WEDNESDAY 26 SEPTEMBER 2018 / QUARTA-FEIRA 26 DE … · Total fires start gun for Lapa PLSV race Total licita PLSV para Lapa Pages 2&3 Total E&P president Arnaud Breuillac Photo:

Total fires start gun

for Lapa PLSV race

Total licita PLSV para

Lapa

Pages 2&3

Total E&P president Arnaud BreuillacPhoto: AFP/SCANPIX

NEWSNOTÍCIAS

AT THE SHOW...Conference Program & Parallel Events Page 10&11IBP targets gender diversity Page 11

NA CONFERÊNCIAPrograma da conferência & Eventos Paralelos Página 10&11IBP mira diversidade de gênero Página 11

New incentives to revive mature fieldsNovos incentivos para revitalizar campos maduros Pages 4&5

Brazil to stay in spotlight for Petrogal and GalpGalp segue confiante no Brasil Pages 6&7

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WEDNESDAY 26 SEPTEMBER 2018 / QUARTA-FEIRA 26 DE SETEMBRO 2018 upstreamonline.com

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Artificial intelligence set to transform industryInteligência artificial inova Page 8

Petrobras puts Peroba wildcat on drill menuPetrobras perfura em Peroba Page 9

Balmoral boltless bend restrictor Delivering bolted bend restrictor performance with boltless simplicity

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The official Rio Oil & Gas 2018 show daily is published by Upstream, an NHST Media Group company, Christian Krohgs gate 16, PO Box 1182, Sentrum, N-0107 Oslo and printed by WalPrint Gráfica e Editora, Brazil. This edition was printed on 25 September 2018. © All articles appearing in the Upstream Rio Oil & Gas 2018 show daily are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited.

2 Show Daily, Wednesday 26 September 2018 Quarta-Feira 26 Setembro 2018

SANTOS BASIN

Total starts race for Lapa PLSVBriefing: Total exploration and production president Arnaud Breuillac Photo: BRUNO LEVY/TOTAL

FRANCE’S Total has invited a handful of contractors to partici-pate in a tender for the charter of a flexible pipelaying support ves-sel to assist in operations at the Lapa pre-salt field off Brazil.

Well-informed sources told Upstream that Total has invited TechnipFMC, Subsea 7, Sapura Navegacao, Ocyan and McDermott International to submit bids on 16 October for its second phase of development at the Santos basin field.

Upstream understands that Total wants a large PLSV, set to start operations in the fourth

quarter of 2019, to carry out engi-neering and installation of up to eight flexible pipes and associated subsea equipment.

These would be for one oil pro-ducer, two water injectors, one gas injector, a single gas-lift well and three umbilicals.

The chartered PLSV will con-nect the wells to the Cidade de Caraguatatuba floating produc-tion, storage and offloading vessel that is installed in the field.

The FPSO has capacity to pro-cess 100,000 barrels per day of oil and 5 million cubic metres per day of natural gas, but is currently

producing about 38,700 bpd and 1.3 MMcmd from two wells in the northeast portion of the field.

The second phase involves infill drilling in the same portion, with wells set to be drilled next year and brought online by the end of 2019 and in 2020.

Upstream understands that Total is in advanced talks to char-ter the drillship Ensco DS-9 to spud development wells at Lapa.

Sources expect competition for the Lapa work to be fierce, espe-cially considering that four large PLSVs are thought to have con-tracts expiring with Brazil’s

Petrobras next year. One “optimal solution for any company with PLSVs with contracts set to expire in Brazil in 2019 would be to secure the new charter for the Lapa job,” said a source.

Total is expected to use flexible pipes for its work on Lapa from Petrobras frame agreements signed in the past with Technip-FMC and Aker Solutions.

The flexible risers, said sources, were thought to have been included in the farm-in transac-tion.

Speaking at a Total strategy briefing in New York yesterday,

FABIO PALMIGIANI and EOIN O’CINNEIDERio de Janeiro

French operator invites contractors to tender for charter of flexible pipelay support vessel destined for pre-salt field

Total licita PLSV para LapaA petrolífera francesa Total convidou cinco empresas para participar de uma licitação para o afretamento de um navio do tipo PLSV para auxiliar nas operações no campo do pré-sal de Lapa, na bacia de Santos.

Fontes disseram ao Upstream que a Total convidou a TechnipFMC, Subsea 7, Sapura Navegação, Ocyan e McDermott International para apresentar propostas em 16 de outubro para a segunda fase de desenvolvimento do campo.

O Upstream entende que a Total quer contratar um grande PLSV, programado para iniciar as operações no quarto trimestre de 2019, para realizar engenharia e instalação de até oito linhas flexíveis e equipamentos submarinos associados em Lapa.

Estes seriam para um poço produtor de óleo, dois injetores de água, um injetor de gás, um poço de gás-lift e três umbilicais.

O PLSV afretado conectará os poços ao FPSO Cidade de Caraguatatuba, que está instalado no campo.

O FPSO tem capacidade para processar 100.000 barris de óleo por dia e 5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia, mas atualmente está produzindo cerca de 38.700 bpd e 1,3 MMcmd de dois poços na porção nordeste do campo.

A segunda fase envolve infill drilling, com poços programados para serem perfurados no próximo ano e colocados online até o final de 2019 e em 2020. O Upstream entende que a Total está em negociações avançadas para afretar o navio-sonda Ensco DS-9 para perfurar poços de desenvolvimento em Lapa.

Fontes esperam que a competição pelo trabalho em Lapa seja acirrada, especialmente considerando que quatro grandes PLSVs terão contratos com a Petrobras chegando ao fim no ano que vem.

Uma “solução ideal para qualquer empresa com PLSVs com contratos para expirar no Brasil em 2019 seria garantir o novo afretamento de Lapa,” disse uma fonte.

Espera-se que a Total utilize linhas flexíveis para o seu trabalho em Lapa a partir de frame agreements que a Petrobras assinou no passado com a TechnipFMC e a Aker Solutions. Os risers flexíveis, disseram fontes, devem ter sido incluídos na transação de farm-in.

Em um briefing estratégico da Total em Nova York, o presidente de exploração e produção Arnaud Breuillac falou sobre os planos da operadora de lançar a terceira fase de desenvolvimento no campo de Lapa até 2019.

O Upstream entende que isso envolverá a perfuração na porção sudoeste do campo e um tie-in de cerca de 10 quilômetros até o FPSO existente.

Espera-se que a empresa lance uma licitação para o trabalho subsea no primeiro semestre do próximo ano.

A Total opera Lapa com uma participação de 35% e é parceira da anglo-holandesa Shell com 30%, da Repsol Sinopec com 25% e da Petrobras com 10%.

A Total adquiriu a operação de Lapa da Petrobras no início deste ano e, nos últimos meses, a empresa acelerou seus planos de desenvolvimento para o campo.

Show Daily, Wednesday 26 September 2018 3Quarta-Feira 26 Setembro 2018

Produção no Brasil em altaA Total pretende estar produzindo mais de 100.000 barris por dia de óleo equivalente a partir de seus ativos no Brasil até 2022.

A operadora francesa transformou o Brasil em uma das suas três principais áreas de atuação em águas profundas, juntamente com a África e o Golfo do México, e pretende produzir mais de 500.000 boepd de seu portfólio global de águas profundas até 2020.

O presidente de exploração e produção da Total, Arnaud Breuillac, disse que as reservas por poço no Brasil são entre cinco e oito vezes maiores do que em outras bacias globais importantes.

O campo gigante de Mero, no qual a Total tem participação de 20%, deverá contar com quatro FPSOs com poços produzindo até 50.000 boepd.

Os parceiros estão procurando desenvolver entre 3 bilhões e 4 bilhões de barris de recursos na porção noroeste da área de Libra - agora conhecida como o campo de Mero. Eles também fizeram mais campanhas exploratórias nas porções central e sudeste, disse Breuillac, com colunas de óleo e gás detectadas, enquanto o trabalho de appraisal continua em outras partes do bloco.

A Petrobras completou recentemente a perfuração de um poço no campo de Sururu, no Bloco BM-S-11A, conhecido como Iara, e descobriu 530 metros de net pay do pré-sal em um reservatório de carbonato - o maior já existente no Brasil. A Total possui uma participação de 22,5% em Iara.

Breuillac disse que foi “uma surpresa muito agradável ver uma estrutura tão espessa”, acrescentando que os parceiros precisarão avaliar a descoberta.

TOTAL aims to be producing more than 100,000 barrels of oil equivalent per day from its assets in Brazil by 2022.

The French giant has made Brazil one of its three main areas of focus in deep water, along with Africa and the Gulf of Mexico, and aims to be producing more than 500,000 boepd from its overall deep-water port-folio by 2020.

Exploration and production president Arnaud Breuillac said reserves per well in Brazil are between five and eight times higher than in other key global basins.

The giant Mero field, in which Total has a 20% stake, is set to have four floating production, storage and offloading units, with wells seen producing up to 50,000 boepd gross, the company said in a strategy and outlook update yesterday.

The partners are looking to develop between 3 billion and 4 billion barrels of resources in the north-western portion of the Libra area — now known as the Mero field.

They have also carried out more exploration in the central and south-eastern panels, Breuillac said, with oil columns as well as gas detected, while appraisal work continues elsewhere on the block.

Brazil’s Petrobras recently completed drilling of a wildcat on the Sururu field in Block BM-S-11A, known as Iara, which unearthed 530 metres of net pre-salt pay in a carbonate reservoir — the largest ever in Brazil. Total has a 22.5% stake in Iara.

Brazil output drive

Total starts race for Lapa PLSVBriefing: Total exploration and production president Arnaud Breuillac Photo: BRUNO LEVY/TOTAL

exploration and production presi-dent Arnaud Breuillac spoke of the operator’s plans to launch a third phase of development at the Lapa field by 2019.

Upstream understands this will involve drilling in the southwest portion of the field and a subsea tieback of about 10 kilometres to the existing FPSO.

Total is expected to issue tender for subsea work in the first half of next year.

Total operates Lapa with a 35% stake and is partnered by Shell on 30%, Repsol Sinopec on 25% and Petrobras on 10%.

Total acquired operatorship from Petrobras earlier this year and in recent months has acceler-ated its development plans.

Uma empresaglobal no pré-salbrasileiroA Galp é uma empresa integrada de energia, presente em 11 países. Atuando no Brasil há 18 anos, foi uma das empresas pioneiras no desenvolvimento de alguns dos projetos mais importantes do pré-sal da Bacia de Santos.

Atualmente, é o terceiro maior produtor de petróleo e gás no país, com participaçõesem 29 projetos, contribuindo ativamente para o desenvolvimento de algumas das maiores reservas de petróleo do mundo.

