otc brasil 2015

OTC BRASIL 2015
OFFICIAL SHOW
DAILY PRODUCED BY
AN EVENT ORGANIZED BY IBP AND OTC
WEDNESDAY 28 OCTOBER 2015 / QUARTA-FEIRA 28 OUTUBRO 2015
upstreamonline.com
NEWS
NOTÍCIA
Offshore safety centre stage at OTC Brasil
Segurança offshore no centro das atenções
Pages 8&9
Royal IHC regional director for Latin
America Adriano Fernandes at OTC Brasil
Photo: NELI TERRA
Putting Brazil’s future in
spotlight
Colocando o futuro do Brasil
Page 3
em foco
Brazil in focus for Forsys
Subsea
Forsys Subsea foca no
Page 4
mercado brasileiro
Technip wins Libra subsea
job
Technip ganha contrato em
Page 5
Libra
Beating the challenges in
Brazil’s pre-salt
Superando os desafios no
Page 6
pré-sal
Collaboration brings out
best results for R&D
Colaboração melhora
Page 7
resultados de P&D
IHC targets Brazil drive
IHC mira expansão no Brasil
Page 2
Brownfield technology
BG leads transshipments
Tecnologia para campos maduros
Page 16
BG lidera transbordo no país
Pages 14&15
Chambriard optimistic
Brazil will bounce back
ANP otimista que Brasil irá se
Page 8
recuperar
Conference programme
Programa da conferência
Page 10
For more news visit
upstreamonline.com
Get up to speed with the
latest news from the
world of oil and gas. Visit
us at Pavilion 3, Stand F1
or log on to
www.upstreamonline.com
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
2 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
BRAZIL
IHC eyes Brazil expansion drive
Dutch maritme
group looking to
solidify presence
and build
manufacturing
plant in country
FABIO PALMIGIANI
Rio de Janeiro
DUTCH maritime group Royal IHC
is expanding its footprint in
Brazil, with plans to increase revenues and build a manufacturing
plant, at a time when the local industry is shrinking in the wake of
depressed oil prices and a massive
corruption scandal at Petrobras.
The company, which years ago
won contracts to build and deliver
10 flexible pipelaying support vessels to work for Petrobras, is now
looking beyond that, with plans to
solidify its presence in the country.
Royal IHC, formerly known as
IHC Merwede, has so far delivered
five 550-tonne PLSVs for the Brazilian market.
Four of them — the Sapura Diamante, Sapura Topazio, Sapura
Onix and Sapura Jade — went to
Sapura Navegacao, a Brazilian joint
venture between Seadrill and
SapuraKencana, while the Seven
Seas was delivered to Subsea 7.
Four of the vessels are already
working for Petrobras on five-year
charters, and the Sapura Jade is
expected to enter operations soon.
Adriano Fernandes, IHC regional director for Latin America, said
the next in line is the Sapura Rubi
PLSV, which is expected to arrive
in Brazil by early December, to be
followed by the Seven Rio in February 2016.
The smaller 300-tonne Sapura
Esmeralda PLSV is already in
Brazil to finish construction work
at Acu port, and is due to enter
operations for Petrobras in the
second half of 2016.
“It is important to note that we
delivered all our PLSVs slightly
ahead of schedule,” Fernandes told
Upstream on the sidelines of the
OTC Brasil 2015 conference.
The last two PLSVs in IHC’s
10-vessel programme, the Seven
Sun and Seven Cruzeiro, are due
for delivery later on.
As part of its strategy to expand
in Brazil, Fernandes said the company earlier this month hired
Fabio Pereira, a former highranked Aker Solutions executive,
to become IHC’s regional sales
director in Latin America.
IHC, which first entered the
Fleet: the pipelay vessel Sapura Jade (top) and Sapura Topazio (above) were delivered to Sapura Navegacao
Photo: ROYAL IHC
IHC mira expansão no Brasil
O grupo marítimo holandês Royal IHC está
expandindo sua presença no mercado
brasileiro, com planos de aumentar suas
receitas e construir uma fábrica, num
momento em que a indústria local está
encolhendo, afetada pela queda dos preços
do petróleo e um escândalo de corrupção
gigante na Petrobras.
A companhia, que há anos ganhou
contratos para construir e fornecer 10 PLSVs
para afretamento para a Petrobras, está agora
olhando além disso, com planos ambiciosos
de solidificar sua presença no país.
O Royal IHC, anteriormente conhecida
como IHC Merwede, até o momento
entregou cinco PLSVs com capacidade de
içamento de 550 toneladas para o mercado
brasileiro. Quatro deles – o Sapura
Diamante, Sapura Topázio, Sapura Ônix e
Sapura Jade – foram para a Sapura
Navegação, uma joint venture brasileira
entre a Seadrill e a SapuraKencana,
enquanto o Seven Seas foi para a Subsea 7.
Quatros desses navios já estão
country in April 2013, is now
looking for a place to build a
manufacturing plant, and is
also studying options to have
a facility to offer repair and
upgrade services for PLSVs. Cur-
trabalhando para a Petrobras em contratos
de cinco anos, e o Sapura Jade deve entrar
em operações em breve.
Adriano Fernandes, diretor regional da IHC
para a América Latina, disse que o próximo
da fila é o PLSV Sapura Rubi, que deve
chegar em águas brasileiras no início de
dezembro, seguido do Seven Rio, em
fevereiro de 2016.
O PLSV com capacidade de içamento de
300 toneladas Sapura Esmeralda já está no
Brasil para concluir sua construção no porto
do Açú, e deve entrar em operações para a
Petrobras no segundo semestre de 2016.
“É importante notar que nós entregamos
todos os nossos PLSVs um pouco antes do
prazo”, Fernandes disse ao Upstream na
conferência OTC Brasil 2015, no Rio de Janeiro.
Os últimos dois PLSVs do programa de 10
navios do IHC, o Seven Sun e o Seven
Cruzeiro, serão entregues mais para a frente.
Como parte de sua estratégia de
crescimento no Brasil, Fernandes disse que
a companhia contratou no início do mês
rently, Petrobras has to carry out
PLSV maintenance abroad, given
the absence of such facilities in
Brazil.
Fernandes said IHC presently
employs 25 people in Brazil, but
Fábio Pereira, ex-executivo da Aker
Solutions, para se tornar o diretor de vendas
regionais da companhia na América Latina.
O IHC, que ingressou no país em abril de 2013,
está agora buscando um local para construir
uma fábrica, e também está analisando opções
para ter uma planta para oferecer serviços de
reparo e upgrade de PLSVs.
Atualmente, a Petrobras conduz a
manutenção de seus PLSVs no exterior,
devido à ausência de tais plantas no Brasil.
Fernandes disse que o IHC emprega
atualmente 25 pessoas no Brasil, mas a
ideia é mais do que quadruplicar esse
número até o fim da década.
“Nós planejamos ter mais de 100 pessoas
trabalhando no Brasil até 2020, quando
esperamos que nossas receitas locais
aumentem para US$ 250 milhões.
Fernandes explicou que a meta da
companhia é crescer de forma orgânica no
Brasil, e planeja investimentos de cerca de
€ 30 milhões (US$ 33 milhões) para os
próximos anos.
aims to more than quadruple that
number by the end of the decade.
“We intend to have more than 100
workers in Brazil by 2020, when
we expect our local revenues to
increase to $250 million,” he said.
Fernandes added that the company’s goal is to expand organically
in Brazil and is eyeing investments of roughly €30 million
($33 million) over the next few
years.
The official OTC Brasil 2015 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 27 October 2015. © All articles appearing in the Upstream OTC Brasil 2015 show daily are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited. Editor-in-chief: Erik Means
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
BRAZIL OUTLOOK
At the forum: OTC Brasil chairman Joao Carlos de Luca, former Petrobras director Jose
Miranda Formigli and IBP president Jorge Camargo
Photo: NELI TERRA
Putting
Brazil’s
future in
spotlight
Forum told of importance of creating
right regulatory framework
NELI TERRA
Rio de Janeiro
COPING with a huge fall in investments and boosting competitiveness in the Brazilian market were
objectives discussed by IBP president Jorge Camargo, OTC Brasil
chairman Joao Carlos de Luca and
former Petrobras director Jose
Miranda Formigli in an open
forum yesterday.
Camargo said the North America
boom in unconventionals production had triggered a lasting change
in oil price levels, and made the
point that Petrobras investments
would fall to between $20 billion
and $25 billion in 2016.
Formigli, who is set to take over
as chairman of the technical committee for Rio Oil & Gas 2016, said
the downturn underlined the importance of creating the right
regulatory and technological
framework for Brazil to take its
rightful place in the global oil and
gas sector.
He said Brazil currently ranks
13th in a global table of technological innovation in the oil sector, warning that the country
needs to invest heavily in this
area in order to become more com-
petitive. Despite these difficulties,
Formigli, now a consultant, insisted that the Brazilian pre-salt
fields remained economically viable in the low price scenario.
He predicted that the oil price
would remain around the $50 mark
for the next few years, triggering a
process of natural selection among
the world’s oil projects.
De Luca warned that the industry would have to be ever more
mindful of costs in order to prosper in the future, always asking
the question: “What can I do better for a lower price?”
With automotive industries laying out a path that may lead to a
move away from gasoline or diesel
powered vehicles within 40 years,
De Luca said boosting reserves
and increasing efficiency was the
only way forward.
