Author: admin

Moçambique anunciou um novo projeto de gasoduto de US$ 1,5 bilhão com a Zâmbia, o mais recente de uma série de projetos promissores de infraestrutura energética para o país da África Austral, segundo a agência de notícias moçambicana AIM.

O presidente Daniel Chapo anunciou o acordo de cooperação, assinado pelos dois governos na manhã de quarta-feira, à margem da abertura da 11ª Conferência de Mineração e Energia de Moçambique (MMEC).

O gasoduto proposto ligará a cidade costeira da Beira, em Moçambique, a Ndola, a mais de 1.000 quilômetros a noroeste, no centro da Zâmbia. Com uma capacidade anual de transporte de 3,5 milhões de toneladas métricas, espera-se que o projeto reduza significativamente o tráfego rodoviário ao longo do Corredor da Beira, que conecta a cidade portuária a países do interior sem litoral.

O financiamento para o projeto, que também inclui a construção de infraestrutura de armazenamento em cada extremidade do gasoduto, permanece incerto, embora Chapo tenha afirmado que o comissionamento deve ocorrer dentro de quatro anos.

O setor extrativo está crescendo em Moçambique, com a mineração crescendo 12% em relação ao ano anterior e mais de 117 embarques da plataforma Coral Sul FLNG (gás natural liquefeito flutuante), operada pela gigante italiana Eni.

Chapo também compartilhou notícias sobre um segundo novo projeto, uma joint venture entre a estatal moçambicana de combustíveis Petromoc e o Grupo Aiteo Eastern E&P, para construir uma refinaria modular de combustível no país.

Com previsão de implementação em 24 meses, a nova refinaria terá capacidade de processamento de 200 mil barris por dia de combustível líquido, além de capacidade de armazenamento para 160 mil toneladas de combustível líquido e 24 mil toneladas de GLP (gás liquefeito de petróleo). A unidade de última geração produzirá gasolina, diesel, nafta e combustível de aviação A1 para o mercado nacional e internacional.

Chapo elogiou o projeto como “transformador”, observando que “posicionará Moçambique como um ator relevante na cadeia de valor dos combustíveis líquidos, com impacto positivo na criação de empregos e na substituição de importações”.

O país consolidou sua posição como fornecedor estratégico de GNL (gás natural liquefeito) com a recente aprovação de uma segunda plataforma de GNL na Bacia do Rovuma e novos movimentos em dois megaprojetos de GNL há muito adiados. A TotalEnergies, empresa francesa responsável por um projeto de GNL onshore de US$ 20 bilhões no norte de Moçambique, anunciou na terça-feira que espera retomar as obras em breve.

O projeto foi interrompido anteriormente em 2021, após insurgentes islâmicos tomarem a cidade vizinha de Palma em um terrível ataque que durou vários dias e matou pelo menos uma dúzia de civis, incluindo funcionários estrangeiros.

Embora a situação em Cabo Delgado permaneça volátil, o CEO da TotalEnergies, Patrick Pouyanné, está otimista. “O objetivo é reiniciar [o projeto] em meados de 2025”, disse ele durante a apresentação dos resultados do primeiro trimestre do grupo, em 30 de abril.

Enquanto isso, um segundo projeto de GNL onshore, liderado pela gigante americana ExxonMobil, também se prepara para retornar a Moçambique, contratando a empresa italiana Bonatti para reformar uma base na Península de Afungi até o final de agosto. O local é considerado fundamental para a retomada do projeto de GNL de US$ 27 bilhões, pois fornecerá alojamento e uma base operacional para o pessoal que trabalha no desenvolvimento das instalações de GNL.

Source: The Macao News

A Eni confirma os resultados preliminares do poço Capricornus 1-X, na bacia de Orange, na Namíbia, conforme relatado pela operadora Rhino Resources.

O poço Capricornus 1-X, perfurado em 17 de fevereiro com o navio-sonda Noble Venturer, atingiu a profundidade total em 2 de abril, penetrando com sucesso o alvo do Cretáceo Inferior. O poço encontrou 38 m de espessura líquida, com o reservatório apresentando boas propriedades petrofísicas e sem contato com água. Amostras de hidrocarbonetos e testemunhos de parede lateral foram coletados por meio de operações intensivas de perfilagem por wireline.

Além da aquisição por wireline, o poço concluiu com sucesso um teste de produção no reservatório contendo óleo leve. O poço atingiu uma vazão com restrição de superfície superior a 11.000 stb/d em um choke de 40/64″. O óleo leve de 37° API apresentou gás associado limitado, com menos de 2% de CO2 e sem sulfeto de hidrogênio. Estudos laboratoriais serão conduzidos em amostras de fluidos coletadas durante o teste.