Barreirinhas

PotiguarParnaíba

Pernambuco-Paraíba

Sergipe-Alagoas

SantosCampos

Brasil

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BRAZIL

New incentives to revive mature fields

Resolutions: ANP production and development supervisor Marcelo Castilho at Rio Oil & Gas Photo: IBP/JULIO CESAR GUIMARAES

NEW incentives to invest in incre-mental production on mature fields will help revive investments in such areas, an audience attend-ing a panel at Rio Oil & Gas on the future of mature offshore fields was told.

Brazil’s National Petroleum Agency (ANP) published a new res-olution on Monday, fleshing out earlier measures offering produc-ers the change to pay lower royal-ties on their incremental produc-tion in such areas. The current royalty of 10% can be cut to 5% in such circumstances.

“This is an important first step towards revitalising mature fields in Brazil, and the ANP has other resolutions of this kind in the pipeline,” Marcelo Castilho, pro-duction and development super-visor for the ANP noted.

That came after the ANP late last week sought to breathe life into mature fields by giving Petro-bras 90 days to request contract extensions for onshore and shal-low-water fields where it intends to continue development work or, alternatively, give notice of inten-tion to relinquish them.

“We will give Petrobras notice that they have 90 days to state their position on these areas,” he said on the sidelines of Rio Oil & Gas. In cases where Petrobras wants to sell acreage, the ANP will take over the auction process.

Castilho noted that production from the Campos basin post-salt fields declined by 31% between 2010 and 2017 and offshore fields in the northeastern basins have declined even more.

“A 1% increase in recovery would (deliver) 970 million barrels of oil equivalent. This shows what a big opportunity we have,” he said.

Other measures that the ANP has already taken to help revive activity in mature areas include the renewal of concessions linked to investment commitments aimed at extending the produc-tion phase, plus a new system of open door licensing to recycle acreage more efficiently.

Castilho said that 53% of Brazil-ian fields will be eligible for roy-alty relief, rising to 54% in the Campos basin region.

“We have other measures in the pipeline, including plans to facil-itate reserves based lending,” he said, adding that the ANP had tackled regulatory obstacles to the possibility of a financial entity, without operator credentials, is barred from taking over in the event of foreclosure.

“We are looking at a system that allows prior nomination of a

GARETH CHETWYNDRio de Janeiro

ANP looks to breathe new life into ageing fields with lower royalty rates for producers

Novos incentivos para revitalizar campos madurosNOVOS incentivos para investir em produção incremental em campos maduros ajudarão a reavivar os investimentos em tais áreas, de acordo com um painel da Rio Oil & Gas sobre o futuro dos campos maduros offshore.

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) publicou uma nova resolução na segunda-feira dando início a medidas que oferecem aos produtores a mudança para pagar royalties menores sobre sua produção incremental em tais áreas. A atual taxa de 10% pode ser reduzida para 5% em tais circunstâncias.

“Este é um primeiro passo importante para a revitalização de campos maduros no Brasil, e a ANP tem outras resoluções desse tipo em andamento,” disse Marcelo Castilho, supervisor de produção e desenvolvimento da ANP.

Isso aconteceu depois que a ANP tentou, no final da semana passada, dar vida a campos maduros dando à Petrobras 90 dias para solicitar prorrogações de contrato para campos em terra e águas rasas onde pretende continuar o trabalho de desenvolvimento ou, alternativamente, dar a intenção de abandoná-los.

“Notificaremos a Petrobras que eles têm 90 dias para declarar sua posição nessas áreas,” disse ele a repórteres nos bastidores da Rio Oil & Gas.

Nos casos em que a Petrobras quiser vender a área, a ANP vai assumir o processo de leilão.

Castilho observou que a produção dos campos do pós-sal da bacia de Campos diminuiu em 31% entre 2010 e 2017, e os campos marítimos nas bacias do nordeste

diminuíram ainda mais.“Um aumento de 1% no fator de

recuperação aumentaria 970 milhões de barris de óleo equivalente. Isso mostra a grande oportunidade que temos,” disse ele.

Outras medidas que a ANP já adotou para ajudar a reativar a atividade em áreas maduras incluem a renovação de concessões, vinculadas a compromissos de investimento destinados a ampliar a fase de produção, além de um novo sistema de oferta permanente.

Castilho disse que 53% dos campos brasileiros serão elegíveis para a redução de royalties, subindo para 54% na região da bacia de Campos.

“Temos outras medidas como essa, incluindo planos para facilitar os empréstimos baseados em reservas,” disse ele,

(qualified) substitute,” he said. The ANP is working on plans for a new resolution that will seek to aid the decommissioning process, once it becomes apparent that a field extension is no longer viable.

“There is an adjudication pro-cess on whether plans are accept-able, and providing a better framework for parties to define relative responsibilities and financial guarantees for de-com-missioning is also important for facilitating the transactions in assets,” Castilho said.

ANP


Investimentos em RoncadorUM painel sobre o futuro dos campos maduros offshore incluiu uma contribuição de Unni Ghislaine Sunnset, líder subsea da Equinor da nova joint venture que foi criada depois que a Petrobras vendeu à petrolífera norueguesa uma participação de 25% no campo de Roncador.

As duas empresas pretendem expandir a colaboração técnica, aproveitando a experiência da Equinor com o aumento da tecnologia de recuperação de petróleo e a experiência da Petrobras como a maior operadora de águas profundas do mundo.

Eles esperam aumentar o fator de recuperação de Roncador em cinco pontos percentuais, aumentando o total de volumes recuperáveis remanescentes para mais de 1,5 bilhão de barris de óleo equivalente, de 1 bilhão.

Sunnset descreveu vários projetos na costa norueguesa, onde a Equinor reduziu com sucesso os custos de perfuração e aumentou o fator de recuperação.

“Um ponto de partida essencial é conhecer o seu reservatório, e descobrimos que a instalação de cabos submarinos para monitoramento permanente do reservatório traz benefícios consideráveis. A maturação sistemática de novos poços também é muito importante,” disse ela.

New incentives to revive mature fields

Resolutions: ANP production and development supervisor Marcelo Castilho at Rio Oil & Gas Photo: IBP/JULIO CESAR GUIMARAES

Novos incentivos para revitalizar campos maduros

THE panel on the future of mature offshore fields included a contribu-tion by Unni Ghislaine Sunnset, Equinor’s subsea leader with the new joint venture team that was created after Petrobras farmed out a 25% stake in the Roncador field.

The two companies intend to expand technical collaboration by building on Equinor’s experience with increased oil recovery technol-ogy and Petrobras’s experience as the world’s largest deep-water oper-ator.

The companies are hoping to increase Roncador’s recovery factor by five percentage points, increasing the total remaining recoverable vol-umes to more than 1.5 billion barrels of oil equivalent, from 1 billion boe.

“An essential starting point is to know your reservoir,” said Sunnset.

Hopes for Roncador

acrescentando que a ANP havia enfrentado obstáculos regulatórios à possibilidade de uma entidade financeira, sem credenciais de operador, ser impedida de assumir no caso de encerramento. “Estamos analisando um sistema que permita a indicação prévia de um substituto (qualificado),” disse ele.

A ANP está trabalhando em planos para uma nova resolução que tentará facilitar o processo de descomissionamento, uma vez que se torne aparente que a extensão de campo não é mais viável.

“Há um processo de adjudicação sobre se os planos são aceitáveis, e fornecer uma estrutura melhor para que as partes definam responsabilidades relativas e garantias financeiras para o descomissionamento também é importante para facilitar as transações,” disse Castilho.


Galp segue confiante no BrasilA portuguesa Galp Energia está confiante de que o setor petrolífero brasileiro continuará sendo um local atraente para investimentos de longo prazo, independentemente do resultado das eleições marcadas para outubro.

“Acreditamos que os benefícios das mudanças regulatórias dos últimos dois anos devem ser evidentes, independentemente do resultado da eleição,” disse Miguel Pereira, presidente da Petrogal Brasil, uma joint venture entre a Galp e a chinesa Sinopec.

A Galp está presente no Brasil desde a abertura do setor em 1999, e foi uma das primeiras companhias internacionais de petróleo a apoiar a busca da Petrobras para investigar os horizontes do pré-sal na bacia de Santos.

Este investimento foi recompensado através de uma participação de 10% no empreendimento Lula-Iracema, que está gerando uma produção líquida de mais de 100.000 barris por dia de óleo equivalente, transformando a Galp no terceiro maior produtor do Brasil, atrás da Petrobras e da Shell.

A empresa comemorou recentemente a conquista do marco de 100 milhões de barris de produção líquida no Brasil, e Pereira não se incomoda com as próximas eleições.

“Estamos aqui há 20 anos e passamos por muitos governos diferentes, nenhum dos quais nos fez repensar o compromisso com o Brasil,” disse Pereira.

O executivo da Galp disse que também confiava no longo histórico do Brasil de respeitar a santidade dos contratos.

“O Brasil nunca rasgou um contrato e não vejo razão para supor que isso vai mudar,” disse ele.

“O Brasil está em nosso DNA e faz parte de nossa estratégia de longo prazo. Não sabemos se as condições vão mudar depois da eleição. Espero que não.”

“Vimos como esta indústria tem capacidade de gerar receita para o Brasil e estamos confiantes de que, independentemente do que acontecer nas eleições, isso não influenciará o que é fundamental para a continuidade desta indústria.”

A Galp continuou a desenvolver o seu portfólio de exploração nos últimos dois anos, adquirindo uma participação de 20% no bloco C-M-79, operado pela Shell na bacia de Campos, e uma participação de 14% na área de Uirapuru, operada pela Petrobras na bacia de Santos, além de aumentar sua posição no BM-S-8 e na área de Norte de Carcará.

A Galp tem a ambição de se tornar uma operadora offshore no Brasil, espelhando posições já mantidas em São Tomé e Príncipe e na Namíbia.

A Galp já partilha a produção de gás de campos como Lula e tem acesso à infraestrutura de gasodutos já em funcionamento.

“Somos uma empresa integrada e desejamos levar nossa própria experiência à mesa. Esperamos que a reforma regulatória prometida aconteça porque vemos um espaço considerável para a expansão do gás natural no Brasil,” disse Pereira.

Descrevendo as reformas regulatórias propostas pelo Brasil para o gás como “um importante primeiro passo na direção certa”, Pereira disse: “Ainda precisamos ver como o mercado de gás do Brasil se abre e como o setor de transportes se desenvolve.” A Galp tem participação em Júpiter, descoberta gigante de gás e condensado na bacia de Santos, onde altos níveis de dióxido de carbono levantaram dúvidas sobre se a área pode ser desenvolvida comercialmente.

