Official Show Daily - 18/09

SERVINDO AO MERCADO GLOBAL DE INSTALAĂ‡ĂƒO

Flutuadores para ROV/AUV Flutuadores de superfície e sub-superfície Bóias de ancoragem e navegação Enrijecedores e restritores de curvatura Calhas, centralizadores e espaçadores Centro Balmoral de Testes Submarinos

Bem-vindo a conferĂŞncia Welcome to the show

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Terça-Feira 18 SeTembro 2012

ANP appeals against ban ANP apela contra banimento.

Page 3 New technologies ‘vital’ Novas tecnologias “vitais�.

Page 4 HRT upbeat on Solimoes HRT confiante no SolimĂľes.

Page 5

TueSday 18 SePTember 2012

SchahinModec set for scoop Petrobras on verge of floater deal

OSX picks Keppel for FPSOs OSX seleciona Keppel para FPSOs.

Page 6 Figueiredo at the very heart of Petrobras Figueiredo no coração da Petrobras.

Page 28

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SchahinModec na liderança

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2 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

SchahinModec perto de levar FPSO A joint venture entre a Schahin e a Modec international está perto de levar um importante contrato da Petrobras após submeter a melhor oferta para o afretamento de um FPSo para ser usado na área de Cernambi norte no campo gigante de Lula na Bacia de Santos.

Fontes disseram que a Schahin e a Modec apresentaram uma taxa diária de quase $600.000 pelo FPSo, facilmente derrotando a competição. A capacidade de produção do FPSo é de 150.000 barris por dia de óleo e 8 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

A parceria entre a Queiroz Galvão e a SBM terminou em um distante segundo lugar, com uma oferta chegando a quase $900.000, enquanto a oSX entrou sozinha com uma proposta acima de $900.000.

“A taxa diária proposta pela Schahin-Modec ficou em linha com as ofertas apresentadas em antigas licitações similares da Petrobras,” disse uma fonte em condição de anonimato.

A Queiroz Galvão-SBM e a oSX parecem ter enfrentado problemas financeiros ao elaborarem suas respectivas propostas, com fontes dizendo que elas deliberadamente jogaram os preços no alto para demonstrar seu descontentamento.

A oSX ficou inicialmente alinhada com a BW offshore para o contrato de Cernambi norte, mas sua aliança se desintegrou alguns dias antes da apresentação das ofertas, disse outra fonte.

A Petrobras deve agora entrar em negociações exclusivas com a SchahinModec num esforço para assinar um acordo definitivo até o fim do ano.

A unidade será afretada por 20 anos e deve produzir em Cernambi norte, anteriormente conhecida como a acumulação de iracema, a partir de 2015.

A Schahin e a Modec já estão construindo dois FPSos para serem usados pela Petrobras no pré-sal na bacia de Santos, incluindo o FPSo Cidade de São Paulo, que será instalado no início de 2013 no campo de Sapinhoá, e o FPSo Cidade de Mangaratiba, que será instalado em Cernambi Sul no final de 2014.

A aliança entre a Queiroz Galvão e a SBM, por outro lado, está construindo outros dois FPSos afretados para a Petrobras. o FPSo Cidade de Paraty vai produzir em Lula nordeste em meados de 2013, enquanto o FPSo Cidade de ilhabela deve ser instalado em Sapinhoá norte no ano seguinte.

Uma outra licitação da Petrobras para afretar um novo FPSo, dessa vez na área do pré-sal de Carioca no Bloco BM-S-9, próximo ao campo de Sapinhoá, deve chegar ao mercado em 2013.

Rumores sugerem que a Schahin-Modec não poderá bidar na licitação de Carioca, uma vez que a Petrobras está buscando diversificar a contratação de unidades com a maior quantidade possível de empresas, apesar de que isso ainda não está definido.

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

Major contract: Petrobras chief executive Maria das Gracas Silva Foster Photo: rEUTErS/SCaNPiX

Schahin-Modec set to scoop deal for FPSO

Petrobras poised to hand newbuild floater contract to Japanese-Brazilian venture FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro

A joint venture between Brazilian engineering company Schahin and japanese player Modec international is poised to win a massive contract from Petrobras. the partners submitted the lowest bid for the charter of a newbuild floating production, storage and offloading vessel to be used in the Cernambi north area of the giant Lula pre-salt field in the Santos basin.

Well-informed sources said Schahin and Modec proposed a dayrate of nearly $600,000 for the FPSo, easily beating the competition. the production capacity of the large floater is listed at 150,000 barrels per day of oil and 8 million cubic metres per day of natural gas.

A partnership of Brazilian

group Queiroz Galvao and floater specialist SBM offshore finished a distant second place, presenting an offer in the high $800,000s, while oSX bid alone and proposed a dayrate of more than $900,000. “the proposed Schahin-Modec dayrate was pretty much in line with the bids submitted in previous such Petrobras tenders,” one source said on condition of anonymity. it is understood that both Queiroz Galvao-SBM and oSX faced financial problems while preparing their respective bids, with sources saying they deliberately proposed dayrates off the chart to voice their discontentment. oSX was initially aligned to bid in partnership with BW offshore for the Cernambi north contract,

but their alliance disintegrated a few days prior to the bidding date, another source said.

Petrobras is now expected to start exclusive negotiations with Schahin-Modec in an effort to sign a definitive deal by the end of the year. the unit will be chartered for 20 years and is due to produce first oil from Cernambi north, formerly known as the iracema pre-salt accumulation, starting in 2015.

Schahin and Modec are already building two floaters to be used by Petrobras in pre-salt fields in the Santos basin, including the Cidade de Sao Paulo FPSo, to be installed in early 2013 at the Sapinhoa field, and the Cidade de Mangaratiba FPSo, to be deployed at Cernambi South in late 2014. the Queiroz Galvao-SBM

alliance, on the other hand, is building two other chartered units for Petrobras. the Cidade de Paraty FPSo will produce first oil from Lula northEast in mid-2013, while the Cidade de ilhabela FPSo is scheduled to be installed in Sapinhoa north the following year.

A Petrobras tender to charter a new FPSo, this time for the Carioca pre-salt accumulation in Block BM-S-9 near the Sapinhoa field, is expected to hit the streets in 2013.

Market talk suggests that the Schahin-Modec consortium may not be allowed to present an offer for the Carioca FPSo, as Petrobras is looking to diversify its contracting bonanza among as many groups as possible, although that has not yet been confirmed.

The official Rio Oil & Gas 2012 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 E.L.Midia Editoria Ltda, Brazil.

This edition was printed on 17 September 2012. © All articles appearing in the Upstream Rio Oil & Gas 2012 show daily are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited.

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

ANP appeals against operations ban Brazil’s oil regulator has appealed against a high court decision that upheld an operating ban on Chevron and Transocean in the country, related to a spill at the Frade field last year, its top official said.

Magda Chambriard, director of Brazil’s National Petroleum agency (aNP), told reporters at rio Oil & Gas that putting a halt to drilling contractor Transocean would have an adverse impact both on

KATHRINE SCHMIDT Rio de Janeiro

pending exploration projects and on output.

“That means less oil production,” she said, adding that Transocean’s units make up roughly 10% of the rigs operating in Brazil.

Chevron said it had received a fine notice of 35 million reais ($17.5

million) from the aNP in connection with the spill.

“Chevron Brasil will review the fine amounts with the aNP,” a spokesman said, without elaborating on whether the company would contest the fine.

Chambriard said the amount was for 24 of 25 infractions issued against the company, saying the amount for a final infraction pertaining to the well’s abandonment was still being calculated.

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 3

ANP apela contra abandono no Campo de Frade A Agência Nacional do Petróleo (ANP) entrou com recurso na corte especial do Supremo Tribunal de Justiça nesta segunda-feira contra a decisão que apoia o abandono das operações da Chevron e Transocean no país, depois de um vazamento no campo de Frade no ano passado, disse sua diretora.

Magda Chambriard, diretora da ANP, disse aos repórteres na Rio Oil & Gas que a interrupção das operações da Transocean causaria um impacto adverso tanto nos projetos de exploração pendentes quanto na produção.

“Isso significa redução na

produção de petróleo”, ela disse, acrescentando que as unidades da Transocean correspondem a cerca de 10% das sondas que operam no Brasil.

A Chevron disse na segundafeira que recebeu uma notificação de multa de 35 milhões de reais ($ 17,5 milhões) da ANP com relação ao vazamento.

“A Chevron Brasil vai rever os valores da multa com a ANP”, disse um porta-voz, sem comentar se a empresa contestaria a multa.

Chambriard disse que o valor foi referente a 24 das 25 multas aplicadas à empresa, e que o valor final da multa relacionada ao abandono do poço ainda estava sendo calculado.

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Brazil To develop the right solutions to solve the challenges we’re facing in Brazil, local expertise - together with great minds from all over the world, is crucial.

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4 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

terça-Feira 18 Setembro 2012

global outlook

New technolgies vital for industry to meet demand Shell executive says application of cutting-edge techniques will become even more critical

GARETH CHETWYND Rio de Janeiro

The rapid and integrated application of new technologies has become more critical as the oil industry strives to meet rising energy demands and becomes increasingly focused on gas, according to a leading executive with Shell.

The Anglo-Dutch supermajor has already demonstrated the importance of the integrated aspect of technology application on the Parque das Conchas project in Brazil .

The company is keen on finding newer applications of its cutting edge technologies in areas such as geophysical imaging, and proprietary software and the development of wireless sensors that increase granularity of the subsalt image.

A recent statistic showing that Shell’s output of gas has now surpassed its crude production reflects the shift in energy opportunities around the globe.

The company’s huge investments in gas-to-liquids in Qatar are a case in point, and the company is looking to extend this experience to the growing supply of natural gas in the US. Visiting Rio Oil & Gas to address a panel on unconventional gas, Schotman noted that the technical developments in hydraulic fracturing that turned shale gas economic so spectacularly left room for more advances.

“One example is using fibre optics in wells to directly measure in real time which fracks have taken fluid or not, so you can directly modify the operation, reducing the number of fracks and reducing the water and energy needed,” Schotman added.

Improvements and lower costs in geophysical imaging can allow targeting sweet spots, learning not only if the molecules are there but also about the stiffness or elasticity of the reservoir, he noted.

Similarly the move to standardised rigs directed by algorithms was strengthening the case for the company’s shale gas developments in China, where scores of wells may be needed to get a clear picture of commerciality.

Shell has recently shot seismic in Brazil’s Sao Francisco basin, where unconventional and tight gas are the main plays, and plans to drill in the region, so such strategies could yet be applied in Brazil.

The Prelude floating liquefied natural gas project in Australia

In action: workers at a shale well site

also offers potential lessons for Brazilian application.

“This is a game-changer and makes LNG possible offshore for smaller fields... It lowers the threshold from 10 trillion cubic feet to 2 Tfc or 3 Tcf and can reduce costs and awkward pipeline landings in environmentally prestig-

ious terrain,” he said. Shell is already planning to launch FLNG projects on a regular cycle, reducing costs and building a learning curve.

“This is great for small accumulations that were not justifying before,” he said.

Shell’s recent downsizing of its

Photo: aFP/SCaNPIX

offshore portfolio in Brazil has not diminished the company’s appetite for the country.

“We have been in the eight of the last 10 licensing rounds. There is no lack of interest from us,” Schotman said.

Shell blazing a trail in Campos basin: Pages 30&31

Novas tecnologias vitais para indústria A AplicAção rápida e integrada dos novas tecnologias se tornou mais crítica, já que a indústria do petróleo luta para atender às crescentes demandas de energia enquanto se concentra cada vez mais na produção de gás, conforme constatou um executivo importante da Shell.

A Shell já demonstrou a importância do aspecto integrado da aplicação tecnológica no projeto parque das conchas no Brasil.

A empresa tem muito interesse em encontrar novas aplicações para as suas tecnologias avançadas em áreas como imagem geofísica e software proprietário, além do desenvolvimento de sensores sem fio, que aumentam a granularidade das imagens na região do pré-sal.

Dados estatísticos recentes que mostram que a produção de gás da Shell ultrapassou sua produção de petróleo bruto refletem a mudança nas oportunidades de energia no mundo, mas também indicam a mudança de foco. os grandes investimentos das empresas na conversão de gás para líquidos no catar são um caso em destaque, e a empresa está procurando estender a sua experiência para o crescente fornecimento de gás natural nos EUA. Visitando a Rio oil & Gas para participar de um painel sobre gás não convencional, Schotman observou que os desenvolvimentos técnicos no fraturamento hidráulico que tornaram o gás de xisto econômico criaram também espaço para mais avanços.

“Um exemplo é usar fibra ótica em poços para medir diretamente e em tempo real quais fraturas fornecem fluido ou não, assim você pode diretamente modificar a operação, reduzindo o número de fraturas e reduzindo a quantidade de água e energia necessária”, acrescentou Schotman.

Melhorias e custos reduzidos na produção de imagens geofísicas podem permitir que os pontos favoráveis sejam atingidos, verificando não apenas se as moléculas estão lá, mas também a dureza ou elasticidade do reservatório, observou ele.

Da mesma forma, a mudança para sondas padronizadas guiadas por algoritmos intensificou o caso de desenvolvimento de gás de xisto da empresa na china, onde graduações dos poços podem ser necessárias para obter uma ideia mais clara em termos de comerciabilidade.

A Shell recentemente realizou estudos sísmicos na Bacia do São Francisco no Brasil, onde gás não convencional e difícil de extrair é o alvo principal, e planeja perfurar na região, então tais estratégias ainda assim poderiam ser aplicadas no Brasil. o projeto de GNl embarcado de prelude na Austrália também oferece boas lições para a aplicação no Brasil. “isso é decisivo e possibilita a produção offshore de lNG em campos menores… Aumenta o limite de 2 ou 3 para 10 trilhões de pés cúbicos e pode reduzir custos e a instalação de dutos em terrenos de proteção ambiental”, ele disse.

A Shell já planeja lançar projetos de GNl embarcado considerando ciclos regulares, reduzindo custos e construindo uma curva de aprendizado. “isso é ótimo para pequenos acúmulos que eram justificados antes”, ele disse. A recente redução da Shell de suas operações offshore no Brasil não diminuiu o apetite da empresa pelo país. “Estivemos em 8 das últimas 10 rodadas de licenciamento. Não há falta de interesse da nossa parte”, disse Schotman.

Terça-Feira 18 Setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 5

brazil

HRT com grandes esperanças após poço em Solimões

Well gives HRT high hopes for Solimoes basin Brazilian player reckons Jurua prospect could be among the biggest gas fields in country

Brazilian explorer HrT is predicting that a well it has drilled in the Solimoes basin has sizeable production potential.

The 1-HrT-9-aM well was reported by the company to have tested at more than 700,000 cubic metres per day of natural gas.

The well was drilled on acreage that HrT operates with a 55% interest and where it is partnered

by UK-russian player TnK-BP holding 45%.

HrT reckons that a long-term rate of 3 million cubic meters is possible for the Jurua prospect on which the well was drilled. if confirmed, the flow rate would make Jurua the eighthlargest natural gas field in Brazil. it would be the third-largest onshore field after rio Urucu and Urucu East, Petrobras’ amazonian gas fields.

“Considering density and quality of the reservoir and the flow tests on the formations, this is one of the best gas wells ever drilled and tested in an onshore site in Brazil,” said Milton Franke, chief executive of HrT O&G, the HrT unit responsible for operations in Solimoes with TnKBP. The prospect, which has not yet been declared commercial, has an estimated 10 billion to 32 billion cubic metres of recoverable natural gas.

“This result shows that the Solimoes basin has one of the best gas potentials of all the Brazilian sedimentary basins, permitting the acceleration of our plan to monetise gas in the region,” said Marcio Melo, chief executive of HrT Participaçoes em Petroleo, HrT O&G’s parent company.

When combined with estimates for other tested wells in the region, HrT expects to be able to produce 6.5 MMcmd from three prospects. in addition to Jurua, HrT and TnK-BP expect flows of about 2 MMcmd from the prospect drilled by their HrT-5 well and 1.5 MMcmd from the prospect drilled by their HrT-8 well, Fabio Bueno, an HrT investor relations official told reuters.

Search the archive: HRT

Results: Marcio Melo, chief executive of HRT Participaçoes em Petroleo, HRT O&G’s parent company Photo: HrT

A HRT esTá prevendo que um poço perfurado na bacia do solimões possui um grande potencial de produção.

O poço 1-HRT-9-AM produziu a vazões de 700.000 metros cúbicos por dia de gás (cerca de 24.7 milhões de pés cúbicos por dia).

O poço foi perfurado em um bloco em que a HRT opera com 55% de participação e a russa TNK-BP tem 45%.

A HRT reconhece que uma vazão de 3 milhões de metros cúbicos é possível no longo prazo para o prospecto. se confirmada, a vazão fará do poço o oitavo maior campo de gás natural no Brasil. seria o terceiro maior campo onshore, após os campos de Rio Urucu e Urucu Leste, operados pela Petrobras.

“Considerando a densidade e qualidade do reservatório, e os testes de vazão nas formações, esse é um dos melhores poços de gás já perfurados e testados no onshore brasileiro,” disse

o diretor-presidente da HRT Oil & Gas, Milton Franke.

