Autor: redacao

A ANP realizou a cerimônia de entrega da edição 2020 do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica. O evento foi fechado a participantes da ANP e representantes dos projetos concorrentes, e teve transmissão ao vivo pelo canal da ANP no YouTube.

Criado em 2014,o Prêmio tem como objetivo reconhecer e premiar os resultados associados a projetos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), que representem inovação tecnológica de interesse do setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis, desenvolvidos no Brasil por instituições de pesquisa credenciadas pela ANP, empresas brasileiras e empresas petrolíferas, com utilização total ou parcial de recursos provenientes da Cláusula de PD&I presente nos contratos de Exploração e Produção (E&P).

Na abertura da cerimônia, o Diretor da ANP Raphael Moura destacou a importância da Cláusula de PD&I. “Essa cláusula se converteu em ferramenta imprescindível para elevar e sustentar o nível tecnológico da nossa indústria, ainda mais considerando as mudanças recentes executadas pela ANP nos critérios de aplicação desses recursos, eliminando incertezas, estimulando startups e conferindo flexibilidade e rumo em relação aos aspectos de eficiência e transição energética. Esses recursos são muito significativos e já contribuíram para a construção e modernização de inúmeros centros de pesquisas e para a execução de milhares de projetos, dos quais temos tanto orgulho. Para se ter uma ideia, desde sua implementação, a Cláusula de PD&I gerou cerca de R$ 20 bilhões em investimentos. Somente em 2020, foram gerados R$ 1,64 bilhão e, em 2021, esse número será ainda maior”, afirmou.

Já o Diretor-Geral da Agência, Rodolfo Saboia, ressaltou, no encerramento do evento, o papel da pesquisa e desenvolvimento no momento atual. “Embora o setor de petróleo e gás natural ainda tenha hoje um papel preponderante na oferta mundial de energia, o mundo está caminhando para uma economia de baixo carbono, o que sinaliza para uma forte tendência de redução do uso de combustíveis fósseis no longo prazo. Estamos, portanto, em um momento em que precisamos de mais pesquisa, desenvolvimento e inovação para reduzir custos, aumentar a produção e manter o setor de petróleo e gás no Brasil competitivo em nível internacional. Além disso, temos a missão de posicionar o País como destaque no desenvolvimento tecnológico de fontes de energia renováveis relacionadas ao processo de transição energética que o mundo está atravessando”, disse.

A edição 2020 contemplou cinco categorias de projetos, sendo duas com temas inéditos: Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis e Tecnologias Submarinas (ambas para projetos desenvolvidos por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera). As demais categorias são: Exploração e Produção de Petróleo e Gás (para projetos desenvolvidos exclusivamente por instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera), Exploração e Produção de Petróleo e Gás (para projetos desenvolvidos por empresa brasileira, com ou sem participação de instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera) e Transporte, Dutos, Refino e Abastecimento (para projetos desenvolvidos por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera).

Além disso, foi realizada uma premiação para a Personalidade da Academia, com o objetivo de reconhecer e premiar uma pessoa física, relacionada a instituições de pesquisa, que tenha gerado contribuição relevante para a pesquisa e desenvolvimento de interesse do setor. A edição teve ainda uma premiação para a Personalidade da Indústria, para pessoa física relacionada à indústria, que tenha gerado contribuição relevante para inovação de interesse do setor.

Devido à pandemia de Covid-19, o cronograma da edição 2020 do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2020 foi prorrogado, com a cerimônia de premiação ocorrendo em 2021.

Veja abaixo os vencedores do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica 2020:

Categoria I: Projeto(s) desenvolvido(s) exclusivamente por instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás”

– Título: Annelida – Unidade Robótica Remotamente Controlada para Quebra de Hidratos e Remoção de Parafinas Sem Sonda em Dutos Rígidos e em Linhas Flexíveis Não Pigáveis 

– Empresa Petrolífera: Petrobras
– Instituições: UFRGS; SENAI/SC; USP

Categoria II: Projeto(s) desenvolvido(s) por empresa brasileira, com ou sem participação de instituição credenciada, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Exploração e Produção de Petróleo e Gás” 

– Título: Plataforma robótica autônoma a operações rigless de perfilagem e intervenção em poços P&A  

