Firmo ready to lead IBP into hook-up award on menu · “Carcará Oeste é o compromisso na licença. Acho que levaremos de dois a três meses para que possamos dizer algo sobre os

Peregrino hook-up

award on menu

Hook-up de Peregrino

no radar

Pages 4&5

Equinor Brazil president Anders OpedalPhoto: HARALD PETTERSEN/EQUINOR

NEWSNOTÍCIAS

AT THE SHOW...Conference Program & Parallel Events Page 10&11Rio Oil & Gas provides industry health check Page 11

NA CONFERÊNCIAPrograma da conferência & Eventos Paralelos Página 10&11Rio Oil & Gas baliza saúde da indústria Página 11

Firmo ready to lead IBP into new eraFirmo comanda IBP em nova era da indústria Pages 2&3

Rosneft in new Solimoes driveRosneft perfura no Solimões Page 7

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MONDAY 24 SEPTEMBER 2018 / SEGUNDA-FEIRA 24 DE SETEMBRO 2018 upstreamonline.com

OFFICIAL SHOW DAILY PRODUCED BY

All eyes in Brazil on fifth pre-salt roundTodos de olho na 5a rodada do pré-sal Pages 8&9

ANP targets boost in activityANP incentiva atividades em terra e águas rasas Page 13

Petrobras celebrates pre-salt achievementsPetrobras celebra conquistas do pré-sal Pages 16&17

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 23 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, Monday 24 September 2018 Segunda-Feira 24 Setembro 2018

BRAZILIAN PETROLEUM INSTITUTE

Firmo ready to lead IBP into new era

Mandate: IBP president Jose Firmo Photo: IBP

THE Brazilian Petroleum Institute (IBP) has a significant role to play in raising the quality of debate on energy policy at a time when the country’s oil sector is entering a period of uncertainty, its new president believes.

Jose Firmo, who began his IBP mandate six months ahead of Bra-zil’s scheduled elections, and with the oil sector entering into its own period of transition, sees a new era emerging.

“The IBP has gone through dis-tinct phases in its 60 years of existence. The emphasis was ini-tially on building up technical capacity and credibility, and this was to lay the foundations for migrating towards the second phase, that of advocacy,” Firmo recalls.

Such advocacy was strongly in evidence over the last three years, as the IBP contributed to the debate that led to regulatory reforms, and the results of this are discernible by the promised upsurge in exploration activity, but, with elections approaching, the focus is switching away from advocacy toward communication.

“Our industry is poorly under-stood, and there is a leadership role for the IBP to play in explain-ing our relevance to society and to stakeholders. Our credibility for offering this is rooted in our tech-nical capacity and is essentially an argument about cause and effect,” Firmo says.

Firmo believes the IBP should supply Brazilian society and its future governments with the clearest possible view of the facts, helping to inform the debate on energy strategy and the relevance of the oil industry to that debate.

“This includes our impact on jobs, income and on the social, economic and technological devel-

GARETH CHETWYNDRio de Janeiro

Institute’s new president says organisation plays central role in Brazil’s energy policy debate

Firmo comanda IBP em nova era da indústriaO Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) tem um papel significativo a desempenhar para aumentar a qualidade do debate sobre política energética, numa época em que o setor petrolífero do país está entrando em um período de incertezas, acredita seu novo presidente.

José Firmo, que iniciou seu mandato no IBP seis meses antes das eleições programadas para o Brasil, e com o setor petrolífero entrando em seu próprio período de transição, vê uma nova era emergindo.

“O IBP passou por fases distintas em seus 60 anos de existência. A ênfase foi inicialmente em construir capacidade técnica e credibilidade, e isso foi para estabelecer as bases para a migração para a segunda fase, a de apoio a indústria,” recorda Firmo.

Esse apoio foi fortemente evidenciado nos últimos três anos, pois o IBP contribuiu para o debate que levou a reformas regulatórias, e os resultados disso são discerníveis pelo aumento prometido na atividade

de exploração, mas, com as eleições se aproximando, o foco está mudando para a comunicação.

“Nossa indústria é pouco compreendida e há um papel de liderança para o IBP desempenhar na explicação de nossa relevância para a sociedade e as partes interessadas. Nossa credibilidade para oferecer isso está enraizada em nossa capacidade técnica e é essencialmente um argumento sobre causa e efeito,” Firmo diz.

Firmo acredita que o IBP deve fornecer à sociedade brasileira e aos seus futuros governos a visão mais clara possível dos fatos, ajudando a informar sobre estratégia energética e a relevância da indústria do petróleo para esse debate.

“Isso inclui nosso impacto no emprego, na renda e no desenvolvimento social, econômico e tecnológico do país. Eu gosto de dizer que esse debate vai até o padeiro que vende pão em uma loja de esquina em Macaé,” diz ele.

Um alerta para o Brasil veio com o advento da produção de óleo e gás de xisto na América do Norte, trazendo novas demandas de eficiência em um setor de petróleo brasileiro que é fortemente dominado por atividades em águas profundas.

Firmo diz que a “tecnologia disruptiva” do xisto trouxe entre 6 milhões e 8 milhões de barris de óleo por dia ao mercado a “um custo bastante razoável”.

“O setor brasileiro de águas profundas enfrentou um desafio que simplesmente não existia há 15 anos,” acrescenta ele. Depois, há também a questão “externa” da transição para uma energia mais limpa e a perspectiva de que a demanda por petróleo se estabilize ou caia nas próximas décadas.

Estas são questões estratégicas sobre como uma nação gerencia suas reservas e as transforma em riqueza. “Precisamos decidir se queremos produzir esse óleo durante essa janela de oportunidade quando o valor é mais alto, ou fazemos isso depois e corremos

o risco de que as reservas estratégicas percam valor,” diz Firmo.

Ver as reservas gigantes do pré-sal como uma janela de oportunidade não significa que o Brasil precisa se apegar a um velho mundo de combustíveis fósseis, insiste Firmo.

Com uma matriz energética que é uma das mais limpas dentre as grandes economias, 43% com base em recursos renováveis, ele argumenta que o Brasil tem uma “oportunidade extraordinária” de manter sua liderança no campo de energia mais limpa, com desenvolvimento contínuo de energia eólica e solar, além de continuar trabalhando no desenvolvimento de reservas de gás natural associado.

“O Brasil tem demandas significativas de investimento em áreas como educação, infraestrutura, saúde e segurança pública. Nossa posição sobre isso é que seria mais útil converter as reservas em produção o mais rápido possível,” conclui.

opment of the country. I like to say that this debate goes all the way down to the baker who sells bread in a corner shop in Macae,” he says.

A wake-up call for Brazil came with the advent of shale oil and

gas production in North America, making new demands of effi-ciency on a Brazilian oil sector that is heavily dominated by deep-water activity.

Firmo says the “disruptive tech-nology” of shale has brought

between 6 million and 8 million barrels per day of oil onto the mar-ket at “a quite reasonable cost”.

“The Brazilian deep-water sec-tor has faced a challenge which was simply not there 15 years ago,” he adds. Then there is also the

“external” question of the transi-tion to cleaner energy, and the prospect that demand for oil will stabilise or fall in the coming dec-ades.

These are questions about how a nation manages its reserves and

Show Daily, Monday 24 September 2018 3Segunda-Feira 24 Setembro 2018

Presidential outlookJOSE Firmo is the first IBP presi-dent to hail from the services sec-tor and hopes to bring something new to the table.

Firmo spent 22 years working for Schlumberger in Brazil and moved to drilling contractor Sead-rill four years ago, heading its Bra-zilian operations. Firmo, who began his term as IBP president in April, also served as president of services sector body Abespetro.

“Obviously there has been a steep learning curve for me in this

new position... but I feel I bring a lot of practical experience to the table on questions such as local content,” said Firmo, who advo-cates vocational local content that focuses on sectors where Brazil can be competitive.

“In my opinion, the accelera-tion in activity from recent licens-ing rounds and the prospect of a wave of orders in the next five to seven years presents a golden opportunity for local content,” he added.

Perspectiva do presidenteJOSÉ Firmo é o primeiro presidente do IBP oriundo do setor de serviços e espera trazer algo novo para a mesa.

Firmo passou 22 anos trabalhando para a Schlumberger no Brasil e há quatro anos ingressou na operadora de sondas Seadrill, liderando sua operação no país além de também atuar como presidente da Abespetro. Firmo começou seu mandato como presidente do IBP em abril.

“Obviamente, houve uma curva de aprendizado acentuada para mim neste novo cargo..., mas sinto que trago muita experiência prática para a mesa em questões como conteúdo local,” disse Firmo, que defende o desenvolvimento do que ele chama de conteúdo local vocacional, que se concentra em setores onde o Brasil pode ser competitivo.

“Na minha opinião, a aceleração na atividade de rodadas visto recentemente e a perspectiva de uma onda de encomendas nos próximos cinco a sete anos apresentam uma oportunidade de ouro para o conteúdo local,” acrescentou.

Firmo ready to lead IBP into new era

Mandate: IBP president Jose Firmo Photo: IBP

transforms them into wealth. “We must decide if we want to produce this oil during this window of opportunity when the value is higher, or do so afterwards and run the risk that strategic reserves lose value,” Firmo says.

Viewing the giant pre-salt resources as a window of opportu-nity does not mean Brazil has to cling to an old world of fossil fuels, Firmo insists.

With an energy matrix that is one of the cleanest among big economies - 43% based on renew-able resources - he argues Brazil has an “extraordinary opportu-nity” to maintain its lead in the field of cleaner energy with con-tinued development of wind and solar power, along with electrifi-cation, plus a move toward devel-oping associated gas resources.

“Brazil has significant demands for investment in areas like edu-cation, infrastructure, health and public security. Our own position on this is that it would be more useful to convert reserves into production as quickly as possible,” he concludes.


Equinor perfura em Norte de CarcaráA norueguesa Equinor começou a perfurar o primeiro poço na área do pré-sal de Norte de Carcará, na bacia de Santos, menos de um ano depois de ter conquistado a cobiçada área na segunda rodada do pré-sal.

A empresa iniciou a perfuração do poço Carcará Oeste em 13 de setembro, disse o presidente da Equinor no Brasil, Anders Opedal, usando o navio-sonda West Saturn da Seadrill. A campanha em lâmina d’água de 2.052 metros terá como objetivo depósitos do pré-sal a uma profundidade final de quase 7.000 metros.

“Carcará Oeste é o compromisso na licença. Acho que levaremos de dois a três meses para que possamos dizer algo sobre os resultados,” disse Opedal ao Upstream.

Estima-se que a descoberta de Carcará no Bloco BM-S-8 e a área de Norte de Carcará tenham mais de 2 bilhões de barris de óleo equivalente em volumes recuperáveis. Opedal disse que o novo poço na seção oeste tem como objetivo confirmar os volumes.

A Equinor opera ambos os campos com uma participação de 40% e tem como parceiros a norte-americana ExxonMobil com 40% e a portuguesa Galp Energia com 20%.

Opedal acrescentou que um segundo poço em Norte de Carcará pode estar nos planos para 2019, bem como um par de testes de formação, mas a empresa ainda não tomou uma decisão final.

A West Saturn estava perfurando o poço de Guanxuma no BM-S-8 quando a Equinor recebeu a licença de perfuração do Ibama em 3 de setembro, finalmente permitindo que as operações ocorressem em Norte de Carcará.

O Upstream entende que a Equinor imediatamente desmobilizou a sonda de Guanxuma e a transferiu para Carcará Oeste.

Opedal acrescentou: “Estamos avaliando voltar a Guanxuma mais tarde para executar um teste de formação e também perfurar um poço de avaliação. Nós tivemos uma descoberta em Guanxuma, mas ainda é cedo para falar sobre volumes potenciais.”

“Fizemos um desvio no poço para adquirir mais dados, mas precisamos entendê-lo um pouco melhor. Ainda não sabemos se temos volumes comerciais em Guanxuma. Ainda é cedo para dizer.”

Opedal disse que a Equinor já iniciou estudos pré-FEED com relação a equipamentos submarinos como risers e cabeças de poço a serem instalados em Carcará, já que trabalha para ter o campo em operação em 2023 ou 2024.