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 3
Colocando o futuro do
Brasil em foco
A redução nos investimentos em
O&G e a expectativa de
manutenção dos preços do
petróleo foi o tema do debate
mantido durante a tarde, na área
da feira, entre o Presidente da
Barra Energia e do Comitê
Consultivo da OTC Brasil, João
Carlos de Luca, o consultor José
Miranda Formigli Filho e o
presidente do IBP, Jorge Camargo.
Para Camargo, a abundância
de energia causada pela
descoberta de reservas nãoconvencionais em várias partes
do mundo, é o principal fator
responsável pela manutenção
dos preços em patamares mais
baixos. Apesar de parecer
negativo em um primeiro
momento, segundo ele, esse
cenário possibilita a implantação
de mecanismos que permitam a
redução de emissões de gases
sem reduzir a oferta de energia
para o planeta.
José Formigli, escolhido para
assumir a presidência do
Comitê Técnico da Rio Oil & Gas
2016, ressaltou a importância
da criação de condições
tecnológicas e regulatórias para
que o Brasil possa ter maior
destaque no cenário global de
O&G. O Brasil, 13º em inovação
tecnológica no ranking mundial,
precisa investir drasticamente
em tecnologia, se quiser
tornar-se mais competitivo
frente ao mundo.
Para isso, segundo João
Carlos De Luca, a questão que a
indústria precisa ter em mente
é: “o que eu posso fazer melhor
a um custo menor”? O
Presidente do Comitê Consultivo
da OTC enfatizou também que
após anúncios da indústria
automobilística de abandonar a
fabricação de carros movidos a
gasolina e diesel em até 40
anos, é preciso pensar em
maximizar as reservas.
Ao final, Camargo reafirmou a
redução nos investimentos da
Petrobras, que devem ficar entre
US$20 e US$25 bilhões em
2016.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
4 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
CONTRACTING
Brazil in
focus for
Forsys
Subsea
FMC and Technip joint venture
in talks with potential clients for
work in Brazilian market
KATHRINE SCHMIDT
Rio de Janeiro
ENGINEERING joint venture
Forsys Subsea sees strong potential in the Brazilian market and is
in talks with potential clients, including Petrobras, about future
work commitments, executives
said at OTC Brasil.
The tie-up between US subsea
player FMC Technologies and
French engineering specialist
Technip counts Rio de Janeiro
among one of its six global support hubs, with 12 team members
on board in country so far.
Forsys is first focusing on pitching life-of-field services at existing developments, but over time
aims to explore possibilities for
joint greenfield front-end engineering studies, said Luciano
Anda, head of Forsys Subsea in
Brazil.
“We can say we have received
good feedback,” Anda said after a
Forsys presentation on the floor of
OTC Brasil.
“We see there is some opportunity not just with Petrobras but
with other clients too.”
London-based Forsys Subsea
was launched earlier this year on
the premise of achieving major oil
and gas project savings by integrating the front-end engineering
development of subsea hardware
with subsea umbilicals, risers and
flowlines.
John Gremp and Thierry
Pilenko, chief executives of FMC
and Technip, respectively, said
that internal studies had shown
the process could help reduce the
price tag by as much as 30%.
Oil companies have been hit hard
both by a period of low sustained oil
prices and sharply spiraling costs to
develop complex offshore fields, and
have accordingly been delaying and
redesigning projects to make the
economics work.
Given that pressure, Forsys appears to be gaining traction.
Gremp recently told investors
on a quarterly conference call that
the reception for the company’s
proposals had exceeded expectations, with Forsys locking up its
first two pre-FEED contracts during the third quarter.
Gremp also confirmed that multiple national oil companies, including Petrobras, had expressed
Feedback: the Forsys Subsea team in Rio de Janeiro is led by Luciano Anda
Photo: KATHRINE SCHMIDT
interest in the approach. Brazil
and Latin America are critical
markets for both FMC and Technip, Anda said, helping drive the
decision for a Forsys presence in
Rio.
In addition to Petrobras, Forsys
is also eyeing openings with other
players in the market, such as
supermajors Shell and Chevron,
majors Repsol-Sinopec and Statoil,
as well as local players and Australian explorer Karoon.
On the brownfield side, it comes
down to persuading clients of the
important role that life-of-field
services such as monitoring can
play when it comes to field uptime, rather than the prevailing
philosophy of running equipment
to failure.
“It’s critical to have information
on what is happening in these
fields,” said Anda, who spent 12
years with Technip before moving
into the Forsys role. “It requires a
step change in the way of seeing
things.”
Market conditions will determine when Forsys might move its
Brazilian FEED segment into full
swing, as well as its expectation
of an initial contract.
Nonetheless, the organisation
has a strong belief in the longterm potential of the country.
Anda added: “We really believe we
have a unique proposal, something
that can really help the market.”
Forsys Subsea foca no mercado brasileiro
A joint-venture de serviços de engenharia,
Forsys Subsea, vê um potencial forte no
mercado brasileiro de petróleo e gás e
negocia contratos futuros com possíveis
clientes, inclusive com a Petrobras.
A informação foi dada por executivos da
empresa durante a OTC Brasil no Rio de
Janeiro.
A joint venture entre a FMC Technologies
e a Technip vê o Rio de Janeiro entre os
seis principais hubs globais, contando com
um time local de 12 pessoas até agora.
A Forsys está inicialmente focada em
oferecer serviços para campos em
desenvolvimento, mas, no futuro, a
empresa pretende explorar a possibilidade
de oferecer serviços de estudos de
engenharia para desenvolvimento de
campos novos, informou Luciano Anda,
que encabeça a Forsys Subsea do Brasil.
“Podemos de dizer que recebemos um
bom feedback”, Anda revelou ao Upstream
durante uma entrevista após uma
apresentação sobre a Forsys na OTC Brasil.
“Vemos que existem oportunidades além
da Petrobras, com outros clientes”.
Sediada em Londres, a Forsys Subsea foi
lançada este ano e começou a oferecer
uma possibilidade de economia
significativa em projetos de petróleo e gás
por meio da integração de estudos FEED
para equipamentos submarinos.
John Gremp e Thierry Pilenko,
executivos-chefes da FMC e da Technip,
respectivamente, disseram que estudos
internos mostraram que a junção dos
processos poderia reduzir o custo em até
30%.
As petroleiras têm sofrido com o período
prolongado de preços baixos do barril de
petróleo e com o forte aumento nos custos
de desenvolvimento de campos marítimos
complexos, e, por isso, têm atrasado e
redesenhado projetos para torná-los
economicamente viáveis.
Levando em conta estes fatores, a
Forsys parece estar ganhando espaço.
Durante uma conferência, Gremp informou
aos investidores que a receptividade às
propostas das empresas tinham excedido
as expectativas iniciais, com a Forsys
fechando seus primeiros dois contratos de
pré-Feed no terceiro trimestre.
Gremp também confirmou que várias
empresas nacionais de petróleo, inclusive
a Petrobras, demonstraram interesse na
abordagem.
O Brasil e a América Latina são
mercados chave para FMC e para a
Technip, lembrou Anda, o que ajudou na
necessidade da presença da Forsys no
Rio.
Além da Petrobras, a Forsys está visando
oportunidades com outros players no
mercado como a Shell, Chevron, Repsol
Sinopec e Statoil, e também com players
locais e com a empresa de serviços de
exploração australiana Karoon.
Na área de projetos maduros, o
essencial é convencer clientes da
importância do papel que serviços de
longa duração, como o monitoramento,
possam ter para garantir o tempo de
produção dos campos, em vez de operar os
equipamentos até o fim da vida útil.
“Ter informação sobre o que acontece
nestes campos é crítico”, disse Anda, que,
nos últimos 12 anos trabalhou na Technip
antes de assumir uma posição na Forsys.
“Isto requer uma mudança no jeito de ver
as coisas”.
As condições do mercado vão
determinar quando a Forsys deve entrar
com atividades plenas no setor brasileiro
de FEED e quando será firmado o primeiro
contrato.
Mesmo assim, a organização acredita
fortemente no potencial de longo prazo do
país. Anda concluiu: “Nós realmente
acreditamos que temos uma proposta
única, algo que pode ajudar muito o
mercado”.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 5
BRAZIL
Technip wins Libra subsea job
French contractor to supply oil production, service and gas injection pipes
JOSH LEWIS
Perth
FRANCE’S Technip has been
awarded a contract to supply flexible pipes for the Petrobras-operated Libra pre-salt field development in Brazil’s Santos basin.
The contract covers the supply
of high-end flexible pipes, including eight-inch oil production, sixinch service and six-inch gas
injection flexible pipes.
Technip claims the eight-inch
oil production pipes supplied
under the contract will be the first
to be installed in the pre-salt area.
Technip Brazil president Adriano Novitsky said the award “is the
result of strong research and development and engineering efforts to
overcome the pre-salt technical
challenges using flexible pipes solution”.
Technip did not reveal the value
of the contract, but referred to it as
“substantial”, signifying it is valued between €100 million and
€250 million ($110.6 million and
$276.5 million).
The work will be carried out
from Technip’s operating centre
Rio de Janeiro, with the flexible
pipes produced at its manufacturing sites in Vitoria and Acu, Brazil.
Delivery is currently scheduled
for the second half of 2016.
Technip
ganha
contrato em
Libra
A empresa de engenharia francesa
Technip foi contratada para
fornecer tubos flexíveis para o
campo do pré-sal de Libra, na
Bacia de Santos, que está sendo
desenvolvido pela Petrobras.
