official show daily - 20/09

Mendes joins yards raceMendes entra na briga. Page 4

Amec bites into BrazilAmec faz compra no Brasil. Page 5

QGEP set for FPSO dealQGEP perto de FPSO. Page 6

New port base is no FlukeFluke de olho em base. Page 8

Slow progress on flexiblesProgresso lento em flexíveis. Pages 26&27

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Demanda mundial de energia cresce 2,3% ao ano até 2030World energy demand to increase 2.3 % a year to 2030 3

Quinta-Feira 20 Setembro 2012 tHurSDaY 20 SePtember 2012

Selling up in Santos?Petrobras aims to sell stake in Block BS-4

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Santos à venda?

brazil

Brazil’s Petrobras is in advanced talks to sell a non-operating 40% stake in Block Bs-4 in the santos basin, as it looks to raise cash to help finance its $236.5 billion investment plan through to the end of 2016.

sources told Upstream that Petrobras has opted to sell its working interest in Bs-4, home of the atlanta and Oliva heavy oil fields, to focus on the develop-ment of its pre-salt fields.

“The new Petrobras manage-ment team is reinforcing the message that producing light pre-salt oil is a priority,” one source said.

“They want to fast-track devel-opment at lula and sapinhoa, but to do that, they need money, so they have been slowly selling non-core assets.” atlanta and Oli-

va hold a combined 2.1 billion bar-rels of oil in place, with high acid-ity, graded at between 14 and 16 degrees aPi, in post-salt reser-voirs.

Brazilian company QGEP operates Bs-4 with a 30% stake.Barra Energia holds the remain-ing 30%.

QGEP and Barra Energia have pre-emption rights on taking the 40% interest held by Petrobras, but one source said it does not seem likely they will exercise that op-tion, as it would make more sense for the companies to have a new partner in the block.

QGEP and Barra Energia farmed in to Bs-4 last year after acquiring stakes from supermajors shell and Chevron.

Bs-4 has had development prob-lems for several years, with

former block operator shell origi-nally proposing the use of a tension-leg platform coupled with a floating, storage and offloading unit to export oil from atlanta.

That plan was discarded when QGEP took over operatorship.

The new plan calls for the use of a 75,000 barrels per day floating production, storage and offloading vessel, with first oil planned for the second quarter of 2014 through an extended well test.

sources questioned whether Brazilian independent OGX, which has been trying to in-crease its production in the Cam-pos basin, was interested in the area, since it would give the com-pany extra cash flow in two years time.

“The atlanta development is now moving a lot faster with

QGEP at the helm, which prompt-ed Petrobras to abandon the block, as the investments required to drill new wells and contract an FPsO to produce from its reser-voirs would have been cost- prohibitive in their new pre-salt environment,” the source said.

it is understood that Petrobras is looking to cut costs at other heavy oil fields off Brazil.

The company recently trans-ferred operatorship of the Xerelete field in the Campos basin to Total of France, and is said to be looking at alternatives for the siri develop-ment.

Petrobras, headed by chief executive Maria das Gracas Foster, is expected to take a decision on whether and how to develop its wholly-owned siri extra-heavy oil field by the end of this year.

New direction: Petrobras chief executive Maria das Gracas Foster Photo: aP/SCaNPiX

Petrobras in talks to sell off BS-4 stakeBrazilian major to shed working interest in Santos basin block to concentrate on light pre-salt production

FABIO PALMIGIANI and TOM DARIN LISKEYRio de Janeiro

A PetrobrAs está em negociações avançadas para vender sua participação não-operacional de 40% no bloco bs-4, na bacia de santos, numa tentativa de arrecadar recursos para ajudar no financiamento de seu plano de investimentos de $236,5 bilhões para o período até 2016.

Fontes disseram ao Upstream que a Petrobras optou por vender sua participação no bs-4, onde estão os campos de óleo pesado de Atlanta e oliva, para focar no desenvolvimento de seus campos do pré-sal.

“A nova diretoria da Petrobras está reforçando a mensagem de que produzir óleo leve do pré-sal é uma prioridade,” disse uma fonte.

“eles querem acelerar o desenvolvimento de Lula e sapinhoá, mas para fazer isso, eles precisam de dinheiro, então eles têm vendido aos poucos ativos não-essenciais.”

Atlanta e oliva possuem juntos 2,1 bilhões de barris de óleo in situ, com alto grau de acidez, variando entre 14 e 16 graus API, em reservatórios do pós-sal.

A QGeP opera o bs-4 com 30% de participação e a barra energia detém os demais 30%.

A QGeP e a barra energia possuem direitos de compra prioritária sobre os 40% da Petrobras, mas uma fonte disse não ser provável que eles exerçam essa opção, uma vez que faria mais sentido para as companhias ter um novo parceiro no bloco.

As duas empresas entraram no bs-4 no ano passado, após adquirirem as participações da shell e Chevron.

o bs-4 passou por inúmeros problemas nos últimos anos, com o antigo operador do bloco, a shell, tendo proposto originalmente o uso de uma tLP e um Fso para escoar o óleo de Atlanta. o plano foi descartado quando a QGeP assumiu a operação.

o novo plano indica o uso de um FPso com capacidade para 75.000 barris por dia de óleo, com o início da produção programado para o segundo trimestre de 2014 através de um teste de longa duração.

Fontes questionaram se a oGX, que vem tentando aumentar sua produção na bacia de Campos, estaria interessada na área, já que isso daria à companhia um fluxo de caixa em cerca de dois anos.

“o desenvolvimento de Atlanta está agora caminhando muito mais rápido com a QGeP no comando, o que está levando a Petrobras a abandonar o bloco, já que os investimentos necessários para perfurar novos poços e contratar um FPso para produzir de seus reservatórios teriam um custo alto para a empresa,” disse uma fonte.

A Petrobras parece avançar com a mesma política de reduzir custos em outros campos de óleo pesado no brasil. A companhia transferiu recentemente a operação do campo de Xerelete para a total, e estaria buscando alternativas para o desenvolvimento de siri.

A Petrobras, comandada pela presidente Maria das Graças Foster, deve tomar uma decisão até o fim do ano se irá desenvolver o campo de siri.

Petrobras tenta vender BS-4

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 19 September 2012. © All articles appearing in the Upstream Rio Oil & Gas 2012 show daily are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited.

Quinta-Feira 20 Setembro 20122 Show Daily, Thursday 20 September 2012

brazil

Petrobras will need to enforce discipline, strengthen design engineering and emphasise inter-national standards to make its $236 billion investment plan for 2012-2016 a reality, a company ex-ecutive told an audience at rio oil & Gas.

However, the company has shown a history of learning and improvement — for example, in standardising projects such as offshore platforms to improve

efficiency, said Jose Figueiredo, Petrobras’ director of engineering, technology and materials.

“We can do it,” he said. “the competence is there.”

Petrobras has set out ambitious plans to tap into its pre-salt wealth, but Figuerido acknowl-

edged the repeated delays the state- controlled company has suf-fered amid the ramp-up.

the goal is to continue improv-ing productivity while striving for no spills or safety problems, he said.

Petrobras’ pledge on investment plan

KathrinE SChMiDtrio de Janeiro

A PetrobrAs terá de impor disciplina, fortalecer a engenharia de projetos e enfatizar métricas internacionais para tornar realidade o seu plano de investimentos de $236 bilhões para 2012-2016, disse um executivo aos participantes na rio oil & Gas.

Mas a empresa tem demonstrado um histórico de aprendizagem e aperfeiçoamento, por exemplo, como a padronização de projetos de plataformas offshore para melhorar a eficiência, disse José de Figueiredo, diretor de

engenharia, tecnologia e materiais da Petrobras.

“Nós podemos fazer”, disse ele em um painel na rio oil & Gas. “Nós temos competência”.

A Petrobras estabeleceu planos ambiciosos para aproveitar a sua riqueza do pré-sal, mas Figueiredo reconheceu os atrasos repetidos que a empresa tem sofrido no meio dessa ascensão.

o objetivo é continuar melhorando a produtividade, junto com o esforço para não haver derrames ou problemas de segurança, disse ele.

Petrobras se compromete na engenharia

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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Quinta-Feira 20 Setembro 2012

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Petrobras

� � Show�Daily,�Thursday�20�September�2012�� 3

brazil

Brazilian engineering company Mendes Junior is scouting areas along the Brazilian coast with plans to build a large fabrication facility in the country, as it tries to end a three-decade absence from the offshore construction segment.

ruben Maciel da Costa Val, Mendes Junior industrial busi-ness director, told Upstream that the company is currently analys-ing two site options to the north and south of rio de Janeiro state to build its offshore fabrication plant.

“We intend to start building our own offshore facility in early 2013. Our plan is to be able to carry out the construction of topsides mod-ules, wellhead platforms and rigs, as well as doing maintenance work and FPSO integration,” Costa

Val said on the sidelines of the rio Oil & Gas conference.

He explained that Mendes Jun-ior is in advanced negotiations to pick a technological partner, in an effort to seal a long-term joint venture for the project.

Back in the 1970s, Mendes Jun-ior built several production plat-forms for Petrobras, including Camorim-8, Carapeba-2, Pampo PPM-1, Pargo-1a and Pargo-1B. The last such unit was fabricated more than 30 years ago.

“after the last platform in 1979, we shifted our business model to focus in other areas, but now we believe it is time for us to come back to the offshore sector,” he said.

Mendes Junior, in partnership with OSX, recently signed a deal with Petrobras covering the inte-

gration and topside fabrication for the P-67 and P-70 floating produc-tion, storage and offloading ves-sels.

The two FPSOs are part of a big-ger package of eight replica units, each capable of producing 150,000 barrels per day of oil, that will produce pre-salt oil from the lula field in the Santos basin starting in 2016.

Engevix is in charge of the con-version work on the eight floater hulls at the rio Grande shipyard in southern Brazil.

“We will cut first steel at OSX shipyard in the first quarter of 2013 and, provided everything goes according to plan on the con-version side, we might be able to deliver the first FPSO to Petrobras in august 2015 and the second in november 2015,” Costa Val said.

The duo picked engineering com-pany Chemtech to carry out the detailed engineering of the two FPSOs.

Mendes Junior is now eyeing with great interest the upcoming Petrobras tender for the integra-tion of two floaters, P-75 and P-77, which are due to be deployed in the Franco accumulation on open acreage in the Santos basin.

Seven contractors — Quip, Jurong, Engevix, CMO, EBr, andrade Gutierrez-GDK and Tech-nip-Techint — submitted bids in a tender last week, covering the integration of two other FPSOs, P-74 and P-76, also to be installed on unlicensed acreage.

“We opted not to bid in that ten-der, but we are definitely going to participate in the next one,” the executive said.

On the lookout: Mendes Junior industrial business director Ruben Maciel da Costa Val Photo: FabiO PalMiGiaNi

Mendez Junior looking to join the yards raceEngineering company scouting potential sites along the coast for large fabrication facility

FABIO PALMIGIANIRio de Janeiro

A Mendes Júnior está buscando áreas na costa brasileira com planos de construir uma fábrica no país, uma vez que tenta por fim a uma ausência de três décadas no segmento de construção offshore.

Ruben Maciel da Costa Val, diretor de negócios industriais da Mendes Júnior, disse que a companhia está atualmente analisando duas opções de áreas, uma ao norte e outra ao sul do Rio de Janeiro, para construir sua planta.

“nós pretendemos começar a construir nossa própria fábrica de equipamentos offshore no início de 2013. nossa ideia é ser capaz de construir módulos topside, jaquetas e sondas, bem como fazer trabalhos de manutenção e integração de FPsOs,” Costa Val disse ao Upstream durante a Rio Oil & Gas.

ele explicou que a Mendes Júnior está em negociações avançadas para selecionar um parceiro tecnológico, num esforço para selar uma joint venture de longo prazo para o projeto.

nos anos 1970, a Mendes Júnior construiu diversas plataformas de produção para a Petrobras, incluindo Camorim-8, Carapeba-2, Pampo PPM-1, Pargo-1A e Pargo-1B. A última unidade foi fabricada há mais de 30 anos.

“Após a última plataforma em 1979, nós mudamos nosso modelo de negócios para focar em outras áreas, mas nós agora acreditamos que chegou a hora de voltar para o setor offshore,”disse ele.

A Mendes Júnior, em parceria com a OsX, assinou recentemente um acordo com a Petrobras para fazer a integração e construir os topsides dos FPsOs P-67 e P-70.

Os dois FPsOs fazem parte de um pacote maior de oito unidades replicantes, cada uma capaz de produzir 150.000 barris por dia de óleo, que irão produzir óleo do pré-sal no campo de Lula, na bacia de santos, a partir de 2016.

A engevix está encarregada de fazer a conversão dos oito cascos no estaleiro Rio Grande.

“nós pretendemos fazer o primeiro corte de aço no estaleiro da OsX no primeiro trimestre de 2013 e, contanto que tudo siga de acordo com o planejado na coversão, nós podemos ser capazes de entregar o primeiro FPsO para a Petrobras em agosto de 2015 e o segundo em novembro de 2015,” disse Costa Val.

A dupla selecionou a Chemtech para fazer o trabalho de engenharia de detalhamento para os dois FPsOs.

A Mendes Júnior está agora olhando com grande interesse para a próxima licitação da Petrobras de integração de dois FPsOs, P-75 e P-77, que serão instalados em Franco, na área da cessão onerosa, na bacia de santos.

sete grupos – Quip, Jurong, engevix, CMO, eBR, Andrade Gutierrez-GdK and Technip-Techint – apresentaram ofertas na licitação da semana passada para a integração de outros dois FPsOs, P-74 e P-76, que também serão instalados na cessão onerosa.

“nós optamos por não bidar nessa licitação, mas nós vamos definitivamente participar da próxima,” disse o executivo.

Mendes Júnior busca fábrica de construção offshore


brazil

UK engineering company Amec has gained a strong foothold in Brazil with the purchase of a 50% stake in Kromav engenharia, a privately-owned marine and off-shore engineering design player.

London-listed Amec has its sights on Brazil’s booming offshore field development market and aims to develop fully integrated service capabilities in the country.

no financial details were dis-closed for the creation of the new outfit, to be called Amec Kromav.

“We are proud to associate our-selves with the technical expertise of Kromav,” said Simon naylor, Amec president of natural resources Americas business.

Based in rio de Janeiro and with an office in the Brazilian offshore support services centre of Macae, Kromav has about 200 employees. The company, established in 1996,

provides engineering services for offshore installations, such as plat-forms and floating production, storage and offloading vessels.

Among the main offshore projects carried out by Kromav for Petrobras in recent years were the basic engineering for the P-57 and P-58 floating production, storage and offloading vessels, the two wellhead platforms for the Siri project, the MOP-1 fixed platform and, more recently, work on the first four floaters to be deployed on open acreage in the Santos basin pre-salt province.

