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A Redação

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A Aker Solutions adquiriu os 30% restantes da C.S.E Mecânica e Instrumentação. A companhia havia adquirido os 70% iniciais em 2016. Segundo a empresa norueguesa, a nova operação reforçará sua presença no mercado de serviços para campos maduros no Brasil.

A C.S.E., que continuará atuando como empresa independente, presta serviços manutenção em unidades terrestres e marítimas. No ano passado, a empresa fechou contrato para atender a nove plataformas da Unidade de Operações de Excploração e Produção da Bacia de Campos (UO-BC), da Petrobras.

Resultado financeiro

A Aker Solutions fechou 2018 com receita de NOK 25,2 bilhões (US$ 2,9 bi), alta de 14% em relação a 2017. A empresa lucrou NOK 554 milhões (US$ 64 mi) no ano passado, crescimento de 131% em relação ao ano anterior.

A empresa de energia norueguesa Equinor está continuamente solidificando sua posição no Brasil.

De fato, a Equinor está considerando participar da próxima licitação do excedente de petróleo da “Onerous Assignment”, na qual a Petrobras concedeu uma certa área do pré-sal – 5 bilhões de barris de reservas federais de petróleo para as ações da Petrobras – que o governo pretende realizar. no segundo semestre deste ano.

A empresa sediada em Stavanger também se concentra na 16ª Rodada de Licitações do Pós-Sal e no 6º Leilão do Pré-Sal, ambos confirmados para este ano pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Significativamente, desde 2017, a Equinor investiu cerca de US $ 3 bilhões em aquisições de ativos e quase US $ 2 bilhões em bônus de assinatura em leilões de petróleo no Brasil. A Equinor também pode se gabar de parcerias estratégicas com a petrolífera estatal brasileira Petrobras, junto com as principais empresas Shell e Total.

“O excedente do Onerous Assignment pode ser uma oportunidade este ano se for comercialmente atrativo”, afirmou a vice-presidente executiva de Desenvolvimento e Produção da Equinor no Brasil, Margareth Virum, ao jornal Valor Econômico . “Mas ainda não sabemos as condições”.

Øvrum, que assumiu a posição de liderança da empresa no Brasil no final do ano passado, disse que tem um bom relacionamento com o novo governo e está otimista em relação ao desenvolvimento de negócios no país. Ela acrescentou que o Brasil tem uma tradição de respeitar contratos e que os planos da Equinor para o país são de longo prazo. Segundo Øvrum, o Brasil é uma área prioritária para o grupo, junto com os EUA e a Noruega.

“As oportunidades no Brasil são enormes”, afirmou o executivo. Na ocasião, ela também apontou que a Equinor e a operadora Petrobras dobraram sua meta de volume adicional de óleo e gás recuperável no enorme campo de Roncador, na Bacia de Campos – para 1 bilhão de boe.

Roncador – Carcará Nort (Imagem: Equinor)

A Equinor, que foi originalmente planejada para adicionar apenas 5 pontos percentuais ao fator de recuperação de 29%, agora planeja adicionar 10 pontos percentuais, chegando perto de um fator de recuperação de 40%. De acordo com a Equinor e a ANP, Roncador tem quase 10 bilhões de boe “no lugar”, com volumes recuperáveis ​​remanescentes de mais de 1 bilhão de boe. Em junho do ano passado, as duas empresas concluíram uma transação na qual a Equinor adquiriu uma participação de 25% em Roncador. Segundo informações da Petrobras, a empresa norueguesa pagou US $ 2 bilhões, além de um adiantamento de US $ 117,5 milhões na data de assinatura dos contratos, em dezembro de 2017. Além disso, a Equinor efetuará pagamentos contingentes para investimentos em projetos voltados ao aumento da demanda. fator de recuperação, limitado a US $ 550 milhões. A Petrobras continua sendo a operadora do campo, com 75% de participação.

