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A companhia petrolífera norueguesa Aker BP está aumentando suas ambições de crescimento devido ao forte desempenho de 2018.

A Aker BP anunciou na sexta-feira que planeja triplicar sua produção até 2025, para reduzir os custos de produção de US $ 12 para US $ 7 por barril até 2023, e para aumentar significativamente o pagamento de dividendos aos acionistas.

“O futuro da indústria de E & P pertence às empresas de petróleo mais competitivas e eficientes”, afirma Karl Johnny Hersvik , diretor executivo da Aker BP.

A produção da Aker BP em 2018 foi de 155,7 mboepd. A orientação para 2019 foi definida em 155-160 mboepd.

A empresa está planejando o que descreve como um programa de exploração de alto potencial para 2019, com 15 prospectos a serem perfurados, visando recursos prospectivos líquidos não-riscados de 500 milhões de barris de equivalentes de petróleo (“mmboe”).

A empresa pretende investir cerca de US $ 500 milhões em obras exploratórias este ano.

“Este é um programa de exploração muito emocionante. Estamos investindo para encontrar barris lucrativos em torno de nossos hubs, testar novas peças e gerar novas oportunidades potenciais de desenvolvimento independente para a Aker BP ”, diz Hersvik.

Os gastos de capital em 2018 totalizaram US $ 1,2 bilhão, US $ 100 milhões abaixo do planejado, e todos os desenvolvimentos atuais do campo permanecem no caminho certo, disse a empresa.

“Cumprimos as metas que estabelecemos para 2018. A Aker BP está bem posicionada para cumprir nossas ambições para os próximos anos”, diz Hersvik.

A Aker BP aumentou suas reservas para 917 mmboe em 2018, impulsionada pela conversão de recursos em reservas, especialmente na área de Valhall. Por meio de aquisições e descobertas de licenças, os recursos contingentes da empresa aumentaram para 946 mmboe.

Produção para impulsionar o portfólio existente

“A empresa tem uma oportunidade grande e robusta em seu portfólio existente. Essas oportunidades representam um potencial para triplicar a produção da Aker BP até 2025 ”, disse a Aker BP,

O primeiro óleo do campo de Johan Sverdrup está planejado para novembro de 2019. Na produção total (Q4 2022), Johan Sverdrup contribuirá com mais de 75 mboepd líquidos para a Aker BP.

Aker BP está visando um desenvolvimento de área de 550 mmboe no NOAKA. O break-even do projeto de ciclo completo para o conceito PQ da Aker BP é de US $ 35 por barril

Além disso, a empresa diz que continua a liberar o potencial de recursos na área de Valhall no Mar do Norte.

Projetos sancionados e não sancionados contribuirão para dobrar a produção da Valhall em relação a 2018, disse a Aker BP.

Além disso, o desenvolvimento do Ærfugl impulsionará a produção da Skarv, e a produção do campo de Ivar Aasen deverá permanecer estável em torno dos níveis atuais. Adições significativas de recursos na área de Alvheim podem aumentar a produção para 2023, disse a Aker BP.

Além disso, a ambição da Aker BP de rejuvenescer a Ula como um hub de área inclui o aumento da recuperação de petróleo do reservatório de Ula, conexões de descobertas, incluindo King Lear, e o potencial de exploração na área.

Quanto aos acionistas, o Conselho propõe dividendos para 2019 de US $ 750 milhões, acima dos US $ 450 milhões em 2018, com a ambição de aumentar os pagamentos de dividendos em US $ 100 milhões por ano até 2023.

“A ambição da Aker BP é devolver a criação de valor aos acionistas. A ambição dos dividendos é um reflexo do crescimento da empresa, criação de valor e forte posição financeira, diz a Hersvik.

 

A Petróleo Brasileiro produziu uma média de 2,03 milhões de barris por dia (bpd) no Brasil no ano passado, informou a companhia em comunicado divulgado na terça-feira, pouco abaixo da meta da empresa de 2,1 milhões de bpd.

A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras foi de 2,63 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe / d), com 101 mil boe / d produzidos no exterior, informou. A empresa tinha como meta 2,7 milhões de boe / d. 

