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A Equinor iniciou, nesta sexta-feira (8/2), a perfuração do poço 3-EQNR-3-SPS (Carcará East) no Norte de Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos. A campanha é conduzida pela sonda West Saturn, da Seadrill, a mesma que, no último dia 3, iniciou a perfuração do 9-EQNR-2-SPS (Carcará West 1), no mesmo bloco.

Norte de Carcará foi arrematado no segundo leilão de partilha da produção, em outubro de 2017. Seus reservatórios se estendem para o bloco BM-S-8 – também operado pela Equinor –, onde o prospecto de Carcará foi descoberto em 2012.

Em dezembro, a petroleira norueguesa fez sua primeira descoberta na área. Os indícios de petróleo foram encontrados durante a perfuração do poço 3-EQNR-1-SPS, em lâmina d’água de 2,052 mil m.

Durante a divulgação de seus resultados financeiros, nesta semana, a Equinor informou que planeja perfurar cinco prospectos de alto impacto nos próximos três anos no pré-sal brasileiro, onde Carcará aparece como um dos destaques.

Visão geral

Segundo a ANP, outros seis poços começaram a ser perfurados este ano: 7-BAZ-10DA-ESS, no campo de Baleia Azul, operado pela Petrobras; 7-PRG-65HP-RJS (Peregrino/Equinor); 7-CP-1829D-SE e 7-CP-1868D-SE (Carmópolis/ Petrobras); e 7-CAM-1469-RN e 7-CAM-1462-RN (Canto do Amaro/ Petrobras).

A lista de poços em atividade disponibilizada pela agência – englobando aqueles em que houve intervenção com sonda, incluindo perfuração ou teste de longa duração informados nos últimos 15 dias – contém 17 poços.

Além do 3-EQNR-1-SPS e o 9-EQNR-2-SPS, são perfurados no mar o 9-BRSA-1280D-SES e o 3-BRSA-1178D-SES, no bloco SEAL-M-426, com a sonda Petrobras 10000; 1-BRSA-1363-RJS (Peroba/ Sonda Convencional 93); e o 1-BRSA-1146-RJS (Atapu/ ODN II).

Em terra, há 11 poços em atividade: 3-CP-12-SE, no campo de Carmópolis; 4-BRSA-609-ES (Biguá); 3-SMI-3-RN (São Miguel); 4-BRSA-1109-ES(FAZENDA SÃO RAFAEL); 1-BRSA-1366D-BA (bloco REC-T-80); 1-VITA-4-ES (Gaivota); 1-BRSA-1300D-BA (REC-T-70); 1-GREN-1-BA (REC-T-108); 4-BRSA-1334D-SE (SEAL-T-420); 1-RT-1-RN (Arribaçã); e 4-BRSA-1112D-BA (Socorro).

A BP, maior fabricante de petróleo e gás, anunciou a primeira produção de gás a partir da segunda etapa do desenvolvimento do Delta do Nilo Ocidental, no mar do Egito.

Este último desenvolvimento faz parte de um projeto de três estágios no Delta do Nilo Ocidental, que deverá produzir um volume combinado de 1,4 bilhão de pés cúbicos por dia de gás, equivalente a cerca de 20% da atual produção de gás do Egito.

O segundo estágio foi desenvolvido como um tie-back de longa distância em águas profundas para uma usina terrestre existente, produzindo gás dos campos de Giza e Fayoum.

De acordo com a empresa alemã de petróleo e gás DEA Group, parceira da BP no projeto, o gás está fluindo em terra a partir de oito poços através de dutos submarinos e infraestrutura. A DEA acrescentou que a produção de gás está dentro do cronograma e abaixo do orçamento.

Espera-se que Gizé e Fayoum produzam inicialmente cerca de 400 milhões de pés cúbicos de gás por dia (mmscfd), com produção prevista para aumentar a uma taxa máxima de aproximadamente 700mmscfd até abril.