“Queremos que a concorrência no setor subsea comece muito cedo, para então passarmos à fase de selecionar uma empresa e trabalhar a partir daí,” disse ele.

A Equinor também está avaliando opções sobre como lidar com os grandes volumes de gás natural em Carcará e avalia o uso de dois dutos da Petrobras - Rota 1 e Rota 2 - como potenciais soluções de exportação, enquanto espera que o governo aprove uma nova lei sobre o tema.

FIELD DEVELOPMENT

Equinor eyes Peregrino platform hook-up award

NORWAY’S Equinor expects to award a key contract by the end of the year for hook-up activities at the third wellhead platform to be installed at the Peregrino heavy oil field in Brazil’s Campos basin.

In an exclusive interview with Upstream, Equinor Brazil presi-dent Anders Opedal said the com-pany recently received commer-cial bids in the tender and hopes to sign a contract, the last piece of the puzzle that will support the second phase of the Peregrino development, around Christmas time.

The $2.4 billion second phase development is targeted by Equinor to start production in 2020 and come in with a breake-ven cost of less than $40 per bar-rel.

“I cannot disclose further infor-mation, but we are assessing all proposals and in the middle of negotiations,” said Opedal.

Upstream understands that contractors such as Norway’s Aker Solutions and UK-headquartered oilfield services giant Wood are

likely to have submitted bids for the hook-up of the WHP-C facility.

The winning bidder will carry out installation, hook-up and commissioning of the wellhead platform that will be installed in the south-west of the field.

The workscope will feature the integration of topsides modules and the hook-up of flowlines and power umbilicals to the Peregrino floating production, storage and offloading vessel.

Dutch player Heerema Marine Contractors is building the jacket at the company’s Vlissingen ship-yard in the Netherlands.

According to Opedal, work on the 9000-tonne unit is in the roll-up phase with physical pro-gress at about 30%.

“We expect the jacket to be completed in August or September 2019, at the time TechnipFMC will begin installing subsea equip-ment in the field. Then the jacket will be transported to Brazil, with delivery scheduled for later that year,” said Opedal. “Once we have the jacket in place, we will begin

lifting the modules around Janu-ary 2020 and then carry out the hook-up shortly after.”

Kiewit Offshore Services is building the topsides at its facility in Texas and work there is approx-imately 80% complete, while Nor-way’s Apply Leirvik is supplying the living quarters module for the new platform.

The jacket will be 135 metres tall, with a footprint of 66 by 53 metres, supporting the Peregrino South-West development.

It will include 12 piles and will be made to support topsides weighing 25,000 tonnes, with pro-duction start-up eyed for late 2020.

Opedal revealed that Equinor is also tendering for a logistics base to support operations in Pere-grino.

“At the moment we are using a base from Brasco in Rio de Janeiro, but we are in the market for a logistics contract. We have not concluded it yet,” he said.

The shallow-water field is cur-rently producing about 70,900 bar-rels per day of oil through the

FABIO PALMIGIANIRio de Janeiro

Contract to be awarded by end of year for installation of third wellhead platform at heavy oil field off Brazil

Equinor licita hook-up de plataforma em PeregrinoA petrolífera norueguesa Equinor espera assinar um importante contrato até o fim do ano para atividades de hook-up da terceira plataforma que será instalada no campo de óleo pesado de Peregrino, na bacia de Campos, no Brasil.

Em uma entrevista exclusiva ao Upstream, o presidente da Equinor Brasil, Anders Opedal, disse que a empresa recebeu recentemente propostas comerciais na licitação e espera assinar o contrato, a última peça do quebra-cabeça que dará suporte a segunda fase do desenvolvimento de Peregrino, na época do Natal.

A segunda fase terá investimentos de US$ 2,4 bilhões, e a Equinor espera iniciar a produção em 2020 a um breakeven inferior a US$ 40 por barril.

“Não posso divulgar mais informações, mas estamos avaliando todas as propostas e no meio das negociações,” disse Opedal.

O Upstream entende que empreiteiras como a norueguesa Aker Solutions e a empresa de serviços petrolíferos Wood provavelmente apresentaram propostas para o serviço de hook-up da WHP-C.

O licitante vencedor realizará a instalação, conexão e comissionamento da plataforma que será instalada na seção sudoeste do campo.

O serviço contará com a integração de módulos topside e a conexão de linhas e umbilicais para o FPSO Peregrino.

A holandesa Heerema Marine Contractors está construindo a jaqueta da plataforma no estaleiro Vlissingen, na Holanda.

De acordo com Opedal, o trabalho na unidade de 9.000 toneladas está na fase de roll-up com progresso físico em cerca de 30%.

“Esperamos que a jaqueta seja concluída em agosto ou setembro de 2019, quando a TechnipFMC começará a instalar os equipamentos submarinos no campo. Depois a jaqueta será transportada para o Brasil, com entrega prevista para o final daquele ano,” afirmou Opedal.

“Assim que tivermos a jaqueta no lugar, começaremos a içar os módulos por volta de janeiro de 2020 e, em seguida, realizaremos o hook-up.”

A Kiewit Offshore Services está construindo os topsides em suas instalações no Texas e o trabalho lá está aproximadamente 80% completo, enquanto a norueguesa Apply Leirvik está fornecendo o módulo de alojamentos para a nova plataforma.

A jaqueta terá 135 metros de altura, com uma área de 66 metros por 53 metros, apoiando o desenvolvimento de Peregrino Sudoeste. Ela incluirá 12 estacas e será feita para suportar topsides com peso de 25.000 toneladas, com início de produção previsto para o final de 2020.

Opedal revelou que a Equinor também está licitando uma base logística para apoiar as operações em Peregrino.

“No momento, estamos usando uma base da Brasco no Rio de Janeiro, mas estamos no mercado para um contrato de logística. Ainda não o concluímos,” acrescentou.

O campo de águas rasas está atualmente produzindo cerca de 70.900 barris de óleo por dia através de duas plataformas - WHP-A e WHP-B - ligadas ao FPSO Peregrino.

Espera-se que a fase dois forneça capacidade adicional para até 60.000 bpd em um momento em que a a produção da fase um estará em declínio, potencialmente aumentando a produção total no campo para perto da capacidade nominal do FPSO de 100.000 bpd.

Inicialmente orçado em US$ 4,3 bilhões, a Equinor conseguiu reduzir os custos do desenvolvimento da segunda fase de Peregrino para cerca de US$ 2,4 bilhões.

Opedal explicou: “Temos uma compreensão muito boa do projeto. Reduzimos nosso breakeven de US$ 70 por barril para menos de US$ 40 por barril. Muitas das economias que obtivemos tiveram a ver com simplificação do deck da plataforma, padronização e melhorias na eficiência da perfuração.”

Ao todo, 21 poços de desenvolvimento, incluindo 15 produtores de óleo e seis injetores de água, serão perfurados na segunda fase e depois conectados ao FPSO Peregrino.

Estima-se que Peregrino Sudoeste tenha 273 milhões de barris de volumes recuperáveis. A Equinor opera o campo com uma participação de 60%, enquanto a chinesa Sinochem detém os 40% restantes.


Carcara West well under wayNORWAY’S Equinor has started drilling the first well in the North of Carcara pre-salt area in the San-tos basin, less than a year after it won the coveted acreage in Bra-zil’s second pre-salt round, writes Fabio Palmigiani.

The Seadrill drillship West Sat-urn spudded the Carcara West wildcat on 13 September in 2052 metres of water, targeting a final depth of nearly 7000 metres.

“Carcara West is the commit-ment well in the licence. I think we will take two to three months before we are able to say some-thing about the results,” Equinor Brazil president Anders Opedal told Upstream.

The maiden Carcara discovery in Block BM-S-8 and the North of Carcara area hold estimated recoverable resources of more than 2 billion barrels of oil equiv-alent.

Opedal said the new well in the western section is aimed at con-firming the volumes.

Equinor operates both fields with a 40% stake, and is partnered by US supermajor ExxonMobil on 40% and Portugal’s Galp Energia on 20%.

Opedal added that a second well at North of Carcara may be on the cards for 2019, as well as a couple of drillstem tests, but no final decision has yet been made.

The West Saturn was drilling a sidetrack well to the Guanxuma discovery in BM-S-8 when Equinor received the drilling permit from federal environmental regulator Ibama on 3 September allowing operations at North of Carcara.

Upstream understands Equinor immediately demobilised the rig from Guanxuma and moved it to spud Carcara West.

Opedal added: “We are evaluat-ing going back to Guanxuma later to run a DST and also drill an appraisal well. We had a discovery at Guanxuma, but it is too early to talk about potential volumes.”

“We drilled a sidetrack well to acquire more data and core the reservoir section, but we need to understand it a little bit better. We still do not know if we have com-mercial volumes at Guanxuma. It is too early to say.”

Opedal said Equinor has already started pre-front-end engineering and design studies regarding sub-sea equipment such as risers and wellheads to be installed at Car-cara, as it works to have the field on stream in either 2023 or 2024.

“We want competition on sub-sea to start very early, so then we can move to the phase of selecting one company and working from there,” he said.

Equinor is also assessing the use of two Petrobras pipelines as potential export solutions while it waits for the government to approve a new law on the matter.

Equinor eyes Peregrino platform hook-up award

Hook-up target: the Peregrino FPSO Photo: OYVIND HAGEN/EQUINOR

WHP-A and WHP-B platforms, tied back to the Peregrino FPSO.

Phase two is expected to pro-vide additional capacity for up to 60,000 bpd at a time when pro-duction from phase one will be declining, potentially boosting overall output at the field closer to the floater’s nominal capacity of 100,000 bpd.

Initially pegged at $4.3 billion, Equinor was able to slash costs of the Peregrino second phase devel-opment to the current $2.4 billion.

Opedal explained: “We have a very good grasp of the project. We have reduced our breakeven costs from $70 per barrel to below $40

per barrel. “A lot of the savings we achieved

had to do with simplification of the platform deck, standardisa-tion and improvements in drilling efficiency.”

In all, 21 development wells, including 15 oil producers and six water injectors, will be drilled in phase two and later linked to the Peregrino FPSO.

Peregrino South-West is esti-mated to hold 273 million barrels of recoverable resources. Equinor holds a 60% operating stake in the field, with China’s Sinochem hold-ing the remaining 40%.

Looking ahead: Equinor Brazil country manager Anders Opedal

Photo: EQUINOR

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Jumbo ganha contrato no BrasilA empreiteira holandesa Jumbo Offshore ganhou um contrato junto a malaia Sapura Energy para realizar serviços de transporte e instalação para um FSRU que irá operar na costa brasileira.

O contrato cobre o transporte e instalação do sistema de ancoragem do FSRU, incluindo risers e umbilicais, bem como gerenciamento de projeto e serviços de engenharia. Os termos financeiros não foram divulgados.

De acordo com a Jumbo, as estruturas serão carregadas em Batam, na Indonésia, e posteriormente transportadas e instaladas no local offshore até o final do ano por um dos navios de carga pesada da empresa - o Fairplayer ou o Jumbo Javelin.

A Sapura Energy tem um contrato de EPC para um duto submarino de 6,5 quilômetros de 18 polegadas de diâmetro que servirá ao projeto do Porto de Sergipe.

O empreendimento contará com um terminal de gás natural liquefeito com capacidade de regaseificação de até 14 milhões de metros cúbicos por dia com um sistema de ancoragem submerso e uma usina termelétrica a gás localizada na costa nordeste do país.

A Celse está investindo no projeto no município de Barra dos Coqueiros, e já assinou um acordo de offtake com a Ocean LNG, uma joint-venture entre a Qatar Petroleum International e a norte-americana ExxonMobil.

A norueguesa Golar LNG foi contratada para fornecer um FSRU dedicado - chamado Golar Nanook - com capacidade de armazenamento de 170.000 metros cúbicos de gás para o projeto de 1,5 gigawatt, que deverá ter um custo total de US$ 1,8 bilhão e entrar em operação em 2020.