O contrato inclui o fornecimento
de tubos flexíveis, incluindo de oito
polegadas para produção e de seis
polegadas para manutenção e
injeção de gás. A Technip diz que os
equipamentos de produção de oito
polegadas serão os primeiros a
serem instalados na região do
pré-sal.
O presidente da Technip no
Brasil, Adriano Novitsky, disse que
o contrato “é resultado de um forte
esforço de pesquisa e
desenvolvimento e de engenharia
para superar os desafios técnicos
do pré-sal usando uma solução de
tubos flexíveis”.
A Technip não revelou o valor do
contrato durante o anúncio oficial
nesta terça-feira, mas disse que
“era um contrato de peso para
equipamentos submarinos”,
indicando que a transação teria um
valor entre €100 milhões e €250
milhões ($110,6 milhões e $276,5
milhões).
O contrato será executado no
centro operacional da empresa no
Rio de Janeiro, enquanto os tubos
serão fabricados em fábricas da
empresa em Vitória e no Açú. A
entrega está inicialmente prevista
para o segundo semestre de 2016.
O campo de Libra tem entre 8
bilhões de 12 bilhões de barris de
óleo recuperável. Ele é operadora
pela Petrobras com 40%, em
parceria com Shell e Total, com
20% cada, e CNOOC e CNPC, com
10% cada.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
6 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
BRAZIL
Beating the
challenges
in Brazil’s
pre-salt
OTC Brasil panel discusses
techniques used in tackling harsh
environment developments
PRE-salt developments and the
use of new technologies to tackle
harsh environments were the
main topics in a morning panel at
the OTC Brasil 2015 conference in
Rio de Janeiro yesterday.
Deborah Haimson, a Petrobras
industrial engineer, highlighted
the challenges of producing at the
Sapinhoa pre-salt field in the Santos basin, going from conceptual
design to project execution and
results.
Sapinhoa was one of two fields
in which Petrobras installed a pair
of buoyancy supported riser (BSR)
systems, an innovative project
that eventually ran far behind
schedule due to its complexities.
Haimson acknowledged that
Subsea 7 had faced a series of
problems during the construction
and installation phases of the
submerged riser buoys in Brazil,
but added that the Sapinhoa
development is now up and running.
“We have learned a lot during
the installation of the first BSR,
and we used that knowledge to
considerably reduce time spent on
the installation of the second
BSR,” Haimson said.
Sapinhoa is currently producing
from two floating production,
storage and offloading vessels —
Cidade de Sao Paulo and Cidade de
Ilhabela — at a combined rate of
more than 200,000 barrels per day
of oil.
In the same panel session, graduate students from the Federal
University of Rio de Janeiro presented two case studies focusing
on the giant Libra pre-salt area.
Chemical engineer Lara Arinelli talked about the potential application of different technologies for
carbon dioxide removal from
natural gas at Libra, comparing
the performance of membrane
permeation versus supersonic
separators.
“Membrane permeation is usually appropriate for fields with
medium to high carbon dioxide
Installed: the Cidade de Ilhabela FPSO is now
producing at Sapinhoa
Photo: SBM OFFSHORE
content, and is already being used
by Petrobras in the Lula pre-salt
field.
However, Libra presents higher
CO2 content than Lula,” Arinelli
said. Her studies used a base case
gas-oil ratio at Libra of 600 m3/m3
and a CO2 content of 44% of the
gas.
Engineer Luiza Caldas presented
Superando os desafios no pré-sal
Desenvolvimentos no pré-sal e o uso de
novas tecnologias para enfrentar ambientes
hostis foram os principais tópicos de um
painel na manhã de terça-feira na
conferência OTC Brasil 2015, no Rio de
Janeiro.
Deborah Haimson, uma engenheira
industrial da Petrobras, ressaltou os desafios
de produção no campo do pré-sal de
Sapinhoá, na Bacia de Santos, indo do seu
design conceitual até a execução do projeto e
seus resultados.
Sapinhoá foi um de dois campos no qual a
Petrobras instalou um par de sistema de
risers de boião, um projeto inovador que
eventualmente atrasou por conta de sua
complexidade.
Haimson admitiu que a Subsea 7 enfrentou
uma série de problemas durante as fases de
construção e instalação dos boiões no Brasil,
mas acrescentou que o desenvolvimento de
Sapinhoá está agora de vento em popa.
“Nós aprendemos muito durante a
instalação da primeira boia, e usamos esse
conhecimento para reduzir
consideravelmente o tempo gasto na
instalação da segunda boia”, disse Haimson.
Sapinhoá está produzindo atualmente de
dois FPSOs, Cidade de São Paulo e Cidade de
Ilhabela, a uma taxa combinada de mais de
200.000 barris de óleo por dia.
No mesmo painel, estudantes da UFRJ
apresentaram estudos focando no campo
gigante do pré-sal de Libra.
A engenheira química Lara Arinelli falou
sobre a potencial aplicação de diferentes
tecnologias para a remoção de CO2 do gás
natural de Libra, comparando o desempenho
de separação por membrana versus
separadores supersônicos.
“A separação por membrana é
normalmente apropriada para campos com
um conteúdo médio ou alto de CO2, e já está
sendo usada pela Petrobras no campo do présal de Lula. No entanto, Libra possui mais
CO2 do que Lula”, disse Arinelli.
Os seus estudos usam como uma base
uma relação gás-óleo de 600 m3/m3 e um
conteúdo de CO2 de 44% do gás.
A engenheira Luiza Caldas fez uma
apresentação em que explicou a viabilidade
econômica de projetos de E&P sob o novo
regime de partilha, usando Libra como
exemplo.
Ela alertou que os baixos preços do
petróleo, juntos com altos custos de
produção, podem tornar o desenvolvimento
de Libra quase não-lucrativo, uma vez que a
Petrobras e seus parceiros ofereceram um
percentual de 41,65% do lucro da produção
para o governo federal.
Karina Forte de Souza, da classificadora
francesa Bureau Veritas, mencionou os
desafios de se produzir em águas profundas
no pré-sal, dizendo que a avaliação de risco é
crítica para um projeto bem executado.
O engenheiro de vendas da Schlumberger
Brasil, Gabriel Carvalho, discutiu a
importância da cimentação em reservatórios
carbonáticos, onde o CO2 pode ser um
desafio.
Fechando o painel, Antônio Correa, um
executivo da PPSA, disse que o governo está
muito interessado não apenas na produção
de óleo de Libra, mas também da produção
de gás natural associado.
“O Brasil produz atualmente apenas 1% da
produção mundial de gás, e nós precisamos
desenvolver novas tecnologias para
aumentar a disponibilidade de gás do
pré-sal”, disse ele.
a paper in which she explained the
economic viability of upstream
projects under the new production
sharing regime, using Libra as a
starting point.
She warned that low oil prices
coupled with high production
costs might turn the Libra development into only a break-even
project, as Petrobras and its partners have offered a 41.65% share of
the profit oil to the federal government.
Karina Forte de Souza, of French
classification society Bureau
Veritas, mentioned the challenges
of producing in a deep-water
environment such as the presalt, saying that risk assessment
is critical for a well executed
project.
Schlumberger Brazil sales engineer Gabriel Carvalho discussed
the importance of cementing in
carbonate reservoirs, where CO2
content is an issue.
Closing the panel, Antonio
Correa, an executive at pre-salt
entity PPSA, said the government
is very interested not only in the
oil to come from Libra, but also
the associated natural gas.
“Brazil currently produces just
1% of worldwide gas output, and
we need to come up with
new technologies to increase gas
availability from the pre-salt,” he
said.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 7
RESEARCH & DEVELOPMENT
Collaboration brings out
the best results in R&D
OTC Brasil panel
looks at ways of
improving
academia and
oil industry
partnerships
WORKING together brings the
best results, according to participants in an OTC Brasil panel on
research and development in the
eyes of the industry.
“When we work in a collaborative format we don’t sit there discussing the amount of money
each company should put in or
how much knowledge each one
can get out of the partnership. We
are focused on what we can
achieve in terms of results,” said
Fabiano Lobato, Statoil’s local Brazilian representative.
The R&D panel looked at ways
to bring the academic world and
the oil industry closer together.
Tathyany Camargo, head of
R&D with the National Petroleum
Agency (ANP), said royalty incentives had already produced 17 billion reais ($4.4 billion) worth of
investments, and added that the
ANP’s Scientific Technical Committee is concluding new regulations on the topic.
“We don’t want to just promote
local content, we want to promote
local content with innovation and
organisation,” she said.
For its part, Petrobras plans to
invest 19.9 billion reais in R&D
over the next 10 years, with 11.2
billion reais of this geared to science and technology, said Cenpes
co-ordinator Eduardo Santos.
The company has forged partnerships with 120 Brazilian uni-
Petrobras
passes its
acid test
PETROBRAS is considering a
wider application of near-horizontal multi-fractured wells in areas
of the carbonate pre-salt fields,
following a successful test project.
The acid stimulation test,
designed after laboratory studies
of core samples, resulted in a successful progression to eight stages
in just 13 days.
The result showed flow capacity
by a multiple of 10, even with
some leakage between the stages,
Petrobras technical consultant
Luiz Fernando Neumann told delegates at OTC Brasil.
The test was carried out in the
second half of 2013 – understood to
be on the Berbigao-Sururu (formerly Iara) field — and was
considered a breakthrough considering that multi-stage acid
fracturing has long been considered unviable beyond 3000 metres
due to the risk of collapse, Neumann said.
