ExxonMobil se preparando para perfurar o terceiro poço no bloco de Canje

 

A petrolífera ExxonMobil está se preparando para iniciar as operações de perfuração em seu terceiro poço no Bloco Canje, offshore da Guiana, este ano, usando um navio de perfuração de propriedade da Stena Drilling.

Em uma atualização na quinta-feira, Westmount Energy observou o anúncio do Departamento de Administração Marítima da Guiana , datado de 25 de agosto de 2021, de que o navio-sonda Stena DrillMAX iniciará as operações de perfuração no local do poço Sapote-1 no Bloco Canje em 28 de agosto de 2021.

Antes de passar para o poço Sapote-1, o navio-sonda Stena DrillMAX trabalhou anteriormente no Bloco Stabroek.

Westmount detém uma participação indireta no Bloco Canje como resultado de sua participação de cerca de 7,2 por cento no capital social emitido da JHI Associates Inc. (JHI). O Bloco Canje é atualmente operado pela ExxonMobil (35 por cento), com TotalEnergies (35 por cento), JHI Associates (BVI) Inc. (17,5 por cento) e Mid-Atlantic Oil & Gas Inc. (12,5 por cento) como parceiros .

A ExxonMobil já concluiu dois outros poços no bloco. O primeiro poço, Bulletwood-1 , foi concluído no início de março e o segundo, Jabillo-1 , em julho de 2021. Ambos os poços foram perfurados usando o navio-sonda Stena Carron e ambos secaram.

Sapote-1 está localizado no sudeste do Bloco Canje, aproximadamente 60kms ao norte da descoberta de pagamento empilhado Central-1 da Campânia e Santoniana Maka Central , em um novo cenário deposicional ligado ao sistema de cânion Berbice.

Sapote-1 é um prospecto independente multicamadas, que avaliará vários alvos do Cretáceo Superior, e é potencialmente o maior prospecto perfurado no Bloco de Canje até o momento. A perfuração do Sapote-1 está prevista para levar 60 dias, com resultados previstos no final de outubro.

Após um farm-out de 2018 para TotalEnergies e transações subsequentes, JHI é financiado para a campanha de perfuração de 2021 Canje, incluindo o poço Sapote-1 e vários poços adicionais.

 

Spirit Energy prolonga a vida do campo do Mar do Norte com nova descoberta de gás

 

A empresa de petróleo e gás Spirit Energy encontrou mais gás em seu campo de Grove localizado no Mar do Norte no Reino Unido, o que prolongará a vida útil do campo até pelo menos 2028.

O campo de Grove está situado na plataforma continental do Reino Unido, próximo à linha mediana do Reino Unido-Holanda. O campo Grove e Grove North East são operados pela Spirit Energy (92,5 por cento) e RockRose é um parceiro licenciado (7,5 por cento).

A Spirit Energy informou na quinta-feira que o poço de desenvolvimento Grove North East (49 / 10a-G7) encontrou unidades de reservatório carbonífero na profundidade alvo, com cerca de 250 pés (bruto) de arenitos B e C contendo gás presentes. A qualidade do reservatório, a espessura da areia e a altura da coluna de gás estão dentro das expectativas pré-perfuração e o G7 foi concluído para produção.

Girish Kabra , Diretor da Spirit Energy para os ativos operados no Mar do Norte, disse: “Conseguimos o primeiro gás do poço em 25 de agosto. A produção está de acordo com o prognóstico subsuperficial e as estimativas pré-perfuração.

“A descoberta comercial é importante para a Grove, pois abre oportunidades de crescimento futuro dentro e ao redor dos blocos de licença. A descoberta adiciona volumes e prolonga a vida útil do campo Grove de 2022 a pelo menos 2028 ”, acrescentou Kabra.

O poço atingiu um segmento não avaliado do nordeste do campo de Grove. A faixa de volume será atualizada depois que o poço estiver em operação por um tempo e os dados de produção forem coletados e analisados.

A Spirit perfurou o poço usando o Maersk Resolve , uma plataforma autoelevatória de serviço pesado da Maersk Drilling. A jack-up está programada para funcionar para a Ineos , também no Mar do Norte, no 3T 2021.

Kabra disse: “O projeto foi sancionado em um ambiente de preço do gás relativamente baixo em 2020 para apoiar as atividades da cadeia de abastecimento durante a pandemia de Covid. A perfuração foi possível graças aos esforços de nossa equipe e parceiros da cadeia de suprimentos para reduzir os custos de perfuração e por meio do reaproveitamento das instalações, o que também contribuiu para diminuir a intensidade de carbono. O poço Grove demonstra a capacidade de oferecer oportunidades de extensão de vida na bacia do Mar do Norte, como fizemos com os campos de Chestnut e York ”.

O gás do campo Grove é processado nas instalações Markham J6-A operadas pela Spirit Energy e transportado através do sistema de gasoduto West Gas Transport para o terminal Den Helder na Holanda para processamento posterior.