O prospecto, qua ainda não foi declarado comercial, tem uma estimativa entre 10 bilhões e 32 bilhões de metros cúbicos de gás recuperável. “esse resultado mostra que a bacia do solimões tem um dois maiores potenciais entre as bacias sedimentares brasileiras, permitindo a aceleração de nosso plano para monetizar o gás na região,” disse o CeO da HRT Participações, Márcio Mello.

Quando combinado com outros poços testados na região, a HRT espera ser capaz de produzir 6.5 milhões de metros cúbicos de três prospectos.

Além disso, a HRT e a TNK-BP esperam vazões de cerca de 2 milhões de metros cúbicos por dia do prospecto HRT-5 e 1,5 milhões de metros cúbicos por dia do prospeco HRT-8, disse Fábio Bueno, gerente de relações com investidores da HRT.

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6 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

terça-feira 18 Setembro 2012

floater market

OSX picks Keppel for work to supply FPSOs Singapore yard chosen to convert Gemini Star and Suhail Star VLCCs into OSX-4 and OSX-5 floaters

FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro

OSX haS picked Keppel Shipyard in Singapore to carry out conversion work on the OSX-4 and OSX-5 floating production, storage and offloading vessel hulls. however, OSX is waiting on technical specifications from its client OGX regarding the characteristics of these units.

“We ran a tender earlier this year, and Keppel submitted the best bid to carry out conversion of the two hulls.

“The reason why we haven’t signed the contract yet is because we need to see if OGX will make any major modification to the projects,” OSX chief executive Carlos Bellot told press at the Rio Oil & Gas conference.

Basic engineering on the Gemini Star and Suhail Star very large crude carriers, which will later be converted into the OSX-4 and OSX5 FPSOs, is complete.

The CKE consortium, comprising engineering companies Chemtech, Kromav and Exactum, was about 15% through the detailed engineering when work was interrupted, Bellot said, adding CKE will now have to wait on possible modifications before proceeding.

“Once OGX makes up its mind about the project, we will allow detailed engineering to progress, and when that is complete, we will sign the contract with Keppel immediately,” Bellot added. he said once the contract is officially signed, it should take between 12 and 14 months for Keppel to complete the conversion work on the two hulls, then an extra month for the units to sail to Brazil to begin integration at the OSX shipyard in Rio de

WhILE maSSIvE deep-water projects are continuing offshore, Brazil’s onshore regions could hold 208 trillion cubic feet or more of unconventional gas potential, an advisor to the country’s oil regulator said.

Olavo Colela Junior, an advisor to Brazilian regulator aNP, pointed to estimates of 64 trillion cubic feet in the Parnaiba Basin, 124 Tcf in the Parecis basin, and 20 Tcf in the Reconcavo basin.

“We’re still in the learning phase,” Colela told a panel at Rio Oil & Gas. however, panellists said whether and how those resources will be exploited will depend on a wide range of factors, including availability of infrastructure, the interest of service companies and the ability to find “sweet spots” of geological potential.

“We look at Brazil as a highpotential country,” Gerald Schotman, an executive president at Shell, told the audience.

The supermajor has a stake in five blocks, and farmed out a 40% stake to vale earlier this year and has been shooting seismic.

Brasil de olho no potencial de xisto Ready to sign: OSX chief executive Carlos Bellot at Rio 2012 yesterday Photo: GaretH CHetWYND

Janeiro state. OSX has already placed orders for the generators and water injection modules, and is negotiating with suppliers for delivery of the remaining equipment.

Each FPSO will have a production capacity of 100,000 barrels per day of oil and is expected to cost between $850 million and

$900 million. They are scheduled to be delivered to OGX in 2014 or 2015, and will be deployed on its shallow-water Campos basin fields.

Bellot added that OSX is in advanced negotiations with third parties regarding 10 potential new deals, including FPSOs and drilling rigs, which may double its

current order backlog. “We estimate these 10 new deals may be worth between $7 billion and $8 billion,” he said.

Bellot added that OSX’s current order book is worth around $7 billion and includes six FPSOs, four wellhead platforms, one pipelaying support vessel and 11 medium range oil tankers.

OSX escolhe Keppel para conversão de FPSOs A OSX eScOlheu a Keppel Shipyard de cingapura para realizar o trabalho de conversão dos cascos dos FPSOs OSX-4 e OSX-5.

A OSX, porém, está esperando pelas especificações técnicas da sua cliente OGX com relação às características dessas unidades.

“Realizamos uma licitação no início do ano e a Keppel apresentou a melhor proposta para realizar a conversão dos dois cascos. O motivo porque não assinamos ainda o contrato é que precisamos ver se a OGX fará alguma modificação importante nos projetos,” disse o diretor-presidente da OSX, carlos Bellot, durante uma coletiva de imprensa durante a conferência Rio Oil & Gas. A engenharia básica dos

Eyeing shale potential

navios-tanque Gemini Star e Suhail Star, que serão posteriormente convertidos nos FPSOs OSX-4 e OSX-5, já foi concluída.

O consórcio cKe, que reúne as empresas de engenharia chemtech, Kromav e exactum, já tinha concluído cerca de 15% da engenharia de detalhamento quando os trabalhos foram interrompidos, disse Bellot, acrescentando que o cKe terá agora de esperar pelas possíveis modificações antes de prosseguir. “uma vez que a OGX tome uma decisão sobre o projeto, permitiremos que os trabalhos de engenharia de detalhamento sejam retomados, e quando isso for concluído, assinaremos imediatamente o contrato com a Keppel,” acrescentou Bellot.

ele disse que uma vez que o contrato seja assinado oficialmente, deverá levar entre 12 e 14 meses para que a Keppel conclua o trabalho de conversão dos dois cascos, e depois mais um mês para que as unidades naveguem para o Brasil para iniciar sua integração no estaleiro OSX, no Rio de Janeiro.

A OSX já fez as encomendas para os geradores e módulos de injeção de água, e está negociando com seus fornecedores a entrega dos demais equipamentos. cada FPSO terá uma capacidade de produção de 100.000 barris por dia de petróleo e espera-se que custem entre $850 milhões e $900 milhões. A sua entrega para a OGX está programada

para 2014 ou 2015, e eles serão instalados nos seus campos em águas rasas na bacia de campos.

Bellot acrescentou que a OSX mantém negociações avançadas com terceiros com relação a 10 potenciais novas transações, incluindo FPSOs e sondas de perfuração, o que poderá dobrar a sua atual carteira de pedidos. “estimamos que essas 10 novas transações poderão totalizar entre $7 bilhões e $8 bilhões,” ele disse, acrescentando que a atual carteira de pedidos da OSX totaliza cerca de $7 bilhões e inclui seis FPSOs, quatro plataformas fixas, um navio de lançamento de linhas flexíveis e 11 navios-tanque de médio porte.

enquAntO inúmeros projetos em águas profundas são desenvolvidos offshore, o Brasil pode ter 208 trilhões de pés cúbicos ou mais de gás não-convencional nas regiões onshore do país, disse Olavo colela Junior, assessor especial da Agência nacional do Petróleo (AnP).

Olavo colela Junior fez estimativas de 64 trilhões de pés cúbicos na Bacia do Parnaíba, 124 trilhões de pés cúbicos na Bacia dos Parecis e 20 trilhões de pés cúbicos na Bacia do Recôncavo.

“Ainda estamos na fase de estudo”, disse colela em um painel na Rio Oil & Gas. Mas os panelistas disseram que a exploração destes recursos vai depender de vários fatores, incluindo a disponibilidade de infraestrutura, o interesse de empresas de serviços e a habilidade de encontrar “pontos favoráveis” de potencial geológico.

“Vemos o Brasil como um país de grande potencial”, disse Gerald Schotman, Presidente executivo da Shell, aos participantes do painel.

A Shell, umas das principais empresas do mundo neste setor, tem participação em cinco blocos, e repassou 40% da participação para a Vale no início deste ano e agora realiza o estudo sísmico. A empresa não revelou outros detalhes deste projeto.

Norwegian Pavilions Rio Oil & Gas 2012

1. Pavilion 4 2. Pavilion 4 Annex

Participants: X-37-4 515-2 X- 37-8 Y-47-7 516-2 X-37-5 518-1 X-47-2 519-1 518-3 515-1 X-37-1 520-1 X-37-12 516-1 X-37-11 Y-47-6

X-37-10 X-37-6 Y-47-5 X-37-2 Y-47-1 Y-47-3 Y-47-4 517-2 X-47-1 517-1 X-37-3 520-2 X-37-9 518-2 X-37-7 X-37-13

ADVANTEC AXESS DO BRASIL BERGEN GROUP DREGGEN BW OFFSHORE CERAGON NETWORKS ClampOn ESCO mpv EUREKA PUMPS FISHBONES INOCEAN INVENTURE MANAGEMENT JOTUN PAINT MIROS NOREQ NORWAY EXPORTS NOVENCO NPA - NORWEGIAN PETROLEUM ACADEMY

Pavilion 4 and Pavilion 4 Annex overview

OCTAGA VISUAL SOLUTIONS PG PUMP SOLUTIONS PETROLEUM TECHNOLOGY COMPANY RAPP BOMEK REMORA RESMAN SCANA DO BRASIL INDUSTRIAS STAR INFORMATION SYSTEMS STATOIL TESS THERMTECH TOMAX TTS ENERGY UMOE SCHAT-HARDING WILHELMSEN MARITIME SERVICES INNOVATION NORWAY

Norwegian Pavilions overview

Pavilion 4 Jotun Statoil X-47-1

Rapp Bomek X-37-2

X-37-1

Thermtech Advantec

X-37-3

Clampon X-37-5

X-37-4

X-37-13

PG Pumps

Innovation Norway

Meeting area

X-37-6 TTS

Noreq

Novenco Octaga

X-37-12

X-37-11 X-37-10 X-37-9

Pavilion 4

Bergen Group Dreggen X-37-8

Wilhelmsen X-37-7

To Pavilion 4 Annex

Pavilion 4 - Annex

BW Offshore

Remora Y-47-1

Y-47-7

Eureka Pumps Y-47-2

Resman

Y-47-3

Y-47-6

Y-47-5

Y-47-4

NPA

PTC

Scana

Inventure Management

515-1 515-2 Axess

Esco 518-1

518-3 Inocean

Meeting area

Star Information System

517-2 516-1

516-2

Norway Exports

Ceragon Networks

Umoe 518-2

517-1 Tess

Fishbones

519-1

Meeting area

Miros 520-1

520-2 Tomax

Pavilion 4 Annex

8 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

Statoil eyes innovation for boost at Peregrino Norwegian operator targets use of autonomous inflow control devices to help increase production MARK HILLIER Rio de Janeiro

NORWEGIAN operator Statoil is preparing to use innovative autonomous inflow control devices to help boost oil recovery from its Peregrino heavy oil field in the Campos Basin off Brazil.

Statoil Peregrino production director Johan Mikkelsen said the first of the devices, which are designed to delay and also reduce the impact of water breakthrough in long horizontal wells, should be installed in the first half of next year.

He said Statoil teams had identified about 10 wells at Peregrino that could benefit from the technology, which has the potential to add about 20 million barrels to reserves.

These devices are one of a number of advanced technologies that Statoil plans to make use of at Peregrino to boost recovery of

its 14 degrees API heavy crude.

Infill drilling and water injection optimisation, for example, are ongoing processes through the field’s life.

Mikkelsen also highlighted the potential for polymer injection, saying he “strongly believes” the technology will play a role at Peregrino.

Statoil is considering a pilot project for polymer injection that could begin in two to four years from now.

Peregrino started production in 2011. Output through the field’s floating production, storage and offloading vessel is about 85,000 barrels per day and should climb towards 100,000 bpd by the end of the year following completion of the field’s first multilateral well and one more traditional production well.

In the spotlight: Statoil’s Peregrino production director Johan Mikkelsen Photo: MarK HilliEr

Statoil busca inovação em Peregrino A operAdorA norueguesa Statoil está se preparando para usar novos dispositivos de controle autônomo de afluência para ajudar a melhorar a recuperação de petróleo de seu campo de óleo pesado em peregrino, na Bacia de Campos, na costa do Brasil. o diretor da produção de peregrino da Statoil, Johan Mikkelsen, disse que o primeiro dos dispositivos que são projetados para atrasar e também reduzir o impacto do avanço da água em poços horizontais longos deve ser instalado no primeiro semestre do próximo ano. ele disse que as equipes da Statoil tinham identificado cerca de 10 poços em peregrino que poderiam se beneficiar da tecnologia, que tem o potencial de adicionar cerca de 20 milhões de barris de reservas. estes dispositivos são de uma série de tecnologias avançadas que a Statoil planeja usar em peregrino para aumentar a recuperação de petróleo bruto pesado de 14 graus ApI. Aterros de perfuração e otimização de injeção de água, por exemplo, são processos em curso em toda a vida do campo.

Mikkelsen também destacou o potencial de injeção de polímero, dizendo que ele “acredita firmemente” que a tecnologia vai desempenhar um papel em peregrino. A Statoil está considerando um projeto piloto de injeção de polímero que pode dar certo de dois a quatro anos a partir de agora. peregrino iniciou a produção em 2011. A produção no FpSo é de cerca de 85.000 barris por dia e deve subir para 100.000 bpd até o final do ano após a conclusão do primeiro poço multilateral do campo e de um produtor mais tradicional.

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Currently, the shareholders of Sakhalin Energy are Gazprom (50% plus 1 share), Shell (27.5%), Mitsui (12.5%) and Mitsubishi (10%)

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Terça-Feira 18 Setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 9

brazil

Saipem rises up for Sapinhoa Contractor to supply riser system based on lazy wave technology for pre-salt field GARETH CHETWYND Rio de Janeiro

Saipem is set to supply a riser system based on steel lazy wave technology for the pre-salt Sapinhoa (Guara) North field after the company’s proposal was approved by the petrobras board.

The field requires 27 risers, of which at least 12 will be rigid, plus a free-standing gas export system and pipeline end terminations.

Saipem leva contrato de Sapinhoá

A Saipem deve fornecer um sistema de risers baseado na tecnologia lazy-wave de aço para o campo no pré-sal de Sapinhoa (Guará) Norte após a proposta da empresa ter sido aprovada pelo conselho de diretores da Petrobras.

O campo requer 27 risers, dos quais pelo menos 12 serão rígidos, além de um sistema de exportação de gás autônomo e terminais para linhas submarinas (PLETS).

A tecnologia lazy-wave é apenas um dos três designs de risers que a Petrobras qualificou até o momento para as condições de águas ultraprofundas e condições extremas de funcionamento do pré-sal.

Em 2011 a Petrobras concedeu à Subsea 7 um contrato de $1 bilhão para fornecer e instalar 27 risers de aço em catenária conectados a dois pares de boias submersas nos campos de Sapinho (Guará) e Lula Nordeste. Acredita-se que o novo contrato alcance valores bem superiores.

O terceiro conceito, baseado na tecnologia de riser tower, tem sido usado pela Petrobras nas versões híbridas autônomas nos campo de Roncador, e no campo de Cascade-Chinook no Golfo do México americano, mas ainda não no pré-sal.

Um quarto conceito, baseado em risers flexíveis, surgiu como opção para o próximo grande projeto de riser para o pré-sal porque o campo de Iracema Sul possui uma geometria de campo que aponta para ocorrência de um anel concêntrico de 22 risers em volta de uma FPSO posicionada em um ponto central.

Os testes no reservatório também revelaram a presença de óleo bruto muito com muito menos contaminantes do que em outros campos do pré-sal, permitindo que os risers flexíveis surjam como uma solução possível, disseram as fontes consultadas.

Lazy wave is just one of three riser designs that petrobras has qualified for the ultra-deepwater and sour service pre-salt conditions so far. in 2011, petrobras awarded Subsea 7 a $1 billion contract to supply and install 27 steel catenary risers connected to two pairs of submerged buoys on the

Sapinhoa (Guara) and Lula Northeast fields. The new contract is understood to be worth even more.

The third concept, based on riser tower technology, has been used in free-standing hybrid versions by petrobras on the Roncador field and on CascadeChinook in the Gulf of mexico, but

not yet in the pre-salt. a fourth concept, based on flexible risers, has emerged as an option for the next big riser project for the presalt because the iracema South field has a field geometry that points to a concentric ring of 22 risers around a centrally-positioned floating production, storage and offloading vessel. Reser-

voir tests also revealed much sweeter crude than elsewhere in the pre-salt, allowing flexibles to emerge as a possible solution, sources said.

Search the archive: Guara

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10 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Going deep again at Ceara

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

Petrobras will spud a second well following the success of its Pecem wildcat in the Ceara basin. the company said it plans to spud the Canoa Quebrada well in the bM-Ce-1 block in the basin in the next few weeks. the well will be about 73 kilometres from the Paracuru area, Petrobras said. the block is west of bM-Ce-2, where the initial wildcat was drilled.

Pecem-1 found an oil column of 290 metres (951 feet) at a depth of 4410 metres, the company said. that well was drilled by the Diamond offshore semi-submersible ocean Courage, which is contracted to Petrobras through 2015.

Indo mais fundo no Ceará A PetrobrAs vai perfurar um segundo poço após a bem-sucedida descoberta de Pecém na bacia do Ceará, afirmou a companhia.