O poço será temporariamente tamponado e abandonado, e a sonda será liberada.

A Licença de Exploração de Petróleo 85 (PEL85), onde o poço foi perfurado, é operada pela Rhino Resources com uma participação operacional de 42,5%. Os co-empreendedores são Azule Energy (42,5%), Namcor (10%) e Korres Investments (5%). A Eni e a BP detêm, cada uma, 50% de participação na Azule Energy.

Source: Eni

A Perseus Mining Ltd. anunciou que foi tomada uma Decisão Final de Investimento (FID) para desenvolver o Projeto de Ouro Nyanzaga (NGP) na Tanzânia, após uma atualização do Estudo de Viabilidade (FS) do NGP.

A Perseus comprometeu-se a investir aproximadamente US$ 523 milhões (incluindo contingências) para desenvolver e preparar a operação da mina, que deverá produzir o primeiro ouro no primeiro trimestre de 2027. O desenvolvimento do NGP será financiado exclusivamente por meio de empréstimos intercompanhias sem juros, fornecidos pela Perseus, a partir de seu saldo de caixa e ouro de US$ 801 milhões em 31 de março de 2025.

Prevendo uma FID positiva, a Perseus investiu aproximadamente US$ 27,5 milhões até o momento para capacitar a equipe do projeto e iniciar os trabalhos iniciais, que incluem o estabelecimento do local, a instalação de acomodações temporárias para a construção e terraplenagem em massa, bem como a implementação do Plano de Ação de Realocação (RAP) para construir novas moradias para as pessoas impactadas por futuras atividades de construção e operação.

O Plano de Mineração atualizado incorpora descobertas e recomendações de uma série de avaliações técnicas abrangentes realizadas pela equipe técnica da Perseus. Notavelmente, a Perseus optou por uma operação de mineração a céu aberto em larga escala para a primeira fase de desenvolvimento, em detrimento de uma opção combinada de mineração a céu aberto e subterrânea em menor escala, contemplada pelos proprietários anteriores. As principais métricas associadas ao Plano de Mineração NGP incluem as seguintes:

Métricas de Produção e Custo (base 100%):

– A produção total de ouro ao longo de 11 anos, com a vida útil da mina da Fase 1, é atualmente estimada em 2,01 milhões de onças, com base em uma Reserva Provável de Minério JORC 2012 de 52,0 Mt a 1,40 g/t de ouro para 2,3 milhões de onças.

– A produção média de ouro é superior a 200.000 onças de ouro/ano do ano fiscal de 2028 ao ano fiscal de 2035, com pico de produção de 246.000 onças no ano fiscal de 2028.

Ao longo da vida útil da mina, o Custo Total do Sítio (AISC) médio estimado é de US$ 1.211/oz.

– O custo de capital para a planta e infraestrutura do sítio é estimado em US$ 472 milhões, incluindo US$ 49 milhões de contingência e capital de pré-produção de US$ 51 milhões, resultando em um custo total de capital para a primeira extração de ouro de US$ 523 milhões.

Métricas de Investimento (base 100%):

Aplicando o preço de longo prazo do ouro estimado pela Perseus de US$ 2.100/oz, as métricas de investimento do NGP incluem:

– Fluxo de caixa livre não descontado antes dos impostos de US$ 1,133 bilhão e depois dos impostos de US$ 706 milhões (ou US$ 2,252 milhões antes dos impostos e US$ 1,471 milhões depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

 Valor Presente Líquido (VPL 10%) de US$ 404 milhões antes dos impostos e US$ 202 milhões depois dos impostos (ou US$ 1,010 milhão antes dos impostos e US$ 617 milhões depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

– Taxa Interna de Retorno (TIR) ​​de 26% antes dos impostos e 19% depois dos impostos (ou 45% antes dos impostos e 34% depois dos impostos a um preço do ouro de US$ 2.700/oz).

O FID para prosseguir com o desenvolvimento do NGP baseia-se na capacidade demonstrada pela Perseus de desenvolver e operar com sucesso minas de ouro modernas no continente africano. A Perseus já desenvolveu com sucesso e opera atualmente três minas de ouro, incluindo Edikan, Sissingué e, mais recentemente, a mina de ouro Yaouré, que foi entregue antes do prazo e abaixo do orçamento em 2020, utilizando grande parte da mesma equipe que será alocada no desenvolvimento do NGP.

