OTC BRASIL 2015 OFFICIAL SHOW DAILY PRODUCED BY AN EVENT ORGANIZED BY IBP AND OTC WEDNESDAY 28 OCTOBER 2015 / QUARTA-FEIRA 28 OUTUBRO 2015 upstreamonline.com NEWS NOTÍCIA Offshore safety centre stage at OTC Brasil Segurança offshore no centro das atenções Pages 8&9 Royal IHC regional director for Latin America Adriano Fernandes at OTC Brasil Photo: NELI TERRA Putting Brazil’s future in spotlight Colocando o futuro do Brasil Page 3 em foco Brazil in focus for Forsys Subsea Forsys Subsea foca no Page 4 mercado brasileiro Technip wins Libra subsea job Technip ganha contrato em Page 5 Libra Beating the challenges in Brazil’s pre-salt Superando os desafios no Page 6 pré-sal Collaboration brings out best results for R&D Colaboração melhora Page 7 resultados de P&D IHC targets Brazil drive IHC mira expansão no Brasil Page 2 Brownfield technology BG leads transshipments Tecnologia para campos maduros Page 16 BG lidera transbordo no país Pages 14&15 Chambriard optimistic Brazil will bounce back ANP otimista que Brasil irá se Page 8 recuperar Conference programme Programa da conferência Page 10 For more news visit upstreamonline.com Get up to speed with the latest news from the world of oil and gas. Visit us at Pavilion 3, Stand F1 or log on to www.upstreamonline.com Quarta-Feira 28 Outubro 2015 2 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 BRAZIL IHC eyes Brazil expansion drive Dutch maritme group looking to solidify presence and build manufacturing plant in country FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro DUTCH maritime group Royal IHC is expanding its footprint in Brazil, with plans to increase revenues and build a manufacturing plant, at a time when the local industry is shrinking in the wake of depressed oil prices and a massive corruption scandal at Petrobras. The company, which years ago won contracts to build and deliver 10 flexible pipelaying support vessels to work for Petrobras, is now looking beyond that, with plans to solidify its presence in the country. Royal IHC, formerly known as IHC Merwede, has so far delivered five 550-tonne PLSVs for the Brazilian market. Four of them — the Sapura Diamante, Sapura Topazio, Sapura Onix and Sapura Jade — went to Sapura Navegacao, a Brazilian joint venture between Seadrill and SapuraKencana, while the Seven Seas was delivered to Subsea 7. Four of the vessels are already working for Petrobras on five-year charters, and the Sapura Jade is expected to enter operations soon. Adriano Fernandes, IHC regional director for Latin America, said the next in line is the Sapura Rubi PLSV, which is expected to arrive in Brazil by early December, to be followed by the Seven Rio in February 2016. The smaller 300-tonne Sapura Esmeralda PLSV is already in Brazil to finish construction work at Acu port, and is due to enter operations for Petrobras in the second half of 2016. “It is important to note that we delivered all our PLSVs slightly ahead of schedule,” Fernandes told Upstream on the sidelines of the OTC Brasil 2015 conference. The last two PLSVs in IHC’s 10-vessel programme, the Seven Sun and Seven Cruzeiro, are due for delivery later on. As part of its strategy to expand in Brazil, Fernandes said the company earlier this month hired Fabio Pereira, a former highranked Aker Solutions executive, to become IHC’s regional sales director in Latin America. IHC, which first entered the Fleet: the pipelay vessel Sapura Jade (top) and Sapura Topazio (above) were delivered to Sapura Navegacao Photo: ROYAL IHC IHC mira expansão no Brasil O grupo marítimo holandês Royal IHC está expandindo sua presença no mercado brasileiro, com planos de aumentar suas receitas e construir uma fábrica, num momento em que a indústria local está encolhendo, afetada pela queda dos preços do petróleo e um escândalo de corrupção gigante na Petrobras. A companhia, que há anos ganhou contratos para construir e fornecer 10 PLSVs para afretamento para a Petrobras, está agora olhando além disso, com planos ambiciosos de solidificar sua presença no país. O Royal IHC, anteriormente conhecida como IHC Merwede, até o momento entregou cinco PLSVs com capacidade de içamento de 550 toneladas para o mercado brasileiro. Quatro deles – o Sapura Diamante, Sapura Topázio, Sapura Ônix e Sapura Jade – foram para a Sapura Navegação, uma joint venture brasileira entre a Seadrill e a SapuraKencana, enquanto o Seven Seas foi para a Subsea 7. Quatros desses navios já estão country in April 2013, is now looking for a place to build a manufacturing plant, and is also studying options to have a facility to offer repair and upgrade services for PLSVs. Cur- trabalhando para a Petrobras em contratos de cinco anos, e o Sapura Jade deve entrar em operações em breve. Adriano Fernandes, diretor regional da IHC para a América Latina, disse que o próximo da fila é o PLSV Sapura Rubi, que deve chegar em águas brasileiras no início de dezembro, seguido do Seven Rio, em fevereiro de 2016. O PLSV com capacidade de içamento de 300 toneladas Sapura Esmeralda já está no Brasil para concluir sua construção no porto do Açú, e deve entrar em operações para a Petrobras no segundo semestre de 2016. “É importante notar que nós entregamos todos os nossos PLSVs um pouco antes do prazo”, Fernandes disse ao Upstream na conferência OTC Brasil 2015, no Rio de Janeiro. Os últimos dois PLSVs do programa de 10 navios do IHC, o Seven Sun e o Seven Cruzeiro, serão entregues mais para a frente. Como parte de sua estratégia de crescimento no Brasil, Fernandes disse que a companhia contratou no início do mês rently, Petrobras has to carry out PLSV maintenance abroad, given the absence of such facilities in Brazil. Fernandes said IHC presently employs 25 people in Brazil, but Fábio Pereira, ex-executivo da Aker Solutions, para se tornar o diretor de vendas regionais da companhia na América Latina. O IHC, que ingressou no país em abril de 2013, está agora buscando um local para construir uma fábrica, e também está analisando opções para ter uma planta para oferecer serviços de reparo e upgrade de PLSVs. Atualmente, a Petrobras conduz a manutenção de seus PLSVs no exterior, devido à ausência de tais plantas no Brasil. Fernandes disse que o IHC emprega atualmente 25 pessoas no Brasil, mas a ideia é mais do que quadruplicar esse número até o fim da década. “Nós planejamos ter mais de 100 pessoas trabalhando no Brasil até 2020, quando esperamos que nossas receitas locais aumentem para US$ 250 milhões. Fernandes explicou que a meta da companhia é crescer de forma orgânica no Brasil, e planeja investimentos de cerca de € 30 milhões (US$ 33 milhões) para os próximos anos. aims to more than quadruple that number by the end of the decade. “We intend to have more than 100 workers in Brazil by 2020, when we expect our local revenues to increase to $250 million,” he said. Fernandes added that the company’s goal is to expand organically in Brazil and is eyeing investments of roughly €30 million ($33 million) over the next few