Na imensamente promissora área de Carcará, no bloco BM-S-8, e no bloco Carcará Norte adjacente, no pré-sal da Bacia de Santos – onde a Equinor é operadora, com 40% de participação – a empresa norueguesa fará seu maior investimento Brasil, e é onde eles estão dispostos a colher suas maiores recompensas.

Carcará é uma grande descoberta com muito óleo leve e significativas reservas de gás associadas. Foi uma das maiores descobertas do mundo nos últimos anos. A Equinor estima que os volumes recuperáveis ​​de Carcará (incluindo o norte de Carcará) sejam superiores a 2 bilhões de boe. A empresa espera iniciar a produção no local entre 2023 e 2024.

Ativos Equinor no Brasil
De ativos Localização Interesse Status
Campo Peregrino Bacia de Campos 60% (operador) Produção em torno de 70.000 a 80.000 barris por dia.Reservas de 300 a 600 milhões de barris de petróleo.
Peregrino Fase II Bacia de Campos 60% (operador) Construção.Produção a partir de 2020 em cerca de 60 mil barris por dia.Reservas de cerca de 255 milhões de barris de petróleo.
Campo Roncador Bacia de Campos 25% Produção a 280.000 barris de óleo equivalente por dia.
Bloco BM-C-33 incluindo a descoberta do Pão de Açúcar Bacia de Campos 35% (operador) Avaliação / desenvolvimento.Cerca de 1 bilhão de boe em reservas recuperáveis.
Dez blocos de exploração Bacia do Espírito Santo Seis operados pela Equinor Exploração
Bloco BM-S-8 compreendendo as perspectivas de descoberta e exploração de Carcará Bacia de Santos 36,5% (operador) * Avaliação

* Pendente do fechamento de transações com parceiros que estão sujeitos a certas condições, incluindo aprovações do governo (o interesse no BM-S-8 é atualmente de 76%).

(Fonte: Equinor)

Ativos da Equinor na Bacia de Santos (Imagem: Equinor)

Nas primeiras semanas de 2019, houve quatro descobertas de alto impacto de petróleo e gás convencionais, encontrando 25% do volume de alto impacto descoberto globalmente em todo o ano de 2018. 

De acordo com a Westwood Insight, uma dessas descobertas, Glengorm no Reino Unido Mar do Norte, é relatado para ser o maior desde 2008.

O segundo eo terceiro são offshore de Guiana na licença Stabroek, o dom que continua a dar, com a quarta na Bacia de Outeniqua, em águas profundas da África do Sul, onde o Brulpadda bem, abriu um novo gás e petróleo jogo de classe mundial com uma descoberta que a operadora, Total, diz que pode conter até um bilhão de barris de óleo equivalente a recursos de gás e condensado. 

A Westwood estima que pelo menos 1,3 bilhão de recursos já foram descobertos por meio de uma exploração de alto impacto em 2019, em comparação a ~ 5,3 bilhões de bhões descobertos em todo o ano de 2018.

Antes da Brulpadda, a última descoberta de fronteira de abertura de bacia foi em Liza, na costa da Guiana, em 2015. A Brulpadda representa uma significativa extensão em águas profundas de uma peça que foi comprovada em águas rasas, nos anos 60. A Total agora planeja adquirir dados sísmicos 3D sobre o bloco e testar um número de prospectos que já foram identificados. 

Com uma área mapeada de ~ 3500sqkm, o fairway de jogos que pode ter sido aberto pela Brulpadda é potencialmente maior do que a área atualmente comprovada do litoral do Litoral na costa de Guiana. O desafio com a Brulpadda é que ela é gás, e não o petróleo que se esperava, e comercializá-la não será tão simples quanto na Guiana.

A licença Stabroek continua a ser entregue e as descobertas de Haimara e Tilápia proporcionaram o maior pagamento líquido ainda visto (na tilápia) e comprovaram um substancial acúmulo de gás e condensado (no Haimara) para aumentar a produção prolífica de petróleo. Acredita-se que a razão gás-óleo das descobertas de petróleo seja de aproximadamente 20% e um DST planejado da Longtail fornecerá informações críticas sobre qualquer esquema potencial de desenvolvimento de gás. 