A companhia disse que nas próximas semanas vai perfurar o poço Canoa Quebrada no bloco bM-Ce-1 na mesma bacia. o poço será perfurado a cerca de 73 quilômetros da área de Paracuru, a Petrobras afirmou ao Upstream sem dar mais detalhes. o bloco está localizado a oeste do bM-Ce-2, onde o primeiro poço foi perfurado.

Pecém-1 descobriu uma coluna de óleo de 290 metros (951 pés) a uma profundidade de 4.410 metros, a Petrobras afirmou em comunicado no dia 2 de agosto. o poço foi perfurado pela sonda semi-submersível ocean Courage, da Diamond offshore, que está sob contrato com a Petrobras até 2015.

Espirito Santo wildcat: the Queiroz Galvao-owned semisub Gold Star

Petrobras turning the bit in Espirito Santo New wildcat in ultra-deep waters is part of two-well programme to delineate Indra find

FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro

Petrobras has started drilling a new wildcat in the ultra-deep waters of the espirito santo basin, as part of a two-well programme to better delineate the high-profile Indra post-salt discovery in block bM-es-32.

Petrobras and project partner statoil made the Indra light oil hit in sandstone reservoirs in December 2010, at a water depth of about 2100 metres, one of the deepest oil

finds made in the espirito santo basin to date. the companies began drilling the Ganesha well on 14 september in 2002 metres of water.

It is targeting the Cretaceous section of the Urucutuca formation, using the Queiroz Galvaoowned semi-submersible rig Gold star. the plan is to drill the well to a final depth of around 5700 metres,

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Petrobras has said in the past that it intends to use installed infrastructure in Golfinho to help in the future development of recent deep-water discoveries made in the espirito santo basin.

Indra was drilled in the centrenorth portion of the licence.

Ganesha and Videsh will test the extension of the main reservoir to the south-west and southeast, respectively.

Petrobras foca atenção no Espírito Santo A PetrobrAs começou a perfurar um novo poço em águas ultraprofundas da bacia do espírito santo, como parte de um programa exploratório de dois poços que busca delinear melhor a descoberta no pós-sal de Indra no bloco bM-es-32.

A Petrobras e a parceira statoil fizeram a descoberta de óleo leve de Indra em reservatórios do arenito em dezembro de 2010, em lâmina d’água de aproximadamente 2.100 metres, uma das mais profundas descobertas feitas até o momento na bacia do espírito santo.

As companhias iniciaram em 14 de setembro a perfuração do poço Ganesha em lâmina d’água de 2.002 metros, visando a seção Cretácea da formação Urucutuca, usando a sonda semi-submersível Gold star, de propriedade da Queiroz Galvão. o plano é perfurar o poço até uma profundidade final de cerca de

5.700 metros, acima da camada de sal na área. o poço será seguido imediatamente do prospecto Videsh no início de 2013, na área conhecida como Parque dos Deuses. estimativas sugerem que a acumulação de Indra possui óleo entre 25 e 30 graus API, com a qualidade do óleo similar ao campo de Golfinho, localizado a cerca de 70 quilômetros a noroeste do bM-es-32.

A Petrobras afirmou no passado que tinha a intenção de usar a infraestrutura em Golfinho para ajudar no desenvolvimento futuro das recentes descobertas em águas ultra-profundas na bacia do espírito santo.

Indra foi perfurado na porção centro-norte da licença. Ganesha e Videsh vão testar a extensão do reservatório principal para o sudoeste e sudeste, respectivamente.

Terça-feira 18 setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 11

falkland islands

Gas discovery at Loligo well declared by FOGL Exploration reveals strong gas shows says company while heralding ‘encouraging’ results

DANICA NEWNHAM Perth

Falkland Oil & Gas (FOGl) has declared its loligo exploration well in the East Falkland basin a gas discovery.

The loligo 42/07-01 well was drilled to a depth of 4043 metres, and penetrated six Tertiary aged reservoir objectives.

The Uk-listed company said strong gas shows were seen while drilling through each of the horizons, and wire line data had indicated that all six targets were comprised of fine-grained sandstones, siltstones and claystones.

Gas-bearing zones were hit over a 1300-metre vertical interval from 2420 metres deep.

Within the T5 target, two main hydrocarbon-bearing zones were encountered, measuring 46 metres and 59 metres. The com-

pany said pressure data and fluid samples could not be obtained due to the fine-grained nature of the sediments in the gas-bearing zone.

FOGl chief executive Tim Bushell called the initial results encouraging.

“They have demonstrated that hydrocarbons have migrated into the Tertiary Channel play,” he said.

“It is also clear that loligo is a valid trap that contains multiple gas-bearing zones, with over 100 metres of hydrocarbon-bearing reservoir,” he said.

Bushell said a work programme focusing on reservoir distribution would be undertaken to find the “sweet spots”.

FOGl has a 75% stake in the well, which will now be plugged and abandoned, while Edison holds 25%.

Valid: FOGL chief executive Tim Bushell Photo: alf Ove Hansen

Falkland faz descoberta em Loligo A Falkland Oil & Gas (Fogl) declarou uma descoberta de gás em seu poço de exploração em Loligo, na bacia oriental de Falkland.

O poço 42/07-01, em Loligo, foi perfurado até uma profundidade de 4.043 metros e penetrou seis objetivos terciários de reservatórios.

A empresa disse que fortes indícios da existência de gás foram vistos durante a perfuração através de cada um dos horizontes.

Zonas de rolamento de gás foram atingidas durante um intervalo vertical de 1.300 metros, a uma profundidade de 2.420 metros. Dentro da meta T5, duas zonas de rolamento principais de hidrocarbonetos foram encontradas, medindo 46 metros e 59 metros.

A empresa disse que os dados de pressão e as amostras de fluidos não podem ser obtidos, devido à natureza dos sedimentos na zona de rolamento de gás. O diretor executivo da FOGL, Tim Bushell, achou os resultados iniciais animadores.

“Eles demonstraram que os hidrocarbonetos migraram para o Terciário. Também é notório que Loligo é uma armadilha válida que contém múltiplas zonas de rolamento de gás, com mais de 100 metros de reservatório de rolamento de hidrocarbonetos “, disse ele. Bushell disse que um programa de trabalho com foco em distribuição de reservatório seria realizado para encontrar “pontos favoráveis”.

A FOGL tem uma participação de 75% no poço, que vai agora ser ligado e abandonado, enquanto Edison detém 25%.

12 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Terça-feira 18 Setembro 2012

gulf of mexico

EPL in $550m swoop for shallow-water assets New Orleans company buys US Gulf stakes that Hillcorp Energythat includes ex-Chevron trio

EOIN O’CINNEIDE London

EPL Oil & Gas has paid $550 million for a host of shallow-water assets in the Gulf of Mexico from a fellow US company.

The New Orleans-based outfit is in the process getting its hands on three fields that seller Hilcorp Energy previously bought from Chevron.

All together, the shallow-water Gulf of Mexico shelf oil and gas assets have a combined current production of 10,000 barrels of oil equivalent per day, half of which is oil.

EPL said the estimated proven resources across the assets is 36.3 million boe, 54% of which is comprised of oil.

“The properties include three fields that Hilcorp had acquired from Chevron in Ship Shoal Block 208, South Pass 78, and South Marsh Island 239, which are all on the Central Gulf of Mexico shelf in the vicinity of EPL’s existing core field areas,” the company said.

It added that the three fields account for 64% of the current proven reserves.

“The currently estimated asset retirement obligation to be assumed by EPL in the acquisition is expected to total approximately $120 million,”it added. In May,

EPL spent $32.4 million buying out W&T Offshore in the South Timbalier 41 field in the US Gulf.

In January it spent $201.5 million on producing oil and gas assets in the shallow-water Gulf of Mexico from Anglo-Suisse Off-

shore Partners. EPL chief executive Gary Hanna said the latest deal nearly doubles the company’s proven reserves to about 74 million boe and inceases its production to more than 20,000 barrels of oil equivalent per day.”

Deal: EPL Oil & Gas chief executive Gary Hanna

EPL compra ativos no Golfo por $550m A EPL OiL & Gas pagou $ 550 milhões por ativos em águas rasas no Golfo do México, comprando-os do seu compatriota Hilcorp.

A empresa vendedora havia comprado os três ativos da Chevron, e estima-se que tenham uma produção combinada de 10.000 barris de óleo equivalente por dia atualmente, metade dos quais é de óleo.

A EPL disse que os recursos estimados comprovados somam 36,3 milhões boe, 54% do qual é composto de óleo.

“As propriedades incluem três campos que a Hilcorp tinha adquirido da Chevron nos blocos Ship Shoal 208, South Pass 78 e South Marsh island 239, que estão todos na plataforma continental da área central do Gulfo do Mexico, nas proximidades das áreas considerados as mais importante”, a empresa informou.

Acrescentou que os três campos eram responsáveis por 64% das atuais reservas comprovadas.A obrigação de retirada de ativos a ser assumida pela EPL na aquisição deverá totalizar aproximadamente $120 milhões”, acrescentou. Em maio, o EPL gastou $32,4 milhões comprando os ativos de W & T Offshore no campo de South Timbalier 41 no Golfo do Mexico.

Em janeiro, a empresa comprou ativos de petróleo e gás em águas rasas no Golfo de México, pagando $201,5 milhões para a Anglo-Suisse Offshore.

O presidente da EPL Gary Hanna disse que a aquisição quase dobrou as reservas provadas da empresa para cerca de 74 milhões de boe e aumentou a sua produção para mais de 20.000 barris de óleo equivalente por dia.”

Photo: ePl

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Terça-Feira 18 setembro 2012

company news

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 13

SembCorp Marine buys SLP Singaporean fabricator swoops for engineering outfit in $4.1 million deal that gives it presence in UK and North Sea JOSH LEWIS Perth

Singaporean fabricator Semb­ corp Marine has bought Smulders group’s wholly­owned subsidiary SLp engineering, giving the buyer a new presence in the UK. SembCorp said it signed a sales and purchase agreement that will see it pay about £2.5 million ($4.1 million) for all of the shares in the company and settlement of the intercompany loans of SLp. The new entity will be renamed Sembmarine SLp and be held through a newly incorporated company named Sembmarine north Sea, which will be 70% owned by SembCorp Marine sub­ sidiary SMoe and 30% owned by eight members of the SLp man­ agement team.

“Following the acquisition, Sembcorp Marine will now have a footprint in the UK, providing syn­ ergistic support and reaching out to its north Sea clientele,” said SMoe managing director Ho nee Sin. “SLp offers the opportunity for future growth in new business areas within the renewable ener­ gy sector as well as in the fabrica­ tion of minimum facilities plat­ forms for marginal oil and gas fields in the north Sea and asia pacific waters.”

SembMarine compra SLP A Sembcorp marine comprou a SLp engineering, uma subsidiária da Smulders Group, dando ao comprador uma nova presença no reino Unido.

A Sembcorp disse que assinou um contrato de compra e venda que irá custar cerca de 2,5 milhões libras ($4,1 milhões) para todas as ações da empresa e liquidando os empréstimos tomados pela SLp. A nova entidade será renomeado SLp Sembmarine e será rebatizada por meio de uma nova empresa chamada Sembmarine North Sea, com uma participação de 70% a ser detida pela Some, subsidiária da Sembcorp marine, e 30% por oito membros da equipe de gestão SLp.“Após a aquisição, a Sembcorp marine terá uma presença no reino Unido, fornecendo suporte sinérgico e chegando a sua clientela do mar do Norte”, disse o diretor-gerente da Smoe Ho Sin Nee. “A SLp oferece a oportunidade para crescimento no futuro em novas áreas de negócio no setor de energia renováveis, bem como na fabricação de plataformas e instalações mínimas de petróleo e gás marginal no mar do Norte e águas da Ásia-pacífico”.

14 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Huisman eyes Brazil market

duTcH fabricator Huisman is making a play on the Brazilian market as it gets to work on a new production facility.

The company — which specialises in lifting, drilling and subsea solutions — is building a new centre beside the Itajai-acu river in navegantes, in Santa catarina state in south-east Brazil.

The facility, for which landfill work has already begun, will make construction equipment for the Brazilian offshore market, Huisman said.

The dutch player shied away from putting an investment value on the project and did not reveal how many local or international jobs would be created.

The first investment phase includes over 15,000 square metres of production space. The second phase includes a 200-metre-long quay site with an artificial bay.

“With the quayside in place, the Huisman do Brasil facility will be easily accessible for seagoing vessels, allowing for fast installation, commissioning and testing of the Huismandesigned and built offshore construction equipment onboard,” the company said.

“The new facility is planned to be operational in the second half of 2013.”

Huisman de olho no mercado brasileiro A holAndesA huisman está de olho no mercado brasileiro, uma vez que começa a trabalhar para construir uma nova fábrica de produção no país.

A companhia – especializada em soluções subsea e de perfuração – está construindo um novo centro perto do rio Itajaí-Açu em navegantes, em santa Catarina.

A fábrica, cuja construção já teve início, fará equipamentos de construção para o mercado offshore brasileiro, afirmou a huisman.

A companhia preferiu não divulgar o valor do investimento e não revelou quantos empregos serão criados com a construção da fábrica.

A phase inicial de investimentos vai incluir uma área de 15.000 metros quadrados. A segunda fase vai incluir um cais de 200 metros com uma baia artificial.

“Com o cais pronto, a fábrica da huisman do Brasil será acessível para navios, permitindo um rápido atracamento, comissionamento e testes.”

“A nova fábrica da huisman deve entrar em operações no segundo semestre de 2013.”

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

Pulled: OGX has returned Block BM-S-29, home of the Abacate find, which was drilled by the semisub Sovereign Explorer

Shallow Santos blocks discarded by duo OGX and Sonangol return offshore blocks to ANP following disappointing drilling results FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro

OGX and Sonangol Starfish have returned two offshore blocks to the Brazilian national Petroleum agency (anP), in a fresh sign the shallow-water portion of the Santos basin may not hold as much hydrocarbons potential as its ultra-deepwater section.

It is understood the companies will now focus their drilling operations on different areas, both on and offshore, following disappointing drilling results at the two licences.

OGX returned Block BM-S-29 a

few weeks ago after it decided not to carry out the evaluation plan previously agreed with the anP. BM-S-29 was the home of the abacate discovery, made in 2009

by Maersk Oil. OGX eventually farmed-in to the block, first acquiring a minority stake, then taking over the operatorship and full control of the licence.

The commercial potential of abacate was never disclosed, but OGX took on the commitment two years ago to spud an extension well in the block by September 2012.

However, the extension well was not drilled and the block was handed back instead.

The original abacate discovery well was drilled by the Transocean semi-submersible rig Sovereign Explorer in water depths of about 100 metres.

Separately, Sonangol Starfish opted to return Block BM-S-60 to the anP after a lengthy programme with the drilling of the Pelicano wildcat, which cost three times more than originally expected.

Pelicano was drilled by the semi-

sub GSF arctic I in 139 metres of water and targeted a final depth below the salt cap at beyond 6000 metres.

Sonangol Starfish detected traces of oil and gas at the probe, but final logging results showed Pelicano was not a commercial find.

The company is now expected to direct its resources towards the development of small fields in the onshore Potiguar and Reconcavo basins.

Sonangol Starfish operated the permit with a 60% stake and was partnered by Petrobras with the remaining 40%.

Blocos em águas rasas de Santos são devolvidos A oGX e A sonangol starfish devolveram dois blocos offshore para a Agência nacional do Petróleo (AnP), num novo sinal de que a porção de águas rasas da bacia de santos pode não possuir um potencial de hidrocarbonetos tão grande quanto a seção de águas ultra-profundas.

As companhias parecem estar agora focando suas operações de perfuração em outras áreas, tanto onshore quanto offshore, após resultados decepcionantes nas duas licenças.

A oGX devolveu o Bloco

BM-s-29 há algumas semanas depois que decidiu não prosseguir com o plano de avaliação previamente acordado com a AnP. o BM-s-29 é onde ocorreu a descoberta de Abacate feita em 2009 pela Maersk oil. A oGX eventualmente adquiriu uma participação minoritária no bloco, e depois assumiu a operação e o controle total da licença. o potencial comercial de Abacate nunca foi revelado, mas a oGX havia se comprometido há dois anos a perfurar um poço de extensão no bloco até setembro de 2012.

Abacate foi perfurado pela sonda semi-submersível sovereign explorer, de propriedade da Transocean, em lâmina d’água de cerca de 100 metros. separadamente, a sonangol starfish optou por devolver o Bloco BM-s-60 para a AnP após uma longa campanha exploratória de perfuração do poço Pelicano, que custou três vezes mais do que o esperado originalmente.

Pelicano foi perfurado pela sonda GsF Arctic I em lâmina d’água de 139 metros e seu objetivo estava localizado a

uma profundidade final abaixo da camada de sal, além de 6.000 metros.

A sonangol starfish detectou traços de óleo e gás no poço, mas a avaliação final mostrou que Pelicano não era uma descoberta comercial.

A companhia espera agora direcionar seus recursos para o desenvolvimento de pequenos campos de petróleo nas bacias onshore de Potiguar e Recôncavo.