Uma segunda fase de perfuração para definição de recursos está em andamento no NGP com o objetivo de converter Recursos Minerais Inferidos em Recursos Minerais Indicados, o que potencialmente permitiria a expansão substancial da Reserva de Minério e a extensão da vida útil da operação do NGP durante a segunda fase do Projeto, além da vida útil da mina atualmente projetada de 11 anos.

Source: Global Mining Review

A Namíbia recebeu um impulso com a descoberta de petróleo leve de “alta qualidade” pela Rhino Resources em seu mais recente poço, e a produtora de petróleo americana Chevron afirmou estar considerando uma nova campanha de perfuração em 2026 ou 2027.

Um ponto de interesse global para exploração, o país do sul da África pretende produzir seu primeiro petróleo na virada da década, após uma série de descobertas recentes da Shell, TotalEnergies e Galp Energia.

Os resultados comprovaram a existência de um reservatório de petróleo leve de alta qualidade, sem contato observado com água”, afirmou Travis Smithard, CEO da Rhino Resources, em um comunicado.

A exploradora de energia africana Rhino Resources encontrou petróleo leve em seu segundo poço de exploração bem-sucedido, Capricornus 1-X, perfurado na prolífica Bacia de Orange, na costa da Namíbia.

A empresa, com sede na Cidade do Cabo, é a operadora da Licença de Exploração de Petróleo 85 em parceria com a Azule Energy, uma joint venture entre a BP e a Eni, bem como com a petrolífera nacional Namcor e a Korres Investments.

O poço encontrou 38 metros de net pay, com o reservatório apresentando boas propriedades petrofísicas e sem contato com a água, informou a Rhino Resources.

O poço, que concluiu com sucesso um teste de produção no reservatório contendo petróleo leve, será temporariamente tampado e abandonado, informou a empresa sobre o mais recente sucesso de exploração em uma das fronteiras de exploração mais promissoras do mundo.

A Rhino Resources e seus parceiros considerarão análises pós-perfuração para determinar sua estratégia em todo o bloco, afirmou a empresa após a perfuração do poço Sagittarius 1-X em fevereiro também ter interceptado um reservatório de hidrocarbonetos.

A petrolífera francesa TotalEnergies espera tomar uma decisão final de investimento sobre sua descoberta de Venus na Bacia de Orange no próximo ano, um projeto que contará com um navio flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) atracado, provavelmente produzindo o primeiro petróleo do país em meio a grandes desafios na conversão de gás em petróleo.

A ExxonMobil também estava realizando estudos detalhados em vastas áreas na costa da Namíbia para identificar novos alvos de perfuração, disse o comissário de petróleo do país em uma conferência de energia namibiana na capital Windhoek.

“O que estamos dizendo é que, com a exploração, com o trabalho realizado desde as descobertas que fizemos, mal começamos a arranhar a superfície”, disse a comissária Maggy Shino aos delegados.

Source: Baird Maritime

O Independent Petroleum Group (IPG), do Kuwait, conquistou dois contratos de construção de petróleo no Sudão e em Moçambique, com um valor total de cerca de US$ 50 milhões, informou a empresa na quinta-feira.

O projeto em Port Sudan, no Mar Vermelho, envolve a construção de tanques de armazenamento de petróleo no valor de quase US$ 30 milhões, informou o IPG em um comunicado da bolsa.

O segundo contrato inclui a construção de tanques de GLP em Matola, perto da capital Maputo, afirmou a empresa.

“Os dois projetos terão um impacto positivo nas receitas da empresa e em seu desempenho a médio e longo prazo”, acrescentou.

Source: Zawya

A Genmin assinou um Memorando de Entendimento com a Sinohydro Corporation em relação ao desenvolvimento do principal projeto da Genmin, Baniaka, no Gabão.

O Memorando de Entendimento visa estabelecer uma relação de cooperação e colaboração entre a Genmin e a Sinohydro para o desenvolvimento do projeto Baniaka, um dos três projetos de minério de ferro no Gabão desenvolvidos pela Genmin, listada na ASX.

Nos termos do Memorando de Entendimento, a Genmin compartilhará informações com a Sinohydro para auxiliá-la na elaboração de uma proposta técnica e comercial para a construção de Baniaka, incluindo uma proposta de contrato para engenharia, aquisição e construção (EPC) de uma mina e infraestrutura em Baniaka; e uma proposta separada para serviços de mineração e exploração em Baniaka.

A Genmin concederá à Sinohydro um período de exclusividade, a ser acordado, para a elaboração da proposta de construção de Baniaka e, sujeito ao recebimento de uma proposta e de termos do Contrato de EPC que sejam aceitáveis ​​para a Genmin, as partes envidarão esforços razoáveis ​​para negociar e executar um contrato de EPC juridicamente vinculativo.