The project had to face up to the
challenge of “nightmare” logistics, using two stimulation vessels.
However, Neumann showed
that the results were highly
encouraging for future application, although he said more work
was needed to achieve longer fracture runs.
Petrobras
passa em
teste
Focus: Statoil’s Brazil representative Fabiano Lobato at the OTC Brasil panel
versities and is a member of 49
research networks.
Repsol Sinopec has earmarked
225 million reais worth of investment in R&D. “We consider Repsol
an R&D partner for Brasil. We
want to increase our presence in
Brazil. We want clear rules and we
want to be able to offer more opportunities for Brazilian companies,” said Pedro Martinez, the
company’s R&D manager.
Fernando Rizzo, from the
National Technology Institute in
Photo: OTC
the Rio branch of PUC university,
said close collaboration was the key
to good R&D, along with correct
identification of the right issues.
“To get the right answers you
need to ask the right questions,”
he said.
Colaboração melhora resultados de P&D
Trabalhar de forma colaborativa traz os
melhores resultados, de acordo com
participantes de um painel de P&D na OTC
Brasil.
“Quando trabalhamos de forma colaborativa,
não discutimos o montante do investimento
que as empresas devem colocar ou quanto de
conhecimento devem obter na parceria, mas
que tipo de resultado somos capazes de criar
trabalhando juntos”, disse o representante da
Statoil Brasil, Fabiano Lobato.
O painel buscou aproximar a academia e a
indústria de forma organizada para melhorar
os processos.
Tathyany Camargo, chefe de P&D da ANP,
explicou que além dos investimentos em
pesquisa, desenvolvimento e inovação, que
chegam a R$ 17,1 bilhões, o Comitê Técnico
Científico da ANP deve concluir a revisão das
normas muito em breve. “Não queremos
simplesmente promover o conteúdo local.
Queremos promover conteúdo local com
inovação e organização”, garantiu.
Investimento significativo deve vir também
da Petrobras que, segundo Eduardo Santos, do
Cenpes, planeja colocar nos próximos 10 anos
cerca de R$ 19,9 bilhões em P&D, sendo R$
11,2 bilhões em ciência e tecnologia.
Para isso, acumulam parcerias com mais de
120 universidades brasileiras e participam de
49 redes temáticas.
No mesmo sentido, a Repsol Sinopec incluiu
no planejamento de P&D investimentos de R$
225 milhões para os próximos cinco anos.
Pedro Martinez, gerente de P&D, pediu mais
abertura para as multinacionais.
“Consideramos que a Repsol é um parceiro
importante de P&D para o Brasil. Temos
industrias que usam e contratam. O que
esperamos é aumentar nossa presença no
Brasil. Queremos regras claras e queremos ter
as mesmas oportunidades das empresas
brasileiras, pois estamos no Brasil, investindo
no Brasil”, disse.
Fernando Rizzo, do Instituto Nacional de
Tecnologia da PUC-RIO, enfatizou o papel dos
centros de pesquisa e a necessidade de uma
maior ênfase nesse setor.
E garantiu que o segredo para o
desenvolvimento em qualquer área está na
vivência próxima e no conhecimento da rotina
dos processos.
“Para ter as respostas certas, é preciso
aprender a fazer as perguntas certas”, afirmou.
A Petrobras está considerando
uma aplicação mais ampla
para o multi fraturamento de
poços quase horizontais em
áreas de campos do pré-sal,
seguindo um teste de sucesso
no passado.
O teste de estimulação
ácida, criado após estudos
em laboratório, resultou em
uma progressão para oito
estágios em apenas 13 dias.
O resultado mostrou uma
capacidade de fluxo de
múltiplo de 10, mesmo com
algum vazamento entre os
estágios, o consultor técnico
da Petrobras, Luiz Fernando
Neumann, disse na OTC Brasil
2015.
O teste foi realizado no
segundo semestre de 2013 –
na área dos campos de
Berbigão-Sururu (anteriormente
conhecido como Iara) – e foi
considerado um sucesso,
depois que o faturamento ácido
havia sido classificado como
inviável além de 3.000 metros
devido ao risco de colapso,
disse Neumann.
O projeto teve que enfrentar
o desafio de um “pesadelo”
logístico, usando dois navios
de estimulação.
No entanto, Neumann
mostrou que os resultados
foram altamente
encorajadores para
aplicações futuras, mas disse
que mais trabalho precisa ser
feito para atingir
fraturamentos mais longos.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
8 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
OFFSHORE SAFETY
BSEE looks to find
right balance in
new regulations
US offshore
safety agency
finalising update
to well control
rules in Gulf of
Mexico
Successes: ANP director general Magda Chambriard at the
opening of OTC Brasil
Photo: OTC
Chambriard optimistic
Brazil will bounce back
MAGDA Chambriard, director general of Brazil’s National Petroleum
Agency (ANP), inaugurated the third OTC Brasil yesterday, accompanied
by event chairman Joao Carlos de Luca and other members of the organising committee.
In her short inaugural address before the ribbon-cutting ceremony
for the OTC Brasil exhibition area, Chambriard underlined the capacity of the Brazilian oil and gas sector to bounce back from the current
downturn.
“There are good reasons for optimism, starting with the country’s
reserves of 40 billion barrels,” she said.
Chambriard said Brazil’s local content policies, seen by many observers as exerting a drag on the development of these reserves, should
receive more recognition for its successes.
“Take the example of subsea equipment, where local industry is competitive beyond the Brazilian context. This is an example of what I call
the third phase of our development. We want our oil sector to produce
world class products,” she said.
Chambriard said the transition to this new phase would require some
improvement in the application of local policies, but declined to give
details of the presidential decree reportedly being prepared on this
topic.
ANP otimista que Brasil
irá se recuperar
A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda
Chambriard, inaugurou a terceira edição da OTC Brasil na terça-feira,
acompanhada do chairman do evento, João Carlos de Luca, e outros
membros do comitê organizador.
Em um curto discurso inaugural, antes da cerimônia de inauguração
do pavilhão de exibição da OTC Brasil, Chambriard destacou a
capacidade do setor de óleo e gás brasileiro de se recuperar diante
das atuais adversidades.
“Há boas razões para otimismo, começando com as reservas do
país de 40 bilhões de barris”, disse ela.
Chambriard disse que as políticas de conteúdo local, vistas por
muitos observadores como o motivo do atraso no desenvolvimento de
tais reservas, devem na verdade receber mais reconhecimento pelo
seu sucesso.
“Veja como exemplo o setor de equipamentos submarinos, onde a
indústria local é bastante competitiva. Esse é um exemplo do que eu
chamo de uma terceira fase de desenvolvimento. Nós queremos que o
nosso setor de petróleo produza produtos de alta qualidade”, disse ela.
Chambriard disse que a transição para essa nova fase vai requerer
alguma melhora na aplicação das políticas de conteúdo local, mas
recusou-se a dar detalhes a respeito do potencial decreto presidencial
sendo preparado sobre esse tópico.
THE US Bureau of Safety &
Environmental Enforcement
(BSEE) is aiming to find an appropriate balance between
long-term safety targets and
the economic impacts of rules
on companies’ books, as it
nears completion of the last of
three new safety rule standards for operators in the Gulf of
Mexico.
“We look at economic impacts in a different way than
the operator,” said Lars Herbst,
BSEE’s regional director for the
Gulf of Mexico region.
“They are looking at the bottom line of how many dollars it
costs, we are looking at the
benefits of the rules.”
After publishing updated
rules for workplace safety and
drilling safety, respectively,
the BSEE is now finalising an
update to well control rules.
Speaking at OTC Brasil,
Herbst said that following the
end of the period for comments
from the public, the bureau is
analysing the final text.
He suggested the changes
will be minor compared to a
draft published earlier this
year. “As far as safety is con-
Benefits: BSEE Gulf of Mexico regional director Lars Herbst
at OTC Brasil
Photo: OTC
cerned, [the new rule] will have a
big impact, because it tries to
push the envelope on safety and
not just accept the status quo,” he
said.
Driven by the 2010 Macondo
tragedy, Herbst wants to see more
people involved in safety within
companies, for instance by implementing real-time monitoring
from other departments.
“We don’t want to change who
makes the decision… [but] we’ve
seen that it is very beneficial to
have other people seeing what’s
going on and give advice,” he said.
BSEE busca equilíbrio em regulações
A Agência de Segurança e do Meio Ambiente dos
Estados Unidos (BSEE) busca um equilíbrio entre os
objetivos de segurança de longo prazo e os impactos
financeiros para as empresas do setor nas novas
regras para operadoras no Golfo do México, que
estão em elaboração final.
“Olhamos para os impactos econômicos de uma
maneira diferente das operadoras”, disse Lars Herbst,
diretor regional para o Golfo do México da BSEE. “Elas
olham o resultado final de quantos dólares as medidas
vão custar e nós olhamos para os benefícios”.
Após publicar regras atualizadas para segurança
no ambiente de trabalho e nas atividades de
perfuração, a BSEE está finalizando novas regras
para controle de poços.
Falando durante a OTC Brasil, no Rio de Janeiro,
Herbst disse que o período de contribuições públicas
já acabou e agora a agência está analisando os
comentários recebidos para redigir o texto final. Ele
sugeriu que as mudanças serão pontuais e o texto
será quase igual ao que foi colocado em consulta no
início do ano.