A sonangol starfish operava o bloco com uma participação de 60% e tinha como parceira a Petrobras com os demais 40%.

www.ibp.org.br

Indústria ressalta urgência de novas licitações na abertura da Rio Oil & Gas 2012 Industry heavyweight calls for action on new liensing rounds

p16 Painel mostra resultados positivos em formação de pessoal Panel believes Brazil making progress on workforce shortages. p17 ANP estuda regras para reservatórios não convencionais Brazil’s unconventional rules in the spotlight. p18&19 Fontes alternativas mobilizam o debate sobre geopolítica do petróleo US shale gas and tight oil changing industry geopolitics.

p19 Especialistas discutem futuro do etanol no Brasil Ethanaol’s place in Brazil’s energy mix. p20 Feira traz ao Rio as novidades tecnológicas Amazing technological innovations on show. p21 Programação da conferência Conference programme. p22

Financiamento do BNDES atinge pequenas e médias empresas de óleo e gás BNDES focus on small and medium-sized players. p23 Empresas buscam alternativas para atender aumento da demanda por energia e reduzir emissões de CO2 Top companies investing to meet surging demand. p24

Bem-vindo a conferência

Welcome to the show

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Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

Indústria ressalta urgência de novas licitações na abertura da Rio Oil & Gas 2012 Os apelos pela urgência da realização de novas rodadas de licitações de áreas de petróleo, suspensas desde 2008, marcaram a abertura da 16ª Rio Oil & Gas, hoje (17) no Riocentro. O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos de Luca, ressaltou que a indústria do setor vê “com grande preocupação” a não realização da 11ª Rodada.

De Luca alertou que, sem uma nova rodada da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que possibilite às empresas a exploração de novas áreas, o setor está chegando “ao limite do limite”. Os riscos, segundo ele, não se resumem às grandes empresas, mas também aos negócios de pequeno porte.

A preocupação do presidente do IBP foi compartilhada pelo presidente da

Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), Eduardo Eugênio Gouvêa Vieira, para quem “é urgente” a realização das rodadas como parte das iniciativas para enfrentar os desafios determinados pelo pré-sal.

O secretário de Estado de Desenvolvimento do Rio de Janeiro, Julio Bueno, representando o governador Sérgio Cabral, também salientou a necessidade de que as novas rodadas se tornem uma realidade, assim como o governador do Estado do Espírito Santo, Renato Casagrande.

Do Ministério das Minas e Energia, porém, veio a má notícia de que ainda não há uma data prevista para que a 11ª Rodada seja deflagrada, já que a iniciativa depende do andamento do Projeto de Lei que trata dos Royalties do petróleo, em tramitação no Congresso

Nacional. O Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Marco Antonio Martins Almeida , frisou, entretanto, que apesar de não ter trazido ao Riocentro “a grande notícia”, há iniciativas importantes em andamento, entre as quais destacou os avanços em torno das regras e cumprimento das determinações relativas ao conteúdo local.

Diretora-geral da ANP, Magda Chambriard não tratou do tema das rodadas, mas frisou que a Agência tem investido em novos estudos geológicos e geofísicos para reduzir os riscos para as empresas e atrair investimento público e privado para os novos leilões, a partir do momento em que sejam retomados.

De Luca, do IBP, observou que a Rio Oil & Gas está comemorando 30 anos em 2012,

com a expectativa de atrair 55 mil visitantes até a próxima quinta-feira. O evento passou de 5.000 metros quadrados de feira, em 1982, em sua primeira edição, para 39.500 metros quadrados este ano.

O Ministro da Ciência e Tecnologia, Marco Antônio Raupp, anunciou o lançamento do programa Inova Petro, que visa capacitar fornecedores para a cadeia de petróleo e gás. A iniciativa representa financiamento no valor de R$ 3 bilhões, geridos pelo BNDES, e conta com o apoio técnico da Petrobras e da Finep (Financiadora de Estudos e Projetos).

Prêmio: Na abertura da Rio Oil & Gas foi entregue o Prêmio Leopoldo Américo Miguez de Mello a um dos fundadores do IBP, o engenheiro químico William Zattar, que ingressou na indústria de petróleo e gás em 1950.

Industry heavyweights call for action on new licensing rounds URGENT appeals for the resumption of new licensing rounds marked the opening day of the 16th Rio Oil & Gas conference in Riocentro yesterday.

The events were suspended in 2008 before the 11th round could take place and the industry is “very worried” at the lack of action in getting them going again, said Brazilian Petroleum Institute president João Carlos de Luca.

De Luca warned Brazil’s regulatory agency ANP that the sector was reaching the “limit of the limits” and that new areas must go on the block. The lack of action was affecting even smaller companies, he added.

Those comments were backed up by other industrial and political heavyweights, including Eduardo Eugênio Gouvêa, the head of the Rio de

Janeiro Federation of Industries (Firjan).

Gouvêa said action was “urgent” if the sector is to address the challenges inherent in developing Brazil’s pre-salt reserves and both Julio Bueno, the Rio de Janeiro state Development Secretary, and the governor of Espírito Santo, Renato Casagrande, agreed.

However, any hopes the government might announce a new round at this year’s conference were immediately dashed by the Secretary of Oil, Gas & Renewable Fuels Marco Antonio Martins Almeida.

Almeida said he had no news because a date for the 11th round was dependent on Congress passing a controversial royalties bill.

However, Almeida said progress was being made in other areas and

highlighted talks to decide on how best to update and ensure compliance with the country’s local content regulations.

Without touching directly on the issue of the licensing rounds, ANP director general Magda Chambriard said the agency has invested in geological and geophysical studies that will reduce the risk for private companies and help attract investment in new auctions when they do finally take place.

The conference began at Riocentro on Monday morning and is expected to attract 55,000 people before it winds up on Thursday evening.

Now in its 30th year, the event is now one of the most important on the oil and gas calendar.

After starting in Rio in 1982 in an area of 5000 square metres, this year’s

conference will cover 39,500 square metres and is the biggest of its kind in Latin America. One of the new initiatives this year is the Inova Petro programme.

Unveiled by Science & Technology Minister Marco Antônio Raupp, the programme is designed to train and prepare suppliers all along the production chain.

Inova Petro is being funded to the tune of about $1.5 billion by Brazil’s government-run development, Petrobras and Finep.

•• THE first morning of the event was marked by the presentation of the Leopoldo Américo Miguez de Mello Prize to chemical engineer William Zattar.

Zattar was one of the founders of the IBP and has worked in the industry since 1950.

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Terça-Feira 18 Setembro 2012

Tuesday 18 September 2012

Painel mostra resultados positivos em formação de pessoal TreinamenTo, pesquisa e desenvolvimento foram os pontos discutidos no painel “Formação e Certificação de Pessoal”, no primeiro dia da rio oil & Gas. Coordenado pelo Superintendente de Planejamento e Pesquisa da agência nacional de Petróleo, elias ramos de Souza, a palestra focou nos resultados já atingidos a partir de programas de qualificação de mão de obra e fomento da pesquisa no Brasil.

De acordo com Joaquim Passos,

diretor da associação Brasileira de engenharia industrial, a aBemi, o Brasil está em segundo lugar no ranking de dificuldade em encontrar mão de obra qualificada, perdendo apenas para o Japão. ele falou sobre a nCCer, fundação americana que oferece treinamento qualificado para mais de 70 áreas, oferecendo certificado próprio aceito em todos os países e que agora implementa aulas virtuais para

seus alunos. modelo que, de acordo com Passos, deve ser trazido e ampliado no país.

Para o diretor de tecnologia e inovação da CoPPe, Segen Stefen, o Brasil já está a caminho de superar o problema. “a instituição vem ampliando sua estrutura. São 325 professores doutores responsáveis por 2.800 alunos que sairão absolutamente preparados para o mercado de trabalho”, afirmou.

o gerente de tecnologia da BG Brasil, Damian Popolo, falou sobre a experiência da empresa em parceria com universidades federais, com o Programa Ciência Sem Fronteiras do Governo Federal. “enquanto o CnPq oferece a bolsa, nós a complementamos e pagamos todas as taxas das universidades de fora. isso aumenta o interesse do estudante”, explica Popolo. a BG investirá no Programa U$ 2 bilhões, até 2020.

Panel believes Brazil making progress on workforce shortages Brazil is second only to Japan when it comes to shortages of skilled workers, the panel on “Workforce Training and Certification” revealed on monday in one of the early debates at rio oil & Gas. Brazil has much to do and can learn from foreign programs such as nCCer, an american foundation that offers hands on and online training in 70 areas, said Brazilian association of industrial engineering director Joaquim Passos.

Segen Stefen, the technology and innovation director of CoPPe/UFrJ, believes Brazil is on its way to resolving the problem.

“The institution has been getting bigger,” he said. “There are 325 teachers responsible for 2800 students who will leave here well prepared for the jobs market.” another executive spoke of his company’s partnership with the federal government through the Science Without Borders programme.

BG Brasil will invest U$ 2 billion by 2020 in helping the government fund scholarships, said Damian Popolo, the company’s senior manager of government relations.

Science Without Borders is the biggest of its kind ever launched in Brazil and hopes to send 100,000 Brazilian students abroad to study by 2014.

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Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

ANP ESTUDA REGRAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS A definição de regras e contratos para exploração de reservas não convencionais no Brasil, sobretudo de shale gas (gás de xisto) já é uma preocupação para a Agência nacional de Petróleo, Gás natural e Biocombustíveis (AnP), segundo adiantou o assessor da diretoria da instituição, olavo Colela Junior, na Rio oil & Gas. em painel sobre Reservatórios não Convencionais, o executivo disse que esses contratos terão que prever tempo de concessão, um programa exploratório mínimo, exigências de conteúdo local, segurança e meio ambiente – especialmente no tratamento da água. ele salientou que o shale gas está ganhando tal espaço nos estados Unidos e no mundo que “já se tornou uma questão de geopolítica”. no Brasil, segundo lembrou Colela Junior, as principais reservas não convencionais já mapeadas estão localizadas nas Bacias do Parnaíba, Parecis e Recôncavo – que totalizam possíveis recursos de mais de 200 trilhões de pés cúbicos (tcf) - , sendo que já há operações iniciais na Bacia de São francisco. o assessor da AnP lembrou que o gás não convencional suscita grandes questionamentos

ambientais e já foram estabelecidos, internacionalmente, regras relativas a como agregar as comunidades locais nos projetos, tratar a água, trabalhar em economia de escala para redução dos custos e o marco regulatório.

Segundo ele, todas essas questões estão sendo analisadas no Brasil.

Colela Junior não acredita que haverá grandes dificuldades na definição de um marco regulatório para os reservatórios não convencionais no Brasil. de acordo com ele, não será necessária nenhuma mudanças na lei de petróleo e gás para isso e a adaptação das regras poderá ser conduzida pela própria AnP. “estamos em fase de aprendizado na Agência e estamos aprendendo muito na Bacia de São francisco”, disse. o vice-presidente de pesquisa energética da iHS, Bob fryklund considera promissor o potencial para exploração de reservatórios não convencionais no País. Para ele, a boa notícia é que a Bacia de São francisco está em ótimo local, perto de Brasília e de Belo Horizonte, ainda que haja problema com as estradas. Por sua vez, a Bacia do Parnaíba é uma área com

ferrovias, mas isolada. A boa notícia, segundo ele, é que nenhuma dessas bacias está em área ambiental mais sensível, como a Amazônia.

Gerald Schotman, vice-presidente executivo da Shell, que também participou do painel sobre Reservatórios não Convencionais e dispõe de um projeto onshore na Bacia do São francisco, disse que ainda é muito cedo para se pronunciar sobre o potencial desse negócio. “na minha experiência, nenhuma bacia não convencional ou de gás confinado é igual. Para entender o que podemos obter numa bacia, temos que fazer muito mais do que a sísmica normal e ali apenas começamos na fase de exploração”, disse.

Schotman and fryklund ressaltaram a importância dos avanços tecnológicos para facilitar a exploração dos reservatórios não convencionais com redução de tempo para definição da localização das reservas e perfuração, além de redução de custos. o executivo da Shell disse que a empresa tem investido no desenvolvimento de equipamentos de fibra óptica e em softwares específicos para esses reservatórios.

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Terça-Feira 18 Setembro 2012

Tuesday 18 September 2012

Fontes alternativas mobilizam o debate sobre geopolítica do petróleo Unconventional rules in the spotlight The rules and regulations surrounding the development of Brazil’s untapped reserves of unconventional oil and gas are a worry and their exploration and production must be preceded by a clear definition of rules and contracts, a leading member of regulatory agency ANP said on Monday.

Contracts must define concession period, minimum exploration details, local content rules and have clear environment guidelines, particularly when it comes to water treatment, Olavo Colela Junior, an advisor to the ANP board said on the Unconventional Reservoirs panel.

Shale gas is becoming so important in the US and elsewhere that “it is becoming a geopolitical question,” Colela Junior said.

The main unconventional reserves found in Brazil so far are in the Parnaíba, Parecis and Recôncavo Bays and are estimated at 200 trillion cubic feet.

Initial work has begun at another site in the São Francisco Bay. Solela Junior said he believes no major changes are necessary in the country’s oil and gas legislation and that the ANP can adapt the existing rules to accommodate the exploration and production of unconventionals.

“We are in a learning phase

at the agency and we are learning a lot at the São Francisco Bay,” he said.

Another participant on the panel said Brazil’s unconventional reserves are well located and not close to areas such as the Amazon, where environmental questions could hamper their development. however, although the São Francisco Bay is close to both Belo horizonte and Brasilia roads in and out of the area are poor, and while the Parnaiba Bay has a railway line it is quite isolated, said Bob Fryklund, vice president of consultancy IhS. Furthermore, it is still early to determine the reserves’ true potential, said Shell executive vice president Gerald Schotman.

“In my experience, no area with unconventionals or tight gas is the same,” Schotman said. “To understand what we can get from it we have to do much more than the normal seismic tests before starting exploration drilling.”

Schotman and Fryklund both stressed that technological advances have made the exploration of unconventionals easier, quicker and cheaper.

Schotman said Shell is investing in developing fibre optic equipment and software to address the specific challenges of unconventional reservoirs.

OS eleMeNTOS da nova geopolítica do petróleo e o papel do Brasil neste novo cenário foram discutidos em painel realizado ontem (17/9), com participação do diretor da ANP, helder Queiroz e do diretor da United States energy Information Administration (eIA)/Departament of energy (DOe), Adam Sieminski, e moderado por Giovani Machado, superintendente de Petróleo e Gás da empresa de Pesquisa energética (ePe). O crescimento do shale gas (gás de xisto) e do tight oil (óleo não-convencional) nos estados Unidos e os obstáculos à adoção, no Brasil, do exemplo norte-americano, como de transformar o Brasil em país exportador, foram um dos principais pontos dos debates.

Adam Sieminski comentou o aumento da participação do shale gas (gás de xisto) e do tight oil (óleo não convencional) na matriz energética norte-americana. Com o crescimento da produção destes insumos, aliado à maior eficiência dos derivados e os investimentos em biocombustíveis, os estados Unidos vêm reduzindo a demanda por petróleo, aumentaram a produção e, segundo Adam, caminham para deixar de importar e começar a exportar em um futuro próximo.

O mesmo caminho poderia ser seguido pelo Brasil, na opinião de Sieminski, o que facilitaria a meta do país de se transformar em exportador de

derivados, a partir do desenvolvimento das reservas do pré-sal.

O diretor da ANP relatou a trajetória da indústria brasileira de petróleo e gás nos últimos 20 anos e as mudanças ocorridas no cenário político e econômico nacional e mundial. Para helder, com a necessidade de colocar as riquezas do pré-sal a serviço do crescimento do Brasil, estão no centro de debates questões como a necessidade do desenvolvimento de novas tecnologias para produção em reservatórios de difícil acesso e a diversificação das fontes de energia. No caso do shale gas e do tight oil, ele aconselha cautela.

“Não é fácil reproduzir, no Brasil, no curto prazo, a experiência norte-americana. Não temos uma infraestrutura de gasodutos similar à dos estados Unidos, nem o mesmo modelo de negócios e instrumentos regulatórios. Sem falar nas controvérsias em relação ao impacto ambiental”, explicou helder.

Os dois palestrantes mostraram-se otimistas em relação ao desenvolvimento do pré-sal e acreditam que o Brasil reúne todas as condições para ficar imune à chamada “doença holandesa”, que consiste no prejuízo à industrialização pela forte dependência da indústria do petróleo. O Brasil, na opinião de ambos, não corre este risco, porque está à frente de muitos países em termos de desenvolvimento econômico e social.

US shale gas and tight oil changing industry geopolitics The recent development of unconventional oil and gas in the US and how it changes petroleum geopolitics and Brazil’s position in it were among the main points of discussion in one of Monday’s debates.

The expansion of the shale gas and tight oil sector in the US, combined with higher efficiency of derivatives and increased investments in biofuels, means the US has increased domestic production and reduced its demand for foreign oil, said Adam Sieminski, director of the US energy Information Administration (eIA).

ANP director helder Queiroz said the need to share the riches from Brazil’s pre-salt finds and help develop Brazil is another topic at the centre of the national debate here.

Among the other important issues are developing new technologies for difficult to access reservoirs and diversifying the country’s

existing energy sources. Although in the case of shale gas and tight oil, he advises caution.

“In the short term, it’s not easy to reproduce the North American experience in Brazil,” Queiroz said.

“We don’t have a pipeline infrastructure similar to that in the US, nor the same business model or regulatory framework.

“Not to mention the controversy regarding the environmental impact.” however, both speakers said they were optimistic about the development of the pre-salt fields and believe Brazil can be immune to the so-called “Dutch disease”, which is when other industries are hampered by the overwhelming strength of the oil industry.