years. The official OTC Brasil 2015 show daily is published by Upstream, an NHST Media Group company, Christian Krohgs gate 16, PO Box 1182, Sentrum, N-0107 Oslo and printed by WalPrint Gráfica e Editora, Brazil. This edition was printed on 27 October 2015. © All articles appearing in the Upstream OTC Brasil 2015 show daily are protected by copyright. Any unauthorised reproduction is strictly prohibited. Editor-in-chief: Erik Means Quarta-Feira 28 Outubro 2015 BRAZIL OUTLOOK At the forum: OTC Brasil chairman Joao Carlos de Luca, former Petrobras director Jose Miranda Formigli and IBP president Jorge Camargo Photo: NELI TERRA Putting Brazil’s future in spotlight Forum told of importance of creating right regulatory framework NELI TERRA Rio de Janeiro COPING with a huge fall in investments and boosting competitiveness in the Brazilian market were objectives discussed by IBP president Jorge Camargo, OTC Brasil chairman Joao Carlos de Luca and former Petrobras director Jose Miranda Formigli in an open forum yesterday. Camargo said the North America boom in unconventionals production had triggered a lasting change in oil price levels, and made the point that Petrobras investments would fall to between $20 billion and $25 billion in 2016. Formigli, who is set to take over as chairman of the technical committee for Rio Oil & Gas 2016, said the downturn underlined the importance of creating the right regulatory and technological framework for Brazil to take its rightful place in the global oil and gas sector. He said Brazil currently ranks 13th in a global table of technological innovation in the oil sector, warning that the country needs to invest heavily in this area in order to become more com- petitive. Despite these difficulties, Formigli, now a consultant, insisted that the Brazilian pre-salt fields remained economically viable in the low price scenario. He predicted that the oil price would remain around the $50 mark for the next few years, triggering a process of natural selection among the world’s oil projects. De Luca warned that the industry would have to be ever more mindful of costs in order to prosper in the future, always asking the question: “What can I do better for a lower price?” With automotive industries laying out a path that may lead to a move away from gasoline or diesel powered vehicles within 40 years, De Luca said boosting reserves and increasing efficiency was the only way forward. Show Daily, Wednesday 28 October 2015 3 Colocando o futuro do Brasil em foco A redução nos investimentos em O&G e a expectativa de manutenção dos preços do petróleo foi o tema do debate mantido durante a tarde, na área da feira, entre o Presidente da Barra Energia e do Comitê Consultivo da OTC Brasil, João Carlos de Luca, o consultor José Miranda Formigli Filho e o presidente do IBP, Jorge Camargo. Para Camargo, a abundância de energia causada pela descoberta de reservas nãoconvencionais em várias partes do mundo, é o principal fator responsável pela manutenção dos preços em patamares mais baixos. Apesar de parecer negativo em um primeiro momento, segundo ele, esse cenário possibilita a implantação de mecanismos que permitam a redução de emissões de gases sem reduzir a oferta de energia para o planeta. José Formigli, escolhido para assumir a presidência do Comitê Técnico da Rio Oil & Gas 2016, ressaltou a importância da criação de condições tecnológicas e regulatórias para que o Brasil possa ter maior destaque no cenário global de O&G. O Brasil, 13º em inovação tecnológica no ranking mundial, precisa investir drasticamente em tecnologia, se quiser tornar-se mais competitivo frente ao mundo. Para isso, segundo João Carlos De Luca, a questão que a indústria precisa ter em mente é: “o que eu posso fazer melhor a um custo menor”? O Presidente do Comitê Consultivo da OTC enfatizou também que após anúncios da indústria automobilística de abandonar a fabricação de carros movidos a gasolina e diesel em até 40 anos, é preciso pensar em maximizar as reservas. Ao final, Camargo reafirmou a redução nos investimentos da Petrobras, que devem ficar entre US$20 e US$25 bilhões em 2016. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 4 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 CONTRACTING Brazil in focus for Forsys Subsea FMC and Technip joint venture in talks with potential clients for work in Brazilian market KATHRINE SCHMIDT Rio de Janeiro ENGINEERING joint venture Forsys Subsea sees strong potential in the Brazilian market and is in talks with potential clients, including Petrobras, about future work commitments, executives said at OTC Brasil. The tie-up between US subsea player FMC Technologies and French engineering specialist Technip counts Rio de Janeiro among one of its six global support hubs, with 12 team members on board in country so far. Forsys is first focusing on pitching life-of-field services at existing developments, but over time aims to explore possibilities for joint greenfield front-end engineering studies, said Luciano Anda, head of Forsys Subsea in Brazil. “We can say we have received good feedback,” Anda said after a Forsys presentation on the floor of OTC Brasil. “We see there is some opportunity not just with Petrobras but with other clients too.” London-based Forsys Subsea was launched earlier this year on the premise of achieving major oil and gas project savings by integrating the front-end engineering development of subsea hardware with subsea umbilicals, risers and flowlines. John Gremp and Thierry Pilenko, chief executives of FMC and Technip, respectively, said that internal studies had shown the process could help reduce the price tag by as much as 30%. Oil companies have been hit hard both by a period of low sustained oil prices and sharply spiraling costs to develop complex offshore fields, and have accordingly been delaying and redesigning projects to make the economics work. Given that pressure, Forsys appears to be gaining traction. Gremp recently told investors on a quarterly conference call that the reception for the company’s proposals had exceeded expectations, with Forsys locking up its first two pre-FEED contracts during the third quarter. Gremp also confirmed that multiple national oil companies, including Petrobras, had expressed Feedback: the Forsys Subsea team in Rio de Janeiro is led by Luciano Anda Photo: KATHRINE SCHMIDT interest in the approach. Brazil and Latin America are critical markets for both FMC and Technip, Anda said, helping drive the decision for a Forsys presence in Rio. In addition to Petrobras, Forsys is also eyeing openings with other players in the market, such as supermajors Shell and Chevron, majors Repsol-Sinopec and Statoil, as well as local players and Australian explorer Karoon. On the brownfield side, it comes down to persuading clients of the important role that life-of-field services such as monitoring can play when it comes to field uptime, rather than the prevailing philosophy of running