Autor

Joice Santos

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A Equinor, principal petrolífera norueguesa, recebeu o consentimento do órgão de segurança offshore, a Autoridade de Segurança do Petróleo (PSA), para a perfuração de exploração no Mar da Noruega usando a plataforma Transocean Spitsbergen.

O poço, designado 6507 / 3-13, está localizado na licença de produção 159B no Mar da Noruega, onde a Equinor é o operador. A Equinor detém uma participação de 85%, enquanto os 15% restantes são de propriedade da Ineos E & P Norge.

Anunciando seu consentimento para o poço na segunda-feira, o órgão de segurança offshore disse que a perfuração estava prevista para começar no início de fevereiro de 2019 e duraria 81 dias em uma profundidade de água de 368 metros.

O observatório offshore acrescentou que o poço estava localizado a 13 quilômetros a oeste do campo de Norne.

O poço de exploração será perfurado pela Transocean Spitsbergen, uma plataforma de perfuração móvel semi-submersível do tipo Aker H-6e, de propriedade e operada pela Transocean Offshore.

A sonda foi construída no estaleiro Aker Stord em 2009, está registrada nas Ilhas Marshall e classificada pela DNV GL. A sonda foi emitida com um Reconhecimento de Conformidade (AOC) pelo PSA em novembro de 2012.

A última vez que a Offshore Energy Today informou sobre a plataforma foi quando a Norwegian Petroleum Directorate concedeu à Equinor uma licença de perfuração para um poço pioneiro no Mar do Norte.

A perfuração do gato selvagem usando o Spitsbergen Transoceânico foi planejada para começar em dezembro de 2018 e duraria 35 dias ou 52 dias se uma descoberta fosse feita.

Os preços do petróleo subiram nesta segunda-feira, apoiados por contínuos cortes de oferta do clube de produtores OPEC e da Rússia e por uma queda na atividade de perfuração nos EUA.

Os futuros internacionais do petróleo bruto Brent estavam em US $ 60,75 por barril às 00h40 GMT, um aumento de 27 centavos, ou 0,5%, em relação ao último fechamento.

Os futuros do petróleo bruto West Texas Intermediate (WTI) subiram 22 centavos, ou 0,4%, para US $ 51,81 o barril.

A firma de pesquisa econômica TS Lombard disse que os “preços do petróleo devem se estabilizar em torno dos níveis atuais e possivelmente aumentar”, apontando para cortes na oferta da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) e alguns aliados não-OPEP, incluindo a Rússia. condutor fundamental.

Os perfuradores cortaram quatro plataformas de petróleo na semana até 11 de janeiro, elevando a contagem total para 873, disse a empresa de serviços de energia Baker Hughes em um relatório semanal na sexta-feira.

No entanto, TS Lombard disse que os preços do petróleo podem não subir muito, já que “a economia mundial está agora desacelerando … limitando o escopo de surpresas positivas na demanda por petróleo e dificultando a redução de estoques”.

A Saudi Aramco planeja aproveitar o mercado de dívida no segundo trimestre para financiar a aquisição da gigante petroquímica Sabic, provavelmente emitindo seu primeiro bônus internacional e divulgando suas contas no processo.

O ministro da Energia da Arábia Saudita, Khalid Al-Falih, revelou o plano na quarta-feira em Riad, acrescentando que a empresa queria flexibilidade no financiamento do acordo com a Sabic, que pode custar cerca de US $ 70 bilhões.

O título da Aramco “provavelmente vai estar em dólares americanos”, disse Al-Falih.

Essa venda da dívida obrigaria a maior produtora de petróleo do mundo a divulgar suas contas para os investidores pela primeira vez desde sua nacionalização, cerca de quatro décadas atrás. Também teria que fazer detalhes públicos sobre as reservas e operações de petróleo. O reino deu um primeiro passo nessa direção ao liberar a primeira auditoria das reservas de petróleo e gás da Aramco desde 1980.