“Em relação à segurança, [a nova regra] terá um
grande impacto, pois tenta empurrar as empresas
para um padrão mais alto e não apenas aceitar o
status quo”, explicou.
Motivado a evitar acidentes como o de Macondo,
Herbst quer ver mais trabalhadores participando em
questões de segurança dentro das empresas, como,
por exemplo, a implementação de sistemas de
monitoramento em tempo real por outros
departamentos.
“Não queremos mudar quem toma as decisões …
[mas] percebemos que existe um ganho ao ter
outras pessoas observando o que acontece que
estão prontas para dar conselhos”.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 9
OFFSHORE SAFETY
Major rise
in safety
standards
off Brazil
Country’s record has seen vast
improvement over past 20 years,
despite Cidade Sao Mateus tragedy
BRAZIL’S oil and gas industry has
been working hard to improve its
safety standards and, while this
year carries a tragic scar, the
trend over the past 20 years has
been one of steady improvement.
A lethal explosion on the Cidade
Sao Mateus floating production,
storage and offloading vessel in February, which cost nine lives, will
cause a rise in oilfield fatalities in
Brazil this year, though the country
has made gains over time in its efforts to prevent such tragedies.
“We have implemented safety
processes much faster than the
rest of world,” said Luiz Fernando
Oliveira, vice president of research
and development at DNV GL Brazil
during a panel on offshore safety at
OTC Brasil.
Oliveira, who compared Brazil’s
fatal accident rate (FAR) indicator
to the rest of the world, showed
that accidents per hours worked
fell by a factor of 40 over the past
20 years. Worldwide, the reduction was by a factor of 10.
The introduction of new safety
standards in 2000 by oil regulator
ANP, the increasing safety processes applied by national oil company Petrobras, and the entrance
of foreign oil companies in the
1990s were the main causes for
the decline, he said. Stronger reg-
ulations, especially after tragic
accidents such as Macondo in the
US Gulf in 2010 and the sinking of
Petrobras’ P36 production platform in Brazil’s Campos basin in
2001, have made companies step
up safety requirements, introducing new technology and equipment.
Now, companies are starting to
look at changing the behaviour of
employees.
“I think the human factor piece
is one that all regulators are working with... it’s making sure that
all the personnel offshore understand the risks around them,” said
Lars Herbst, Gulf of Mexico regional director for the US Bureau
of Safety & Environmental Enforcement (BSEE).
Paulo Correia, health, safety
and quality director in Brazil at
marine contractor Subsea 7, said
Processes: Luiz Fernando Oliveira, vice president of research and development at DNV GL
Brazil, pictured during a panel on offshore safety at OTC Brasil
Photo: OTC
he tries to raise workers’ awareness about dangerous situations.
“It could be anything from rolling objects to high-tension cables,
and sometimes just a step away
from the danger area can resolve
this,” he said.
One of the problems was that
Brasil trabalha para melhorar segurança
A indústria de óleo e gás brasileira tem
trabalhado para melhorar os padrões de
segurança e, mesmo que este ano tenha uma
piora, a tendência nos últimos 20 anos tem
sido de constante melhora. A explosão do
FPSO Cidade de São Mateus, em fevereiro, que
tragicamente ceifou a vida de nove pessoas,
resultará em aumento pontual das fatalidades
em campos de petróleo este ano, mas o país
tem conquistado resultados positivos nos
últimos anos.
“Implementamos processos de segurança
mais rapidamente que o resto do mundo”,
explicou Luiz Fernando Oliveira, vicepresidente de pesquisa e desenvolvimento da
DNV GL Brasil, durante o painel de segurança
offshore no primeiro dia da OTC Brasil, no Rio
de Janeiro.
Oliveira, que comparou o indicador de
acidentes fatais (FAR) com o resto do mundo,
mostrou que os acidentes por horas
trabalhadas no Brasil caíram por um fator de
40 nas últimas duas décadas. A redução
mundial foi por um fator de 10.
Este foi um resultado da introdução de
novos padrões de segurança pela ANP no
início dos anos 2000, os procedimentos de
segurança implementados pela Petrobras e a
entrada de empresas estrangeiras a partir dos
anos 1990 com a quebra do monopólio da
Petrobras no setor.
Regulamentações mais exigentes,
especialmente após acidentes como os de
Macondo no Golfo do México e o afundamento
da plataforma P-36 da Petrobras na Bacia de
Campos em 2001, forçaram as empresas a
introduzir requisitos de segurança mais fortes e
novas tecnologias. Agora o foco é na mudança
de comportamento dos trabalhadores.
“Acredito que o fator humano é uma questão
para a qual todos os reguladores estão
olhando … isto significa garantir que todos que
trabalham offshore compreendam os riscos de
seu ambiente”, explicou Lars Herbst, diretor
regional para o Golfo do México da Agência de
Segurança e Meio Ambiente dos Estados
Unidos (BSEE).
Paulo Correia, diretor de saúde, segurança e
qualidade da Subsea 7, fornecedora de
serviços offshore, diz que seu esforço é elevar
a conscientização dos trabalhadores sobre
situações de risco.
“A situação de risco pode envolver qualquer
coisa desde objetos soltos a cabos
tensionados, e, às vezes, apenas sair da área
de risco pode resolver”, disse.
Um dos problemas é que os gerentes não
têm focado em problemas de ‘linha de fogo’, ou
situações nas quais os trabalhadores
enfrentam riscos maiores de acidentes. Uma
vez que o foco certo foi dado, as estatísticas
começaram a melhorar no Brasil, disse Correia.
Para a Shell e a Statoil, as mudanças
começaram com a introdução de uma nova
cultura de segurança.
Cristiano Salgado, gerente de segurança da
Statoil no Brasil, implementou os padrões da
empresa norueguesa no campo de Peregrino.
“Percebemos que a segurança tem outros
níveis de aceitação aqui”, ele explicou.
Parte de seu desafio também foi implementar
os padrões de segurança nas operações de
fornecedores e parceiros da Statoil.
Para Caroline Amblard, gerente de
segurança das operações de águas profundas
da Shell no Brasil, a percepção das diferentes
culturas de segurança é essencial para
implementar os padrões.
managers had not been focusing
on ‘line of fire’ issues, or positions
in which workers face the highest
risk of an accident.
Once that was changed, accident statistics started falling in
Brazil.
For operators Shell and Statoil,
the changes came about with the
introduction of a new safety culture.
Cristiano Salgado, Statoil’s safety manager in Brazil, implemented the Norwegian operator’s
health and safety standards to the
Peregrino field.
“We realized that security has a
different level of acceptance here,”
he explained, saying that he also
included suppliers and partners in
Statoil’s safety programme.
For Caroline Amblard, HSE manager for Shell’s deep-water operations in Brazil, perceiving the different safety cultures is the most
important step to raise standards.
“Culture can change depending
on the people that are there and
can change in different companies, platforms or even shifts,” she
said.
Search the archive:
Offshore safety
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
10 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
OTC BRASIL 2015
EVENTS PROGRAMME — WEDNESDAY 28 OCTOBER
08:00 — 17:00 Registration
Pavilion 1
09:30 — 12:00 Technical Sessions
Pavilion 5, 2nd Floor
Panel
DeepStar Global Offshore Research Consortium —
Selected Floating System and Riser Technologies
Room 201 B/C
12:15 — 13:45
Topical Luncheons &
Pavilion 5, Room 203 ABC
Distinguished Award Ceremony
14:00 — 16:30 Technical Sessions
Panel
Pre-Salt – The First 1 million boepd
Pavilion 5, 2nd Floor
Room 201B/C
Decommissioning: Safe and Cost Effective Solutions
Room 202A/B
Cost Reduction Opportunities for Deepwater Wells
Room 202A/B
Leadership Summit: The Role of Professionals Societies in
Integrating Multidisciplinary Technologies
Room 212
Technical
Advanced Reservoir Geophysical Technologies for Presalt
Room 201A
Technical
Multiphase Flow
Room 208
Flow Assurance Challenges in Subsea Factory Room 202C
Innovations for Topsides
Mooring Systems
Room 208
Policy/Local Content
Room 209
Room 2010
Reservoir Characterization
Production Optimization
Technical and Invited Presenter
Nanotechnology
Technical and Invited Presenter
Ocean Monitoring
Room 210
Room 211
Room 201A
Field Development and Integrated Operations Room 202C
Room 204A
Brown Fields Room
Material Performance I (Polymers and Coatings)
Room 204A
211
10:00 — 17:00 Professional of the future
Pavilion 5, Room 103
Pontifícia Universidade Católica/PUC-Rio
OCTOPUS: A Decision Support System to Integrated
Management of Reservoir
Universidade Federal do Espírito Santo
An Intelligent System for Supporting Vibration Analysis of
Submersible Motor Pump
Structure and Mooring Integrity
Room 209
14:00 — 17:00
Professional Societies Leadership Summit
Pavilion 5, Room 212
16:00 — 17:00
Spotlight on New Technology Award
Pavilion 3, Booth K5
Português
Federal University of Bahia
Laboratory of Project Certification of Industrial Valves
Universidade Federal do Rio de Janeiro
The Development of the Torpedo-Piezocone
English
n
ptio
scri
sub
l
a
i
tr
Free
A wise investment
Give yourself an advantage. Give yourself Upstream.