 

Transocean fecha contrato de US $ 252 milhões para navio-sonda newbuild

 

A contratada de perfuração offshore Transocean recebeu um contrato firme de US $ 252 milhões da BOE Exploration & Production para o novo navio de perfuração em águas ultraprofundas, o Deepwater Atlas.

O contrato também inclui uma taxa de mobilização de US $ 30 milhões, disse a Transocean na quinta-feira. Além disso, o contrato fornece uma oportunidade significativa de bônus de desempenho com base nas métricas operacionais acordadas.

Este prêmio resulta da decisão final de investimento do BOE e dos proprietários de participação de trabalho de Shenandoah para sancionar o projeto Shenandoah anunciado anteriormente.

Shenandoah está localizado a 160 milhas da costa da Louisiana, na área de Walker Ridge, no Golfo do México. No início deste mês, o BOE assinou um contrato com a Hyundai Heavy para o projeto, aquisição, construção e entrega de um sistema de produção flutuante (FPS) e sua instalação no campo de Shenandoah.

O programa Shenandoah compreende duas fases. Depois de entregue do estaleiro, o Deepwater Atlas deve iniciar as operações no terceiro trimestre de 2022, inicialmente usando preventores de explosão duplos (BOP) classificados para 15.000 psi. O programa de perfuração inicial deve durar aproximadamente 255 dias e resultar em aproximadamente $ 80 milhões de receita de perfuração contratada.

Após a conclusão do programa de perfuração inicial, um BOP de 20.000 psi será instalado na plataforma, tornando-o o segundo ativo da Transocean com um sistema de controle de poço classificado para 20.000 psi. A instalação e comissionamento do BOP deve durar de 45 a 60 dias, contribuindo com aproximadamente US $ 17 milhões de receita.

Após a instalação do BOP de 20.000 psi, o Deepwater Atlas iniciará a segunda fase do projeto – o programa de conclusão do poço. Espera-se que esta fase dure aproximadamente 275 dias e contribua com aproximadamente $ 125 milhões de receita de perfuração de contrato.

O presidente e CEO da Transocean, Jeremy Thigpen , “Estamos extremamente satisfeitos por termos garantido o contrato inaugural para o Atlas de águas profundas; o primeiro de nossos dois navios de perfuração em águas ultraprofundas de 8ª geração que entrarão no mercado em 2022, ambos os quais serão equipados para operações de poços em águas ultraprofundas de 20.000 psi.

“Estamos muito animados com a lista crescente, em vários clientes, de oportunidades de 20.000 psi no Golfo do México dos Estados Unidos. E, com os dois únicos ativos no mundo projetados especificamente para maximizar a eficiência para completações de poços de 20.000 psi, somos líderes indiscutíveis de mercado neste espaço e, portanto, animados com as perspectivas futuras para esses ativos de última geração ”.

A Transocean já havia obtido um contrato para serviços de perfuração e completação no projeto Shenandoah enquanto era operado pela LLOG. O contrato foi concedido em julho de 2020 . Nesse ínterim, a participação da LLOG e a operadora do projeto foram adquiridas pela Beacon Offshore (BOE).

Em junho de 2021, a Transocean concordou com a subsidiária da Sembcorp Marine, Jurong Shipyard, sobre o atraso na entrega do Deepwater Atlas e do Deepwater Titan. Jurong também concordou em aceitar pagamento diferido por ambas as plataformas.

CNOOC coloca em operação seu terceiro campo petrolífero este mês

A empresa de petróleo e gás CNOOC Limited iniciou a produção de mais um projeto de campo petrolífero, o terceiro este mês, localizado em águas chinesas.

Em uma atualização na quinta-feira, a CNOOC disse que o projeto de expansão do campo petrolífero Bozhong 26-3 iniciou a produção.

O projeto de expansão do campo petrolífero Bozhong 26-3 está localizado no sul do Mar de Bohai, com uma profundidade média de água de cerca de 21 metros. Além de utilizar totalmente as instalações de processamento existentes, o projeto construiu uma nova plataforma de cabeça de poço não tripulada e uma plataforma de energia.

Um total de 8 poços de desenvolvimento estão planejados, incluindo 5 poços de produção, 2 poços de injeção de água e 1 poço de desenvolvimento e avaliação. O projeto deverá atingir seu pico de produção de aproximadamente 2.670 barris de petróleo bruto por dia em 2021.

A CNOOC Limited detém 100 por cento de participação no projeto de expansão do campo petrolífero Bozhong 26-3 e atua como operadora.

Este é o terceiro projeto da CNOOC a entrar no ar neste mês. No início de agosto, a empresa iniciou a produção do campo petrolífero Liuhua 21-2, localizado no leste do Mar da China Meridional, com lâmina d’água de cerca de 437 metros. Além de utilizar totalmente as instalações de processamento existentes, o projeto também construiu um conjunto de sistemas de produção subaquáticos, com 8 poços de desenvolvimento planejados no total.