The four FPSOs — P-74, P-75, P-76 and P-77 — represent just the first stage of development in an area of the Santos basin where Petrobras was granted the right to produce up to 5 billion barrels of light oil by the federal government as part of a mul-ti-billion dollar deal in 2010.

Expertise: Amec’s Americas natural resoures president Simon Naylor Photo: WarD CrEaTiVE COMMUNiCaTiONS

Amec bites into Brazil with Kromav stakeUK group gains foothold in country after buying 50% shareholding in offshore engineering company FABIO PALMIGIANIRio de Janeiro

A firmA de engenharia britânica Amec ganhou uma forte presença no Brasil com a aquisição de uma participação de 50% na Kromav, uma empresa privada especializada em projetos e serviços de engenharia offshore.

A Amec está de olho no aquecido mercado offshore brasileiro e busca desenvolver suas capacidades de serviços plenamente integrados no país.

Não foram divulgados os detalhes financeiros do negócio, que vai criar a nova empresa, que vai se chamar Amec Kromav.

“Nós estamos orgulhosos de nos associarmos com o expertise técnico da Kromav,” disse Simon Naylor, presidente da divisão Amec Américas.

Com sede no rio de Janeiro e com escritórios na cidade de macaé, a Kromav emprega cerca de 200 pessoas.

A companhia, fundada em 1996, fornece serviços de engenharia para instalações offshore como plataformas e fPSOs.

Entre os principais projetos executados pela Kromav para a Petrobras nos últimos anos estão os trabalhos de engenharia básica dos fPSOs P-57 e P-58, de duas jaquetas para o projeto Siri, da plataforma fixa mOP-1 e dos quatro fPSOs que serão instalados na área do pré-sal da cessão onerosa na bacia de Santos.

Os quatros fPSOs – P-74, P-75, P-76 and P-77 – representam apenas o primeiro estágio de desenvolvimento de uma área da bacia de Santos onde a Petrobras recebeu os direitos para explorar até 5 bilhões de barris de óleo leve como parte de um acordo multi bilionário com o governo federal em 2010.

Amec compra participação na Kromav

Sakhalin Energy,an operator of

the Sakhalin-2 Project,was founded in 1994.

Currently, the shareholdersof Sakhalin Energy

are Gazprom(50% plus 1 share),

Shell (27.5%),Mitsui (12.5%) and

Mitsubishi (10%)

Website: www.sakhalinenergy.com/en

E-mail: [email protected]

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OUR PRIORITY SKILL POOLS

• Engineering & Maintenance

• Project Engineering Roles

• Well Engineering

• Process Engineering

• Contracts & Procurement

Quinta-Feira 20 Setembro 2012� � Show�Daily,�Thursday�20�September�2012�� 5

brazil

Queiroz Galvao exploracao e Pro-ducao (QGeP) expects to sign a shorter-term charter agreement for a floating production, storage and offloading unit within the next 30 days in order to carry out an extended well test on the Atlanta heavy oil field on Santos basin Block BS-4.

The company has already sub-mitted a development plan for the Atlanta and oliva heavy oil fields, based around the concept of a big-ger FPSo unit, although the plan has not yet been approved by reg-ulators and may yet be modified.

“We are also looking for a rig to carry out drilling activity in the second half of 2013,” Danilo oliveira, QGeP’s upstream direc-tor, said at rio oil & Gas. The com-pany is also planning a deeper pre-salt probe in the ring fence.

oliveira did not identify the floater to be used for the well test, but sources told upstream that the company has recently been in talks with Noble Drilling with a view to using the FPSo Seillean in the area.

This theory is supported by the fact that QGeP signed a letter of intent with Weatherford interna-tional this week for the supply of a drill pipe riser for BS-4.

The drill pipe riser previously on Seillean was the property of Petrobras. The Atlanta field is at a water depth of 1500 metres. The new drill pipe riser will be required to cope with pressure of up to 5000 psi.

Tipped for Atlanta: Noble Drilling’s Seillean FPSO off Brazil Photo: FrONTiEr DrilliNG

Queiroz Galvao set to sign charter FPSO dealFloater sought to carry out extended well test on Atlanta heavy oil field in Santos basinGARETH CHETWYNDRio de Janeiro

A Queiroz Galvão exploração e Produção (QGeP) espera assinar nos próximos 30 dias um acordo de afretamento de curto prazo para um FPSo para realizar um teste de longa duração no campo de óleo pesado de Atlanta, na bacia de Santos, no bloco BS-4.

A empresa já apresentou um plano de desenvolvimento para os campos de óleo pesado de Atlanta e oliva, com base no conceito de uma unidade FPSo maior, embora o plano ainda não tenha sido aprovado por reguladores e ainda possa ser modificado.

“Também estamos procurando por um sonda para realizar atividades de perfuração no segundo semestre de 2013,” Danilo oliveira, diretor de produção da QGeP, disse a repórteres durante a conferência rio oil & Gas. A empresa também planeja perfurar um poço em águas profundas dentro do ring-fence do bloco.

oliveira não identificou o FPSo que será usado para os testes no poço, mas fontes da indústria disseram ao upstream que a empresa manteve conversações recentemente com a Noble Drilling sobre a possibilidade de usar o FPSo Seillean na área.

essa teoria é confirmada pelo fato de que a QGeP assinou uma carta de intenções com a Weatherford international esta semana para o fornecimento de um drill pipe riser para o bloco BS-4.

o drill pipe riser usado anteriormente com o Seillean pertencia à Petrobras. o campo de Atlanta está localizado em uma profundidade de água de 1.500 metros. o novo drill pipe riser deverá ser capaz de lidar com pressões de até 5.000 psi.

oliveira também disse que a QGeP acaba de assinar uma carta de intenções com a Cameron para o fornecimento de duas árvores de natal submarinas para dois poços do mesmo TLD. o contrato totalizará $25 milhões, ele disse.

Queiroz Galvão perto de assinar acordo para FPSO


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6 Show Daily, Thursday 20 September 2012

brazil

Petrobras yesterday revealed more details on its major oil discovery, announced last month, after its santos basin Franco sW well touched bottom.

the brazilian operator said its 3-rJs-699 well found a 438-metre hydrocarbons column after reach-ing a total depth of 5973 metres.

tests showed evidence of oil of 28 to 30 degrees aPI, Petrobras said.

the company announced in au-gust that the well hit a column of 295 metres at the site when it reached a depth of 5656 metres.

“samples were collected from reservoirs of similar thickness to those registered in the discovery well, which confirms the exten-sion of the oil reservoirs towards the south of the Franco area,” Petrobras said. the well was

drilled 210 kilometres from rio de Janeiro in 2024 metres of water by the etesco-owned drillship takat-sugu J. It is about 17 kilometres south of the successful Franco 2-aNP-1-rJs wildcat.

It is the fourth well to be drilled in brazil’s pre-salt transfer of rights area, where Petrobras has rights to produce up to 5 billion barrels of oil.

the company said in august that its Carcara prospect, which is still drilling, had already recorded a column of more than 400 metres at 6131 metres depth. tests there indicated 31 degrees aPI oil.

Discovery: the Etesco-owned drillship Takatsugu J

Petrobras makes big hit with Franco SWBrazilian major’s deep well in Santos basin finds a 438-metre hydrocarbons column

KaThrinE SchmiDTrio de Janeiro

A PetrobrAs expandiu na quarta-feira uma grande descoberta de óleo, originalmente anunciada no mês passado, após concluir a perfuração do poço Franco sW na bacia de santos.

A companhia afirmou que o poço 3-rJs-699 encontrou uma coluna de hidrocarbonetos de 438 metros após atingir uma profundidade final de 5.973 metros.

testes mostraram evidências de óleo entre 28 e 30 graus API, disse a Petrobras em comunicado.

A companhia divulgou em 21 de agosto uma coluna de 295 metros em um momento em que o poço encontrava-se a uma profundidade de 5.656 metros.

“Amostras foram coletadas de reservatórios com espessura similar aos obtidos no poço descobridor, o que confirma a extensão dos reservatórios de óleo para o sul da área de Franco,” disse a Petrobras.

o poço foi perfurado a 210 quilômetros da costa do rio de Janeiro em lâmina d’água de 2.024 metros pelo navio-sonda takatsugu J. o poço está a cerca de 17 quilômetros ao sul do poço Franco.

É o quatro poço perfurado pela Petrobras na região do pré-sal na área da cessão onerosa, onde a Petrobras pode produzir cerca de 5 bilhões de barris de óleo.

A companhia disse em agosto que o prospecto Carcará, cuja perfuração ainda está em andamento, já havia encontrado uma coluna de mais de 400 metros a uma profundidade de 6.131 metros. testes indicaram óleo de 31 graus API.

Petrobras descobre mais óleo em Franco


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Santos basin


brazil

Fluke engenharia has acquired a new port base near Rio de Janeiro as part of a plan to diversify into new areas of business.

Fluke is the leading supplier of torpedo piles to Petrobras result-ing in global contracts and close to 180 deliveries.

These structures can weigh up to 120 tonnes and are fabricated, along with anchor buoys and other products, at Fluke’s base in Macae, north of Rio de Janeiro.

This base also boasts a rigging centre, used by clients such as Wellstream, Subsea 7 and Tech-nip. Demand for the torpedo pile products is rising, with around 24 anchors on each floating produc-tion, storage and offloading unit

in the pre-salt province, leading to ever closer planning with Petrobras. The concept is also used for spudding wells, saving two or three days of rig time.

Market domination also makes Fluke think more about diversifi-cation, especially since being taken over by Britain’s Acteon group of companies in 2008.

In July, Subsea 7 awarded Fluke a contract to supply 27 suction piles for the Sapinhoa-lula North-east subsea riser system project.

In 2011 the company started offering reels for flexible pipe, and is in talks with key suppliers such as NkT, Technip and Wellstream.

The company has bid in recent tenders for pipeline end manifolds

and terminations (PleMS and PleTS).

“Our products have been very linked to anchorage, but one of our objectives now is to get closer to the well,” said laurent Maubre, general director of Fluke engen-haria. Fluke is the only Acteon company that manufactures on an industrial scale.

“There is a lot of subsea archi-tecture in the group. We can do the structures and associated en-gineering and bring the expertise together,” Maubre said.

With such objectives in mind, Fluke has just leased a port base covering 15,000 square metres in Sao Goncalo for at least five years, available from January 2013. “We

are interested in partnering con-tractors by offering pre-fabrica-tion of heavier structures at the Macae base, and assembly and loa-dout services in Sao Goncalo,” Maubre said.

Activities targeted for new busi-ness or partnerships include pre-fabrication of subsea templates, well conductors and even subsea manifolds.

“Offering these logistics adds value to our products and gives us a competitive advantage, and will be important for our objective of getting us closer to the well,” said Calixto Deberaldini, Fluke’s busi-ness development manager, who was hired from Ge’s subsea well division.

Diversification: Fluke is Petrobras’ leading supplier of torpedo piles from its base in Macae Photo: NOaH brENNEr

Supplier’s new port base close to Rio is no Fluke Market domination leads company towards thoughts of diversification into new areas

COMMuNICATIONS and security specialist General Dynamics is expanding into Brazil, the com-pany said at Rio Oil & Gas.

Recent company projects have ranged in size from $2 million to $100 million and have included BP’s Clair Ridge platform in the uk North Sea and Shell’s Pearl gas-to-liquids facility in Qatar.

“Our systems integration

approach to securing nationally critical assets, such as oil and gas infrastructure, has delivered real benefit and real savings to our customers around the world,” said Chris Adams, the company’s busi-ness development director for se-curity and resilience.

“We believe that we can do the same for the Brazilian energy sector.”

Brazil expansion on way

GARETH CHETWYNDRio de Janeiro

A Fluke engenharia adquiriu uma nova base portuária perto do Rio de Janeiro como parte de um plano para diversificar em novas áreas de negócio.

A Fluke é líder no fornecimento de estacas torpedo para a Petrobras, resultando em contratos globais e cerca de 180 entregas.

estas estruturas podem pesar até 120 toneladas e são fabricadas, junto com as boias de âncora e outros produtos, na base da Fluke em Macaé, norte do Rio de Janeiro.

esta base também possui um centro de plataformas, usado por clientes como a Wellstream, Subsea 7 e Technip.

A demanda pelas estacas torpedo está crescendo, com cerca de 24 âncoras em cada FPSO na província do pré-sal, levando ao planejamento cada vez mais estreito com a Petrobras. O conceito é também utilizado para cavar poços, economizando dois ou três dias de tempo da plataforma.

A dominação do mercado também faz a Fluke pensar mais sobre a diversificação, especialmente desde que foi assumida pelo grupo de empresas britânico Acteon em 2008.

em julho, a Subsea 7 concedeu à Fluke um contrato para abastecer 27 pilhas de sucção para o projeto de sistema de riser submarinos Sapinhoá-lula Nordeste.

em 2011, a empresa começou a oferecer bobinas para tubos flexíveis, e está envolvida em negociações com os principais fornecedores, como a NkT, a Technip e a Wellstream.

A empresa fez um lance em leilões recentes para tubos de distribuições e terminações de dutos (PleMs e PleTs).

“Nossos produtos foram muito ligados à ancoragem, mas um de nossos objetivos, agora, é chegar mais perto dos poços”, disse laurent Maubre, diretor geral da Fluke engenharia.

Com esses objetivos em mente, a Fluke acabou de alugar uma base portuária, cobrindo 15 mil metros quadrados em São Gonçalo durante pelo menos cinco anos, disponíveis a partir de janeiro de 2013.

“estamos interessados em parcerias com empreiteiros, oferecendo pré-fabricação de estruturas mais pesadas na base de Macaé, e serviços de montagem e descarregamento em São Gonçalo”, disse Maubre.

Atividades direcionadas para novos negócios ou parcerias incluem a pré-fabricação de modelos submarinos, condutores de poços e até mesmo tubos de distribuição submarinos.

“Oferecer essas logística agrega valor aos nossos produtos e nos dá uma vantagem competitiva, além de ser importante para o nosso objetivo de nos colocar mais próximo aos poços”, disse Calixto Deberaldini, gerente de desenvolvimento de negócios da Fluke, que foi contratado da divisão de poços submarinos da Ge.

A empresA especialista em segurança e comunicações General Dynamics está expandindo suas atividades no Brasil.

recentes projetos ficaram em torno de $2 milhões a $100 milhões e incluíram trabalhos na plataforma Clair ridge, da Bp, no mar do Norte, e da planta pearl, de GTL, da shell, no Catar.

“A integração de nossos sistemas se parece com obter ativos críticos, tais como infra-estrututa de óleo e gás,” disse Chris Adams, diretor de negócios da General Dynamics.

“Nós acreditamos que podemos fazer o mesmo pelo setor de energia brasileiro.”