OFFSHORE SERVICES

Jumbo wins Sapura job to install Brazil FSRU kit

On the radar: the heavy-lift vessel Jumbo Javelin could be used to transport and install the FSRU

Photo: JUMBO

DUTCH contractor Jumbo Off-shore has won a contract from Malaysia’s Sapura Energy to carry out transportation and installa-tion services for a floating storage and regasification unit that will operate off Brazil.

The contract covers the trans-portation and installation of the FSRU’s mooring system, including risers and umbilicals, as well as project management and engi-neering services. Financial terms were not disclosed.

According to Jumbo, the struc-tures will be loaded in Batam, Indonesia, then transported to and installed at the offshore site by the end of the year by one of its heavy lift cargo vessels, either the Fairplayer or the Jumbo Jave-

lin. Sapura Energy has a contract to carry out engineering, procure-ment and construction of an 18-inch diameter, 6.5-kilometre subsea pipeline that will serve the Port of Sergipe project.

The enterprise will feature a liq-uefied natural gas terminal with regasification capacity of up to 14 million cubic metres per day with a submerged soft yoke mooring system and a gas-fired power plant on Brazil’s north-east coast.

Local power player Celse is investing in the project in the Barra dos Coqueiros municipality, and has already struck an offtake agreement with Ocean LNG, a 70:30 joint venture between Qatar Petroleum International and US supermajor ExxonMobil. Nor-


Dutch contractor to transport unit from Batam, Indonesia to Port of Sergipe project

way’s Golar LNG was contracted to supply a dedicated newbuild FSRU, named Golar Nanook, with storage capacity of 170,000 cubic metres of gas for the 1.5 gigawatt project, which is expected to fea-ture a total cost of $1.8 billion and is due on stream in 2020.


Rosneft perfura no SolimõesA estatal russa Rosneft começou a perfurar um novo poço de exploração onshore na bacia do Solimões.

A nova campanha no Bloco SOL-T-170 começou em 6 de setembro usando a sonda RNB-2, uma das duas unidades heli-transportáveis que a Rosneft adquiriu da PetroRio.

O programa deve durar alguns meses e terá como alvo hidrocarbonetos a uma profundidade final de mais de 3.400 metros.

A Rosneft estreou no Brasil em fevereiro de 2017 com a perfuração do poço Pequi no Bloco SOL-T-195, mas este resultou seco.

A empresa então perfurou o poço Buriti no Bloco SOL-T-169 no início deste ano, detectando traços de gás natural em meados de junho, embora não esteja claro neste momento se encontrou o suficiente para torná-lo uma descoberta comercial.

A Rosneft assumiu a operação e o controle total de 16 blocos na bacia do Solimões, no coração da floresta amazônica, depois que uma operação de farm-in de US$ 55 milhões com a PetroRio foi concluída em 2015.

A empresa devolveu três das 16 licenças no ano passado, incluindo SOL-T-195, depois do fracassado poço Pequi.

Antes de ser renomeada como PetroRio, a HRT Óleo & Gas perfurou um total de 11 poços em sete blocos no Solimões de abril de 2011 a maio de 2013, incluindo os prospectos Norte de São Mateus e Eucalipto no SOL-T-170.

O Upstream entende que a Rosneft planeja perfurar pelo menos mais um poço de exploração no Solimões após o atual, mas ainda não divulgou sua localização.

A Petrobras é atualmente a única produtora no Solimões, produzindo cerca de 19.800 barris de óleo por dia e 14,3 milhões de metros cúbicos de gás por dia de sete campos, sendo a maior parte proveniente de Rio Urucu e Leste do Urucu.

ONSHORE EXPLORATION

Rosneft in new Solimoes drive

RUSSIAN state-controlled Rosneft has started drilling a new onshore exploration well in Brazil’s Soli-moes basin.

The campaign on Block SOL-T-170 began on 6 September using the land rig RNB-2, which is one of two heli-transportable rigs that Rosneft acquired from Brazilian independent PetroRio.

The programme is expected to last a couple of months and will target hydrocarbons at a final depth of more than 3400 metres.

Rosneft debuted in the Brazil-ian arena in February 2017 with the drilling of the Pequi well in Block SOL-T-195, but that probe was dry.

It then drilled the Buriti wildcat in Block SOL-T-169 earlier this year, detecting traces of natural gas in mid-June, though it is unclear if it found enough to make it a commercial discovery.

Rosneft took over operatorship


Russian state-controlled player starts drilling new exploration well in heart of Amazonian rainforest with heli-transportable rig acquired from PetroRio

and full control of 16 blocks in the Solimoes basin, in the heart of the Amazon rainforest, after a $55 million farm-in deal with Pet-roRio was completed in 2015.

The company relinquished three of the 16 licences last year,

including SOL-T-195, after the failed Pequi well.

Before being rebranded as Pet-roRio, HRT Oil & Gas drilled a total of 11 wells in seven blocks in Soli-moes from April 2011 to May 2013, including the Norte de Sao Mateus

and Eucalipto probes in SOL-T-170.Upstream understands that

Rosneft plans to drill at least one more exploration well in Solimoes after the one currently under way, but has yet to disclose its location.

Brazil’s Petrobras is presently

the sole producer in Solimoes, pro-ducing about 19,800 barrels per day of oil and 14.3 million cubic metres per day of gas from seven fields, with the bulk coming from the Rio Urucu and Leste do Urucu gas developments.

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

galp.com/brasil

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RioOil&Gas_2018__196x254.pdf 1 14/09/2018 08:39:36


BRAZIL’S oil and gas in-dustry is getting ready for another high-profile auction later this week

when the government will offer a quartet of pre-salt areas with esti-mated unrisked oil in place vol-umes surpassing 17 billion barrels.

The fifth pre-salt round set for 28 September will be the last under the current administration of Brazilian President Michel Temer as the country prepares for elections in October.

The round follows a period of licensing success for Brazil over the past couple of years in which international oil companies such as supermajors ExxonMobil, BP and Shell have committed to big new investments.

These players have been encour-aged by more investor friendly licence terms, recovery in the broader oil and gas market and perhaps, above all, the enormous potential that is seen in Brazil’s prolific pre-salt play and beyond.

Local contentBrazil took a more pragmatic ap-proach on thorny issues such as local content requirements and sanctioned an aggressive long-term licensing calendar, giving operators predictability on areas to be auctioned off.

Since the implementation of a five-year bid calendar, Brazil’s National Petroleum Agency (ANP) has organised five rounds, raising 21.15 billion reais ($5.2 billion) in signature bonuses with the sale of 68 exploration blocks.

The bulk of the acreage awarded has been in the Campos and San-tos basins.

The ANP now hopes that oil companies will be willing to open their wallets one more time for the offer of the Saturno, Tita, Pau Brasil and South-West of Tar-taruga Verde areas under produc-tion sharing contracts in the fifth pre-salt round.

The goal is to raise another 6.82 billion reais in signature bonuses, with the minimum share of profit oil for the federal government set at 24.82% for Pau Brasil, 17.54% for Saturno, 10.01% for South-West of Tartaruga Verde and 9.53% for Tita.

However, unlike previous pre-salt rounds, Petrobras for the first time has not exercised its prefer-ential bidding rights for the main acreage on offer — Saturno, Tita and Pau Brasil — paving the way for international oil companies to become operators in the prolific play.

“Petrobras can still participate, but to become operator the com-pany will have to submit the win-

EXPLORATION

ning bid. This new dynamic may inject a fresh stimulus to the round,” says ANP director general Decio Oddone.

A total of 12 companies have qualified to bid in the round, including state-controlled Petro-bras, US supermajors ExxonMobil and Chevron, as well as European players Shell, BP, Total, Equinor and Dea.

The list also features Qatar Petroleum International, Colom-bia’s Ecopetrol, China National Offshore Oil Corporation and China National Oil & Gas Explora-tion & Development Corporation.

Of the contenders, only Germa-ny’s Dea so far does not have exploration or production con-tracts in Brazil.

“With elections looming, this may be the last chance to acquire pre-salt acreage in Brazil under existing rules. There is no clear front runner at this point, and nobody knows exactly what the next president will do for the oil

sector,” says a source with an oil company.

Saturno and Tita are expected to be the stars of the round and attract a lot of competition.

The ANP estimates the two structures combined may hold as much as 12.2 billion barrels of oil in place in unrisked resources.

Prize prospectsBoth are characterised by promi-nent four-way closure trap struc-tures, but the Saturno area also includes the adjacent Dione pre-salt prospect, likely carrying a higher prize.

Pau Brasil was offered to inves-tors last October in the third pre-salt round but failed to attract a single bid at that point.

To make the area more attrac-tive, the ANP slashed its signature bonus to a third of its original price.

Nevertheless, Pau Brasil’s prox-imity to the Jupiter discovery in Block BM-S-24 may still raise con-

cerns among operators about another big carbon dioxide-rich gas cap.

The last area on offer — South-West of Tartaruga Verde — is rela-tively small compared to the other three prospects in the Santos basin, but carries significant upside.

The area is unitisable with the Tartaruga Verde (Green Turtle) field already on stream and pro-ducing via the Cidade de Campos dos Goytacazes floating produc-tion, storage and offloading vessel.

South-West of Tartaruga Verde was also snubbed last year, but the area is expected to be taken this time, after the ANP increased the size of the acreage on offer by including four additional oil pros-pects in the frame.

The Rafael, Leonardo, Donatello and Michelangelo prospects were named after the four anthropo-morphic fictional characters in the Teenage Mutant Ninja Turtles cartoon. The four prospects com-

bined add potential for further discoveries in the same play and are estimated to hold unrisked volumes of 1.29 billion barrels of oil in place.

Oddone says the ANP is already working on upcom-ing rounds for 2019 and beyond, regardless of who will be elected the new Brazilian president.

Next year, the ANP plans to host the 16th licensing round fea-turing offshore blocks in the Cam-pos, Santos, Camamu-Almada, Jacuipe and Pernambuco-Paraiba basins, and the sixth pre-salt auc-tion including the Aram, Bumer-angue and Cruzeiro do Sul areas.

Cruzeiro do Sul, a giant car-bonate structure squeezed between the Lula field and Jupi-ter, recently replaced the South-east of Lula-South-Southwest of Jupiter area that was originally to be auctioned off in the sixth pre-salt round.


Four areas on offer featuring an estimated total of 17 billion barrels of crude in latest auction

All eyes in Brazil on fifth pre-salt round

Ready for Round 5: ANP director general Decio Oddone (right) and the Cidade de Campos dos Goytacazes FPSO

Photos: ANP/COSCO


Todos de olho na 5a rodada do pré-salA indústria de petróleo e gás do Brasil está se preparando para outro grande leilão no final desta semana, quando o governo oferecerá um quarteto de áreas do pré-sal com volumes estimados de petróleo não-riscado superiores a 17 bilhões de barris in situ.

A quinta rodada do pré-sal, marcada para 28 de setembro, será a última da atual administração do presidente Michel Temer, à medida que o país se prepara para as eleições de outubro.

A rodada segue um período de sucesso de licenciamento para o Brasil nos últimos dois anos em que companhias petrolíferas internacionais como a ExxonMobil, BP e Shell se comprometeram com grandes novos investimentos.

Essas empresas foram encorajadas por termos de licenciamento mais favoráveis aos investidores, recuperação mais ampla no mercado de petróleo e gás e talvez, acima de tudo, o enorme potencial que é visto na prolífica região do pré-sal no Brasil e além.

O Brasil adotou uma abordagem mais pragmática em questões espinhosas, como os requisitos de conteúdo local, e sancionou um agressivo calendário de licitações de longo prazo, dando às operadoras previsibilidade em áreas a serem leiloadas.

Desde a implementação de um calendário de licitações de cinco anos, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) organizou cinco rodadas, arrecadando R$ 21,15 bilhões (US$ 5,2 bilhões) em bônus de assinatura com a venda de 68 blocos de exploração.

A maior parte da área concedida foi nas bacias de Campos e Santos.A ANP espera agora que as empresas petrolíferas estejam dispostas a abrir suas

carteiras mais uma vez para a oferta das áreas de Saturno, Titã, Pau Brasil e Sudoeste da Tartaruga Verde, sob contratos de partilha de produção na quinta rodada do pré-sal.

