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Doze descobertas e mais de 5 bilhões de barris de petróleo depois, a principal história da ExxonMobil na Guiana ainda está sendo escrita e analistas acreditam que mais petróleo está nos próximos capítulos.

Fresco fora de seus 11 th e 12 th descobertas anunciadas na quarta-feira, a empresa dentro de algumas semanas vai começar uma nova campanha de perfuração no Stabroek bloco com a perspectiva de savelhas localizado a 6 milhas a oeste de tilápia-1.

“Dentro de um mês ou dois, você verá o Tom Madden se mudar para a área de Yellowtail… Nós achamos que é uma região realmente boa, um potencial para nós, e é onde estamos fazendo sísmica 4D para entender melhor a área de recursos e olhe para o potencial de longo prazo ”, disse Deedra Moe, diretor sênior de Assuntos Públicos e do Governo, à OilNOW na quarta-feira.

Os analistas do setor Wood Mackenzie e Rystad Energy disseram que a taxa de sucesso de exploração da ExxonMobil para descobertas comerciais no Bloco é de 82% astronômicos, enquanto a média do setor é de 35% em geral e 20% para regiões de fronteira.

Os analistas estão confiantes de que a petrolífera fará mais descobertas a partir de aproximadamente 17 alvos remanescentes a serem explorados nos 6,6 milhões de acres do Bloco de Stabroek.

“Com 17 perspectivas ainda para perfurar, Stabroek está escrevendo o futuro da Guiana. Ela se tornará facilmente a quarta maior nação produtora de petróleo da América Latina na próxima década, com chances de superar os países que a precederam. Se a Venezuela e o México não conseguirem reduzir a produção, a Guiana poderá rapidamente superá-los para o número dois ”, disse Luiz Hayum, analista de pesquisa da equipe de petróleo e gás da Wood Mackenzie na América Latina.

A Enel, desenvolvedora de energias renováveis, iniciou a construção de um parque eólico de 716 MW no Brasil, o maior projeto do gênero na América do Sul.

A Enel investirá mais de € 700 milhões no projeto Lagoa dos Ventos, no estado do Piauí, no nordeste do país, que deve entrar em operação em 2021.

A Lagoa dos Ventos, composta por 230 turbinas, está situada nos municípios da Lagoa do Barro do Piauí, Queimada Nova e Dom Inocêncio.

Além de ser o maior projeto eólico em construção na América do Sul, a Lagoa dos Ventos é também o maior parque eólico da Enel em todo o mundo.

O chefe da Enel Green Power, Antonio Cammisecra, disse: “O início da construção deste projeto eólico recorde no Brasil é um marco importante para a nossa presença no país, que continua a ser um dos mercados mais proeminentes da Enel Green Power.”

Do total de capacidade instalada do parque eólico, 510MW foram concedidos à Enel no concurso público A-6 do Brasil em dezembro de 2017 e são suportados por contratos de fornecimento de energia de 20 anos com um grupo de empresas de distribuição que operam no mercado regulado do país.

A produção dos 206MW restantes será vendida a clientes de varejo no mercado livre.

Enquanto isso, em seus resultados financeiros consolidados preliminares, a Enel fechou 2018 com receita de € 75,6 bilhões, um aumento de 1,3% em relação a 2017.

O desenvolvedor atingiu seu lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (EBITDA) para 2018, registrando € 16,3 bilhões, um aumento de 3,8% em relação a 2017.

De acordo com a empresa, o desempenho positivo deve-se principalmente a mudanças no escopo de consolidação, após as aquisições da Enel Distribuição no Brasil em 2018 e da Enel X América do Norte em 2017, bem como no aumento das vendas de produtos renováveis. na Itália, Espanha e América do Sul, além do crescimento das vendas no mercado livre na Itália.

 A operadora norueguesa de petróleo e gás DNO indicou nesta quinta-feira que está avançando na produção de petróleo e gás, com uma produção bruta no quarto trimestre de 131.481 b / d de óleo equivalente, alta de 18.860 boe / d no ano anterior período.  O número refletiu um surto de crescimento no quarto trimestre. A produção do ano de 2018 totalizou uma média de 117.607 boe / d, acima dos 113.533 boe / d de 2017. A produção operada em janeiro de 2019 foi em média de 128.000 boe / d, acrescentou a DNO.