Fluke perto de adquirir base portuária no Rio

Expansão brasileira à caminho



newbuildS

Pacific Drilling has delayed the date for execution of a newbuild drillship option in South Korea until near the end of this year.

The Houston-based operator now has until 18 December to decide whether or not to take up its option for an eighth ultra-deepwater unit at Samsung Heavy industries.

Pacific said the agreed price

for the drillship, should it be or-dered, remains “substantially the same” and that delivery would take place in the first quarter of 2015.

The company placed its sev-enth drillship order at Samsung in March, with the unit costing around $600 million and deliv-ery slated for May 2014.

it has already received four

such units from the South Ko-rean shipbuilding giant, with two more due next year.

The seventh drillship in the series will have a rated water depth of 12,000 feet, be equipped for drilling depths up to 40,000 feet, have accommodation for 200 people and will be equipped to support dual gradient drill-ing.

Pacific delays drillship optionDecember deadline for decision

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A Pacific Drilling adiou a data de execução de uma opção para a construção de um novo navio-sonda na Coréia do Sul até o fim desse ano.

A companhia tem agora até 18 de dezembro para decidir se vai ou não exercer a opção para uma oitava unidade voltada para operação em águas ultra-profundas com a Samsung Heavy Industries.

A Pacific afirmou que o preço acordado para o navio-sonda, caso ele seja encomendado, permanece “substanciamente o mesmo” e que a entrega deveria ocorrer no primeiro trimestre de 2015.

A companhia assegurou sua sétima encomenda de navio-sonda com a Samsung em março, com a unidade custando $600 milhões, e com a entrega prevista para maio de 2014. A Pacific já recebeu quatro unidades da Samsung, com duas mais sendo entregues no ano que vem.

O sétimo navio-sonda na série é capaz de operar em lâmina de d’água de 12.000 pés, até uma profundidade final de 40.000 pés, e equipado para acomodar 200 pessoas.

Pacific adia opção de navio-sonda na Samsung

option: Samsung’s Geoje yard in South KoreaPhoto: SAMSunG


hull conversion

Renovation work is gathering pace at the former ishibras ship-yard in Rio de Janeiro, where hull inspections have also begun for the conversion of the P-74 floating production, storage and offloading vessel.

the vLCC titan Seema is posi-tioned in the main drydock at the yard, renamed estaleiro in-hauma after Petrobras took out an extendable 20-year lease in 2010.

the hull is one of four that will be converted into FPSos by the estaleiro enseada do Paraguacu (eeP) consortium, made up of Brazilian engineering and con-struction companies odebrecht, UtC and oaS, and Japan’s Kawa-saki.

China’s Cosco group is also in place as the technical consultant for fabrication work.

Petrobras came up with a strat-egy to foster the renovation of the yard, taking responsibility for fundamental structural renova-tions, but eeP’s $1.7 billion con-tract also included a commitment to renovate and improve fabrica-tion facilities.

eeP has been restoring pipe-shops and paint shops, with work due to conclude in november.

the consortium will also install a new structure shop capable of processing 3000 tonnes per month, placing some contracts with other local yards in the meantime.

the drydock and main gate have been renovated, and Petrobras has also undertaken to renovate the two quays and the waterworks.

the oil company will install four new cranes and some new electrical equipment, although inspection work on the vessel has already begun using smaller mo-bile cranes as a temporary meas-ure. “the strategy avoids putting all our eggs in one basket. “Much

of the plant and machinery for production, including the supply of stable electricity for the conver-sion work, is the contractor’s re-sponsibility, for example” said Carlos Jose do nascimento travas-sos, project manager for engineer-ing on the four FPSos. the tanker

was manoeuvred into the yard stern-first in order to position the riser balcony closer to the main workshops.

the ePP consortium was one of the groups that submitted bids last Friday to supply and integrate top-sides on the P-74 and P-76, although

the inhauma yard will not be available for anything other than conversions at first. the first unit should be ready for integration work to begin by May 2014.

Dates for first oil are october 2015, then July, november and December in 2016. the shipyard

refurbishment is supposed to fin-ish by mid-2013, and the contrac-tors are expected to start stripping out steel early in the new Year.

inspections have revealed a hull that is in good condition, but Petro-bras has adopted a policy of renew-al for equipment needed on the

Strategy: Carlos Travassos, project manager for FPSO conversions for Petrobras’ rights transfer project in the pre-salt Photo: PeTroBrAs

Forging ahead at Inhauma yardInspections have begun at former Ishibras yard in process to transform VLCC Titan Seema into Petrobras’ P-74 FPSO

GARETH CHETWYNDRio de Janeiro

As obrAs de recuperação do antigo estaleiro Ishibras, no rio de Janeiro, estão a todo vapor. A inspeção dos cascos para a conversão do navio P-74 em FPso também já foram iniciadas.

o navio-tanque Titan seema, do tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), está atracado no canteiro do local que hoje recebe o nome de Estaleiro Inhaúma desde que a Petrobras assinou o contrato para arrendamento do mesmo por 20 anos.

Este é um dos quatro cascos que serão convertidos em FPsos pelo consórcio Estaleiro Enseada do Paraguaçu (EEP), formado pelas empresas de

construção civil e engenharia odebrecht, UTC e oAs, além da japonesa Kawasaki.

A empresa chinesa Cosco também participará das operações de conversão dos navios como consultora técnica.

A Petrobras desenvolveu uma estratégia para viabilizar a renovação do estaleiro, assumindo a responsabilidade pelas obras de recuperação de sua estrutura fundamental.

Porém o contrato com a EEP, no valor de $1,7 bilhão, também inclui a responsabilidade pela recuperação e melhoria dos locais de fabricação.

A EEP está empenhada na recuperação da estrutura de soldagem e pintura, com obras

previstas para conclusão em novembro. o consórcio também irá instalar uma nova estrutura para o processamento de 3.000 toneladas por mês, fechando contratos temporários de terceirização com outros estaleiros durante o período das obras.

o dique seco e a porta batel também estão sendo recuperados. A Petrobras também irá renovar os dois cais e a estrutura hidráulica do estaleiro.

A empresa instalará ainda quatro novas gruas, além de novos equipamentos elétricos.

o trabalho de inspeção dos navios, no entanto, já foi iniciado com gruas móveis de

pequeno porte, que foram adotadas como medida temporária.

“A estratégia evita que apostemos todas as nossas fichas de uma só vez. A maior parte da estrutura e maquinário usado na fabricação, o que inclui a estrutura de fornecimento de energia estável para que seja realizado o trabalho de conversão, é de responsabilidade de empresas terceirizadas, por exemplo”, explicou Carlos Jose do Nascimento Travassos, gerente de projetos em engenharia nos quatro FPsos.

o petroleiro foi manobrado para o estaleiro e posicionado de forma que o casco possa ser

elevado e estar exposto às obras de conversão.

Guinchos foram utilizados para auxiliar na manobra.

os quatro navios FPso - P-74, P-75, P-76 e o P-77 – serão utilizados nos campos da cessão onerosa do pré-sal, cujos direitos de produção estão reservados à Petrobras.

A primeira unidade deverá estar pronta para a fase de integração até marco de 2014. As primeiras datas de extração de petróleo são: outubro de 2015, Julho, Novembro e Dezembro de 2016.

A recuperação do estaleiro tem previsão de conclusão para meados do ano que vem e as empresas terceirizadas deverão

Quinta-Feira 20 setembro 2012

Forjando o futuro em Inhaúma


Strategy: Carlos Travassos, project manager for FPSO conversions for Petrobras’ rights transfer project in the pre-salt Photo: PETROBRAS

Forging ahead at Inhauma yard

In Its former incarnation, the Inhauma shipyard was the jewel in the crown of Brazil’s shipbuild-ing industry.

It was opened in 1959 in the old Rio parish of Inhauma, an area that had long served as a gateway for goods.

Japan’s IHI took over the facility and inaugurated the main dock in 1974.

Many tankers were built at the yard including some, such as the VLCC Barao de Maua, that were later converted into FPsOs that are still working for Petrobras to-day.

the yard’s fortunes nosedived with the rest of the Brazilian shipbuilding industry, and IHI withdrew in 1994.

the decline formed part of Rio’s industrial landscape, as broken cranes drooped in view of the busy niteroi bridge high-way.

these cranes have now gone, although the parties have also been discussing the refurbish-

ment of two of the original tow-er cranes.

the facility has also been used for minor ship repair work, storage and logistics, but this is now changing, with Brazil’s first FPsO conversion for more than 10 years. “It is great to see the yard fully occupied again after 20 years,” said project manager Car-los Jose do nascimento travassos.

“the renovation work is just be-ginning but you can see there is scope for the recuperation of a much bigger area of workshops.”

About 800 people are currently employed on the yard, roughly split between renovation and hull conversion activities.

the workforce is expected to rise to a peak of 5000, helped by local training schemes.

New life blossoming for the faded jewel in Brazil’s crown

No passado, o Estaleiro Inhaúma era a menina dos olhos da indústria brasileira de construção de navios.

Foi inaugurado em 1959 em uma área que por muito tempo serviu de porta para a entrada de mercadorias no Rio de Janeiro.

Em 1974, a empresa japonesa Ishikawajima-Harima Heavy Industries (IHI) assumiu as operações no local e inaugurou o cais principal.

Vários navios petroleiros foram construídos no local, incluindo o VLCC Barão de Mauá, que foi convertido em Fpso e encontra-se em operação para a petrobras.

a decadência da indústria naval brasileira na década de 80 levou ao fechamento do IHI em 1994. o declínio por muito tempo ilustrou a paisagem industrial do Rio de Janeiro, com suas gruas abandonadas em contraste com a ponte Rio-Niterói.

Estas gruas foram retiras, porém as empresas envolvidas estão discutindo a renovação das gruas altas originais. a estrutura do estaleiro também foi utilizada para trabalhos, em menor escala, de reparo de navios, armazenamento e logística.

Esse cenário começa a mudar com a primeira conversão de um navio em uma unidade Fpso em mais de 10 anos.

“É com alegria que vemos o estaleiro em plena atividade após 20 anos.

“as obras estão só começando mas já podemos ver que há potencial para a recuperação de uma área ainda maior”, disse Travassos.

atualmente, cerca de 800 pessoas trabalham no estaleiro. de forma geral, o mesmo está dividido em atividades de recuperação e de conversão de cascos.

a mão-de-obra empregada no local deverá crescer para 5.000 com o fomento de projetos de treinamento no local.

Vida nova para antiga jóia da coroa


Resurgent: work on VLC C Titan Seema, before it becomes the P-74 FPSO at Inhauma shipyard Photos: PETROBRAS

começar a produzir aço no início de 2013.

As inspeções realizadas no local revelaram que o casco está em boas condições, mas a Petrobras adotou a medida de renovar todos os equipamentos internos do navio.

“Sem dúvida, a primeira unidade será a mais complexa porque o processo de aprendizado e o trabalho de recuperação ocorrerão ao mesmo tempo.

Mas estamos determinados a desenvolver know-how e a nos tornarmos uma unidade especializada, quase como uma fábrica de conversão de cascos.” explica Travassos.

vessel. “the first unit will be the most challenging, because of the learning curve and simultaneous renovation work, but we aim to build expertise and become a specialised facility, almost like a hull conversions factory,” travas-sos said.

Forjando o futuro em Inhaúma


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Demanda mundial de energia cresce 2,3% ao ano até 2030World energy demand to increase 2.3 % a year to 2030

Indústria discute desafios para o suprimento energéticoIndustry discusses challenges for future energy supplies.� p14

Brasil tem potencial para exportar inteligência em engenheriaTapping Brazil’s energy expertise.� p15

Novas rodadas ampliam desafios da unitização no BrasilUnitisations, challenges to increase with 11th licensing round.�� p16&17

Tecnologia a serviço do monitoramento de reservatóriosTechnological advances helping engineers monitor reserves.�� p16&17

Tecnologia é o que vai conciliar a preservação e o crescimento econômicoIndustry must help in preserving oceans. p17

Indústria une esforços para garantir segurança operacionalCo-operation key in contingency planning. � p18

Programação da conferênciaConference programme. � p18

AL e Oriente Médio definem panorama mundial de petróleoLatin America and Middle East to define global trends. � p19

Nordeste e EUA lado a ladoNortheastern Brazil and US side by side.� p20

Soluções integradas em uma feira sem fronteirasIntegrated solutions in a world without frontiers.� p20

Indústria une esforços para garantir segurança operacionalIndustry unites to guarantee operational safety.� p21

Conferência discute desafios e metas para uma nova economia solidária e inclusivaConference discusses challenges and goals for inclusive economy.� p22

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Renato Bertani, presidente do WPC, na plenária sobre desafios do suprimento energético SOMAFOTO

14 Thursday 20 September 2012

As projeções internacionais de demanda de energia indicam que, em 2030, serão necessários até 110 milhões de barris de petróleo por dia produzidos no mundo. Um dos principais desafios das petroleiras será atender essa demanda, considerando o crescimento da população global, principalmente dos países em desenvolvimento, Ásia e África.

Durante a plenária “Desafios para o suprimento energético no século XXI”, realizada ontem, na rio oil & Gas, o presidente do WpC (World petroleum Council, Conselho Mundial do petróleo), renato Bertani, destacou que Canadá, Arábia saudita e estados Unidos têm grande consumo per capita de barris de petróleo por pessoa, enquanto Brasil, Indonésia e Índia consomem quantidades muito inferiores. “Isso indica que o desenvolvimento econômico desses países ainda vai trazer novos consumidores para o mercado e crescimento continuado das demandas de energia”, explicou. Na média, espera-se crescimento de 2,3% ao ano da demanda de

energia, mais acentuado nos países em desenvolvimento.

segundo Bertani, os desafios são trazer à superfície esse petróleo de forma “amigável” ao meio ambiente. o executivo alertou, entretanto, que, no mundo, muitos países poderão contribuir para cobrir a demanda de energia e compensar o declínio da produção de petróleo e gás, mas nenhum conseguirá sozinho. Bertani citou, além dos países da opep, como Arábia saudita e Iraque, os estados Unidos, Brasil, rússia, Canadá e Venezuela como expoentes estratégicos nessa empreitada.

jérôme Ferrier, presidente da IGU (International Gas Union), confirmou que o Brasil deve, sem dúvida, exercer papel significativo no desenvolvimento energético da América do sul. ele acredita que a exploração de gás natural e de shale gas (gás não convencional) no Cone sul alavancarão e beneficiarão a região, mas disse que é preciso superar desafios institucionais, de regulação e de estabelecimentos de dutos nas regiões fronteiriças. para discutir as

principais questões do Cone sul e de seu desenvolvimento energético, Ferrier disse que a IGU organizará um fórum regional, em parceria com o Instituto Brasileiro de petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBp) e a Arpel.

o diretor da eIA (energy Information Administration) Adam sieminski também reforçou que o sistema de estruturas legais e consistentes é fundamental para a indústria do petróleo, bem como a colaboração dos governos, fortes mercados de capitais, tecnologias inovadoras e educação e treinamento de qualidade.

sieminski afirmou ainda que o papel dos avanços tecnológicos no setor de óleo e gás mudou o cenário de referência da indústria e que, portanto, não pode ser subestimado. “Gastos em pesquisa e desenvolvimento têm um potencial de transformar as ofertas de energia no século XXI como não podemos imaginar. o futuro está aqui mesmo, na rio oil & Gas. e é excelente”, concluiu. A plenária foi mediada por joão Carlos de Luca, presidente do IBp.