equipment to failure. “It’s critical to have information on what is happening in these fields,” said Anda, who spent 12 years with Technip before moving into the Forsys role. “It requires a step change in the way of seeing things.” Market conditions will determine when Forsys might move its Brazilian FEED segment into full swing, as well as its expectation of an initial contract. Nonetheless, the organisation has a strong belief in the longterm potential of the country. Anda added: “We really believe we have a unique proposal, something that can really help the market.” Forsys Subsea foca no mercado brasileiro A joint-venture de serviços de engenharia, Forsys Subsea, vê um potencial forte no mercado brasileiro de petróleo e gás e negocia contratos futuros com possíveis clientes, inclusive com a Petrobras. A informação foi dada por executivos da empresa durante a OTC Brasil no Rio de Janeiro. A joint venture entre a FMC Technologies e a Technip vê o Rio de Janeiro entre os seis principais hubs globais, contando com um time local de 12 pessoas até agora. A Forsys está inicialmente focada em oferecer serviços para campos em desenvolvimento, mas, no futuro, a empresa pretende explorar a possibilidade de oferecer serviços de estudos de engenharia para desenvolvimento de campos novos, informou Luciano Anda, que encabeça a Forsys Subsea do Brasil. “Podemos de dizer que recebemos um bom feedback”, Anda revelou ao Upstream durante uma entrevista após uma apresentação sobre a Forsys na OTC Brasil. “Vemos que existem oportunidades além da Petrobras, com outros clientes”. Sediada em Londres, a Forsys Subsea foi lançada este ano e começou a oferecer uma possibilidade de economia significativa em projetos de petróleo e gás por meio da integração de estudos FEED para equipamentos submarinos. John Gremp e Thierry Pilenko, executivos-chefes da FMC e da Technip, respectivamente, disseram que estudos internos mostraram que a junção dos processos poderia reduzir o custo em até 30%. As petroleiras têm sofrido com o período prolongado de preços baixos do barril de petróleo e com o forte aumento nos custos de desenvolvimento de campos marítimos complexos, e, por isso, têm atrasado e redesenhado projetos para torná-los economicamente viáveis. Levando em conta estes fatores, a Forsys parece estar ganhando espaço. Durante uma conferência, Gremp informou aos investidores que a receptividade às propostas das empresas tinham excedido as expectativas iniciais, com a Forsys fechando seus primeiros dois contratos de pré-Feed no terceiro trimestre. Gremp também confirmou que várias empresas nacionais de petróleo, inclusive a Petrobras, demonstraram interesse na abordagem. O Brasil e a América Latina são mercados chave para FMC e para a Technip, lembrou Anda, o que ajudou na necessidade da presença da Forsys no Rio. Além da Petrobras, a Forsys está visando oportunidades com outros players no mercado como a Shell, Chevron, Repsol Sinopec e Statoil, e também com players locais e com a empresa de serviços de exploração australiana Karoon. Na área de projetos maduros, o essencial é convencer clientes da importância do papel que serviços de longa duração, como o monitoramento, possam ter para garantir o tempo de produção dos campos, em vez de operar os equipamentos até o fim da vida útil. “Ter informação sobre o que acontece nestes campos é crítico”, disse Anda, que, nos últimos 12 anos trabalhou na Technip antes de assumir uma posição na Forsys. “Isto requer uma mudança no jeito de ver as coisas”. As condições do mercado vão determinar quando a Forsys deve entrar com atividades plenas no setor brasileiro de FEED e quando será firmado o primeiro contrato. Mesmo assim, a organização acredita fortemente no potencial de longo prazo do país. Anda concluiu: “Nós realmente acreditamos que temos uma proposta única, algo que pode ajudar muito o mercado”. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 5 BRAZIL Technip wins Libra subsea job French contractor to supply oil production, service and gas injection pipes JOSH LEWIS Perth FRANCE’S Technip has been awarded a contract to supply flexible pipes for the Petrobras-operated Libra pre-salt field development in Brazil’s Santos basin. The contract covers the supply of high-end flexible pipes, including eight-inch oil production, sixinch service and six-inch gas injection flexible pipes. Technip claims the eight-inch oil production pipes supplied under the contract will be the first to be installed in the pre-salt area. Technip Brazil president Adriano Novitsky said the award “is the result of strong research and development and engineering efforts to overcome the pre-salt technical challenges using flexible pipes solution”. Technip did not reveal the value of the contract, but referred to it as “substantial”, signifying it is valued between €100 million and €250 million ($110.6 million and $276.5 million). The work will be carried out from Technip’s operating centre Rio de Janeiro, with the flexible pipes produced at its manufacturing sites in Vitoria and Acu, Brazil. Delivery is currently scheduled for the second half of 2016. Technip ganha contrato em Libra A empresa de engenharia francesa Technip foi contratada para fornecer tubos flexíveis para o campo do pré-sal de Libra, na Bacia de Santos, que está sendo desenvolvido pela Petrobras. O contrato inclui o fornecimento de tubos flexíveis, incluindo de oito polegadas para produção e de seis polegadas para manutenção e injeção de gás. A Technip diz que os equipamentos de produção de oito polegadas serão os primeiros a serem instalados na região do pré-sal. O presidente da Technip no Brasil, Adriano Novitsky, disse que o contrato “é resultado de um forte esforço de pesquisa e desenvolvimento e de engenharia para superar os desafios técnicos do pré-sal usando uma solução de tubos flexíveis”. A Technip não revelou o valor do contrato durante o anúncio oficial nesta terça-feira, mas disse que “era um contrato de peso para equipamentos submarinos”, indicando que a transação teria um valor entre €100 milhões e €250 milhões ($110,6 milhões e $276,5 milhões). O contrato será executado no centro operacional da empresa no Rio de Janeiro, enquanto os tubos serão fabricados em fábricas da empresa em Vitória e no Açú. A entrega está inicialmente prevista para o segundo semestre de 2016. O campo de Libra tem entre 8 bilhões de 12 bilhões de barris de óleo recuperável. Ele é operadora pela Petrobras com 40%, em parceria com Shell e Total, com 20% cada, e CNOOC e CNPC, com 10% cada. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 6 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 BRAZIL Beating the challenges in Brazil’s pre-salt OTC Brasil panel discusses techniques used in tackling harsh environment developments PRE-salt developments and the use of new technologies to tackle harsh environments were the main topics in a morning panel at the OTC Brasil 2015 conference in Rio de Janeiro yesterday. Deborah Haimson, a Petrobras industrial engineer, highlighted the challenges of producing at the Sapinhoa pre-salt field in the Santos basin, going from conceptual design to project execution and results. Sapinhoa was one of two fields in which Petrobras installed a pair of buoyancy supported riser (BSR) systems, an innovative project that eventually ran far behind schedule due to its complexities. Haimson acknowledged that Subsea 7 had faced a series of problems during the construction and installation phases of the submerged riser buoys in Brazil, but added that the Sapinhoa development is now up and running. “We have learned a lot during the installation of the first BSR, and we used that knowledge to considerably reduce time spent on the installation of the second BSR,” Haimson said. Sapinhoa is currently producing from two floating production, storage and offloading vessels — Cidade de Sao Paulo and Cidade de Ilhabela — at a combined rate of more than 200,000 barrels per day of oil. In the same panel session, graduate students from the Federal University of Rio de Janeiro presented two case studies focusing on the giant Libra pre-salt area. Chemical engineer Lara Arinelli talked about the potential application of different technologies for carbon dioxide removal from natural gas at Libra, comparing the performance of membrane permeation versus supersonic separators. “Membrane permeation is usually appropriate for fields with medium to high carbon dioxide Installed: the Cidade de Ilhabela FPSO is now producing at Sapinhoa Photo: SBM OFFSHORE content, and is already being used by Petrobras in the Lula pre-salt field. However, Libra presents higher CO2 content than Lula,” Arinelli said. Her studies used a base case gas-oil ratio at Libra of 600 m3/m3 and a CO2 content of 44% of the gas. Engineer Luiza Caldas presented Superando os desafios no pré-sal Desenvolvimentos no pré-sal e o uso de novas tecnologias para enfrentar ambientes hostis foram os principais tópicos de um painel na manhã de terça-feira na conferência OTC Brasil 2015, no Rio de Janeiro. Deborah Haimson, uma engenheira industrial da Petrobras, ressaltou os desafios de produção no campo do pré-sal de Sapinhoá, na Bacia de Santos, indo do seu design conceitual até a execução do projeto e seus resultados. Sapinhoá foi um de dois campos no qual a Petrobras instalou um par de sistema de risers de boião, um projeto inovador que eventualmente atrasou por conta de sua complexidade. Haimson admitiu que a Subsea 7 enfrentou uma série de problemas durante as fases de construção e instalação dos boiões no Brasil, mas acrescentou que o desenvolvimento de Sapinhoá está agora de vento em popa. “Nós aprendemos muito durante a instalação da primeira boia, e usamos esse conhecimento para reduzir consideravelmente o tempo gasto na instalação da segunda boia”, disse Haimson. Sapinhoá está produzindo atualmente de dois FPSOs, Cidade de São Paulo e Cidade de Ilhabela, a uma taxa combinada de mais de 200.000 barris de óleo por dia. No mesmo painel, estudantes da UFRJ apresentaram estudos focando no campo gigante do pré-sal de Libra. A engenheira química Lara Arinelli falou sobre a potencial aplicação de diferentes tecnologias para a remoção de CO2 do gás natural de Libra, comparando o desempenho de separação por membrana versus separadores supersônicos. “A separação por membrana é normalmente apropriada para campos com um conteúdo médio ou alto de CO2, e já está sendo usada pela Petrobras no campo do présal de Lula. No entanto, Libra possui mais CO2 do que Lula”, disse Arinelli. Os seus estudos usam como uma base uma relação gás-óleo de 600 m3/m3 e um conteúdo de CO2 de 44% do gás. A engenheira Luiza Caldas fez uma apresentação em que explicou a viabilidade econômica de projetos de E&P sob o novo regime de partilha, usando Libra como exemplo. Ela alertou que os baixos preços do petróleo, juntos com altos custos de produção, podem tornar o desenvolvimento de Libra quase não-lucrativo, uma vez que a Petrobras e seus parceiros ofereceram um percentual de 41,65% do lucro da produção para o governo federal. Karina Forte de Souza, da classificadora francesa Bureau Veritas, mencionou os desafios de se produzir em águas profundas no pré-sal, dizendo que a avaliação de risco é crítica para um projeto bem executado. O engenheiro de vendas da Schlumberger Brasil, Gabriel Carvalho, discutiu a importância da cimentação em reservatórios carbonáticos, onde o CO2 pode ser um desafio. Fechando o painel, Antônio Correa, um executivo da PPSA, disse que o governo está muito interessado não apenas na produção de óleo de Libra, mas também da produção de gás natural associado. “O Brasil produz atualmente apenas 1% da produção mundial de gás, e nós precisamos desenvolver novas tecnologias para aumentar a disponibilidade de gás do pré-sal”, disse ele. a paper in which she explained the economic viability of upstream projects under the new production sharing regime, using Libra as a starting point. She warned that low oil prices coupled with high production costs might turn the Libra development into only a break-even project, as Petrobras and its partners have offered a 41.65% share of the profit oil to the federal government. Karina Forte de Souza, of French classification society Bureau Veritas, mentioned the challenges of producing in a deep-water environment such as the presalt, saying that risk assessment is critical for a well executed project. Schlumberger Brazil sales engineer Gabriel Carvalho discussed the importance of cementing in carbonate reservoirs, where CO2 content is an issue. Closing the panel, Antonio Correa, an executive at pre-salt entity PPSA, said the government is very interested not only in the oil to come from Libra, but also the associated natural gas. “Brazil currently produces just 1% of worldwide gas output, and we need to come up with new technologies to increase gas availability from the pre-salt,” he said. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 7 RESEARCH & DEVELOPMENT Collaboration brings out the best results in R&D OTC Brasil panel looks at ways of improving academia and oil industry partnerships WORKING together brings the best results, according to participants in an OTC Brasil panel on research and development in the eyes of the industry. “When we work in a collaborative format we don’t sit there discussing the amount of money each company should put in or how much knowledge each one can get out of the partnership. We are focused on what we can achieve in terms of results,” said Fabiano Lobato, Statoil’s local Brazilian representative. The R&D panel looked at ways to bring the academic world and the oil industry closer together. Tathyany Camargo, head of R&D with the National Petroleum Agency (ANP), said royalty incentives had already produced 17 billion reais ($4.4 billion) worth of investments, and added that the ANP’s Scientific Technical Committee is concluding new regulations on the topic. “We don’t want to just promote