– Empresa Petrolífera: Repsol Sinopec
– Instituição: PUC-Rio
– Empresa: Ouro Negro

Categoria III: Projeto(s) desenvolvido(s) por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática geral “Transporte, Dutos, Refino e Abastecimento” 

– Título: Produção e qualificação de protótipos de um mangote de offloading avançado segundo Guia OCIMF 2009 

– Empresa Petrolífera: Petrobras
– Instituição: UFRGS     

Categoria IV: Projeto(s) desenvolvido(s) por Instituição Credenciada e/ou Empresa Brasileira, em colaboração com Empresa Petrolífera, na área temática específica “Redução de Impactos Ambientais e Energias Renováveis” 

– Título: ARIEL – Sistema robótico autônomo para detecção de derramamento de óleo no mar  

– Empresa Petrolífera: Repsol Sinopec
– Instituição: UFRJ
– Empresas: Tidewise Engenharia e Serviços Navais; Farol Serviços em Inspeção e Manutenção de Embarcações    

Categoria V: Projeto(s) desenvolvido(s) por instituição credenciada e/ou empresa brasileira, em colaboração com empresa petrolífera, na área temática específica “Tecnologias Submarinas”. 

– Título: Desenvolvimento e avaliação experimental do sistema PipeACOM para dutos flexíveis 

– Empresas Petrolíferas: Petrogal e Petrobras
– Empresa: Símeros Projetos Eletromecânicos

Categoria “Personalidade da Academia”: Luís Fernando Alzuguir Azevedo

Professor associado da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-R), possui graduação e mestrado em Engenharia Mecânica pela PUC-RJ e doutorado em Engenharia Mecânica pela University of Minnesota. Atua nas áreas de transferência de calor e mecânica dos fluidos, combinando trabalhos de caráter fundamental com trabalhos aplicados, em estreita parceria com a indústria. É pesquisador nível 1 do CNPq desde 1995 e Cientista da FAPERJ. Foi pesquisador e professor visitante na Divisão de Cabos da Pirelli, na Universidade Bringham Young, nos EUA, e na Universidade de Lille, na França. É autor ou coautor de mais de 150 trabalhos técnicos em periódicos internacionais, capítulo de livros e anais de congressos. Sua interação com a indústria resultou no primeiro projeto multicliente internacional realizado com uma universidade brasileira na área de óleo e gás, financiado por 10 empresas dos EUA, Noruega, Equador, Colômbia e Brasil (1998).    

Categoria “Personalidade da Indústria”: Álvaro Alves Teixeira

Geólogo e engenheiro, formado em 1957, tem mais de cinco décadas de atividades no segmento de exploração e produção de petróleo e gás, tendo iniciado sua carreira na Petrobras em 1960. Atuou em diversas partes do mundo, morando no Oriente Médio e em vários países da América do Sul, quando foi indicado para diretor de E&P da Braspetro/Petrobras. De 1989 a 1993, foi Secretário-Geral da ARPEL, associação sem fins lucrativos que reúne empresas e instituições do setor de petróleo, gás e biocombustíveis na América Latina e no Caribe. Em seguida, foi Secretário-Executivo do IBP por 20 anos, onde desenvolveu diversas atividades e criou o fórum de E&P no Brasil e a Comissão de Regulamentação de E&P de Petróleo, com a participação de todas as empresas operadoras atuantes no país.

Veja mais informações sobre os projetos vencedores e a lista dos finalistas em cada categoria

Veja a gravação da cerimônia

Veja a galeria de fotos da cerimônia

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 22 de outubro de 2021, informa o início da fase vinculante referente à venda integral de sua participação (100%) no Campo de Catuá, pertencente ao Bloco Exploratório BC-60, localizado na Bacia de Campos, no Estado do Espírito Santo.

Os potenciais compradores habilitados para essa fase receberão carta-convite com instruções sobre o processo de desinvestimento, incluindo orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.

Essa operação está alinhada à estratégia de gestão de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, visando à maximização de valor e maior retorno à sociedade. A Petrobras segue concentrando cada vez mais os seus recursos em ativos em águas profundas e ultra-profundas, onde tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos, produzindo óleo de melhor qualidade e com menores emissões de gases de efeito estufa.