Both said that Brazil does not run that risk because it is relatively well developed socially and economically.

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Especialistas discutem futuro do etanol no Brasil EspEcialistas discutem futuro do etanol no Brasil Especialistas do setor de combustíveis e energia se reuniram nesta segunda-feira no pavilhão 5 do Riocentro para debater os rumos do etanol na matriz de combustíveis brasileira. país entre os maiores produtores e exportadores tanto de cana-deaçúcar quanto do próprio etanol, o Brasil enfrenta dificuldades para ajustar a produção e a demanda do álcool em relação à gasolina, mesmo com o crescimento do mercado de automóveis e a produção de carros flex.

O secretário de petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia,

Marco antônio Martins almeida, ressaltou as contradições que marcam o setor automotivo nacional: “a realidade brasileira hoje é ter um veículo que dá flexibilidade enorme ao consumidor e uma dor de cabeça semelhante a quem está envolvido no abastecimento”. também participante do painel “Desafios do Mercado de combustíveis para o ciclo Otto no Brasil”, o presidente da Dastargo, plínio Nastari, falou sobre as perspectivas do setor sucroalcooleiro brasileiro e mundial, apresentando números que mostram o potencial da

produção brasileira e os problemas que a indústria enfrenta nos últimos anos.

“O Brasil é o maior produtor de cana-de-açúcar do mundo e o segundo maior produtor de etanol. E ocupa essa posição dedicando apenas um terço de sua produção às exportações. internamente, o país chegou a um nível de substituição no ciclo Otto de até 44% em 2010”, afirmou Nastari.

O alerta de Nastari é para a queda crescente da participação de mercado do etanol. O próprio percentual no ciclo Otto desceu para pouco mais de 31% até o

meio deste ano. as razões envolvem, entre outras, a alta de custos pela adaptação do setor a padrões sustentáveis e a diminuição da produtividade agrícola pelo desgaste de canaviais e maiores custos de mão de obra. Nastari acredita, porém, que há medidas capazes de reduzir os prejuízos.

“Há a necessidade de se planejar o abastecimento com antecedência. além disso, o retorno dos teores de mistura do etanol para 20% ou 25% já diminuiria em muito a necessidade de importação de gasolina e

Ethanol’s place in Brazil’s energy matrix EtHaNOl experts debated the fuel’s place in the Brazilian energy matrix on Monday.

Brazil, one of the world’s largest producers and exporters of the low emission renewable fuel, is facing hurdles in adjusting ethanol production in relation to conventional roadside fuels even amid expansion in the Brazilian automobile sector, including flex automobiles.

Brazil’s Oil & Gas Minister Marco antonio Martins almeida highlighted some of the contractions in the domestic automobile sector.

“The Brazilian reality today is to have vehicles that give consumers (fuel) flexibility while creating a headache on the on the (fuel) supply-side,” he said.

Datagro president plinio Nastari, who also took part in the panel on “challenges in the Fuel Market For The Otto cycle

(engine) in Brazil” spoke on the sugar-cane ethanol sector. “Brazil is the largest sugar-can producer in the world, and the globe’s second-largest ethanol producer... dedicating barely one-third of its production for export,” said Nasatari.

Nastari also raised a red flag because of lack of growth in (Brazil’s) share in the ethanol market.

One factor dampening growth in the sector has been the high cost for retooling the industry to more sustainable patterns, reductions in agricultural productivity at sugar-cane plantations and increased labor costs.

However, Nastari said there are measures that can be taken to reduce these liabilities while planning for supplies in the future. if ethanol blend levels in Brazil would reach

20% or 25%, that would mean that the country would have to import less gasoline while heating up the ethanol market. sugar-cane is not only a highly productive biomass, it is also more renewable when compared to corn, beets and other commodity crops in other countries, he added.

Meanwhile, antonio de padua Rodrigues, Unica’s technical director, urged for sugar-cane ethanol to have the same treatment as the oil sector. “if there is a policy to recoup loses in the (downstream fuel market), there needs to be similar one for ethanol ,” said Rodrigues.

Meanwhile, petrobras’ planning and supply manager arlindo Moreira Filho defended the need to find a broader market for ethanol, while highlighting the industry’s difficulties such as the spike in costs that have stymied expansion.

aqueceria o mercado. E a cana-de-açúcar é não só a biomassa mais produtiva, mas também a mais sustentável se comparada com o milho, beterraba ou outras culturas utilizadas nos outros países.”

O presidente da União da indústria de cana-de-açúcar (Unica), antônio de pádua Rodrigues, cobrou tratamento igual para as indústrias do álcool e do petróleo e também reforçou a necessidade de planejamento para o setor. “se há uma política para repor as perdas do produtor de gasolina, que haja política semelhante com o etanol. O produtor não vai investir sem planejamento a longo prazo. É preciso investir em pesquisa para que haja ganhos de produtividade e redução de custos”, disse Rodrigues.

Já o gerente-geral de planejamento do abastecimento da petrobras, arlindo Moreira Filho, defendeu a necessidade de encontrar um mercado mais amplo para o etanol, mas também relativizou as dificuldades do setor.

“Fica claro que há um aumento recente dos custos que dificulta a expansão do setor. Mas há também uma assimetria tributária que favorece o etanol em relação à gasolina. Existe um espaço enorme no Brasil para o aumento da eficiência da frota, inclusive com o consumo mais racional de energia”, afirmou Moreira Filho

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Feira traz ao Rio as novidades tecnológicas As principAis novidades tecnológicas da indústria petrolífera estão sendo mostradas na exposição da rio Oil & Gas, aberta oficialmente nesta segunda-feira, 17.

A cerimônia contou com o ministro da ciência, Tecnologia e inovação, Marco Antônio raupp, a diretora geral da Anp, Magda chambriard, o diretor Financeiro da petrobras, Almir Barbassa, o presidente da Transpetro, sérgio Machado, e o presidente do iBp, João carlos de Luca, que, logo após a abertura, percorreram os pavilhões do riocentro para conhecer os produtos e serviços expostos por 1.300 empresas e instituições que ocupam uma área de 39.500 m².

Em visita ao estande da FinEp , a Agência Brasileira de inovação, as autoridades celebraram o lançamento oficial do inova petro, um edital de fomento de inovação em bens e serviços do setor de petróleo e gás, com o objetivo de ampliar o conteúdo local nos projetos industriais. para execução do programa, o BnDEs firmou acordo no valor de r$ 3 bilhões com a petrobras e a Finep.

Outro destaque que chamou a atenção das autoridades foi o simulador Marítimo Hidroviário (sMH), 100% nacional,

Amazing technological innovations on show sOME of the oil and gas industry’s principal technological innovations are on show at the rio Oil & Gas exhibition this week.

Among the highlights are a Maritime Waterways simulator (sMH), a device to help train barge captains working on the Tietê-paraná waterway.

The simulator has 3D technology that is already being used by Transpetro to train and assist the staff on vessels carrying fuels, principally ethanol and biodiesel, along the river.

The simulator was 100 % developed by Brazilians at the Escola politécnica at the Universidade de são paulo (Usp). it was unveiled on the petrobras stand on Monday.

Another innovation is a submarine Oil-Water separator, known by its portuguese initials ssAO. The device was ordered by petrobras and developed by FMc Technologies and is undergoing tests in the Marlim sul field.

Visitors to the FMc stand were able to see a 3D presentation of a machine that has already won a prize at the last OTc in Houston.

desenvolvido pela Escola politécnica (poli) da Universidade de são paulo (Usp), apresentado no estande da petrobras.

O equipamento se destina ao treinamento de operadores de balsas hidroviárias.

Equipado com visualização totalmente em 3D, o simulador já está sendo utilizado pela Transpetro para a análise de procedimentos e dimensionamento de sistemas e para o treinamento inicial ou reciclagem de capitães e pilotos fluviais que atuarão no transporte de combustíveis (álcool e biodiesel) na hidrovia Tietê-paraná.

no quesito inovação, a FMc Technologies, fabricante de equipamentos, se destaca com a apresentação do separador submarino Água-Óleo (ssAO) encomendado pela petrobras e que está em fase de testes no campo de Marlim sul. no estande da empresa, os visitantes têm a oportunidade de acompanhar uma apresentação em 3D do equipamento submarino de mais alta tecnologia da atualidade, que foi premiado na última edição da OTc, em Houston, Estados Unidos.

A exposição da rio Oil & Gas fica aberta das 12h às 20h até quinta-feira, 20/09.

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Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

Schedule September 18th - Tuesday 08:00-17:00 09:30-12:30 12:30-14:30 14:30-16:30

Registration Oral Technical Sessions Lunch Break Digital Poster Session

Panels: -Brazilian Onshore Exploratory Frontiers (Room 202 A/B) Moderators: -Magda Chambriard - Director-General - ANP -Álvaro Teixeira - Executive Secretary - IBP Speaker: -Eliane Petersohn - Superintendent of Blocks Definition - ANP Theme: ANP`s Geological Studies and the Expansion of Exploration Areas -The Future of Natural Gas Market in Brazil (Room 201 A) Moderator: -Jose Cesário Cecchi - Superintendent of Oil By-Products and Natural Gas Commerce and Transportation - ANP Speakers: -Edmar de Almeida - Associate Professor and Director - IEE/UFRJ Theme: Natural Gas Competitiveness -Henri Armand Slezynger - Chairman of the Board - Abiquim Theme: Prospects of a Free Market for Natural Gas in Brazil -Hugo Repsold Júnior - Gas and Energy Corporate Executive Manager - Petrobras Theme: Prospects for the Brazilian Gas Market Symone Christine de Santana Araújo - Natural Gas Department Director - Mines and Energy Ministry Theme: PEMAT - Pipeline Network Expansion Plan and the Infrastructure Development -Onshore Brownfields Revitalization (Room 202 C) Moderator: -Olavo Colela Junior - Board Advisor - ANP Speakers: -Ian Young - Vice President - Cenovus -Carlos Eugênio da Ressurreição - E&P Reserves and Reservoirs General Manager Petrobras -Hercules Tadeu F. da Silva - New Venture Director - Petrocôncavo -Jaime Orlando Castañeda - Superintendente de Yacimientos - Ecopetrol -Ignacio Swinnen - Director of Neuquén Oil Business Unit - YPF -Supply Chain Development (Room 203 B) Moderator: -Luiz Mendonça - Superintendent - ONIP Speakers: -Paulo Sérgio Rodrigues Alonso - Prominp Executive Coordinator - Petrobras Theme: The Research Centers Appeal on Anchor Companies to the Fundão Technological Hub as a Strategy to Strengthen to Supply Chain -Antonio Carlos Megliani Guimarães - Upstream Brazil Coordinator Manager - Shell Theme: Overview of Operators in the Development of Local Clusters to Generate Goods and Services Suppliers Complexes in the Oil and Gas Activities -Welter Benício - Oil and Gas Division Director - Siemens Theme: Perspectives ans Experiences of Anchor Companies in Strengthening their Supply Chain Complexes -Aloísio Félix da Nóbrega - Director of Promotion and Investment Attraction - Agência Gaúcha de Desenvolvimento Industrial - AGDI Theme: Strategy for the Insertion of Local Industry in the Oil and Gas Sector -Competitiveness in Brazil’s Petrochemical Industry (Room 204 C) Moderator: -Michel Hartveld - Director - IBP Speakers: -Isabel Bernardo Dias de Figueiredo - Director - Braskem Theme: Shale Gas: How Brazil’s Petrochemical Sector might be Affected -Luiz Fernando Marinho Nunes - General Manager for the Development of Petrochemical Projects - Petrobras Theme: The Importance of Oil Refining - Petrochemical Industry Integration -Mark A. Eramo - Vice President - IHS/Formely CMAI Theme: Perspectives of the Petrochemical Sector Worlwide 16:30-18:30 Panels: -Challenges for the Implementation of New Refining Projects (Room 204 A/B) Moderator: -José Carlos Cosenza - Downstream Director - Petrobras

s s n2 t U Ga ilio iV si il & Pav oO 1Ri F-3 oth Bo

Continues...

Speakers: -Partha Maitra - Director for Planning and Business Development - Reliance Theme: Reliance’s Experiencie in Large-Scale Refinery Projects Olivier Alexandre - Vice President, Middle East and North Africa - Total Theme: Saudi Aramco Partnership - Key Results and Lessons Learned -Ian Etzkin - Vice President, Business Management - SKE&C USA Theme: SK’s Experiencie in Large-Scale Refinery Projects -Gil Nebeker - Vice President - IHS Theme: Benchmarking Analysis and Main Challenges to Downstream CAPEX in Brazil -Offshore Brownfields Revitalization (Sala 202 A/B) Moderator: -Flavio Gonçalves Reis Vianna Filho - Projects Development General Manager - E&P Petrobras Speakers: -Trond Stokka Meling - Vice President Subsea and Marine Technology - Statoil -Osman Tosun - Asset Manager Bijupirá & Salema - Shell -José Roberto Fagundes Netto - R&D General Manager Cenpes - Petrobras -Industry Technological Development (Room 204 C) Moderator: -Carlos Camerini - Superintendent - ONIP Speakers: -Marcos Assayag - R&D Executive Manager - Petrobras/Cenpes Theme: Cenpes and Universities: Successful Experience in Developing New Products -Domingos Manfredi Naveiro - Director - INT Theme: Product Development Projects and the Use of Prototyping Laboratories -Kenneth Herd - General Director of the Research Center - GE Global Research Center Theme: Successful and Unsuccessful Cases of Technology Transfer from Anchor Companies Research Centers to Brazilian Suppliers -Marcos Menezes - Marine & Electrical Propulsion Supervisor Business Center - WEG Theme: Successful and Unsuccessful Cases of Interaction between Technological Product Development Projects and Brazilian Universities Responsibilities Associated to Environmental Accidents (Room 203 B) Moderator: -Luciano Cláudio Lage Guimarães Mendes - Senior Lawyer - Petrobras -Speakers: -Prof. Franz Litz - Pace Law School -Edis Milare - Managing Partner and Consultant - Milaré Advogados -Prof. Vladimir Passos de Freitas - PUC/PR -Prof. Rômulo Silveira da Rocha Sampaio - FGV Direito Rio The Next Generation of Biofuels (Room 203 C) Moderator: -Prof. José Vitor Bomtempo - UFRJ/GEE Speakers: -Luis Eduardo Ravaglia - Commercial Director - Solazyme Theme: Biofuels from Microalgae -Michael Rinelli - Business Development - LS9 Theme: Synthetic Biology and Biofuels -Juliana Vaz Bevilaqua - Technology Coordinator - Petrobras Biocombustível Theme: Second Generation Ethanol -James M. Andersen - Business Director for Renewable Energy and Chemicals - UOP Theme: Hydroprocessing of Vegetable Oils Non-Conventional Gas in Latin America: Technology, Regulatory, Infrastructure and Investment Issues (Sala 201 A) Moderator: -Giovani Machado - Oil and Natural Gas Superintendent - EPE Speakers: -José Firmo - President - Schlumberger Brasil Theme: Operational Efficiency and Available Technology in Latin America: Argentina, Colombia and Mexico Cases -Paul Guthrie - Global Economic Risk and Commercial Strategy Manager - Halliburton Theme: The Economics of a Non Conventional Resource -Renato Darros de Matos - E&P Director - Imetame Energia Theme: Brazil: Basins Potential Production, Regulatory Issues and the Production of Non-Conventional Gas 12:00-20:00

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Terça-Feira 18 Setembro 2012

Tuesday 18 September 2012

Financiamento do BNDES atinge pequenas e médias empresas de óleo e gás Pequenas e médias empresas, com faturamento de até R$ 90 milhões, são o foco do Programa BnDes P&G, garantiu o superintendente da área de insumos básicos do Banco, Rodrigo Bacelar, no painel “Financiamento da Indústria de Óleo e Gás no Brasil”, no primeiro dia da Rio Oil & Gas. O programa prevê investimentos de R$ 4,3 bilhões no setor em 2012. a grande novidade do BnDes P&G é o repasse de 30% do financiamento para o segundo elo da cadeia de fornecedores. “nós estamos chamando de ‘empresas âncora’ essas que têm contrato com as grandes indústrias do setor e solicitam o financiamento. essas âncoras recebem 70% do financiamento e apresentam seus fornecedores, que, através de um banco, recebem os 30% restantes”, explicou Bacelar. além do BnDes P&G, a cadeia de fornecedores do setor de petróleo e gás conta com outro instrumento de apoio financeiro lançado recentemente pelo Banco, em conjunto com a Petrobras e com a Finep (Financiadora de estudos e Projetos). Trata-se do Inova Petro, que prevê

injetar até R$ 3 bilhões em projetos de inovação desenvolvidos em território nacional. segundo Bacelar, “a cadeia de e&P offshore é onde se encontra o maior potencial de agregação de valor e densidade tecnológica e as pequenas e médias empresas representam 85% desse segmento”.

Outro mecanismo que tem facilitado o acesso a financiamento para pequenos e médios fornecedores de produtos e serviços para o setor de petróleo e gás é o Programa Progredir, da Petrobras – um portal em que as informações sobre as empresas são reunidas e disponibilizadas para avaliação das instituições bancárias. “O crédito é viabilizado de forma rápida e barata até o quarto elo da cadeia, pois as empresas podem apresentar até três subfornecedores”, diz adriana Fernandes de Brito, gerente do programa.