Indústria discute desafios para o suprimento energético

INterNAtIoNAL estimates suggest that the world will need to produce up to 110 million barrels of oil per day by 2030 to meet future energy demands. one of the main challenges oil companies face in the coming years is how to meet this demand.

Canada, saudi Arabia and the Us have a high per capita consumption of oil, while Brazil, Indonesia and India — three of the world’s most populous nations — consume much lower quantities, renato Bertani, president of the World petroleum Council, said during the session “Challenges for the energy supply in the 21st Century.”

“This indicates that the economic development of these countries will still bring new consumers to the market and energy demands there will continue to grow,” Bertani said.

“We expect energy demand to increase by 2.3% per year on average and by more in developing nations,” he added.

Many countries can play a role but none is strong enough to do it alone. Bertani said. Apart from opec countries such as saudi Arabia and Iraq, nations such as the Us, Brazil, russia, Canada and Venezuela must do their bit.

jérôme Ferrier, president of the International Gas Union (IGU), said that Brazil should play a significant role in south America and that natural gas and shale gas reserves in the southern Cone will benefit the region.

However, he warned that it was necessary to overcome institutional challenges and improve regulatory and pipeline facilities in the border regions.

The IGU is to organize a regional forum to discuss these and other issues, in partnership with the Brazilian petroleum Institute and Arpel.

The director of the energy Information Administration also stressed that a strong legal framework is key to a successful oil industry as well as the collaboration of governments, strong capital markets, innovative technologies and quality education and training.

technological advances have changed the oil and gas industry and must be taken into account, Adam sieminski added.

“spending on research and development has the potential to transform the energy on offer in the 21st Century like you would not believe,” he said. “The future is right here in rio oil & Gas. And it’s great.”

Industry discusses challenges for future energy supplies


Jerome Ferrier, presidente do IGU, se apresenta na plenário sobre os desafios do suprimento energético no século XXICredit: SAMFOTO

15� Thursday�20�September�2012��

Francisco Itzaina, presidente da Rolls Royce para a AL, fala no painel sobre a importância da engenharia nos grandes empreendimentos SOMAFOTO

Brazilian engineering expertise has the potential to be exported, but the federal government and corporate Brazil need to embrace the effort, according to Mauro Viegas Filho, president of Concremat Engenharia e Tecnologia Sa.

He was one of the members on a panel in rio & Gas that highlighted a bright future for specialised engineering in the oil and gas sector.

Yet its success will depend on a lot of work in creating efficiencies, professional training, and application of project management methodologies.

Fernando Barbosa from Estaleiro Enseada do Paraguacu (EEP) said Brazil is not alone in handling some of the difficulties in managing large-scale engineering projects linked to oil and gas.

Still, Brazil has the capacity to overcome these difficulties by applying innovation, new technologies and planning, he added.

“in the meantime, we need to overcome bottlenecks like cost inflation, low productivity, and logistical difficulties that create inefficiency and delays,” he said.

according to Francisco itzaina, president of rolls-royce in latin america, Brazil is in a privileged position when it comes to geopolitics.

it also has abundant resources and does not experience the same natural disasters sufefred by other regions of the globe.

Yet the country needs to make advances in long-term planing and the creation of a state-backed industrial policy.

Tapping Brazil’s energy expertise

A inteligênciA da engenharia brasileira tem potencial para ser exportada, mas é preciso que governo e empresas abracem essa causa. A afirmação de Mauro Viegas filho, presidente da concremat engenharia e tecnologia S.A., foi um dos destaques do painel Os desafios dos grandes empreendimentos e a importância da engenharia de projetos no Brasil realizado na tarde de quarta-feira (19), na Rio Oil & gas.

conduzido por elói Fernandez y Fernández, diretor geral da Onip (Organização nacional da indústria do Petróleo), o encontro mostrou que o cenário é promissor para a engenharia especializada em óleo e gás, mas o sucesso dependerá de muito trabalho a ser realizado − principalmente em termos de eficiência, capacitação profissional e aplicação de metodologias de gestão de projetos, como Qualidade total, eAP, ou estrutura Analítica de Projeto e curva S.

De acordo com Francisco itzaina, presidente da Rolls-Royce na América latina, o Brasil é privilegiado nas questões geopolíticas, pois tem recursos abundantes e não sofre com catástrofes naturais, mas precisa avançar em temas como planejamento a longo prazo e criação de uma política industrial de estado.

Já Fernando Barbosa, presidente do estaleiro enseada do Paraguaçu (eeP) destacou que a dificuldade de gerenciar grandes projetos de engenharia ligados aos setores de óleo e gás não é exclusividade brasileira, mas que o País tem condições de vencer essas dificuldades se apostar em inovação, novas tecnologias, formação e planejamento.

“entretanto, nós precisamos superar gargalos como inflação de custos, baixa produtividade e dificuldades logísticas, que geram atrasos e ineficiências”, ressaltou.

José de Figueiredo, diretor de engenharia, tecnologia e Materiais da Petrobras, apontou simplicidade e uniformidade na concepção de projetos, planejamento e investimentos em conteúdo local como elementos essenciais para o sucesso da companhia antes e durante o pré-sal.

Brasil tem potencial para exportar inteligência em engenheria


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ExpErts from petrobras and the ANp listed some of the main challenges on regulating shared exploration areas at rio Oil & Gas.

Given the expansion of blocks that will be explored and the additional number of operators in the country, the amount of unitisations will likely increase when two separate, but contiguous blocks share the same hydrocarbon accumulation.

That will necessitate the need for an agreement governing the blocks between the exploration companies.

The general manager of petrobras’ university, Jose Alberto Bucheb, alerted participants over the emergence of possible issues that go beyond the national territory involving sovereign states.

He gave an example of possible frontier unitisations between Brazil, Uruguay and French Guiana.

For Bucheb, the attention is not just on the pre-salt, but on the rules surrounding the upcoming ANp 11th round, which is scheduled

for May next year. One of the very sensitive points in this respect is local content, which is considered as a “indivisible obligation.”

That means it is necessary to define how companies come up with a common denominator in the case that an operator has a contract with a local content obligations of 70% and the other, which holds a smaller percentage (of local content rules) of 30%.

According to Bucheb, one of the main questions to be overcome within the new regulatory framework is the definition of special rules especially for accumulations that extend under blocks operating under different contract models, like if the block is operated as a concession or if it is a production sharing area.

The ANp’s legal coordinator Olavo Bentes David said that beyond this, one of the questions is on the role that pre-sal petroleo sA will have in talks and unitisation agreements as well as operations of the shared accumulations within context of the new regulatory framework.

tHE technological advances in the characterisation and monitoring of reservoirs was the subject of a special session at Wednesday’s rio Oil & Gas.

Geophysical experts discussed techniques that allow for the collection and transmission of accurate information as well as for maximizing production and mapping hazards and risks.

Brazil has made huge progress over the past 30 years and that has reduced the number of uncertainties in the exploration and production process, especially at the start of well operations, said Johann paul, a top official in reservoir geophysics at petrobras.

The advances have also made managing the wells easier, he added.

some of the biggest advances are in 3D and 4D seismic techniques.

One of the panelists showcasing Nodes technology in Wednesday’s session was Fugro business development manager Wilhelm Eivind Berg. “With Nodes, we get a better signal, a greater resolution of images in 4D more accuracy, and more operational efficiency,” Berg said. “With more detailed information, we have a more monitored product.”

Electromagnetic reading was the theme presented by Andrea Zerilli, a research scientist at schlumberger. Zerilli emphasised its efficiency, especially in defining the limits of reservoirs and the volume of reserves in deep waters.

Unitisations, challenges to increase with 11th licensing round

Technological advances helping engineers monitor reserves

EspEciAlistAs da petrobras e da Agência Nacional do petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANp) listaram, na rio Oil & Gas, os principais desafios para a regulamentação das áreas de exploração compartilhadas. com a ampliação dos blocos a serem explorados e o maior número de operadores no país, devem aumentar as situações que configuram unitização, quando dois blocos distintos, mas contíguos, com jazidas comuns, exigem acordo entre as empresas exploradoras.

O gerente geral da Universidade petrobras, José Alberto Bucheb, alertou para o surgimento de possíveis questões que vão além do território nacional, envolvendo estados soberanos. Ele exemplificou que já começam a surgir possibilidades de unitização de áreas fronteiriças entre Brasil e Uruguai e Guiana Francesa.

para Bucheb, as atenções não se resumem ao pré-sal , mas também às regras relativas à 11ª rodada, prevista para maio do ano que vem. Um dos pontos mais sensíveis diz respeito ao conteúdo local, que considera como “obrigação indivizível”. Ou seja, é preciso definir como as empresas devem fazer as contas e chegar a um denominador comum no caso de uma operadora ter em contrato obrigação de conteúdo local de 70% e a outra, um porcentual menor, como 30%.

Na avaliação de Bucheb, uma das principais questões a serem superadas no novo marco regulatório é a definição das regras especiais para jazidas que se estendem por diferentes sistemas, como concessão ou partilha de produção.

Outra questão é a continuidade das operações nas jazidas que se estendem por

áreas abertas (não partilhadas e não concedidas), pois poderá ser difícil definir quem vai se responsabilizar pelos estudos e investimentos pré-exploratórios nessas áreas.

Além disso, o papel a ser desempenhado pela ppsA (pré-sal petróleo s.A) na negociação e acordos de unitização e posterior gestão das operações das áreas unitizadas, segundo previsto no marco regulatório, é considerado sensível e polêmico por Bucheb e também pelo coordenador jurídico de Exploração e produção da ANp, procurador Olavo Bentes David.

segundo ele, a atribuição de atuar em acordos de unitização iria, a princípio, além das atribuições da ppsA, voltada para a gestão dos contratos de partilha e a comercialização de hidrocarbonetos pela União.

Pré-sal e novas rodadas ampliam desafios da unitização no Brasil


Photo: SAMAFOTO

17� Thursday�20�September�2012�� Quinta-Feira 20 Setembro 2012

Just months after it was a keenly debated topic at the Rio +20 environmental conference, protecting oceans was also the subject of debate on the third day of Rio Oil & Gas.

The commitments made by Brazil in the final document of the conference were considered daring, especially given the growing economic importance of Brazil’s oil and gas sector.

“Preserving (oceans) would be enough of a challenge in itself,” said André Guimarães Loubet, executive director of Conservation International in Brazil. “But combining preservation with development requires our utmost attention.”

Guimarães Loubet noted that countries at Rio + 20 pledged to protect 10% of the globe’s oceans by 2020 and restore fish stocks by 2015.

“These are important goals, and we should pursue them, but they do sometimes seem unattainable,” he said. “ Currently, we protect less than 1% of our oceans.”

Nevertheless, although

Brazil scores above the world average on the Ocean Health Index it cannot rest on its laurels as the country’s rapid economic growth means it must take immediate and widespread action to ensure preservation.

“The oil and gas sector should take the lead in discussions on this issue because in Brazil development is mostly offshore,” he argued.

“More than 70% of the population lives on the coast. You cannot develop if it means destruction. We must reconcile the agendas of the different sectors.”

That reconciliation can come with the help of new technology, said Professor segen Estefen, director of technology and innovation at COPPE / uFRJ, a university and think tank.

“The proposal is not to leave the ocean untouched,” he said. “You can’t ignore a bonanza like the pre-salt. But it is necessary to develop technologies for preservation. And to do that, the scientific community must work more closely with industry.”

Industry must help in preserving oceans

Destaque na Rio+20, a proteção dos oceanos foi debatida no terceiro dia da Rio Oil & Gas. Os compromissos assumidos pelo Brasil no documento final da Conferência foram considerados um tanto arrojados, sobretudo quando se considera que deverão ser compatíveis com o crescimento do país em atividades econômicas importantes como a exploração de petróleo e gás. “Preservar, simplesmente, já seria um desafio. Mas aliar a preservação ao desenvolvimento é o que requer nossa máxima atenção”, destacou André Loubet Guimarães, Diretor Executivo da ONG Conservação Internacional (CI) no Brasil.

André lembrou que, entre outras metas, os países se comprometeram com a proteção de 10% dos oceanos até 2020 e com a restauração de estoques pesqueiros até 2015.

“são metas importantes, que devemos perseguir, mas que, por vezes, nos parecem inatingíveis. Atualmente, protegemos menos de 1% dos nossos oceanos”, afirmou, acrescentando que a

pontuação do Brasil no Ocean Health Index (Índice de saúde do Oceano), superior à média mundial, não deve trazer tranquilidade, porque o estágio de crescimento do país impõe ações imediatas e amplas para a preservação.

“O setor de óleo e gás deve liderar as discussões sobre esse tema, pois, no Brasil, sua atuação é majoritariamente marinha. Mais de 70% da população brasileira vive à beira mar. Não se pode explorar sob pena de degradar. É preciso conciliar as agendas dos diferentes setores”, defendeu.

Para o professor segen Estefen, Diretor de tecnologia e Inovação da COPPE/uFRJ, a conciliação virá com o desenvolvimento de tecnologias.

“O que se propõe não é deixar o oceano intocado. Não há como se recusar uma riqueza como a do pré-sal. Mas é preciso desenvolver tecnologias para preservação. E, para isso, a comunidade científica deve andar mais próxima da indústria”, disse.

Tecnologia é o que vai conciliar a preservação e o crescimento econômico

Os AvANçOs tecnológicos na caracterização e monitoramento de reservatórios foram tema de sessão especial na Rio Oil & Gas. Especialistas em geofísica discutiram técnicas que viabilizam a coleta e a transmissão de informações precisas e sua utilização na maximização da produção e no mapeamento de riscos.

Paulo Johann, gerente geofísico de Reservatório da Petrobras, destacou os avanços ocorridos nos campos brasileiros nos últimos 30 anos, que permitiram diminuir as

incertezas no processo, sobretudo no início do funcionamento dos poços, e a aplicação de todo o conhecimento na gestão dos reservatórios.

Paul Murray, geofísico chefe da Divisão de Fibra Ótica da PGs, tratou das técnicas de detecção de georiscos em imagens 3D e 4D que, inclusive, começarão a ser utilizadas no campo de Jubarte.