O programa de financiamento “será sustentado ao longo do tempo, à medida que a Saudi Aramco cresce e realiza seu programa de capital”, disse Al-Falih. “Acreditamos que ter títulos e papéis comerciais como uma de suas fontes de capital é prudente e necessário”.

Os planos para o título, divulgados pela Bloomberg News no ano passado, acontecem no momento em que o governo saudita reativa seu plano de vender ações da companhia. Al-Falih reiterou os comentários do príncipe Mohammed Bin Salman em 2018 que Riyadh está almejando a oferta pública inicial da Aramco em 2021. O reino visava inicialmente 2018.

Al-Falih não divulgou o tamanho da possível venda de títulos, mas poderia figurar entre os maiores emitidos por uma empresa se a Aramco planeja financiar uma grande parte do acordo com a Sabic. A Verizon Communications Inc. levantou US $ 49 bilhões na maior venda de títulos corporativos em 2013 para comprar a participação do Vodafone Group Plc em sua unidade de telefonia celular. A Anheuser-Busch InBev NV levou US $ 46 bilhões em 2016 para financiar a aquisição da SABMiller Plc.

Al-Falih minimizou as conversas no mercado de que a Aramco financiaria todo o acordo de US $ 70 bilhões da Sabic com a oferta de bônus. “Não vai ser em qualquer lugar perto do número que tem sido rumores”, disse ele.

O bônus, provavelmente combinado com empréstimos bancários, permitiria que a estatal Aramco pagasse ao fundo soberano do reino por sua participação de 70% na Sabic. Por sua vez, o Fundo de Investimento Público obteria o dinheiro que inicialmente esperava obter do IPO da Aramco.

Bond soberano

Enquanto a Aramco se prepara para seu título internacional de estreia, o próprio reino vendeu US $ 7,5 bilhões em dívidas internacionais na quarta-feira no primeiro teste de quanto dano o assassinato do colunista Jamal Khashoggi, do Washington Post, infligiu ao apetite dos investidores.

A Aramco tem muito espaço para tomar emprestado, já que quase não há dívida líquida, mostram as contas obtidas pela Bloomberg News no primeiro semestre de 2017. Naquela época, a empresa tinha cerca de US $ 20 bilhões em empréstimos, compensados ​​por US $ 19 bilhões em caixa e equivalentes.

Até agora, o gigante do petróleo evitou amplamente os mercados de títulos, dependendo quase exclusivamente de seu próprio dinheiro ou empréstimos bancários. O mais próximo que chegou foi quando levantou 11,25 bilhões de riais (US $ 3 bilhões) em uma estreia de venda de títulos islâmicos em moeda local. O prospecto para a oferta de 2017 não incluiu nenhuma informação financeira, de acordo com uma cópia do documento revisado pela Bloomberg News.

“Trabalharemos com nossos consultores e encontraremos o momento certo para entrar no mercado, e parte disso seria um prospecto que teria demonstrações financeiras e divulgações apropriadas”, disse Al Falih.

Uma trégua foi alcançada em uma disputa por um gasoduto de gás natural no oeste do Canadá, facilitando as tensões por enquanto, enquanto os líderes do governo continuam cautelosos em intervir do lado da empresa ou dos manifestantes indígenas.

Líderes hereditários da Primeira Nação de Wet’suwet’en, na Colúmbia Britânica, chegaram a um acordo provisório com a polícia na noite de quarta-feira para permitir que o trabalho seja retomado em parte do projeto de exportação de gás de US $ 31 bilhões da Royal Dutch Shell.

Os trabalhadores da CoastLink Gaslink poderão acessar uma ponte que havia sido barricada, desde que um acampamento de protesto próximo não seja desmantelado, informou a Canadian Press, citando comentários de um dos chefes. O primeiro-ministro Justin Trudeau também disse na quarta-feira que houve uma resolução. “É assim que isso deve funcionar”, disse ele em um evento na prefeitura da costa do Pacífico.

O impasse é emblemático dos desafios que tais projetos enfrentam no Canadá. Os formuladores de políticas estão lidando com questões complicadas sobre energia, terras indígenas tradicionais e o papel dos governos federal e provincial na tentativa de equilibrar o desenvolvimento de recursos e os direitos aborígines.