local content, we want to promote local content with innovation and organisation,” she said. For its part, Petrobras plans to invest 19.9 billion reais in R&D over the next 10 years, with 11.2 billion reais of this geared to science and technology, said Cenpes co-ordinator Eduardo Santos. The company has forged partnerships with 120 Brazilian uni- Petrobras passes its acid test PETROBRAS is considering a wider application of near-horizontal multi-fractured wells in areas of the carbonate pre-salt fields, following a successful test project. The acid stimulation test, designed after laboratory studies of core samples, resulted in a successful progression to eight stages in just 13 days. The result showed flow capacity by a multiple of 10, even with some leakage between the stages, Petrobras technical consultant Luiz Fernando Neumann told delegates at OTC Brasil. The test was carried out in the second half of 2013 – understood to be on the Berbigao-Sururu (formerly Iara) field — and was considered a breakthrough considering that multi-stage acid fracturing has long been considered unviable beyond 3000 metres due to the risk of collapse, Neumann said. The project had to face up to the challenge of “nightmare” logistics, using two stimulation vessels. However, Neumann showed that the results were highly encouraging for future application, although he said more work was needed to achieve longer fracture runs. Petrobras passa em teste Focus: Statoil’s Brazil representative Fabiano Lobato at the OTC Brasil panel versities and is a member of 49 research networks. Repsol Sinopec has earmarked 225 million reais worth of investment in R&D. “We consider Repsol an R&D partner for Brasil. We want to increase our presence in Brazil. We want clear rules and we want to be able to offer more opportunities for Brazilian companies,” said Pedro Martinez, the company’s R&D manager. Fernando Rizzo, from the National Technology Institute in Photo: OTC the Rio branch of PUC university, said close collaboration was the key to good R&D, along with correct identification of the right issues. “To get the right answers you need to ask the right questions,” he said. Colaboração melhora resultados de P&D Trabalhar de forma colaborativa traz os melhores resultados, de acordo com participantes de um painel de P&D na OTC Brasil. “Quando trabalhamos de forma colaborativa, não discutimos o montante do investimento que as empresas devem colocar ou quanto de conhecimento devem obter na parceria, mas que tipo de resultado somos capazes de criar trabalhando juntos”, disse o representante da Statoil Brasil, Fabiano Lobato. O painel buscou aproximar a academia e a indústria de forma organizada para melhorar os processos. Tathyany Camargo, chefe de P&D da ANP, explicou que além dos investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação, que chegam a R$ 17,1 bilhões, o Comitê Técnico Científico da ANP deve concluir a revisão das normas muito em breve. “Não queremos simplesmente promover o conteúdo local. Queremos promover conteúdo local com inovação e organização”, garantiu. Investimento significativo deve vir também da Petrobras que, segundo Eduardo Santos, do Cenpes, planeja colocar nos próximos 10 anos cerca de R$ 19,9 bilhões em P&D, sendo R$ 11,2 bilhões em ciência e tecnologia. Para isso, acumulam parcerias com mais de 120 universidades brasileiras e participam de 49 redes temáticas. No mesmo sentido, a Repsol Sinopec incluiu no planejamento de P&D investimentos de R$ 225 milhões para os próximos cinco anos. Pedro Martinez, gerente de P&D, pediu mais abertura para as multinacionais. “Consideramos que a Repsol é um parceiro importante de P&D para o Brasil. Temos industrias que usam e contratam. O que esperamos é aumentar nossa presença no Brasil. Queremos regras claras e queremos ter as mesmas oportunidades das empresas brasileiras, pois estamos no Brasil, investindo no Brasil”, disse. Fernando Rizzo, do Instituto Nacional de Tecnologia da PUC-RIO, enfatizou o papel dos centros de pesquisa e a necessidade de uma maior ênfase nesse setor. E garantiu que o segredo para o desenvolvimento em qualquer área está na vivência próxima e no conhecimento da rotina dos processos. “Para ter as respostas certas, é preciso aprender a fazer as perguntas certas”, afirmou. A Petrobras está considerando uma aplicação mais ampla para o multi fraturamento de poços quase horizontais em áreas de campos do pré-sal, seguindo um teste de sucesso no passado. O teste de estimulação ácida, criado após estudos em laboratório, resultou em uma progressão para oito estágios em apenas 13 dias. O resultado mostrou uma capacidade de fluxo de múltiplo de 10, mesmo com algum vazamento entre os estágios, o consultor técnico da Petrobras, Luiz Fernando Neumann, disse na OTC Brasil 2015. O teste foi realizado no segundo semestre de 2013 – na área dos campos de Berbigão-Sururu (anteriormente conhecido como Iara) – e foi considerado um sucesso, depois que o faturamento ácido havia sido classificado como inviável além de 3.000 metros devido ao risco de colapso, disse Neumann. O projeto teve que enfrentar o desafio de um “pesadelo” logístico, usando dois navios de estimulação. No entanto, Neumann mostrou que os resultados foram altamente encorajadores para aplicações futuras, mas disse que mais trabalho precisa ser feito para atingir fraturamentos mais longos. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 8 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 OFFSHORE SAFETY BSEE looks to find right balance in new regulations US offshore safety agency finalising update to well control rules in Gulf of Mexico Successes: ANP director general Magda Chambriard at the opening of OTC Brasil Photo: OTC Chambriard optimistic Brazil will bounce back MAGDA Chambriard, director general of Brazil’s National Petroleum Agency (ANP), inaugurated the third OTC Brasil yesterday, accompanied by event chairman Joao Carlos de Luca and other members of the organising committee. In her short inaugural address before the ribbon-cutting ceremony for the OTC Brasil exhibition area, Chambriard underlined the capacity of the Brazilian oil and gas sector to bounce back from the current downturn. “There are good reasons for optimism, starting with the country’s reserves of 40 billion barrels,” she said. Chambriard said Brazil’s local content policies, seen by many observers as exerting a drag on the development of these reserves, should receive more recognition for its successes. “Take the example of subsea equipment, where local industry is competitive beyond the Brazilian context. This is an example of what I call the third phase of our development. We want our oil sector to produce world class products,” she said. Chambriard said the transition to this new phase would require some improvement in the application of local policies, but declined to give details of the presidential decree reportedly being prepared on this topic. ANP otimista que Brasil irá se