Sobre o Campo de Catuá

O Contrato de Concessão nº 48000.003560/97-49 refere-se à concessão exploratória do Bloco BC-60 adquirido na Rodada Zero da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Esse Contrato tem a Petrobras como operadora, com 100% de participação, e engloba outros campos além do Campo de Catuá, que não farão parte do presente processo de cessão de direitos.

A área da concessão está situada em águas territoriais do Estado do Espírito Santo, a cerca de 128 km da costa, em lâmina d’água que varia entre 1.700 e 1.950 m.

Existem 4 poços perfurados no Campo de Catuá, dos quais 3 constataram óleo leve em reservatórios carbonáticos.

A ANP consultou a Procuradoria Federal junto a Agência (PRG) para responder a dúvidas levantadas por agentes regulados sobre a aplicação da Resolução ANP nº 848/2021, que trata da celebração de Termos de Ajustamento de Conduta (TAC) relativo ao descumprimento de compromisso constante de cláusula de conteúdo local dos contratos de E&P. Por meio do Parecer n. 00357/2021/PFANP/PGF/AGU, aprovado pelo Despacho n. 01939/2021/PFANP/PGF/AGU, a PRG ratificou os entendimentos da ANP já expostos em reuniões com os agentes.

Segundo o parecer, o agente responsável pelo TAC deve ser a empresa detentora dos direitos do contrato de E&P no qual ocorreu o descumprimento da cláusula de conteúdo local, ou, no caso de consórcio, deve ser uma das empresas membro. Foi esclarecida também a responsabilidade solidária entre cedente e cessionário nos casos de cessão de direitos do contrato, com base na Resolução ANP nº 785/2019,  a qual não alcança o TAC, tendo em vista o caráter substitutivo deste, sendo o cedente (proponente do TAC) inteiramente responsável pelos compromissos celebrados.

Além disso, foi ratificado o entendimento de que é possível limitar o uso dos excedentes de conteúdo local nos compromissos do TAC a 10% do valor do TAC, a fim de que o objetivo principal da norma (novas aquisições de bens e serviços que detenham o potencial de estimular o crescimento da indústria nacional) seja atingido.

Por fim, a PRG não viu obstáculos ao entendimento da área técnica da Agência de permitir que os proponentes do TAC prevejam investimentos em áreas de terceiros (empresas detentoras de outros contratos de E&P e que não são proponentes do TAC) nos compromissos do TAC, cabendo apenas ao terceiro a anuência à realização dos investimentos, ficando este isento de qualquer responsabilidade pelo cumprimento do TAC. Entretanto, sobre este tema, a PRG recomendou que seja avaliada a necessidade de regulamentação dessa possibilidade de investimento.

A ANP realizou, na última sexta-feira (26/11), audiência pública sobre a minuta de resolução que trata da definição e do enquadramento de campos e acumulações de petróleo e gás natural que apresentem economicidade ou produção marginal.

Na abertura da audiência, a Diretora da ANP Symone Araújo falou sobre os benefícios que serão trazidos pela nova norma para a indústria de petróleo e gás brasileira. “Com a definição e o enquadramento de campos e acumulações marginais, essa resolução será catalisadora para que possamos discutir outros elementos, já presentes na agenda regulatória da ANP para o biênio 2022-2023, como incentivos à produção nesses campos e a empresas de pequeno e médio portes”, afirmou.

A Diretora apresentou ainda o impacto da resolução nos campos já existentes. “Essa resolução vai impactar mais de 200 campos terrestres em fase de produção, que representam aproximadamente 75% dos campos produtores onshore. Também estamos falando de cerca de 30 campos em águas rasas, representando 58% dos campos nesse ambiente; de mais de 20 campos em águas profundas, correspondendo a 65% desses campos; e, por fim, de aproximadamente 20 campos com declaração de comercialidade foi feita há mais de 10 anos, mas cuja produção nunca foi viabilizada”, disse.

A minuta proposta define campo marginal como o campo cujo contrato seja oriundo de licitação específica de áreas inativas com acumulações marginais ou no qual as atividades de desenvolvimento e produção apresentem economicidade ou produção marginal, nos termos a serem definidos pela resolução proposta. Já acumulação marginal é a acumulação de petróleo ou de gás natural, localizada em área de campo que se encontra na fase de produção, que não apresente reservas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR), cujo desenvolvimento e operação apresente economicidade marginal, nos termos a serem definidos pela resolução proposta.