Galp vende campo onshoreA portuguesa Galp Energia está perto de vender sua participação acionária de 50% em Rabo Branco, um campo onshore na bacia de Sergipe-Alagoas, para um comprador não identificado.

“Estamos na fase final desta transação,” afirmou Miguel Pereira, presidente da Petrogal Brasil, uma joint venture entre a Galp e a chinesa Sinopec. A decisão de vender essa área é explicada pela estratégia da Galp de focar suas operações brasileiras em ativos offshore, disse Pereira.

A outra participação de 50% em Rabo Branco é detida pela Petrobras.O campo de Rabo Branco foi descoberto pela Petrogal em 2007, com uma declaração

de comercialidade emitida em 2009.

CORPORATE OUTLOOK

Brazil to stay in spotlight for Petrogal and Galp

Strategy: Petrogal Brasil executive director Miguel Pereira Photo: MARCO ANTONIO REZENDE

PORTUGAL’S Galp Energia is con-fident that Brazil’s oil sector will remain an attractive location for long-term investments, whatever the outcome of elections sched-uled for October.

“We think the benefits of the regulatory changes of the last two years should be plain to see, what-ever the outcome of the election,” said Miguel Pereira, executive director of Petrogal Brasil, a joint venture between Galp and China’s Sinopec.

Galp has held acreage in Brazil since the country’s inaugural licensing round in 1999, and was one of the first international oil companies to back Petrobras’ quest to investigate pre-salt hori-zons in the Santos basin.

This investment has paid back handsomely through a 10% stake in the Lula-Iracema development, yielding net production of more than 100,000 barrels of oil equiva-lent per day, that has turned Galp into Brazil’s third-largest pro-ducer, behind Petrobras and Shell.

The company recently cele-brated reaching the net produc-tion milestone of 100 million bar-rels in Brazil, and Pereira is unfazed by the coming elections.

“We have been here for 20 years and seen a lot of different govern-ments, none of which have caused us to re-think out commitment to Brazil,” he said.

The Galp executive said he also had confidence in Brazil’s long track record for respecting the sanctity of contracts.

“Brazil has never ripped up a contract and I see no reason to suppose this will change,” he said.

“Brazil is in our DNA and forms part of our long term strategy. We don’t know if conditions will change after the election. I hope not.

“We have seen how this indus-try has capacity to generate reve-nue for Brazil and we are confi-dent that whatever happens in the elections it will not influence what is fundamental to the conti-nuity of this industry.”

Galp has continued to develop its exploration portfolio over the last two years, acquiring a 20% stake in Shell-operated concession block C-M-79 in the Campos basin, and a 14% stake in the Petro-bras-operated Uirapuru explora-tion block in the Santos basin, as well as increasing its position in BM-S-8 and North of Carcara.

Galp has ambitions to become an offshore operator in Brazil, mirroring positions already held in Namibia and Sao Tome & Princ-ipe.

Galp already shares in gas pro-duction from fields such as Lula,


Joint venture chief executive believes companies have bright future in country’s sector

Rabo Branco stake sale soonPORTUGAL’S Galp Energia is close to selling it 50% operating stake in Rabo Branco, an onshore field in Brazil’s Sergipe Alagoas basin, to an unidentified buyer.

“The buyer is in position and we are in the final phase of this transaction,” said Miguel Pereira, executive director of Petrogal Brasil, a joint venture between Galp and China’s

and has access to pipeline infra-structure already in place.

“We are an integrated company and keen to bring our own expe-rience to the table. We hope that the promised regulatory reform

takes place because we see consid-erable space for the expansion of natural gas in Brazil,” Pereira said.

Describing Brazil’s proposed regulatory reforms for gas as a “an

important first step in the right direction”, Pereira said: “We still need to see how Brazil’s gas mar-ket opens up and how the trans-port sector develops.”

Galp is a stakeholder in Jupiter,


Brazil to stay in spotlight for Petrogal and Galp

Strategy: Petrogal Brasil executive director Miguel Pereira Photo: MARCO ANTONIO REZENDE

Setor de gás precisa de apoioAPOIO regulatório é vital para atrair o investimento em infraestrutura de longo prazo necessário para o crescimento dos mercados de gás, com o Brasil ainda longe de ser um mercado tão maduro quanto a Europa.

“A infra-estrutura exige visibilidade e lucratividade a longo prazo, caso contrário você não pode estruturar seus mercados,” disse Alain Janssens, diretor de supervisão regulatória da Engie, na Rio Oil & Gas.

Jorge Manuel Rodrigues Lucio, diretor de regulação de gás e energia da portuguesa Galp Energia, disse que, para o setor de gás competir com outros setores pelo financiamento, é preciso desmembrar o transporte de gás - como tem acontecido no mercado europeu.

“Um mínimo de investimento garantido precisa existir para que possamos controlar a volatilidade e as flutuações do mercado,” disse Lucio.

REGULATORY support is vital in attracting the investment in long-term infrastructure needed to improve gas mar-kets, with Brazil still a long way off being as mature an integrated gas market as Europe.

“Infrastructure requires long-term visibility and profit-ability, otherwise you cannot structure your markets,” Alain Janssens, director of regula-tory oversight and market design at French utility Engie said at Rio Oil & Gas yesterday.

Jorge Manual Rodrigues Lucio, regulatory director of gas and power at Portugal’s Galp Energia, said that if the gas sector is to compete for finance, it needs unbundling of gas transport — as has hap-pened in Europe.

“A minimum of guaranteed investment needs to exist so we can control volatility and fluctuations of the market,” Lucio said.

Support vital for gas drive

Rabo Branco stake sale soon

a giant gas and condensate field in the Santos basin where high levels of carbon dioxide have raised doubts about whether the area can be developed commer-cially.

Sinopec. The decision to sell out of this area is explained by Galp’s strategy of focusing its Brazilian operations on offshore assets, Pereira said.

The other 50% stake in Rabo Branco is held by Petrobras.

The Rabo Branco field was discovered by Galp’s Petrogal unit in 2007, with a declaration of commerciality issued in 2009.

DAMEN.COM

FCS 7011: INTEGRATED CREW CHANGE SOLUTION


Inteligência artificial inova

O aumento do uso de inteligência artificial em uma indústria de petróleo e gás digitalizada transformará o mercado de trabalho, afetando tarefas, papéis e, segundo os palestrantes da conferência Rio Oil & Gas, a qualidade dos empregos.

A transformação digital da indústria tem sido tema bastante discutido na conferência, com Anderson Luocadio da Nova, engenheiro de projetos da Repsol Sinopec, chamando a inteligência artificial (IA) de “chave” para o progresso do setor.

“A inteligência artificial é a única coisa que pode nos levar a plataformas potencialmente desabitadas, tirando as pessoas de ambientes perigosos, e esse é um lugar para onde queremos chegar,” disse ele.

A IA ainda está nos estágios iniciais de seu desenvolvimento, já que até agora ela tem aplicações restritas, mas as empresas estão trabalhando para promover seu uso para melhorar a eficiência, a segurança e reduzir os custos.

Um segmento, no entanto, que a IA irá transformar dentro da indústria está no trabalho que as pessoas fazem.

“O uso da tecnologia substituirá a necessidade de alguns empregos que as pessoas estão fazendo,” disse Márcio Affonso, diretor de soluções para a América Latina da Baker Hughes, controlada pela GE.

No entanto, ele disse, “as máquinas são ferramentas para nos manter seguros e nos ajudar a encontrar as melhores soluções para problemas específicos.”

“O uso da IA permitirá que as pessoas usem melhor o seu tempo. Eles não perderão tempo tentando identificar problemas, mas serão capazes de resolver problemas,” afirmou Affonso.

Ulisses Melo, diretor de pesquisa da IBM, acrescentou: “Haverá muitos novos empregos criados por causa dessas novas atividades. Não temos números sobre quantos empregos serão perdidos ou adicionados, mas os empregos serão transformados.”

“O bom é que as pessoas gastam muito mais tempo em atividades gratificantes e de alto valor, e menos em trabalhos automatizados que não exigem muito raciocínio. Eu acho que os trabalhos vão se tornar mais gratificantes,” disse Melo.

No entanto, apesar do aumento no número de empresas que estão trabalhando para transformar seus negócios, a transformação digital da indústria está “ficando para trás”, em comparação com outros setores da economia, de acordo com os participantes de uma sessão na segunda-feira.

Simon Cushing, da empresa de pesquisa e consultoria Gartner, disse que quase 90% das empresas de petróleo e gás têm algum tipo de iniciativa de digitalização ou ambições digitais em andamento.

Ele instou os agentes da indústria a revisar e redimensionar suas ambições de digitalização para que o progresso seja realmente alcançado.

“O negócio será diferente em um mundo digital, já que toda decisão será baseada em dados e análises,” disse Cushing.

Philippe Bize, diretor executivo da Accenture no Brasil, disse que a tecnologia digital “permite decisões estratégicas mais bem informadas, capitalizando a melhoria da conectividade e da velocidade em toda a cadeia de valor de petróleo e gás”, da exploração à comercialização.

Bize alertou as empresas que, para poderem transformar suas fundações, precisam “repensar, redefinir e redesenhar os tradicionais (negócios).”

Para fazer isso, de acordo com Bize, as empresas precisam definir uma visão digital clara ligada a uma ampla transformação, construir um roteiro robusto para alcançá-la e obter liderança por trás dela para que ela possa possibilitar uma mudança cultural.

TECHNOLOGY

Artificial intelligence set to transform industry

Initiative: Gartner director for oil and gas research Simon Cushing at Rio Oil & Gas Photo: IBP/JULIO CESAR GUIMARAES

THE increased use of artificial intelligence in a digitalised oil and gas industry will transform the jobs market, affecting tasks, roles and, according to panellists at the Rio Oil & Gas conference, the quality of jobs.

The industry’s digital transfor-mation has been a heavily dis-cussed topic at the conference, with Repsol Sinopec project engi-neer Anderson Leocadio da Nova calling artificial intelligence (AI) the “key” to making progress for the “slow-paced” sector.

“AI is the thing that can drive us up to potentially de-manning platforms, taking people out of hazardous environments, and this is a place we want to get to,” he said.

AI is still in the early stages of its development, as it so far has narrow applications, but, compa-nies are working to advance its use to improve efficiency and safety as well as to cut costs.

One segment that AI will trans-form within is in the work people will perform in the future.

“Using technology will replace the need for some jobs people are doing,” said Marcio Affonso, solu-tions architect director for Latin America with GE-controlled Baker Hughes.

However, he added, “the machines are tools to keep us safe and help us find the best solutions for specific problems”.

“The use of AI will allow people to use their time better. They will not spend time trying to identify problems, but they will be able to solve problems,” Affonso said.