recuperar A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriard, inaugurou a terceira edição da OTC Brasil na terça-feira, acompanhada do chairman do evento, João Carlos de Luca, e outros membros do comitê organizador. Em um curto discurso inaugural, antes da cerimônia de inauguração do pavilhão de exibição da OTC Brasil, Chambriard destacou a capacidade do setor de óleo e gás brasileiro de se recuperar diante das atuais adversidades. “Há boas razões para otimismo, começando com as reservas do país de 40 bilhões de barris”, disse ela. Chambriard disse que as políticas de conteúdo local, vistas por muitos observadores como o motivo do atraso no desenvolvimento de tais reservas, devem na verdade receber mais reconhecimento pelo seu sucesso. “Veja como exemplo o setor de equipamentos submarinos, onde a indústria local é bastante competitiva. Esse é um exemplo do que eu chamo de uma terceira fase de desenvolvimento. Nós queremos que o nosso setor de petróleo produza produtos de alta qualidade”, disse ela. Chambriard disse que a transição para essa nova fase vai requerer alguma melhora na aplicação das políticas de conteúdo local, mas recusou-se a dar detalhes a respeito do potencial decreto presidencial sendo preparado sobre esse tópico. THE US Bureau of Safety & Environmental Enforcement (BSEE) is aiming to find an appropriate balance between long-term safety targets and the economic impacts of rules on companies’ books, as it nears completion of the last of three new safety rule standards for operators in the Gulf of Mexico. “We look at economic impacts in a different way than the operator,” said Lars Herbst, BSEE’s regional director for the Gulf of Mexico region. “They are looking at the bottom line of how many dollars it costs, we are looking at the benefits of the rules.” After publishing updated rules for workplace safety and drilling safety, respectively, the BSEE is now finalising an update to well control rules. Speaking at OTC Brasil, Herbst said that following the end of the period for comments from the public, the bureau is analysing the final text. He suggested the changes will be minor compared to a draft published earlier this year. “As far as safety is con- Benefits: BSEE Gulf of Mexico regional director Lars Herbst at OTC Brasil Photo: OTC cerned, [the new rule] will have a big impact, because it tries to push the envelope on safety and not just accept the status quo,” he said. Driven by the 2010 Macondo tragedy, Herbst wants to see more people involved in safety within companies, for instance by implementing real-time monitoring from other departments. “We don’t want to change who makes the decision… [but] we’ve seen that it is very beneficial to have other people seeing what’s going on and give advice,” he said. BSEE busca equilíbrio em regulações A Agência de Segurança e do Meio Ambiente dos Estados Unidos (BSEE) busca um equilíbrio entre os objetivos de segurança de longo prazo e os impactos financeiros para as empresas do setor nas novas regras para operadoras no Golfo do México, que estão em elaboração final. “Olhamos para os impactos econômicos de uma maneira diferente das operadoras”, disse Lars Herbst, diretor regional para o Golfo do México da BSEE. “Elas olham o resultado final de quantos dólares as medidas vão custar e nós olhamos para os benefícios”. Após publicar regras atualizadas para segurança no ambiente de trabalho e nas atividades de perfuração, a BSEE está finalizando novas regras para controle de poços. Falando durante a OTC Brasil, no Rio de Janeiro, Herbst disse que o período de contribuições públicas já acabou e agora a agência está analisando os comentários recebidos para redigir o texto final. Ele sugeriu que as mudanças serão pontuais e o texto será quase igual ao que foi colocado em consulta no início do ano. “Em relação à segurança, [a nova regra] terá um grande impacto, pois tenta empurrar as empresas para um padrão mais alto e não apenas aceitar o status quo”, explicou. Motivado a evitar acidentes como o de Macondo, Herbst quer ver mais trabalhadores participando em questões de segurança dentro das empresas, como, por exemplo, a implementação de sistemas de monitoramento em tempo real por outros departamentos. “Não queremos mudar quem toma as decisões … [mas] percebemos que existe um ganho ao ter outras pessoas observando o que acontece que estão prontas para dar conselhos”. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 9 OFFSHORE SAFETY Major rise in safety standards off Brazil Country’s record has seen vast improvement over past 20 years, despite Cidade Sao Mateus tragedy BRAZIL’S oil and gas industry has been working hard to improve its safety standards and, while this year carries a tragic scar, the trend over the past 20 years has been one of steady improvement. A lethal explosion on the Cidade Sao Mateus floating production, storage and offloading vessel in February, which cost nine lives, will cause a rise in oilfield fatalities in Brazil this year, though the country has made gains over time in its efforts to prevent such tragedies. “We have implemented safety processes much faster than the rest of world,” said Luiz Fernando Oliveira, vice president of research and development at DNV GL Brazil during a panel on offshore safety at OTC Brasil. Oliveira, who compared Brazil’s fatal accident rate (FAR) indicator to the rest of the world, showed that accidents per hours worked fell by a factor of 40 over the past 20 years. Worldwide, the reduction was by a factor of 10. The introduction of new safety standards in 2000 by oil regulator ANP, the increasing safety processes applied by national oil company Petrobras, and the entrance of foreign oil companies in the 1990s were the main causes for the decline, he said. Stronger reg- ulations, especially after tragic accidents such as Macondo in the US Gulf in 2010 and the sinking of Petrobras’ P36 production platform in Brazil’s Campos basin in 2001, have made companies step up safety requirements, introducing new technology and equipment. Now, companies are starting to look at changing the behaviour of employees. “I think the human factor piece is one that all regulators are working with... it’s making sure that all the personnel offshore understand the risks around them,” said Lars Herbst, Gulf of Mexico regional director for the US Bureau of Safety & Environmental Enforcement (BSEE). Paulo Correia, health, safety and quality director in Brazil at marine contractor Subsea 7, said Processes: Luiz Fernando Oliveira, vice president of research and development at DNV GL Brazil, pictured during a panel on offshore safety at OTC Brasil Photo: OTC he tries to raise workers’ awareness about dangerous situations. “It could be anything from rolling objects to high-tension cables, and sometimes just a step away from the danger area can resolve this,” he said. One of the problems was that Brasil trabalha para melhorar segurança A indústria de óleo e gás brasileira tem trabalhado