Além disso, a Sinohydro auxiliará a Genmin a obter pelo menos US$ 250 milhões em financiamento de instituições financeiras, investidores e compradores de minério de ferro para o desenvolvimento do projeto Baniaka.

Estamos extremamente satisfeitos por termos assinado um Memorando de Entendimento vinculativo com a Sinohydro, que possui um histórico comprovado no Gabão, tendo construído a usina hidrelétrica de Grand Poubara perto de Baniaka, bem como vasta experiência em construção de infraestrutura de energia e transporte.

“A Sinohydro oferece à Genmin a oportunidade de avançar rapidamente nas atividades de construção do caminho crítico em Baniaka, minimizando assim o prazo para levar minério de ferro verde de alta qualidade ao mercado”, afirma Andrew Taplin, CEO da Genmin.

A Genmin planeja desenvolver Baniaka como uma operação de cinco milhões de toneladas por ano, que pode ser expandida para, eventualmente, produzir pelo menos dez milhões de toneladas por ano de minério de ferro.

A produção comercial está prevista para o final de 2026.

Source: Mining Weekly

A BW Energy anunciou que seu segundo poço secundário DBM-1 ST2 confirmou a descoberta substancial de petróleo, com boa qualidade de reservatório e fluido, no prospecto Bourdon, na Licença Dussafu, na costa do Gabão. As estimativas da administração indicam 56 milhões de barris de petróleo no local, dos quais aproximadamente 25 milhões de barris são considerados recuperáveis.

“O poço de avaliação confirma o potencial para o estabelecimento de um novo cluster de desenvolvimento com uma unidade de produção seguindo o projeto MaBoMo. Esperamos pelo menos quatro poços produtores”, disse Carl K. Arnet, CEO da BW Energy. “Continuamos a expandir com sucesso a base de reservas de Dussafu, que, juntamente com múltiplos prospectos adicionais ainda a serem perfurados, apoiará a produção e a criação de valor a longo prazo no Gabão.”

Os dados iniciais mostram que o petróleo do campo de Bourdon apresenta a menor viscosidade entre as descobertas de Dussafu, medindo uma média de 3,5 centipoise (cp), em comparação com 5 cp e 7 cp dos campos de Hibiscus/Tortue e Ruche, respectivamente.

A avaliação dos dados de perfilagem e das medições de pressão da formação confirma uma espessura de aproximadamente 11,2 metros em uma coluna total de hidrocarbonetos de 35,2 metros na formação Gamba. O poço foi perfurado pela sonda autoelevatória Norve a uma profundidade total de 4.731 metros.

Bourdon está localizado a aproximadamente 15 quilômetros a oeste da FPSO BW Adolo e 7,5 quilômetros a sudeste da instalação MaBoMo. A descoberta permitirá à BW Energy reservar reservas adicionais não incluídas em sua Declaração de Reservas de 2024.

Source: World Oil

A SPIE Global Services Energy anunciou a assinatura de um contrato de cinco anos com a Sonangol Exploração & Produção para a manutenção geral do complexo petrolífero do Bloco 3/05 em Angola.

Este contrato, que teve início no início de setembro de 2024, abrange a manutenção offshore das plataformas Cobo, Pacassa e Palanca no Bloco 3/05, campos petrolíferos localizados a cerca de 200 km da costa de Luanda e operados pela Sonangol Exploração & Produção. A SPIE Global Services Energy presta serviços gerais de manutenção, abrangendo equipamentos elétricos e mecânicos, HVAC (aquecimento, ventilação e ar condicionado), bem como turbomáquinas, instrumentação e sistemas de automação.

Os serviços prestados ao Bloco 3/05 são adaptados às necessidades específicas das instalações e são orientados para a manutenção corretiva e condicional, em vez da manutenção preventiva sistemática. “A natureza do local exige mais pessoal do que um campo padrão. Os nossos requisitos de segurança são particularmente rigorosos e formamos as nossas equipas com o objetivo de garantir a segurança ideal nos vários locais”, explica Jean-Claude Roumagnac, Diretor de Operações para Angola e Moçambique.

A SPIE Global Services Energy é responsável por parte da manutenção do Bloco 3/05 desde 2012. Com o tempo, uma colaboração de confiança e um espírito de parceria se desenvolveram com o cliente. Este foi um dos fatores decisivos para a obtenção deste contrato fundamental, abrangendo todos os locais.

Source : Spie Oil & Gas

O Grupo AD Ports selecionou a Mar Construction Civil & Obras Públicas – LDA para projetar e construir a infraestrutura de superfície e marítima do Terminal de Luanda da Noatum Ports, no maior porto de Angola.

Além disso, a Dar Al Handasah Consultants Shair & Partners fornecerá serviços de Gestão de Projetos e Supervisão de Construção.

O Porto de Luanda movimenta 76% dos contêineres e carga geral de Angola, servindo como uma porta de entrada vital para países sem litoral, como a República Democrática do Congo e a Zâmbia.

No âmbito de um contrato de concessão de 20 anos assinado em abril de 2024, a AD Ports investirá US$ 250 milhões até 2026 para modernizar o terminal.Em 30 de janeiro de 2025, o Grupo iniciou a gestão do terminal multiuso, marcando sua expansão para a África Subsaariana e reforçando seu compromisso com a infraestrutura logística regional.

O projeto de modernização transformará o terminal em uma instalação para carga geral, contêineres e operações RoRo.Com 16 metros de profundidade, será o único terminal no Porto de Luanda com capacidade para receber navios Super Post-Panamax de até 14.000 TEUs.

O terminal de 192.000 metros quadrados será modernizado com tecnologia avançada, e a previsão é de que as obras sejam concluídas até o primeiro trimestre de 2027.

Após a conclusão, a capacidade de contêineres aumentará de 25.000 TEUs para 350.000 TEUs, com volumes RoRo superiores a 40.000 veículos.

Mohamed Eidha Tannaf AlMenhali, CEO Regional do AD Ports Group, afirmou: “Esta iniciativa de modernização não só transformará o Terminal de Luanda da Noatum Ports em uma instalação de última geração, como também aumentará significativamente sua capacidade e eficiência.

“Ao acomodar navios Super Post-Panamax e aumentar a capacidade de movimentação de contêineres e RoRo, estamos comprometidos em fornecer aos nossos clientes e clientes na região um serviço superior e soluções logísticas integradas.”

Source: Port Technology

A Lime Petroleum, uma subsidiária norueguesa da Rex International de Cingapura, assinou um contrato com a Borr Gerd Limited, uma afiliada da Borr Drilling, para uma plataforma autoelevatória moderna de sua frota a ser usada em uma campanha de perfuração na África Ocidental.

A plataforma autoelevatória Borr Gerd será utilizada para uma campanha de perfuração prevista de 120 dias no campo petrolífero de Sèmè, na costa do Benim. A operadora do campo é a Akrake Petroleum Benin, subsidiária integral da Lime.

Além da Akrake, que detém aproximadamente 76% de participação no campo de Sèmè, o governo do Benim detém 15% e a Octogone Trading, 9% de participação no campo. Conforme divulgado pela Rex, a Akrake pretende apresentar um plano de desenvolvimento do campo de Sèmè ao Ministério de Energia, Água e Minas do Benim e reiniciar a produção no segundo semestre de 2025.

Descoberto pela Union Oil em 1969, o campo de Sèmè foi inicialmente desenvolvido pela norueguesa Saga Petroleum, produzindo aproximadamente 22 milhões de barris entre 1982 e 1998, antes da interrupção da produção devido aos baixos preços do petróleo no final da década de 1990. A Akrake Petroleum assinou um contrato de partilha de produção (PSC) para a operação e participação operacional no campo no final de 2023.

Com base no relatório de status da frota da Borr Drilling de fevereiro de 2025, a sonda iniciou as operações com a Eni offshore do Congo no início de dezembro de 2024, onde deverá permanecer até maio de 2025. A nova designação deverá levá-la à África Ocidental de junho a setembro de 2025.

A plataforma autoelevatória Gerd, construída em 2018, é do tipo PPL Pacific Classe 400 e tem capacidade para 150 pessoas. Construída no estaleiro PPL Shipyard PTE em Singapura, a plataforma é capaz de operar em profundidades de até 122 metros, e sua profundidade máxima de perfuração é de 9.100 metros.

A plataforma passou por uma ampla gama de etapas de fabricação, reparo e modernização nas instalações da Crystal Offshore em Abu Dhabi, de setembro a outubro de 2024.

Conforme consta no relatório de pessoa qualificada (RQ) de agosto de 2024 e confirmado no mês passado, o campo demonstrou boa produtividade. O plano é inicialmente redesenvolvê-lo em fases, com o objetivo de reiniciar a produção e maximizar a recuperação de petróleo por meio do uso de poços horizontais e tecnologia moderna de completação para um controle eficaz da água.

Source: Offshore Energy