What does a subscription to Upstream give you? It ties you in to the industry networks of 30 experienced reporters in important energy
hubs around the globe. It gives you exclusive and comprehensive oil & gas news, every week in Upstream’s newspaper and around the
clock at UpstreamOnline.com. You get unlimited access to our archive and the Upstream App, and you get the sleek bimonthly magazine
Upstream Technology. Finally, you get peace of mind, knowing that you have tapped into the best source of industry news in the business.
Make your investment today. Just go to www.upstreamonline.com/subscribe
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 11
RIG MARKET
Order off: an artist’s
impression of the semisub
Bollsta Dolphin
Image: FRED OLSEN ENERGY
Fred Olsen Energy drops
contract for newbuild rig
Norwegians terminate deal with Hyundai for
unit lined up for Chevron’s Rosebank field
STEVE MARSHALL
Oslo
FRED Olsen Energy (FOE) has terminated a construction contract
for a newbuild rig with South
Korea’s Hyundai Heavy Industries, while a lucrative charter for
the unit with Chevron has also
been cancelled.
The move by the Oslo-listed
drilling contractor comes days
after it was slapped with a hefty
arbitration claim by the yard for
extra costs incurred on construction of the harsh-environment,
ultra-deepwater semi-submersible Bollsta Dolphin.
FOE said its eponymous wholly-
owned subsidiary Bollsta Dolphin, which owns the newbuild,
“has exercised its contractual
termination right... as a result of
delay in delivery of the rig”.
The company added that it is
entitled to a refund of the first
instalment paid to the yard for the
rig, amounting to $186.4 million
plus interest.
The semisub, being built at a
total cost of about $740 million,
had been lined up for a five-year
contract worth more than $1 billion with Chevron for development drilling on its Rosebank
project in the West of Shetland
area off the UK, with a lucrative
dayrate of $583,000.
However, FOE said that deal,
signed with drilling subsidiary
Dolphin Drilling in 2012, has now
been “mutually terminated... on
amicable terms” with the US
operator.
Delivery of the rig was originally scheduled for the first quarter of 2015 but Hyundai has stated
it required extra time to complete
the unit, effectively blaming the
delay on FOE in filing the arbitration claim for $167 million last
week. The stage could be set for a
legal tussle between the parties,
both of which are struggling financially amid a drilling market
slump that has hit both rig chartering and newbuild contracting
activity.
Chevron, meanwhile, now looks
likely to capitalise on the charter
cancellation by securing an
alternative rig deal at a much
lower dayrate, with no shortage
of potential candidates given the
glut of units either off-hire or due
to end their existing contracts
shortly.
Fred Olsen desiste de sonda
A Fred Olsen Energy (FOE) rescindiu um contrato
de construção de uma nova sonda com a
sul-coreana Hyundai Heavy Industries, enquanto
um lucrativo contrato de afretamento para a
unidade com a Chevron também foi cancelado.
O movimento da empresa vem dias depois
de ter sido punida com um robusto pedido de
arbitragem do estaleiro por causa dos custos
adicionais incorridos na construção da
semissubmersível Bollsta Dolphin, para águas
ultraprofundas e ambientes severos.
A FOE disse em um comunicado que “exerceu
o seu direito de rescisão contratual... como
resultado do atraso da entrega da sonda”.
A empresa declarou ainda que tem direito
ao reembolso da primeira parcela paga ao
estaleiro pelo equipamento, no montante de
US$ 186,4 milhões, acrescida de juros.
A semissubmersível, em construção a um
custo total de aproximadamente US$ 740
milhões, tinha sido alinhada para um contrato
de cinco anos com a Chevron, com valor acima
de US$ 1 bilhão, para o desenvolvimento de
perfuração em seu projeto Rosebank, a Oeste
de Shetland, no offshore do Reino Unido, com
uma lucrativa taxa diária de US$ 583.000.
No entanto, a FOE disse que esse acordo,
assinado com a sua subsidiária Dolphin Drilling
em 2012, agora foi “mutuamente rescindido...
em termos amigáveis” com a Chevron.
A entrega da sonda foi originalmente
programada para o primeiro trimestre de
2015, mas a Hyundai declarou que era
necessário mais tempo para completar a
unidade, culpando efetivamente a FOE pelo
atraso na instauração do pedido de arbitragem
de US$ 167 milhões na semana passada.
O palco poderia ser assim preparado para
um embate jurídico vigoroso entre as partes,
as quais estão lutando financeiramente em
meio a uma crise do mercado que atingiu tanto
o contrato de afretamento de sondas como a
atividade de contratação de unidades novas.
A Chevron, ao mesmo tempo, parece
provavelmente capitalizar sobre o cancelamento
do contrato de afretamento, assegurando um
acordo de sonda alternativo, com uma taxa
diária muito mais baixa, sem escassez de
potenciais candidatos devido ao excesso de
unidades fora de arrendamento ou devido ao fim
iminente de seus contratos existentes.
GSF 135
added to
scrap list
OFFSHORE drilling contractor
Transocean has revealed plans
to scrap yet another of its ageing rigs, the semi-submersible
GSF Rig 135.
The company revealed yesterday that the 1983-built rig is
held for sale and will be “recycled in an environmentally responsible manner”.
Transocean has now earmarked 21 of its rigs for scrapping over the past 12 months,
by far the highest number of
rig retirements of any offshore
drilling contractor.
US-based investment bank
Cowen & Company indicated in
a note yesterday that Transocean is likely to continue with
this trend.
“With 14 (Transocean) rigs
still cold stacked, we expect
further rig retirements are
likely,” Cowen wrote.
Transocean has also formally stacked a number of rigs that
were previously idle or rolling
off contract since the last fleet
update.
Included in that group are
the jack-up GSF Galaxy II, drillship Discoverer Enterprise and
semi-submersibles Sedco Energy, Sedco Express, Henry
Goodrich, Transocean Searcher
and Transocean Prospect.
Transocean
aposenta
GSF 135
A Transocean revelou planos
de abandonar outra de suas
antigas sondas, a
semissubmersível GSF Rig
135.
Na terça-feira, a empresa
revelou que a plataforma,
construída em 1983, é
considerada para venda e será
“reciclada de forma
ambientalmente responsável”.
Com este movimento, agora
a Transocean designou 21 de
suas sondas para abandono
nos últimos 12 meses, de
longe o maior número de
aposentadorias de sondas de
qualquer empreiteira de
perfuração marítima.
O banco de investimentos
Cowen & Company indicou,
em uma nota na terça-feira, a
probabilidade de que a
Transocean continue com
esta tendência. “Com 14
sondas ainda com as
operações interrompidas, é
provável que ainda haja mais
aposentadorias”, Cowen
escreveu.
A Transocean tem também
formalmente interrompido as
operações de várias sondas
que estavam anteriormente
inativas ou que tinham seus
contratos concluídos desde a
última atualização da frota.
Estão incluídas nesse grupo a
jack-up GSF Galaxy II, o
navio-sonda Discoverer
Enterprise e as
semissubmersíveis Sedco
Energy, Sedco Express, Henry
Goodrich, Transocean Searcher
e Transocean Prospect.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
12 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
Lucro da
BP
despenca
A petrolífera britânica BP viu
seus lucros desabarem no
terceiro trimestre, após a queda
nos preços do petróleo afetar os
resultados referentes ao seu
segmento de upstream.
A companhia divulgou um
lucro de US$ 56 milhões para o
trimestre que se encerrou em
30 de setembro, ao passo que
no mesmo período do ano
passado, o lucro atingira US$
1,3 bilhão.
O lucro ajustado para itens
excepcionais e para efeitos de
contabilidade de valor de
mercado, também diminuiu, de
US$ 3 bilhões para US$ 1,8
bilhão.
A queda nos lucros se deu
após a BP ver seus lucros antes
de juros e impostos do
segmento de upstream cair de
quase US$ 3,9 bilhões no ano
passado para apenas US$ 823
milhões no último trimestre. A
companhia registrou vendas e
outras receitas operacionais no
valor de US$ 54,7 bilhões, bem
menos que os US$ 93,9 bilhões
registrados no terceiro trimestre
de 2014.
A BP produziu, em média, 2,2
milhões de barris de óleo
equivalente por dia no terceiro
trimestre de 2015, um aumento
de 4,4% em relação ao mesmo
período no ano passado. O
aumento na produção foi
atribuído à ausência de
condições meteorológicas
adversas no Golfo do México no
período.
Isso não bastou para
compensar a queda nos preços
dos hidrocarbonetos, que fez a
BP obter um preço médio de
US$ 33,25 por boe, abaixo da
média de US$ 61,61 um ano
atrás.
Os ganhos da companhia
também foram afetados pela
multa de US$ 426 milhões
aplicada por conta do
derramamento de óleo em
Macondo, no Golfo do México,
perfazendo o total de US$ 55
bilhões em gastos com o
desastre antes de impostos.
Para compensar em parte o
baixo lucro do segmento de
upstream, o segmento
downstream mostrou melhor
desempenho em relação ao ano
anterior, que registrou um lucro
antes de impostos de US$ 2,3
bilhões, contra US$ 1,9 bilhão
no mesmo período em 2014.
A BP cortou custos e afirmou
na terça-feira que espera que as
despesas de capital excluindo
aquisições fiquem na faixa entre
US$ 17 bilhões e US$ 19 bilhões
por ano até 2017. As despesas
de capital para 2015 devem
estar mais próximas do limite
superior dessa faixa, mas a BP
ressaltou que este valor já será
bem menor que a estimativa de
US$ 24 bilhões a US$ 26 bilhões
de dólares feita no ano passado.