para melhorar os padrões de segurança e, mesmo que este ano tenha uma piora, a tendência nos últimos 20 anos tem sido de constante melhora. A explosão do FPSO Cidade de São Mateus, em fevereiro, que tragicamente ceifou a vida de nove pessoas, resultará em aumento pontual das fatalidades em campos de petróleo este ano, mas o país tem conquistado resultados positivos nos últimos anos. “Implementamos processos de segurança mais rapidamente que o resto do mundo”, explicou Luiz Fernando Oliveira, vicepresidente de pesquisa e desenvolvimento da DNV GL Brasil, durante o painel de segurança offshore no primeiro dia da OTC Brasil, no Rio de Janeiro. Oliveira, que comparou o indicador de acidentes fatais (FAR) com o resto do mundo, mostrou que os acidentes por horas trabalhadas no Brasil caíram por um fator de 40 nas últimas duas décadas. A redução mundial foi por um fator de 10. Este foi um resultado da introdução de novos padrões de segurança pela ANP no início dos anos 2000, os procedimentos de segurança implementados pela Petrobras e a entrada de empresas estrangeiras a partir dos anos 1990 com a quebra do monopólio da Petrobras no setor. Regulamentações mais exigentes, especialmente após acidentes como os de Macondo no Golfo do México e o afundamento da plataforma P-36 da Petrobras na Bacia de Campos em 2001, forçaram as empresas a introduzir requisitos de segurança mais fortes e novas tecnologias. Agora o foco é na mudança de comportamento dos trabalhadores. “Acredito que o fator humano é uma questão para a qual todos os reguladores estão olhando … isto significa garantir que todos que trabalham offshore compreendam os riscos de seu ambiente”, explicou Lars Herbst, diretor regional para o Golfo do México da Agência de Segurança e Meio Ambiente dos Estados Unidos (BSEE). Paulo Correia, diretor de saúde, segurança e qualidade da Subsea 7, fornecedora de serviços offshore, diz que seu esforço é elevar a conscientização dos trabalhadores sobre situações de risco. “A situação de risco pode envolver qualquer coisa desde objetos soltos a cabos tensionados, e, às vezes, apenas sair da área de risco pode resolver”, disse. Um dos problemas é que os gerentes não têm focado em problemas de ‘linha de fogo’, ou situações nas quais os trabalhadores enfrentam riscos maiores de acidentes. Uma vez que o foco certo foi dado, as estatísticas começaram a melhorar no Brasil, disse Correia. Para a Shell e a Statoil, as mudanças começaram com a introdução de uma nova cultura de segurança. Cristiano Salgado, gerente de segurança da Statoil no Brasil, implementou os padrões da empresa norueguesa no campo de Peregrino. “Percebemos que a segurança tem outros níveis de aceitação aqui”, ele explicou. Parte de seu desafio também foi implementar os padrões de segurança nas operações de fornecedores e parceiros da Statoil. Para Caroline Amblard, gerente de segurança das operações de águas profundas da Shell no Brasil, a percepção das diferentes culturas de segurança é essencial para implementar os padrões. managers had not been focusing on ‘line of fire’ issues, or positions in which workers face the highest risk of an accident. Once that was changed, accident statistics started falling in Brazil. For operators Shell and Statoil, the changes came about with the introduction of a new safety culture. Cristiano Salgado, Statoil’s safety manager in Brazil, implemented the Norwegian operator’s health and safety standards to the Peregrino field. “We realized that security has a different level of acceptance here,” he explained, saying that he also included suppliers and partners in Statoil’s safety programme. For Caroline Amblard, HSE manager for Shell’s deep-water operations in Brazil, perceiving the different safety cultures is the most important step to raise standards. “Culture can change depending on the people that are there and can change in different companies, platforms or even shifts,” she said. Search the archive: Offshore safety Quarta-Feira 28 Outubro 2015 10 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 OTC BRASIL 2015 EVENTS PROGRAMME — WEDNESDAY 28 OCTOBER 08:00 — 17:00 Registration Pavilion 1 09:30 — 12:00 Technical Sessions Pavilion 5, 2nd Floor Panel DeepStar Global Offshore Research Consortium — Selected Floating System and Riser Technologies Room 201 B/C 12:15 — 13:45 Topical Luncheons & Pavilion 5, Room 203 ABC Distinguished Award Ceremony 14:00 — 16:30 Technical Sessions Panel Pre-Salt – The First 1 million boepd Pavilion 5, 2nd Floor Room 201B/C Decommissioning: Safe and Cost Effective Solutions Room 202A/B Cost Reduction Opportunities for Deepwater Wells Room 202A/B Leadership Summit: The Role of Professionals Societies in Integrating Multidisciplinary Technologies Room 212 Technical Advanced Reservoir Geophysical Technologies for Presalt Room 201A Technical Multiphase Flow Room 208 Flow Assurance Challenges in Subsea Factory Room 202C Innovations for Topsides Mooring Systems Room 208 Policy/Local Content Room 209 Room 2010 Reservoir Characterization Production Optimization Technical and Invited Presenter Nanotechnology Technical and Invited Presenter Ocean Monitoring Room 210 Room 211 Room 201A Field Development and Integrated Operations Room 202C Room 204A Brown Fields Room Material Performance I (Polymers and Coatings) Room 204A 211 10:00 — 17:00 Professional of the future Pavilion 5, Room 103 Pontifícia Universidade Católica/PUC-Rio OCTOPUS: A Decision Support System to Integrated Management of Reservoir Universidade Federal do Espírito Santo An Intelligent System for Supporting Vibration Analysis of Submersible Motor Pump Structure and Mooring Integrity Room 209 14:00 — 17:00 Professional Societies Leadership Summit Pavilion 5, Room 212 16:00 — 17:00 Spotlight on New Technology Award Pavilion 3, Booth K5 Português Federal University of Bahia Laboratory of Project Certification of Industrial Valves Universidade Federal do Rio de Janeiro The Development of the Torpedo-Piezocone English n ptio scri sub l a i tr Free A wise investment Give yourself an advantage. Give yourself Upstream. What does a subscription to Upstream give you? It ties you in to the industry networks of 30 experienced reporters in important energy hubs around the globe. It gives you exclusive and comprehensive oil & gas news, every week in Upstream’s newspaper and around the clock at UpstreamOnline.com. You get unlimited access to our archive and the Upstream App, and you get the sleek bimonthly magazine Upstream Technology. Finally, you get peace of mind, knowing that you have tapped into the best source of industry news in the business. Make your investment today. 