O texto passou por consulta pública de 45 dias, durante a qual foram recebidas mais de 53 contribuições. As sugestões recebidas na consulta e na audiência serão avaliadas pela área técnica, para alteração ou não da minuta original. O texto consolidado passará por análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP e por aprovação da diretoria colegiada da Agência, antes de sua publicação.

A SBM Offshore assinou contratos com a Petrobras para os 22,5 anos de locação e operação do FPSO Alexandre de Gusmão.

Esses contratos seguem a assinatura da Carta de Intenções vinculativa, conforme anunciado em 3 de agosto de 2021, quando a Decisão Final de Investimento para o projeto também foi tomada.

O FPSO Alexandre de Gusmão será implantado no campo de Mero, na Bacia de Santos, offshore do Brasil, a aproximadamente 160 quilômetros de Arraial do Cabo, estado do Rio de Janeiro. Este será o quarto sistema definitivo a ser instalado no campo Mero e o quinto casco MPF da SBM Offshore foi alocado para este projeto.

A SBM Offshore encomendou seu quarto e quinto cascos no programa Fast4Ward da empresa em dezembro de 2019. Os cascos foram encomendados da Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding and Offshore (SWS) e da China Merchants Industry Holdings (CMIH).

Mero é um projeto de responsabilidade do Consórcio Libra, no qual a Petrobras é a operadora com 40 por cento com os sócios Shell Brasil com 20 por cento, TotalEnergies com 20 por cento, CNODC e CNOOC Limited com 10 por cento cada, juntamente com a Pré-sal Petróleo SA (PPSA) como gestora deste contrato.

SBM Offshore está progredindo com o projeto e construção usando seu programa Fast4Ward . O FPSO terá capacidade para processar 180 mil barris de óleo e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O primeiro óleo é esperado em 2025.

O projeto prevê a interligação de 15 poços ao FPSO, sendo 8 produtores de petróleo, 6 injetores de água e gás, 1 poço conversível de produtor para injetor de gás, por meio de uma infraestrutura submarina composta por dutos rígidos de produção e injeção e dutos de serviços flexíveis. Até o momento, o projeto teve quatro poços perfurados e dois concluídos.

A produção do primeiro sistema Mero definitivo (Mero 1) está prevista para começar em 2022, por meio do FPSO Guanabara, seguido do Mero 2 (FPSO Sepetiba), em 2023, e do Mero 3 (FPSO Marechal Duque de Caxias), em 2024.

A PXGEO concluiu o programa de aquisição de nó de fundo do oceano (OBN) de linha de base 4D no campo Sapinhoá ​​em águas profundas na Bacia de Santos.

O projeto de quatro meses usando a tecnologia Manta OBN proprietária da PXGEO foi concluído no final de outubro, dentro do cronograma do projeto acordado, disse o pesquisador sísmico.

A Petrobras é a operadora da concessão onde se situa o campo de Sapinhoá ​​com 45% de participação, em parceria com a Shell Brasil Petróleo com 30% de participação e a Repsol Sinopec Brasil com os restantes 25%.

Seabed Geosolutions iniciou a primeira das duas aquisições sísmicas do projeto de monitoramento do campo Sapinhoá ​​em meados de junho.

Para lembrar, a PXGEO adquiriu a Seabed Geosolutions da Fugro no início do ano por US $ 16 milhões em dinheiro. A compra incluiu o estoque de nós da Seabed, equipamentos de manuseio, tecnologia relacionada e carteira de pedidos OBN.

Petrobras arrematou todos os lotes; estimativa de arrecadação é de R$ 25 bilhões

Foi realizado na última sexta, na B3, o leilão promovido pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) para a comercialização de petróleo da União dos campos de Búzios, Sapinhoá,Tupi e da Área de Desenvolvimento de Mero.

Ao todo foram comercializados 55,7 milhões de barris da parcela de petróleo da União, com estimativa de arrecadação de R$ 25 bilhões em cinco anos. O leilão teve como objetivo a seleção da proposta mais vantajosa, com critério de melhor diferencial sobre o Preço de Referência fixado pela ANP, para a celebração de contrato de comercialização de petróleo da União.