Ulisses Melo, director of research at technology corpora-tion IBM, added: “There will be a lot of new jobs created because of these new activities. We do not have figures on how many jobs will be lost or added, but the jobs will be transformed.

“The good thing is that people will spend a lot more time in rewarding, high-value activities, and less in automated jobs that do not require too much thinking. I think the jobs will become more fulfilling,” Melo said.

However, despite the increase in the number of companies that are working to transform their businesses, the digital transfor-mation of the industry is “lagging behind”, compared to other sec-tors of the economy, according to

ANAMARIA DEDULEASARio de Janeiro

Conference told digital transformation will affect all areas of ‘slow-paced’ sector

panellists at a session on Monday. Simon Cushing of research and advisory company Gartner said almost 90% of oil and gas compa-nies have some sort of a digitalisa-tion initiative or digital ambitions under way, and urged industry players to revise and re-scale their digitalisation ambitions for pro-gress to be truly achieved.

“The business will look differ-

ent in a digital world, as every decision will be based on data and analysis,” Cushing said.

Philippe Bize, managing direc-tor of Accenture in Brazil, said digital technology “enables bet-ter-informed strategic decisions by capitalising on improved con-nectivity and velocity across the whole oil and gas value chain”, from exploration to trading. Bize

warned companies that, to be able to transform the core of their business, they need to “rethink, redefine and redesign traditional (business practices)”.

To do this, companies need to set a clear digital vision linked to broad transformation, build a robust roadmap and get leadership behind it so that it can enable a cultural shift, he said.


Petrobras perfura em PerobaA Petrobras planeja perfurar um poço de exploração na área do pré-sal de Peroba no próximo mês, depois de identificar um prospecto interessante através do uso de sísmica 3D disponível na região.

O poço de Peroba será um dos mais profundos perfurados no pré-sal da bacia de Santos até agora, e é improvável que seja concluído antes de fevereiro de 2019, de acordo com uma fonte que trabalha no projeto.

O prospecto está localizado ao sul do campo de Lula, e deve atingir profundidade similar a outros poços perfurados na região, indo além de 7.000 metros.

Peroba foi um dos blocos mais disputados na terceira rodada do pré-sal realizada em outubro de 2017.

A Petrobras adquiriu uma participação operacional de 40% na área, em parceria com a britânica BP com 40% e a China National Oil & Gas Exploration & Development Corporation com 20%.

O consórcio liderado pela Petrobras ofereceu uma parcela do óleo-lucro de 76,96% - um valor 454% superior aos 13,89% propostos, além de um bônus de assinatura mínimo de 2 bilhões de reais.

BRAZIL

Petrobras puts Peroba wildcat on drill menu

Neighbour: the Peroba prospect lies south of the Lula field, which is being produced via the P-66 FPSO Photo: PETROBRAS

PETROBRAS plans to spud an exploration well on the pre-salt Peroba prospect off Brazil next month, after identifying an allur-ing four-way closure with 3D seis-mic available on the area.

The Peroba wildcat will be one of the deepest drilled in the Santos basin pre-salt province so far, and is unlikely to be concluded before February, according to a source working on the project.

The prospect lies south of the Lula field and the wildcat will be comparable in depth with some of the wells drilled there, going to more than 7000 metres.

Peroba was one of the most sought after blocks on offer in Bra-zil’s third pre-salt licensing round, held in October last year.

Petrobras acquired a 40% oper-ating stake in the area, in partner-

ship with UK supermajor BP on 40% and China National Oil & Gas Development Corporation, which is owned by China National Petro-leum Corporation, holding the remaining 20%.

The Petrobras-led consortium offered the government a produc-tion-sharing quota of 76.96% — some 454% higher than the floor of 13.89%, along with a mandatory signature bonus of 2 billion reais ($492 million).

The production sharing con-tract for Peroba was signed just nine months ago, but Petrobras and partners are keen to seek a swift return on an exploration project where they have made a large up-front commitment via the signature bonus and have clear drilling targets in their sights, a source said.


Brazilian giant to spud exploration well in Santos basin early next month

11:15 — 12:15 Exploração & Produção/Exploration & Production 201A SE 16: Gerenciamento de água no E&P SS 16: Water management in E&P Moderador/Moderator: Alejandro Durán — Gerente Nacional — BHGE Palestrantes/Speakers: Ming Yang — Consultor principal — TUV SUD NEL Claudio José Alves Furtado — Profissional master e consultor — Petrobras Derek Thomas McIvor — Diretor de atividades offshore — Veolia Brasil

11:15 12h15 Downstream 201B SE 17: Cenários de expansão do mercado e seus impactos na infraestrutura logística SS 17: Scenarios of expansion of the market and its impacts on logistics infrastructure Moderador/Moderator: Letícia Queiroz de Andrade — Mestre e Doutora em Direito Administrativo – PUC/SP Palestrantes/Speakers: Ricardo Catran – Diretor Superintendente – Ultracargo Ricardo Mussa – Vice-presidente de Logística e Trading – Raízen Felipe Kury – Diretor – ANP

11:15 — 12:15 Gás & Energia/Gas & Energy 201C SE 18: Abertura do setor de transporte brasileiro de gás natural em um novo ambiente de negócios SS 18: Opening of the Brazilian natural gas transportation sector in a new business environment Moderador/Moderator: Helio Bisaggio – Superintendente de infraestrutura e comercialização — ANP Palestrantes/Speakers: Renato de Andrade Costa – Diretor presidente – TBG Ricardo Pinto – Diretor Comercial – NTS Camila Schoti – Coordenadora do Sc2 do Gás para Crescer – Transporte — ENEVA

11:15 — 12:15 Tecnologia Digital/Digital Technology 202B SE 19: Indústria 4.0 como caminho para a eficiência operacional SS 19: Industry 4.0 as a path to operational efficiency Moderador/Moderator: Rafael Moreira – Secretário de Inovação e Novos Negócios – Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços/MDIC Palestrantes/Speakers: André Clark Juliano – Presidente e CEO – Siemens Brasil Ronaldo Fragoso – Sócio Diretor – Deloitte Gustavo Levin – Petrobras CENPES

14:00 — 15:00 Exploração & Produção/Exploration & Production 201A SE 20: Parcerias entre grandes operadoras em mega projetos do pré-sal SS 20: Partnerships between major operators in mega pre-salt projects Moderador/Moderator: Antonio Carlos Capeleiro Pinto – Gerente executivo de reservatórios – Petrobras Palestrantes/Speakers: Daniel Pedroso – Gerente geral de gestão de contratos de produção – Petrobras Cristiano Pinto da Costa – Gerente dos campos de Lula, Iracema, Lapa e Sapinhoá – Shell Miguel Pereira – CEO – Petrogal Brasil

14:00 — 15:00 Downstream 201B SE 21: Uma avaliação das oportunidades no segmento de refino do Brasil SS 21: Attractiveness of the refining segment in Brazil Moderador/Moderator: Adriano Pires – Sócio-fundador e Diretor – Centro Brasileiro de Infra Estrutura - CBIE Palestrantes/Speakers: Décio Oddone – Diretor Geral – ANP Arlindo Moreira Filho – Gerente Geral - Petrobras Pedro Medeiros – Diretor – Citigroup

14:00 — 15:00 Gás & Energia/Gas & Energy 201C SE 22: Desafios da tributação na cadeia do gás natural SS 22: Taxes in the natural gas value chain Moderador/Moderator: Viviana Cardoso de Sá e Faria – Coordenadora de Avaliação Tributária – Petrobras Palestrantes/Speakers: Marcia Loureiro – Vice-Presidente Tributária Internacional – Equinor José Roberto Faveret Cavalcanti – Sócio-gerente – Faveret/Lampert Advogados Luiz Claudio Fernandes Lourenço Gomes – Auditor Federal – SEFAZ-RJ

14:00 — 15:00 Gestão da Indústria/Industry Management 202A SE 23: Atração e retenção de talentos para uma indústria vibrante SS 23: Attracting and retaining talent for a vibrant industry Moderador/Moderator: Vinícius Carvalho – Líder Técnico em Estudos e Propostas iEPCI – TechnipFMC Palestrantes/Speakers: Tatiana Mey – Aluna de MBA – MIT Sloan School of Management Paula Benevides – VP de Desenvolvimento Humano & Organizacional – Raízen Eloi Fernández y Fernández – Diretor do Instituto de Energia – PUC-Rio 14:00 — 15:00 Tecnologia Digital/Digital Technology 202B SE 24: Instalações offshore: inspeção remota e novas tecnologias SS 24: Offshore installations: remote inspection and new technologies Moderador/Moderator: Thomas Clarke – Professor – UFRGS Palestrantes/Speakers: Patrick Saracco – VP de Soluções de Tecnologia André Louro – Coordenador Programas de Manutenção e Gerenciamento de Integridade offshore – Chevron Eduardo Costa – CEO – Ouro Negro

15:15 – 16:40 Sessão PlenáriaPlenary session Auditório/Auditorium SP 06: Estabilidade econômica como pilar para desenvolvimento de indústrias estratégicas PS 06: Economic stability as a pillar for the development of strategic industries Moderador/Moderator: Roberto Castello Branco – Diretor do Centro de Estudos em Crescimento e Desenvolvimento Econômico – FGV Palestrante/Speaker: Ana Paula Vitali Janes Vescovi – Secretária Executiva – Ministério da Fazenda

16:50 — 18:05 Sessão Plenária/Plenary session Auditório/Auditorium SP 07: Cadeias globais de valor e a nova realidade da indústria de petróleo & gás PS 07: Global value chains and the new reality of the oil & gas industry Moderador/Moderator: Hugo Repsold – Diretor Executivo de Desenvolvimento da Produção e Tecnologia – Petrobras Palestrantes/Speakers: Liam Mallon – Presidente – ExxonMobil Development Company Felipe Arbelaez – Presidente Regional da América Latina – BP Luis Araújo – CEO – Aker Solutions

Quarta-Feira Programa da conferênciaWednesday Conference Program

10 Wednesday 26 September 2018Quarta-Feira 26 Setembro 2018

Eventos ParalelosParallel EventsFree events being held on Wednesday Pavilhão 2/Pavilion 2

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Arena de Sustentabilidade e SMSSustainability and HSE Arena

Knowledge Arena

Certification Forum

Onshore Forum

Downstream Forum

Decommissioning Forum

Professional of the Future

O&G Techweek

Arena do Conhecimento

EVENTO GRATUITOFREE EVENT








QUER LOCALIZAR OS EVENTOS PARALELOS NA PLANTA?WANT TO FIND THE PARALLEL EVENTS IN THE PLANT?

CONSULTE O MAPA DE BOLSO ANEXO A ESTE MATERIAL.SEE THE POCKET MAP ATTACHED TO THIS MATERIAL.

