de projeto de engenharia de front-end, concedida em janeiro de 2020, agora fará a transição para a fase EPCI completa. A gestão do projeto e a engenharia de detalhamento ocorrerão no Rio de Janeiro. As atividades offshore começarão em 2022 usando os navios de construção leve, flex-lay e reel-lay da Subsea 7.

“Este prêmio reflete nosso compromisso em melhorar o desempenho do campo Bacalhau da Equinor por meio de uma abordagem de colaboração aberta, com a integração e aplicação de soluções de tecnologia submarina inovadoras baseadas na expertise da Schlumberger em alta pressão e águas profundas”, disse Donnie Ross, presidente, Sistemas de Produção da Schlumberger . “Ao mesmo tempo, isso terá um impacto positivo na economia regional por meio da criação de valor no país.”

“Trabalhamos em estreita colaboração com a Equinor desde o prêmio FEED em 2020”, disse Stuart Fitzgerald, CEO da Subsea Integration Alliance LLC. “Agora, na fase de EPCI, apoiaremos a Equinor na maximização do potencial do campo de Bacalhau por meio do portfólio líder de tecnologias e serviços da Subsea Integration Alliance e uma abordagem de‘ uma equipe ’para a entrega do projeto.”

O Campo de Bacalhau está localizado a 185 km da costa do município de Ilhabela, no estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.050 m. Bacalhau é o primeiro projeto integrado SPS e SURF do Brasil. O prêmio é um endosso significativo da forte posição da Subsea Integration Alliance no mercado integrado e de nossa presença local de longa data no Brasil.

Source: www.slb.com

O Egito também abriga a usina solar Benban, a maior usina solar do mundo, com capacidade total de 1.465 MW.

O Egito está planejando investir até US $ 4 bilhões em um projeto para gerar gás hidrogênio verde por meio da eletrólise da água, de acordo com o ministro egípcio de Eletricidade e Energia Renovável, Mohamed Shaker. O ministro destacou que o projeto está atualmente em fase de estudos de viabilidade, em consulta com o Fundo Soberano do Egito e um grupo de ministérios interessados, e será apresentado na próxima semana. Shaker disse que uma área de mais de 7.000 quilômetros quadrados foi alocada para projetos de produção de energia renovável no Egito, a partir da qual pode produzir cerca de 90.000 megawatts (MW). O Ministério da Eletricidade e Energia Renovável estabeleceu uma meta de 42 por cento do total da energia produzida no Egito ser proveniente de fontes renováveis ​​até 2035. Até o final deste ano, terá aumentado o total para 20 por cento, um ano antes de cronograma. O Egito também abriga a usina solar Benban, a maior usina solar do mundo, com capacidade total de 1.465 MW.

O Egito também abriga a usina solar Benban, a maior usina solar do mundo, com capacidade total de 1.465 MW. Shaker revelou que o volume de investimentos no setor elétrico desde o início da reforma até agora está estimado em EGP500 bilhões (US $ 32 bilhões). Ele estimou que o investimento total no desenvolvimento de empresas de distribuição de energia elétrica é de cerca de EGP 36 bilhões, enquanto a iniciativa Vida Decente, que visa melhorar as redes de distribuição do país, deve fornecer fundos entre EGP60 e EGP70 bilhões.

Source: www.arabnews.com

TOTAL E&P UGANDA CONDICIONALMENTE PRÊMIOS PRINCIPAIS CONTRATOS PARA O DESENVOLVIMENTO DO PROJETO TILENGA 14/06/2021 COMUNICADO À IMPRENSA TOTAL E&P UGANDA CONDICIONALMENTE PRÊMIOS PRINCIPAIS CONTRATOS PARA O DESENVOLVIMENTO DO PROJETO TILENGA 14/06/2021 PRESS RELEASE TOTAL E&P UGANDA CONDICIONALMENTE PRÊMIOS PROJETOS PRINCIPAIS DE DESENVOLVIMENTO DA TILENGA

Total E&P Uganda, assinou Cartas de Premiação Condicional para a Engenharia, Aquisição, Fornecimento, Construção e Comissionamento (EPSCC), bem como cinco pacotes de perfuração para o projeto Tilenga localizado nos Distritos de Nwoya e Buliisa. instalações de superfície As cartas referem-se a:

1. Um consórcio compreendendo CB&I UK Limited (uma empresa) International Petroleum Service Corporation McDermott e Sinopec (SINOPEC) para a Engenharia, Aquisição, Fornecimento, Construção e Comissionamento (EPSCC) da Central de Processamento (CPF), linhas de fluxo e outras instalações de superfície associadas.
2. Schlumberger Oilfield Eastern Limited para três (3) pacotes de engenharia de poços; Completações superiores, levantamento artificial e serviços associados.
   Perfuração, Medições durante a perfuração, Montagem, Transmissão de Dados e Serviços de Centro de Operação em Tempo Real Perfilagem Direcional de Poços, Casas de Botão, Árvores de Natal e Serviços Associados.
3. Vallourec Oil and Gas France para um (1) pacote de aquisição de poço Revestimento, Tubulação e Serviços Associados.
4. ZPEB Uganda Co. Limited para um (1) pacote de plataformas – Plataformas de perfuração terrestre, operação tubular e serviços de pesca. Essas concessões condicionais são uma primeira etapa que permite o lançamento da engenharia detalhada (quando aplicável, como para o EPSCC) e atividades de aquisição antes da aprovação final pelos Parceiros.