No início desta semana, a CNOOC iniciou a produção do campo petrolífero offshore Luda 6-2 localizado na Baía de Liaodong no Mar de Bohai, com uma profundidade média de água de cerca de 30 metros.

Além de utilizar totalmente as instalações de processamento existentes do campo petrolífero Suizhong 36-1, o projeto construiu uma nova plataforma central. Um total de 38 poços de desenvolvimento estão planejados, incluindo 29 poços de produção, 8 poços de injeção de água e 1 poço de desenvolvimento e avaliação.

 

Sapura pousa trabalho de plataforma de cabeça de poço Dorado

 

A gigante australiana de energia Santos concedeu à Sapura Energy o contrato FEED para o projeto, construção e instalação da plataforma de cabeça de poço (WHP) para o projeto Dorado, na sub-bacia de Bedout offshore da Austrália Ocidental.

Ao anunciar a adjudicação do contrato na quinta-feira, Santos disse que a WHP será uma instalação não tripulada, localizada a 90 metros de água sobre o campo de petróleo e gás Dorado, albergando os poços de desenvolvimento e os poços de reinjecção de gás com instalações mínimas de processamento, operada remotamente a partir de um FPSO navio a aproximadamente dois quilômetros de distância.

No início desta semana, Santos também fechou o contrato FEED para o navio Dorado FPSO para a Altera Infrastructure.

Dorado é um projeto integrado de óleo e gás que está planejado para ser desenvolvido em duas fases. O desenvolvimento inicial envolve a produção de óleo e condensado por meio de WHP e FPSO. O gás será reinjetado na fase inicial para melhorar a recuperação de óleo e condensado, seguido por uma fase futura planejada de produção de gás para preencher a infraestrutura de gás doméstico de Santos em WA.

O Diretor e CEO da Santos, Kevin Gallagher , disse: “Este contrato para a plataforma da cabeça de poço é o último compromisso significativo do projeto à medida que avançamos em direção a uma decisão de investimento final do projeto em meados do próximo ano.

“O WHP é um componente crítico do desenvolvimento que requer uma empresa com profunda experiência em construção e instalação da Sapura. O projeto permite o desenvolvimento integrado dos recursos de gás e líquidos e retém flexibilidade suficiente para apoiar o sucesso da exploração futura, com os prospectos Pavo e Apus a serem perfurados no início do próximo ano ”.

Santos tem 80 por cento de participação no projeto Dorado e é o operador. A participação remanescente é detida pela Carnarvon Petroleum.

A perfuração de desenvolvimento será conduzida com uma unidade de perfuração autoelevatória após a instalação do WHP, com a perfuração dos poços planejada para 2024 e 2025, disse Carnarvon, parceiro de Santos.

O diretor administrativo e CEO da Carnarvon, Adrian Cook , disse: “Embora a plataforma da cabeça do poço seja um componente importante no desenvolvimento, ela também está sendo projetada para acomodar o fornecimento de recursos adicionais”.

 

Noble vende quatro plataformas autoelevatórias por US $ 292 milhões

A empreiteira de perfuração offshore Noble Corporation chegou a um acordo definitivo para vender quatro jack-ups para a ADES International por $ 292 milhões.

A Noble Corp. disse na quinta-feira que espera gerar aproximadamente US $ 285 milhões em dinheiro com a transação, líquida de taxas, despesas e liquidação de capital de giro.

Os nobres Roger Lewis, Scott Marks, Joe Knight e Johnny Whitstine serão vendidos e os atuais contratos de perfuração serão renovados para a ADES.

De acordo com o relatório de status da frota da Noble de junho de 2021, todas as quatro plataformas estão sob contrato com a Saudi Aramco na Arábia Saudita. Os contratos vencem em março de 2022, julho de 2023, outubro de 2022 e abril de 2022, respectivamente.

O proprietário da sonda disse que o fechamento está previsto para antes do final de outubro de 2021 e está sujeito à satisfação das condições de fechamento, incluindo a novação dos contratos de perfuração e aprovações regulatórias.

Robert Eifler , presidente e CEO da Noble Corporation, disse: “A venda dessas quatro auto-elevações reforça ainda mais nosso já forte balanço patrimonial e melhora a flexibilidade financeira da Noble. Ao olharmos para 2022, nossa posição de caixa líquido antecipada, juntamente com nossa geração de fluxo de caixa livre esperada, posiciona melhor a empresa para executar nossas prioridades financeiras para pagar dívidas e devolver caixa aos acionistas ”.

O proprietário da sonda também atualizou sua orientação financeira para 2021 e a orientação preliminar para 2022.

Em notícias recentes da empresa, após a aquisição do proprietário da plataforma rival Pacific Drilling em abril de 2021, a Noble Corporation garantiu novos contratos para plataformas legadas da Pacific e está a caminho de alcançar as sinergias identificadas três meses antes do planejado.