Fórum de Certificação

Fórum Onshore

Fórum de Downstream

Fórum de Descomissionamento

Profissional do Futuro

O&G Techweek

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IMAGEM DOMAPA DE BOLSO

24 Segunda-feira MondayHorário

ScheduleTemaTheme

EventoEvent

14:00 14:10 Sessão de AberturaOpening Session O&G Techweek

14:00 14:10 Sessão de AberturaOpening Session

Fórum de CertificaçãoCertification Forum

14:00 14:35 Talk Show Arena Valor do Conhecimento Arena Valor of Knowledge

14:10 14:25Academy Tech: Soluções em digitalização e automação de sistemas desenvolvidas para a indústria de óleo & gás Academy Tech: The digitalization and automation solutions for O&G industryPalestrante / Speaker: Jorge Otávio Trierweiler – UFRS

O&G Techweek

14:10 15:00

Órgãos Reguladores: Visões e estratégias em certificaçãoRegulatory bodies: visions and strategiesModerador / Moderator: Odilon Horta – Gerente de Certificação – IBPPalestrantes / Speakers: Marco Aurélio Lima de Oliveira – Coordenador Geral de Acreditação – Cgcre/INMETROAlmir Augusto Chaves – Ministério do Trabalho Marcelo Mafra Borges de Macedo – Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente – ANP


14:20 14:30Sessão de AberturaOpening SessionCarlos Victal – Gerente de Sustentabilidade do IBP

Arena de Sustentabilidade e SMS Sustainability and HSE Arena

14:25 14:45

Tech Sessions: Associações e Startups Falam Sobre Suas Iniciativas para Viabilizar o Futuro do Setor de O&G no Contexto da Transformação DigitalTech Sessions: Associations and startups talk about their initiatives to make the future of the O&G sector feasi-ble in the context of digital transformationPalestrantes / Speakers:José Carlos Pinto – Diretor – Parque TecnológicoPedro Filho e Leonardo Domingues – Engenheiro de Soluções – BR2W

O&G Techweek

14:30 15:30

Comprometimento com a Cultura de Segurança e SaúdeCommitment to the safety and health cultureModerador / Moderator: Eduardo Martins – Diretor – DuPontPalestrante / Speaker: Maurício Diniz – Gerente Executivo de SMS – Petrobras


14:45 15:20

Tech Cases: O Futuro da ConectividadeTech Cases: The future of connectivityPalestrantes / Speakers: Wellington Lordelo – Gerente de Solution Marketing e Business Development – EquinixRenato Improta – Líder de Indústria X.0 para América Latina – Accenture

O&G Techweek

15:00 15:45

O Setor de Petróleo no Governo Eleito: Os Planos dos Economistas dos Candidatos à Presidência da República na Área de EnergiaThe oil sector in the elected government: The plans of the economists of the candidates for the presidency of the Republic in the area of EnergyModerador / Moderator: Pedro Cafardo – Editor Executivo – Valor EconômicoPalestrantes / Speakers: Edmar Almeida – Professor Associado – Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)Jorge Camargo – Presidente – Comitê Organizador da Rio Oil & GasDécio Oddone – Diretor–geral – ANP

Arena Valor do Conhecimento Arena Valor of Knowledge

15:00 16:10

Certificação de SPIE: 20 anos. Resultados, Boas Práticas e Lições AprendidasCertification of SPIE: 20 years. Results, Best Practices and Lessons LearnedModerador / Moderator: Almir Augusto Chaves – Ministério do TrabalhoPalestrantes / Speakers: José Ricardo de Andrade Fanara – PetrobrasDaniel Cypriano – PetrobrasAntônio Carlos – BraskemHamilton Tavares Nery – MODEC


15:20 15:50Tech Cases: A tecnologia 5G Revolucionando os NegóciosTech Cases: 5G technology revolutionizing businessPalestrante / Speaker: Wellington Lordelo – Gerente de Solution Marketing e Business Development – Equinix

O&G Techweek

PARALLEL EVENTSEVENTOS PARALELOS

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Think ENERGYRIO OIL & GAS 2018

QUADRO RESUMO SUMMARY TABLE

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Knowledge Arena

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EventoEvent






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EventoEvent






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Chevron exploration vice president Elizabeth Schwarze (left) and Norway’s Deputy Minister of Oil & Energy Ingvil Smines Tybring-Gjedde at the Rio Oil & Gas Plenary Session on gender diversity Photo: IBP/JULIO CESAR GUIMARAES

IBP targets gender diversityThe Brazilian Petroleum Institute (IBP) has launched a mentorship

programme for women in the industry, aiming to tackle the lack of gender diversity in oil and gas, a topic heavily discussed during the Rio Oil & Gas conference this week.

Under the one-year programme, mentors, who currently hold high level jobs in oil and gas, will work with newcomers to the industry to help develop their skills.

The programme is a partnership between IBP’s diversity committee and recruitment and consultancy group Lee Hecht Harrison (LHH).

It will work with women aspiring to grow professionally in the oil and gas industry by helping them develop “specific competencies”, which LHH found are required by the industry after conducting a worldwide survey on female leadership.

The programme will kick off in January and run through to December. Places in the programme are limited, IBP said, and enrolment is expected to begin soon. However, no date has yet been announced.

Interested women can get more information at [email protected] move comes as data for recent years showed the industry only has 27%

women working at entry level, 25% women in mid-level management, and only 17% in high-level positions, according to research from the Boston Consulting Group.

Gender diversity was the subject of a plenary session on Monday at Rio Oil & Gas at which companies were urged to be more proactive when dealing with the issue.

The debate is set to continue on Thursday with a session in the Knowledge Arena at 1500 on the role of affirmative action.

IBP mira diversidade de gêneroO Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) lançou um programa de mentores para mulheres com o objetivo de combater a falta de diversidade de gêneros no setor de petróleo e gás, um tópico amplamente discutido durante a Rio Oil & Gas nesta semana.

Como parte do programa de um ano, os mentores, que atualmente ocupam cargos de alto nível na cadeia de petróleo e gás, trabalharão com as recém-chegadas para ajudar a desenvolver suas habilidades.

O programa é uma parceria entre o comitê de diversidade do IBP e o grupo de recrutamento e consultoria Lee Hecht Harrison.

O programa trabalhará com mulheres que desejam crescer profissionalmente na indústria de petróleo e gás, ajudando-as a desenvolver “competências específicas”, que a LHH descobriu serem necessárias para a indústria após realizar uma pesquisa mundial sobre liderança feminina.

O programa terá início em janeiro do ano que vem e vai até dezembro. As vagas no programa são limitadas, disse o IBP, e as inscrições devem começar em breve, no entanto, nenhuma data foi anunciada ainda.

Mulheres interessadas podem obter mais informações através do email [email protected] movimento vem depois de dados mostrarem que a indústria tem apenas 27% de mulheres trabalhando em

cargos de iniciantes, 25% mulheres na gerência de nível médio e apenas 17% em posições de alto nível, de acordo com pesquisa do Boston Consulting Group.

O debate sobre diversidade de gênero é uma característica importante da Rio Oil & Gas deste ano. Foi o assunto de uma sessão plenária na segunda-feira em que as empresas foram instadas a serem mais proativas ao lidar com a questão.

O debate deve continuar na quinta-feira, com uma sessão na Arena do Conhecimento, sobre o papel da ação afirmativa na diversidade de gênero.

Wednesday 26 September 2018 Quarta-Feira 26 Setembro 2018 11


INDUSTRY INNOVATION

Technology on radar for playersPlatform for change: a worker aboard a Petrobras facility in the Santos basin Photo: REUTERS/SCANPIX

IMPROVING efficiency is the main driver for oil and gas indus-try players in Brazil to invest in innovation, but a large portion still view the uncertainty over returns as barriers to bringing new technologies and innovation to market, according to a new report.

The penetration of renewable energy sources in the Brazilian and wider South American market

in the past few years has also increased, but cost is still a barrier to switching to greener energy, the survey carried out by the Bra-zilian Petroleum Institute (IBP) and UK classification society Lloyd’s Register (LR) suggested.

The “Technology Radar 2018 — Brasil” survey canvassed 56 com-panies in total, with around half being oil and gas contractors or services companies and the vast

majority involved in the industry. Forty of the companies are pri-

vately held, with others publicly listed, state owned, joint ventures or a mix of ownership.

The survey found that 54% of respondents said improving effi-ciency is the primary driver behind innovation in their com-pany, with 35% saying it is critical for gaining a competitive advan-tage. Despite cost-cutting being

high on the agenda for almost all oil companies since the oil price downturn in late 2014, just 30% said cost reduction was the pri-mary driver for investing in inno-vation, with one quarter selecting improvements in safety as the number one factor.

Asked what they see as the pri-mary barriers to implementing new technologies and innovation, 59% said uncertainty over returns,

EOIN O’CINNEIDERio de Janeiro

IBP and LR survey highlights uncertainty over returns as biggest obstacle to oil and gas companies investing in new technology and innovation

Empresas de olho em inovações tecnológicasA melhoria da eficiência é o principal estímulo para os participantes do setor de petróleo e gás no Brasil investirem em inovação, mas uma grande parcela ainda vê a incerteza sobre os retornos como barreiras para trazer novas tecnologias e inovação ao mercado, segundo um novo relatório.

A penetração de fontes de energia renovável no Brasil e no mercado da América do Sul nos últimos anos também aumentou, mas o custo ainda é uma barreira para a mudança para a energia mais verde, segundo pesquisa realizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) e pela sociedade de classificação britânica Lloyd’s Register.

A pesquisa “Technology Radar 2018 - Brasil” entrevistou 56 empresas no total, sendo cerca de metade empresas da cadeia de petróleo e gás ou empresas de serviços.

Quarenta das empresas são de capital fechado, com outras empresas de capital aberto, estatais, joint ventures

ou um mix de propriedade.A pesquisa constatou que 54% dos entrevistados

disseram que melhorar a eficiência é o principal fator por trás da inovação em sua empresa, com 35% afirmando que é fundamental para obter uma vantagem competitiva.

Apesar do corte de custos estar em alta na agenda para quase todas as companhias petrolíferas desde o colapso do preço do petróleo em 2014, apenas 30% disseram que a redução de custos foi o principal fator para investir em inovação, com um quarto selecionando melhorias na segurança como o fator número um.

Questionados sobre o que eles veem como as principais barreiras à implementação de novas tecnologias e inovação, 59% disseram que incertezas sobre retornos, enquanto 48% foram para o custo de implantação e 30% para a incerteza ao longo do tempo para obter produtos ou serviços para o mercado.

Sobre a questão dos dados, 45% disseram que seu

maior desafio era a falta de integração de dados em toda a organização, 32% disseram que coletar dados com relevância e confiabilidade suficientes era o maior desafio, e 27% sinalizavam a baixa qualidade dos dados acessíveis.