Os ganhos robustos vieram à medida que a produção continuou a ser aumentada em sua área central de produção da região do Curdistão, no Iraque, e consolidou o controle da Faroe Petroleum, especialista listada no Reino Unido, em uma aquisição. Em 4 de fevereiro, a DNO informou que estava adquirindo compulsoriamente o restante das ações da Faroe depois que sua oferta de aquisição foi aceita por mais de 90% dos acionistas desta última.

Os ativos do Curdistão da DNO continuam a se expandir rapidamente organicamente à medida que as descobertas entram em operação.

A empresa informou nesta quinta-feira que aumentou seus gastos operacionais em 2018 para quase US $ 300 milhões para apoiar o desenvolvimento acelerado de seu campo Peshkabir no Curdistão e o programa de perfuração em andamento em seu principal campo Tawke dentro da mesma licença. Em janeiro deste ano, a produção de petróleo bruto Tawke foi em média de 74.000 b / d. A DNO detém uma participação de 75% nos campos de Tawke e Peshkabir, com a parceira Genel Energy detendo 25%.

DNO disse que os níveis de gastos em 2019 devem subir mais de 40% dos níveis de 2018 para estimados US $ 420 milhões. O programa de perfuração da DNO em 2019 inclui até 20 poços de exploração e produção no Curdistão, incluindo até 14 poços no campo de Tawke, quatro em Peshkabir e dois na licença de Baeshiqa. Outros cinco poços estão planejados na Noruega sobre as licenças da DNO.

A companhia listada em Oslo disse no Curdistão que dois poços recém-concluídos, Peshkabir-9 e Tawke-52, serão colocados em produção em fevereiro. Ele disse que testes do primeiro poço de exploração de Baeshiqa visando o reservatório cretáceo foram adiados por chuvas intensas, mas também deve começar neste mês.

No final de 2017, o grupo aquisitivo anunciou um acordo com a ExxonMobil para se juntar à licença Baeshiqa no Curdistão. Ele disse que assumiria a operação da licença, adquirindo metade da posição da ExxonMobil.

A licença de 324 km2 está situada a 60 km a oeste de Erbil e a 20 km a leste de Mosul.

A ExxonMobil já havia realizado extensos estudos geológicos e geofísicos e construído uma plataforma de perfuração antes que o trabalho fosse interrompido devido a condições de segurança na região.

Actualmente, a DNO opera duas outras licenças no Curdistão: uma contém os campos de Tawke e Peshkabir e a outra os campos de petróleo pesado de Benenan e Bastora, que estão em fase de avaliação e desenvolvimento. As estimativas atuais são de que o petróleo no Benenan esteja em mais de 2 bilhões de barris.

DNO disse quinta-feira que o movimento em Faroe representou um reposicionamento estratégico chave do grupo.

Ele disse que já era a principal companhia internacional de petróleo no Curdistão, com 75% de participação em campos que contribuem com um terço das exportações totais da região, a empresa agora se estabeleceu firmemente na Noruega enquanto completava a aquisição da Faroé.

Ele disse que com 90 licenças norueguesas, das quais 22 foram operadas, DNO iria saltar para as fileiras das cinco maiores empresas no total de licenças realizadas na Noruega.

“A transação com a Faroe transforma a DNO em uma companhia mais diversificada, com uma segunda perna forte”, disse o presidente executivo da DNO, Bijan Mossavar-Rahmani.

“Isso não representa um pivô do Curdistão, mas um pivô para a Noruega”, acrescentou. “Estamos agora bem posicionados em duas áreas nas quais temos uma vantagem comparativa e até competitiva.”

A companhia disse que a combinação colocou a DNO entre as três maiores companhias independentes de petróleo e gás listadas na Europa, em produção e reservas.

Acrescentou que a integração das organizações Faroe e DNO estava bem encaminhada e que a nova entidade combinada teria uma força de trabalho e escritórios que se estendem da Noruega ao Curdistão, Dubai e Reino Unido.