“Após uma avaliação abrangente, competitiva e minuciosa de propostas e processo de contratação que começou com a apresentação em fases da Engenharia de Front-End e propostas para garantir a otimização do projeto, temos o prazer de assinar estas cartas de adjudicação condicionais para o projeto Tilenga a estes 5 altamente qualificados participantes da indústria. O lançamento desses contratos reforça o nosso compromisso em desenvolver o projeto Tilenga, maximizando o valor e a viabilidade do projeto e observando os mais rigorosos padrões de Saúde, Segurança, Social, Meio Ambiente e Qualidade aos quais o empreiteiro deve aderir “, disse o Gerente , Total E&P Uganda Design (FEED) Sr. Pierre Jessua, Geral As empresas acima também se comprometeram significativamente com a promoção de conteúdo nacional por meio do emprego de ugandenses, do uso de bens / serviços de Uganda e da transferência de tecnologia. “Graças a esta primeira etapa, a fase de desenvolvimento do projeto Tilenga tem uma meta de atingir o primeiro petróleo em 43 meses. Todas as empresas irão empregar seus anos de experiência e tecnologia de ponta para entregar o projeto de retenção de valor sustentável na economia enquanto garantindo também por meio da promoção de conteúdo nacional “, acrescentou Pierre Jessua

O envolvimento das partes interessadas começou com todas as partes interessadas, incluindo o distrito e os líderes locais, bem como as comunidades vizinhas.
A Total E&P Uganda está comprometida em realizar suas atividades de maneira exemplar e transparente em termos de meio ambiente, saúde, segurança e engajamento social. A empresa adere aos mais elevados padrões nacionais e internacionais, incluindo os padrões do Banco Mundial – International Finance Corporation, bem como os Princípios Orientadores das Nações Unidas sobre Negócios e Direitos Humanos.

Fatos importantes sobre o projeto de Tilenga:
6 campos a serem desenvolvidos Capacidade de produção de 190.000 barris por dia 1 Unidade de processamento central localizada em Buliisa, fora do Parque Nacional de Murchison Falls 426 poços a serem perfurados em 31 blocos de poços O projeto foi projetado para minimizar em o Parque Nacional de Murchison Falls, a pegada das instalações temporárias e permanentes, que ocupará menos de 0,05% da superfície do parque.

Sobre a Total Energies em Uganda
A Total Energies está presente em Uganda desde 1955 por meio de suas operações de marketing e tem 200 estações em todo o país.
A Total E&P Uganda é uma afiliada upstream que está liderando as atividades de desenvolvimento para a produção na área do projeto Tilenga – Área de Exploração 1 (EA-1) e Área de Exploração 2 Norte (EA-2N) na região de Albertine.
Sobre a TotalEnergies A TotalEnergies é uma ampla empresa de energia que produz e comercializa energias em escala global: petróleo e biocombustíveis, gás natural e gases verdes, eletricidade. os funcionários estão comprometidos com uma energia cada vez mais acessível, limpa, confiável e acessível a energias renováveis ​​e com o maior número possível de pessoas. Presente em mais de 130 países, a TotalEnergies coloca o desenvolvimento sustentável em todas as suas dimensões no centro de seus projetos e operações para contribuir com o bem-estar das pessoas.

Nota de advertência
Este comunicado de imprensa, do qual não podem ser extraídas consequências jurídicas, é apenas para fins informativos. As entidades nas quais a TotalEnergies SE possui investimentos direta ou indiretamente são pessoas jurídicas distintas. A TotalEnergies SE não se responsabiliza por seus atos ou omissões. Neste documento, os termos “TotalEnergies”, “TotalEnergies” Empresa “e” Empresa “são algumas vezes usados ​​por conveniência. Da mesma forma, as palavras” nós “,” nos “e” nosso “também podem ser usados ​​para se referir a subsidiárias em geral ou para aqueles que trabalham para eles.

Este documento pode conter informações prospectivas e declarações baseadas em uma série de dados econômicos e suposições feitas em um determinado ambiente econômico, competitivo e regulatório. Eles podem se revelar imprecisos no futuro e estão sujeitos a uma série de fatores de risco. Nem a TotalEnergies SE nem qualquer uma de suas subsidiárias assume qualquer obrigação de atualizar publicamente quaisquer informações prospectivas ou declarações, objetivos ou tendências contidas neste documento, seja como resultado de novas informações, eventos futuros ou de outra forma.

Source: corporate.totalenergies.ug