O primeiro-ministro da Colúmbia Britânica, John Horgan, deu poucos sinais de que seu governo estava pronto para intervir em um bloqueio contencioso, evitando condenar o grupo indígena que desafiou uma ordem judicial para remover as barricadas.

“Não há solução rápida para resolver questões que remontam a 1876 e além”, disse Horgan na quarta-feira, referindo-se ao ano do Ato Indígena do Canadá e ao espinhoso legado criado na província, onde a maioria das Primeiras Nações nunca cedeu formalmente sua jurisdição. terras ancestrais. “Nós reconhecemos o direito dos indivíduos de protestar.”

Mas ele também reconheceu que o projeto, LNG Canada, cumpriu todos os requisitos para prosseguir e teve o apoio de todos os 20 grupos da Primeira Nação ao longo de seu corredor, incluindo o Wet’suwet’en em cujas terras o bloqueio está ocorrendo. “Acreditamos que o GNL do Canadá cumpriu as obrigações que pedimos que cumprissem”.

O bloqueio ressalta o quanto é difícil para o Canadá abrir caminho para projetos de energia sancionados – mesmo aqueles abençoados por todos os níveis de governo e líderes indígenas eleitos. Quando a Shell e seus quatro parceiros asiáticos concordaram em investir em outubro passado, após uma década de negociações, o projeto foi festejado como o modelo de como a indústria deveria trabalhar com as Primeiras Nações.

No entanto, nos meses seguintes, um grupo de holdouts ergueu barricadas em uma via pública, impedindo a TransCanada Corp. de trabalhar no oleoduto Coastal GasLink de 420 milhas (676 quilômetros) que fornecerá as instalações de exportação. Os manifestantes ignoraram uma ordem judicial de novembro para permitir o acesso.

“É importante entender que as linhas de tempo de construção nos obrigam a ter acesso à área e começar as atividades assim que pudermos com segurança para manter o cronograma e as linhas de tempo atuais”, disse Jacquelynn Benson, porta-voz da Coast GasLink. o email. “Qualquer atraso nisso afetaria nossa capacidade de cumprir essas datas.” O LNG Canada não respondeu imediatamente a uma pergunta sobre atrasos no projeto.

O projeto – também apoiado pela Petroliam Nasional Bhd, pela Mitsubishi Corp., pela PetroChina Co. e pela Korea Gas Corp. – é o maior projeto de infraestrutura do Canadá e a maior instalação de gás natural liquefeito do mundo em anos.

Líderes indígenas, incluindo um ex-chefe eleito da Wet’suwet’en, lamentaram o bloqueio por ameaçar um projeto que oferece às comunidades rurais sua melhor chance de desenvolvimento econômico. No entanto, desde segunda-feira, quando a polícia prendeu 14 pessoas para fazer cumprir a ordem judicial e restaurar o acesso, protestos surgiram em todo o país em apoio ao bloqueio.

Trudeau, falando quarta-feira em Kamloops, disse que vários líderes indígenas apóiam o projeto. e que um acordo foi alcançado.

“Eles acabaram de remover a barricada, eles fizeram isso esta tarde”, disse Trudeau na noite de quarta-feira, sem identificar quem a removeu. “Há muitas perguntas sobre o que aconteceu lá, e as pessoas vão investigar isso.”

Trans Mountain

Em uma entrevista em outubro, Horgan creditou o sucesso da LNG Canada ao seu apoio indígena, contrastando com a Trans Mountain, o oleoduto comprado pelo governo federal da Kinder Morgan Inc. A Shell conseguiu chegar a acordos com todos os grupos aborígenes, enquanto a Trans Mountain não – ele disse. “Eu acho que fala por si.”

Três meses depois, não está claro se isso fez tal diferença.

“A Colúmbia Britânica é única no Canadá – temos território não cumprido e em todos os cantos da província temos uma decisão judicial após a decisão do tribunal”, disse Horgan a repórteres na quarta-feira, dizendo que falou com Trudeau sobre o impasse. O projeto, ele disse, “destaca os desafios da reconciliação”.