Eivind Wilhelm Berg, gerente de Desenvolvimento de Negócios da Fugro, apresentou a tecnologia de Nodes: “Com os Nodes temos melhoria no sinal,

maior resolução das imagens em 4D e maior precisão, além de eficiência operacional. Com mais informações detalhadas, temos uma produção melhor monitorada”.

A leitura eletromagnética foi tema de Andrea Zerilli, pesquisador científico da schlumberger, que ressaltou sua eficiência, sobretudo na definição dos limites dos reservatórios e no volume das reservas em águas profundas.

O uso do monitoramento para a gestão do reservatório foi abordado por Helene Hafslund veire, geofísica chefe da statoil.

Tecnologia a serviço do monitoramento de reservatórios

Sessão especial sobre proteção aos oceanos movimentou o debate na manhã de ontem (19) da Rio Oil & Gas SOMAFOTO

Marilda Rosado, professora de direito internacional, fala na sessão especial sobre Contratos da Indústria

SAMFOTO

18 Thursday 20 September 2012 Quinta-Feira 20 Setembro 2012

Schedule September 20th - Thursday

Continues...08:00-17:00 Registration

09:30-12:30 Oral Technical Sessions

09:30-12:30 Especial Session

-Risk Assessment of the Activities of Exploration and Production of Oil and Gas (Room 211)

Chairs: -Elisabete Costa - Environment Manager - EP Energy do Brasil -Marcelo Mendes - Risk and Knowledge Manager - BG Group

Speakers: -Ana Cristina Rangel Henney - Environmental Permission Director - INEA Theme: The Brazilian Experience of the Process of Maturing of the Environmental Authority

-José Carlos de Moura Xavier - Environmental Impact Assessment - CETESB Theme: Technology Risck Assessment

-Íris Regina Fernandes Poffo - Biologist of Emergency Operations Sector - CETESB Theme: The Application of the Studies Cases for the Improvement of the Emergency Plan to the Oil Spill

-Gina Coelho - President - Ecosystem Theme: NEBA the Worldwide Experience

10:00-12:00 Especial Session

-Cascade Chinook Project

Chairs: -Roberto Gonçalves - International Technical Support Executive Manager - Petrobras -Solange da Silva Guedes - E&P Engineering Executive Manager - Petrobras

Speaker: -Cesar Luiz Palagi - Walker Ridge Upstream Production Assets Manager - Petrobras America INC.

12:30-14:30 Lunch Break

14:30-18:30 Digital Poster Session

14:30-16:45 Plenary Session

-Offshore Operational Safety and Its Impacts

Chairs: -Magda Chambriard - Director-General - ANP -José Miranda Formigli - E&P Director - Petrobras

Keynote Speakers: -Richard Morrison - Vice President and Head of Global Deepwater Response - BP -Helga Nes - International Department HSE Vice President - Statoil -James A. Watson - Director - BSEE -Rafael Neves Moura - Superintendent of Operational Safety and Environment - ANP -John Hollowell - Executive Vice President - Shell

17:00-18:30 Plenary Session - Closing Ceremony

-Plínio Cantanhede Award

Keynote Speaker: -Maria das Graças Foster - CEO - Petrobras

12:00-20:00 Rio Oil & Gas Expo

As the oil sector continues to expand so does the concern over environmental safeguards and cooperation on contingency planning, according to a panel chaired by one of the government’s top environmental officials at Rio Oil & Gas.

“It is important that Ibama was invited to chair this panel - it reflects a unique situation that has been building up for the past 12 years since the the country began opening up for oil and gas,” said Ibama President Volnei Zannardo, who moderated the panel.

“Our regulatory ambient is very young, but it is showing an incredibly rapid development. This has been possible thanks to the dialogue and the good relationship between the government and the industry.”

Petrobras’ general manager for security, environment and health in the company’s e&P unit, humberto spinola, spoke on his company’s offshore safety reinforcement program, or somar.

It has been developed by Petrobras as part of the national contingency plan. The plan is in the

approval process by the federal government, but it has already yielded fruit.

“even before it has been approved, the plan is already a reality given (the communication) between companies, the ANP and the government,” he said.

environment safeguards and contingency plans took on greater relevance following the 2010 Macondo blow-out in the Gulf of Mexico.

After the accident, the Oil & Gas Producers Association’s contingency work group highlighted the need for the industry to work together,

“It is essential for prevention and a solution for large accidents,” said spinola.

Other industry experts such as Keith Lewis from subsea Well Response Project and George Franklin from International Petroleum Industry environmental Conservation Association also highlighted broader co-operation.

“We are working together - point by point - in the safety process,” said Franklin.

Co-operation key in contingency planning

A RebOque da expansão do setor petroleiro, cresce internacionalmente a preocupação com as questões de segurança no setor. No terceiro dia da Rio Oil & Gas, o painel “Novas Fronteiras do Conhecimento na Prevenção, Intervenção e Respostas a Vazamento de Óleo” reuniu especialistas no assunto e contou com a moderação do Presidente do Ibama, Volnei Zannardi.

“É significativo o Ibama ser convidado para mediar esse painel - reflete uma situação única, que vem sendo construída há 12 anos, desde a abertura da exploração de petróleo e gás no país. O nosso ambiente regulatório é muito jovem e apresenta evolução incrivelmente rápida. Isso só foi possível graças aos diálogos e ao bom relacionamento entre governo e indústria”, comentou Zannardi.

Gerente-Geral de segurança, Meio Ambiente e saúde da área de e&P da Petrobras, humberto spinola apresentou o Programa somar (Offshore safety Reinforcement Program), desenvolvido pela empresa em acordo com o Plano Nacional de Contingência, em fase de aprovação pelo governo federal. “Antes mesmo de ser aprovado, o plano já é uma realidade, dada a articulação que se deu entre as empresas, a ANP e o governo”, disse.

em nível mundial, a questão da segurança motivou a união das principais companhias exploradoras de petróleo. Depois do acidente de Macondo, a OGP (Oil and Gas Producers Association), associação

Indústria une esforços para garantir segurança operacional

Painel sobre prevenção de riscos de vazamento na tarde de ontem SOMAFOTO

internacional de produtores de petróleo, com 70 membros, criou um grupo para estudar ocorrências e formas de prevenção de acidentes. O trabalho desse grupo resultou na formulação de um acordo internacional de auxílio mútuo, “essencial para a prevenção e solução de grandes acidentes”, segundo spinola.

sobre intervenção e resposta em casos de acidentes falaram os especialistas Keith Lewis, do subsea Well Response Project (sWRP), projeto que reúne nove grandes empresas, e George Franklin, representante do IPIeCA, grupo de resposta a derramamento de petróleo da OGP. “estamos trabalhando juntos, de ponta a ponta, nos processos de segurança”, declarou Franklin.

19� Thursday�20�September�2012�� Quinta-Feira 20 Setembro 2012

Latin america, with its increased demand, and the Middle East, with its increasing supply, should define the global oil landscape in the coming years.

The exploration and production of oil shale in the US will also have a crucial role in the new scenario, experts in global markets said yesterday at Rio Oil & Gas.

“There’s been a change in the world order,” said the executive vice president of KBC advanced technologies, Ed Kleingueti.

Petrobras’ strategic planning manager Gilberto Ribeiro de Carvalho added: “it’s a very complex picture.”

Both men emphasised this is a time of high volatility.

Carvalho said the uncertainty is making it hard for companies to decide on future investments, and that is true not just for Petrobras, but for oil and gas companies worldwide.

Kleingueti said he believes that expanding economies in Latin america and the delay in refinery projects means the region will continue to import supplies, especially from the Gulf of Mexico.

One of the main signs of the new order, according to Kleingueti, is that the US is taking on an even greater role in supplying the Latin american market.

“The phenomenon of shale oil dramatically changed the dynamics of the supply of crude,” he added.

Matthew Partridge of Wood Mackenzie said the new global reality is that the US will produce more liquefied natural gas because of its shale gas, and the long-term impact of ethanol “should not be overlooked” because it will reduce the need for gasoline at american pumps.

The industry’s refining margins are expected to remain tight over the next five years, said Daniel Lopez, partner and director-president of the Boston Consulting Group.

However, Lopez said that should affect investment decisions only from 2017 on, not investments already allocated.

“The good news is that after that some rationality will return to the industry and the good times will come again to the refineries,” he said.

Latin America and Middle East to define global trends

a américa Latina, com aumento de demanda, e o Oriente Médio, com expansão da oferta, deverão definir o panorama mundial de petróleo no mundo nos próximos anos. O shale oil (óleo de xisto) nos EUa também terá papel crucial no novo cenário, segundo projeções de especialistas em mercado global apresentadas ontem na Rio Oil & Gas.

“Está havendo uma mudança na ordem mundial”, avalia o vice-presidente executivo da KBC advanced technologies, Ed Kleingueti. “É um quadro bastante complexo”, completa o gerente de planejamento estratégico da Petrobras, Gilberto Ribeiro de Carvalho. ambos ressaltam o momento de alta volatilidade no mercado atual de petróleo e derivados.

Segundo Carvalho, a atual dificuldade do setor para fazer as projeções nesse cenário de incertezas se reflete nos problemas para a definição de novos investimentos, não apenas no caso da Petrobras, mas também nas demais empresas de óleo e gás em todo o mundo.

De acordo com Kleingueti, paralelamente à atenção permanente ao mercado chinês, o mundo hoje se configura, nesse setor, com perspectiva de aumento de capacidade em refinarias na américa Latina – inclusive no Brasil, com os quatro grandes projetos em andamento -, nos Estados Unidos e no Oriente Médio, onde as expansões estão

voltadas para exportação.no que diz respeito à américa Latina,

ele acredita que com o aumento do PiB na região e o atraso nos projetos de refinaria, as importações líquidas devem prosseguir, sobretudo vindas do Golfo dos EUa.

Um dos principais signos da nova ordem, segundo Kleingueti, é que os EUa são os principais fornecedores para o mercado latino-americano, diminuindo a participação europeia. Ele também destaca que “o fenômeno do óleo de xisto mudou de modo dramático a dinâmica da oferta de crus”.

Mattew Partridge, da Wood Mackenzie, sublinhou que o novo panorama mundial encontra os EUa produzindo mais Gás natural Líquido (GnL) por causa do gás de xisto e, em longo prazo, ”também não se deve desprezar” o impacto do etanol que, segundo ele, deve limitar a necessidade de gasolina no mercado norte-americano no futuro.

Daniel Lopez, sócio e diretor-presidente do Boston Consulting Group (BG Madri), acredita que as margens da indústria de refino deverão se manter estreitas nos próximos cinco anos. no entanto, garante que isso não deverá afetar investimentos já definidos, mas sim as decisões que serão tomadas a partir de 2017. “a boa notícia é que depois disso haverá alguma racionalidade no setor e os bons tempos virão para as refinarias.”

AL e Oriente Médio Definem Panorama Mundial de Petróleo

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Ed Kleinguetl, da KBC, no painel sobre o panorama mundial do mercado de petróleo SOMAFOTO


Estudantes da delegação de Pernambuco no estande que homenageia Luiz Gonzaga� FOTO�ANDRES

Não é só o compositor Luiz Gonzaga superdesenvolvido (foto) que chama atenção nos estandes de Pernambuco. Presente no pavilhão 3, com o Lounge Pernambuco, e no pavilhão 1, com o Complexo Industrial Portuário de Suape, o estado busca parcerias e investimentos para os megaprojetos na região e conta números que fortalecem a aposta dos fornecedores.

Segundo projeção da Condepe/Fipem, o Produto Interno Bruto (PIB) do estado deve chegar a R$ 120 bilhões nesse ano. Uma das 12 sedes da Copa 2014, Pernambuco passa por grandes transformações e, em parceria com a Petrobras e o Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas

(SEBRAE), utiliza a feira para atrair investidores. Além do Complexo de Suape, destacam-se outras obras, como a construção da Refinaria Abreu e Lima pela Petrobras, da Ferrovia Transnordestina e da Arena Pernambuco. “Até 2014, serão investidos U$ 22 bilhões só no Porto de Suape. Hoje, o Nordeste representa 29% da população do país e Pernambuco é considerado o centro geográfico da região, estando a apenas 800 quilômetros de oito capitais nordestinas”, destacou Márcio Stefanni, presidente da Agência de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco (AD Diper).

A poucos passos do Nordeste está o

pavilhão internacional dos Estados Unidos. Mais de 40 empresas expõem no espaço destinado aos americanos, que aumentou mais de 40% desde 2010 e agora ocupa 750 metros quadrados. T

homas Shannon, embaixador dos EUA no Brasil, ressaltou que, com as recentes descobertas e a maior exploração de petróleo a médio prazo, o setor oferece “oportunidades excelentes”. Ainda segundo Shannon, “essas oportunidades, juntamente com as perspectivas econômicas e relações amigáveis entre os países, fazem do Brasil um parceiro ideal para as empresas americanas que buscam parcerias a longo prazo”.

A DESCoBERTA do pré-sal alavancou ainda mais a indústria do petróleo e fez crescer, por consequência, a procura por serviços e novas tecnologias no país.

Impulsionada pelo crescimento das demandas petrolíferas nasceu a Integral, cluster formado por cinco empresas especializadas em inspeção de dutos, robótica submarina, monitoramento de corrosão, desenvolvimento e operação de software e análise de integridade (PipeWay, Ativa, Provus, Minds e Prima7s).

Lançada oficialmente na Rio oil & Gas 2012, a Integral trabalha com foco na produção offshore e surgiu como uma forma de integrar serviços relevantes para o setor.

Guto Silva, sócio-fundador da PipeWay, empresa com mais experiência dentre as cinco do cluster (14 anos), aponta a capacidade de desenvolvimento tecnológico e o conhecimento do mercado como as principais características da Integral. “Juntos, conseguimos expandir o leque de atendimento e responder às demandas com mais agilidade e abrangência”, explicou ele, que espera que a Integral se torne prestadora de serviços em até três anos.

Nordeste e EUA lado a lado

Soluções integradas em uma feira sem fronteiras

BRAzILIANS are drawn to the huge picture of singer Luiz Gonzaga at the stand of his home state of Pernambuco. But the state is hoping to draw the attention of investors, too.

The state is home to the Industrial Port Complex of Suape and one of the 12 venues of the 2014 World Cup and is undergoing major changes.

Its GDP should reach $120 billion reais this year, according to the Condepe-Fipem estimates.

Some of the stand-out projects under way

include the construction of Petrobras’s Abreu e Lima Refinery, the Transnordestina Railroad and Arena Pernambuco that will host games in 2014.

“Until 2014, US$22 billion will be invested in the Port of Suape alone,” said Márcio Stefanni, president of the Economic Development Agency of Pernambuco.

“Today, the Northeast accounts for 29% of Brazil’s population and Pernambuco is considered the region’s geographic center, just 800 kilometres from eight northeastern state capitals.”

A few steps from the Northeast is stars and stripes in the US Pavilion.