O grupo norueguês registrou um lucro líquido no quarto trimestre de US $ 230,3 milhões, mais de sete vezes o lucro líquido de US $ 30,6 milhões no quarto trimestre do ano anterior.

A gigante norueguesa de petróleo e gás Equinor iniciou uma campanha de exploração na plataforma continental do Reino Unido (UKCS), compreendendo cinco poços em 2019, o que é um número recorde para a empresa.

Dois poços de exploração – um operado pela Equinor e um operado por um parceiro – já estão em andamento, disse a Equinor na quinta-feira. Além disso, mais três poços operados pela Equinor serão perfurados no final do ano.

Em janeiro, a perfuração começou no prospecto de exploração Bigfoot localizado perto do campo Mariner. Mariner é um desenvolvimento de campo operado pela Equinor devido ao início da produção no final deste ano. O poço é perfurado pela sonda de perfuração operada pela Seadrill, West Phoenix.

Como publicado anteriormente, a sonda West Phoenix foi transferida em janeiro da Noruega para a UKCS para começar a trabalhar na campanha de perfuração da Equinor.

A mesma sonda irá posteriormente perfurar o prospecto Pip na relativamente pouco explorada East Shetland Platform. Tanto a Bigfoot quanto a Pip foram premiadas na 29ª rodada de licenciamento em 2017, com a Equinor como operadora e a BP como parceira.

Jenny Morris , vice-presidente de exploração da Equinor no Reino Unido, disse: “Estas são duas licenças interessantes, com Bigfoot em uma área do Mar do Norte que é relativamente madura e Pip testando as margens sub-exploradas da bacia. Ambas as oportunidades foram amadurecidas com a aquisição de novos dados sísmicos e fornecerão mais respostas sobre o potencial remanescente no UKCS. ”

“Continuamos acreditando em novas oportunidades de exploração no UKCS e uma combinação de novos dados, tecnologias mais recentes, análise de dados e trabalho de subsuperfície regional contínuo de alta qualidade tem o potencial de desbloquear essas acumulações não comprovadas”, continuou ela.

A campanha de exploração também inclui uma avaliação da descoberta de Verbier, anunciada em outubro de 2017. Os resultados ajudarão a refinar os volumes estimados atuais, que variam entre 25 e 130 milhões de barris de óleo equivalente.

No final do ano, a Equinor usará a sonda de perfuração West Phoenix para perfurar o prospecto Lifjellet na licença P2378, com a parceira Shell. A licença foi concedida como parte da 30ª rodada de licenciamento do Reino Unido em outubro de 2018, indicando um processo eficiente de concessão-para-spud para a parceria. A Equinor também adquiriu recentemente uma participação de 8% numa licença operada pela Eni (P1620) a noroeste do campo de Culzean. As operações de perfuração no prospecto Rowallan na licença P1620 começaram em dezembro.

Al Cook , gerente de país da Equinor no Reino Unido, disse: “Com o desenvolvimento de bilhões de libras de nossos dois novos grandes projetos, Mariner e Rosebank, este programa de exploração ressalta nossa confiança em investir neste país. Juntamente com o nosso crescente negócio de energia eólica, pretendemos continuar a ser um parceiro energético forte e fiável para o Reino Unido. 

Airborne Oil & Gas anuncia que Renato Bastos se juntou à Airborne Oil & Gas, como VP Brasil, fortalecendo sua presença no Brasil. Nessa função, Renato será responsável por entregar o roteiro da empresa para qualificar o Riser de Pipeline de Compósitos Termoplásticos (TCP) para aplicação dinâmica na Deepwater Brazil. 

Como líder global em TCP, a Airborne Oil & Gas iniciou um programa de qualificação em 2018 para os TCP Risers dinâmicos que devem ser implantados em águas profundas no litoral do Brasil, inclusive para o ambiente do pré-sal.