Olhando para os próximos 12 meses, Wood Mackenzie prevê um clima misto no mercado global de gás natural liquefeito (GNL). Em um comunicado enviado por email à Rigzone, a consultoria observou que o mercado de GNL em 2019 apresentará um retorno de “grandes compradores de GNL” e “um ano recorde de fornecimento” baseado no crescimento das decisões de produção e gastos de capital para novos projetos.

Em meio a esse pano de fundo, o diretor de pesquisa da Wood Mackenzie, Giles Farrer, ofereceu um vislumbre dos principais direcionadores do mercado de GNL para 2019. Abaixo estão cinco tendências a serem observadas.

Preços em queda

“O crescimento da demanda asiática de GNL não acompanhará o fornecimento de GNL e a Europa, no noroeste da Europa em particular, terá que absorver o excedente, especialmente durante o verão”, afirmou Farrer.

Farrer acrescentou, no entanto, que a crescente dependência da Europa em relação às “importações russas e norueguesas maximizadas” significa que a região precisa de mais importações e flexibilidade. Além disso, ele afirma que uma situação esperada de suprimento de GNL pode ser menos ameaçadora do que alguns esperam.

“Embora haja mais importações de GNL do que o necessário, proporcionando competição às importações de tubos e pressionando os preços, achamos que isso provavelmente trará o nível de excesso de oferta que alguns temem”, disse Farrer.

Ainda assim, assumindo padrões climáticos normais, a Wood Mackenzie antecipa que os preços do GNL estarão em queda para 2019 em comparação com o ano anterior. Em uma base de transferência de títulos (TTF), a consultoria prevê um preço médio de US $ 6,90 por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu) para 2019 comparado a US $ 8 por MMBtu em 2018. Além disso, projeta um preço médio asiático de US US $ 8,50 por MMBtu (contra US $ 10,30 por MMBtu).

“Mas o tempo é algo que vamos observar de perto no primeiro trimestre de 2019”, advertiu Farrer. “(A) final ameno para o inverno pode enviar mais GNL para a Europa e reduzir ainda mais os preços”.

Mais aprovações de projetos

O mercado global de GNL está reequilibrando, mas 2019 será “um ano recorde” em termos de sanções do projeto de GNL, disse Farrer. Ele observou que mais de 60 milhões de toneladas métricas por ano (mmtpa) de nova capacidade provavelmente atingirão o estágio de decisão de investimento final (FID). A figura do FID está “bem acima dos anteriores 45 milhões de toneladas sancionados em 2005 e uma triplicação dos 21 milhões de toneladas sancionados em 2018”, acrescentou.

“Os pioneiros na corrida para atingir o FID incluem os US $ 27 bilhões do Ártico LNG-2 na Rússia, pelo menos um projeto em Moçambique e três nos EUA”, disse Farrer. “Nossas escolhas nos EUA são o Golden Pass, o Calcasieu Pass e o Sabine Pass Train 6.”

Farrer observou que o pequeno projeto Woodfibra, na província canadense de British Columbia, também pode ser sancionado este ano.

“Outros projetos nos EUA, Qatar, Papua Nova Guiné, Austrália e Nigéria estão visando a FID também em 2019, fornecendo vantagem para nossa visão já otimista”, acrescentou Farrer.

Desaceleração econômica

A economia global tem crescido nos últimos oito anos, mas os prognosticadores econômicos antecipam uma queda, observou Farrer. “É simplesmente uma questão de quando e quão profundo”, disse ele.

Farrer apontou que uma recessão restringiria a demanda por gás e GNL, baixaria os preços do petróleo, atrasaria os FIDs e “empurraria o mercado global de GNL de volta alguns anos”. Entretanto, ele advertiu que um cenário ainda menos desejável poderia se materializar para o mercado de gás: uma “grande crise econômica” em 2020 ou 2021, logo após 60 a 100 mm de capacidade de GNL levou a FID.