Diretor-executivo da Jaraguá equipamentos, empresa beneficiada pelo Progredir, Carlos Guedes confirmou a validade do portal: “além de aproximar do investidor, o custo do financiamento é reduzido quando há confiabilidade”, declarou.

Com mediação do superintendente da OnIP, Bruno Musso, o painel contou ainda com a apresentação da gerente-executiva da associação Brasileira de Private equity e Venture Capital, angela Ximenes, que falou do crescente interesse dos investidores internacionais pelo setor. “a falta de garantia e a pouca capacidade de gestão são entraves para o desenvolvimento dos fornecedores da indústria de óleo e gás. Os fundos de capitalização são uma alternativa”, disse.

Para mostrar as possibilidades de financiamento também às empresas de grande porte, a gerente financeira da queiroz Galvão, Viviane saraiva, contou as experiências da empresa tanto através de Project Bond (financiamento junto ao mercado de capitais) como também dos Project Finance (junto aos bancos). segundo ela, oito das mais recentes plataformas de petróleo construídas pela empresa foram viabilizadas com recursos externos. “a vantagem do mercado de capitais é que há um número maior de fundos que de bancos. Por outro lado, com os bancos é possível um desembolso parcelado”, comentou.

BNDES focus on small and medium-sized players BRazIlIan state development bank BnDes’ lending focus will be for small to mid-size oil and gas companies with revenue up to 90 million reis ($44.7 million), the bank’s director for basic materials Rodrigo Bacelar pledged during a panel at Rio Oil & Gas. The bank’s lending programme for 2012 forecasts total investment of up to 4.3 billon reis.

Besides the BnDes oil and gas programme, the supply-chain in the oil and gas sector relies on another types of financial instruments launched by the bank with Petrobras and Financier of studies & Project

(Finep). That financial tool is called Inova Petro. It is the joint action plan to promote innovation projects in the supply chain of goods and services. up to 3 billion reis is forecast to be disbursed out to innovative national development projects.

The exploration and production offshore chain is where there is greater potential, value added and technological density with small to medium companies representing 85% of this segment, the state banker said. another other financial mechanism is Petrobras’

Progredir financing programme for small to mediumsized companies that provide goods and service supplies to the Brazilian offshore. adriana Fernandes de Brito, the programme’s manager, described the credit as being easily accessible and low costing.

In what shows the possibilities for financing even for larger companies, queiroz Galvao’s financial manager Viviane saraiva provided her insight on international capital markets as well as with project finance. she indicated that there are advantages to both.

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Terça-Feira 18 Setembro 2012

Tuesday 18 September 2012

Empresas buscam alternativas para atender aumento da demanda por energia e reduzir emissões de CO2 O AUMeNTO da demanda por energia e das emissões de CO2 é uma preocupação atual das empresas de petróleo. A indústria indica que pelo menos 65% da demanda de energia até 2050 será de combustíveis fósseis. Por isso, petroleiras como Petrobras, Shell e Repsol Sinopec Brasil estão investindo no desenvolvimento de energias alternativas, gás não convencional e novas tecnologias. O tema foi tratado em plenária durante a 16ª edição da Rio Oil & Gas. Segundo o diretor financeiro e de relações com investidores da Petrobras, Almir Barbassa, hoje a energia contribui em 50% como fonte primária de vida da população do planeta. O executivo alertou, entretanto,

que a capacidade de geração está muito próxima da demanda total e que qualquer crise pode afetar diretamente a área de energia e o valor do petróleo. Na última década, o preço do barril de petróleo girava em torno de US$ 15 e US$ 20 e, nos últimos anos, ultrapassou a barreira dos US$ 100. “Por isso, o investimento em petróleo tem crescido. O mundo investiu US$ 556 bilhões no ano passado em petróleo.

Neste ano, deve superar US$ 600 bilhões. essa é a resposta do setor para atender à demanda crescente”, afirmou Barbassa.

José María Moreno, CeO da Repsol Sinopec Brasil, lembrou que, apesar dos US$ 296 bilhões previstos pela AIe para acesso a energia, em 2030,

17 a 2 0 d e setembro de 20 12 17 - 2 0 September , 2 012 Riocentr o - R io de Janeir o - Brasi l

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2,7 bilhões de pessoas não terão combustíveis modernos.

Moreno disse que 23% da energia são consumidos por 5% da população e que a previsão é de aumento de 43% das emissões de CO2. “As empresas de petróleo devem corresponder às demandas da sociedade e fornecer energia que o mundo necessita para avançar. há necessidade imperativa de melhorar o perfil de sustentabilidade da energia fornecida à sociedade”, avaliou.

Para a Petrobras, a solução encontrada para a redução da produção dos atuais campos de petróleo e gás natural foi investir em alternativas energéticas, desenvolvimento de novos processos e serviços e conhecimento. Já a Shell investiu

na produção de gás natural, GNL e biocombustíveis. Segundo André Araújo, CeO da Shell Brasil, pela primeira vez na história da companhia, a petroleira vai produzir mais gás natural do que petróleo. Na área de

biocombustíveis, um dos grandes investimentos da petroleira, no Brasil, foi a criação da Raízen e, no mundo, a empresa também investiu em tecnologias de captura e armazenamento de carbono.

Top companies investing to meet surging demand The ever growing demand for energy and the increasing levels of carbon dioxide emissions are constant worries for the oil industry and oil and gas companies are investing ever higher amounts of money to try and meet the two challenges, executives with some of the sector’s biggest names said on Monday.

Although by 2050, 65% of energy demand will still be being met by fossil fuels, multinationals such as Petrobras, Shell and Repsol Sinopec Brasil are all investing in developing alternative energies, unconventional gas and new technologies, experts said.

Over the last decade the price of barrel of oil has fluctuated between US$15 and US$20 but in the last few years it has gone over US$100, said Almir Barbassa, Petrobras’s director of finance and investor relations.

“That’s why investment has increased,” Barbassa said.

“The world invested US$556 billion in oil last year. This year it should be more than US$600 billion. That is the

industry’s response to meet the growing demand.”

José María Moreno, chief executive of Repsol Sinopec Brasil, said that by 2030 some 2.7 billion people will still not have access to modern fuels.

Today, some 23% of energy is consumed by 5% of the population and CO2 emissions are predicted to grow by 43%.

“Oil companies must meet the demands of society and provide the energy it needs to advance,” he said. “There is an imperative need to improve the sustainability profile of the energy we provide to society.”

Petrobras believes the answer lies in investing in alternative energies and new processes, services and knowledge.

Shell, meanwhile, has invested in natural gas, LNG and biofuels. For the first time in the company’s history, Shell is to produce more gas than oil, according to André Araújo, the chief executiveof Shell Brasil.

The company created the Raizen biofuels business in Brazil and has invested in carbon sequestering technologies elsewhere.

terça-Feira 18 Setembro 2012

exploration

Shell adia perfurações no Alaska

Damage: Shell has been forced to revise its plans for drilling in Alaska

photo: Krt

Delay to Shell’s Alaska drilling programme Damage to dome on oil spill containment barge means revision of exploration plans

Remedial work on a damaged containment dome has led Shell to revise its exploration programme in alaska, writes Danica Newnham.

The anglo-dutch supermajor has decided against drilling into oil and gas zones this year.

Shell said after a final test of the first-ever arctic containment system, that the dome aboard the oil spill containment barge, the arctic Challenger, was damaged.

Some days will be required to repair and fully assess the dome’s readiness, the company stated.

“We are disappointed that the dome has not yet met our stringent acceptance standards, but as we have said all along, we will not conduct any operation until we are satisfied that we are fully prepared to do it safely,” Shell said.

The company said the time required to repair the dome, as well as preventative measures regarding local whaling operations and safety from ice flow movement, meant plans needed to be revised for the 2012 and 2013 exploration programme. as a result, Shell has decided to only drill top holes for the remainder of this year’s drilling season, postponing drilling into hydrocarbon zones until next year.

“The top portion of the wells drilled in the days and weeks ahead will be safely capped and temporarily abandoned this year, in accordance with regulatory requirements,” the company said.

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 25

Os trabalhos de reparos em uma cúpula de contenção danificada levaram a Shell a revisar o seu atual programa de prospecções no Alaska, decidindo agora suspender as perfurações em zonas de petróleo e gás este ano.

A gigante angloholandesa disse que após realizar um teste final do sistema de contenção a ser construído no Ártico, a cúpula a bordo da barcaça de contenção de vazamentos de petróleo, a Arctic Challenger, foi danificada.

Alguns dias serão necessários para reparar e avaliar plenamente a cúpula, declarou a empresa.

“Estamos decepcionados que a cúpula ainda não tenha atendido aos nossos rigorosos padrões de aceitação; mas, como dissemos recentemente, não realizaremos nenhuma operação até que tenhamos certeza de estarmos totalmente preparados para fazê-lo com segurança,” declarou a Shell em um anúncio feito na Bolsa de Valores de Londres.

A empresa disse que o

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tempo necessário para reparar a cúpula, assim como as medidas preventivas relativas às operações locais de caça de baleias, e à segurança contra os movimentos do fluxo de gelo, implicam que será necessário revisar o programa de prospecções de 2012 e 2013.

Consequentemente, a Shell decidiu somente realizar perfurações na superfície do poço durante o resto da temporada de perfurações deste ano, adiando as prospecções em zonas de hidrocarboneto até o próximo ano.

“A porção superior dos poços perfurados nos próximos dias e semanas será tampada com segurança e abandonada temporariamente este ano, de acordo com as exigências regulatórias,” declarou a empresa.

A Shell acrescentou que planejava iniciar as perfurações de exploração no Mar de Beaufort nos próximos dias, após o final da temporada de outono de caça das baleias e o recebimento antecipado de uma permissão para realizar perfurações na superfície do poço.

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THE INTERNATIONAL OIL & GAS NEWSPAPER

terça-Feira 18 Setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 27

Exploration & dEvElopmEnt

Iêmen leiloa blocos

Yemen puts five blocks up for grabs

International companies invited to bid as country aims to build oil reserves Yemen has invited international companies to bid for exploration and development rights in five oil blocks around the country as it gives top priority to building up its oil output and reserves, the oil minister said.

State news agency Saba quoted the newly-appointed oil and minerals minister Ahmed Dares as saying the auction aimed to attract foreign investment and increase exploration operations.

The blocks on offer are 6, 15, 84, 85 and 102, which are located in the al-Saba’ateen, Say’un-masila and mukalla-Sayhoot basins, Dares told Saba.

“Increasing oil production and reserves through expanding exploration blocks... is a top prior-

ity for Yemen at the moment,” Dares said.

Yemen is a small producer, with proven oil reserves of around 3 billion barrels as of 1 January 2012, according to the US energy Information Administration.

Oil reserves and production are sourced from two areas, the marib-Jawf basin in the north and Say’un-masila basin in the south.

The government estimated the masila basin held about 84% of the total output.

The impoverished country is struggling to tame insurgency and rebuild its economy after years of conflict.

Political turbulence last year pushed oil output below 200,000 barrels per day.

Conflict: political unrest has pushed Yemen’s oil output to below 200,000 barrels per day photo: aFp/SCanpix

O Iêmen convidou empresas internacionais a apresentarem propostas para direitos de exploração e desenvolvimento em cinco blocos de petróleo em todo o país, uma vez que está dedicando prioridade total ao desenvolvimento das suas reservas e da produção de petróleo, disse o ministro do petróleo no domingo.

A agência de notícias estatal Saba citou o recém nomeado ministro de petróleo e recursos minerais, Ahmed Dares, que teria declarado que o leilão objetivaria atrair investimentos estrangeiros e aumentar as operações de prospecção. Os blocos em oferta são 6, 15, 84, 85 e 102, que estão localizados nas bacias de alsaba’ateen, Say’un-masila e mukalla-Sayhoot, disse Dares à Saba.

“Aumentar a produção e as reservas de petróleo através da expansão dos blocos de exploração... é uma prioridade máxima para o Iêmen nesse instante,” ele teria dito segundo a agência Saba.

O Iêmen é um pequen o produtor com reservas comprovadas de petróleo de cerca de 3 bilhões de barris desde 1 de janeiro de 2012, de acordo com a eIA. As reservas e a produção de petróleo concentram-se em duas áreas, a bacia de marib-Jawf no norte, e a bacia de Say’un-masila no sul. O governo estima que a bacia de masila detém cerca de 84% da produção total. esse empobrecido país está lutando para sufocar grupos insurgentes e reconstruir sua economia após muitos anos de conflito. As turbulências políticas no ano passado levaram a produção de petróleo para baixo de 200.000 barris por dia, segundo os relatos da agência Reuters.

28 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

rio 2012 Feature

Supplying platforms or providing drilling capacity is to be done in the best way for pursing this objective.

Petrobras director of engineering, technology and materials Jose Antonio de Figueiredo

brazil

Figueiredo at heart of Petrobras philosophy Company’s engineering director is building closer ties between his department and group’s E&P wing GARETH CHETWYND Rio de Janeiro

J

ose Antonio de Figueiredo’s appointment as Petrobras engineering director was part of a restructuring that went to the heart of the company’s management philosophy.

With his own Petrobras career split between technical and man­ agerial experience in the engin­ eering, upstream and research divisions, Figueiredo is well­ qualified for the task of aligning his department with the focused objectives contained in the com­ pany’s business plan.

A division with past contract­ ing policies that at times seemed driven as much by the thrill of engineering as the dispassionate pursuit of production targets, is now tied more closely to the exploration and production side, with executive appointments under both Figueiredo and his upstream counterpart Jose Miranda Formigli, working closer together than before.

“The relationship is quite sim­ ple... I am not here because I want to build platforms or rigs, but to do what is necessary for Formigli to fulfill the production curve,” Figueiredo says. “supplying plat­ forms or providing drilling capac­ ity is to be done in the best way for pursing this objective.”

This adjustment is reflected in the renaming of Figueiredo’s division as engineering, technol­ ogy and materials, breaking up the workload into more special­ ised sectors, but locking all three into the objectives of the Petro­ bras business plan.

With almost 60 years of operat­ ing experience and 35 years of off­ shore production, Petrobras is highly qualified to select the right solution for a given project at a given time in pursuit of these aims, Figueiredo believes.

The choice may be field­specific, or market driven. “There may be a good opportunity to buy some hulls for con­ version and this may give us leverage

for the renovation or construction at a yard, for example,” Figueiredo says. “At other times, strong demand, financ­ ing issues, or lack of yard capacity may point to a chartered unit and adjusting local content.”

Figueiredo says the contracting model chosen will continue to depend on each project’s circum­ stances, but he admits there have been some underlying trends.

“As shipyard infrastructure is put in place and contractors’ own management capacity improves, we have been able to offer bigger packages,” Figueiredo says. on the P­58 and P­62 floating production, storage and offloading vessels, for example, Petrobras issued tenders at a time when fledgling shipyards were strug­ gling to digest their first orders.

At this time the bigger ePC con­ tractual model was subject to high costs and risks, so it made sense for Petrobras to assume the risks of delay, contracting the various parts and taking on the difficult task of interfacing these elements.

Both projects have suffered delays.

Figueiredo insists the model made sense at that time, and may yet do again, but hints that falling construction risks have encour­ aged a recent trend toward bigger contracts for topsides fabrication and integration, attracting bids from more robust groups.

Local content has a place to play, going beyond job development in the investment phase.

“Local capacity is also funda­ mental for providing back up serv­ ices and repairs in the operational phase, and the pre­salt facilitates this by offering economies of scale and leverage,” Figueiredo says.

“This was seen with a tender for 32 gas­turbine generators for eight FPsos, where the winning com­ pany will also invest in local capac­ ity for service overhauls,” he adds, referring to a contract won by Rolls­Royce, worth up to $650 mil­ lion to power eight FPsos.

Figueiredo no coração da filosofia da Petrobras A nomeAção de José Antônio de Figueiredo como diretor de engenharia da Petrobras fez parte de uma reestruturação que atingiu o coração da filosofia administrativa da empresa.

Com a sua própria carreira na Petrobras dividida entre experiência técnica e gerencial nas divisões de engenharia, extração e pesquisa, Figueiredo é bem qualificado para a tarefa de alinhar o seu departamento aos objetivos focados contidos no plano de negócios da empresa.

A divisão, cujas políticas de contratação passadas às vezes pareciam ser impulsionadas demais tanto pela empolgação da engenharia quanto pela busca desenfreada de metas de produção, agora está ligada mais estreitamente à divisão de exploração e produção, com as nomeações de executivos estando sob o comando tanto de Figueiredo quanto da sua contraparte na área de e&P, José miranda Formigli, trabalhando mais estreitamente juntos do que antes. “o relacionamento é bastante simples…. não estou aqui porque desejo construir plataformas ou equipamentos de perfuração, mas para fazer o que for necessário para que Formigli cumpra a curva de produção. Fornecer plataformas ou prover capacidade de perfuração é algo que deve ser feito da melhor maneira possível para alcançar esse objetivo,” disse Figueiredo. esse ajuste é refletido no fato da divisão de Figueiredo ter sido renomeada como engenharia, Tecnologia e materiais, dividindo a carga de trabalho entre setores mais especializados, mas entrelaçando todos os três em torno dos objetivos do plano de negócios da Petrobras.