More than 40 companies are located in the space, a 40% increase on 2010. The recent oil discoveries mean there are “great opportunities” in Brazil, said US ambassador to Brazil Thomas Shannon.

“These opportunities, along with the economic outlook and friendly relations between the two nations makes Brazil an ideal partner for American companies looking for long-term partnerships,” Shannon said.

THE discovery of pre-salt oil reserves has given a major boost to the oil industry and set off a search for new technologies and services to cope with the growing demands.

The jump in demand was responsible for the creation of Integral, a group of five companies specialising in pipeline inspection, subsea robotics, corrosion monitoring, software development and operation and integrity analysis (PipeWay, Active, Provus, Minds and Prima7s).

officially launched at the Rio oil & Gas 2012, Integral has its focus on offshore production and is supposed to help better integrate services relevant to the sector.

Guto Silva, founding partner of PipeWay, the oldest of the five companies with 14 years in the market, cited its ability to develop technology and its market knowledge as Integral’s main advantages.

“Together, we can expand the range of services and respond more quickly and more broadly to demands,” he said, adding that Integral hopes to become a service provider within three years.

Northeastern Brazil and US side by side

Integral set to take advantage of pre-salt opportunities

�� Quinta-Feira�20�Setembro�2012

21� Thursday�20�September�2012��

The efforts of Petrobras, and its partners and suppliers of goods and services, for the production of Brazil’s pre-salt fields, were presented at the Rio Oil & Gas on Wednesday.

The company’s executive manager for the pre-salt, Carlos Tadeu Fraga, along with officials from companies such as Baker hughes-Brazil, Geomarket, Subsea 7, Repsol Sinopec and Technip, will all participate in an effort for which US$70 billion has already been assigned.

Tadeu Fraga classed the early results of the pre-salt operations as “fantastic.”

“Some 32 wells have been drilled in Santos alone and the 90% success rate is much higher than the oil industry average,” he said, adding that achievement is a result of years of experience gained in areas such as the Campos basin.

In Repsol-Sinopec’s BM-C-33 block, home of prospective fields Seat, Gávea and Bread Sugar, there are the same extreme depths, high pressures and distance from the coast involved in developing many of the pre-salt areas.

The pre-salt fields are unique and require work not done anywhere else in the world, said Repsol-Sinopec director Angel González.

Subsea 7 Brazil invested more than 40,000 hours of work to prepare the buoyancy supported risers for the Lula Northeast and Sapinhoá fields.

The system will operate at a depth of 250 feet, require 600 tonnes of steel, and involve 92 suppliers from several nations.

Petrobras and Repsol-Sinopec work together on pre-salt

OS eSFORçOS da Petrobras, arceiras e fornecedores de bens e serviços para o desenvolvimento da produção no pré-sal brasileiro foram apresentados na Rio Oil & Gas.

O Gerente executivo da Petrobras para o Pré-Sal, Carlos Tadeu Fraga, e executivos

de empresas como Baker hughes-Brasil, Geomarket, Subsea 7 do Brasil, Technip e Repsol Sinopec contaram a participação neste empreendimento que tem investimentos de 70 bilhões de dólares assegurados no Plano de Negócios da Petrobras.

Carlos Tadeu Fraga considereou “fantásticos” os resultados da exploração do pré-sal: “São 32 poços perfurados somente em Santos, com 90% de sucesso, percentual muito superior aos da indústria do petróleo”. Para ele, essa conquista é fruto da experiência acumulada pela Petrobras ao longo dos anos em frentes como a Bacia de Campos.

As grandes profundidades, pressão e distância da costa inerentes às áreas do pré-sal mobilizam os técnicos Repsol no desenvolvimento do BM-C-33, onde estão localizados os prospectos de Seat, Gávea

e Pão de Açúcar. A área apresenta características únicas, de acordo com o diretor da petroleira, Angel González, e necessita de instalações sem similar no mundo inteiro.

A Subsea 7 Brasil investiu mais de 40 mil horas de trabalho para adequar o projeto pioneiro Buoyancy Supported Risers para os campos de Lula Nordeste e Sapinhoá. O sistema funciona a uma profundidade de 250 metros, demandando 600 mil toneladas de aço, além do relacionamento com 92 fornecedores de diversos países.

Indústria une esforços para garantir segurança operacional


SOMAFOTO

22 Thursday 20 September 2012 Quinta-Feira 20 Setembro 2012

Quais os critérios e as iniciativas que uma empresa deve adotar para contribuir com a sociedade e uma nova economia, mais solidária, inclusiva e sustentável? O investimento em tecnologia pode ser uma das respostas, segundo a educadora e chefe da Divisão de Desenvolvimento social do Banco interamericano de Desenvolvimento, Wanda Engel, que abriu a conferência de abertura da arena+10 e Responsabilidade social da Rio Oil & Gas.

O debate, mediado pela administradora executiva da Fundação abrinq, Heloisa Oliveira, contou com apresentação dos aspectos econômicos, sociais, tecnológicos e humanos da sociedade e, neste contexto, mostrou possíveis soluções e desafios para as organizações.

“Contamos hoje com uma sociedade altamente competitiva em nível global. as empresas estão inseridas em uma sociedade diferente da que tínhamos há dez anos, com características únicas. apostar no desenvolvimento tecnológico pode ser uma tábua de salvação. O papel das corporações é justamente reconhecer este novo cenário e, assim traçar um plano estratégico de cooperação que não seja míope, individualista e muito menos imediatista”, acredita Engel.

No painel sobre o legado social da cadeia produtiva, Jorge abraão de Castro, do instituto de Pesquisa Econômica e aplicada (ipea), defendeu um modelo de desenvolvimento sustentável de largo prazo para

Conferência discute desafios e metas para uma nova economia solidária e inclusiva

THE interamerican Development bank’s Wanda Engel, who heads social development at the multi-lateral lender, told participants at a panel at Rio & Gas that investments in technology is one of the answers in creating a new, inclusive and sustainable economy.

“Today we depend on a society highly competitive at a global level,” said Engel.

“Companies are part of a world that is different from even a decade ago with very unique characteristics...technological development can be a life raft.

“The role of corporations is to recognise the new scenario, to draw up a strategic plan of cooperation that is not short-sighted and individualistic — and much less short-term.”

On the panel that debated the social link in the production chain, Jorge abraao de Castro from the institute for applied Economic Research defended a long-term sustainable development

model in which the country’s oil wealth can have an impact in social indices.

“We should think of using the social Fund in a broader way,” he said.

Lucila Martinez, from the Logic, Philosophy & scientific Theory institute highlighted some of the positive experiences surrounding a Petrobras refinery Campinas, sao Paolo state.

she spoke of the important role it played in making investments in social development by helping to empower the local population.

“We have launched important solutions with goals in the medium to long-term,” she said.

alfredo Renault, a chemical engineer from Onip added another perspective over the social impact in the oil production chain.

“Oil is a love-hate relationship in society,” he said. “all of us know the benefits and opportunities of its use as a source of energy, but we all lament all of (its) problems.”

Conference discusses challenges and goals for inclusive economy

17 a 20 d e setembro de 2012

Riocentr o - R io de Janeir o - Brasi l17 - 2 0 September , 2012

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Photo: SOMAFOTO

que a riqueza do petróleo possa se traduzir nos índices sociais: “Devemos pensar na utilização do fundo

social de forma mais ampla, avaliando criteriosamente a estrutura social oferecida para as pessoas que se deslocam para as regiões em que estão as riquezas do petróleo” . Ele apontou desafios como índices sociais insatisfatórios em municípios como Campos e Macaé, no Norte Fluminense.

Já Lucila Martinez, do instituto de Lógica, Filosofia e Teoria da Ciência (iLTC), ressaltou experiências

positivas no entorno da Refinaria de Paulínia, na Região Metropolitana de Campinas (sP) e a importância de transformar investimento em oportunidade de desenvolvimento social. “Em Campinas detectamos as principais fragilidades da população e desenvolvemos processos permanentes de capacitação, ações voltadas para o fortalecimento familiar e gestão sócio-ambiental. Temos alcançado soluções importantes, com metas de médio e longo prazo”, contou.

O engenheiro químico alfredo

Renault, da Onip, falou sobre o impacto social na Cadeia Produtiva do Petróleo. “É uma relação de amor e ódio da sociedade com o petróleo.

Todos reconhecem os benefícios e as oportunidades de sua utilização como fonte de energia, mas todos lamentam os problemas”, disse.

brazil

Karoon Gas australia has signed a farm-out agreement with Cana-da’s Pacific rubiales Energy cover-ing five blocks in Brazil’s offshore Santos basin.

Under the agreement Pacific ru-biales will gain a 35% interest in Karoon’s wholly-owned explora-tion blocks S-M-1101, S-M-1102, S-M-1037 and S-M-1165, with an option to also take a 35% interest in Block S-M-1166.

In exchange, it will pay Karoon $40 million in cash and carry up to the first $70 million for each of the first two wells in a planned three-well exploration programme. They will target Kangaroo and Emu-Cassowary.

It will then have the option to participate in the final well, Bilby, which will see it again carry the first $70 million of well costs.

Each of the three wells is esti-mated to hold unrisked prospective resource sizes of between 100 mil-lion and 300 million barrels of oil.

Karoon will remain operator of the five blocks and retain a 65% stake.

However, it said Pacific rubiales would be entitled to request operatorship following the com-pletion of the three-well explora-tion programme.

all of the blocks lie about 220 kilometres off the coast of Santa Catarina state, to the south of rio de Janeiro, in relatively shallow water depths of between 300 and

400 metres, and are on trend with the Piracuca, Caravela and Mer-luza fields.

The farm-out agreement with Pacfic rubiales is still subject to regulatory approval.

Agreed: Karoon has signed a deal with Pacific Rubiales to farm-out interests in five blocks off Brazil

Photo: rEUTErS/SCaNPiX

Karoon farms out five blocksCanada’s Pacific Rubiales takes 35% stake in offshore acreageJOSH LEWISPerth

A Pacific Rubiales assinou um contrato com a Karoon Gas Australia para um farm-in em cinco blocos offshore da bacia de Santos.

Sob o acordo, a Pacific Rubiales vai adquirir uma participação de 35% nos blocos de exploração SM-1102, SM-1102, SM-1037 e SM-1165, de propriedade da Karoon, com opção também de ter uma participação de 35% no bloco SM-1166.

Em troca, ela vai pagar à Karoon $40 milhões em dinheiro e custear os primeiros $70 milhões para cada um dos dois primeiros poços no programa de exploração planejada de três poços, Kangaroo e Emu/Cassowary.

Em seguida, terá a opção de participar do poço final, Bilby, em que irá novamente custar $70 milhões.

Estima-se que cada um dos três poços tenha tamanhos de recursos prospectivos não riscados entre 100 milhões e 300 milhões de barris de petróleo.

A Karoon permanecerá como operadora dos cinco blocos e reterá uma participação de 65%, no entanto, a Pacific Rubiales teria direito a solicitar a operabilidade após a conclusão do programa de exploração de três poços.

Todos os blocos se encontram a cerca de 220 quilômetros da costa de Santa Catarina, ao sul do Rio de Janeiro, em lâmina d’água entre 300 e 400 metros, e estão perto dos campos de Piracucá, Caravela e Merluza.

O acordo com a Pacific Rubiales ainda está sujeito a aprovação regulatória.

Karoon faz farm-out em blocos no Brasil

www.semcomaritime.com


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west africa

The US District Court has formally dropped criminal charges against Saipem subsidiary Snamprogetti Netherlands over alleged bribery of Nigerian officials to secure con-tracts on the Nigeria LNG projct at Bonny island.

The decision effectively brings to an end criminal proceedings against the company after it ear-lier agreed to pay a penalty of $365 million to settle criminal and civil charges, with the help of former parent eni.

Snamprogetti had been charged along with other members of the TSKJ consortium with paying bribes to secure four engineering, procurement and construction contracts, worth $6 billion, to build pipelines and processing facilities at the Bonny Island liq-uefied natural gas project. The

consortium partners, also includ-ing houston-based Kellogg Brown & Root, Paris-based Technip and Japanese engineering giant JGC Corporation, paid penalties total-ling $1.5 billion to avoid criminal prosecution in one of the biggest foreign bribery cases undertaken by the US Justice Department.

eni said the court’s dismissal of the criminal information “defini-tively concludes the US criminal proceeding” against Snamproget-ti, which held a 25% stake in the consortium.

It follows the expiry of a two-year period defined in a deferred prosecution agreement between Italian energy giant eni, contrac-tor subsidiary Saipem and the Jus-tice Department in which the companies were deemed to have fulfilled their compliance com-

Infrastructure: Bonny island

Photo: afP/scaNPiX

Nigeria bribery case ends for SnamprogettiUS District Court drops charges against company over allegations linked to Bonny LNG contractsSTEVE MARSHALLOslo

O Tribunal Distrital dos Eua retirou formalmente as acusações criminais contra a subsidiária da Saipem, a Snamprogetti netherlands, sobre suposto suborno de autoridades nigerianas para garantir contratos lucrativos no projeto da bonny lnG.

a decisão leva, efetivamente, a um fim os processos penais contra a empresa depois de ter anteriormente concordado em pagar uma multa de $365 milhões para resolver acusações civis e criminais contra ela, com a ajuda da antiga parceira Eni.

a Snamprogetti foi acusada, juntamente com outros membros do consórcio TSKJ, de pagar subornos para garantir quatro contratos de EPC, no valor de $6 bilhões, para construir oleodutos e instalações de processamento no projeto de gás natural liquefeito na ilha bonny.

Os parceiros do consórcio, incluindo também a Kellogg brown & root, Technip e JGC Corporation, pagaram multas, totalizando $1,5 bilhão para evitar processos criminais em um dos maiores casos de suborno no exterior realizados pelo Departamento de Justiça dos Eua.

a Eni disse em um comunicado que a rejeição da informação criminal pelo tribunal “definitivamente conclui o processo criminal nos Eua” contra a Snamprogetti, que detinha uma participação de 25% no consórcio.

Snamprogetti inocentada no caso de suborno na Nigéria

Quinta-feira 20 setembro 2012

mitments. These included devel-opment of an effective anti-cor-ruption compliance programme that eni has implemented at all of its subsidiaries.


rio 2012 Feature The unbonded structures can be spooled on reels and are more fatigue resistant than bonded pipe. Mark Kalman, DeepFlex’s

vice president for engineering

technology

PETROBRAS has declared its interest in spearhead-ing the advance in new flexible riser technolo-

gies, including possible alterna-tives to steel components

Potential game-changers are lining up for a chance to earn their spurs in the deepwater, high pressure and sour service envi-ronment of the pre-salt.

DeepFlex, a Houston-based manufacturer of unbonded non-metallic flexible pipe, signed a contract with Petrobras last December for a qualification test-ing programme on the composite fibre-reinforced components for a high temperature-resistant flex-ible deep-water pipe.