“Isso eliminaria nossa recuperação de preço de previsão pós-2020 e faria com que nossa previsão de que os preços suavizem um pouco por volta de 2025 pareça muito pior”, disse Farrer.

Folga do Carvão

O crescimento na demanda de gás recebeu uma certa “margem de manobra” decorrente da mudança de carvão para gás na China e dos recentes testes de energia de carvão na Europa, disse Farrer. Além disso, ele citou o seguinte como mais uma evidência de uma reação contra o carvão:

  • Um novo plano de eletricidade na Coréia do Sul este ano pode levar a impostos mais altos sobre o carvão importado e restrições ainda mais onerosas a usinas a carvão antigas
  • Possível aumento do escrutínio pelo governo japonês em 8 gigawatts (GW) de energia a carvão em construção e 8 GW na fase de planejamento, graças a critérios de empréstimo mais rígidos para novos projetos de carvão pelas instituições financeiras do país
  • Esforços para reduzir as concentrações de partículas no ar na Índia em 20 a 30 por cento nos próximos cinco anos, o que poderia levar ao fechamento de usinas a carvão antigas
  • Uma fase de eliminação de carvão na Alemanha que poderia começar em 2022

“A Wood Mackenzie já previu o declínio do uso de carvão nesses países”, disse Farrer. “Mas a escala do que está em jogo nessas decisões pode exceder nossas suposições.”

Suavização da Demanda Chinesa

Graças a uma desaceleração econômica, uma abordagem de mudança de carvão para gás mais considerada e maior disponibilidade de infra-estrutura doméstica de GNL, o crescimento da demanda de GNL na China diminuirá de 40 para 45% nos últimos dois anos, Farrer disse. Ele acrescentou, no entanto, que a China ainda terá um crescimento de demanda de GNL de aproximadamente 20% – “de longe a maior fonte de crescimento da demanda de GNL no mercado global”.

Farrer também apontou que uma série de novas políticas de gás que a China implementou em 2018 visam aliviar o aperto da oferta e a dependência das importações.

“Em 2019 haverá mais clareza sobre o nível de ambição do crescimento da oferta doméstica chinesa e o aumento do Poder da Sibéria”, disse Farrer, referindo-se ao projeto do gasoduto Gazprom que ligará o fornecimento de gás do Extremo Oriente da Rússia à China .

Após quatro anos de cortes, as companhias petrolíferas estão prontas para abrir suas bolsas novamente e desenvolver novos campos marítimos, embora os benefícios não sejam distribuídos igualmente entre as empresas que fornecem tudo, desde levantamentos sísmicos até bombas e turbinas.

A tão esperada repercussão das despesas revigorará os provedores de serviços petrolíferos que sobreviveram à crise mais profunda de uma geração, graças aos cortes de custos, às fusões e, às vezes, à dolorosa reestruturação da dívida. Mas para alguns fornecedores endividados, a captação de investimentos pode chegar tarde demais.

Apesar da recente volatilidade do preço do petróleo, os gastos com serviços petrolíferos em alto mar aumentarão 6% em 2019, atingindo US $ 208 bilhões, antes de aumentar outros 14% em 2020, segundo a consultoria norueguesa Rystad Energy AS. Isso depois de quase cair pela metade desde 2014.

Rebotes Submarinos

Os produtores de petróleo provavelmente se comprometerão com 110 novos projetos submarinos este ano, em comparação com 96 em 2018 e apenas 43 em 2016 – quando a indústria reduziu o capex à medida que o petróleo despencou.

O mercado de equipamentos submarinos pode se expandir entre 13% e 14% a cada ano até 2023, disse Audun Martinsen, chefe de pesquisa do serviço petrolífero em Rystad, em uma entrevista. Isso ocorre, em parte, quando os fornecedores voltam a aumentar os preços.

Pesquisadores de campos petrolíferos e fornecedores de serviços de suporte e manutenção devem se recuperar em um ritmo mais lento, uma vez que o excesso de capacidade das embarcações continua saturando o mercado e o setor de sondas, o segmento de pior desempenho no ano passado, deve melhorar, disse Martinsen.