Com quase 60 anos de experiência operacional e 35 anos de produção offshore, a Petrobras é altamente qualificada para selecionar a solução certa para um dado projeto em um dado momento de modo a alcançar seus objetivos, acredita o diretor da Petrobras.

A escolha pode ser específica para o campo de exploração, ou voltada para o mercado. “Pode haver uma boa oportunidade para adquirir alguns cascos para conversão e isso pode nos servir de impulso para a reforma ou construção de um estaleiro, por

exemplo. em outras ocasiões, a forte demanda, questões envolvendo financiamento, ou a falta de capacidade nos estaleiros pode levar a usar uma unidade afretada e ajustar o conteúdo local,” disse Figueiredo.

Figueiredo diz que o modelo de contratação escolhido continuará a depender das circunstâncias de cada projeto, mas ele admite que tem havido algumas tendências.

“Conforme a infraestrutura de estaleiros é implementada e a capacidade administrativa dos próprios contratantes vem melhorando, temos conseguido oferecer pacotes maiores,” disse o diretor da Petrobras.

Quanto aos FPSos P-58 e P-62, por exemplo, a Petrobras anunciou licitações em um momento no qual estaleiros recém-inaugurados estavam lutando para digerir seus primeiros pedidos. naquele momento o modelo contratual para ePCs maiores estava sujeito a altos custos e riscos, então fazia sentido que a Petrobras assumisse os riscos do atraso, contratando as várias partes e assumindo a tarefa difícil de realizar a interface daqueles elementos. Ambos os projetos sofreram atrasos.

Figueiredo insiste que o modelo fazia sentido naquele instante, e pode vir a fazer sentido novamente, mas insinua que os menores riscos de construção encorajaram a tendência recente em direção a contratos maiores para construção e integração de módulos topside, atraindo ofertas de grupos mais robustos. o conteúdo local tem seu próprio papel a exercer em uma estratégia, indo além do desenvolvimento de tarefas na fase de investimentos.

“A capacidade local também é fundamental para prover serviços de suporte técnico e reparos na fase operacional, e o pré-sal facilita isso por oferecer economias de escala e alavancagem.

Vimos isso acontecer com uma concorrência para 32 geradores com turbina a gás para oito FPSos, onde a empresa vencedora também investirá na capacidade local para revisões dos serviços,” observou Figueiredo. ele estava referindo-se a um contrato vencido pela Rolls Royce, no valor de $650 milhões para equipar oito FPSos.

Terça-Feira 18 Setembro 2012

$650 million

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 29

the value of the Rolls-Royce contract from Petrobras to power eight FPSOs

Conceptual re-think is the way ahead Focused: Petrobras director of engineering, technology and materials Jose Antonio de Figueiredo Photo: PETROBRAS

Focusing engineering and technological capacity more closely on production targets also covers a range of projects intended to boost operational efficiency, reduce costs and squeeze new life out of ageing offshore infrastructure on mature assets, many of which have spectacular new upside potential in the ring-fence.

Add to this the giant santos basin fields, then Jose Antonio de Figueiredo is adamant that a major conceptual re-think is the only way forward. This includes

the leap toward automation and fibre-optics and a host of new logistics concepts, plus a new push for offshore structures that are immune to corrosion. “in 2020 we will not be working very differently, and an important concept will be avoiding problems rather than solving them,” Figueiredo says.

“Moving toward materials that do not suffer corrosion will mean less demand for maintenance and prevention through monitoring will mean less need for repair.”

Taking out marine corrosion is exciting strong interest at present.

“Planning for corrosion has always been a fundamental aspect of the projects upon which i have worked, but i want to change that,” he says.

“We have seen what can be done with non-metallic and carbon fibre materials in the automotive and aeronautical industries and my aim is to work on projects without corrosion. i think we can achieve this by 2014 or 2015,” he adds.

Mudança conceitual é o caminho a seguir Focar engenharia e capacidade tecnológica mais estreitamente nas metas de produção também cobre uma ampla gama de projetos voltados para incrementar a eficiência operacional, reduzir custos e dar vida nova à infraestrutura offshore envelhecida de ativos maduros, muitos dos quais possuem um espetacular potencial de crescimento no ring-fence.

Soma-se a isso os gigantescos campos da bacia de Santos, e então Figueiredo mantém-se inflexível na posição de que uma grande reformulação conceitual é o único

caminho a seguir. Isso inclui o salto em direção à automação e o uso de fibras óticas, e uma miríade de novos conceitos logísticos, além de um novo impulso para estruturas offshore que sejam imunes à corrosão.

“Em 2020 não vamos estar trabalhando de forma muito diferente, e um conceito importante será evitar problemas ao invés de termos de solucioná-los. adotar materiais que não sofram corrosão significará uma menor demanda por manutenção, e a prevenção através da monitoração significará uma menor necessidade de reparos,”

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disse Figueiredo.

Há atualmente um enorme interesse em eliminar a corrosão marinha. “Planejar para lidar com a corrosão sempre foi um aspecto fundamental dos projetos com os quais tenho trabalhado, mas gostaria de mudar isso. Já vimos o que pode ser feito com materiais não metálicos e de fibra de carbono nas indústrias automotiva e aeronáutica, e o meu objetivo é trabalhar em projetos sem corrosão. acho que podemos alcançar essa meta até 2014 ou 2015,” acrescentou o diretor.

30 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

Terça-Feira 18 Setembro 2012

brazil

Shell blazing a trail in Cam Supermajor boasts uninterrupted production record despite simultaneous running of several new deep-water technologies Gareth Chetwynd rio de Janeiro

S

hell may have sold off assets in the Brazilian offshore sector, but its Parque das Conchas (BC-10) field development in the Campos basin has been building up an impressive record of uninterrupted production despite applying several new deep-water technologies simultaneously.

The Parque das Conchas project had to tackle a widely-spaced cluster of smallish reservoirs of heavy, viscous crude in water depths ranging from 1500 to 2000 metres.

The block was farmed out by Petrobras in 1998, due to relatively marginal economics, and production began only in July 2009.

The initial development area includes the Ostra, Abalone, Argonauta B-West, Argonauta O-North and Nautilus fields, with recoverable reserves totalling around 200 million barrels.

Shell knew that controlling costs and maximising efficiency would be crucial, resulting in the brave decision to introduce new applications of subsea technology simultaneously.

The project features the first application of steel catenary risers

in lazy wave configuration to a turret-moored FPSO, subsea oil and gas separation and subsea pumping, plus a new generation of power-packed umbilicals that reduced the need for multiple cable laying.

“Production uptime has been phenomenal, with almost no downtime,” said Shell’s BC-10 project venture leader Albert Paardekam, commenting as the project reached three-years of production.

Paardekam stressed that the success of the whole project depended squarely on the integrated application of the new technologies.

“This was make or break, not the icing on the cake…we needed to look for innovative ways of reducing costs whilst retaining functionality for the field,” he said.

The first phase of development at BC-10 did not require water injection, but Shell applied Caisson 1500 bhp electrical submersible pumps in conjunction with centrifugal gas-oil separators.

“The pump run life is usually two to four years, but this is a delicate piece of equipment on the

seabed, so many fail earlier.

Bringing these on together was a major step,” Paardekam said.

The lazy wave technology brought buoyancy to risers to reduce fatigue allowing the use of a steel catenary riser system fixed directly to the FPSO espirito Santo.

The umbilicals used on BC-10 bring high and low voltage ¬currents, together with hydraulic power lines and fibre optics, all in the same cross section.

“Getting the mechanical strength to be able to lay this as a single cable over more than 10 kilometres was an achievement that greatly reduces the cost that would result from laying several cables,” said Paardekam.

The same tough stance on costs persuaded Shell to use surface BOP equipment, making it possible to use a less expensive 3rd generation rig in double the water depth than would otherwise have been possible.

“The market is changing now, with more DP vessels and the added benefit of dual derricks for reducing time, but at that time it was the right solution and it worked for us,” Paadekam said.

Shell abrindo caminho A Shell pode ter vendido ativos no setor offshore brasileiro, mas seu empreendimento no Parque das Conchas (BC-10) na bacia de Campos tem acumulado um histórico impressionante de produção ininterrupta, apesar da empresa aplicar simultaneamente várias novas tecnologias para exploração em águas profundas.

O projeto do Parque das Conchas tem de lidar com um cluster extremamente espaçado de reservatórios menores de petróleo bruto, pesado e viscoso, em águas com profundidades que variam de 1.500 a 2.000 metros.

O bloco foi vendido pela Petrobras em 1998 e a produção iniciou-se apenas em julho de 2009.

A área de desenvolvimento inicial inclui os campos de Ostra, Abalone, Argonauta B-West, Argonauta O-North e Nautilus, com reservas recuperáveis que totalizam cerca de 200 milhões de barris.A Shell sabia que seria crucial controlar os custos e

maximizar a eficiência, o que resultou na corajosa decisão de adotar novas aplicações de tecnologia submarina simultaneamente.

O projeto inclui a primeira aplicação de risers de aço em catenária na configuração lazy-wave em um FPSO com torre de atracação, separação submarina de petróleo e gás e bombeamento submarino, além de uma nova geração de potentes conexões umbilicais que reduziram a necessidade de múltiplas camadas de cabos.

“O tempo útil de produção tem sido fenomenal, sem quase nenhuma inatividade,” disse o líder de empreendimento BC-10 da Shell, Albert Paardekam, ao comentar o fato do projeto ter alcançado três anos de produção.

Paardekam salientou que o sucesso de todo o projeto ¬dependeu diretamente da aplicação integrada das novas tecnologias.“era uma questão de tudo ou nada, e não apenas a

Terça-Feira 18 Setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 31

How BC-10 phase one panned out The first phase of development on Campos basin Block BC-10 focused on three of the five reservoirs in the ring-fence. early output rose rapidly to a peak of 93,000 barrels per day in April 2010 before falling off sharply, as expected.

Output on BC-10 is expected to bounce back from around 50,000 bpd as a second-phase expansion gets under way, tying in the Argonauta O-North reservoir.

Drilling on seven production wells began in May, including four water injection wells, with production expected to begin at the ens of the year.

Shell expects to establish output of about 35,000 bpd from

this field over the first four to five years, before another steady decline.

The hydrocarbons are less gassy than on the first phase, and the development will not include subsea separation.

Shell is also alert to the potential for further development on the second phase area once data from the water flooding becomes available. The company intends to use 4D seismic surveillance.

“This will allow us to investigate what is going on in terms of field depletion and, over the long-term, identify infill targets,” said BC-10 venture manager Albert Paaderkam.

Shell aims to shoot the baseline survey before start of production, and a repeat survey is planned soon after first oil.

Shell is also working on studies to develop the 2010 Massa discovery in conjunction with Argonauta O-South, found in 2003 but considered stranded.

The two areas might be tied into the FPSO via the Argonauta B-West infrastructure, although other options are being considered.

Crude is slightly lighter on Massa, at 18 degrees API, and with the same challenging mix of heavy viscous oil in shallow reservoirs as Argonauta B-West.

Como ocorreu a fase 1 do BC-10

Centre of things: the Espirito Santo FPSO is at the heart of the development of Shell’s BC-10 Photo: SBM OFFSHORE

mpos basin

A primeirA fase de desenvolvimento no Bloco BC-10 na bacia de Campos focou três dos cinco reservatórios no ring-fence.

A produção inicial subiu rapidamente até um pico de 93.000 barris por dia em abril de 2010 antes de cair dramaticamente, como esperado. espera-se que a produtividade no bloco BC-10 retorne a cerca de 50.000 bpd conforme a expansão da segunda fase ganhe ritmo, com a operação do reservatório de Argonauta O-North.

As perfurações em sete poços de produção iniciou-se em maio, incluindo quatro poços injetores de água, e espera-se que a produção seja iniciada no final do ano.

A Shell espera estabelecer uma produção de cerca de 35.000 bpd nesse campo durante os quatro a cinco primeiros anos, antes de um outro declínio constante.

Os hidrocarbonetos são menos gasosos do que na primeira fase, e o empreendimento não incluirá separação submarina.

A Shell também está alerta para um potencial empreendimento adicional na área da segunda fase uma vez que os dados da inundação de água se tornem disponíveis.

A empresa pretende usar sísmica 4D. “isso nos permitirá investigar o que está acontecendo em termos de esgotamento dos campos e, no mais longo prazo, identificar as metas para aproveitamento de campos maduros,” disse o gerente de empreendimento do campo BC-10, Albert paardekam.

A Shell pretende iniciar os estudos básicos antes de iniciar a produção, e planeja repetir a avaliação logo após a primeira extração de petróleo.

A Shell também está trabalhando em estudos para desenvolver o campo de massa descoberto em 2010, juntamente com o campo Argonauta O-South, encontrado em 2003 mas considerado ocioso.

As duas áreas poderão ser conectadas ao FpSO através da infraestrutura do campo Argonauta B-West, embora outras opções estejam sendo avaliadas.

O petróleo bruto é ligeiramente mais leve no campo de massa, com 18 graus Api, e com a mesma combinação desafiadora de óleo pesado e viscoso em reservatórios de águas rasas encontrada no campo de Argonauta B-West.

Master of the Oceans

na bacia de Campos cereja do bolo…precisávamos encontrar maneiras inovadoras de reduzir os custos mantendo ao mesmo tempo a funcionalidade do campo,” ele disse.

A primeira fase de desenvolvimento do BC-10 não exigiu injeção de água, mas a Shell aplicou bombas elétricas submersíveis Caisson de 1.500 bhp juntamente com separadores óleo/gás centrífugos.

“A vida útil da bomba costuma ser de dois a quatro anos, mas trata-se de uma peça de equipamento delicada no leito marinho, e por isso muitas falham precocemente. reunir esse equipamento todo foi um grande passo,” disse paardekam.

A tecnologia lazy-wave proporcionou flutuabilidade para reduzir a fadiga dos risers, permitindo o uso de um sistema de risers de aço em catenária conectado diretamente ao FpSO espirito Santo.

As conexões umbilicais usadas no BC-10 carregam correntes de

alta e baixa tensão, juntamente com linhas de potência hidráulica e fibras óticas, todos na mesma seção transversal.

“Obter a potência mecânica para sermos capazes de instalar isso tudo como um único cabo ao longo de mais de 10 quilômetros foi uma façanha que reduziu enormemente o custo que resultaria da colocação de várias cabos,” disse paardekam.

A mesma postura radical com relação aos custos persuadiu a Shell a usar equipamentos BOp de superfície, tornando possível usar um equipamento de perfuração de terceira geração de menor custo para o dobro da profundidade da água do que teria sido possível de qualquer outro modo.

“O mercado está mudando agora, com mais embarcações Dp e o benefício extra de torres de perfuração duplas para reduzir o tempo de operação, mas naquele momento foi a solução correta e funcionou para nós,” disse paardekam.

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32 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

terça-Feira 18 Setembro 2012

rig market

Seadrill in shadows as Sevan stalls on new rigs

Possible takeover bid looms as Brazil-focused contractor’s low share price stalls newbuild options STEVE MARSHALL Oslo

Up and running: the Sevan Brasil

Photo: SeVaN

Seadrill has not ruled out a possible takeover bid for Sevan drilling as the languishing share price of the Brazil-focused rig contractor stands in the way of exercising further newbuild options for a pair of ultra-deepwater rigs.

Sevan faces a december deadline to exercise the options for what would be its fifth and sixth cylindrical drilling units to be ordered at China’s Cosco Shipyard, where it currently has rigs number three and four being built at a cost of $526 million apiece for delivery over the next two years.

However, chief executive Scott Kerr admitted the Oslo-listed company’s share price — currently at about Nkr7 — was not at a level to justify an equity issue that would be required to finance such a move as it would mean too much dilution of the stock.

This was one of three conditions necessary for further rig orders, along with firm charter contracts being secured for the existing newbuilds and the market being in place for additional units.

“The share price needs to reflect the future opportunities of the company and that would come

Seadrill espreita enquanto Sevan atrasa novas construções A Seadrill não descartou a possibilidade de uma oferta de aquisição para a Sevan Drilling, já que o preço da ação da empresa está no caminho para exercer mais opções de novas construções para um par de plataformas de águas ultraprofundas.

A Sevan enfrenta um prazo até dezembro para exercer as opções para o que seriam sua quinta e sexta unidades de perfuração cilíndricas para serem encomendadas na Cosco Shipyard, na China, onde atualmente há equipamentos sendo construídos a um custo de $526 milhões cada para entrega nos próximos dois anos.

No entanto, o diretor executivo Scott Kerr admitiu que o preço das ações da empresa listada em Oslo - atualmente em torno de Nkr7 - não estava em um nível para justificar uma questão de equidade que seria necessária para financiar tal movimento, uma vez que significaria a grande diluição do estoque.

Esta foi uma das três condições necessárias para as encomendas de plataformas adicionais, juntamente com os contratos firmes de quadros sendo garantidos para as novas construções já existentes e o mercado estando no lugar para unidades adicionais.

“O preço das ações deve refletir as oportunidades futuras da empresa e isso aconteceria quando os contratos para as plataformas três e quatro estivessem valendo.

Os investidores poderiam, então, ver que tipo de

preços podemos obter para essas plataformas.

Precisaríamos de uma história de equidade mais atraente”, ele disse à conferência Pareto Securities, em Oslo.