A meta é arrecadar mais R$ 6,82 bilhões em bônus de assinatura, com a participação mínima do petróleo para o governo federal em 24,82% para Pau Brasil, 17,54% para Saturno, 10,01% para Sudoeste da Tartaruga Verde e 9,53% para Titã.

No entanto, ao contrário das rodadas anteriores do pré-sal, a Petrobras não exerceu pela primeira vez seus direitos de preferência para as principais áreas em oferta - Saturno, Titã e Pau Brasil - abrindo caminho para que as companhias petrolíferas internacionais possam se tornar operadoras na prolífica província.

“A Petrobras ainda pode participar, mas para se tornar operadora a empresa terá que apresentar o lance vencedor. Essa nova dinâmica pode injetar um novo estímulo à rodada,” afirma o diretor-geral da ANP, Décio Oddone.

Um total de 12 empresas qualificou-se para concorrer na rodada, incluindo a Petrobras, as norte-americanas ExxonMobil e Chevron, assim como as companhias europeias Shell, BP, Total, Equinor e Dea.

A lista também apresenta a Qatar Petroleum International, a colombiana Ecopetrol, e as chinesas China National Offshore Oil Corporation e China National Oil & Gas

Exploration & Development Corporation.Das 12 empresas, apenas a alemã Dea até o momento não

possui contratos de exploração ou produção no Brasil.“Com as eleições se aproximando, essa pode ser a última chance de adquirir áreas do pré-sal

no Brasil sob as regras existentes. Não há um favorito claro nas eleições neste momento, e ninguém sabe exatamente o que o próximo presidente fará pelo setor de petróleo,” diz uma fonte de uma companhia de petróleo.

Saturno e Titã devem ser as estrelas da rodada e atrair muita concorrência.

A ANP estima que as duas estruturas combinadas possam conter até 12,2 bilhões de barris de petróleo in situ em recursos não-riscados.

Ambos são caracterizados por proeminentes altos do embasamento com fechamento bem definido nas quatro direções, mas a área de Saturno também inclui o prospecto de Dione, provavelmente levando a um prêmio maior.

Pau Brasil foi oferecido a investidores em outubro passado na terceira rodada do pré-sal, mas não conseguiu atrair uma única oferta.

Para tornar a área mais atraente, a ANP reduziu seu bônus de assinatura para um terço do seu preço original.

No entanto, a proximidade de Pau Brasil com a descoberta de Júpiter no Bloco BM-S-24 ainda pode levantar preocupações entre

os operadores sobre outra grande estrutura de gás rica em dióxido de carbono.

A última área em oferta - Sudoeste da Tartaruga Verde - é relativamente pequena em

comparação aos outros três prospectos na bacia de Santos, mas possui um upside significativo.

A área é unitizável com o campo da Tartaruga Verde já em operação e produzindo através do FPSO Cidade de

Campos dos Goytacazes.Sudoeste da Tartaruga Verde também foi desprezado

no leilão do ano passado, mas deve ser adquirido desta vez, depois que a ANP aumentou o tamanho da área em oferta

incluindo quatro prospectos adicionais.Os prospectos de Rafael, Leonardo, Donatello e

Michelangelo foram nomeados em homenagem aos quatro personagens fictícios do desenho animado As Tartarugas Ninja. Os quatro prospectos combinados acrescentam potencial para novas descobertas na região e estima-se que tenham volumes não-riscados de 1,29 bilhão de barris de petróleo in situ.

Oddone diz que a ANP já está trabalhando nas próximas rodadas para 2019 e além, independentemente de quem será eleito o novo presidente brasileiro.

No próximo ano, a ANP pretende organizar a 16a rodada de licitação com blocos offshore nas bacias de Campos, Santos, Camamu-Almada, Jacuípe e Pernambuco-Paraíba, e a sexta rodada do pré-sal, incluindo as áreas de Aram, Bumerangue e Cruzeiro do Sul.

Cruzeiro do Sul, uma gigantesca estrutura carbonática localizada entre o campo de Lula e Júpiter, recentemente substituiu a área de Sudeste de Lula-Sul-Sudoeste de Júpiter, que seria originalmente

leiloada na sexta rodada do pré-sal.

All eyes in Brazil on fifth pre-salt round

9:30 — 11.00 Abertura/Opening Auditório/Auditorium José Firmo – Presidente – IBP

11:10 — 12:10 Sessão Plenária/Plenary Session Auditório/Auditorium SP 01: A nova geopolítica do petróleo e gás PS 01: The new geopolitics of oil and gas Moderador/Moderator: Roberto Ardenghy – Cônsul Comercial do Brasil em Nova York Palestrantes/Speakers: Kenneth Medlock III – Diretor sênior do Center for Energy Studies – Baker Institute - Rice University Toril Bosoni – Analista sênior – Agência Internacional de Energia (IEA) Fareed Mohamedi – Assessor sênior – Rapidan Energy GroupAbertura

12:25 — 13:40 Almoço Palestra/Topical Luncheon Os desafios e oportunidades do setor de upstream no mundo em transição energética The Challenges and Opportunities of the Upstream Sector in an Energy Transition World Palestrante/Speaker: Andy Brown – Diretor de Upstream – Shell

14:00 — 16:00 Exploração & Produção/Exploration & Production 201A SE 01: 40 anos da Bacia de Campos: o que vem pela frente SS 01: 40 years of the Campos Basin: what’s ahead Moderador/Moderator: João Carlos de Luca – Sócio fundador – De Luca Energy Consulting Palestrantes/Speakers: Vaney Cunha – Engenheiro de Produção – Petrobras Marcello Augustus Ramos – Gerente de engenharia da área de equipamentos submarinos – Petrobras Ary Gustavo Candido – Geólogo – Petrobras Ednilson Bento Freire – Gerente corporativo de geologia de reservatórios – Petrobras Luiz de Abreu Henrique Neto – Engenheiro de reservatórios – Petrobras Daniel Tiago Muller – Coordenador de integridade e manutenção de poços e sistemas submarinos – Petrobras Daniel Augusto Harres – Gerente de Saúde, Segurança e Meio Ambiente – Petrobras

14:00 — 16:00 Downstream 201B SE 02: Comércio irregular de combustíveis e seus impactos – Programa Combustível Legal SS 02: Irregular trade in fuels and its impacts – Legal Fuel Program Moderador/Moderator: George Vidor – Jornalista – Valor e Jornal do Brasil Palestrante/Speakers: Edson Vismona – Presidente executivo – ETCO - Instituto Brasileiro de Ética Concorrencial Helvio Rebeschini – Diretor de planejamento estratégico e mercado – Plural (Associação Nacional das Distribuidores de Combustíveis, Lubrificantes, Logística e Conveniência) Gabriel Nogueira Dias -- Diretor Magalhães e Dias Advocacia Evandro Gussi – Deputado Federal – Câmara dos Deputados Flávio Oliveira Lucas – Presidente – Assoc dos Juízes Fed do Brasil (Ajufe)

14:00 — 16:00 Gás & Energia/Gas & Energy 201C SE 03: PL 6.407 - Reforma e reestruturação o mercado brasileiro de gás natural: expectativas SS 03: PL 6.047 - Reform and restructuring of the Brazilian natural gas market: expectations Moderador/Moderator: Luiz Costamilan – Secretário executivo de gás natural – IBP Palestrantes/Speakers: Symone Christine de Santana Araújo – Diretora do departamento de gás natural da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – Ministério do Meio Ambiente (MME) Bruno Armbrust – Presidente – Gas Natural Fenosa (CEG) Edvaldo Vianna – Presidente – ABRACE Adriano Pires – Sócio-fundador e Diretor – Centro Brasileiro de Infra Estrutura - CBIE Marcelo Cruz Lopes – Gerente Executivo de Gás Natural – Petrobras

14:00 — 16:00 Gestão da Indústria/Industry Management 202A SE 04: Comunicação: além da imagem da indústria de petróleo e gás SS 04: Communication: beyond the image of the oil and gas industry Moderador/Moderator: Bruno Motta – Gerente Executivo de Comunicação e Marcas – Petrobras Palestrantes/Speakers: Risoletta Miranda – Diretora de Inovação & Digital – FSB Comunicação Ivan Simões Filho – Diretor de Relações Corporativas – Anglo American Márcio Borges — Diretor Geral — WMccann Rio Tiago Afonso – Diretor de Desenvolvimento Comercial e Digital do Grupo Globo

14:00 – 16:00 Tecnologia Digital/ Digital Technology 202B SE 05: Transformação digital no setor de O&G SS 05: Digital transformation in the oil & gas sector Moderador/Moderator: Augusto Borella – Gerente Geral de Transformação Digital — Petrobras Palestrantes/Speakers: Severiano Macedo – Assessor de Transformação Digital – Cisco Simon Cushing – Diretor de Pesquisa, Petróleo e Gás – Gartner Philippe Bize — Líder da Prática de Energia da Accenture Strategy para o Brasil Mauro Andrade – Vice Presidente de Supply Chain – Equinor

16:15 — 17:25 Sessão Plenária /Plenary Session Auditório/Auditorium SP 02: Diversidade de Gênero agregando valor ao negócio PS 02: Gender diversity makes business sense Moderador/Moderator: Ana Zambelli – Membro independente do Conselho Administrativo – Petrobras Palestrantes/Speakers: Doug Pferdehirt – CEO Global – TechnipFMC Ingvil Smines Tybring-Gjedde – Vice Ministra de Petróleo e Energia – Governo da Noruega Elizabeth Schwarze – Vice-presidente de Exploração Global – Chevron Upstream Sophie Zurquiyah – CEO – CGG Márcio Félix – Vice-ministro de Minas e Energia – Governo Federal

17:35 — 18:45 Sessão Plenária /Plenary Session Auditório/Auditorium SP 03: Tempestade ao Mar: Desafios e Oportunidades com a nova especificação para combustíveis marítimos – IMO/2020 PS 03: Sea Storm: Challenges and Opportunities with the new specification for marine fuels – IMO/2020 Moderador/Moderator: Alberto Guimarães – Secretário Executivo de Downstream – IBP Palestrantes/Speakers: Jorge Celestino – Diretor Executivo de Refino e Gás Natural – Petrobras Esa Ramasamy – Diretor Global de Estratégia de Produtos – S&P Global Platts

10 Monday 24 September 2018Segunda-Feira 24 Setembro 2018

Segunda-Feira Programa da conferênciaMonday Conference Program

Monday 24 September 2018 Segunda-Feira 24 Setembro 2018 11

Eventos ParalelosParallel EventsFree events being held on Monday 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

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IMAGEM DOMAPA DE BOLSO

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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

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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

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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

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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

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Rio Oil & Gas baliza saúde da indústriaA Rio Oil & Gas é muitas vezes vista como o melhor local para medir a saúde da indústria petrolífera brasileira e, com o aumento da atividade de rodadas visto nos últimos dois anos, o tema da recuperação está emergindo como o tema não-oficial do evento deste ano.

Espera-se que o número de visitantes seja de cerca de 40.000 pessoas e que grandes empresas de petróleo participem da exposição de uma maneira nunca vista desde os dias pré-crise, observam os organizadores.

“No início de 2018, consideramos que seria apropriado trazer esta

visão da recuperação do setor e isto provou ser inteiramente justificado. Esta será uma Rio Oil & Gas vibrante, com a participação de todas as grandes empresas petrolíferas, dobrando o número de sessões plenárias e um crescimento geral de 20% comparado ao último evento,” disse o presidente do IBP, José Firmo.

O fórum do congresso da Rio Oil & Gas cresceu ainda mais, com a promessa de apresentação de mais de 1.000 trabalhos.

Este aumento é parcialmente explicado pelo contínuo crescimento de eventos paralelos de qualidade. A Rio Oil & Gas incluirá 10 eventos

paralelos abordando temas como tecnologia, sustentabilidade e saúde e segurança, juntamente com o surgimento de novos líderes do setor e incluirá fóruns dedicados sobre tópicos incluindo os setores de downstream e onshore, além de descomissionamento e certificação.