A fornecedora de serviços petrolíferos com sede em Londres, TechnipFMC Plc, previu que a receita de 2019 em sua divisão submarina aumentará, mas as margens podem cair. Este ano, a empresa está antecipando uma “atividade forte e contínua” para decisões de investimento em projetos de pequeno a médio porte, e “um número crescente de projetos submarinos maiores”, disse o executivo-chefe Doug Pferdehirt em dezembro.

“Muitos desses projetos offshore estão localizados em águas profundas”, beneficiando fabricantes de equipamentos submarinos, como TechnipFMC e Subsea 7 SA, disse Martinsen, da Rystad.

Pesquisadores do campo petrolífero seguem

Enquanto as empresas de petróleo e gás avançam com novos desenvolvimentos, elas podem se concentrar inicialmente em campos já descobertos, mantendo uma postura cautelosa em projetos de exploração mais arriscados, para os quais os retornos são mais difíceis de colher, forçando agrimensores a enviar mais embarcações e plataformas para sucatear.

“Com os preços do petróleo sendo negociados abaixo de US $ 60 por barril, continua havendo alguma incerteza sobre os gastos com E & P em 2019, especialmente offshore”, disse Kristian Johansen, CEO da empresa de pesquisa petrolífera norueguesa TGS Nopec Geophysical Co. ASA em 9 de janeiro.

No entanto, a TGS deve se beneficiar de seu “balanço sólido”, enquanto a Petroleum Geo-Services ASA pode enfrentar “desafios à frente em termos de um mercado de navios sísmicos com excesso de oferta e se aproximando dos vencimentos”, afirmaram os analistas da Nordea Glenn Lodden e Even Mostue Naume em nota este mês. A CGG SA da França deve ser mais atraente quando concluir um plano para lançar seus navios sísmicos remanescentes. Embora a reestruturação leve tempo e a empresa possa incorrer em custos adicionais, disseram os analistas. Um porta-voz da CGG se recusou a comentar.

Deve haver um “ligeiro aumento na demanda de perfuração”, significando que apenas 30% das plataformas de águas profundas podem permanecer ociosas este ano, ante 35% no ano passado, disse Mhairidh Evans, analista da Wood Mackenzie, em uma entrevista. “Um pouco mais de capacidade excedente precisa ser retirado da cadeia de suprimentos”.

A Transocean Ltd, que no mês passado anunciou um contrato de perfuração de US $ 830 milhões, pode se beneficiar da recuperação, enquanto a Shelf Drilling Ltd. também pode ganhar com sua exposição ao Oriente Médio, disse Martinsen, da Rystad.

A Petroleum Geo-Services está “cautelosamente otimista” de que a recuperação do mercado no ano passado continuará este ano, disse um porta-voz.

Ainda tempos difíceis

Por outro lado, o mercado de equipamentos usados ​​em plataformas de águas rasas, como bombas, turbinas e trocadores de calor fornecidos por empresas como General Electric, ABB e National Oilwell Varco, pode ficar para trás, em parte porque eles tendem a ser encomendado mais tarde nos ciclos do projeto, disse Martinsen.

A Bourbon Corporation, uma operadora francesa de embarcações de apoio para a indústria offshore, também está procurando sinais de recuperação, já que taxas baixas persistentes forçaram a suspensão dos pagamentos de sua dívida. A situação da Bourbon é “preocupante”, já que opera em um mercado com excesso de oferta, disse Kevin Vo, analista da AlphaValue em Paris. Bourbon se recusou a comentar.

“Como uma empresa sanciona um projeto ou uma campanha de exploração, esse dinheiro não flui através da cadeia de suprimentos até talvez um ou dois ou três anos, então a cadeia de suprimentos ainda não está fora da floresta”, disse Evans, da Woodmac. “Portanto, 2020 parece o ano em que muitas partes da cadeia de suprimentos começarão a se sentir melhor.”