DeepFlex says its pipe is about half the weight of conventional steel-armoured flexible pipe, with higher strength-to-weight ratio and immunity from the corrosive effects of harsh environment service.

“The unbonded structures can be spooled on reels and are more fatigue resistant than bonded pipe,” says Mark Kalman, Deep-Flex’s vice president for engineer-ing.

“We use composite materials for hoop and tensile reinforce-ment, reducing the tension weight of the pipe by half. This allows installation by vessels that would normally work in water depths of about 1500 metres,” he says.

The move to carbon fibre is still in its early stages, but backers believe they will soon be compet-itive against other high-tempera-ture, high-pressure products, particularly if the volume of sales starts to increase.

Kalman argues that the tighter bend radius achieved by unbonded pipe with reinforced helical springs pipe will even allow the use of a free-hanging catenary sys-tem.

“This might require some buoyancy or ballast modules near the seabed, but we would still expect installation costs to be much lower than alternatives such as hybrid riser towers or lighter bonded structures,” he says.

The materials starting the qual-ification process with Petrobras are targeting components for high temperature deep-water pipe with

Petrobras eyes advances but developments slower than hoped as suitors eye their chanceGARETH CHEWTYNDRio de Janeiro


DEEPFLEX FLEXIBLE FIBRE REINFORCED PIPE

Liner extrusion

Anti-extrusion layer

Hoop reinforcement

Membrane extrusion

Tensile reinforcement

Anti-wear layer

Source: DeepFlex

Tensile reinforcement

Jacket extrusion

FRP tapes stackedand bonded intohelical laminates

Anti-wear layer / permeated gas flowpath

Slow progress with flexible approach

A PetrobrAs declarou seu interesse em liderar o avanço de novas tecnologias de risers flexíveis, incluindo alternativas possíveis para componentes de aço.

Agentes com potencial para virar a mesa estão se alinhando por uma chance de ganhar o seu lugar no ambiente de águas profundas, alta pressão e muito trabalho do pré-sal.

A DeepFlex assinou um contrato com a Petrobras em dezembro passado para um programa de testes de qualificação com fibra de componentes para uma tubulação de águas profundas flexível e resistente a altas temperaturas.

A DeepFlex diz que seu tubo tem cerca de metade do peso do tubo de aço blindado convencional flexível, com maior relação entre resistência e peso e imunidade contra os efeitos corrosivos do serviço de ambiente hostil.

Flexíveis ainda avançam lentamente

a 20-year service life, and the company hopes this is a first step toward broader pre-salt qualifica-tion.

Hungry for more experience in

deep waters, DeepFlex has been selling its pipe as three to four-inch diameter 5000 psi downlines for pipeline commissioning and developing new composite mate-

rials for high-temperature, high-pressure application.

One such project was for pipeline commissioning for Saipem in Brazil for Petrobras’ Urugua project.


the service life of components Petrobras is targeting for high temperature, deep-water pipe20 years

UK-BASED Magma Global is one of the leading developers of bonded flexible pipe solutions for de-manding deep-water challenges.

The company has used the Gulf of Mexico and West African mar-kets as a starting point for quali-fying its products, and sees a po-tential fit with the pre-salt.

“M-pipe is designed to address the issues of hydrogen sulphate, corro-sion and fatigue which are typical riser design problems,” says Magma commercial director Steve Hatton.

“It is also very light so can allow simplification of installation and offers reductions in vessel payloads. In Brazil, where developments require a large riser count, this can be an important advantage.”

Companies such as Magma are at the forefront of developing new low-permeation high-end polymers, able to cope with sour service, high-er temperatures and pressures of 20,000psi. This pipe combines poly ether etherketone polymer

and carbon fibre to achieve a high-strength density. It is about 10% of the weight in water of steel- reinforced unbonded composites and 10 times the flexibility of steel pipe, Hatton says.

It is so light it can need weight coating or ballast chains in some cases, though Magma points out that putting weight back is easier and cheaper than adding buoy-ancy, and also provides a means to control the shape and dynamic response of the risers.

For free-standing buoyant ris-ers such as single leg offset risers and bundles, Magma says the low weight allows for smaller aircan, cutting costs and facilitating in-stallation.

“Depending on the installation strategy and production vessel limitations, you can optimise the riser response through selection of the appropriate tension distri-bution achieved by a combination of external ballast weight and

buoyancy along the length,” says Hatton. “With this approach riser design for extreme depths and the most dynamic vessels is consid-ered feasible.”

Magma and rivals such as Dutch company Airborne, take the composite concept further, replacing a series of layers with a solid wall from bore to surface.

These composite products have the added benefit of a small drag diameter to minimise hydro-dynamic loading.

“We are not copying the logic of steel but starting from a new viewpoint about how to get the best out of composite perform-ance,” Hatton says.

Magma is entering its third year of development and manufactur-ing at its Portsmouth base, and has carried out more than 1000 tests on its pipes and end fittings.

Long-term plans envisage an overseas factory as well, probably in Brazil, Hatton says.

Magma eyes harsh testing ground

MAGMA M-PIPE EXAMPLE APPLICATION

Simple catenary riser with catenary ballast chains

Source: Magma

Reel thing: DeepFlex composite pipePhoto: DEEPFLEX

Slow progress with flexible approach


A MAgMA global é um dos principais desenvolvedores de soluções de tubos flexíveis conectados para atender os desafios de águas profundas.

A empresa tem utilizado o golfo do México e os mercados da África Ocidental como ponto de partida para a qualificação de seus produtos, e vê um ajuste potencial com o pré-sal.

“O tubo em M é projetado para resolver os problemas de sulfato de hidrogênio, corrosão e fadiga, que são problemas típicos de projeto de riser”, diz Steve Hatton, diretor comercial da Magma.

“Ele é também muito leve, então é possível permitir a simplificação da instalação e oferece reduções de cargas das embarcações. No Brasil, onde o desenvolvimento exige uma contagem ascendente grande, isso pode ser uma vantagem importante”.

Empresas como a Magma estão na vanguarda do desenvolvimento de novos polímeros com baixa permeação e alta qualidade, capazes de lidar com o trabalhos difíceis a altas temperaturas e pressões de 20.000 psi.

Este tubo combina o polímero poliéter etherketone e a fibra de carbono para obter uma densidade de alta resistência. Tem de cerca de 10% do peso, em água, dos componentes não conectados reforçados em aço e 10 vezes a flexibilidade do tubo de aço, diz Hatton.

É tão leve que pode precisar de revestimento de peso ou cadeias de lastro em alguns casos, apesar de a Magma salientar que colocar o peso de volta é mais fácil e mais barato do que a adição de flutuabilidade, e também proporciona um meio para controlar a forma e a

resposta dinâmica dos risers. Para risers flutuantes independentes, como risers e

pacotes de deslocamento unipodal, a Magma diz que o baixo peso permite a obtenção de custos reduzidos e a facilitação da instalação.

“Dependendo da estratégia de instalação e das limitações da embarcação de produção, é possível otimizar a resposta do riser por meio de seleção da distribuição de tensão adequada alcançada por uma combinação de lastro externo e dinamismo ao longo do comprimento”, diz Hatton.

“Com esta abordagem, o projeto de risers para profundidades extremas e as embarcações mais dinâmicas são considerados viáveis”.

A Magma e suas rivais, como a empresa holandesa Airborne, levam o conceito composto ainda, substituindo uma série de camadas com uma parede sólida de furo para a superfície.

Estes produtos compostos têm a vantagem de um diâmetro pequeno para minimizar o carregamento hidrodinâmico.

“Nós não estamos copiando a lógica do aço, mas começando de um novo ponto de vista sobre como tirar o melhor proveito do desempenho do componente”, diz Hatton.

A Magma está entrando em seu terceiro ano de desenvolvimento e fabricação em sua sede em Portsmouth, e realizou mais de 1.000 testes em seus tubos e conexões finais. Planos de longo prazo preveem uma fábrica no exterior, assim como, provavelmente, no Brasil, diz Hatton.

Magma de olho em testesFlexíveis ainda avançam lentamente“As estruturas não aderentes

podem ser enroladas em bobinas e são mais resistentes à fadiga do que os tubos conectados”, diz Mark Kalman, vice-presidente de engenharia da DeepFlex.

“Usamos materiais reduzindo a tensão do peso do tubo pela metade. Isto permite a instalação em embarcações que normalmente trabalham em profundidades de água de cerca de 1.500 metros”, diz ele.

A mudança para a fibra de carbono ainda está em seus estágios iniciais, mas investidores acreditam que ela em breve será competitiva contra outros produtos de alta temperatura e de alta pressão, especialmente se o volume de vendas começar a aumentar.

Kalman argumenta que o raio de curvatura mais apertado alcançado pela tubulação não conectada com tubo em molas helicoidais reforçadas ainda vai permitir o uso de um sistema de suspensão catenária livre.

“Isso pode exigir alguns

módulos de flutuação ou lastro perto do fundo do mar, mas ainda se espera que os custos de instalação sejam muito menores do que as alternativas, tais como torres de risers híbridos ou estruturas conectadas mais leves”, diz ele.

Os materiais que iniciam o processo de qualificação com a Petrobras estão visando componentes para tubulação de alta temperatura em águas profundas com uma vida útil de 20 anos, e a empresa espera que este seja um primeiro passo para a maior qualificação do pré-sal.

Com vontade de obter mais experiência em águas profundas, a DeepFlex vem vendendo seus tubos para comissionamento de tubulação e desenvolvimento de novos materiais de aplicação em temperatura alta e pressão alta.

Um desses projetos foi para o comissionamento de tubulação para a Saipem no Brasil, para o projeto Urugua da Petrobras.


A Petroleum Geo-Services (PGS) desenvolveu sua própria nova tecnologia para sísmica de forma mais eficaz na província do pré-sal, superando o efeito reflexivo da camada de sal.

“Desde 2007, temos trabalhado com a tecnologia dual-sensor chamada de GeoStreamer, que imediatamente proporcionou uma mudança radical na qualidade dos dados e da resolução sísmica”, disse o presidente da PGS Brasil Stephane Dezaunay. “A beleza do sistema é que ele permite receber uma vasta gama de frequências, melhorando a integridade do sinal sísmico”.

A PGS utilizou a tecnologia pela primeira vez no Brasil em um levantamento 2D para a Petrobras em 2009. Desde então, tem realizado campanhas multicliente em 3D usando o sistema.

No pré-sal, a PGS concluiu uma vasta pesquisa multicliente com o GeoStreamer no ano passado, cobrindo o Bloco Bm-S-50, onde a Petrobras tem perfurado Sagitário e

o Bloco Bm-S-52, recentemente abandonado.

o passo seguinte sobre tecnologia destina-se a recuperar sinais sísmicos mais ricos, que, de acordo com Dezaunay, remove todo o chamado efeito “fantasma” dos dados, causados pelo efeito de espelhamento da superfície do oceano.

“o que temos agora é o GeoStreamer GS, ou como gostamos de chamá-lo, a nossa solução “sem fantasmas”.

“É uma nova técnica que apresentamos no SeG em 2011, e algo que gostaríamos de adotar no pré-sal do Brasil no futuro”, acrescenta Dezaunay.

Antes disso, a PGS realizou uma pesquisa exclusiva HD4D em águas ultra profundas que cobre o campo de lula e a área da cessão onerosa de Franco utilizando a embarcação ramform Sovereign, quee completou recentemente uma campanha de quatro anos.

A PGS está à procura de oportunidades para trazer sua quinta geração de

embarcações, a ramform titan e a ramform Atlas, para o Brasil.

A empresa também está trabalhando em um sistema permanente de monitoramento de reservatório sísmico no campo de Jubarte, na Bacia de Campos.

“estamos instalando uma rede de cabos de fibra ótica em águas com profundidade de 1.250 metros para acompanhar permanentemente e mapear os reservatórios de Jubarte”, diz Dezaunay.

Há planos para executar uma pesquisa sísmica 4D na área todos os anos para entender a evolução dos reservatórios e oferecer novas opções à Petrobras sobre como otimizar a produção do pós-sal e do pré-sal do campo.

“estamos desenvolvendo o primeiro sistema de monitoramento com cabo ótico em águas tão profundas assim. esta é uma nova tecnologia que irá desempenhar um papel importante no futuro para gestão de reservatório em 4D “, disse o gerente da PGS.

PGS remove o “fantasma” da sísmica do pré-sal

seismic technology

NORWAY’S Petroleum Geo-Services (PGS) has developed a new tech-nology for shooting

seismic more effectively in the pre-salt province, overcoming the reflective effect of the salt canopy.

“Since 2007, we have been work-ing with a dual-sensor technology called GeoStreamer, which imme-diately provided a step-change in seismic data quality and resolu-tion,” says PGS Brazil president Stephane Dezaunay.

“The beauty of the system is that it allows us to receive a wider range of frequencies, improving the integrity of the seismic sig-nal.”

PGS used the technology for the first time in Brazil in a 2009 proprietary 2D survey for Petro-bras.

Since then, it has carried out multi-client 3D campaigns using the system.

In the pre-salt, PGS completed a vast multi-client GeoStreamer survey last year, covering Block BM-S-50, where Petrobras has been drilling Sagitario and the recently relinquished Block BM- S-52.

The next technological step is intended to recover richer seismic signals, which, according to Dezaunay, removes “ghost” effects on data caused by the mirroring effect of the ocean surface.

“What we have now is the Geo-Streamer GS, or as we like to call it, our ghost-free solution.

“It’s a new technique we pre-sented at the SEG in 2011, and something we would like to adopt in the Brazilian pre-salt in the future,” Dezaunay adds.

Before this, PGS carried out an exclusive HD4D ultra-deepwater survey covering the Lula field and the Franco “transfer of rights” area using the state-of-the-art Ramform Sovereign vessel, and recently completed a four-year campaign.

The Sovereign deployed a spread of 14 streamers, each at 8000 me-tres long, with 50 metres stream separation to improve the seismic data resolution.

PGS is looking for opportunities to bring its fifth generation of PGS vessels, the Ramform Titan and Ramform Atlas to Brazil, with their 24-streamer capacity.

The company is also working on a permanent reservoir seismic monitoring system in the Jubarte field in the Campos basin.

“We are installing a network of

Opportunities: PGS Brazil president Stephane Dezaunay Photo: Pgs

PGS taking the ghost out of pre-salt machine in BrazilCompany’s Geo-streamer GS removes mirror effects of ocean surface on survey data FABIO PALMIGIANIRio de Janeiro

Quinta-Feira 20 setembro 2012

fibre-optic cables in water depths of 1250 metres to permanently monitor and map the Jubarte reservoirs,” Dezaunay says.

There are plans to run a 4D seis-

mic survey in the area every year to understand the evolution of the reservoirs and provide Petrobras with new options on how to optimise

supra-salt and pre-salt output from the field.