A maioria dos entrevistados disse que a coleta e análise de dados para melhorar o desempenho e a inovação nos próximos dois anos é altamente importante ou crítica, com 41% dizendo que eles são moderadamente bons em atingir suas metas de inovação.

Dois terços disseram que a escala de implantação de novas e emergentes tecnologias de energia renovável no Brasil e na América do Sul nos últimos dois anos aumentou, com apenas 11% dizendo que diminuiu.

No entanto, o custo ainda é, de longe, o principal argumento contra o avanço das energias renováveis, apesar de 60% afirmarem que o setor de energias renováveis tem obtido grande sucesso na obtenção de paridade de custos com combustíveis fósseis.

while 48% went for the cost of deployment and 30% for uncer-tainty over the time to get prod-ucts or services to market.

On the issue of data, 45% said their toughest challenge was the lack of data integration across their organisation, 32% said col-lecting data with sufficient rele-vance and/or reliability was the biggest challenge, and 27% flagged up the poor quality of data availa-ble.

Most respondents said data col-lection and analysis to improve performance and innovation over the next two years is either highly important or critical, with 41% saying they are moderately good at hitting their innovation goals.

Two-thirds said the scale of deployment of new and emerging renewable energy technology in Brazil and South America in the past two years has increased, with just 11% saying it has decreased.

However, cost is still by far the main argument against pushing further into renewables, despite 60% saying the renewables sector has been highly successful in achieving cost parity with fossil fuels.


Organization and Promotion:

25.282019

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The spotlights of the oil and gas industry are on the Campos Basin following the latest oil and gas exploration tender, raising 94% of total costs – an investment in excess of US$ 2 billion.

In 2019, BRASIL OFFSHORE is celebrating its 20th anniversary, with the credibility of the key players in the oil and gas industry and high level professionals, by holding the industry meeting with technologies and specialized technical content located in the Campos Basin. For 2019, efforts are being dedicated to integrating innovations and technologies for industry 4.0.

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Portos do Açu e Houston fecham parceriaO Porto do Açu Operações, braço operacional do complexo portuário e energético do setor privado, assinou um novo acordo de cooperação com o Porto de Houston, nos EUA, com o objetivo de incentivar o intercâmbio de conhecimentos e as melhores práticas entre os dois portos.

“O Açu e Houston têm perfis semelhantes e podem aproveitar a rede de seus parceiros para promover negócios entre os mercados dos EUA e do Brasil,” disse o presidente do Porto do Açu, Tadeu Fraga.

O foco inicial da parceria será em oportunidades comerciais relacionadas à importação de cargas, incluindo serviços para a indústria offshore de petróleo e gás, de acordo com John Moseley, diretor comercial do Port of Houston Authority.

A parceria também cria novas oportunidades para o acionista do Açu, o Porto de Antuérpia.

“Esta nova parceria criará um triângulo transatlântico comercial e logístico a ser explorado pelos três portos, já que o Porto de Antuérpia também tem um acordo de cooperação bem sucedido com o Porto de Houston desde 2014. Esperamos que novos negócios sejam gerados graças a essa sinergia a partir de 2019,” disse Fraga.

A parceria foi assinada na área de exposição da Rio Oil & Gas e contou com a participação do presidente do Grupo Prumo, José Magela Bernardes, e de autoridades como o secretário executivo do Ministério de Minas & Energia, Márcio Félix e o diretor-geral da ANP, Décio Oddone.

O Porto do Açu também realiza operações de transbordo através da Açu Petróleo, uma parceria entre a Prumo Logística e a alemã Oiltanking.

O T-OIL é o único terminal privado no Brasil com capacidade para manuseio de petroleiros do tipo VLCC.

BRAZIL

Acu and Houston ports sign co-operation deal

On site: the tanker handling facility at Acu port

Photo: PORT OF ACU

PORTO do Acu Operacoes, the operating arm of the private sec-tor port and energy complex, has signed a new co-operation agree-ment with the Port of Houston in the US, aiming to encourage the exchange of expertise and best practices between the two ports.

“Acu and Houston have similar profiles and (each) can take advan-tage of their partner’s network to promote business between the US and Brazilian markets,” said Acu Port chief executive Tadeu Fraga.

The initial focus of the partner-ship will be on commercial oppor-tunities related to cargo imports, including services for the offshore oil and gas industry, according to Port of Houston Authority chief commercial officer John Moseley.

The partnership also creates

new opportunities for Acu share-holder Port of Antwerp.

“This new partnership will cre-ate a commercial and logistic transatlantic triangle to be explored by the three ports, as the Port of Antwerp has also had a successful co-operation agree-ment with the Port of Houston since 2014. We expect new busi-ness to be generated thanks to this synergy starting in 2019,” said Fraga.

The partnership was signed in the Rio Oil & Gas exhibition area and attended by Prumo Group chief executive Jose Magela Ber-nardes, and officials includ-ing Mines & Energy Executive Secretary Marcio Felix and ABP director general Decio Oddone.

Acu port also hosts ship-to-ship


Partnership to focus initially on commercial opportunities related to cargo imports

transport through Acu Petroleo, a partnership between Prumo Logistica and Germany’s Oiltank-ing.

The partners’ T-OIL facilitar is the only private terminal in Brazil able to handle VLCC oil tankers.


ANP pede mais ação no onshoreO Brasil está sendo instado a fazer mais para aumentar a produção de campos terrestres e estimular operadores a investir mais em um esforço para tentar revitalizar os campos mais antigos.

Aurélio Amaral, diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP), disse que o país está produzindo em média cerca de 17.000 barris por dia de óleo por poço em campos em águas profundas, impulsionado pelo forte desempenho dos campos do pré-sal de Lula, Sapinhoá e Mero, na bacia de Santos.

No entanto, quando se trata da produção em terra, a produção média declina para apenas 17 bpd por poço de quase 6.800 poços produtores de petróleo.

“Nós, como indústria, precisamos olhar com mais cuidado para o onshore,” disse ele, acrescentando que: “ontem, a ANP aprovou uma resolução para reduzir as taxas de royalties de campos maduros de 10% para 5% a ser aplicado na produção incremental de cada campo.”

A produção em terra no Brasil totalizou 273.000 barris por dia de óleo equivalente em julho, de acordo com dados da ANP, o que representou apenas 8% da produção total de hidrocarbonetos do país no mês.

A produção em terra permaneceu relativamente estável ao longo do ano, mas a maior parte vem da Petrobras, que está direcionando seus investimentos para campos em águas profundas.

ONSHORE

ANP calls for more action to help boost production

Outlook: ANP director Aurelio Amaral Photo: ANP

BRAZIL is being urged to do more to increase production from onshore fields and stimulate oper-ators to invest more in an effort to try to revitalise ageing develop-ments.

Brazilian National Petroleum Agency (ANP) director Aurelio Amaral said the country is pro-ducing on average about 17,000 barrels per day of oil per well on deep-water developments, boosted by the strong perfor-mance of pre-salt fields such as Lula, Sapinhoa and Mero in the Santos basin.

However, when it comes to onshore production, average out-put declines to a mere 17 bpd per well from nearly 6800 oil produc-ers. “We, as an industry, need to

look with more care at onshore,” he said, pointing out to a panel at Rio Oil & Gas that “yesterday, the ANP passed a resolution to reduce royalty rates from mature fields from 10% to 5% to be applied on the incremental production of each field”.

Onshore production in Brazil totalled 273,000 barrels of oil equivalent per day in July, accord-ing to data from the ANP, which represented only 8% of the coun-try’s total hydrocarbons output for the month.

Onshore production has remained relatively flat through-out the year, but the bulk of it comes from Petrobras, which is directing its investments to deep-water developments.

FABIO PALMIGIANIRio de Janeiro

Agency urges Brazilian sector to increase investment and stimulate output from onshore fields


THE US has formally unveiled plans to offer 78 million acres for oil and gas development in the Gulf of Mexico at a lease sale scheduled for March 2019.

The proposed sale includes all available unleased areas in the federal waters of the US Gulf and will cover 14,696 unleased blocks.

Tracts are located from three to 231 miles (4.8 to 370 kilo-metres) offshore, in the US Gulf’s Western, Central and Eastern planning areas in water depths ranging from nine to more than 11,115 feet.

The announcement comes as sentiment around the US Gulf appears to be warming.

Explorers placed a total of $178 million in high bids dur-ing a lease sale last month, compared to high bids of $124.7 million for a March lease sale.

As usual, blocks subject to a Congressional moratorium, as well as tracts in the northern portion of the Eastern Gap and areas within the Flower Garden Banks National Marine Sanctu-ary will be excluded from the upcoming event.

The sale, known as Lease Sale 252, will be the fourth off-shore sale under the 2017-2022 Outer Continental Shelf Oil & Gas Leasing Programme.

US Gulf sale set for 2019

Rodada nos EUA em 2019OS EUA revelaram formalmente planos para oferecer 78 milhões de acres para projetos de petróleo e gás no Golfo do México através de uma oferta de blocos programada para março do próximo ano.

A rodada incluirá todas as áreas disponíveis para o setor público nas águas federais do Golfo e cobrirá 14.696 blocos.

Os blocos estão localizados de três a 231 milhas da costa, nas áreas de planejamento do oeste, centro e leste do Golfo, em lâminas d’água entre três e 3.400 metros.

O anúncio acontece no momento em que o interesse por áreas do Golfo parece estar aumentando. Exploradores pagaram um total de US$ 178 milhões em lances durante uma rodada no mês passado, em comparação com ofertas de US$ 124,7 milhões em março.

Como de costume, blocos sujeitos a uma moratória do Congresso, bem como blocos na porção norte da Eastern Gap e áreas dentro do Santuário Marinho Nacional de Flower Garden Banks serão excluídos do evento.

A rodada, conhecida como Lease Sale 252, será a quarta venda offshore sob o Programa de Leasing de Óleo e Gás da Plataforma Continental Exterior 2017-2022.

UK OFFSHORE

Chevron gets approach for its Rosebank stake

On the drawing board: the Rosebank FPSO Image: CHEVRON

A potential buyer has approached US supermajor Chevron about acquiring its 40% operated inter-est in the Rosebank oil project in the UK’s West of Shetland area.

No details about the identity of the possible buyer were immedi-ately available.

“Chevron can confirm it has received an expression of interest for its share in the Rosebank pro-ject,” a company spokesman told Upstream.