Os preços do petróleo subiram 1 por cento na sexta-feira, a caminho de sólidos ganhos semanais, depois que os mercados financeiros se fortaleceram devido às esperanças de que os Estados Unidos e a China possam resolver em breve sua disputa comercial.

O aperto na oferta após cortes na produção de petróleo liderados pela Opep também ajudaram a obter ganhos, mas os temores de uma desaceleração econômica mantiveram os mercados sob controle.

Os futuros do petróleo Brent internacional estavam em US $ 62,30 por barril às 09h45 GMT, um aumento de 62 centavos, ou 1%.

US West Texas Intermediate (WTI) petróleo bruto futuros ganhou 59 centavos ou 1,1 por cento em US $ 53,18 por barril.

WTI e Brent estão preparados para a segunda semana de ganhos, subindo quase 11% e 9%, respectivamente.

Os mercados foram apoiados pela esperança de que uma guerra comercial entre Washington e Pequim pudesse ser evitada. Três dias de negociações foram concluídos nesta semana sem anúncios concretos, mas autoridades disseram que futuras negociações provavelmente seguirão este mês.

“O sentimento melhorou muito e o otimismo comercial ajudou a impulsionar o apetite ao risco”, disse Jasper Lawler, chefe de pesquisa do London Capital Group, em nota.

Preocupações sobre a economia global perduram, no entanto, com sinais de que o crescimento da China em 2018 e 2019 seria o menor desde 1990.

A maioria dos analistas rebaixou suas previsões de crescimento econômico global para menos de 3% em 2019, com alguns temendo uma recessão em meio a disputas comerciais e dívidas em espiral.

Do lado da oferta, os mercados de petróleo estão recebendo apoio dos cortes de oferta liderados pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo e destinados a controlar o excesso que emergiu no segundo semestre de 2018.

As menores exportações de petróleo do Irã desde novembro, quando as sanções dos EUA foram retomadas, também apoiaram o petróleo.

Desempenhou um papel fundamental na superabundância emergente dos Estados Unidos, onde a produção de petróleo bruto subiu mais de 2 milhões de barris por dia (bpd) em 2018 para um recorde de 11,7 milhões de bpd.

A consultoria JBC Energy disse nesta semana que é provável que a produção de petróleo dos EUA esteja “significativamente acima de 12 milhões de bpd” neste mês.

Abhishek Kumar, analista sênior de energia da Interfax Energy em Londres, disse que os preços mais altos do petróleo até agora “podem definir uma tendência de curto prazo, apesar das incertezas em torno das negociações comerciais EUA-China”.

“A implementação do acordo da OPEP +, juntamente com o potencial para novas quedas nos estoques iranianos, também será alta para os preços”.

A Equinor e a Chevron concluíram a transação pela qual a Equinor adquiriu a participação de 40% da Chevron no projeto Rosebank, no oeste da região de Shetland, na plataforma continental do Reino Unido.

A Equinor anunciou o acordo com a Chevron em outubro de 2018 . A transação estava sujeita às condições habituais, incluindo a aprovação de parceiros e autoridades.

Após fechar o acordo, a Equinor disse na sexta-feira que o Rosebank fortalece ainda mais seu portfólio de upstream no Reino Unido, que inclui o desenvolvimento da Mariner, que deverá iniciar a produção comercial durante o primeiro semestre de 2019.

O portfólio da Equinor no Reino Unido também inclui oportunidades atraentes de exploração e três parques eólicos offshore. Além disso, a Equinor é o maior fornecedor de petróleo bruto e de gás natural para o Reino Unido.

O campo de Rosebank foi descoberto em 2004 e fica a cerca de 130 km a noroeste das ilhas Shetland, em profundidades de água de aproximadamente 1.110m. Outros parceiros no campo são a Suncor Energy (40%) e a Siccar Point Energy (20%).

Espera-se que os volumes potencialmente recuperáveis ​​em Rosebank sejam superiores a 300 milhões de barris. O campo está atualmente progredindo em direção ao desenvolvimento. O projeto selecionado exige um desenvolvimento submarino vinculado a uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO), com gás natural exportado via duto.

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 ”.