Kerr espera que os contratos para as novas construções já existentes, atualmente sendo comercializados para clientes do tipo blue chip, sejam assegurados até o final do ano, mas ele enfatizou que “nossa estratégia não é o crescimento a qualquer custo”.

Um possível candidato a tomar posse das unidades é a Petrobras, que já tem as duas plataformas operacionais da contratante - Sevan Driller e Sevan Brasil - fixadas em contratos de longo prazo.

O chefe da Sevan espera que as taxas diárias para as mais novas unidades superem $500.000 quando forem entregues, e está definido que elas devem que mais do que quadruplicar a receita da empresa para $600 milhões em 2015, comparado com $130 milhões no ano passado.

Kerr está divulgando as plataformas cilíndricas, capazes de perfurar em profundidades de até 10.000 pés, além de serem bem adequadas para atender à demanda crescente por unidades ultra profundas levando em conta a sua maior estabilidade com menos inclinação e rotação, grande capacidade de carga e menor custo de construção e de operação do que o dos

projetos de plataformas tradicionais.

Cerca de metade da demanda por equipamento de águas profundas virá de perfuração de desenvolvimento ao longo dos próximos 20 anos, com a maioria das descobertas ainda à espera de serem desenvolvidas, de acordo com dados da empresa analista Rystad Energy.

Kerr acredita que o projeto especializado do equipamento da empresa é adaptado para perfuração de poços de desenvolvimento, com a tecnologia da Sevan já comprovada de operações confiáveis de unidades já existentes.

A Seadrill, que adquiriu uma participação de 28,52% na Sevan e ganhou representação em seu conselho, também está na expansão da frota ainda mais focada, principalmente, no segmento quente ultra profundo, com o Brasil como um dos seus principais mercados.

Isso poderia vir através de qualquer meio de crescimento orgânico ou fusões e aquisições.

Questionado pelo Upstream sobre se a empresa interessada em adquirir a Sevan, o diretor executivo da Seadrill, Alf Thorkildsen, disse: “O que acontece a seguir com o nosso interesse na Sevan é claro. É um mercado muito pequeno e vamos visar todas as oportunidades nesse mercado. Este é um de muitos.”

about when contracts for rigs three and four are in place. investors could then see what kind of pricing we can get for these rigs.

We would need a more compelling equity story,” he told the Pareto Securities conference in Oslo.

Kerr expects contracts for the existing newbuilds, currently being marketed to blue chip clients, to be secured by the end of the year but emphasised that “our strategy is not growth at any cost”. a possible candidate to take the units is Brazil’s Petrobras, which already has the contractor’s two operating rigs — Sevan driller and Sevan Brasil — on long-term contracts.

Kerr expects dayrates for the newest units to top $500,000 when they are delivered, which is set to more than quadruple the company’s revenue to $600 million in 2015, compared with $130 million last year.

Kerr is touting the trademark cylindrical rigs, capable of drilling in water depths of up to 10,000 feet, as well-suited to meet booming demand for ultra-deep units.

He claims they offer greater stability with less pitch and roll, large payload capacity and lower building and operating costs than traditional rig designs. about half of deep-water rig demand will come from development drilling over the next 20 years, with the majority of discoveries still waiting to be developed, according to figures from analysts rystad energy.

Kerr believes the company’s specialised rig design is tailored to drilling of such complex development wells, with the Sevan technology already proven from reliable operations of existing units.

Seadrill, which has acquired a 28.52% stake in Sevan and has gained representation on its board, is also looking at further fleet expansion focused mainly on the hot ultra-deep segment, with Brazil as one of its core markets.

This could come through either organic growth or merger and acquisition activity.

Seadrill chief executive alf Thorkildsen said: “What happens next with our interest in Sevan is unclear. it is a very small market and we will look at any opportunities in that market. This is one of many.”

Terça-feira 18 Setembro 2012

africa

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 33

Ex-diretor da Elf extraditado para o Togo Loik le Floch-Prigent, um contraventor condenado e ex-diretor presidente da petrolífera francesa Elf Aquitaine, foi extraditado da Costa do Marfim para o Togo em meio a alegações de fraudes em larga escala. o ex-presidente e diretor executivo da petrolífera, que foi adquirida pela Total em 2000, foi preso no sábado sob os auspícios de um mandado internacional e deverá comparecer perante um juiz em Lome no início desta semana, segundo os relatos divulgados.

A prisão de Le Floch-Prigent, logo após ele ter sido condenado à prisão duas vezes pela sua participação em uma fraude de $350 milhões na Elf, foi realizada após um executivo do oriente Médio ter alegado haver desviado $48 milhões.

A agência de notícias AFP reportou que o advogado de Floch-Prigent, Patrick klugman, teria dito que: “(Trata-se de) um sequestro e de forma alguma uma extradição, porque o meu cliente foi preso e entregue às autoridades togolesas sem a intervenção de nenhuma

Arrested: former Elf head Loik Le Floch-Prigent

Former Elf chairman extradited to Togo

Loik le Floch-Prigent arrested in Ivory Coast amid allegations of large-scale fraud EOIN O’CINNEIDE London

ConviCted embezzler and former head of French oil company elf Aquitaine, Loik le Floch-Prigent, has been extradited from ivory Coast to togo amid allegations of large-scale fraud. the former chairman and chief executive of the oil company, which was taken over by total in 2000, was arrested on Saturday under an international warrant and was due to appear before a judge in Lome early this week, reports claimed.

Le Floch-Prigent’s arrest, coming after he has twice been sentenced to prison for his part in a $350 million fraud at elf, was made after a Middle eastern businessman alleged he had been defrauded of $48 million. newswire AFP quoted le FlochPrigent’s lawyer, Patrick Klugman, as saying: “(this is) an abduction and in no way an extradition, because my client was arrested and handed over to the togolese authorities without the intervention of any judicial

authority.” However, Klugman later retracted the kidnapping claim.

“My client is the object of an internal togolese political affair and i am not convinced that he is really being held over an embezzlement probe,” he continued. ivorian prosecutor noel dje told AFP: “no court decision was made and no magistrate was involved in the transfer, which took place as part of a police-to-police procedure, following the rules of interpol.”

Le Floch-Prigent was twice sentenced over his role in an embezzlement scam, once for five years and once for 30 months. in november 2003, a Paris criminal court sentenced him and his assistant Alfred Sirven, said to have been in charge of elf’s main slush fund, to five years’ jail each.

Andre tarallo, elf’s expert on Africa, was jailed for four years.

autoridade judicial.” klugman, porém, voltou atrás horas depois na alegação de sequestro. “o meu cliente é objeto de uma questão política interna togolesa e não estou convencido de que ele esteja realmente sendo entregue à justiça devido a uma investigação de fraude financeira,” ele continuou. o procurador marfinense Noel Dje disse à AFP: “Nenhuma sentença tinha sido proclamada e nenhum magistrado estava envolvido com a transferência, que ocorreu como parte de um procedimento entre polícias, segundo as regras da interpol.”

Le Floch-Prigent foi condenado duas vezes pelo seu papel em um esquema de fraude financeira, uma vez a cinco anos, e outra vez a 30 meses de reclusão.

Em novembro de 2003, um tribunal criminal de Paris condenou Le Floch-Prigent e seu assistente Alfred Sirven, que teria sido o responsável pelo principal caixa dois da Elf, a cinco anos de prisão cada.

Andre Tarallo, o especialista na África da Elf, foi condenado a quatro anos.

Photo; afP/ScaNPiX

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34 Show Daily, Tuesday 18 September 2012

terça-feira 18 setembro 2012

east africa

Discovery: the Ngamia drill site in Kenya

Photo: africa OiL

Africa Oil in takeover spotlight Canadian company touted as prime acquiistion target following Ngamia discovery in Kenya

STEVE MARSHALL Oslo

AfricA Oil is being touted by analysts as a prime takeover candidate as it sits on an abundance of potential hydrocarbon riches at the crossroads of four East African countries following the play-opening Ngamia find in Kenya.

The canadian explorer is involved in a high-impact drilling campaign of up to 12 wells over the next year to prove up additional resources at the Tertiary rift basin play that is reckoned to hold more than 22 billion barrels of oil, making the frontier

region a hot attraction for investors.

The company’s chief executive Keith Hill told the Pareto Securities conference in Oslo that “major oil companies are now scrambling to gain a position” in its highly prospective blocks covering 300,000 square kilometres at the intersection of Kenya, Uganda, Sudan and Ethiopia.

Africa Oil has already brought onboard farm-in partners including Tullow Oil and Marathon to add financial clout to the drilling campaign after being the first

mover in the play. it was irish independent Tullow that made the landmark discovery with the Ngamia-1 well drilled last year in its operated Block 10BB, where Africa Oil holds 50%, that proved up best-case prospective resources of 370 million barrels.

The partners also have high hopes for the ongoing Twiga South-1 probe spudded last month in Tullow-operated Block 13T, where they have a similar equity split, that is targeting the same geological trend and reservoir structure as Ngamia farther

south. Another probe, also targeting a Ngamia lookalike, is being lined up for the first quarter of 2013 at the Kongoni prospect in the same block. further wells are planned at a pair of prospects in Block 10BB — Kamba and Loperot , with the latter an earlier Shell oil discovery dating back to 1992 — in an area dubbed the Southern String of Pearls in the Lockichar sub-basin where a 2D seismic campaign is also under way to map more targets.

Also on the pair’s exploration

‘Amadurecimento para a aquisição da’ Africa Oil A AfricA Oil está sendo apontado por analistas como uma candidata principal para aquisição, uma vez que ela se senta em uma cornucópia de riquezas potenciais de hidrocarbonetos no cruzamento de quatro países do leste africano após a descoberta de Ngamia, no Quênia.

A empresa está engajada em uma campanha de perfuração de alto impacto de até 12 poços durante o próximo ano para provar recursos adicionais no jogo da bacia de Tertiary rift, que é conhecida por deter mais de 22 bilhões de barris de petróleo, tornando a região da fronteira uma atração quente para os investidores.

O diretor executivo da empresa, Keith Hill, disse à conferência de Pareto Securities em Oslo que “as empresas de petróleo estão agora lutando para ganhar uma posição” em seus blocos altamente prospectivos cobrindo 300.000 quilômetros quadrados no cruzamento do Quênia, Uganda, Sudão e Etiópia.

A Africa Oil já trouxe a bordo parceiros, incluindo a Tullow Oil e a Marathon, para adicionar poder financeiro para a campanha de perfuração depois de ser a primeira a se mover no jogo. foi a irlandesa Tullow que fez a descoberta com o poço Ngamia-1 perfurado no ano passado em seu bloco 10BB, de que a Africa Oil detém 50%, que provou ser recursos potenciais de 370 milhões de

barris.

Os parceiros também têm grandes esperanças já que sonda atual Twiga South-1 perfurou no mês passado o Bloco 13T operado pela Tullow, onde eles têm uma fração de capital similar, que tem como alvo o mesmo trend geológico e estrutura do reservatório como Ngamia mais ao sul.

Outra sonda, também visando um sócia de Ngamia, está sendo alinhada para o primeiro trimestre de 2013 para o prospecto Kongoni no mesmo bloco.

Novos poços estão planejados no Bloco 10BB - Kamba e Loperot, sendo o último uma descoberta de petróleo anterior da Shell, que remonta a 1992 - em uma área apelidada de Southern String of Pearls na sub-bacia de Lockichar, onde uma campanha sísmica 2D também está a caminho para mapear alvos adicionais.

Também no radar está a chamada Northern String of Pearls no inexplorado bloco South Omo, operado pela Tullow com 50%, com a Africa Oil em 30%, que é considerada uma extensão da tendência da Tertiary rift ao norte do lago Turkana.

Uma campanha sísmica 2D de 500 quilômetros está programada para começar no quarto trimestre com um poço de exploração a ser perfurado no prospecto Sabisa, mais ou menos ao mesmo tempo, visando os recursos potenciais de

153 milhões de barris.

O analista de E&P Thomas Aarestad da Pareto disse a que foi à conferência conferências que a Africa Oil é um “alvo de aquisição altamente provável” uma vez que o baixo preço das ações presentes da empresa listada em Toronto e Estocolmo não reflete o valor do potencial de recursos em sua carteira.

A empresa estima que suas participações em blocos em todo o Quênia, Etiópia e Puntland, na Somália, poderiam conter casos de melhores recursos de quase 28 bilhões de barris.

“A magnitude potencial do Quênia faz claramente disto uma área atraente que está chamando a atenção de grandes empresas de petróleo”, disse ele.

Ele compara o caso da empresa a da Heritage Oil, que fez uma descoberta no Lago Albert, em Uganda, em 2006, apenas para que seus ativos fossem adquiridos três anos mais tarde pela Tullow, por US$ 1,5 bilhões.

Aarestad acredita que um cenário semelhante poderia dar certo para a Africa Oil, com uma oferta de aquisição possível para a empresa vista em 2013 ou 2014, uma vez que o esforço atual da perfuração esclareceu o potencial de recursos de petróleo da ação em terra do emergente leste africano.

radar screen is the Northern String of Pearls in the unexplored South Omo block, operated by Tullow with 50%.

Africa Oil holds 30% in acreage that is considered an extension of the Tertiary rift trend north of Lake Turkana.

A 500-kilometre 2D seismic campaign is due to start in the fourth quarter with an exploration well to be drilled at the Sabisa prospect about the same time, targeting prospective resources of 153 million barrels.

E&P research analyst Thomas Aarestad of Pareto told conference-goers that Africa Oil is a ”highly probable takeover target” given the Toronto and Stockholmlisted company’s present low share price does not reflect the value of the resource potential in its portfolio.

The company estimates its holdings in blocks across Kenya, Ethiopia and Puntland in Somalia could contain best-case resources of nearly 28 billion barrels.

“The potential magnitude of the Kenya play clearly makes it an attractive area that is rising to the attention of bigger oil companies,” he said.

He likens the company’s case to that of Heritage Oil, which made a play-opening find at Lake Albert in Uganda in 2006 and saw its assets acquired three years later by Tullow for $1.5 billion.

Aarestad believes a similar scenario could play out for Africa Oil, with a possible acquisition bid for the company seen in 2013 or 2014 once the current drilling effort has clarified the oil resource potential of the emerging East African onshore play.

terça-feira 18 setembro 2012

Show Daily, Tuesday 18 September 2012 35

east africa

Tanzania in exploration review Energy Minister Sospeter Muhongo orders TPDC to revisit deals and threatens to revoke agreements

Tanzania’s energy minister has ordered a review of all existing oil and gas exploration agreements in the country by 30 november, believing that some need to be revoked, according to local media The country’s Guardian on sunday newspaper reported that Energy & Minerals Minister sospeter Muhongo told the newlyappointed Tanzania Petroleum Development Corportation (TPDC) board that all 26 contracts needed to be reviewed before any new agreements would be signed. “some of the agreements are really shoddy and they need to be revoked,” the newspaper quoted Muhongo as saying.

He told the nine board members to start the reviews straight away, challenging them to visit project sites instead of waiting for reports, in order to ensure they would be completed in time.

Muhongo added that he was prepared to take legal action against any official accused of participating in signing agreements that were not for Tanzania’s benefit, as well as those suspected of corruption. “i can’t

Action: Tanzania Energy & Minerals Minister Sospeter Muhongo

tolerate agreements which are not in the country’s interest but they benefit a few individuals,” he said.

The TPDC recently delayed a licensing round for nine deepwater blocks scheduled for september until a parliamentary vote on a new gas policy next month.

Companies exploring in Tanzania include statoil, ExxonMobil, Ophir Energy and BG Group, all of which have participated in significant natural gas finds offshore.

Photo: taNZaNia GOVt.

Tanzânia deverá rever todos os contratos de exploração O ministro da energia da Tanzânia ordenou uma revisão de todos os acordos de exploração de petróleo e gás existentes no país até o dia 30 de novembro, pois acredita que alguns deles precisam ser revogados, de acordo com um jornal local.

O jornal Guardian relatou que o Ministro de Energia & Recursos Minerais Sospeter Muhongo disse aos membros recém empossados do conselho da Tanzania Petroleum Development

Corporation (TPDC) que todos os 26 contratos deveriam ser revisados antes que qualquer novo acordo possa ser assinado.

“Alguns dos acordos são realmente péssimos e precisam revogados,” Muhongo teria dito segundo o jornal.

Ele solicitou aos nove membros do conselho que começassem imediatamente a revisão, desafiando-os a visitar pessoalmente as instalações dos projetos ao invés de esperar por relatórios, de modo a garantir

que os mesmos fossem concluídos a tempo.

Muhongo acrescentou que estaria preparado para adotar as devidas medidas legais contra qualquer autoridade do governo acusada de ter participado da assinatura de acordos que não fossem benéficos para a Tanzânia, assim como aqueles suspeitos de corrupção.

“Não posso tolerar acordos que não sejam do interesse do país, mas que beneficiem apenas alguns poucos indivíduos,” ele

disse.

A TPDC adiou recentemente uma rodada de concessão de licenças para nove blocos em águas profundas que deveria ocorrer em setembro, até a votação pelo Parlamento de uma nova política para gás e petróleo no próximo mês.

As outras empresas que exploram na Tanzânia incluem Statoil, Ophir Energy e BG Group, todas as quais realizaram importantes descobertas de gás natural offshore.

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