A petroleira destacou a entrada de quatro novos sistemas de produção em operação no ano e o desenvolvimento da produção do pré-sal. Por outro lado, o desempenho foi pressionado por atrasos para a entrega de plataformas e por vendas de ativos, que dificultaram o atingimento das marcas desejadas pela estatal.

Já a média anual da produção total operada pela companhia estatal, incluindo parcela própria e de terceiros, foi de 3,29 milhões boed em 2018, sendo 3,16 milhões boed no Brasil.

“A produção de óleo e gás natural de 2018 está em linha com a meta estabelecida para este ano no Plano de Negócios e Gestão da companhia, no qual projeta-se 2,8 milhões de boed em 2019”, acrescentou a petroleira.

Em seu comunicado, a Petrobras informou que espera produzir 2,8 milhões de boe / d em 2019.  

BP aprovou o desenvolvimento de US $ 1,3 bilhão do Atlantis Fase 3 no Golfo do México em águas profundas .

O Atlantis Fase 3 incluirá a construção de um novo sistema de produção submarina a partir de oito novos poços que serão amarrados na plataforma de produção semissubmersível atual, a 241 km ao sul de Nova Orleans, em mais de 2.134 m de água. Previsto para entrar em operação em 2020, espera-se que o projeto aumente a produção na plataforma com uma estimativa de 38.000 boe / d bruto em seu pico.

Ele também terá acesso à área leste do campo, onde descobertas recentes da empresa em imagens sísmicas avançadas e caracterização de reservatórios revelaram um acréscimo de 400 milhões de barris de óleo no local.

Starlee Sykes, presidente regional da BP para o Golfo do México e Canadá, disse: “O Atlantis Fase 3 mostra como nossas mais recentes tecnologias digitais criam valor real – identificando oportunidades, impulsionando eficiências e permitindo a entrega de grandes projetos. Desenvolvimentos como este estão construindo um futuro empolgante para nossos negócios no Golfo ”.

A BP é a operadora da Atlantis e detém uma participação de 56%, com a BHP detendo os 44% restantes. A BHP deve tomar uma decisão final de investimento no Atlantis Fase 3 no início de 2019.

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Além disso, os algoritmos proprietários desenvolvidos pela empresa aprimoram uma técnica de imagem sísmica conhecida como inversão de onda completa (FWI), permitindo que dados sísmicos que anteriormente levariam um ano para serem processados ​​em apenas algumas semanas. A aplicação desta tecnologia e a caracterização do reservatório identificaram agora mais 1 Bbbl de óleo no campo do Thunder Horse.

Após um teste de campo bem-sucedido no campo Mad Dog, está sendo planejada uma imagem sísmica mais avançada com nós do fundo oceânico e a fonte de aquisição sísmica Wolfspar proprietária da empresa para Thunder Horse e Atlantis para melhor entender os reservatórios. O Wolfspar usa frequências ultrabaixas durante levantamentos sísmicos, permitindo aos geofísicos ver mais abaixo das camadas de sal e possibilitando um melhor planejamento de onde perfurar poços.

A BP também relatou duas descobertas de petróleo nas perspectivas de Manuel e Nick Quase Sem Cabeça no Golfo do México.

A descoberta de Manuel está localizada no bloco 520 do Mississippi Canyon, a leste da plataforma Na Kika operada pela BP. O bem encontrado petróleo pagar em reservatórios de arenito Miocene de alta qualidade. A empresa espera desenvolver esses reservatórios via tieback submarino para a plataforma Na Kika . A Shell detém 50% de interesse de trabalho na descoberta de Manuel.

LLOG ela geridos Quase descoberta Headless Nick está localizado no Mississippi Canyon do bloco 387. O pagamento poço de petróleo encontrado em de alta qualidade reservatórios do Mioceno de arenito e é esperado para ser amarrado para trás à facilidade Delta House LLOG operado nas proximidades. A BP detém uma participação de 20,25%. Outros parceiros na descoberta Nick Quase Sem Cabeça incluem a LLOG, a Kosmos Energy Ltd. e a Ridgewood Energy.

Nos últimos cinco anos, a produção líquida da BP no Golfo do México aumentou mais de 60%, passando de menos de 200.000 boe / d em 2013 para mais de 300.000 boe / d hoje. Segundo a empresa, atualmente é o maior produtor de petróleo do Golfo e prevê que sua produção cresça para cerca de 400 mil boe / d em meados da próxima década. 

O crescimento será apoiado por startups de projetos recentes, incluindo as expansões Thunder Horse Northwest e Thunder Horse South e o projeto Thunder Horse Water Injection , bem como a adição de uma segunda plataforma ( Argos ) no campo Mad Dog , que está dentro do orçamento e na programação para entrar em linha no final de 2021.

Futuros desenvolvimentos potenciais no Golfo incluem Atlantis Fase 4 e 5, desenvolvimentos adicionais em Thunder Horse, tiebacks submarinos Na Kika e extensões de campo Mad Dog.

Bernard Looney, executivo-chefe da BP na Upstream, disse: “O negócio da BP no Golfo do México é fundamental para a nossa estratégia de crescimento da produção de petróleo com altas margens de vantagem. Estamos construindo em nossa posição de classe mundial, atualizando os recursos em nossos campos através da tecnologia , produtividade e sucesso de exploração.

“E esses campos ainda são jovens – apenas 12% dos hidrocarbonetos existentes em toda a nossa carteira do Golfo foram produzidos até agora. Podemos ver muitas oportunidades para desenvolvimento adicional, oferecendo o potencial para continuar a criar valor significativo até meados da próxima década e além. ”

Super majores europeus A BP e a Shell apresentaram planos para realizar perfurações exploratórias nas áreas de pré-sal do Pau Brasil e Saturno, respectivamente, com operações na bacia de Santos potencialmente começando no início do próximo ano.

Tanto o Pau Brasil quanto o Saturno foram adquiridos em setembro passado na quinta rodada do pré-sal.

Os contratos de partilha de produção foram oficialmente assinados há três semanas, e as duas empresas não perderam tempo em preencher seus respectivos compromissos de perfuração com o órgão regulador ambiental federal Ibama.

A Chevron e a divisa americana Chevron revelaram planos ambiciosos para atingir cinco poços na área de Saturno.

Entende-se que a campanha está marcada para começar em janeiro de 2020 com uma única empresa bem, desde que a dupla assegure a licença de perfuração do Ibama a tempo.

Os quatro prospectos restantes são contingentes aos resultados do primeiro gato selvagem e podem ser perfurados entre meados de 2020 e final de 2021. Além do grande prospecto Saturno, que deve ser perfurado pelos parceiros no ano que vem, uma pesquisa sísmica 3D também mapeou a estrutura Dione do bloco.

Juntos, estima-se que mantenham volumes não-relacionados de 6,22 bilhões de barris de petróleo.

A Shell e a Chevron adquiriram a Saturno por um bônus de assinatura fixo de 3,125 bilhões de reais (826,7 milhões de dólares) e ofereceram uma participação de 70,2% no lucro do governo.

Ambas as empresas estão cultivando 5% de juros de trabalho cada uma para a colombiana Ecopetrol em Saturno.

Após a conclusão dessa operação, a Shell permanecerá operadora com uma participação de 45%, enquanto a Chevron deterá os outros 45%.

Além de Saturno, a Shell tem pedidos em andamento com o Ibama para a perfuração de até cinco poços na província do pré-sal da bacia de Santos, incluindo três na área de Alto de Cabo Frio Oeste e dois na região sul de Gato do Mato. A Shell, liderada no Brasil por Andre Araujo, também pediu permissão para executar um teste de via de perfuração no sul de Gato do Mato e está tentando obter uma licença de perfuração para outros três poços no Bloco CM-791 na bacia de Campos. polígono do pré-sal.

A Shell já concordou em fretar o navio-sonda Brava Star da empreiteira brasileira Constellation Oil Services, anteriormente conhecida como Queiroz Galvão Oil & Gas, para conduzir as campanhas no sul de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste.

Enquanto isso, a BP e os parceiros do projeto, a China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) e a Ecopetrol, apresentaram planos para a perfuração de até três poços em Pau Brasil.

O programa está programado para começar com a perfuração de um poço em agosto de 2020, com a BP segurando uma opção para explorar as outras duas sondas e realizar um horário de verão em uma data posterior.