A BP é a operadora do desenvolvimento do Delta do Nilo Ocidental, com uma participação operacional de 82,75%, com a DEA tendo os restantes 17,25% de participação.

O presidente-executivo da BP, Bob Dudley, disse: “Este importante projeto de start-up se beneficiou da excelente relação de trabalho entre a BP e o governo egípcio. Nós simplesmente não poderíamos tê-lo entregue com sucesso sem o firme apoio do Ministro do Petróleo, sua excelente equipe e todo o governo.

“Com a segunda fase do Delta do Nilo Ocidental agora on-line, a BP trouxe agora com segurança 21 novos projetos importantes para produção nos últimos três anos, mantendo-nos no caminho para entregar 900.000 barris de óleo equivalente por dia até 2021.”

A primeira etapa do projeto começou em 2017, com a BP produzindo gás do campo de Taurus e Libra em maio de 2017 . O Desenvolvimento do Nilo Ocidental foi originalmente planejado como dois projetos separados, mas a BP e seus parceiros decidiram entregar os desenvolvimentos como um projeto de três estágios para “[acelerar] a entrega de compromissos de produção de gás para o Egito”.

O presidente regional da BP Norte de África, Hesham Mekawi, disse: “Estamos orgulhosos por ter trabalhado com o governo egípcio para entregar este projecto multifásico e complexo, que desempenha um papel importante tanto no fornecimento de gás do Egipto como na estratégia da BP.

Nossa história no Egito agora se estende por mais de meio século e, graças a projetos como esse, tem um futuro brilhante. A produção de Giza e Fayoum sustentará o fornecimento local de energia e nos manterá no caminho para triplicar nossa produção líquida do Egito até 2020. ”

A terceira etapa do projeto do Delta do Nilo Ocidental irá desenvolver o campo de Raven, com produção prevista para o final de 2019.

A gigante petrolífera e de gás Shell recebeu cinco contratos de partilha de produção em Egpyt para três concessões no deserto ocidental e duas concessões no delta do rio Nilo.

A Shell conquistou esses cinco blocos como resultado de um processo de licitação competitivo com outras operadoras do país.

Os blocos concedidos à Shell no delta do Nilo no mar cobrem uma área de 4305 quilômetros quadrados. Os blocos ficam próximos aos blocos operados pela Shell em Rashpetco. O compromisso de trabalho, na primeira fase de exploração ao longo de 3 anos, é de 1 poço e mais de 3500 quilómetros quadrados de aquisição sísmica 3D.

A petrolífera disse que os contratos foram assinados à luz da missão da Shell de aumentar seus investimentos estratégicos no Egito.

A Shell Egito recebeu os blocos como parte das rodadas de licenciamento internacionais da Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) e da Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) 2018.

“Os resultados do prêmio recorde estão de acordo com a estratégia de crescimento da Shell no Egito, com o objetivo de expandir a presença existente e garantir uma posição relevante no país. Isto é evidente pela empresa aumentar a sua produção de gás natural em terra, aumentando as atividades nos últimos dois anos, e lançando uma nova campanha de perfuração offshore – fase 9B – no Mediterrâneo no ano passado, ambos trazendo produção adicional antes do prazo e também fazendo uma descoberta significativa de gás offshore com seu poço Swan-East 1 ”, disse a Shell.

Exploração para começar o mais rápido possível

“A Shell está desenvolvendo mais de 30 anos de experiência em exploração e produção no Deserto Ocidental, um centro de entregas para nós ao longo de muitos anos, por meio da Badr El Din Petroleum Company. Estamos muito orgulhosos de ganhar a área de exploração adicional que se encaixa bem na estratégia de crescimento da Shell no Egito. Ao mesmo tempo, congratulamo-nos com a oportunidade de crescer a nossa posição e pegada no Delta do Nilo.