“Os congressos de petróleo e gás são produtos que precisam crescer e inovar, e é isso o que tem sido feito com a Rio Oil & Gas, permitindo que a experiência se torne customizada. Diferentes visitantes podem ter experiências completamente diferentes, dependendo do que querem tirar da Rio Oil & Gas,” afirma ele.

Delegates listen to an event at Rio Oil & Gas 2016 Photo: AGENCIA PONTO/IBP

Rio Oil & Gas provides an industry health check

Rio Oil & Gas is often seen as the best place to gauge the health of the Brazilian oil industry and, with the surge

in licensing activity that has been seen over the last two years, the topic of recovery is emerging as the unofficial theme of this year’s event.

The number of visitors is expected to be about 40,000 and big oil companies will be participating in the exhibition in a manner not seen since pre-crisis days, the organisers note.

“At the start of 2018, we took the view that it would be appropriate to bring this vision of the recovery of the sector and this has proven to be entirely justified. This will be a vibrant Rio Oil & Gas, with participation by all the big oil companies, a doubling in the number of plenary sessions and overall growth of 20% compared to the last event,” said IBP president Jose Firmo.

The Rio Oil & Gas congress forum has grown even more, with the promised presentation of more than 1000 papers.

This increase is partly explained by the continued growth of quality fringe events. Rio Oil & Gas will include 10 parallel events taking in themes such as technology, sustainability and health and safety, along with the emergence of new industry leaders, while including dedicated forums on topics including the downstream and onshore sectors, plus decommissioning and certification.

“Oil and gas shows are products that must grow and innovate, and that is what has been done with Rio Oil & Gas, allowing the experience to become tailor-made. Different visitors could have completely different experiences, depending on what they want to take from Rio Oil & Gas,” Firmo said.

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BRAZIL

ANP targets boost in activity

On location: the PCR-01 fixed platform in the shallow-water Curima field in Brazil’s Ceara basin Photo: PETROBRAS

THE Brazilian National Petroleum Agency (ANP) has approved a series of measures intended to encourage onshore and shal-low-water activity in the country.

The ANP ruled that Petrobras will be given 90 days to request contract extensions for onshore and shallow-water fields where it intends to continue investments and development work.

In cases where Petrobras shows no interest in securing contract extensions, the regulator will take administrative steps to have such areas relinquished by the oil giant.

The actions are aimed at pro-moting more investment in onshore and shallow-water fields, where output has been decreasing on a yearly basis as Petrobras shifts its resources to deep-water pre-salt developments.

The ANP also aims to increase competitiveness in the sector and attract new players to Brazil.

Petrobras is already in the pro-cess of trying to divest a number of onshore and shallow-water fields off Brazil, but the ANP wants the company to do more.

The shallow-water fields on sale include areas that are part of the Ceara cluster off the country’s north-eastern coast.

The Ceara fields on offer are Espada, Curima, Xareu and Atum, which produce from 66 wells linked to nine fixed platforms in


Regulator looks to increase interest in Brazil’s onshore and shallow-water oil and gas areas

water depths ranging from 30 to 50 metres.

For fields where Petrobras applies for contract extensions, the company will need to submit their respective development plans featuring new investments in a bid to resume hydrocarbons production.

The ANP also intends to launch a public consultation process next month to collect contributions, data and information about the need to debottleneck the natural gas industry in Brazil.

The aim is to establish rules and guidelines for access to pipelines, gas treatment facilities and lique-fied natural gas regasification ter-minals, as well as to ensure trans-parency in transactions between interested parties.

The proposed changes are key for the development of some gas-sier fields, including Carcara and Pao de Acucar, operated by Nor-way’s Equinor, and Gato do Mato, operated by Anglo-Dutch super-major Shell.

ANP incentiva atividades em terra e águas rasasA Agência Nacional do Petróleo (ANP) aprovou uma série de medidas que visam estimular a atividade em terra e águas rasas no país.

A ANP determinou que a Petrobras terá 90 dias para solicitar extensões de contrato para campos em terra e águas rasas onde a companhia pretenda continuar com investimentos e trabalho de desenvolvimento.

Nos casos em que a Petrobras não demonstrar interesse em obter prorrogações de contrato, o regulador tomará medidas administrativas para que essas áreas sejam devolvidas pela estatal.

As ações visam promover mais investimentos em campos em terra e águas rasas, onde a produção vem diminuindo anualmente, à medida que a Petrobras transfere seus recursos para o desenvolvimento do pré-sal em águas profundas.

A ANP também visa aumentar a competitividade do setor e atrair novos players para o Brasil.

A Petrobras já tem em andamento um processo de desinvestimento para inúmeros campos em terra e águas rasas no Brasil, mas a ANP quer que a empresa faça mais.

Os campos de águas rasas à venda incluem áreas que fazem parte do cluster do Ceará ao longo da costa nordeste do país, entre outros.

Os campos do Ceará oferecidos são Espada, Curimã, Xaréu e Atum, que produzem de 66 poços ligados a nove plataformas fixas em lâmina d’água de 30 a 50 metros.

Para os campos em que a Petrobras solicitar a extensão de contratos, a empresa precisará apresentar seus respectivos planos de desenvolvimento, apresentando novos investimentos em uma tentativa de retomar a produção de hidrocarbonetos.

A ANP também pretende lançar no próximo mês um processo de tomada pública de contribuições para coletar dados e informações de agentes de mercado sobre a necessidade de desverticalização do setor de gás natural no Brasil.

A ideia é estabelecer regras e diretrizes para o acesso a gasodutos, instalações de tratamento de gás e terminais de regaseificação de gás natural liquefeito, bem como garantir transparência nas transações comerciais entre as partes interessadas.

As mudanças propostas são cruciais para o desenvolvimento de alguns campos onde há grande quantidade de gás, incluindo Carcará e Pão de Açúcar, operados pela norueguesa Equinor, e Gato do Mato, operado pela anglo-holandesa Shell.


ExxonMobil e Chevron em iniciativa climáticaAS norte-americanas ExxonMobil e Chevron vão se unir à Petrobras e outras companhias petrolíferas internacionais na Oil & Gas Climate Initiative (OGCI), somando-se a uma lista de pesos pesados da indústria que já se comprometeram a ajudar a combater as mudanças climáticas.

A Occidental Petroleum fez o mesmo, criando-se um trio de empresas norte-americanas a se juntar a um grupo que já possuía as europeias Shell, Eni, Total e outras.

A OGCI informou que os três novos participantes vão se juntar ao grupo a partir desta semana, acrescentando que o trio representa 5% de toda a produção global de petróleo e gás. “Com estas adições, os membros da OGCI representam agora cerca de 30% da produção global de petróleo e gás e fornecem perto de 20% do consumo global de energia primária,” disse a OGCI.

“As 13 empresas-membro representam regiões

incluindo China, Oriente Médio, América Latina, Europa e agora os EUA, ampliando o alcance global da OGCI e fazendo o esforço colaborativo de seus membros em apoio ao Acordo de Paris, uma ação global significativa”.

“Os novos membros da OGCI estão alinhados com as metas coletivas da OGCI, incluindo o reconhecimento e apoio ao Acordo de Paris e relatórios coletivos, além de reforçar a capacidade dos programas de trabalho da OGCI”.

“Além disso, cada um comprometerá US$ 100 milhões com o fundo OGCI Climate Investments”.

O presidente da ExxonMobil, Darren Woods, disse: “Os esforços coletivos de muitos no setor de energia e na sociedade para desenvolver soluções escalonáveis e acessíveis serão necessários para enfrentar os riscos da mudança climática. Nossa missão é fornecer energia para a vida moderna e melhorar os padrões de vida em todo o

mundo, minimizando os impactos no meio ambiente”.“Este desafio duplo é uma das questões mais

importantes que a sociedade e a nossa empresa enfrentam”. O presidente da Chevron, Mike Wirth, acrescentou: “Estamos satisfeitos por nos juntarmos à OGCI para trabalhar de forma construtiva na abordagem dos riscos da mudança climática”.

A presidente da Oxy, Vicki Hollub, comentou: “A inovação e a colaboração da indústria têm um papel fundamental a desempenhar na abordagem da mudança climática, e a Occidental está entusiasmada em se unir aos esforços da OGCI para criar um mundo com menos emissões”.

Juntamente com os novos participantes, a OGCI agora compreende a Shell, BP, Total, Eni, Repsol, Equinor, Petrobras, Pemex, China National Petroleum Corporation e Saudi Aramco.

Noble compra jack-upA Noble Corporation fechou um acordo de US$ 93,75 milhões com a PaxOcean Group para comprar uma nova sonda de perfuração do tipo jack-up modelo Gusto MSC CJ46.

A operadora de sondas irá nomear a unidade, que foi construída no estaleiro PaxOcean Batam, na Indonésia, como Noble Johnny Whitstine.

A Noble também tem a opção de comprar uma segunda jack-up do estaleiro.

Os trabalhos no contrato devem começar no início de 2019 e durar três anos, com opção de um ano, informou a Noble.

“Com nossa frota de jack-ups premium totalmente ocupada até o final de 2018, e com mais evidências de aumento da demanda em 2019, continuamos focados em oportunidades de crescimento que reforçam nossa posição competitiva,” disse a presidente da Noble, Julie Robertson.

A sonda é projetada para ambientes moderados e pode trabalhar em lâmina d’água de até 375 pés e perfurar poços até 30.000 pés.

Analistas da Evercore ISI sugeriram que a Noble provavelmente pretende colocar a sonda para trabalhar no Oriente Médio, acrescentando que a região “continua a impulsionar a atividade global de contratação de jack-ups... respondendo por um quarto de todos os contratos de jack-ups no ano.”

DRILLING contractor Noble Corporation has agreed a $93.75 million deal with PaxOcean Group to buy a new Gusto MSC CJ46 jack-up rig, writes Kathrine Schmidt.

The driller will name the unit, which was built at the PaxOcean Batam yard in Indo-nesia, the Noble Johnny Whit-stine.

Noble also has an option to pick up a second similar rig from the yard.

Work for the contract is due to start in early 2019 and run for three years, with a one-year option, Noble said.

“With our premium jack-up rig fleet fully committed through late-2018, and further evidence of rising jack-up demand into 2019, we remain focused on growth opportuni-ties that reinforce our compet-itive position,” Noble chief executive Julie Robertson said.

The rig is designed for mod-erate environments, and can work in water depths of up to 375 feet (114 metres) and drill wells down to 30,000 feet.

Analysts at Evercore ISI sug-gested Noble would likely aim to put the rig to work in the Middle East, adding that the region “continues to drive global jack-up contracting activity... accounting for a quarter of all jack-up contracts year-to-date but more than 60% of all term contracts due to operators preference for mul-ti-year contracts.”

Noble in swoop for jack-up

ENVIRONMENT

ExxonMobil and Chevron join climate initiative

Action: ExxonMobil chief executive Darren Woods Photo: AP/SCANPIX

US supermajors ExxonMobil and Chevron are to join Brazil’s Petro-bras and other international oil companies in the Oil & Gas Cli-mate Initiative (OGCI), adding to a list of industry heavyweights that have already committed to the group to help tackle climate change.

Occidental Petroleum has also joined, making it a trio of US oil giants to join a group already con-taining European supermajors Shell, Eni, Total and others.

London-based OGCI said the three new entrants will join the group as of this week, adding that the trio represents 5% of all global oil and gas production. “With

these additions, OGCI members now represent around 30% of global oil and gas production and supply close to 20% of global pri-mary energy consumption,” OGCI said.

“The 13 member companies rep-resent regions including China, the Middle East, Latin America, Europe and now the US, widening OGCI’s global reach and making its members’ collaborative effort in support of the Paris Agreement, a significant global action.

“The new OGCI members are aligned with the OGCI collective goals, including recognition and support of the Paris Agreement and collective reporting; they will

also reinforce the capacity of OGCI’s work programmes.

“In addition, each will commit $100 million to the OGCI Climate Investments fund.”

ExxonMobil chief executive Darren Woods said: “It will take the collective efforts of many in the energy industry and society to develop scaleable, affordable solu-tions that will be needed to address the risks of climate change. Our mission is to supply energy for modern life and improve living standards around the world while minimising impacts on the environment.