“It is company policy not to comment on commercial or confi-

dential discussions. We continue to advance the Rosebank project through front-end engineering and design and remain focused on delivering energy safely and reli-ably in the North Sea,” he added

Chevron notified the UK Oil & Gas Authority (OGA) only last month that it intended to apply for consent to develop its chal-lenging deep-water project on the Atlantic margin, in which it is partnered by Suncor Energy, which also holds a 40% stake, and privately-held Siccar Point Energy,

which holds a 20% interest. The company also filed a new environ-mental statement outlining devel-opment plans, which comprise a newbuild floating production, storage and offloading vessel to develop a base case of up to 17 wells.

Under those plans, crude would be exported by shuttle tanker, while gas would be exported through a newly-installed export pipeline that will run for 236 kilo-metres before tying in to the existing Shetland Island Regional

Gas Export System. First oil would be expected about six months after installation of the FPSO is completed in the fourth quarter of 2024.

Oil production is expected to peak in 2025 at just below 100,000 barrels per day and remain between about 88,000 bpd and just below 100,000 bpd until 2033 before declining, the document said.

Gas production is expected to peak at about 2.38 million cubic feet per day in 2031.

ROB WATTSLondon

US supermajor contacted by potential buyer of its interest in UK Atlantic Margin project

Chevron pode vender participação em RosebankUM potencial comprador se aproximou da petrolífera norte-americana Chevron a respeito de adquirir sua participação de 40% no projeto de Shetland Rosebank, no Reino Unido.

Nenhum detalhe sobre a identidade do possível comprador estava imediatamente disponível.

“A Chevron pode confirmar que recebeu uma manifestação de interesse por sua participação no projeto Rosebank,” disse um porta-voz da empresa ao Upstream.

“É política da empresa não comentar sobre discussões comerciais ou confidenciais,” acrescentou.

“Continuamos a avançar o projeto Rosebank através de FEED e continuamos focados em fornecer energia com

segurança e confiabilidade no Mar do Norte.”A Chevron notificou a Autoridade de Petróleo e Gás do

Reino Unido (OGA) apenas no mês passado que pretendia pedir o consentimento para desenvolver seu desafiador projeto de águas profundas na margem do Atlântico, no qual é parceira da Suncor Energy, que também detém 40%, e a Siccar Point Energy com 20%.

A empresa também apresentou uma nova declaração ambiental delineando os planos de desenvolvimento, que incluem um novo FPSO para desenvolver um projeto de até 17 poços.

Sob esses planos, o petróleo seria transportado por navios-tanque, enquanto o gás seria exportado através

de um gasoduto recém-instalado que percorrerá 236 quilômetros antes de se ligar ao Sistema de Exportação de Gás Regional da Ilha de Shetland (SIRGE).

O primeiro óleo seria esperado cerca de seis meses após a conclusão da instalação do FPSO no quarto trimestre de 2024.

A produção de petróleo deverá atingir o pico em 2025, um pouco abaixo de 100.000 barris por dia, e permanecer entre 88.000 bpd e pouco menos de 100.000 bpd até 2033, antes de cair, segundo o documento.

A produção de gás deverá atingir um pico de cerca de 2,38 milhões de pés cúbicos por dia em 2031.

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GULF OF MEXICO

Shell lines up Vinyl plansProject drive: Shell chief executive Ben van Beurden Photo: REUTERS/SCANPIX

ANGLO-DUTCH supermajor Shell has submitted an exploration plan for the Vinyl prospect in the Atwa-ter Valley area in the deep-water US Gulf of Mexico, not far from its upcoming Vito development that was sanctioned earlier this year.

The Vinyl prospect lies on Atwa-ter Valley Block 64, an area that might suggest a high priority for the company given the price tag, which was a $24 million bid

offered in a lease sale in March last year.

The tract lies about 12 miles (19 kilometres) east and six miles south of Vito.

The area is also south of Shell and Equinor discoveries at the Power Nap field, which were made in Mississippi Canyon blocks 943 and 942, respectively, and were at one time discussed as potential tie-backs to Vito. Shell has a 100%

stake in the AT 64 block, and is tar-geting 1 January to begin drilling the prospect, or potentially as soon as 1 November if expedited.

The area lies 76 miles offshore in a water depth of 4534 feet. A semi-submersible or drillship could be used to drill the prospect, the plan showed, but no particular unit is specified.

The Vinyl prospect also lies south of the ATP Titan floating

production facility, which came into the possession of Statoil (now Equinor) along with MC 941 and 942 following the bankruptcy of Bennu Oil & Gas.

The target also sits immediately east of AT 63, the location of the Telemark field, one of the fields once produced by the Titan.

Atwater Valley is one of the lesser explored areas of the US Gulf, but AT 64 lies toward the

KATHRINE SCHMIDTHouston

Anglo-Dutch supermajor looks to drill prospect in Atwater Valley close to recently-sanctioned Vito development

Shell planeja perfuração no GolfoA petrolífera anglo-holandesa Shell apresentou um plano de exploração para um prospecto na área de Atwater Valley, no Golfo do México, em águas profundas, não muito longe de seu campo de Vito, que foi sancionado no início deste ano.

O prospecto de Vinyl está no Bloco 64, em Atwater Valley, uma área que pode sugerir que seja de alta prioridade para a empresa, dado o preço pago de US$ 24 milhões em uma rodada em março de 2017.

O bloco fica a cerca de 19 quilômetros a leste e a 9,6 quilômetros ao sul de Vito.

A área também fica ao sul das descobertas da Shell e da Equinor no campo de Power Nap, que foram feitas nos blocos 943 e 942 do Mississippi Canyon, respectivamente. Chegou-se a considerar um possível tie-in dessas descobertas com Vito.

A Shell tem uma participação de 100% no bloco AT 64, e espera iniciar a perfuração em 1 de janeiro de 2019,

mas pode antecipar para 1 de novembro de 2018 caso o cronograma seja acelerado.

A área fica a 122 quilômetros da costa em uma lâmina d’água de 4.534 pés. A Shell pretende usar uma sonda semi-submersível ou navio-sonda na campanha, mas nenhuma unidade ainda foi selecionada.

O prospecto de Vinyl também fica ao sul da unidade de produção ATP Titan, que passou a ser da Equinor, juntamente com os MC 941 e 942, após a falência da Bennu Oil & Gas. O poço também fica imediatamente a leste do bloco AT 63, local do campo de Telemark, um dos campos outrora produzidos pela plataforma Titan.

Atwater Valley é uma das áreas menos exploradas do Golfo dos EUA, mas o bloco AT 64 fica logo ao sul do prolífico Canyon do Mississippi e próximo à infraestrutura de produção existente.

A Murphy Oil também tem planos para a área, dizendo que pretende perfurar o poço King Cake, que fica um

pouco ao norte e leste de Vinyl no bloco AT 23, antes do final do ano.

A Shell no início deste ano tomou a tão esperada decisão de prosseguir com o desenvolvimento de Vito em águas profundas no Golfo do México.

O desenvolvimento está previsto para atingir o pico de produção de cerca de 100.000 barris de óleo equivalente por dia, com um breakeven de menos de US$ 35 por barril.

Recursos recuperáveis são estimados em 300 milhões de barris de óleo equivalente. O primeiro óleo está programado para 2021.

A Sembcorp Marine ganhou o contrato para construir o casco e os topsides da unidade de produção.

A Shell opera Vito com uma participação de 63,11%, enquanto a Equinor tem 36,89%.

O campo está em 4.000 pés de lâmina d’água, cerca de 240 quilômetros a sudoeste de Nova Orleans.

northern end of the planning area and thus immediately south of the prolific Mississippi Canyon and close to existing production infra-structure.

Murphy Oil also has plans to drill in the area, saying it intends to drill at its King Cake prospect, which lies a little north and east of Vinyl in AT 23, before the end of the year.

Shell earlier this year made the long-awaited decision to proceed with its deep-water Vito develop-ment.

The development is set to reach peak production of about 100,000 barrels of oil equivalent per day, with a breakeven price of less than $35 per barrel.

The field is in 4000 feet of water and holds estimated recoverable resources of 300 million barrels of oil equivalent.

First oil at the development is scheduled for 2021.

Sembcorp Marine of Singapore had been awarded the contract to build the hull and topsides for the semisub.

Shell - headed by chief execu-tive Ben van Beurden — operates Vito on 63.11%, with Equinor on 36.89%.

Lundin espera agregar mais reservasA operadora sueca Lundin Petroleum espera aumentar a estimativa de reservas para a descoberta de Alta, no Mar de Barents, aumentando a rentabilidade do projeto depois de ter produzido volumes consideráveis de óleo em um teste de longa duração.

A empresa concluiu um TLD de dois meses do complexo reservatório carbonático com resultados “melhores que o esperado, demonstrando excelente produtividade do reservatório,” disse a Lundin. O poço produziu até 18.000 barris de óleo por dia, limitado pela capacidade das instalações na sonda semi-submersível Leiv Eiriksson, com a Lundin observando que a vazão máxima era limitada pelas instalações de superfície.

No total, a Lundin produziu 675.000 barris de óleo do poço.

Antes de perfurar, a Lundin estimou volumes em Alta e na descoberta adjacente de Gohta entre 115 milhões e 390 milhões de barris de óleo equivalente.

A empresa disse que espera reduzir a margem de incerteza em relação a uma atualização de reservas no início do próximo ano, que será dada assim que todos os novos dados do poço de avaliação da Alta forem coletados e combinados com a mais recente sísmica 3D que cubra toda a área de Alta e Gohta.

A Lundin está avaliando várias opções de unidades para produzir em Alta e Gohta, que seriam desenvolvidas com

poços submarinos em lâmina d’água de 385 metros.“Os estudos para comercializar Alta serão agora

desenvolvidos para determinar os requisitos adicionais de perfuração de avaliação e o conceito de desenvolvimento ideal,” disse a Lundin.

Alta fica na área de Loppa High, no Mar de Barents, a cerca de 50 quilômetros ao sul do projeto da norueguesa Equinor de Johan Castberg, e aproximadamente à mesma distância ao norte do campo de gás de Snohvit.

A alemã DEA e a japonesa Idemitsu são parceiras da Lundin na licença de produção 609, que inclui Alta. Gohta está na licença PL 492, onde a Lundin é parceira da Aker BP.

EUROPE

Lundin set for reserves rise at Alta discovery

On target: the semisub Leiv Eiriksson Photo: WOLDCAM/TOTAL

SWEDISH operator Lundin Petro-leum expects to raise reserves estimates for its Alta discovery in Norway’s Barents Sea waters, boosting the profitability of a planned development after flow-ing sizeable volumes of oil in an extended well test.

The company has concluded a two-month extended production test of the complex carbonate res-ervoir with results that were “bet-ter than expected, demonstrating excellent reservoir productivity with contribution from all reser-voir intervals and connectivity to a large volume”, Lundin said. The well yielded up to 18,000 barrels per day of oil, limited by the capacity of the production facili-ties on the semi-submersible rig Leiv Eiriksson, with Lundin not-ing the maximum flow rate was constrained by surface facilities.