“We are developing the first ever optic-cable monitoring system in a water depth of this

kind,” Dezaunay says. “This is a new technology that will play a key role in the future for 4D reservoir management,” he adds.


rig market

Rig owner Transocean has sold two of its deep-water rigs and reported new or extended drilling contracts worth about $1.7 billion in its latest fleet status report.

The company sold the semi- submersible Jim Cunningham, a 1982-built Friede & goldman 9500 Enhanced Pacesetter-design unit, and the 1975-built drillship Disco verer 534 to unnamed buy-ers.

Details of the deals were not disclosed. Both rigs had been stacked and previously held for sale, Transocean said.

The top new charter revealed by Transocean was a three-year deal for the newbuild drillship Deep-water invictus, which is expected to begin work for an unnamed operator in the gulf of Mexico in the second quarter of April 2014 at a dayrate of $595,000.

The ultra-deepwater rig is being built by Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering in South Ko-rea.

Transocean said the customer has requested that Deepwater invictus be equipped with a sec-ond blowout preventer system.

The rig giant has also said it plans to order another four ultra-deepwater drillships from Dae-woo, each with similar specifica-

tions to Deepwater invictus, with construction likely to begin in 2015.

Sources have suggested that Anglo-Dutch supermajor Shell is the most likely customer for those rigs.

Other rig contracts announced by Transocean this week include a 20-month extension from BHP Billiton in the US gulf for the semi sub gSF Development Driller i at a new dayrate of $580,000, while the semisub gSF Rig 135 will start work for Total next March off Congo at a dayrate of $365,000.

Semisub Transocean Prospect will drill an expected four wells in the UK North Sea for Conoco-Phillips beginning in January 2014 at a dayrate of $405,000 for the first two wells and $375,000 for the remaining two.

Transocean also updated its expected out-of-service time for this year with an increase of 36 days, primarily due to unexpected repairs on the harsh environment semisub Henry goodrich.

The repairs were required after a “near miss” aboard the rig last month when a hydraulic cylinder dropped out of place while drilling a well near the White Rose oilfield off Newfoundland, Canada.

Sold: the semisub Jim Cunningham New role: the semisub Development Driller I Photos: traNSOCeaN

Transocean sells units and signs new dealsTwo rigs sold as new charters revealed for other units, including Develpoment Driller I

Fifty years ago, we were a bunker fuel supply company. Today, we are one of the largest groups in the Brazilian oil and gas market, providing offshore, bunkering and subsea support services,

and a major player in the shipbuilding, ship repair and environmental protection sectors.

To reflect this evolution, we have changed our name and identity:

from now on, Brasbunker is We aremore committed to quality than ever.

This is our

new brand.

Offshore Bunkering Subsea Hidroclean São Miguel Shipyard

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www.bravante.com.br

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LUKE JOHNSON Houston

A TrAnsoceAn vendeu duas de suas sondas de águas profundas e fechou ou estendeu novos contratos no valor de $1,7 bilhão.

A empresa vendeu a semi-submersível Jim cunningham e o navio-sonda Discoverer 534 para compradores não identificados. Detalhes dos acordos não foram divulgados.

novos acordos fechados pela Transocean incluem um de três anos para o navio-sonda Deepwater Invictus, que deve iniciar os trabalhos para um operador não identificado no Golfo do México em abril de 2014 a uma taxa diária de $595.000.

A sonda está em construção na coréia do sul na Daewoo shipbuilding & Marine engineering na coreia do sul. A Transocean disse que o cliente solicitou que a Deepwater Invictus fosse equipada com um segundo sistema de BoP.

A empresa com sede na suíça também

disse que planeja encomendar mais quatro navios-sonda com a Daewoo, cada um com especificações semelhantes às da Deepwater Invictus, e a construção deverá ter início em 2015. Fontes da indústria sugeriram que a shell é o cliente mais provável.

outros contratos anunciados pela Transocean esta semana incluem uma extensão de 20 meses da BHP Billiton no Golfo do México para a semisub GsF Development Driller I numa nova taxa diária de $580.000, enquanto a semisub GsF rig 135 vai começar a trabalhar para a Total em março próximo no congo a uma taxa diária de $365.000.

A semisub Transocean Prospect vai perfurar o que se espera que sejam quatro poços no Mar do norte do reino Unido para a conocoPhillips, a partir de janeiro de 2014, a uma taxa diária de $405 mil para os dois primeiros poços e $375 mil para os dois restantes.

Transocean vende plataformas e fecha novos acordos


europe

NorwegiaN independent Spring energy is getting ready to drill its first operated well next year, tar-geting the Mantra prospect in the North Sea.

The wildcat lies in production licence 551, close to the giant Troll gas field.

Spring has secured the semi-sub-mersible rig Transocean Barents for the job, with an expected spud date between May and october.

The well has gross potential of 172 million barrels of oil equiva-lent and a 35% chance of success, Spring energy chief executive of-ficer roar Tessem said at the Pare-to offshore conference in oslo.

Spring has an 80% interest in the licence, with fellow independ-ent Det Norske oljeselskap hold-ing the remaining 20%.

The company expects to take part in up to 18 exploration wells over the next two years, 12 of which have been decided, Tessem said.

in its own operated licences, Spring has identified one more prospect in PL 551, Kuro, as well as the gotama prospect in nearby PL 550 north-west of Troll.

all in all, the firm exploration

wells have a potential of bringing up to 262 million barrels net to Spring, Tessem said.

Since it was founded in 2007, the company has taken part in 10 exploration wells, yielding a net 70 million barrels in six discoveries.

a development is also on the horizon with the Bream discovery in PL 407 in the Norh Sea, operated by UK player Bg group.

a development plan is expected towards the end of this year, said Tessem.

The Bream planning will con-sider co-ordination with the near-by Mackerel find in Premier oil-operated PL 406, Tessem said.

The drilling programme also contains the Herring wildcat in this licence.

as with most other Norwegian players, Spring is keen to take part in the emerging plays in the Bar-ents Sea, hoping to gain access to new promising acreage in the on-going 22nd licensing round.

The company is a partner in two planned Barents Sea wildcats, at the Lundin-operated Juksa and Snurrevad prospects in PL 490, and the wisting prospect in PL 537, operated by oMV.

Drilling plans: Spring Energy chief executive Roar Tessemphoto: per STAALe BuGJerDe

Spring is targeting first operated well at MantraIndependent gets set to start drilling wildcat next year in North Sea acreage off NorwayBEATE SCHJOLBERGOslo

A empresA norueguesa spring energy está quase pronta para perfurar seu primeiro poço como operadora no ano que vem, tendo como alvo o prospecto mantra no mar do Norte.

A poço está localizado na licença de produção 551, próximo ao campo gigante de gás Troll.

A spring afretou a sonda semi-submersível Transocean Barents para o trabalho, com o início da perfuração sendo esperado para entre maio e outubro. O poço tem um potencial bruto de 172 milhões de barris de óleo equivalente e uma chance de 35% de sucesso, disse o diretor-executivo da spring energy, roar Tessem.

A spring tem uma participação de 80% na licença, com a independente Det Norske Oljeselskap mantendo os 20% restantes.

A empresa espera participar de até 18 poços de exploração nos próximos dois anos, 12 dos quais já foram decididos, disse Tessem.

em suas próprias licenças operadas, a spring identificou outra prospecto no pL 551, chamado Kuro, assim como o prospecto Gotama próximo ao pL 550, localizada a noroeste de Troll.

Ao todo, os poços de exploração têm um potencial de trazer até 262 milhões de barris líquidos para a spring, disse Tessem. Desde que foi fundada em 2007, a empresa participou de 10 poços de exploração, gerando um total líquido de 70 milhões de barris em seis descobertas.

Um desenvolvimento também está nos planos com a descoberta em Bream, no mar do Norte, no pL 407, operado pela britânica BG Group. Um plano para o desenvolvimento e operação está previsto para o final deste ano, disse Tessem.

O planejamento de Bream irá considerar uma coordenação com a descoberta próximo a mackerel, localizada no pL 406 operado pela premier Oil, Tessem disse. O programa de perfuração também contém outro pioneiro nesta licença, chamado Herring. Assim como a maioria das outras empresas norueguesas, a spring faz questão de participar dos empreendimentos emergentes no mar de Barents, na esperança de obter acesso à nova área cultivada na vigésima segunda rodada de licenciamento em curso.

A empresa é uma parceira em dois poços pioneiros planejados do mar de Barents, no Juksa e snurrevad, operados pela Lundin no pL 490, e no Wisting no pL 537, operado pela OmV.

Spring perto de primeiro poço em Mantra

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arctic

Oil companies bidding in Nor-way’s upcoming licensing round are clamouring for fresh seismic data shot in the Barents Sea by Dolphin Geophysical that could be key to unlocking prospectivity in the vicinity of the Skrugard dis-covery.

Dolphin is now touting to play-ers processed data gained from the Gulspurv 3D seismic survey, covering 2000 square kilometres across “golden blocks” north of Skrugard that are among 72 Bar-ents tracts being offered in the 22nd round.

Chief executive Atle Jacobsen said the multi-client survey, which has been heavily pre-funded by the industry, is attracting a high level of interest driven by the strong need for data among oil companies ahead of submitting bids by the 4 December round deadline.

“The geology covered by the survey is very exciting. We see a lot of the same structures as on Skrugard farther south,” he told Upstream.

“Everybody thinks there is something there and the seismic supports that. This is clearly po-tentially a very prospective area.”

The high-resolution data, acquired by the Norwegian contrac-tor’s 12-streamer vessel Polar Duke this summer, is intended to im-prove imaging of the shallow geo-logical section of the Bjornoyrenna formation at the Barents play so that potential reservoirs and traps can be identified.

While Jacobsen would not reveal which companies are tak-ing the data, BP, Exxon Mobil Shell, Statoil, Det Norske Oljesel-skap and lundin Petroleum, along with Russian players lukoil and Rosneft are likely to be among the bidders in the round, that has attracted record interest, with awards due to be made by next summer.

The shoot is Dolphin’s first 3D multi-client survey in the Barents, having earlier carried out a 2D sweep of the former “grey zone” near the newly demarcated Russian maritime border in the southern part of the sea for the Norwegian Petroleum Directorate.

New frontier acreage in this area, along with that around Jan Mayen island, is set to be offered in Norway’s 23rd round, with Petrol-eum & Energy Minister Ola Borten Moe set to begin the licensing process with a White Paper to be presented in spring 2013.

Jacobsen sees further multi-client business opportunities ahead of this round, as well as seismic demand from the latest Awards in Pre-defined Areas tender for mature areas off Nor-way launched earlier this month.

He said there is an increasing

In action: the seismic vessel Polar Duke Photo: MULtiWaVE GEOPHYSicaL

Players target golden seismicOil companies clamour for fresh Barents Sea data with view to Norwegian licensing roundSTEVE MARSHALLOslo


As empresAs petrolíferas que participam da iminente rodada de concessão de licenças na Noruega estão solicitando os novos dados sísmicos obtidos no mar de Barents pela Dolphin Geophysical que poderão ser fundamentais para destravar o potencial de prospecção nas áreas vizinhas do poço descobridor skrugard.

A Dolphin agora está repassando às empresas os dados processados obtidos dos testes sísmicos 3D na reserva de Gulspurv, cobrindo 2.000 quilômetros quadrados de “blocos de excelente prospectividade” ao norte de skrugard, que estão entre os 72 trechos no mar de Barents que estão sendo oferecidos na nova rodada.

O diretor-presidente Atle Jacobsen disse que a pesquisa multicliente, que foi em grande parte pré-financiada pela indústria, está atraindo um alto nível de interesse, impulsionada pela forte necessidade de dados entre as empresas petrolíferas antes de apresentarem suas ofertas até 4 de dezembro, o prazo final da rodada.

“A geologia coberta pela pesquisa é muito interessante. Vemos muitas das

mesmas estruturas como na área de skrugard mais ao sul,” ele disse à Upstream.

“Todos acham que há algo ali, e os dados sísmicos apoiam essa percepção. Trata-se claramente de uma área potencialmente muito promissora.”

Os dados de alta resolução, adquiridos pela embarcação polar Duke, tem a intenção de melhorar as imagens da seção geológica em águas rasas da formação de Bjornoyrenna no mar de Barents para que potenciais reservatórios e trapas possam ser identificados.

embora Jacobsen não revele quais empresas estão recebendo os dados, gigantes como Bp, exxonmobil e shell, assim como as usuais suspeitas statoil, Det Norske Oljeselskap e Lundin petroleum, juntamente com as empresas russas Lukoil e rosneft devem estar entre as licitantes da rodada, que tem atraído um interesse sem precedentes, e as concessões deverão ser feitas até o próximo verão.

A prospecção é a primeira pesquisa multicliente 3D da Dolphin no mar de Barents, tendo a empresa realizado

anteriormente uma varredura 2D da chamada “zona cinza” próximo da recém demarcada fronteira marítima russa, na parte sul daquele mar, para a Norwegian petroleum Directorate.

A nova fronteira de exploração na área, juntamente com a zona em torno da Ilha de Jan mayen, deverá ser oferecida na futura rodada a ser realizada na Noruega, e o ministro de petróleo & energia Ola Borten moe deverá lançar o processo de licenciamento na primavera de 2013.

Jacobsen vê novas oportunidades de negócios multicliente após essa rodada, assim como demanda por testes sísmicos a partir da proposta mais recente de concessões em áreas pré-definidas relativas às áreas maduras na costa da Noruega, lançada no início do mês.

A Dolphin adquiriu recentemente a empresa de softwares de processamento de dados sísmicos Open Geophysical, o que lhe proporcionou acesso à sua tecnologia proprietária de banda larga sharp, que agora está sendo usada em pesquisas do mar do Norte realizadas tanto na Noruega quanto no reino Unido.

Testes sísmicos em Barents são ‘excelentes’ para rodada

demand from clients for more advanced broadband seismic tech-nology to improve imaging across such mature plays, where the likes of lundin have successfully applied new processing techniques to uncover finds such as the giant Johan Sverdrup discovery.

Dolphin recently acquired seis-

mic software processing player Open Geophysical, which gave it access to the latter’s proprietary SHarp broadband technology that is now being used on North Sea surveys being carried out both in Norway and the UK.

The Oslo-listed contractor has been riding the wave of buoyant

seismic demand over the past year driven by strong exploration activ-ity, having won a raft of awards including a recent 3D contract with Statoil off Tanzania and another for Shell off South Africa, and has seen its profits multiply since being launched only 18 months ago.

Jacobsen believes current high

vessel dayrates are likely to be sustained into next year, when the company will take delivery of the first of two newbuilds, Sanco Swift, in the second quarter with the other, Sanco Sword, due to be delivered in the first quarter of 2014 to increase Dolphin’s fleet to seven units.


official show daily - 20/09

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