“This dual challenge is one of the most important issues facing

society and our company.” Woods’ counterpart at Chevron, Mike Wirth, added: “We are pleased to be joining OGCI to work construc-tively on addressing the risks of climate change.”

Oxy chief executive Vicki Hol-lub commented: “Industry inno-vation and collaboration have a critical role to play in addressing climate change, and Occidental is excited to join OGCI’s efforts to create a lower-emissions world.

Along with the new entrants, the OGCI now comprises Shell, BP, Total, Eni, Repsol, Equinor, Petro-bras, Pemex, China National Petroleum Corporation and Saudi Aramco.

EOIN O’CINNEIDELondon

US supermajors help strengthen OGCI group’s drive to help combat global warming


SOUTH AMERICA

Explorers target trio in bid to match Liza riches

On call: Total is in talks to use the drillship Ensco DS-9 off French Guiana Photo: ENSCO

OFFSHORE drilling activity is expected to increase in the region spanning Guyana, Suriname and French Guiana next year, with oil companies reported to be stepping up their market consultations ahead of planned rig charters.

Anglo-Irish independent Tullow Oil and Spanish major Repsol have been sounding out the market in the search for a rig that will support their respective plans to drill off Guyana in the third quarter of 2019, with some suggestions that a rig-share may be on the cards.

Repsol plans to drill on the Kanuku block, boosted by a farm-in transaction earlier this year that gave French supermajor Total a stake in the area.

Repsol exploration leaders see prospectivity for medium-sized discoveries up-dip from the trends that resulted in ExxonMobil’s giant Liza discovery.

Tullow is keen on spudding a well on the Orinduik block after shooting 3D seismic there last year, in pursuit of more than 1 bil-lion barrels of oil equivalent in potential resources indicated by seismic data, according to Lon-don-listed partner Eco Atlantic Oil & Gas.

Eco recently farmed out a 25% stake in the block to Total.

Across the border in Suriname, Kosmos Energy in understood to be just one week away from reach-ing the target zone with its Pon-toenoe wildcat.

Kosmos reported a dry well in June at Anapai, a Lower Creta-ceous prospect on Block 45, and moved the drillship Ensco DS-12 to Pontoenoe, the first of up to three prospects in Block 42.

Pontoenoe is said to be a similar play type to ExxonMobil’s Turbot and Longtail discoveries around 70 kilometres west in Guyana.

Apache Oil is also said to be in the market for a rig to drill on Block 58 in Suriname, which lies adjacent to ExxonMobil’s prolific Stabroek block where Liza is located, about 48 kilometres from the supermajor’s Turbot find.

Over the border in French Gui-ana, Total is in advanced negotia-tions with drilling contractor Ensco to use the drillship DS-9 to spud its Nasua wildcat before moving the rig on to drill in Brazil at the Lapa field.


Players set out drilling plans for more prospects in Guyana, Suriname and French Guiana

Empresas planejam poços nas Guianas e em SurinameESTIMA-SE que a atividade de perfuração marítima aumente na região abrangendo a Guiana, Suriname e Guiana Francesa em 2019, com as empresas petrolíferas informando que estão intensificando suas consultas de mercado para o afretamento de sondas.

A anglo-irlandesa Tullow Oil e a espanhola Repsol têm analisado o mercado em busca de uma sonda que apoie seus respectivos planos de explorar a Guiana no terceiro trimestre de 2019, com algumas sugestões de que um acordo compartilhado pode estar em jogo.

A Repsol planeja perfurar no bloco Kanuku, impulsionada por uma operação de farm-in que deu à francesa Total uma participação na área no início deste ano.

Os líderes de exploração da Repsol veem a possibilidade de descobertas de médio porte de trends que resultaram na descoberta gigante de Liza da norte-americana ExxonMobil.

A Tullow está interessada em perfurar um poço no bloco Orinduik, depois de adquirir sísmica 3D na região em 2017, em busca de mais de 1 bilhão de barris de óleo equivalente em volumes potenciais, de acordo com a parceira Eco (Atlantic) Oil & Gas.

A Eco recentemente vendeu uma participação de 25% no bloco para a Total.

Do outro lado da fronteira, no Suriname, a Kosmos Energy estaria a apenas uma semana de chegar à zona-alvo com a perfuração do poço Pontoenoe.

A empresa relatou um poço seco em junho em Anapai, um prospecto do Cretáceo Inferior no Bloco 45, e moveu o navio-sonda Ensco DS-12 para Pontoenoe, o primeiro de até três prospectos independentes no Bloco 42.

Pontoenoe estaria no mesmo trend das descobertas de Turbot e Longtail da ExxonMobil, localizadas a cerca de 70 quilômetros a oeste em Guiana.

A Apache Oil também está no mercado buscando uma sonda para perfurar o Bloco 58 no Suriname, que fica ao lado do prolífico bloco Stabroek da ExxonMobil, onde está localizada a descoberta de Liza.

Já na Guiana Francesa, a Total está em negociações avançadas com a Ensco para afretar o navio sonda Ensco DS-9 para perfurar o poço Nasua, e depois mover a sonda para o Brasil para perfurar no campo do pré-sal de Lapa.

Alvopetro contrata planta de gásA Alvopetro assinou um contrato para a construção de uma planta de tratamento de gás natural para servir o campo onshore de Caburé na bacia do Recôncavo.

A Enerflex venceu um contrato de 10 anos para construir, operar e manter a planta, que utilizará uma unidade de refrigeração mecânica como principal elemento de processamento.

A planta, que será instalada no estado da Bahia, está programada para começar o comissionamento em novembro de 2019 e estar operacional até o final desse ano.

“Nas próximas semanas, esperamos assinar o contrato para a construção do gasoduto de 11 quilômetros de Caburé até a planta,” disse a Alvopetro.

O projeto também contará com o ativo Gomo, incluindo um gasoduto de oito quilômetros a ser construído em 2019.

Tanto Caburé quanto Gomo são estimados em 5,7 milhões de barris de óleo equivalente em reservas provadas e prováveis.

O contrato para a instalação da planta de gás ocorre um mês após a Alvopetro celebrar um contrato de venda de longo prazo com a Bahiagás para volumes em Caburé.

O acordo, previsto para começar em janeiro de 2020, cobre um volume firme para 150.000 metros cúbicos de gás por dia.

CALGARY-BASED independent Alvopetro has awarded a con-tract for the construction of a natural gas treatment facility to serve it Cabure onshore field in Brazil’s Reconcavo basin, writes Fabio Palmigiani.

Enerflex won a 10-year con-tract to build, own, operate and maintain the plant, which will use a mechanical refrigeration unit as the main processing element.

The facility in Bahia state is scheduled to begin commis-sioning in November 2019 and be operational by the end of that year.

“Over the next few weeks, we expect to award the turn-key contract for the construc-tion of the 11-kilometre trans-fer pipeline from Cabure to the facility,” Alvopetro said.

The project will also feature the nearby Gomo asset, includ-ing an eight-kilometre pipeline to be built in 2019.

Both Cabure and Gomo are estimated to hold 5.7 million barrels of oil equivalent in proven and probable reserves.

The contract for the gas treatment facility takes place a month after Alvopetro struck a long-term sales agreement with local power provider Bahiagas for volumes at Cabure.

The deal, set to begin in Jan-uary 2020, covers a firm agree-ment for 150,000 cubic metres per day of gas.

Cabure role for Alvopetro

Liza


Santos basin ramp-up to offset Campos dropPETROBRAS output is set to increase production in Brazil over the next couple of years as the simultaneous ramp-up on a clutch of big Santos basin units will more than compensate for decline in the Campos basin, writes Gareth Chetwynd.

The company has broadly managed to stick to revised construction schedules for the “replica” floating production, storage and offloading vessels and the four converted FPSOs destined for the Buzios development, although there have been one or two hitches in the final commissioning phases.

The P-67 FPSO, on view in Rio de Janeiro’s Guanabara Bay since it completed its voyage from China, was scheduled to begin production between October and December but this has been pushed back to early 2019 due, Upstream understands, to the

identification of a defect in the flare tower. Similarly, the P-68 is not going to achieve first oil in 2018, as targeted, as the Jurong Aracruz shipyard has had to cope with heavy carry over from the hull construction project.

The P-68 will be located on the Berbigao field, where it will also be tied into the southwestern section of the Sururu field.

The P-76 is expected to leave the Techint integration yard in Pontal de Parana, but is unlikely to receive first oil on the Buzios field before the end of the year.

The first of the Buzios floaters, the P-74, started production in April following integration and commissioning work by EBR, a joint venture between Setal O&G and Japan’s Toyo.

Production has been limited to one well

until now but commissioning of the gas compression system was only concluded in late September, meaning ramp-up can now begin in earnest.

The P-70 and the P-77 will enter into production on the Atapu and Buzios fields in the first half of 2019.

Further down the line, Chinese yard CIMC Raffles is in charge of building the hull for the P-71. Upstream understands that Jurong Aracruz will be responsible for supply and integration of topsides modules for this unit, representing a vote of confidence for the company’s yard in Espirito Santo, Brazil.

The P-71 was pencilled in to start producing on the main Sururu field after 2022, although there have been some technical questions about the permeability of the reservoir in this section of the field.

DECLINING production costs and faster output ramp-ups were among the gains on show as

Petrobras celebrated 10 years of production in Brazil’s pre-salt province earlier this month.

One of the latest showpieces in

the pre-salt development push, the P-66 floating production, stor-age and offloading vessel on the Lula field, took just 11 months to reach peak production.

Such achievements reflect Petrobras’s growing experience on the Santos basin fields where the

ultra-deep waters, a powerful ocean swell and deep-buried car-bonate reservoirs are among the challenges.

“The first well to reach the pre-salt, called Paraty, took 15 months and cost $240 million. It was still taking 300 days to drill and com-

plete wells in 2010, but it takes a third of that time now,” said Joel-son Falcao Mendes, Petrobras’s executive manger for ultra-deep-water production.

Mendes, who was speaking to reporters during a recent visit to the P-66, said this first pur-

PRE-SALT

pose-built FPSO is producing at peak capacity with just seven wells wells connected, which compares to 18 to 20 on a typical Campos basin unit.

The P-66 is set to reach the last milestone on its ramp-up in Octo-ber when natural gas will start flowing into the offshore pipeline system that uses the Mexilhao fixed platform as a hub.

Even before starting up the gas export system, 97% of the associ-ated gas flowing to the P-66 was being compressed and either re-injected or used by the FPSO’s power generation system.

“There are strict rules against flaring. In the case of the P-66 we will also strip out the CO2 contam-inants, using WAG (water alter-nating gas) re-injection,” Mendes said.

Lula is currently Brazil’s biggest producer, averaging 879,000 bar-rels per day of oil, but it is set for more growth.

Sitting within easy sight of the P-66 is the P-69 FPSO, the latest addition to the fleet of FPSOs deployed on the Lula-Cernambi

Petrobras celebrates pre-salt achievements


P-66 FPSO the latest showpiece in state-controlled player’s drive to continue to exploit resource province after 10 years of production


Petrobras celebra conquistas do pré-salO declínio dos custos de produção e a aceleração do ramp-up de produção estiveram entre os ganhos mostrados pela Petrobras em sua comemoração de 10 anos do início da produção na província do pré-sal no início deste mês.

Uma das mais recentes demonstrações do impulso ao desenvolvimento do pré-sal, o FPSO P-66 no campo de Lula, demorou apenas 11 meses para alcançar o pico de produção.

Essas conquistas refletem a crescente experiência da Petrobras nos campos da bacia de Santos, onde as águas ultra-profundas e reservatórios carbonáticos profundos estão entre os principais desafios.

“O primeiro poço a chegar ao pré-sal, chamado Paraty, levou 15 meses e custou US$ 240 milhões. Ainda levava 300 dias para perfurar e concluir poços em 2010, mas demora um terço desse tempo agora,” disse Joelson Falcão Mendes, gerente executivo da Petrobras para produção em águas ultra-profundas.

Mendes, que estava falando com repórteres durante uma recente visita à P-66, disse que o FPSO está produzindo na capacidade máxima com apenas sete poços conectados, o que se compara a um número entre 18 e 20 em uma unidade típica da bacia de Campos.