“Ano passado, agimos de
forma decisiva para preparar a
BP para um período longo de
baixo preço do petróleo e os
resultados são animadores”,
afirmou Bob Dudley, presidente
da BP.
A companhia também revelou
que o plano de desinvestimento
de US$ 10 bilhões anunciado
em 2013 está quase concluído,
com transações que atingiram
cerca de US$ 7,8 bilhões até o
momento.
RESULTS
Reset: BP chief executive Bob Dudley
Photo: BLOOMBERG
BP third-quarter profits
tumble as oil price bites
UK supermajor’s upstream business is hit by current downturn, but
chief executive Robert Dudley insists company is well positioned
JOSH LEWIS
Perth
UK SUPERMAJOR BP saw profits
slump in the third quarter of the
year as low oil prices hit the
underlying profit of its upstream
segment.
The company posted a profit of
$46 million for the three months
to 30 September, compared with a
profit of more than $1.3 billion
over the same period last year.
Underlying replacement cost
profit, which is adjusted for nonoperating items and fair value accounting effects, was also lower
year-on-year, falling from $3 billion to $1.8 billion.
The fall in profits came as BP
saw the underlying replacement
cost profit from its upstream seg-
ment, before interest and tax, fall
from nearly $3.9 billion a year ago
to just $823 million in the recent
quarter. The company recorded
sales and other operating revenues of $54.7 billion, down from
$93.9 billion generated in the third
quarter of 2014.
BP produced an average of
roughly 2.2 million barrels of oil
equivalent per day in the third
quarter of 2015, up 4.4% versus the
same period a year ago. It attributed the increased production to
the absence of seasonal adverse
weather in the Gulf of Mexico.
This was not enough to offset
the slump in hydrocarbon prices,
with BP achieving an average
price of $33.25 per boe, down from
an average of $61.61 a year ago.
Also hitting the company’s
earnings was a $426 million
charge related to the 2010 Macondo oil spill in the US Gulf, bringing
the total cumulative pre-tax
charge for the disaster to $55 billion.
Helping offset the weaker performance of the upstream segment was a stronger performance
from the downstream business,
which recorded a pre-tax underlying replacement cost profit of
$2.3 billion, up from $1.9 billion a
year earlier.
BP has been cutting costs and
said yesterday that it expects
organic capital expenditure to
range between $17 billion and
$19 billion a year through to 2017.
Capital expenditure for 2015 is
expected to be closer to the upper
end of that range, but BP noted
that would still be significantly
lower than the $24 billion to $26
billion guidance it gave a year ago.
“Last year, we acted decisively to
reset BP for a sustained period of
lower oil prices and the results are
coming through well,” BP chief
executive Robert Dudley said.
BP also revealed that the $10 billion divestment plan it announced
in 2013 was nearing completion,
with transactions to date having
reached about $7.8 billion.
Join the winners club!
In turbulent times like these, it is more important than ever to have good,
accurate and timely information about the industry in which you operate.
Our goal is to help you save time and money. A subscription to Upstream
ensures that you will be on top of all the important industry news from
around the world, without having to read scores of regional and niche
publications and websites. We have all the bases covered for you.
Take a free trial now – no strings attached!
Your only risk is becoming more knowledgable!
kn
www.upstreamonline.com/trial
www.upstreamonline.com
THE INTERNATIONAL OIL & GAS NEWSPAPER
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
14 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
TRANSFER OPERATIONS
Primed: the three berths where ship-to-ship transfers will take place at the TOIL terminal at Acu port in Rio de Janeiro state, Brazil
Photo: PRUMO LOGISTICA
BG Group to lead the way in
UK company signs pioneering deal to use TOIL oil terminal
at Port of Acu complex to transfer up to 200,000 bpd of oil
in ship-to-ship operations for 20 years
FABIO PALMIGIANI
Rio de Janeiro
B
G GROUP of the UK will
become the first international oil company to
carry out transshipment
operations in Brazil next year,
taking a bold step to solidify its
presence in the country.
The company signed a deal with
Brazilian infrastructure and logistics group Prumo Logistica in
June to use the TOIL oil terminal
at the Port of Acu industrial complex in Rio de Janeiro to transfer
up to 200,000 barrels per day of oil
in ship-to-ship operations for a
period of 20 years.
The contract gives BG an option
to increase the take or pay amount
to 320,000 bpd by the end of next
year.
Initially, the ship-to-ship operations will transfer oil from
dynamically-positioned shuttle
tankers to conventional Suezmax
export vessels at TOIL, located at
the T1 terminal within Acu. The
first such operation is scheduled
for August 2016.
BG, which is being acquired by
Anglo-Dutch supermajor Shell, is
currently producing about 154,000
bpd from pre-salt horizons in
Brazil, but predicts output will
more than triple by the end of the
decade.
Brazilian law does not allow
companies other than Petrobras
to carry out ship-to-ship transfers
in Brazil’s open waters, forcing BG
to carry out such operations in
other countries.
However, Prumo can carry out
such transfers in its own port area
within the breakwater at Acu
once TOIL is in operation, after
successfully applying for a licence
giving the company control of
those waters.
“We would have to go much further to do these ship-to-ship
transfers without the Acu port.
The port gives us the safety and
assurance that we will be able to
do this any day of the year,” says
Nelson Silva, BG Group chief
executive for South America.
“It gives predictability to the
operation and improves the economics of the project.”
Over the past few years, BG has
successfully carried out more
than 50 ship-to-ship transfers in
Uruguay in round trip operations
that take from seven to 13 days on
average.
Pre-salt fields The company has
five shuttle tankers in operation
in Brazil — Windsor Knutsen,
Samba Spirit, Lambada Spirit,
Bossa Nova Spirit and Sertanejo
Spirit — receiving crude from the
Lula and Sapinhoa pre-salt fields.
That fleet is due to increase
soon. BG’s Brazil oil shipping
director Jose Elias says three new
shuttle tankers contracted with
Knutsen will be delivered by 2017.
Prumo chief executive Eduardo
Parente explains that the new
deal will give BG more flexibility
to offload its oil before exporting
it to other countries via larger
tankers.
“Even though the Acu alternative is a bit more expensive than
the Uruguay one, the TOIL infrastructure will allow a safer operation with higher uptime, generating efficiency and cost savings for
BG,” Parente says.
“At TOIL, both vessels, the shuttle tanker and the Suezmax or
VLCC, will be in a sheltered area
protected by the breakwater. They
will be moored in the quay and
surrounded by two series of containment barriers in the unlikely
case that there is an accident.”
The deal with BG was designed
for transshipment operations
throughout the year and not just
during winter, when sea conditions in Uruguay become worse.
In early August, Oiltanking
signed a deal with Prumo to acquire 20% of Acu Petroleo, the
company developing TOIL, for
$200 million.
Oiltanking will also manage all
transshipment operations at the
terminal.
“For us, the Port of Acu offers a
cornerstone for the development
of crude oil and shipping operations in Brazil.
“The development of Acu Petroleo, within the Acu port, shall
provide the best and most competitive alternative to carry out
transshipment operations,” says
Holger Donath, Oiltanking managing director for Latin America.
Ship-to-ship transfers Parente
adds that after the deal with BG
was signed, talks with other oil
companies seeking similar contracts to provide ship-to-ship
transfers at Acu have advanced at
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
Show Daily, Wednesday 28 October 2015 15
BG lidera
operações de
transbordo no país
Deal: BG Group Brazil oil shipping director Jose Elias
Photo: MARINE MONEY
transshipments
a faster pace. “We are talking with
a number of international oil companies and Petrobras too, but we
are not close to signing any deal at
the moment. It took us 10 months
of negotiations with BG to finally
land an agreement,” Parente tells
Upstream.
The T1 terminal is licensed to
handle up to 1.2 million bpd with
three berths alongside a 1.4 kilometre breakwater, giving Prumo
plenty of capacity for more deals.
The terminal features an onshore area licensed for crude storage and treatment.
Parente says Prumo is looking
to build an oil treatment plant and
storage tanks later on to try to
attract new customers such as
small producers and traders.
Parente adds: “We are like a
Disneyland for the oil industry in
Brazil.
“We are here to solve problems
and bottlenecks of the sector.”
Agreement: Prumo Logistica chief executive Eduardo
Parente at Acu port, Brazil
Photo: PRUMO LOGISTICA
A britânica BG Group vai se
tornar a primeira petrolífera
internacional a realizar
operações de transbordo no
Brasil no ano que vem, dando
um passo ousado para
solidificar sua presença no
páis.
A companhia fechou um
acordo com a Prumo Logística
em junho para usar o terminal
de óleo TOIL, no Porto do Açú,
para transferir até 200.000
barris de óleo por dia em
operações de navio para navio
por um período de 20 anos.
O contrato dá à BG uma
opção para aumentar a carga
de óleo a ser transferida para
320.000 bpd até o fim do ano
que vem.
Inicialmente, as operações
navio-navio vão transferir óleo
de navios tanque com
posicionamento dinâmico para
cargueiros convencionais do
tipo Suezmax no TOIL,
localizado no terminal 1 do
Açú. A primeira operação está
programada para agosto de
2016.
A BG, que está em processo
de aquisição por parte da
Shell, está produzindo
atualmente 154.000 bpd do
pré-sal no Brasil, mas prevê
que a produção vai mais do
que triplicar até o fim da
década.