Estima-se que a Pau Brasil, localizada ao sudeste da descoberta do pré-sal de Júpiter no Bloco BM-S-24, tenha volumes não-riscados de 3,9 bilhões de barris de petróleo no local.

A BP opera a Pau Brasil com uma participação de 50%, enquanto a CNOOC e a Ecopetrol detêm 30% e 20% de participação, respectivamente. A área foi adquirida por um bônus de assinatura fixa de 500 milhões de reais e uma participação do governo no lucro de 63,79%.

Outras empresas também estão tentando obter licenças com o Ibama para o trabalho de exploração no pré-sal.

A Petrobras tem planos de perfurar até seis poços na grande área de Alto de Cabo Frio Central, enquanto a supermaior americana ExxonMobil se candidatou a perfurar até 22 prospectos em sete blocos adquiridos nas últimas rodadas, incluindo pelo menos um na área de Tita.

As operadoras esperam que a nova administração do presidente brasileiro, Jair Bolsonaro, tenha uma abordagem mais pragmática quando se trata dos processos de licenciamento do Ibama, reduzindo os aspectos burocráticos de licenciamento ambiental e acelerando a exploração de petróleo e gás.

A petroleira norueguesa Aker BP escolheu a Optime Subsea como fornecedora de sistemas e serviços de acesso a poços na plataforma continental norueguesa (NCS) nos próximos dois anos, com opções de extensão.

O sistema de acesso a poços que faz parte do contrato de longo prazo é o “Sistema Submarino de Controles e Intervenção Submarina” da Optime Subsea (SCILS).

O CEO da Optime Subsea,  Jan-Fredrik Carlsen , disse: “Este é um marco para nós, e com a Aker BP nos escolhendo como seu parceiro, isso mostra à indústria o que nosso sistema é realmente capaz de oferecer.”

A Aker BP irá nos próximos dois anos usar o SCILS da Optime Subsea e serviços relacionados para suas operações de acesso ao poço no NCS. O sistema está sendo implantado nesta primavera no Jette da Aker BP como parte das operações de plug and abandono e Skogul para a sua campanha de instalação.

Mads Rodsjo , VP de Excelência Funcional da D & W na Aker BP, declarou: “O uso da SCILS da Optime Subsea se encaixa bem em nossa estratégia de melhoria contínua e otimização de nossas operações de acesso a poços. O SCILS oferece economia de custos e maior segurança na mobilização, operação e personalização dos nossos poços submarinos ”.

O valor do contrato é confidencial, mas de acordo com Jan-Fredrik Carlsen, é um catalisador para a empresa: “A Aker BP e outras operadoras similares são muitas vezes o motor para a introdução de tecnologia nova e mais otimizada em nossa indústria. Portanto, sem divulgar um valor em dólares, o valor é substancial para a Optime Subsea. Eu diria que é um marco para todas as operações de acesso a poços em toda a indústria ”.

A Optime Subsea pela primeira vez anunciou o SCILS como um sistema para ajudar a otimizar o futuro das operações de acesso a poços na conferência norueguesa de petróleo e gás, Subsea Valley, em 2017.

Na mesma conferência do ano seguinte, a SCILS foi revelada como uma solução. Em 2019, o SCILS estará em operação.

Jan-Fredrik Carlsen disse: “As vantagens encontradas neste sistema são a modularidade e a padronização. Portanto, já começamos a construir SCILS similares, que estão prontas neste verão. Acreditamos que esses sistemas oferecerão suporte a operadoras globais semelhantes à Aker BP, além de contribuir para melhorar nossa colaboração com os provedores de serviços de sistemas internacionais maiores ”.

A TechnipFMC recebeu um contrato significativo de engenharia integrada, aquisição, construção e instalação (iEPCI) pela BP para o projeto Atlantis Fase 3 localizado no Golfo do México. 

A BP anunciou na terça-feira que aprovou a expansão do campo Atlantis. O desenvolvimento de US $ 1,3 bilhão do Atlantis Fase 3 incluirá a construção de um novo sistema de produção submarina a partir de oito novos poços que serão ligados à plataforma atual, a 150 milhas ao sul de Nova Orleans.