A P-66 está programada para alcançar o último marco em seu ramp-up em outubro, quando gás natural começará a fluir para o sistema de dutos offshore que usa a plataforma fixa de Mexilhão como um hub.

Mesmo antes de iniciar o sistema de exportação de gás, 97% do gás associado que flui para a P-66 estava sendo comprimido e reinjetado ou usado pelo sistema de geração de energia do FPSO.

“Existem regras contra a queima. No caso da P-66, também removeremos os contaminantes de dióxido de carbono, usando a reinjeção alternada de água e gás natural,” disse Mendes.

Lula é atualmente o maior campo produtor do Brasil, com uma média de 879.000 barris de petróleo por dia, mas está preparado para mais crescimento.

À vista da P-66 está a P-69, a mais recente adição à frota de FPSOs implantados no empreendimento Lula-Cernambi. Assim como a P-66, a P-69 concluiu recentemente sua integração e comissionamento no estaleiro BrasFels e deverá produzir o primeiro óleo em outubro. Os gerentes da Petrobras estão confiantes de que o rápido avanço pode ser repetido com a P-69.

A oitava unidade de produção de Lula, o FPSO P-67, efetivamente concluirá a primeira fase de desenvolvimento de um campo que foi descoberto em 2006.

A Petrobras está prestes a iniciar a instalação de outra grande unidade, o FPSO P-75, que chegou à sua localização no campo de Búzios no final de agosto.

Na bacia de Campos, o FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes também está no meio do seu ramp-up e mais quatro unidades chegarão ao final do ano.

Essa enxurrada de novas unidades reflete, em parte, o fato de algumas terem ficado aquém de seus cronogramas originais.

A estratégia original de contratação colocou várias encomendas para os cascos e módulos topside localmente, mas uma mistura de inexperiência, corrupção e má gestão prejudicou o desempenho dos principais contratantes.

A Petrobras acabou por recontratar grande parte do trabalho de fabricação e integração em estaleiros chineses e tentou compensar o tempo perdido impulsionando a perfuração - na medida em que os atrasos de licenciamento ambiental permitem – e o trabalho de instalação de amarração.

A Petrobras alcançou o primeiro óleo em Lula depois de apenas quatro anos, e o desenvolvimento mais amplo de Lula-Cernambi deverá atingir um pico de produção de cerca de 1,1 milhão de bpd no ano que vem, quando a P-67 entrar em operação.

“Isso é uma conquista, considerando os desafios,” disse Mendes.Os custos de extração do pré-sal da bacia de Santos até agora caíram para menos de

US$ 7 por barril e devem chegar a US$ 5, acrescenta Mendes.Parte da razão para esta contínua queda é o fato de que várias unidades próprias da

Petrobras estão entrando em produção. Elas têm custos operacionais mais baixos do que as unidades afretadas.

O executivo da Petrobras disse que a trajetória dos custos de extração também dependerá do ramp-up e a renegociação do acordo da cessão onerosa de 2010 que dá direito à Petrobras de produzir 5 bilhões de barris de óleo equivalente.

Uma década desde o primeiro óleo no campo de Jubarte, a Petrobras está produzindo 1,5 milhão de bpd no pré-sal com 21 unidades em operação. Um total de 133 poços foram perfurados, dos quais 90 estão atualmente conectados e 50 são produtores.

Os poços do pré-sal estão produzindo atualmente uma média de 27.000 barris de óleo equivalente por dia, impulsionados pelos recentes poços nos campos de Búzios e Mero.

“Nossos resultados no pré-sal evoluíram de um ciclo de aprendizado e de uma cultura de inovação que vai para o coração da empresa,” disse a diretora de exploração e produção da Petrobras, Solange Guedes.

Produção em Santos compensa declínio em CamposA produção da Petrobras deve aumentar a produção no Brasil nos próximos dois anos, à medida que o ramp-up simultâneo em uma grande quantidade de unidades na bacia de Santos mais do que compensará o declínio na bacia de Campos.

A empresa conseguiu manter os cronogramas de construção revisados para os FPSOs replicantes e os quatro FPSOs convertidos destinados ao desenvolvimento de Búzios, embora tenha havido um ou dois problemas nas fases finais de comissionamento.

O FPSO P-67, atualmente na Baía de Guanabara desde que concluiu sua viagem da China, estava programado para começar a produção entre outubro e dezembro, mas foi adiado para o início de 2019 para a identificação de um defeito na torre do flare.

Da mesma forma, a P-68 não alcançará o primeiro óleo em 2018, já que o estaleiro Jurong Aracruz teve que lidar com grande atividade de carry-over do projeto de construção do casco.

A P-68 estará localizada no campo de Berbigão, e também irá produzir da seção sudoeste do campo de Sururu.

A P-76 deve sair do estaleiro da Techint em Pontal de Paraná, mas é improvável que receba o primeiro óleo no campo de Búzios antes do final do ano.

O primeiro dos FPSOs de Búzios, a P-74, iniciou a produção em abril, depois da integração e do trabalho de comissionamento da EBR, uma joint venture entre a Setal O & G e a japonesa Toyo.

A produção está sendo limitada a um poço até agora, mas o comissionamento do sistema de compressão de gás só foi concluído no final de setembro, o que significa que o ramp-up pode agora começar.

A P-70 e a P-77 entrarão em produção nos campos de Atapu e Búzios, respectivamente, no primeiro semestre de 2019.

Já o estaleiro chinês CIMC Raffles é responsável pela construção do casco da P-71.O Upstream entende que a Jurong Aracruz será responsável pelo fornecimento e

integração de módulos topsides para esta unidade, representando um voto de confiança para o estaleiro da empresa no Espírito Santo.

A P-71 foi programada para começar a produzir no campo de Sururu após 2022, embora tenha havido algumas questões técnicas sobre a permeabilidade do reservatório nesta seção do campo.

Driving force: the P-66 FPSO (left) in the Santos basin and (above), Petrobras executive manger for ultra-deepwater production Joelson Falcao Mendes Photos: PETROBRAS

Petrobras celebrates pre-salt achievements

development. Like the P-66, the P-69 recently concluded its top-sides integration and commis-sioning at BrasFels shipyard and is expected to produce first oil in October.

Petrobras managers are confi-dent the fast ramp-up feat can be repeated with the P-69.

The eighth floater for Lula, the P-67 FPSO will effectively con-clude the first phase of develop-ment of a field that was only dis-covered in 2006.

New arrivalsPetrobras is about to start install-ing another big floater, the P-75 FPSO, which arrived at its location on the Buzios field in late August.

Over in the Campos basin, the Cidade de Campos dos Goytacazes FPSO is also in the middle of its ramp-up, and four more floaters will arrive as the year draws to an end.

This cluster of new arrivals partly reflects the fact that some units fell behind their original schedules.

The original contracting strat-

egy placed multiple orders for hulls and topsides modules locally, but a mixture of inexperi-ence, corruption and poor man-agement undermined the perfor-mance of key contractors.

Petrobras eventually re-con-tracted much of the fabrication and integration work to Chinese yards and has tried to make up for lost time by pushing ahead with drilling — to the extent that envi-ronmental permitting delays allow — and mooring installation work.

Petrobras reached first oil at Lula after just four years, and the wider Lula-Cernambi develop-ment is expected to reach a peak production of around 1.1 million bpd next year when the P-67 FPSO comes on stream.

Lifting costs for the Santos basin pre-salt oil have so far declined to less than $7 per barrel and should reach a floor of $5, Mendes added.

Part of the reason for this con-tinued fall is the fact that several Petrobras-owned units are now entering into production, which,

once the heavy capital expendi-ture phase ends, have lower operating costs than chartered units .

Mendes said the lifting costs trajectory will also ultimately depend on the ramp-up and re- negotiated pricing terms on fields where a 2010 transfer of rights agreement entitles Petrobras to produce 5 billion barrels of oil equivalent.

A decade since first oil on the Jubarte field, Petrobras is han-dling 1.5 million bpd of pre-salt oil, with 21 production units in operation. A total of 133 wells have been drilled, some 90 of which are currently connected and 50 of which are producers.

The pre-salt wells are currently producing an average of 27,000 barrels of oil equivalent per day, boosted by recent wells on the Buzios and Mero fields.

“Our results in the pre-salt have evolved from a cycle of learning and a culture of innovation that goes to the heart of the company,” said Petrobras upstream director Solange Guedes.


Talos e Pemex em acordo sobre ZamaA petrolífera norte-americana Talos Energy assinou um acordo formal de pré-unitização com a Pemex para analisar se a descoberta de Zama se estende para o bloco vizinho da estatal mexicana.

A Talos confirmou que o consórcio do Bloco 7 assinou o acordo de pré-unitização, que foi o primeiro do tipo a ser assinado no México.

O acordo refere-se a certas partes da área Amoca-Yaxche-03 da Pemex e o contrato contíguo de partilha de produção do Bloco 7 na bacia sudeste do México.

O acordo de dois anos também define um caminho para a assinatura de um acordo de unitização e um acordo operacional de unitização, se for confirmado que a descoberta de Zama se estende ao bloco da Pemex.

A Talos informou que as partes agora formarão um grupo de trabalho para maximizar a eficiência operacional e informacional, definindo atividades em cada setor para otimizar a coleta de dados na área, ao mesmo tempo reduzindo os possíveis riscos.

Zama foi revelado no ano passado como uma grande descoberta, com uma estimativa de 1,4 bilhão a 2 bilhões de barris.

US independent Talos Energy has signed a formal pre-uniti-sation agreement with Mexi-can state-owned oil company Pemex to see if the former’s Zama find extends into Pemex’s neighbouring block.

Talos confirmed that the Block 7 consortium has signed the pre-unitisation agreement, which it said was the first of its kind to be signed in Mexico.

The agreement relates to cer-tain parts of the Pemex-oper-ated Amoca-Yaxche-03 area and the contiguous Block 7 pro-duction sharing contract in Mexico’s South-East basin, which is operated by Talos.

The two-year deal also sets a path for the signing of a unit agreement and unit operating agreement if it is confirmed the Zama discovery extends into Pemex’s block.

Talos said the parties would now form a working group to maximise operational and informational efficiencies, defining activities on each tract to optimise the collection of data in the area, while also reducing any potential haz-ards.

Zama was revealed last year as a major discovery, holding an estimated 1.4 billion to 2 bil-lion barrels.

Talos operates Block 7 with a 35% interest alongside Mexican independent Sierra Oil & Gas on 40% and UK player Premier Oil, which holds the remaining 25%.

Talos and Pemex in Zama deal

MEXICO

Door left open for more oil and gas rounds in Mexico

AN energy advisor to Mexico’s president-elect Andres Manuel Lopez Obrador is leaving the door open to the possibility of more oil and gas bid rounds being held in the country once the new admin-istration studies the 107 explora-tion and extraction contracts put in place since the nation’s energy reform.

New rounds could come poten-tially as soon as the end of next year, he suggested.

Longtime energy policy expert and former independent Pemex board member Fluvio Ruiz Alar-con told attendees at an event in Houston that he believed the pro-cess surrounding the existing awards was transparent, and did not expect to find evidence of cor-ruption, barring any surprises.

If the review comes up clean, he reaffirmed that existing contracts

and their standing plans and per-mits would be respected.

However, the review could also shape the administration’s future track, suggested Ruiz, who took pains to clarify he does not yet have a formal role in the incoming administration, although he has been rumoured to be a contender for the top exploration and pro-duction spot at state oil company Pemex.

“The objective is to review pro-cesses for bidding... And then to realise what kind of model is bet-ter for the country,” he told an audience that included represent-atives from countries that won blocks in Mexico’s rounds.

“Maybe after 107 contracts we think we have contracts enough to decide if in the future we want to give licences, or production sharing, or profit sharing (con-

tracts), depending on the field,” he added.

Lopez Obrador sent waves through the oil and gas world when he expressed his intent on the campaign trail and later as president-elect to suspend for an undetermined period Mexico’s tenders for new oil and gas blocks.