No Mar do Norte do Reino Unido, a descoberta da Glengorm operada pela CNOOC, relatada em ‘perto de 250mmboe’ pelo parceiro Total, é potencialmente a maior descoberta desde Culzean em 2008, também 250mmboe. A descoberta reacenderá o entusiasmo pelo jogo da HPHT no Mar do Norte Central e os olhos estarão no poço Rowallan, atualmente em perfuração, e em Edimburgo, que é uma das maiores perspectivas não-perfuradas do UKCS.

Utilizando a plataforma Wildcat, a Westwood identificou outros 76 poços de alto impacto, sejam de perfuração ou planejados para o restante de 2019 testando 22 bilhões de barris, metade dos quais em águas profundas.

2019 pode se tornar um ano fértil.

As trocas de óleo combustível de alto teor de enxofre de Cingapura aumentaram para uma alta de dois meses na quarta-feira, com expectativas de aperto da oferta de petróleo bruto da Opep, bem como o embargo dos EUA ao petróleo venezuelano.

Mês de fevereiro FOB Cingapura 180 CST O spread de crack HSFO / Brent foi avaliado em US $ 1,357 / b às 16h30, horário de Cingapura (0830 GMT) na quarta-feira, o maior desde 30 de novembro do ano passado, quando o crack se manteve em US $ 1,449. / b, os dados da S & P Global Platts mostraram.

Da mesma forma, março FOB Cingapura 380 CST HSFO / Brent swap crack subiu para 75,9 centavos / b na quarta-feira. O crack também foi mais alto em 30 de novembro do ano passado, a 85,9 centavos / b, segundo dados da Platts.

“A produção saudita corta em meio a questões geopolíticas venezuelanas … você esperaria um rendimento menor do óleo combustível em geral”, disse uma fonte comercial de Cingapura.

Países da Opep decidiram em dezembro cortar 800 mil b / d de petróleo com a ArábiCingapura atinge alta de dois meses com corte da Opep, Venezuelaa Saudita levando à decisão, e 10 produtores não-OPEP liderados pela Rússia também decidiram cortar mais 400 mil b / d durante seis meses a partir de janeiro.

“Os países da Opep estão cortando petróleo bruto mais pesado primeiro, que normalmente tem valores mais baixos”, disse uma fonte de refino em Cingapura.

Mais força para as rachaduras do óleo combustível também foi vista pelas sanções dos EUA ao petróleo venezuelano.

A administração Trump anunciou em 28 de janeiro que sancionaria a PDVSA, companhia estatal de petróleo da Venezuela, uma medida que poderia suspender cerca de 500 mil b / d de exportações de petróleo venezuelano para as refinarias da Costa do Golfo dos EUA.

“As refinarias norte-americanas usam petróleo bruto pesado venezuelano como matéria-prima para unidades secundárias. Eles têm que comprar óleo combustível de alto teor de enxofre como alternativa”, disse um trader de óleo combustível em Cingapura.

A Venezuela é um importante exportador de óleo combustível para os EUA. O país sul-americano exportou 6,325 milhões de barris de óleo combustível para a costa atlântica dos Estados Unidos em 2018, segundo dados da Administração de Informação de Energia dos EUA.

Fontes disseram na semana passada que, se as refinarias norte-americanas não puderem obter seu petróleo bruto em outro lugar, terão que importar petróleo direto de alto teor de enxofre da Europa, o que poderia limitar os fluxos da Europa para Cingapura.

Além disso, a inauguração da unidade de craqueamento catalítico de fluido residual de 127.000 b / d da Abu Dhabi National Oil na refinaria de Ruwais, nos Emirados Árabes Unidos, poderia reduzir o suprimento de óleo combustível direto na Ásia.

O ADNOC reiniciou o RFCC em 5 de fevereiro, que foi atingido por um incêndio em janeiro de 2017. Desde janeiro de 2017, a empresa vendeu de quatro a cinco cargas de óleo combustível de 90.000 toneladas métricas por mês até o carregamento de fevereiro. Essas cargas deverão desaparecer do mercado a partir de março, após o reinício do RFCC.

Os preços do petróleo, por outro lado, estão sujeitos à volatilidade em meio às atuais tensões comerciais entre EUA e China e às sanções dos Estados Unidos ao comércio de petróleo venezuelano, disseram traders.

Os preços do petróleo aumentaram 1%, na esperança de que um acordo de comércio entre os EUA e a China possa ser alcançado em breve.

Os futuros do petróleo Brent subiram 1,1%, para US $ 64,35 por barril, enquanto os futuros do petróleo bruto West Texas Intermediate (WTI) subiram 1,1%, para US $ 54,46 o barril, informou a Reuters.

Os preços do petróleo ainda são ganhos pelos dados positivos do comércio da China.

O otimismo no acordo comercial sino-americano foi impulsionado depois que o presidente dos EUA, Donald Trump, disse que as discussões estavam “muito bem”.

Trump disse que as negociações para resolver a guerra comercial entre os dois países estão fazendo um bom progresso.

“Dado o progresso das negociações, pode haver uma extensão, e é por isso que existe um crescente otimismo de que os dois líderes se encontrarão no final daquele mês.”

Estrategistas de mercado e formuladores de políticas estão atualmente se concentrando demais no acordo comercial.

O analista de mercado sênior de Oanda, Alfonso Esparza, disse: “A trégua de 90 dias acordada em dezembro terminará em 1º de março, mas dado o progresso das negociações, pode haver uma prorrogação, e é por isso que há um otimismo crescente. os líderes se reunirão no final daquele mês. ”

Os dados alfandegários revelaram que no mês passado as importações de petróleo bruto da China aumentaram 4,8% para uma média de 10.03 Mbpd em relação ao ano anterior.

Dados publicados pela Energy Information Administration destacaram um aumento nos estoques de petróleo bruto dos EUA para o maior nível desde novembro de 2017, uma vez que as refinarias reduziram as rodadas para o menor nível desde outubro de 2017.

A Agência Internacional de Energia disse em um relatório que o mercado global de petróleo terá dificuldades para absorver o petróleo bruto de fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) este ano, mesmo com os cortes de produção do grupo e as sanções americanas à Venezuela e à Venezuela. Irã.

A petrolífera ExxonMobil exerceu a terceira de quatro opções para o Rowan Relentless, propriedade da Rowan Companies, um navio-sonda de águas profundas R-Class.

A opção será usada para operações no Golfo do México e tem duração prevista de 180 dias, informou o perfurador offshore na quarta-feira.

A Rowan Relentless está sob contrato com a ExxonMobil desde setembro de 2018. A Exxon Mobil exerceu as duas primeiras opções para o navio de perfuração Rowan Relentless em dezembro de 2018.

A Rowan Relentless é uma embarcação de perfuração em águas ultraprofundas da classe R construída em 2015. A sonda de perfuração, de um projeto GustoMSC P10,000, é capaz de perfurar poços a profundidades de 40.000 pés em águas de até 12.000 pés.

Em um relatório sobre a situação da frota na quarta-feira, Rowan disse que um contrato para sua plataforma  elevatória Rowan EXL II com a BP em Trinidad deve ser concluído no início de junho, em vez da data final prevista para abril de 2019.

Além disso, a BP exerceu a primeira das duas opções para a plataforma jack-up de Joe Douglas e a sonda iniciou o trabalho no início de janeiro de 2019. A BP tem uma opção não-tarifada remanescente. A próxima janela disponível da sonda é esperada para junho de 2019. A Rowan espera que a sonda tenha um tempo fora da taxa no 3T19 para a UWILD.

No relatório da frota, Rowan também disse que duas de suas plataformas  elevatórias , Hank Boswelle  Scooter Yeargain , terão um tempo de folga no 2T19 para manutenção e inspeções.

Vale lembrar também que, no início desta semana, o navio de perfuração da Rowan’s Renaissancerecebeu um contrato de perfuração com a Petronas para operações offshore no México. O contrato tem duração estimada de 80 dias, mais uma opção de um poço, e deve começar no segundo trimestre de 2019. O navio de perfuração está atualmente sob contrato com a Total, que começou em meados de janeiro de 2019.

A maior fornecedora de FPSO do mundo, a SBM Offshore, está pronta para aumentar sua frota, já que planeja encomendar outro casco de FPSO Fast4Ward em breve.

O Fast4Ward é o programa da empresa que visa padronizar o processo de construção e entrega do FPSO, reduzindo custos e acelerando o prazo de até 12 meses para o mercado.

A empresa já encomendou duas unidades com o estaleiro SWS da China. O primeiro casco foi encomendado em 2017 e o segundo em novembro de 2018, tanto por especulação quanto sem contrato firme no momento do pedido, sinalizando perspectivas positivas do setor. A primeira unidade deverá ser implantada no projeto Liza 2 da Exxon na Guiana, sujeito à decisão final de investimento da Exxon.

Agora, a SBM Offshore está pensando em encomendar um terceiro casco Fast4Ward, baseado no aumento da confiança no mercado.

Em um comunicado na quinta-feira, a SBM Offshore disse que, devido à demanda antecipada, avançou nas negociações para iniciar o trabalho em seu terceiro casco multiuso.

“Essas negociações devem ser encerradas no primeiro trimestre de 2019”, disse a SBM Offshore.

O CEO da SBM Offshore, Bruno Chabas, disse: “Nosso  conceito de Fast4Ward TM está sendo reconhecido por nossos clientes. A ordem planejada de um terceiro  casco Fast4Ward TM reflete nossa confiança na recuperação do mercado e em nosso modelo de negócios. Com as perspectivas de aumento da demanda, o nível de oportunidade e potencial que vemos para as nossas soluções parece promissor ”.

Os EUA devem oferecer 78 milhões de acres no Golfo do México para companhias de petróleo interessadas em uma venda de leasing prevista para março de 2019. 

Para ilustração / fonte da imagem: BOEM
Para ilustração / fonte da imagem: BOEM

O Lease Sale 252 será transmitido ao vivo de New Orleans e será a quarta venda offshore sob o Programa Nacional de Leasing de Óleo e Gás da Plataforma Continental Exterior 2017-2022 (Programa Nacional OCS). Na quarta-feira, 20 de março de 2019, o Bureau de Gestão de Energia dos Oceanos (BOEM) abrirá e anunciará publicamente as propostas recebidas por blocos oferecidos no Golfo do México.

“O desenvolvimento de nossos abundantes recursos offshore é um dos principais pilares da estratégia energética deste governo”, disse o secretário-assistente Balash.

“Os Estados Unidos se beneficiam da produção interna de energia, que fornece dinheiro para nosso Tesouro, milhares de empregos bem remunerados, energia acessível e confiável para aquecer nossas casas, abastecer nossos carros e impulsionar nossa economia.”

A venda de arrendamento 252 incluirá aproximadamente 14.696 blocos não tripulados, localizados de três a 231 milhas da costa, nas áreas de planejamento do oeste, centro e leste do Golfo em profundidades que variam de nove a mais de 11.115 pés (três a 3.400 metros).

“As seguintes áreas estão excluídas da venda do arrendamento: blocos sujeitos à moratória do congresso estabelecida pela Lei de Segurança Energética do Golfo do México de 2006; blocos adjacentes a ou além da Zona Econômica Exclusiva dos EUA na área conhecida como porção norte da Eastern Gap; e blocos inteiros e blocos parciais dentro dos limites atuais do Santuário Marinho Nacional de Flower Garden Banks.

Segundo o Departamento do Interior dos EUA, estima-se que a OCS do Golfo do México, que cobre cerca de 160 milhões de acres, contenha cerca de 48 bilhões de barris de petróleo tecnicamente recuperável não descoberto e 141 trilhões de pés cúbicos de gás tecnicamente recuperável não descoberto.

 

Vagas para caldeireiros divulgadas pela Prefeitura de Macaé

A prefeitura disponibilizou lista com quase 70 vagas para caldeireiro, onshore e offshore. As vagas disponibilizadas são exclusivas para moradores de Macaé e região.

Vagas e Qualificações:

* Caldeireiro – 9 vagas ensino médio completo; certificações NR’s 33 / 34/35, CBSP e HUET em dia; 1 ano de experência na função.

* Caldeireiro Offshore – 60 vagas ensino médio completo; certificação CBSP com no mínimo 6 meses de validade; 2 anos de experência na função. Levar: currículo, RG, CPF, PIS, comprovante de residência e escolaridade, CNIS atualizado, certificados e carteira de trabalho.

Inscrição para as vagas

Os interessados devem se encaminhar a Central do Trabalhador que fica no endereço Rodovia Amaral Peixoto, s/n (em frente ao Estádio Cláudio Moacyr), na Barra de Macaé. O horário de funcionamento é de 8:30 às 17 horas e não é permitida a entrada com vestimenta inadequada (bermuda ou short, camisetas e trajes de banho). Fique por dentro! Outras vagas a qualquer momento aqui no portal.

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Vagas em Macaé para eletricista, instrumentista e mecânico IRATA; veja 

 

A empresa japonesa de petróleo e gás Inpex anunciou a primeira chamada no Japão para o petroleiro de gás natural líquido (LNG) Oceanic Breeze. O petroleiro entregou uma carga de GNL ao terminal Naoetsu LNG, da Inpex, na cidade de Joetsu, do projeto Ichthys LNG, operado pelo Inpex, na Austrália.

A Oceanic Breeze é de propriedade da Oceanic Breeze LNG Transport, uma joint venture entre a Inpex (que detém 30% das ações) e a empresa de transporte japonesa Kawasaki Kisen Kaisha, que detém os 70% restantes.

O navio-tanque foi projetado para transportar 0,9 milhão de toneladas por ano de GNL autorizado pela Inpex a partir do projeto Ichthys.

O projeto Ichthys LNG é o primeiro projeto de GNL de grande escala operado pela Inpex. O projeto está localizado a 220 km da costa oeste da Austrália e recebe seu gás do campo de Ichthys, que tem reservas provadas estimadas de 12,8 trilhões de pés cúbicos (tcf) de gás natural e 70,7 milhões de toneladas de petróleo.

O Inpex iniciou a produção no projeto Ichthys em julho de 2018 .

O projeto é caracterizado como “Todo o Japão”, com 70% das aproximadamente 8,9 milhões de toneladas por ano de GNL produzidas pelo projeto Ichthys sendo fornecidas a clientes japoneses por meio do Oceanic Breeze.

As empresas japonesas também são participantes importantes no desenvolvimento do projeto, fornecendo financiamento em várias partes da cadeia de fornecimento. Estes incluem exploração e produção, colocação de oleodutos, transporte marítimo, construção de plantas de liquefação e terminais de recebimento.

O primeiro GNL entregue a Naoetsu a partir do projeto Ichthys foi transportado pelo petroleiro Pacific Breeze LNG em outubro de 2018 .

A Inpex informou em comunicado: “O transporte da Oceanic Breeze e a entrega da Ichthys LNG ao terminal representam um marco significativo no desenvolvimento de um negócio global de cadeia de valor de gás da Inpex, posicionado como uma das metas de negócios da empresa, delineada em maio de 2018.

“No futuro, a Inpex continuará a se esforçar para atender seus clientes com suprimentos seguros e estáveis ​​de gás natural, um combustível ecologicamente correto”.