Oliver Kassam, CEO, comenta: “O Brasil é um mercado chave para a Airborne Oil & Gas, e o TCP Riser tem uma oportunidade única de entregar a recompensa final aos nossos clientes em termos de custo total reduzido e benefícios gerais de instalabilidade. Com o nosso programa de qualificação em andamento, temos o prazer de Renato Bastos liderar nossa organização no Brasil e nos preparar para nosso crescimento futuro. ” 

O projeto TCP Riser da Airborne Oil & Gas oferece as soluções de custo total instaladas mais baixas para risers dinâmicos em aplicações em águas profundas. oferecendo flexibilidade máxima aos operadores em termos de configuração submarina e escolha do método de instalação. O TCP Riser desenvolvido pela Airborne Oil & Gas otimiza o custo com raio de curvatura e peso mínimos, usando apenas materiais robustos e comprovados em campo.

Renato Bastos traz consigo mais de 20 anos de experiência com uma sólida experiência no mercado de SURF para instalação de tubos flexíveis, tendo trabalhado em vários cargos, incluindo o Gerente de Operações de Navios e o Diretor Técnico. Mais recentemente, ele ocupou o cargo de Diretor de Projetos da Subsea para a Ocyan. Com sua experiência, ele está bem posicionado para liderar o trabalho de desenvolvimento e qualificação do TCP Riser e desenvolver o mercado brasileiro, que é um mercado estratégico para a Airborne Oil & Gas.

A empresa francesa de petróleo e gás Total registrou um aumento no lucro do quarto trimestre de 2018, impulsionado pela maior produção de petróleo e gás e aumento nos preços.

A companhia de petróleo informou nesta quinta-feira que registrou um aumento de 11% no lucro líquido do 4T 2018, que totalizou US $ 1,13 bilhão, comparado ao lucro de US $ 1,02 bilhão no mesmo período de 2017.

Patrick Pouyanné , Presidente e CEO Total , disse: “Beneficiando da alta dos preços do petróleo para US $ 71 / b em média em 2018 comparado a US $ 54 / b em 2017, embora permanecendo volátil, o Grupo reportou lucro líquido ajustado de US $ 13,6 bilhões em 2018, um aumento de 28%, um retorno sobre o capital médio empregado próximo a 12%, o maior entre os principais, e um ponto de equilíbrio antes dos dividendos abaixo de 30 $ / b ”.

Pouyanné explicou: “Estes excelentes resultados refletem o forte crescimento de mais de 8% para a produção de hidrocarbonetos do Grupo, que alcançou um nível recorde de 2,8 Mboe / d em 2018 e levou a um aumento de 71% na receita operacional líquida ajustada do Exploration & Production. “

O lucro líquido ajustado da Total no 4T 2018 no segmento de Exploração e Produção foi de US $ 2,48 bilhões, um aumento de 37% em relação ao mesmo período do ano anterior. A empresa se beneficiou do aumento dos preços de hidrocarbonetos e do crescimento da produção.

A produção total de hidrocarbonetos no quarto trimestre de 2018 foi de 2.876 mil barris de óleo equivalente por dia (kboe / d), um aumento de 10% em relação ao período do ano anterior. Isto deveu-se principalmente às novas empresas e aos ramp-ups de novos projetos, incluindo o Yamal LNG, o Kaombo North, o Ichthys, o Fort Hills e o Kashagan.

Em 2019, a Total está direcionando reduções de custos de US $ 4,7 bilhões, investimentos líquidos projetados de US $ 15-16 bilhões e uma meta de opex de 5,5 $ / boe.

Em E & P, a produção deverá crescer mais de 9% em 2019 graças aos ramp-ups de Kaombo North, Egina e Ichthys, além das start-ups de Iara 1 no Brasil, Kaombo South em Angola, Culzean no Reino Unido, e Johan Sverdrup na Noruega.

O TechnipFMC FTI, + 0,34% (FTI) foi concedido pela Petrobras, em nome do Consórcio Libra, composto pela Petrobras, Shell, Total, CNOOC, CNPC e Pré-Sal Petróleo (PPSA), um grande  contrato de engenharia, compras, construção e instalação (EPCI) para o campo do pré-sal Mero 1, localizado na Bacia de Santos, a 2.100 metros de profundidade no Brasil.