“A Shell tem uma forte posição de infra-estrutura com a concessão da West Delta Deep Marine – e instalações egípcias de GNL – e tem planos firmes de crescimento para expandir sua produção offshore através de um ambicioso programa de exploração”, disse o Eng. Gasser Hanter, vice-presidente e presidente da Shell no Egito, acrescentou: “Estamos comprometidos em iniciar as operações de exploração o mais rápido possível após a ratificação final e nos empenharemos em trazer descobertas comerciais em tempo recorde, semelhante ao que fizemos em nossa Concessão de North Um Baraka, onde o primeiro gás foi colocado em operação apenas seis meses após a concessão da concessão e apenas 40 dias após a descoberta. ”

Além da Shell, entre as empresas que ganharam terreno no Egito esta semana estão a ExxonMobil, a BP, a Eni, a DEA, a Neptune, a Total, a Petronas e a Neptune.

A Total da França, o setor de petróleo e gás , retirou todo o seu pessoal da Venezuela após as sanções dos EUA à petrolífera estatal venezuelana PDVSA, que também bloqueou as contas da Total no país latino-americano, disse o CEO Patrick Pouyanné na quinta-feira.

As contas da Total foram bloqueadas devido a decisões dos EUA, disse Pouyanné, segundo a AFP, na apresentação dos dados financeiros do grupo em 2018.

“O outro problema prático é que, dadas as sanções, não deveríamos mais administrar a Venezuela dos Estados Unidos … mas da Europa”, disse o gerente, observando que a Total naturalmente estará cumprindo as sanções dos EUA e colocou sua Operações venezuelanas em um “modo de hibernação”.

Em 2017, a Total tinha cerca de 50 funcionários na Venezuela, segundo o site do grupo . O grupo francês começou a exploração na Venezuela em 1980, e tem atuado na exploração e produção de petróleo bruto extra-pesado e gás natural no país latino-americano.

No entanto, depois que os EUA impuseram amplas sanções à PDVSA no começo da semana passada, a Total congelou suas operações.

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“Decidimos evacuar todo o nosso pessoal da Venezuela, dado o que aconteceu desde a última segunda-feira”, disse Pouyanné à AFP na quinta-feira.

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As operações venezuelanas não são cruciais para a Total e não terão um impacto significativo na produção do supermajor, dado o fato de que a Venezuela responde por apenas 50.000 bpd da produção de 3 milhões de bpd da Total, segundo Pouyanné.

Mais cedo na quinta-feira, a Total informou que sua produção de 2018 atingiu um recorde de alta, crescendo mais de 8 por cento a partir de 2017, alcançando 2,8 milhões de barris de óleo equivalente por dia .  A Total espera que sua produção cresça mais de 9 por cento em 2019.

Graças ao aumento dos preços do petróleo, o lucro líquido ajustado da Total saltou 28 por cento, para US $ 13,6 bilhões em 2018.

 

A Royal Dutch Shell ampliou sua liderança sobre a Exxon Mobil no ano passado, mas a rival norte-americana pode recuperar o investimento em novas produções.

As cinco empresas líderes, conhecidas como majors de petróleo, mais do que triplicaram os lucros e dobraram a geração de caixa desde 2016, uma vez que o profundo corte de custos deu frutos após uma queda na indústria.

Ao contrário dos ciclos anteriores, a maioria dos executivos prometeu na semana passada ficar parcimoniosa, com as memórias do preço do petróleo de 2016 caindo abaixo de US $ 30 o barril ainda fresco e a perspectiva permanecendo nublada.

(Gráfico: Reis de dinheiro – tmsnrt.rs/2TF9NMu )

Para os investidores, tem sido um passeio atribulado.

Nos últimos cinco anos, as grandes empresas de petróleo tiveram um desempenho abaixo do mercado global de ações. Uma queda acentuada nos preços do petróleo no último trimestre de 2018, para menos de US $ 50 o barril, em relação à alta de quatro anos de US $ 86 por barril em outubro, foi um lembrete sombrio da incerteza.