Após as decisões finais de investimento de todos os parceiros, a TechnipFMC informou na quarta-feira que fabricaria, entregaria e instalaria equipamentos submarinos, incluindo sistemas de árvores submarinas, manifolds, linhas de fluxo, umbilicais e jumpers submarinos, terminações de tubulações, distribuição submarina e equipamentos de controle topside.

Este contrato também inclui serviços provisórios para ferramentas e pessoal necessário para instalar o hardware.

Para a TechnipFMC, um contrato “significativo” vale entre US $ 75 milhões e US $ 250 milhões.

Arnaud Pieton , Presidente Subsea, comentou: “Estamos muito satisfeitos por o TechnipFMC ter recebido o contrato da aniEPCI para o desenvolvimento da Fase 3 do projeto BP Atlantis. Este prêmio reforça a posição da TechnipFMC como líder de mercado e tecnologia para equipamentos submarinos e demonstra o valor agregado da iEPCI – nossa oferta integrada única. ”

A Autoridade de Segurança do Petróleo deu o consentimento da Aker BP para a perfuração de exploração e produção de um poço no campo de Bøyla.

Aker BP é o operador da licença de produção 340/869. O campo de Bøyla fica no Mar do Norte, a cerca de 200 km da costa (Karmøy). O poço tem as seguintes coordenadas: 59 ° 20 ‘29.01 “N 01 ° 49’ 55.32” E. A profundidade da água no local é de cerca de 119 metros.

A operação está programada para começar no primeiro trimestre de 2019 e durar 94 dias.

Aker BP deve solicitar o consentimento separado para iniciar a produção do teste do poço.

A perfuração deve ser realizada usando a instalação de perfuração móvel Scarabeo 8. Esta é uma instalação de perfuração semi-submersível do tipo Moss CS50 MKII, operada pela Saipem Norge. Foi construído na Rússia e na Itália e entrou em serviço em 2012. A instalação é classificada pela DNV GL e registrada nas Bahamas.

Brasil a política mais recente ‘s para impulsionar os biocombustíveis uso melhorou as perspectivas para a produção de etanol e deve atrair novos investimentos em plantas, BP executivo-chefe da Plc para biocombustíveis, Mario Lindenhayn, disse na quarta-feira.

O Brasil está avançando com uma regulamentação adicional para a política, chamada RenovaBio, que deverá ser promulgada em 2020, disse Lindenhayn, acrescentando que não vê sinais de que o governo do presidente eleito Jair Bolsonaro, que começa em janeiro, coloque obstáculos .

“Estamos muito positivos. Esse é um sinal muito importante que o país está dando, criando um ambiente regulatório estável que permitirá às empresas investir”, disse Lindenhayn à Reuters durante uma apresentação sobre energia no escritório da empresa em São Paulo.

A RenovaBio exigirá que as distribuidoras de combustível aumentem gradualmente a quantidade de biocombustíveis que vendem. O programa visa dobrar o uso de etanol até 2030, de cerca de 26 bilhões de litros atualmente. O programa também visa aumentos para outras fontes renováveis, como o biodiesel.

A BP tem três usinas de etanol no Brasil, processando 10 milhões de toneladas de cana por ano. Ela se formou no ano passado com a Copersucar, uma das maiores vendedoras globais de etanol, para operar em conjunto um dos maiores terminais de combustíveis do país, localizado em Paulínia, no estado de São Paulo.

Lindenhayn disse que o programa oferece uma oportunidade para as usinas no Brasil, que experimentaram estagnação causada por anos de baixos preços do açúcar e um longo período de preços subsidiados da gasolina que levaram ao fechamento de muitas empresas.

“Se o programa avançar como planejado, será uma grande oportunidade. Não há projetos greenfield por perto e o país é um importador líquido de combustível”, disse ele.

Questionado se a BP estaria interessada em aumentar a capacidade de etanol via aquisições, uma vez que existem vários ativos sendo oferecidos no Brasil por empresas com dificuldades financeiras, Lindenhayn disse: “Vamos ver, vamos considerar.”

Na quarta-feira, a agência reguladora brasileira de petróleo e combustíveis, ANP, publicou no jornal oficial outra parte da legislação complementar da RenovaBio, com regras para as empresas de biocombustíveis obterem a certificação.

Com isso, as usinas poderão emitir e comercializar créditos de reduções de emissões, chamados CBios, que as distribuidoras de combustíveis poderiam comprar para cumprir com as metas, caso não sejam atingidas. Seria o primeiro mercado de reduções de emissões do Brasil, embora limitado à indústria de combustíveis.

A BP, com seus parceiros Shell, ConocoPhillips e Chevron, iniciou a produção de seu projeto offshore Clair Ridge, localizado na região oeste da região de Shetland, no litoral do Reino Unido.

Clair Ridge / Imagem por BP
Clair Ridge / Imagem por BP

Clair Ridge é a segunda fase de desenvolvimento do campo de Clair, a 75 quilômetros a oeste de Shetland. O campo, descoberto em 1977, tem cerca de sete bilhões de barris de hidrocarbonetos.

Duas novas plataformas interligadas a pontes e oleodutos de exportação de petróleo e gás foram construídos como parte do projeto Clair Ridge.

Segundo a BP, os sócios investiram mais de 4,5 bilhões de libras nas novas instalações offshore, projetadas para 40 anos de produção.

Além das plataformas, o projeto Clair Ridge também incluiu uma nova infra-estrutura de dutos com a instalação de um duto de exportação de petróleo de 5,5 quilômetros e 22 polegadas, vinculado ao pipeline de exportação da Clair Fase 1. O óleo da Clair é exportado para o Terminal Sullom Voe em Shetland.

640 milhões de barris

Espera-se que o desenvolvimento de Clair Ridge recupere cerca de 640 milhões de barris de petróleo, com produção prevista para atingir um pico no patamar de 120.000 barris de petróleo por dia.

Espera-se que a tecnologia ajude a atingir esse objetivo. Ou seja, a BP disse que o desenvolvimento da Clair Ridge é a primeira implantação offshore da tecnologia de recuperação de óleo aprimorada da BP, a LoSal.

Losal tem o potencial de aumentar a recuperação de óleo dos reservatórios usando água de salinidade reduzida na injeção de água. Espera-se que isso resulte em até 40 milhões de barris adicionais sendo recuperados de forma econômica ao longo da vida útil do empreendimento, disse a BP.

Bernard Looney , chefe executivo da BP Upstream, disse: “O arranque da Clair Ridge é o culminar de décadas de persistência. Clair foi a primeira descoberta que fizemos no oeste da área de Shetland em 1977. Mas tentar acessar e produzir seus sete bilhões de barris se mostrou muito difícil. Tivemos que aproveitar nossa tecnologia e engenhosidade para trazer com sucesso a primeira fase desse desenvolvimento em 2005.

Plataformas de Clair Ridge / Image by BP

“E agora, mais de 40 anos após a descoberta original, temos o primeiro óleo da Clair Ridge, um dos maiores investimentos recentes no Reino Unido. Este é um marco importante para os negócios da Upstream e destaca o compromisso contínuo da BP com a região do Mar do Norte. ”

Um novo gasoduto de exportação de gás de 14,6 quilômetros e seis polegadas que liga Clair Ridge ao oeste de Shetland Pipeline Systems (WOSPS) também foi instalado como parte do projeto. O WOSPS transporta gás do oeste de Shetland para o terminal Sullom Voe.

A Clair Ridge também possui uma perfuratriz avançada que entregará um programa de perfuração durante vários anos. Existem 36 ranhuras para poços, duas das quais estão sendo usadas para o empate de poços pré-perfurados. O programa de perfuração, que deve durar mais de 10 anos, inclui perfuração e completação de poços de desenvolvimento dos 34 poços restantes.

Maior marco para o UKCS

Andy Samuel , diretor executivo da Oil and Gas Authority, disse: “O primeiro óleo da recém-construída plataforma Clair Ridge é um marco importante para o UKCS. O OGA continua a ver o oeste das ilhas Shetland como estrategicamente importante, com grande potencial remanescente. O Clair Field tem mais de 7 bilhões de barris no local e espera-se que sustente a produção por muitas décadas, com uma abrangência significativa para novas fases de desenvolvimento. Congratulamo-nos com o compromisso da BP com a MER UK. ”

O CEO da Oil & Gas UK, Deirdre Michie, acrescentou: “O primeiro petróleo em Clair Ridge representa um marco importante nos desenvolvimentos da BP em West of Shetland, a região de fronteira que provavelmente terá o maior potencial para expandir a produção atual do Reino Unido. É muito encorajador ver um dos exploradores originais da bacia usando novas abordagens ambiciosas e tecnologia pioneira para ajudar a liderar um renascimento na produção. Este é mais um passo firme no sentido de maximizar a recuperação econômica da bacia. ”

A ministra da Energia, Claire Perry, disse: “O Mar do Norte é crucial para a segurança energética do Reino Unido e ajudar as empresas a maximizar a recuperação econômica é um objetivo para este governo. Ajudada pelo uso inovador da tecnologia desenvolvida no Reino Unido e por uma forte cadeia de suprimentos baseada no Reino Unido no valor de 1,5 bilhão de libras, isso permitirá que o Mar do Norte continue a ser um centro para empregos altamente qualificados e bem remunerados no centro de nossa moderna estratégia industrial. ”

A BP Plc está se preparando para deixar os concorrentes europeus na poeira, pelo menos quando se trata de gastar enorme pilha de dinheiro da indústria.

Embora a Total SA e a Equinor ASA tenham sinalizado na semana passada que ainda estão mantendo uma rédea curta nos gastos, a BP mostrou na terça-feira que está preparada para assumir alguns riscos. O principal produtor de petróleo do Reino Unido reverteu um plano para emitir novas ações para financiar uma aquisição de US $ 10,5 bilhões, dizendo que provavelmente financiará tudo com dinheiro.

A recuperação segue um aumento de 15 por cento nos preços do petróleo de referência este ano, ajudando a BP a quebrar as estimativas de lucro no terceiro trimestre. A recuperação do petróleo para cerca de US $ 80 o barril aumentou as reservas de caixa entre os produtores, aumentando a confiança após a pior queda do mercado em uma geração. Na BP, isso levou a gerência a um acordo em dinheiro.

“O que nos ajudou a superar a situação é que nos últimos quatro meses os preços se estabilizaram”, disse o vice-presidente financeiro, Brian Gilvary, por telefone. “Nós vemos os preços do petróleo ficando bem firmes em torno de US $ 70”.

As ações da BP subiram mais nos dois anos anteriores, na terça-feira, com os investidores vendo o bom senso em um acordo em dinheiro. A empresa está comprometida em comprar o pacote de ativos de xisto dos EUA da BHP Billiton Ltd. de qualquer forma, e há menos custos logísticos com o uso do dinheiro do que da emissão de ações. No entanto, o movimento inclui alguns riscos.

No início de 2019, com o dinheiro gasto, o índice de dívida da BP em relação ao capital – ou alavancagem – poderia subir acima do seu limite desejado de 30%. A empresa vai dispor de até US $ 6 bilhões em ativos para reduzir esse valor, mas um programa de desinvestimento separado registrou um progresso lento neste ano.

A BP cedeu cerca de US $ 400 milhões em vendas de ativos de uma meta de US $ 3 bilhões para 2018. Gilvary disse que a empresa está confiante de que atingirá essa meta e que completará o programa separado de US $ 6 bilhões, que consiste principalmente em envelhecer campos terrestres na região. EUA abaixam 48 estados.

Risco da Dívida

Ele também está confiante de que o aperto do suprimento mundial de petróleo manterá os preços fortes, o que significa uma boa avaliação para os ativos. Os investidores esperam que ele esteja certo, uma vez que uma nova queda no mercado poderia deixar a BP altamente alavancada sem uma rampa de saída clara. O tipo de recessão observado entre 2014 e 2016, antes que a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados cortassem a produção, poderia reverter os cálculos da empresa.

“A BP precisa que a atual administração dos mercados de petróleo liderada pela Opep prevaleça”, disse Alastair Syme, analista do Citigroup Inc. em Londres, em uma nota aos clientes.

Para a maior parte do Reino Unido, que está finalmente emergindo do desastre da Deepwater Horizon em 2010 – uma catástrofe que custou mais de US $ 65 bilhões – uma pequena queda no preço do petróleo pode ser gerenciada, segundo Gilvary.

“Estamos confiantes de que temos todas as ferramentas e equipamentos para poder administrar qualquer tipo de crise de liquidez”, disse ele. “Eu acho que nós demonstramos isso.”