O contrato abrange engenharia, aquisição, construção de todas as linhas rígidas, bem como a instalação e pré-comissionamento de todos os sistemas de risers e linhas de fluxo para interligação de 13 poços (6 de produção e 7 de água alternada) ao FPSO [(2)] ]. Também inclui a instalação de dutos rígidos (incluindo lajes de aço de alta resistência à corrosão e preguiçosos de ondas de aço), risers e linhas de fluxo flexíveis [(3)], umbilicais de tubo de aço [(3)] e outros equipamentos submarinos necessários.

Arnaud Piéton, Presidente Subsea da TechnipFMC, comentou: “Estamos extremamente honrados por termos sido selecionados para executar este projeto EPCI para o campo do pré-sal Mero 1 no Brasil. Estamos ansiosos para colaborar com o Consórcio Libra no desenvolvimento deste importante projeto. A TechnipFMC é parceira de longo prazo da Petrobras, comprometida com águas profundas e ajudando o Brasil a desenvolver seus recursos naturais. ”

A TechnipFMC está presente no Brasil há mais de 60 anos, onde a empresa oferece uma gama abrangente de soluções para desenvolver campos de petróleo e gás submarinos. As capacidades locais incluem engenharia de ponta, projeto, fabricação (sistemas submarinos e tubos flexíveis), instalação, serviços de vida de campo e uma base logística. Além disso, a empresa mantém um Centro de Tecnologia Subsea global, focado em sistemas de produção submarina e tubos flexíveis. A TechnipFMC também opera uma frota de 8 embarcações especializadas sediadas no Brasil, que incluem o recém-nomeado Skandi Olinda, uma embarcação brasileira de suporte de leito de tubulação de última geração com tecnologia de ponta e tecnologia marítima de ponta.

(1) Para a TechnipFMC, um contrato “grande” está entre US $ 500 milhões e US $ 1 bilhão. 

A empresa de petróleo e gás norueguesa Aker BP registrou um aumento no lucro do quarto trimestre de 2018, impulsionado pela maior produção e receita.

De acordo com seu relatório na quarta-feira, o lucro operacional total do quarto trimestre de 2018 da Aker BP subiu para US $ 886 milhões, de US $ 726 milhões no mesmo trimestre do ano anterior.

O aumento foi impulsionado principalmente pelo maior volume de produção, que aumentou 15% em relação ao quarto trimestre de 2017. As receitas foram impactadas pelos baixos preços do petróleo no final do trimestre, o que causou um efeito negativo de valorização sobre o underlift no valor de aproximadamente US $ 48. milhão.

O lucro antes de impostos totalizou US $ 359 milhões no quarto trimestre de 2018, comparado a US $ 248 milhões no mesmo período de 2017.

O lucro líquido da Aker BP foi de US $ 54 milhões, o que representa um aumento em relação ao lucro líquido de US $ 34 milhões no ano anterior.

A empresa reduziu seu nível de endividamento significativamente e pagou um dividendo de US $ 112,5 milhões durante o quarto trimestre. O total de pagamentos de dividendos para 2018 totalizou US $ 450 milhões. A intenção do conselho é aumentar o nível de dividendos para US $ 750 milhões em 2019, com a ambição de aumentar o nível em US $ 100 milhões por ano até 2023.

No quarto trimestre de 2018, os volumes de produção aumentaram devido à melhoria da eficiência e aos novos poços. A produção líquida foi de 155,7 mboepd em comparação a 135,6 mboepd em 2017.

As reservas 2P da Aker BP aumentaram de 914 para 917 mmboe, uma vez que as adições e revisões totais excederam a produção do ano. A empresa também fez duas aquisições significativas em 2018, adicionando 171 mmboe à sua base de recursos contingente 2C. No total, os recursos contingentes cresceram 23% para 946 mmboe.

A dívida líquida de juros da empresa era de US $ 1,97 bilhão no final de 2018, uma queda de US $ 1,18 milhão em relação a 2017.

Para 2019, a Aker BP espera que seu capex seja de cerca de US $ 1,6 bilhão – dos quais os principais impulsionadores são Valhall e Johan Sverdrup. A produção espera que sua produção em 2019 esteja na faixa de 155-160.000 boe por dia, amplamente em linha com 2018.