As cargas foram leiloadas em quatro lotes, um para cada campo produtor, e todos foram arrematados pela Petrobras. No primeiro lote, de Búzios, a empresa apresentou proposta de ágio de R$ 65,00, em relação ao Preço de Referência (PR) do petróleo de Búzios estabelecido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em contrato que contempla aproximadamente 6,6 milhões de barris por 36 meses.

O segundo lote leiloado foi o de Sapinhoá. Para este, a Petrobras ofertou proposta de ágio de R$ 7,35, em relação ao PR de Sapinhoá estabelecido pela ANP, para aproximadamente 2,4 milhões de barris em um contrato de 60 meses.

Com a proposta de ágio de R$ 3,35, em relação ao PR estabelecido pela ANP, Petrobras venceu o leilão referente ao terceiro lote, o Tupi, com contrato para aproximadamente 3,3 milhões de barris por 60 meses.

Por fim, o quarto lote, da Área de Desenvolvimento de Mero, foi arrematado pela Petrobras com uma proposta de ágio de R$ 52,00, em relação ao PR estabelecido pela ANP, em contrato de aproximadamente 43,4 milhões de barris por 36 meses.

É importante frisar que os volumes são estimativas da futura parcela de petróleo da União nestes campos, que contemplam as incertezas inerentes ao processo. Isso significa que, ao arrematar um lote, o comprador terá disponível toda a carga nomeada no período, ainda que seja maior ou menor ao volume estipulado no edital.

“Todos os lotes saíram na primeira etapa do leilão e com ágio, o que é muito positivo. Hoje estamos licitando 55 milhões de barris, mas há muito por vir. Que seja só o começo de muitas conquistas que tenhamos ao longo da década”, afirmou Eduardo Gerk, Diretor-Presidente da PPSA.

“Este é o 3º leilão de Petróleo da União realizado aqui na B3 pela PPSA, responsável pela gestão dos contratos de comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União. Nós, aqui da bolsa do Brasil, temos muito orgulho de sermos escolhidos pela PPSA e pelo Ministério de Minas e Energia como parceiros para a realização deste leilão e estamos de portas abertas para apoiar iniciativas como essa que ajudam a trazer investimentos privados, eficiência, produtividade e desenvolvimento para o país”, disse Mônica Salles Lanna, Gerente de Processos Licitatórios da B3.

Clique aqui e assista ao vídeo do leilão.

Sobre a B3

A B3 S.A. (B3SA3) é uma das principais empresas de infraestrutura de mercado financeiro do mundo e uma das maiores em valor de mercado, entre as líderes globais do setor de bolsas. Conecta, desenvolve e viabiliza o mercado financeiro e de capitais e, junto com os clientes e a sociedade, potencializa o crescimento do Brasil.

Atua nos ambientes de bolsa e de balcão, além de oferecer produtos e serviços para a cadeia de financiamento. Com sede em São Paulo e escritórios em Chicago, Londres, Singapura e Xangai, desempenha funções importantes no mercado pela promoção de melhores práticas em governança corporativa, gestão de riscos e sustentabilidade.

B3. Com o mercado, para o futuro.

Sobre a PPSA

A PPSA é uma estatal federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), instituída em 2013. A empresa atua em três frentes: gestão dos contratos de Partilha de Produção, representação da União nos Acordos de Individualização da Produção e gestão da comercialização da parcela de petróleo e gás da União.

A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 11/05/2021, informa que, após a retomada das negociações com a Proquigel Química S.A., subsidiária da Unigel Participações S.A., para o arrendamento da Usina Termelétrica TermoCamaçari (UTE TermoCamaçari), localizada no estado da Bahia, a negociação foi finalizada com êxito e o contrato de arrendamento do ativo foi assinado hoje, com vigência até agosto de 2030.

O arrendamento está alinhado com a estratégia da companhia de melhoria na sua alocação do capital e da construção de um ambiente favorável à entrada de novos participantes no segmento de gás e energia.A UTE TermoCamaçari é uma usina termelétrica movida a gás natural situada em Camaçari, na Bahia, com capacidade instalada de 120 MW. Antes da revogação da outorga de geração, ocorrida em 16/03/2021, conforme Resolução Autorizativa ANEEL nº 9.781, a unidade operava sob demanda, com base nas decisões do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Sobre a Unigel

A Unigel é uma das maiores empresas químicas brasileiras, com posição de liderança em estirênicos, acrílicos e fertilizantes nitrogenados na América Latina. A empresa atua no segmento de fertilizantes por meio da subsidiária Proquigel Química S.A. Em 2019, a empresa arrendou da Petrobras as fábricas de fertilizantes nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) e de Sergipe (Fafen-SE).