Mas os resultados mais fortes do que o esperado no quarto trimestre de 2018 relatados na semana passada impulsionaram o setor à medida que as empresas surpreenderam os investidores com sua resiliência para gerar lucro, ou breakeven, a preços do petróleo em torno de US $ 50 o barril.

Um barril de referência Brent agora está sendo negociado em torno de US $ 60. [OU]

“O fator cíclico são os preços mais altos do petróleo e as fortes margens de refino, mas subjacente a isso está um movimento estrutural para reduzir os breakevens, o que está impulsionando fluxos de caixa mais altos”, disse Rohan Murphy, analista de ações da Allianz Global Investors.

8 de fevereiro (Renewables Now) – A concessionária brasileira CEEE Geração e Transmissão abriu uma chamada pública para selecionar empresas ou consórcios interessados ​​em adquirir uma participação acionária em um complexo de energia eólica de 52,5 MW.

Os interessados ​​devem enviar suas propostas até 22 de fevereiro, anunciou o governo do estado do Rio Grande do Sul nesta quarta-feira.

Composto por 25 aerogeradores, distribuídos pelos parques de 8,4 MW do Povo Novo, 21 MW da Vera Cruz e 23,1 MW do Curupira, o Complexo Eólico Povo Novo, como é denominado, foi premiado em um leilão de energia em novembro de 2013. A construção é atualmente suspenso enquanto o complexo tem 34,6% do trabalho realizado.

A CEEE possui 1.252,22 MW de capacidade instalada entre suas usinas próprias e ações de outros projetos, incluindo usinas hidrelétricas e eólicas, além de instalações de transmissão e distribuição. Do total de sua carteira, 909 MW são de empreendimentos próprios localizados nas regiões Norte e Nordeste do Estado do Rio Grande do Sul.

A Voltalia – empresa de energia renovável e prestadora de serviços –, há 12 anos no Brasil, começou a construir a segunda linha de transmissão de 500 KV (quilovolt), incluindo uma subestação, que percorrerá áreas desabitadas para conectar ao cluster de Serra Branca à rede nacional, a 50 km de distância, localizado em Assú, também no Rio Grande do Norte.

A nova linha está adaptada às necessidades de projetos existentes e futuros, como as usinas Ventos da Serra do Mel 1 (VSM 1), com 163 MW, e VSM 2, com 128 MW, atualmente em construção, além de outros, incluindo os 252 MW já vendidos para o investidor internacional de renováveis ​​Actis em 2018.

“Essa nova infraestrutura confirma a ampliação do nosso cluster da Serra Branca. As instalações de transmissão de energia são instrumentais para nossa estratégia no Brasil. Eles nos permitem construir fábricas onde o recurso eólico é melhor e permitir o comissionamento antecipado de plantas. Assim, eles elevam o valor dos projetos desenvolvidos pela Voltalia, caso sejam de propriedade do grupo ou vendidos a parceiros. Com este novo projeto, a extensão total das linhas de transmissão de alta tensão de propriedade da Voltalia no Brasil ultrapassa a marca de 100 km”, comenta Sébastien Clerc, CEO da Voltalia.

O desenvolvimento das instalações foi iniciado internamente pelas equipes da Voltalia, que também contam com parceiros locais. A empresa francesa solicitou das construtoras que confiassem na força de trabalho local e patrocinou um programa de treinamento para trabalhadores de comunidades locais, concedendo-lhes as qualificações a serem contratadas para o projeto. Cerca de 250 pessoas dessas comunidades locais estão envolvidas na construção das instalações de transmissão e das usinas VSM, que mobilizam até 800 pessoas no pico.

O comissionamento das instalações de transmissão deve ser concluído até o final de 2019. Após supervisionar a construção, a Voltalia será responsável pelas atividades de O&M, alavancando as equipes locais já mobilizadas em seus parques eólicos.