A produção de petróleo no Brasil caiu 1% no ano passado, em comparação com os resultados obtidos em 2017, apesar de ter crescido 4,8% em dezembro, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A produção total de petróleo em 2018 foi de 944,1 milhões de barris, com uma média diária de 2,586 milhões de barris por dia”, afirmou o Boletim Mensal de Produção de Petróleo e Gás da ANP, divulgado nesta segunda-feira.

Segundo a ANP, grande parte do crescimento do petróleo em dezembro deveu-se ao aumento de 3,9% da produção do pré-sal, que totalizou 1.888 milhões de boe / dia. A produção em 85 poços do pré-sal totalizou 1,5 milhão de barris de petróleo por dia e 61,5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

A participação do pré-sal na produção nacional total em dezembro foi de 55,4%.

A produção total de gás em 2018 foi de 40,8 bilhões de m³, com uma média diária de 111 MM m³ / dia e um aumento de um por cento em relação à produção de gás natural em 2017.

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, segundo a agência. Produziu, em média, 897 mil bbl / dia de óleo e 38,5 milhões m3 / d de gás natural. Os campos marinhos produziram 96% do petróleo e 83,7% do gás natural no Brasil. A produção ocorreu em 7.359 poços, sendo 711 localizados no oceano e 6.648 em terra.

Os campos de petróleo e gás operados pela Petrobras produziram 94,4% de todo o petróleo e gás natural obtido no país.

A gigante norueguesa de petróleo e gás Equinor registrou um aumento no lucro durante o quarto trimestre de 2018 em comparação com o ano anterior, ajudado por preços mais altos e produção recorde.

A Equinor divulgou nesta quarta-feira lucro ajustado de US $ 4,4 bilhões no quarto trimestre de 2018, um aumento de 11% em relação aos US $ 3,96 bilhões no mesmo período de 2017.

O lucro operacional líquido da Equinor foi de US $ 6,7 bilhões no quarto trimestre de 2018, comparado a US $ 5,18 bilhões no quarto trimestre de 2017.

De acordo com a empresa, o aumento deveu-se principalmente aos maiores preços de mercado, tanto líquidos quanto gás, enquanto a volatilidade do mercado e os mecanismos de precificação resultaram em preços líquidos inferiores aos esperados comparados à média do Brent Blend.

O quarto trimestre também foi impactado positivamente pelas mudanças no valor justo dos derivativos e efeitos de hedge de estoque, além de um ganho líquido na venda de ativos, e um dividendo em excesso do valor contábil relacionado a um investimento contabilizado pelo patrimônio líquido. O aumento foi parcialmente compensado pelo aumento das despesas com depreciação, principalmente devido a maiores investimentos, maior produção e reversões líquidas de impairment em períodos anteriores, além do aumento das despesas de exploração devido à maior atividade de perfuração.

O lucro líquido da empresa subiu 31%, para US $ 3,37 bilhões no quarto trimestre de 2018, ante US $ 2,58 bilhões no ano anterior.

A Equinor entregou uma produção total de 2.170 mboe por dia no quarto trimestre, um aumento de 2.134 mboe por dia no mesmo período de 2017. O aumento deveu-se principalmente a mudanças de portfólio e novos poços especialmente nos EUA em terra. Novos campos que entram em operação são adicionados ao aumento. O declínio natural esperado, além da redução do consumo de gás, compensou parcialmente o aumento.

A Equinor observou que entregou uma produção alta em todos os tempos em 2018 com um crescimento de produção subjacente de mais de 2%.

No final do ano de 2018, a Equinor completou 24 poços exploratórios com nove descobertas comerciais. As despesas de exploração ajustadas no trimestre foram de US $ 417 milhões, acima dos US $ 274 milhões no mesmo trimestre de 2017, principalmente devido à maior atividade sísmica e de perfuração.

A empresa propôs aumentar o dividendo em 13% para US $ 0,26 por ação no quarto trimestre.

Olhando para o futuro, a Equinor espera um investimento orgânico de cerca de US $ 11 bilhões em 2019. Quando se trata de produção em 2019, a Equinor espera que esteja em torno do mesmo nível de 2018 e produza um crescimento médio anual de cerca de 3% de 2019 a 2025 .

Em 2019, a Equinor espera uma atividade de exploração de cerca de US $ 1,7 bilhão.