However, Ruiz also cast the ongoing review process as a chance for the new government to re-engage with energy policy that had been dominated by the cen-tre-left PRI and centre-right PAN during the enactment of the energy reform process, which ended the decades-long state monopoly on oil and gas activity.

More left-leaning views have been “excluded” from the policy discussion for the past few years, Ruiz said, with feedback on sec-ondary laws ignored and no

appointments on boards such as the CNH oil regulator or CRE energy regulatory commission.

Now the newly ascendant polit-ical grouping — which has the presidency and a commanding majority in Congress — wants to digest the details of what has hap-pened with the reforms and figure out a way forward.

“It’s clear that we’re going to do it as fast as possible,” he said of the potential rounds on the sidelines of his address.

“The main thing is that the new coalition was excluded from all these processes.

“We think that maybe at the end of next year we’ll be ready to have all the lessons to keep going.”

Ruiz expressed more enthusi-asm for potential joint ventures between Pemex and partners that would allow the state oil player

KATHRINE SCHMIDTHouston

Possibility remains of new exercises being held after incoming administration reviews contracts introduced since energy reform


México sugere possibilidade de novas rodadas de óleo e gásUM assessor de energia do presidente eleito do México, Andrés Manuel López Obrador, está deixando a porta aberta para a possibilidade de rodadas adicionais de blocos de óleo e gás no país, uma vez que a nova administração estuda os 107 contratos de exploração e produção assinados desde a reforma energética da nação.

Novas rodadas podem vir potencialmente no final do próximo ano, indicou ele.

O veterano especialista em política energética e ex-membro independente do conselho da petrolífera estatal mexicana Pemex, Fluvio Ruiz Alarcón, disse a participantes em um evento em Houston que acreditava que o processo em torno dos contratos existentes era transparente e não esperava encontrar evidências de corrupção.

Se a revisão se mostrar limpa, ele reafirmou que os contratos existentes e seus planos e licenças seriam respeitados.

Mas a revisão também pode moldar o caminho futuro do governo, indicou Ruiz, que se esforçou para esclarecer que ele ainda não tem um papel formal na próxima administração, apesar de ser considerado um dos favoritos para o importante cargo de diretor de exploração e produção da Pemex.

“O objetivo é revisar os processos de licitação... E então perceber que tipo de modelo é melhor para o país,” disse ele a uma plateia que incluía representantes de países que venceram blocos nas rodadas do México.

“Talvez depois de 107 contratos, pensemos que temos contratos suficientes para decidir se, no futuro, queremos dar licenças, contratos de partilha ou participação nos lucros, dependendo do campo”.

O populista López Obrador abalou o mundo do petróleo e gás quando expressou sua intenção na campanha, e depois como presidente eleito, de suspender por um período indeterminado as licitações para novos blocos no México.

Mas Ruiz também afirmou que o processo de revisão em curso pode ser uma chance para a ala esquerdista do país voltar a se engajar com a política energética dominada pelos partidos de centro esquerda PRI e centro direita PAN durante a promulgação do processo de reforma, que terminou o monopólio estatal de décadas sobre a atividade de petróleo e gás.

Visões esquerdistas foram “excluídas” da discussão política nos últimos anos, disse Ruiz, com feedback sobre leis sendo

ignorados e sem nomeações em conselhos como o regulador de mercado CNH ou a comissão reguladora de energia CRE.

Agora, o grupo político recém-ascendente - que tem a presidência e uma maioria no Congresso - quer digerir os detalhes do que aconteceu com as reformas e descobrir um caminho a seguir.

“Está claro que vamos fazer isso o mais rápido possível,” disse ele sobre as rodadas em potencial. “O principal é que a nova coalizão foi excluída de todos esses processos. Pensamos que talvez no final do próximo ano estaremos prontos para ter todas as lições para continuar”.

Onde Ruiz expressou mais entusiasmo foi por potenciais joint ventures entre a Pemex e os parceiros que permitiriam à companhia maior autonomia na escolha de parceiros do que atualmente.

Ruiz disse que tem defendido uma mudança das leis para permitir isso nos próximos meses.

Os farm-outs existentes programados para fevereiro, disse ele, provavelmente seriam adiados, uma vez que o novo governo quer alterar as regras para apoiar joint ventures de longo prazo.

“Para nós, é muito importante que a Pemex possa escolher seu aliado. As joint ventures, os farm-outs, serão uma ferramenta muito importante da política pública de petróleo nos próximos anos. Espero que possamos fazer essas mudanças na lei nos próximos meses para termos mais joint ventures e farm-outs no próximo ano”.

Perguntado sobre quais artigos constitucionais ele recomendaria mudar, Ruiz mencionou apenas a eliminação ou reversão de uma cláusula, que permite que os interesses dos projetos de hidrocarbonetos acabem superando as objeções das comunidades vizinhas.

A lista é mais longa para mudanças em outras leis. Ruiz disse que pretende pressionar por mudanças que permitam maior autonomia orçamentária para a Pemex.

Outra prioridade poderia ser também uma nova estrutura fiscal para ajudar a incentivar a produção doméstica de gás natural, como a produção de gás com recuperação de custos.

Quanto ao potencial de gás de xisto do México - López Obrador expressou sua oposição ao fraturamento - Ruiz disse que o governo terá como objetivo encontrar um “compromisso” entre suas necessidades de energia e preocupações ambientais e sociais.

Outlook: energy advisor Fluvio Ruiz Alarcon

Photo: BLOOMBERG

more autonomy in choosing part-ners than it does currently. Ruiz has said he has been making the case to change the secondary laws to allow this in the coming months.

Existing farmouts scheduled for February would likely be post-poned, he said, given that the new administration wants to alter the rules to support long-term joint ventures.

“For us it’s very important that Pemex can choose its ally,” he said.

“The joint ventures, the far-mouts will be a very, very impor-tant tool of the oil public policy in the next years. I hope we can make these law changes in the next months in order to have more joint ventures and farmouts next year.”

Asked what constitutional arti-

cles he would recommend chang-ing, Ruiz mentioned only the elimination or reversal of one pro-vision, which lets the interests of hydrocarbons projects ultimately trump the objections of nearby communities.

The wish list is longer for changes in secondary laws. Ruiz said he aims to push for changes that would allow more budgetary autonomy for Pemex.

Another priority could also be a new fiscal framework to help encourage the domestic produc-tion of natural gas, such as pro-ducing gas with cost recovery.

As to Mexico’s shale gas poten-tial — Lopez Obrador has expressed opposition to fracking — Ruiz said the administration would seek a “compromise” between energy needs and envi-ronmental and social concerns.

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México aprova planos da Repsol e TotalA petrolífera espanhola Repsol e a francesa Total receberam aprovação do regulador de petróleo do México para os planos de exploração em blocos de águas rasas vencidos na Rodada 2.1 do país.

Nenhum dos blocos, as Áreas Contratuais 11 e 15, respectivamente, incluíram compromissos de poços dos operadores, uma vez que ambas são relativamente inexploradas, de acordo com funcionários da Comissão Nacional de Hidrocarbonetos (CNH).

No entanto, ambas as companhias comprometeram-se a reprocessar sísmica e realizar estudos geológicos, geofísicos e ambientais que busquem identificar prospectos para potenciais futuras campanhas de exploração.

O México licitou 10 dos 15 blocos ofertados na Rodada 2.1 em junho passado, e as empresas assumiram compromissos de nove poços nos blocos como parte de programas mínimos de trabalho.

Esperam-se mais planos de exploração para aprovação por parte da CNH nas próximas semanas.

A Repsol, que é parceira na Área Contratual 11 da mexicana Sierra, teve um programa de trabalho de US$ 23,4 milhões aprovado e dividido ao longo de um contrato que dura até o final de 2022.

Esses estudos incluirão o processamento de dados 3D recém-coletados usando tecnologia azimute para a região de Campeche, modelos de geologia estrutural, caracterização geoquímica da rocha geradora e uma ampla gama de outros estudos.

A operadora também terá como objetivo melhorar a imagem da área da mini-bacia, analisando a camada de sal e trapas estruturais.

A Total também recebeu aprovação para conteúdo local e programas de transferência de tecnologia, incluindo um projeto de pesquisa conjunta de 18 meses com o Instituto Nacional de Petróleo do México (IMP) sobre as formações rochosas Kimmeridgian do país.

O bloco fica a cerca de 100 quilômetros do estado mexicano de Tabasco, a leste de descobertas de gás da petrolífera estatal mexicana Pemex, como Kunah. A lâmina d’água varia de 300 a 750 metros.

A Área Contratual 15 terá esforços de exploração da Total e da anglo-holandesa Shell.

Acredita-se que o bloco, apesar de estar nas bacias do sudeste, tenha um alvo diferente de outras licenças na região e localizado na bacia de Macuspana. O bloco é prospectivo para gás natural úmido, abrange 971 quilômetros quadrados e está em lâmina d’água entre 10 e 30 metros.

A Pemex - liderada pelo presidente Josu Jon Imaz - perfurou quatro poços secos e fez uma descoberta não-comercial na região entre 1984 e 2004.

Um total de 15 estudos de exploração estão sendo planejados, bem como a análise de 3.700 quilômetros quadrados de dados sísmicos e a análise de vazamentos de hidrocarbonetos, modelagem de bacias, geoquímica e similares.

Os parceiros destinaram um orçamento de US$ 20 milhões para 2018 e 2019, deixando os dois últimos anos do contrato de exploração em aberto, caso desejem adicionar mais atividades, como a perfuração.

MEXICO

CNH backs Repsol and Total exploration plans

Go-ahead: Repsol chief executive Josu Jon Imaz Photo: REPSOL

SPANISH operator Repsol and France’s Total have each been given approval by Mexico’s oil reg-ulator for exploration plans on shallow-water blocks they won in the country’s Round 2.1.

Neither of the tracts, Contrac-tual Areas 11 and 15, respectively, included well commitments from the operators given that both areas are relatively unexplored, according to National Hydrocar-bons Commission (CNH) officials.

However, both players commit-ted to reprocess seismic and carry out geological, geophysical and environmental studies seeking to identify prospects for potential further exploration.

Mexico awarded 10 of 15 blocks offered in Round 2.1 last June, and companies made well commit-

ments of nine wells across the blocks with total minimum work programmes.

More exploration plans are expected to come up for CNH approval in the coming weeks.

Repsol, which is partnered on Contractual Area 11 by Mexican private equity player Sierra, had a $23.4 million work programme approved spread over a contract duration that runs to the end of 2022.

Those studies will include pro-cessing of newly collected 3D wide azimuth data for the Campeche region, structural geology models, geochemical characterisation of source rock and a wide range of other studies.

The operator will also aim to improve imaging of the mini-ba-

sin area, analysing salt diapirs and structural traps.

Total was also approved for local content and technology transfer programmes, including an 18-month joint research project with Mexico’s National Petroleum Institute (IMP) on the country’s Kimmeridgian rock formations.

The block is about 100 kilo-metres off the Mexican state of Tabasco, east of state oi company Pemex gas discoveries such as Kunah. Water depths range from 300 to 750 metres.

Contractual Area 15 will see exploration efforts from Total and Anglo-Dutch supermajor Shell.

The block, while in the south-east basins, is believed to be a dif-ferent target from other plays in the region and located in the

Macuspana basin. It is prospec-tive for wet natural gas, covers 971 square kilometres and lies in water depths of between 10 and 30 metres.

Pemex — headed by chief exec-utive Josu Jon Imaz — drilled four dry wells and one non-commer-cial probe on the tract between 1984 and 2004.

A total of 15 exploration studies are planned as well as the analysis of 3700 square kilometres of seis-mic data and the analysis of hydrocarbon seeps, basin model-ling and geochemistry.

The pair has earmarked a budget of $20 million for 2018 and 2019, leaving the final two years of the exploration contract open should they wish to add more activities, such as drilling.

KATHRINE SCHMIDTHouston

Spanish and French players gain regulator’s approval for shallow-water Contractual Areas 11 and 15, with seismic studies on menu to identify more prospects

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Firmo ready to lead IBP into hook-up award on menu · “Carcará Oeste é o compromisso na licença. Acho que levaremos de dois a três meses para que possamos dizer algo sobre os