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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

A Drydocks World recebeu o contrato para a reforma e extensão da vida útil do FPSO BAOBAB IVOIRIEN, pela MODEC Management Services Pte. Ltd., fortalecendo ainda mais sua posição como líder global em atualizações complexas de ativos offshore.

Com início previsto para maio de 2025, o projeto acelerado de oito meses no navio Floating Production Storage and Offloading (FPSO) envolverá amplas melhorias estruturais, incluindo 1.000 toneladas de renovação de aço, 250.000 metros quadrados de revestimento de tanque e 11.500 metros de nova tubulação.

O escopo também abrange melhorias nos alojamentos da tripulação e integração de tecnologias avançadas para aumentar sua eficiência e confiabilidade. Após a conclusão, a vida útil do navio será estendida em 15 anos, garantindo a produção de energia sustentada para a África Ocidental.

A Drydocks World, uma empresa da DP World, tem um histórico comprovado em reformas, extensões de vida útil e conversões de embarcações, tendo concluído com sucesso mais de 50 projetos semelhantes, incluindo mais de 30 atualizações de FPSO. Este último contrato ressalta sua expertise inigualável em engenharia offshore e soluções de extensão de vida útil, ao mesmo tempo em que reafirma seu compromisso em fornecer soluções personalizadas que atendam às necessidades operacionais exclusivas de seus clientes.

O FPSO BAOBAB IVOIRIEN desempenha um papel crucial na produção offshore da África Ocidental, com uma capacidade de processamento de 70.000 barris de petróleo por dia (bpd) e 75 milhões de pés cúbicos de gás natural. Ele também pode injetar 100.000 bpd de água e armazenar até dois milhões de barris de petróleo bruto. A embarcação, atualmente operando no campo de petróleo Baobab, a 25 km da costa da Costa do Marfim, será realocada para as instalações da Drydocks World em Dubai para sua reforma de oito meses.

A cerimônia de assinatura do contrato, realizada na Drydocks World, contou com a presença de Rado Antolovic, CEO da Drydocks World, e Gary Kennedy, presidente da MODEC Management Services Pte. Ltd.

O Capitão Rado Antolovic PhD, CEO da Drydocks World, disse: “A assinatura deste acordo com a MODEC destaca nossa expertise em projetos complexos de reforma e extensão de vida de FPSO. Nosso histórico comprovado na execução de obras de engenharia offshore de larga escala nos posiciona como o parceiro ideal para aumentar a longevidade, eficiência e segurança operacional da embarcação. Temos orgulho de apoiar a MODEC na garantia da eficiência e confiabilidade de longo prazo de seu FPSO.”

Gary Kennedy, Presidente, MODEC Management Services Pte. Ltd., disse: “A concessão deste contrato é o resultado de um rigoroso processo de seleção para encontrar o melhor parceiro para este projeto crítico. A vasta experiência da Drydocks World em atualizações de FPSO e seu compromisso com a qualidade e a segurança os tornaram a escolha ideal. As operações em águas profundas da embarcação exigem reformas precisas e medidas de extensão de vida útil para superar desafios complexos de engenharia e operação, ao mesmo tempo em que garantem eficiência e segurança a longo prazo.

“Estamos ansiosos para trabalhar em estreita colaboração com a Drydocks World para entregar uma embarcação revitalizada que continuará a desempenhar um papel fundamental na produção offshore da Costa do Marfim.”

Originalmente convertido em 2003 de um Ultra Large Crude Carrier (ULCC), o FPSO BAOBAB IVOIRIEN foi projetado com topsides expansíveis para maximizar a capacidade de produção offshore. FPSOs como este são essenciais em operações em águas profundas, permitindo o processamento de petróleo bruto e gás no mar antes de transferir recursos para navios-tanque ou oleodutos.

A Drydocks World permanece na vanguarda da inovação offshore, fornecendo soluções de engenharia de classe mundial que aprimoram os ativos desempenho, longevidade e sustentabilidade no setor energético global.

Source: Drydocks

A Eni e a Vitol concordaram que a Vitol adquirirá interesses em certos ativos de propriedade da Eni na Costa do Marfim e na República do Congo por uma contraprestação agregada de US$ 1,65 bilhão, com ajuste de caixa padrão no fechamento.

A Vitol adquirirá um interesse em ativos e blocos de produção de petróleo e gás em exploração, avaliação e desenvolvimento. Isso inclui o projeto Baleine na Costa do Marfim, onde a Eni tem uma participação de 77,25% e a Vitol adquirirá uma participação de 30%, e o projeto Congo LNG na República do Congo, onde a Eni tem uma participação de 65% e a Vitol adquirirá uma participação de 25%. A Eni e a Vitol já são parceiras nos projetos OCTP e Block 4 em Gana, e este acordo consolida ainda mais a cooperação entre as duas empresas na África Ocidental.

Esta transação está em linha com a estratégia da Eni que visa otimizar as atividades upstream, por meio de um rebalanceamento do portfólio que prevê a valorização antecipada das descobertas de exploração por meio de uma redução de participações nelas (o chamado modelo de exploração dual).

A Vitol tem uma presença upstream na região da África Ocidental há muitos anos. Além disso, tem um portfólio de investimentos relacionados a infraestrutura e downstream.

As partes buscarão concluir os acordos para a venda e compra dos interesses descritos acima o mais rápido possível. A conclusão estará sujeita a condições precedentes, incluindo a obtenção de aprovações regulatórias relevantes.

Source: Vitol