A Voltalia é uma empresa líder no Brasil com um excelente histórico. A equipe local, criada em 2006, desenvolveu um portfólio de projetos de grande porte, incluindo:

• 724 MW atualmente em construção ou em operação, localizados no cluster da Serra Branca (eólica), em São Miguel do Gostoso (vento) e no Oiapoque (híbrido térmico / solar);

• 2,7 GW de projetos em desenvolvimento, localizados principalmente nos estados do Rio Grande do Norte e Bahia, contando principalmente com energia solar e eólica.

A Norwegian Petroleum Directorate (NPD) concedeu à Aker BP uma licença de perfuração para um poço de avaliação localizado no Mar do Norte, na costa da Noruega.

O poço será perfurado a partir da sonda de perfuração Scarabeo 8 após a conclusão da perfuração do poço-pinheiro 24 / 9-14 S na parte central do Mar do Norte.

O programa de perfuração do poço 24 / 9-14 A refere-se à perfuração de poços de avaliação na licença de produção 869, em que a Aker BP é a operadora com uma participação acionária de 60%. Outros licenciados são a Lundin Norway (20%) e a Point Resources (20%).

A área nesta licença consiste em partes dos blocos 24/9, 24/12 e 25/7. O poço será perfurado cerca de quatro quilômetros a noroeste do campo de Bøyla, na parte central do Mar do Norte.

A licença de produção 869 foi concedida em 10 de fevereiro de 2017 (APA 2016). Este é o terceiro poço de exploração a ser perfurado na própria licença, mas vários poços pioneiros foram perfurados anteriormente dentro da área de licença.

A petroleira brasileira Petrobras reservou US $ 622 milhões mais juros caso seja forçada a pagar a Vantage Drilling por rescisão injusta de um contrato de perfuração de 2015.

O Titanium Explorer da Vantage Drilling, um navio autopropulsado de posicionamento dinâmico adequado para perfuração em locais remotos, iniciou seu contrato de oito anos e US $ 1,6 bilhão e US $ 1,8 bilhão com a Petrobras em  dezembro de 2012 .

Em 31 de agosto de 2015, a Petrobras rescindiu o contrato de perfuração, alegando que a Vantage havia violado suas obrigações sob o contrato. A Vantage Drilling então entrou com uma ação de arbitragem internacional contra a Petrobras e suas subsidiárias relevantes alegando a rescisão injusta do contrato de perfuração.

A Vantage Drilling foi então, em julho de 2018, premiada com  US $ 622 milhões em danos  por um tribunal de arbitragem em um processo contra a Petrobras por rescisão injusta do contrato. A Petrobras na época disse que desafiaria a decisão da arbitragem.

A Petrobras reiterou nesta quinta-feira que continuará a combater a decisão, já que acredita que o contrato de drillship que as duas empresas assinaram em 2009 foi obtido por corrupção. A Petrobras também espera que a decisão do tribunal possa ser anulada com base no argumento de que um árbitro acha que a Petrobras foi tratada injustamente no processo de arbitragem.

“Petrobras […] dentro do escopo de seu processo contínuo de avaliação de contingência, […] fará uma provisão para o valor fornecido na sentença emitida na arbitragem apresentada pela Vantage Deepwater Company e pela Vantage Deepwater Drilling Inc. contra a Companhia e outros empresas do Sistema Petrobras. A arbitragem Vantage surgiu de um acordo para serviços de perfuração obtidos por corrupção, conforme revelado pela Operação Car Wash ”, disse a Petrobras nesta quinta-feira.

O tribunal arbitral, formado por três árbitros, decidiu por maioria de votos, com um voto contrário, em julho disse que a Petrobras deveria pagar à Vantage o valor de US $ 622,02 milhões, mais juros compostos de 15,2% aa, como compensação pela rescisão antecipada do contrato. negócio de perfuração e faturas relacionadas à perfuração de um poço no Golfo do México.