As leis locais não permitem
que uma companhia que não
seja a Petrobras faça
transferências de óleo por
navios em águas brasileiras,
forçando a BG a conduzir tais
operações em outros países.
No entanto, a Prumo pode
realizar tais transferências
dentro do quebra-mar do Açú
assim que o TOIL estiver em
operação, depois de obter com
sucesso uma licença lhe
dando a concessão de tais
águas.
“Nós teríamos que ir muito
mais longe para fazer essas
transferências navio-navio sem
o porto do Açú. O porto nos dá
a segurança e a garantia de
que poderemos fazer isso
qualquer dia do ano”, disse o
presidente da BG na América
do Sul, Nelson Silva.
“Isso dá previsibilidade à
operação e melhora a
economicidade do projeto”.
Nós últimos anos, a BG
realizou mais de 50 operações
de transbordo no Uruguai em
viagens de ida e volta que
levavam de sete a 13 dias em
média.
A companhia tem cinco
navios tanque em operação no
Brasil – o Windsor Knutsen,
Samba Spirit, Lambada Spirit,
Bossa Nova Spirit e Sertanejo
Spirit – recebendo óleo do
pré-sal dos campos de Lula e
Sapinhoá.
A frota deve aumentar em
breve. O diretor de operações
de shipping da BG no Brasil,
José Elias, disse que três
novos navios tanque
contratados com a Knutsen
devem ser entregues até 2017.
O presidente da Prumo,
Eduardo Parente, explica que o
novo negócio dá mais
flexibilidade à BG antes de
exportar sua carga de óleo
para outros países através de
navios tanque maiores.
“Apesar de a alternativa do
Açú ser um pouco mais cara
que o Uruguai, a infraestrutura
do TOIL permitirá uma
operação mais segura, gerando
eficiência e redução de custos
para a BG”, disse Parente.
“No TOIL, as duas
embarcações, o navio tanque
e o Suezmax ou VLCC, ficarão
em uma área abrigada,
protegida pelo quebra-mar. Os
navios estarão ancorados e
cercados por duas séries de
barreiras de contenção, no
eventual caso de um acidente”.
O acordo com a BG foi
voltado para a realização de
operações navio-navio ao
longo do ano, e não apenas
durante o inverno, quando as
condições de mar no Uruguai
pioram.
No início de agosto, a
Oiltanking fechou um acordo
com a Prumo para comprar
uma participação de 20% na
Açú Petróleo, a companhia que
está desenvolvendo o TOIL, por
US$ 200 milhões. A Oiltanking
também irá gerenciar as
operações de transbordo no
terminal.
“Para nós, o Porto do Açú
oferece um pilar para o
desenvolvimento das
operações de óleo no Brasil. O
desenvolvimento da Açú
Petróleo, dentro do porto, vai
fornecer a melhor e mais
competitiva alternativa para a
realização de operações de
transbordo”, disse o diretorgerente da Oiltanking para a
América Latina, Holger Donath.
Parente acrescenta que
desde que o acordo com a BG
foi assinado, as conversações
com outras petrolíferas
buscando contratos similares
começaram a avançar num
ritmo mais acelerado.
“Nós estamos conversando
com inúmeras petrolíferas e a
Petrobras também, mas não
estamos perto de assinar
qualquer contrato no momento.
Nós levamos 10 meses de
negociações para finalmente
fechar o acordo com a BG”,
Parente disse ao Upstream.
O terminal T1 está licenciado
para lidar com 1,2 milhão de
bpd com três ancoradouros
junto a um quebra-mar de 1,4
quilômetro, dando à Prumo
plena capacidade para mais
negócios. O terminal também
possui uma área onshore para
o armazenamento e
tratamento de óleo.
Parente disse que a Prumo
está buscando construir uma
planta de tratamento de óleo e
tanques de armazenagem de
óleo para atrair novos
consumidores, tais como
pequenos produtores e traders.
Parente acrescenta: “Nós
somos como a Disneylândia
para a indústria do petróleo no
Brasil. Nós estamos aqui para
resolver problemas e gargalos
do setor”.
Quarta-Feira 28 Outubro 2015
16 Show Daily, Wednesday 28 October 2015
BROWNFIELD TECHNOLOGY
Recuperação
é crucial para
indústria
Centre stage: from left, Petrobras reservoir geophysics manager Paulo Johann, Halliburton senior technology director
Michael Bittar, moderator Priscila Moczydlower of Petrobras, Igor Kirsten of Shell Brazil and Statoil’s Peregrino reservoir
management leader Maria Clara Costa at the panel discussion
Photos: OTC
Improved recovery is key
for industry worldwide
Technological
innovation
crucial for
production in
low oil price
environment
KATHRINE SCHMIDT
Rio de Janeiro
PRODUCTION from mature fields
and improved recovery programmes will have a crucial role
to play as the global oil industry
grapples with a low-price environment, according to panelists at an
OTC Brasil technical session.
Technologies such as 4D seismic
imaging, real-time seabed monitoring and various forms of well
stimulation will be important
drivers to improve productivity at
existing wells, the panel said.
“Technology innovation is the
key to produce more,” said Michael
Bittar, senior director, technology,
from US contracting giant Halliburton.
For hometown producer Petrobras, 4D seismic imaging is regarded as crucial to boosting recovery at the Marlim, Marlim
South and Jubarte fields, according to Paulo Johann, reservoir
geophysics manager of the statecontrolled company.
Petrobras credits the technolo-
Taking the stand: Igor Kirsten of Shell Brazil (top), Petrobras reservoir geophysics manager
Paulo Johann (above, left) and (above, right) Statoil’s Peregrino reservoir management
leader Maria Clara Costa
gy for helping to boost recovery
factors by 3% in deep-water turbidite oilfields, he said.
In particular he highlighted the
Jubarte oilfield in the Campos
basin, which boasts a first-of-itskind permanent 4D seismic reservoir monitoring system that is
designed to monitor the field over
its full production life.
The intricate system is installed
in water depths of between 1200
and 1350 metres, and connected
by umbilical to the P-57 floating
production, storage and offloading
unit.
Igor Kirsten of Shell Brasil high-
lighted the company’s work over
the past decade to manage scale at
the Bijupira and Salema fields in
the Campos basin, where a series
of three stimulation and squeeze
operations are seen as a success in
helping avert production declines.
Materials including formic acid
were used to tackle the suspected
deposition of calcium carbonate
believed to be impairing flow,
with approaches used both from
the FPSO and from a separate oilfield vessel.
Maria Clara Costa, a reservoir
management leader at Statoil’s
Peregrino field off Brazil, high-
lighted the role of improved oil
recovery efforts in the company.
Projects such as Statfjord and
Oseberg off Norway have seen
recovery factors improve to
beyond 60%, with the company
aiming to continue pushing towards 70% recovery rates.
She added that the secret to that
success boils down to ongoing investment.
Making that case is tougher
when oil prices are down, but the
company also has its eye on the
future.
“If we don’t invest, we may lose
opportunities,” she said.
A produção de campos
maduros e programas de
recuperação de óleo terão
um papel crucial, à medida
em que a indústria de
petróleo mundial enfrenta um
ambiente de baixos preços
da commodity.
Tecnologias tais como
sísmica 4D, monitoramento
em tempo real das condições
do leito marinho e várias
formas de estimulação de
poços serão importantes
fatores para melhorar a
produtividade de poços
existentes, disseram
especialistas em uma sessão
da OTC Brasil 2015.
“Inovação tecnológica é a
chave para se produzir mais”,
disse Michael Bittar, diretor
sênior de tecnologia da
norte-americana Halliburton.
Para a Petrobras, sísmica
4D é considerada chave para
aumentar o fator de
recuperação em campos tais
como Marlim, Marlim Sul e
Jubarte, de acordo com o
gerente de geofísica de
reservatório Paulo Johann.
A Petrobras considera essa
tecnologia muito importante
no aumento do fator de
recuperação em 3% desses
campos.
Em particular, ele ressaltou
o campo de Jubarte, na Bacia
de Campos, onde está
instalado o primeiro sistema
de monitoramento de sísmica
4D permanente, voltado para
monitorar a vida do campo ao
longo de sua vida produtiva.
O intricado sistema está
instalado em lâmina d’água
entre 1.200 e 1.350 metros,
e conectado a umbilicais ao
FPSO P-57.
Igor Kirsten, da Shell Brasil,
ressaltou o trabalho da
companhia na última década
para gerenciar os campos de
Bijupirá e Salema, na Bacia
de Campos, onde uma série
de operações tem sido um
sucesso para impedir quedas
na produção.
Materiais incluindo ácido
fórmico foram usados para
limpar depósitos de
carbonato cálcico que
estariam atrapalhando o
fluxo do óleo, com tais
técnicas sendo usadas a
partir do FPSO.
Maria Clara Costa, uma
gerente de reservatório da
Statoil para o campo de
Peregrino, enfatizou o forte
papel de esforços para
melhorar a recuperação de
óleo na companhia.
Projetos como Statfjord e
Oseberg, na costa da
Noruega, tiveram seus
fatores de recuperação
elevados
além dos 60%, e a
companhia continua
trabalhando para elevar esse
número para ~
70%.
Tornar isso prático é mais
difícil quando os preços do
petróleo estão baixos, mas a
companhia está de olho no
futuro.
“Se não investirmos,
podemos perder
oportunidades”, disse ela.