In total, Lundin pumped 675,000 barrels of oil from the well.

Before drilling, Lundin esti-mated volumes at Alta and the nearby Gohta discovery at between 115 million and 390 mil-lion barrels of oil equivalent.

The company said it expects to increase the figure and narrow the uncertainty range in connec-tion with a reserves update early next year that will be given once all new data from the Alta appraisal well is gathered and combined with the latest 3D seis-mic survey that covers the entire Alta and Gohta area.

Lundin is evaluating various stand-alone floater options for Alta & Gohta, which would be developed with subsea wells in 385 metres of water.

“Studies for commercialising Alta will now be progressed to

BEATE SCHJOLBERGOslo

Successful appraisal at find in Barents Sea off Norway boosts Swedish operator’s development plans

OIL prices touched a fresh four-year high yesterday, boosted by harsh words against Iran from US President Donald Trump, who is seeking to choke off Ira-nian oil exports.

Trump told the United Nations that the US planned new sanctions against the Islamic Republic, which faces a 4 November deadline for buy-ers of its oil to halt their pur-chases.

“We ask all nations to isolate Iran’s regime as long as its aggression continues,” Trump said.

Brent crude futures were at $82.09 per barrel in London, having touched a session peak of $82.55 — the highest price since 10 November 2014. US futures were at $72.33 per bar-rel.

Trump also had harsh words for oil producers, accusing Opec members of “ripping off the world” and said he wants the group to stop raising prices.

His remarks came after Opec and Russia did not come up with any measures to boost supplies to make up for shrink-ing Iranian exports at a week-end meeting in Algiers.

Meanwhile, Opec secretary general Mohammad Barkindo said it remains important for Opec and its partners, includ-ing Russia, to co-operate to ensure they do not “fall from one crisis to another”.

Oil prices stay strong

Preços do petróleo sobemOS preços do petróleo atingiram ontem uma nova alta de quatro anos, impulsionados por duras palavras contra o Irã do presidente dos EUA, Donald Trump, que está tentando sufocar as exportações de petróleo iraniano.

Trump disse à Organização das Nações Unidas (ONU) que os EUA planejam novas sanções contra a República Islâmica, que enfrenta um prazo final de 4 de novembro para que os compradores de petróleo suspendam suas compras.

“Pedimos a todas as nações para isolar o regime do Irã enquanto sua agressão continuar,” disse Trump.

Os futuros do petróleo tipo Brent estavam em US$ 82,09 por barril em Londres, tendo atingido um pico de sessão de US$ 82,55 - o preço mais alto desde 10 de novembro de 2014. Os futuros dos EUA estavam em US$ 72,33 por barril.

Trump também criticou duramente os produtores de petróleo, acusando os membros da Opep de “assaltar o mundo” e disse que quer que o grupo pare de elevar os preços.

Seus comentários foram feitos depois que a Opep e a Rússia não apresentaram nenhuma medida para aumentar a oferta para compensar a queda das exportações iranianas, em uma reunião no fim de semana em Argel.

Enquanto isso, o secretário-geral da Opep, Mohammad Barkindo, disse que continua importante para a Opep e seus parceiros, incluindo a Rússia, cooperar para garantir que eles não “caiam de uma crise para outra.”


determine additional appraisal drilling requirements and the optimal development concept”, Lundin said.

Alta lies in the Loppa High area

of the Barents Sea, about 50 kilo-metres south of Equinor’s ongoing Johan Castberg development and about the same distance north of the Snohvit gas field. Germany’s

DEA and Japan’s Idemitsu are Lun-din’s partners in production licence 609, which includes Alta. Gohta lies in PL 492, where Lundin is partnered by Aker BP.


Produção da Petrobras caiA produção nacional de petróleo da Petrobras caiu em agosto pelo quarto mês consecutivo, para menos de 2 milhões de barris por dia, afetada por paradas programadas em várias plataformas.

A produção de petróleo da companhia no Brasil caiu 4,1%, para 1,959 milhão de bpd em agosto, frente a 2,080 milhões de bpd em julho. Foi a primeira vez desde março de 2013 que a produção da Petrobras caiu abaixo de 2 milhões de bpd.

A produção de gás natural diminuiu 9,3% para 75,4 milhões de metros cúbicos por dia em agosto, afetada por uma interrupção temporária das operações na plataforma PMXL-1, no campo de Mexilhão, para obras de reforma.

A produção total de hidrocarbonetos da Petrobras no Brasil caiu 5,2%, para 2,467 milhões de boepd em agosto.

A produção na bacia de Campos continuou em declínio em agosto, caindo abaixo de 1 milhão de bpd, para 990.830 bpd, o nível mais baixo em quase 17 anos.

A Petrobras conduziu trabalhos de manutenção em duas unidades no campo de Albacora, na plataforma semi-submersível P-25 e no FPSO P-31, o que ajudou a explicar a forte queda na produção de Campos no mês passado.

Dois FPSOs no pré-sal no campo de Lula - Cidade de Angra dos Reis e Cidade de Maricá - também tiveram paradas para manutenção.

WEST AFRICA

Maersk Viking to drill for Aker Energy off Ghana

In demand: the drillship Maersk Viking

NORWAY’S Aker Energy has lined up Maersk Drilling’s ultra-deep-water drillship Maersk Viking to head to Ghana and drill the Pecan-4A appraisal well.

The contract, covering one firm well with an expected duration of 30 to 35 days and with options for additional wells, is expected to start in the fourth quarter, Maersk said.

The 2014-built Maersk Viking will carry out the drilling at a depth of 2674 metres in the Deep-water Tano Cape Three Points block.

The unit is currently warm-

stacked in the Gulf of Mexico and will start its voyage to West Africa imminently.

“Maersk Drilling is very pleased to support Aker Energy and its licence partners, building upon our operational track record in Ghana and our strong relationship with the Aker Group,” Maersk Drilling said.

Aker Energy chief executive Jan Arve Haugan said: “We are pleased to achieve this key milestone that will enable us to commence drill-ing of the important Pecan-4A appraisal well.

“The main objective of the well

will be to test the extension of the Pecan field. This will give valuable and important input when opti-mising the plan of development for the field and in understanding the wider appraisal potential of the block.”

Aker Energy has also entered into other contracts for the drill-ing campaign.

These include an agreement with Halliburton Ghana for drill-ing support and well services and a contract for well design and management with Exceed Well Management Ghana.

Exceed managing director Ian

Mills said: “We have a long history in Ghana and have invested in establishing a new local joint ven-ture, Exceed Well Management Ghana.

“We look forward to supporting Aker Energy and their partners and believe there is significant potential to develop local capabil-ity to exploit new deep-water fields offshore Ghana.”

Aker Energy is the operator of the block with a 50% participating interest in partnership with are Lukoil on 38%, Ghana National Petroleum Corporation 10% and Fueltrade 2%.

ROB WATTSLondon

Ultra-deepwater drillship contracted for Pecan-4A appraisal well in Deepwater Tano Cape Three Points block

Aker afreta sonda da Maersk para campanha em GanaA petrolífera norueguesa Aker Energy contratou o navio-sonda Maersk Viking, da Maersk Drilling, para se dirigir a Gana e perfurar o poço de avaliação Pecan-4A.

O contrato, cobrindo um poço firme com duração prevista de 30 a 35 dias, e com opções para poços adicionais, deve começar no quarto trimestre, disse a Maersk.

O Maersk Viking, construído em 2014, realizará a perfuração em uma lâmina d’água de 2.674 metros no bloco Deepwater Tano Cape Three Points.

A sonda está atualmente no Golfo do México e começará sua viagem para a África Ocidental em breve.

“A Maersk Drilling está muito satisfeita em apoiar a Aker Energy e seus parceiros, baseando-se em nosso histórico

operacional em Gana e em nosso forte relacionamento com o Grupo Aker,” disse a Maersk Drilling.

O presidente da Aker Energy, Jan Arve Haugan, disse: “Estamos satisfeitos em alcançar este importante marco que nos permitirá iniciar a perfuração do importante poço de avaliação Pecan-4A.”

“O objetivo principal do poço será testar a extensão do campo de Pecan. Isso dará uma contribuição valiosa e importante ao otimizar o Plano de Desenvolvimento para o campo e entender o potencial de avaliação mais amplo do bloco.”

A Aker Energy também fechou outros contratos para a campanha de perfuração.

Estes incluem um acordo com a Halliburton Ghana

Limited para suporte de perfuração e serviços de poços e um contrato para projeto e gerenciamento de poços com a Exceed Well Management Ghana.

O diretor executivo da Exceed, Ian Mills, disse: “Temos uma longa história em Gana e investimos no estabelecimento de uma nova joint venture local, a Exceed Well Management Ghana.”

“Estamos ansiosos para apoiar a Aker Energy e seus parceiros e acreditamos que há um potencial significativo para desenvolver a capacidade local de explorar novos campos de águas profundas em Gana.”

A Aker Energy é a operadora do bloco com 50% de participação em parceria com a Lukoil com 38%, a Ghana National Petroleum Corporation com 10% e a Fueltrade com 2%.

PETROBRAS’ domestic oil pro-duction dropped in August for the fourth consecutive month to below 2 million barrels per day, with output affected by programmed maintenance stops at a number of platforms.

The company’s oil output in Brazil fell 4.1% to 1.995 million bpd in August from 2.080 mil-lion bpd in July. It was the first time since March 2013 that Petrobras’ production has dipped below 2 million bpd.

Natural gas production decreased 9.3% to 75.4 million cubic metres per day in August, affected by a temporary inter-ruption to operations at the PMXL-1 platform in the Mexil-hao field for refurbishment work.

Petrobras’ total hydrocar-bons production in Brazil was down 5.2% to 2.467 million boepd in August.

Output in the Campos basin continued to decline in August, falling below 1 million bpd, to 990,830 bpd, the lowest in nearly 17 years.

Petrobras conducted work at two units in the Albacora field, the P-25 semi-submersible plat-form and the P-31 floating pro-duction, storage and offloading vessel, helping to explain the sharp drop in Campos produc-tion last month.

Two FPSOs in the Lula pre-salt field — Cidade de Angra dos Reis and Cidade de Marica — also had maintenance stop-pages.

Output drop at Petrobras

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Benjamin Franklin

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In the picture...

Scenes from the show Photos: FABIO PLAMIGIANI/IBP/MARCOS ANDRE PINTO

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WEDNESDAY 26 SEPTEMBER 2018 / QUARTA-FEIRA 26 DE … · Total fires start gun for Lapa PLSV race Total licita PLSV para Lapa Pages 2&3 Total E&P president Arnaud Breuillac Photo: