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A petrolífera portuguesa Galp anunciou nesta segunda-feira que espera uma maior produção de petróleo bruto, refinando margens e ganhos de eficiência para atingir um aumento acentuado em 2020, quando suas operações brasileiras e angolanas aumentam os volumes.

Enquanto peixaria relativa, em comparação com grandes petrolíferas como a Royal Dutch Shell, a BP, a Total e a Exxon, a Galp é uma marca nacional em Portugal, distribuindo gás e vendendo gasolina através de uma rede de estações de serviço de marca.

Tradicionalmente uma refinaria de petróleo, a Galp atraiu interesse devido às suas perspectivas de crescimento da produção de petróleo e gás de participações em projetos no Brasil, Angola e Moçambique e a chinesa Sinopec detém 30 por cento dos seus ativos brasileiros.

A Galp informou que sua produção de petróleo subiu 15 por cento em 2018 e espera um aumento de 8 a 12 por cento em 2019, após atrasos no início dos projetos brasileiros, e de 12 a 16 por cento em 2020.

O campo offshore de Iara deve começar a ser produzido no segundo semestre de 2019, disse seu presidente-executivo, Carlos Gomes da Silva, em teleconferência pós-lucros, acrescentando que a Galp também espera que seus lucros beneficiem-se de impostos menores.

“Depois de 2020, estamos assumindo uma produção maior em relação à orientação anterior. Esperamos nos beneficiar do aumento das contribuições de Lula e Iara, onde vemos sinais positivos ”, acrescentou Gomes da Silva.

Galp, a maior companhia de óleo e gás de Portugal , reduziu sua projeção para o volume de upstream nos próximos dois anos em novas unidades em suas duas unidades offshore no Brasil, informou a companhia nesta segunda-feira.

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A empresa vê a produção total de interesse a montante da carteira existente a crescer 8% -12% em 2019, de 107.000 b / d de equivalente de petróleo em 2018. Esta situação perde o total no plano anterior da Galp, uma vez que teve de ajustar a produção a partir do ano anterior. Campos de Lula e Iara devido à posterior inicialização das unidades P67 e P68.

Para 2020, a empresa estima que a produção upstream cresça a uma taxa de crescimento média composta de 12% -16% em relação a 2018, novamente aquém de sua meta anterior de cerca de 17%, que levaria a produção para 150.000 boe / d até 2020.

O crescimento da produção anual de 2018 da companhia de 15% já estava no limite inferior de sua previsão.

No entanto, além de 2020, o aumento da produção no Brasil e a nova produção em Moçambique devem começar a causar um impacto maior. A empresa espera superar as metas de seu plano anterior até 2025 e apresentar uma taxa de crescimento anual composta de mais de 10% até 2030, usando uma referência de US $ 25 / b do valor presente de equilíbrio líquido.

A companhia disse que aumentou as reservas provadas e prováveis, incluindo a melhor estimativa de recursos contingentes, para 2,4 bilhões de boe em 2018, um aumento de 15%. Isso foi auxiliado por revisões ascendentes no Brasil e em Moçambique, a garantia de uma participação de 20% em Carcara, Brasil, e o acesso a novos blocos prospectivos de alto potencial do pré-sal em Uirapuru e CM 791.

A empresa vê sua margem de refino subir para US $ 5-6 / b em 2019 e para US $ 6-7 / b em 2020, de US $ 5 / b em 2018.

Royal Dutch Shell plc, através de sua subsidiária Shell Brasil Petróleo Ltda. e parceiros do consórcio anunciaram o início da produção do projeto Lula North em águas profundas na Bacia de Santos.

A produção no Lula Norte é processada pela embarcação flutuante de produção e armazenamento P-67 e é operada pela Petrobras, informou a World Oil.

O polo de produção é o sétimo FPSO implantado em Lula e o terceiro em uma série de embarcações padronizadas construídas para o consórcio. Ele é projetado para processar até 150.000 barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

A Shell e seus parceiros começaram a produção no Lula Extreme South com o FPSO P-69 em outubro de 2018.

A Shell tem participação de 25% no consórcio Lula, operado pela Petrobras (65%). A Galp, através da sua subsidiária Petrogal Brasil, detém os restantes 10% de participação. Descoberto em 2006, Lula é o maior campo produtor do Brasil e responde por 30% da produção de petróleo e gás do país.

O gigante informou lucros no ano mais altos do que o esperado no domingo, com cortes profundos de custos introduzidos após a desaceleração do mercado de energia em 2014.

Os lucros para o ano todo aumentaram 36%, para US $ 21,4 bilhões em 2018, com a economia de custos ajudando a empresa anglo-holandesa a registrar seus maiores lucros anuais desde 2014.

A Shell, em colaboração com seus parceiros do consórcio, iniciou esta semana a produção em águas profundas no projeto Lula Norte, na Bacia de Santos. A produção no Lula Norte está sendo processada pela embarcação flutuante de produção e armazenamento P-67 (FPSO) e é operada pela Petrobras.

O polo de produção é o sétimo FPSO implantado em Lula e o terceiro em uma série de embarcações padronizadas construídas para o consórcio. Ele é projetado para processar até 150.000 barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
A Shell e seus parceiros começaram a produção no Lula Extreme South com o FPSO P-69 em outubro de 2018

A Shell tem uma participação de 25 por cento no consórcio Lula, operado pela Petrobras (65 por cento). A Galp, através da sua subsidiária Petrogal Basil, detém os restantes 10 por cento de participação. Descoberto em 2006, Lula é o maior campo produtor do Brasil e responde por 30% da produção de petróleo e gás do país.

A Royal Dutch Shell teve um período difícil desde o início do acidente de petróleo. No entanto, a empresa melhorou admiravelmente desde o início de 2016, tomando boas decisões.

A empresa atualmente oferece aos investidores um rendimento incrivelmente forte de 6,5% e anunciou um programa de recompra de US $ 25 bilhões. Essas duas coisas devem se combinar para fornecer retornos fortes aos acionistas.

A Royal Dutch Shell possui um portfólio incrivelmente forte de ativos. A empresa vem desinvestindo ativos não necessários e fazendo FID em ativos. Isso deve fornecer ganhos crescentes.

A Shell é uma grande empresa de petróleo com valor de mercado de mais de US $ 240 bilhões. A empresa teve um desempenho incrível desde o início do ano de 2016, com um aumento de 50% nos preços das ações nos últimos dois anos. A empresa teve algumas dificuldades até 2018; Apesar disso, acredito que seu compromisso com o retorno aos acionistas e com a carteira de ativos significa que os investidores devem ignorar o ruído e continuar comprando ações.

Fonte: Royal Dutch Shell

Oportunidade de mercado

Apesar de ser uma empresa de US $ 240 bilhões, a Royal Dutch Shell opera no negócio de commodities, e isso significa que ela continua vinculada aos preços dos mercados de energia. Apenas algumas oscilações do dólar nos preços do petróleo, a partir de um tweet, podem flutuar o fluxo de caixa da empresa em milhões.

A mudança climática é sem dúvida um dos maiores desafios que o nosso planeta enfrenta; no entanto, isso não significa que a demanda por energia vai parar. Parte integrante da mudança dos combustíveis fósseis envolve a mudança de combustíveis mais prejudiciais, como o carvão, para combustíveis menos poluentes, como o gás natural. A partir de agora até 2050, a população da Terra deverá aumentar para um entorpecente 10 bilhões de pessoas com 67% nas cidades.

Tem crescido bastante a demanda pelo pintor industrial, principalmente por seu conhecimento em relação ao preparo de superfícies metálicas, tintas e solventes. Seu campo de atuação é bastante diversificado, podendo executar suas atividades tanto em ambientes fechados como abertos, tais como oficinas, galpões industriais, estaleiros, refinarias e plataformas marítimas.

Uma das suas principais funções é combater a corrosão de pinturas em metais, aumentando a resistência e a vida útil dos equipamentos. Para isso, deve ter qualificação para aplicar técnicas específicas, principalmente nas indústrias naval, metalúrgica e civil.O salário médio de um pintor industrial está em torno de R$ 1827,00, podendo variar conforme o porte da empresa e a qualificação do profissional.

Saiba onde procurar o emprego certo para o pintor industrial.Como já foi dito, o campo de atuação do pintor industrial é muito vasto. Selecionamos algumas empresas onde o profissional pode encontrar um emprego:

Vagas para pintor industrial na Techocean – Macaé (RJ): É uma das maiores empresas do ramo de reparo e manutenção naval. Caso deseje fazer parte do quadro de funcionários, basta cadastrar seu currículo no site ou entrar em contato através do e-mail [email protected]

Vagas para pintor industrial na Macseal: A matriz da empresa situa-se em Cotia (SP) e conta com duas filiais no Estado do Rio de Janeiro, no Município de Rio das Ostras e em Macaé, cuja principal missão é fornecer serviços de preparação de superfície e pintura industrial. Os interessados devem enviar o currículo para [email protected] ou acessar o site www.macseal.com.br e clicar na opção ‘Trabalhe Conosco’.

Vagas para pintor industrial em Climb Offshore (RJ): O profissional vai atuar na área de tratamento e pintura de embarcações e plataformas, pinturas de tochas e tubulações e de baleeiras. Quem tiver interesse, basta acessar o site da empresa www.climboffshore.com.br e clicar na opção ‘Trabalhe Conosco’. Preencha os dados solicitados e anexe o currículo.

Vagas para pintor industrial na RIP – Uma empresa Kaefer: A empresa atua em diversas áreas, como indústrias de óleo e gás, energia, siderurgia, petroquímica, entre outras. Com sede em Indaiatuba (SP), a RIP está presente em vários estados brasileiros. No site da empresa www.ripbr.com.br, selecione a opção ‘Carreira’ e você será redirecionado para uma página a fim de cadastrar o seu currículo.

Vagas para pintor industrial na SINCAL (SP): Uma empresa fundada em 1970 e oferece serviços de pintura industrial, jateamento abrasivo, entre outros. Existem duas opções de contato: através do e-mail [email protected] ou através do site www.sincalpinturas.com.br

VEJAM TAMBÉM: 10 empresas estão contratando soldador

Vagas para pintor industrial na Smartcoat Engenharia em Revestimentos: Presente em Macaé (RJ) e Taubaté (SP), é uma empresa 100% nacional, especializada em serviços offshore e onshore. Os interessados devem encaminhar seus currículos para [email protected] Depois de analisados, caso haja vaga disponível, a empresa entra em contato.

Vagas para pintor industrial na AASJ Manutenção e Reparo Offshore: Fundada em 2012, a AASJ atua no ramo de reparo e manutenção naval, principalmente nos projetos do setor de petróleo e gás. Caso deseje fazer parte do quadro de funcionários, cadastre seu currículo no site através do endereço eletrônico [email protected]

Essas são apenas algumas oportunidades para o pintor industrial, mas é preciso ter em mente de que um currículo bem elaborado, que informe experiências anteriores e capacitações pode fazer toda a diferença.

Em alguns casos, pode ocorrer de uma determinada empresa não estar disponibilizando no momento uma vaga, mas é importante que você envie o currículo mesmo assim, pois futuramente podem surgir novas vagas.

O consórcio Petrobras / Petrogal / Equinor / ExxonMobil pretende perfurar seu primeiro poço exploratório na área de Uirapuru, na Bacia de Santos, até o final de 2019. As informações foram confirmadas pelo CEO da Galp no Brasil, Miguel Pereira.

Embora o contrato de Uirapuru ainda não tenha sido assinado – a cerimônia está marcada para 19 de dezembro -, o executivo ressaltou que o consórcio já está discutindo o plano de trabalho e pretende iniciar a campanha de perfuração no ano que vem, sem previsão para aquisição de dados sísmicos.

O objetivo da Petrogal é aumentar sua produção no Brasil em 50%. A petroleira portuguesa está produzindo cerca de 100 mil barris por dia e o plano é atingir a marca de 150 mil b / d em 2025, com os projetos Lula, Iracema, Carcará e Sépia.

O presidente da Petrogal novamente reforçou a participação do grupo no pré-sal brasileiro, dizendo que os projetos são economicamente viáveis ​​com preços do petróleo de até US $ 25. O executivo reiterou o plano da companhia de assumir a posição de operadora no Brasil no médio prazo.

A Petrogal já investiu US $ 5 bilhões no Brasil. O plano de negócios da Petrogal prevê um desembolso anual de € 1 bilhão por ano, dos quais 50% serão destinados ao Brasil.

Produção cada vez mais impulsionada pelo pré-sal E & P

Brazil tornou-se uma das três áreas centrais em todo o mundo para a Equinor no offshore E & P, de acordo com representantes de alto escalão que falaram recentemente no ONS Stavanger. Desde que entrou no setor em 2001, a empresa gastou mais de US $ 10 bilhões em suas operações brasileiras, com a produção subindo constantemente para os atuais 100.000 boe / d. Agora, está considerando investimentos adicionais de até US $ 15 bilhões para aumentar a produção de 300.000-500.000 boe / dia até 2030, principalmente de novos projetos em campos não desenvolvidos em seus blocos de águas profundas.

Anders Opedal, EVP Desenvolvimento e Produção no país, disse que o Brasil era uma das poucas bacias promissoras do mundo, com uma base significativa de recursos. É o sétimo maior consumidor mundial de petróleo e gás e o nono maior em termos de produção, ele apontou, com 30 bilhões de reservas provadas ainda a serem desenvolvidas. Os investidores internacionais, acrescentou, estão se beneficiando das mudanças no quadro político e regulatório, a abertura das áreas de pré-sal, a introdução de rodadas de licitações, mudanças no conteúdo local e leis de unitização de licenças, e reformas tributárias / regulatórias. “Esses e os desinvestimentos da Petrobras prepararam o terreno para nossos investimentos recentes, permitindo também que aumentássemos o emprego e a criação de valor localmente.”

Módulos de perfuração Peregrino 2 partem de Grimstad, na Noruega, para o Texas em julho. (Cortesia Jan Arne Wold / Equinor)

Grande parte da produção atual da empresa no Brasil vem do desenvolvimento do campo petrolífero Peregrino em lâmina d’água de 100 m (328 pés), 85 km (53 mi) da costa nos blocos BM-C-7 e BM-C-47 no sudoeste. da bacia de Campos, que entregou 170 MMbbl desde o início de 2011. A produção atual é de 70-80.000 b / d (a capacidade é de 100.000 b / d): a Equinor tem uma participação de 60%, sendo a Sinochem o único parceiro . Este era um campo que outros operadores disseram que não poderia ser desenvolvido, observou Opedal, com uma taxa de recuperação originalmente estimada de apenas 9%.

O desenvolvimento inicial contou com duas plataformas de perfuração e cabeça de poço conectadas a um FPSO através de linhas de fluxo e umbilicais. Até o momento, 39 poços produtores e injetores foram perfurados e, com o tempo, a taxa de recuperação aumentou para 16%, com planos de um novo aumento. Uma das medidas mais recentes começou a ser testada no início deste ano (com base na experiência de Grane e Oseberg, no Mar do Norte), com o polímero injetado em um dos poços e os resultados rastreados via sensores. A inundação de polímeros envolve a adição de polímeros à injeção de água para diminuir a taxa de mobilidade água-óleo, prolongando, assim, o patamar de produção.

O atual desenvolvimento da segunda fase é focado na área de Southwest Peregrino, onde 15 produtores de petróleo e seis injetores de água serão perfurados a partir de uma terceira plataforma, a WHP-C, em construção no Texas. A fase 2 tem como meta mais de 250 MMbbl: a Equinor está aplicando suas experiências da primeira fase, adotando também medidas de simplificação / padronização sempre que possível. E ao empreender uma reavaliação do projeto, semelhante à sua abordagem ao desenvolvimento de Johan Castberg no Mar de Barents, e melhorias no processo de construção, a empresa conseguiu reduzir o custo em US $ 1,3 bilhões em comparação com a estimativa original, Opedal. disse. O valor de equilíbrio está agora em torno de US $ 40 / bbl, abaixo da meta original de US $ 70 / bbl. O start-up está no caminho para o final de 2020.

RONCADOR / CARCARÁ

No início deste ano, a empresa pagou à Petrobras US $ 2 bilhões por uma participação de 25% em Roncador, o terceiro maior produtor brasileiro, na bacia de Campos, em águas profundas. Com base no desempenho atual do campo, a transação elevou a produção de ações da Equinor no Brasil para 100.000 boe / d. Os dois parceiros concordaram que a Equinor irá introduzir certas técnicas aplicadas offshore na Noruega para aumentar a recuperação – a meta inicial é uma melhoria de 5%, disse Opedal, equivalente a um extra de 500 MMbbl.

Em 2016, a empresa assumiu a Petrobras como operadora da licença BM-S-8 cobrindo dois blocos no pré-sal de Santos e contendo Carcará e Carcará Norte, duas descobertas de petróleo conectadas em lâmina d’água de 2.000 m (6.562 pés) com gás associado, e pensado para segurar mais de 2 Bboe recuperável. Outros parceiros são a ExxonMobil e a Galp de Portugal. Opedal descreveu a área de Carcará como “nosso campo de Johan Sverdrup no Brasil”. Esse será o primeiro desenvolvimento de pré-evento operado pela empresa. É de alta pressão, com desafios técnicos associados, ele reconheceu, mas o projeto está na fase conceitual com um start-up planejado em 2023-2024.

Licenças da Equinor offshore no Brasil. (Cortesia Equinor)

A Equinor também opera o bloco BM-C-33, concedido em uma rodada de licitações em 2015, na bacia sudoeste de Campos, a 200 km (124 mi) do litoral do Estado do Rio de Janeiro. Ele inclui três descobertas em águas ultraprofundas – Pão de Açúcar, Gávea e Seat – em um complexo reservatório carbonático com recursos potenciais combinados de 1 Bboe. Os parceiros estão trabalhando em conceitos de desenvolvimento e opções de comercialização de gás. “Isso e a área de Carcará contêm muito gás, que poderia suprir 25% das necessidades de gás natural do Brasil”, disse Opedal. E os licenciados BM-S-8 e BM-C-33 concordaram em levar seu gás para a costa através do sistema de gasodutos da Petrobras, acrescentou.

GUANXUMA

Tim Dodson, vice-presidente executivo de Exploração, descreveu o atual portfólio de licenças offshore no Brasil como potencialmente o mais interessante em seu tempo com a empresa. Desde as primeiras descobertas pré-salta nos anos 2000, a Equinor estava trabalhando nesta peça, ele disse. “As descobertas não estavam disponíveis para a indústria até o último ano, mas sabíamos que as oportunidades viriam, então quando a Petrobras se viu em uma posição onde teve que se desfazer de ativos – juntamente com as rodadas do ano passado – nós estávamos preparados. “

A exploração no pré-sal continua incerta, advertiu ele, “mas é uma jogada comprovada e obtivemos acesso a alguns dos melhores blocos. Agora é o melhor portfólio da Equinor desde os primórdios da plataforma continental norueguesa. A concorrência é dura – todos os principais competiram pelos mesmos blocos de pré-sal -, mas apenas a ExxonMobil garantiu mais do que a Equinor. ”

O navio de perfuração West Saturn. (Cortesia Seadrill)

Até o momento, cerca de 55 Bbbl foram comprovados nas duas principais bacias de presalt do Brasil, disse Dodson, “e a curva ainda está subindo. Nós mesmos temos cinco prospectos prontos para perfuração e alto impacto. ”A empresa poderia perfurar todos os cinco nos próximos dois anos, com o potencial de descobrir 7,8 Bbbl na parte norte da área de Carcará sozinha, acrescentou.

Em agosto, a empresa informou ao regulador ANP que seu compromisso remanescente com a licença BM-S-8, perfurada pelo navio sonda West Saturn, havia encontrado petróleo em um reservatório de carbonato no prospecto Guanxuma, tornando este o segundo óleo de pré-sal. o bloco, e semelhante em qualidade a Carcará. “Espera-se que a coluna de petróleo seja um pouco menor, embora a área de extensão do campo seja a mesma de Carcará”, disse Dodson. “Quando o programa estiver concluído, nos mudaremos para o Carcará Norte, onde planejamos pelo menos dois poços de avaliação, talvez também um teste de drillstem. Poderíamos então voltar para Guanxuma ou perfurar outra perspectiva ”.

Com descobertas de pré-difusão, pelo menos três poços de avaliação e um teste de produção são necessários antes que um desenvolvimento possa ser considerado, explicou Dodson, e as decisões finais de investimento são baseadas em um fator típico de recuperação de 30%. “Isso é baixo, mas é preciso observar a natureza dos reservatórios. Durante a primeira fase de desenvolvimento, o foco está no “ponto ideal”, onde a produção é melhor, e então você aplica o que aprendeu nas fases 2 e 3. Mas, para mim, há potencial para melhorar a recuperação do petróleo. “

Em sua opinião, a peça pré-oral oferece potencial para até 100 Bbbls. “Normalmente, os poços têm 6,500 m [21,325 pés] de profundidade através de reservatórios com excesso de pressão, o que é bom do ponto de vista da recuperação – mas há muito sal, e é importante que os perfuradores não tragam muitas surpresas. da compreensão da geologia ”. A compreensão dos reservatórios continua sendo uma questão importante, ressaltou, com a continuidade difícil de estabelecer em carbonatos. •

Operado pela Petrobras, o P-69 é uma embarcação padronizada que pode processar até 150.000 barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. Isso aumentará a produção através de oito poços produtores e sete injetores.

“Os campos do pré-sal brasileiro são algumas das melhores províncias de águas profundas do mundo”, disse Andy Brown, diretor de Upstream da Shell. “Com taxas de vazão significativas, os projetos em águas profundas do Brasil estão quebrando mesmo abaixo de US $ 40 por barril. Elogiamos a Petrobras neste marco de produção e esperamos avançar com os planos de desenvolvimento adicionais com nossos parceiros do consórcio, bem como com nossos recém-adquiridos blocos de águas profundas no Brasil. ”

Seguindo Lula Extreme South, o próximo FPSO é o P-67 para o Lula Norte. O acordo de compartilhamento de produtos Libra continua a progredir com um teste bem estendido, bem como o Mero 1 FPSO, e FPSOs adicionais estão sendo planejados. A Shell também tem uma perfuração de desenvolvimento planejada para o campo operado em Gato do Mato Sul em 2019.

A Shell tem uma participação de 25 por cento no consórcio Lula, operado pela Petrobras (65 por cento). A Galp, através da sua subsidiária Petrogal Brasil, detém os restantes 10 por cento de participação.

 Notas do editor

  • P-69 é de 14 da Shell th FPSO em águas profundas no Brasil, que inclui FPSOs do pré-sal Campos e Bacia de Santos. A Shell opera os FPSOs BC-10 e Bijupira & Salema.
  • A participação da Shell no campo de Lula está sujeita a acordos de unitização.
  • O negócio de águas profundas da Shell produz aproximadamente 740 mil barris de óleo equivalente por dia (boe / d) e deverá atingir aproximadamente 900 mil boe / d até 2020 a partir de áreas já descobertas e estabelecidas.
  • As rodadas de licitações recentes oferecem à Shell um potencial significativo para descobertas adicionais em águas profundas, elevando a presença operada total da empresa ao largo do Brasil para 27 concessões e aproximadamente 2,7 milhões de acres.
  • O preço de breakeven prospectivo apresentado acima é calculado com base em todos os custos prospectivos associados ao FID. Conseqüentemente, isso normalmente exclui custos de exploração e avaliação, bônus de arrendamento, custos de exploração sísmica e custos indiretos de equipe de exploração. O preço de breakeven prospectivo é calculado com base em nossa estimativa de volumes de recursos atualmente classificados como 2p e 2c no Sistema de Classificação de Recursos da Society of Petroleum Engineers. Como se espera que este projeto tenha uma produção de várias décadas, a projeção de menos de US $ 40 por barril não será refletida nem nos lucros nem no fluxo de caixa nos próximos cinco anos.

Inquéritos

Investor Relations
International: +31 70 377 4540
América do Norte: +1 832 337 2034

Media
Shell Relações Internacionais de Mídia: +44 207 934 5550
Shell Relações com a Mídia dos EUA: +1 832 337 4355

Nota de advertência

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