Equipamento ajudará em previsões meteorológicas e oceanográficas e na identificação de objetos à deriva no mar

No último dia (24/11), foi inaugurado o Servidor de Alto Desempenho Apollo K 6000, adquirido através de uma parceria entre Shell, Prooceano e Marinha do Brasil, no projeto Sistema de Planejamento e Apoio à Decisão em Operações de Busca e Salvamento (SPAD-SAR). O equipamento ficará no Centro de Hidrografia da Marinha, em Niterói (RJ), e ajudará em previsões meteorológicas e oceanográficas e na identificação de objetos à deriva no mar, promovendo mais agilidade e segurança em operações de navegação. Com capacidade para mapear diariamente 60 mil produtos diferentes, o servidor possibilitará melhor acompanhamento da movimentação desses objetos através de técnicas de modelagem computacional de partículas e algoritmos de alto desempenho, facilitando o início do processo de busca e salvamento no mar.

O projeto, viabilizado por meio da cláusula de investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação, da Agência Nacional de Petróleo (ANP), envolve um aporte estimado de R$ 7 milhões e será integralmente executado no Brasil em um prazo de três anos.

A Expro garantiu quatro contratos significativos de acesso a poços submarinos no Sudeste Asiático e na Austrália no valor de mais de US$ 50 milhões.

A empresa conquistou dois contratos na Austrália e dois na Malásia.

Na Austrália, a Expro obteve um contrato multimilionário para o abandono de 18 poços submarinos e a remoção de árvores de produção em águas abertas. O projeto exigirá que a Expro entregue uma solução submarina integrada, incluindo seu Intervention Riser System (IRS) líder do setor, para acessar os poços e realizar o trabalho de tamponamento e abandono.

Também na Austrália, a Expro foi contratada para entregar um programa integrado para um novo desenvolvimento submarino. O contrato principal incluirá a entrega de um pacote completo de coluna de aterrissagem de completação submarina e um sistema de teste de poço de superfície de alta taxa sob medida.

Na Malásia, a Expro obteve um contrato de sete dígitos para o fornecimento de equipamento de coluna de pouso submarino eletro-hidráulico de grande diâmetro para uma nova campanha submarina em águas profundas. A Expro foi selecionada devido ao seu excelente desempenho operacional em campanhas semelhantes na área durante 2019 e 2020.

Também na Malásia, a Shell concedeu à Expro um contrato substancial para o fornecimento de um pacote integrado de coluna de pouso submarina para o campo de águas profundas Gumusut-Kakap. O contrato é para um escopo fixo de trabalho em quatro poços de desenvolvimento.

Graham Cheyne, vice-presidente de Well Access and Subsea da Expro, comentou: “A concessão desses contratos significativos aumenta nossa forte reputação como líder global no espaço de acesso de poços submarinos e nos permite demonstrar ainda mais nossas capacidades nos crescentes mercados asiático e australiano . Isso segue a ampliação de nossas capacidades de intervenção submarina durante 2019 e 2020, com a conclusão de operações bem-sucedidas de IRS em águas profundas na Mauritânia.

“À medida que a atividade no setor internacional de petróleo e gás submarino aumenta após vários anos desafiadores, nosso portfólio de serviços único e integrado, junto com a experiência reconhecida da indústria e excelência operacional, coloca a Expro em uma posição muito forte para apoiar todas as atividades de acesso a poços submarinos de nossos clientes.”

Mrinal Vohra, vice-presidente regional da Expro para a Ásia-Pacífico, acrescentou: “O excelente histórico de segurança da Expro, juntamente com nosso desempenho de qualidade de serviço e amplo conhecimento operacional na Ásia e na Austrália, garante que possamos oferecer excelência técnica e operacional com segurança aos clientes nesta região. Estamos ansiosos para executar o escopo de trabalho associado a essas múltiplas concessões de contratos para melhorar nossa já forte posição no mercado submarino. ”