“O árbitro dissidente recusou-se a assinar a decisão final e, por escrito, emitiu seu voto dissidente e objeção à sentença arbitral, afirmando que“ os processos de pré-audiência, audição e pós-audiência que levaram à emissão do Prêmio Final negaram os demandados. Nesse processo, a integridade fundamental e a devida proteção do processo deveriam ser fornecidas às partes que estão arbitrando … ”, disse a Petrobras.

A Petrobras em agosto de 2018 apresentou uma moção para desocupar a sentença perante um Tribunal Federal no Texas, com base em outros argumentos sobre o voto de dissidência. A Petrobras disse na quinta-feira que continua a buscar vigorosamente a anulação da sentença arbitral em defesa de seus direitos. Uma audiência final sobre o caso será realizada perante o Tribunal Federal no Texas em 03/08/2019.

Vale a pena notar que a Vantage Drilling foi parte de uma investigação da SEC dos EUA em um possível caso de suborno relacionado ao acordo de drillship com a Petrobras.

A investigação surgiu em 2015 de alegações de pagamentos indevidos por um diretor da empresa Vantage Drilling a ex-funcionários da Petrobras feitos em 2009 e 2010 em conexão com a contratação do navio-sonda Titanium Explorer.

De acordo com um  documento divulgado pela SEC em novembro de 2018  (PDF), um diretor da Vantage Drilling, através de agentes e intermediários, concordou em pagar US $ 31 milhões em propinas a funcionários da Petrobras e em troca, a Petrobras em fevereiro de 2009 assinou um contrato de oito anos no valor de US $ 1,8 bilhões para o navio Titanium Explorer.

Como parte do acordo, a Vantage Drilling concordou em pagar US $ 5 milhões , sem admitir nem negar qualquer das alegações da SEC.

A Aker Solutions, provedora norueguesa de serviços para campos petrolíferos, registrou um aumento no lucro no último trimestre de 2018 em relação ao mesmo período de 2017, devido ao aumento das receitas. A empresa vê sinais contínuos de recuperação no mercado global.

A receita da empresa subiu para NOK 7 bilhões no quarto trimestre de 2018 de NOK 6,4 bilhões um ano antes, apoiada pelo progresso e entregas em projetos-chave em vários mercados.

A Aker Solutions possui dois segmentos de relatórios: Projetos e Serviços.

A receita em projetos aumentou 8 por cento para NOK 5,6 bilhões no trimestre, de NOK 5,2 bilhões um ano antes, impulsionada principalmente pelo sub-segmento de design de campo.

A receita em serviços foi de NOK 1,3 bilhão, 13% acima dos NOK 1,2 bilhão no mesmo trimestre do ano passado, com o aumento impulsionado pelo crescimento internacional no sub-segmento de serviços de ativos de produção da empresa.

A empresa registrou um lucro líquido de NOK 178 milhões no quarto trimestre de 2018 em comparação com o lucro líquido de NOK 19 milhões no mesmo período de 2017.

As encomendas totalizaram NOK 5,3 bilhões no trimestre, elevando o backlog para NOK 35,1 bilhões.

De acordo com a Aker Solutions, há sinais contínuos de recuperação no mercado global, medidas de melhoria em toda a indústria estão reduzindo os custos de equilíbrio e mais projetos estão sendo sancionados.

A atividade de licitação permanece alta nos principais mercados – e a Aker Solutions está atualmente concorrendo a contratos que totalizam cerca de NOK 45 bilhões. Cerca de dois terços disso estão na área submarina – e os principais projetos devem ser concedidos nos próximos seis a 12 meses.

A longo prazo, a Aker Solutions espera um aumento na demanda global de energia e que os esforços de investimento em soluções de energia sustentável serão recompensados.

A Aker Solutions vê a receita total em 2019 um pouco acima de 2018, devido ao forte volume de pedidos no ano passado, e continuou a alta atividade de licitação.