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FOE said its eponymous wholly- owned subsidiary Bollsta Dolphin, which owns the newbuild, “has exercised its contractual termination right... as a result of delay in delivery of the rig”. The company added that it is entitled to a refund of the first instalment paid to the yard for the rig, amounting to $186.4 million plus interest. The semisub, being built at a total cost of about $740 million, had been lined up for a five-year contract worth more than $1 billion with Chevron for development drilling on its Rosebank project in the West of Shetland area off the UK, with a lucrative dayrate of $583,000. However, FOE said that deal, signed with drilling subsidiary Dolphin Drilling in 2012, has now been “mutually terminated... on amicable terms” with the US operator. Delivery of the rig was originally scheduled for the first quarter of 2015 but Hyundai has stated it required extra time to complete the unit, effectively blaming the delay on FOE in filing the arbitration claim for $167 million last week. The stage could be set for a legal tussle between the parties, both of which are struggling financially amid a drilling market slump that has hit both rig chartering and newbuild contracting activity. Chevron, meanwhile, now looks likely to capitalise on the charter cancellation by securing an alternative rig deal at a much lower dayrate, with no shortage of potential candidates given the glut of units either off-hire or due to end their existing contracts shortly. Fred Olsen desiste de sonda A Fred Olsen Energy (FOE) rescindiu um contrato de construção de uma nova sonda com a sul-coreana Hyundai Heavy Industries, enquanto um lucrativo contrato de afretamento para a unidade com a Chevron também foi cancelado. O movimento da empresa vem dias depois de ter sido punida com um robusto pedido de arbitragem do estaleiro por causa dos custos adicionais incorridos na construção da semissubmersível Bollsta Dolphin, para águas ultraprofundas e ambientes severos. A FOE disse em um comunicado que “exerceu o seu direito de rescisão contratual... como resultado do atraso da entrega da sonda”. A empresa declarou ainda que tem direito ao reembolso da primeira parcela paga ao estaleiro pelo equipamento, no montante de US$ 186,4 milhões, acrescida de juros. A semissubmersível, em construção a um custo total de aproximadamente US$ 740 milhões, tinha sido alinhada para um contrato de cinco anos com a Chevron, com valor acima de US$ 1 bilhão, para o desenvolvimento de perfuração em seu projeto Rosebank, a Oeste de Shetland, no offshore do Reino Unido, com uma lucrativa taxa diária de US$ 583.000. No entanto, a FOE disse que esse acordo, assinado com a sua subsidiária Dolphin Drilling em 2012, agora foi “mutuamente rescindido... em termos amigáveis” com a Chevron. A entrega da sonda foi originalmente programada para o primeiro trimestre de 2015, mas a Hyundai declarou que era necessário mais tempo para completar a unidade, culpando efetivamente a FOE pelo atraso na instauração do pedido de arbitragem de US$ 167 milhões na semana passada. O palco poderia ser assim preparado para um embate jurídico vigoroso entre as partes, as quais estão lutando financeiramente em meio a uma crise do mercado que atingiu tanto o contrato de afretamento de sondas como a atividade de contratação de unidades novas. A Chevron, ao mesmo tempo, parece provavelmente capitalizar sobre o cancelamento do contrato de afretamento, assegurando um acordo de sonda alternativo, com uma taxa diária muito mais baixa, sem escassez de potenciais candidatos devido ao excesso de unidades fora de arrendamento ou devido ao fim iminente de seus contratos existentes. GSF 135 added to scrap list OFFSHORE drilling contractor Transocean has revealed plans to scrap yet another of its ageing rigs, the semi-submersible GSF Rig 135. The company revealed yesterday that the 1983-built rig is held for sale and will be “recycled in an environmentally responsible manner”. Transocean has now earmarked 21 of its rigs for scrapping over the past 12 months, by far the highest number of rig retirements of any offshore drilling contractor. US-based investment bank Cowen & Company indicated in a note yesterday that Transocean is likely to continue with this trend. “With 14 (Transocean) rigs still cold stacked, we expect further rig retirements are likely,” Cowen wrote. Transocean has also formally stacked a number of rigs that were previously idle or rolling off contract since the last fleet update. Included in that group are the jack-up GSF Galaxy II, drillship Discoverer Enterprise and semi-submersibles Sedco Energy, Sedco Express, Henry Goodrich, Transocean Searcher and Transocean Prospect. Transocean aposenta GSF 135 A Transocean revelou planos de abandonar outra de suas antigas sondas, a semissubmersível GSF Rig 135. Na terça-feira, a empresa revelou que a plataforma, construída em 1983, é considerada para venda e será “reciclada de forma ambientalmente responsável”. Com este movimento, agora a Transocean designou 21 de suas sondas para abandono nos últimos 12 meses, de longe o maior número de aposentadorias de sondas de qualquer empreiteira de perfuração marítima. O banco de investimentos Cowen & Company indicou, em uma nota na terça-feira, a probabilidade de que a Transocean continue com esta tendência. “Com 14 sondas ainda com as operações interrompidas, é provável que ainda haja mais aposentadorias”, Cowen escreveu. A Transocean tem também formalmente interrompido as operações de várias sondas que estavam anteriormente inativas ou que tinham seus contratos concluídos desde a última atualização da frota. Estão incluídas nesse grupo a jack-up GSF Galaxy II, o navio-sonda Discoverer Enterprise e as semissubmersíveis Sedco Energy, Sedco Express, Henry Goodrich, Transocean Searcher e Transocean Prospect. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 12 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 Lucro da BP despenca A petrolífera britânica BP viu seus lucros desabarem no terceiro trimestre, após a queda nos preços do petróleo afetar os resultados referentes ao seu segmento de upstream. A companhia divulgou um lucro de US$ 56 milhões para o trimestre que se encerrou em 30 de setembro, ao passo que no mesmo período do ano passado, o lucro atingira US$ 1,3 bilhão. O lucro ajustado para itens excepcionais e para efeitos de contabilidade de valor de mercado, também diminuiu, de US$ 3 bilhões para US$ 1,8 bilhão. A queda nos lucros se deu após a BP ver seus lucros antes de juros e impostos do segmento de upstream cair de quase US$ 3,9 bilhões no ano passado para apenas US$ 823 milhões no último trimestre. A companhia registrou vendas e outras receitas operacionais no valor de US$ 54,7 bilhões, bem menos que os US$ 93,9 bilhões registrados no terceiro trimestre de 2014. A BP produziu, em média, 2,2 milhões de barris de óleo equivalente por dia no terceiro trimestre de 2015, um aumento de 4,4% em relação ao mesmo período no ano passado. O aumento na produção foi atribuído à ausência de condições meteorológicas adversas no Golfo do México no período. Isso não bastou para compensar a queda nos preços dos hidrocarbonetos, que fez a BP obter um preço médio de US$ 33,25 por boe, abaixo da média de US$ 61,61 um ano atrás. Os ganhos da companhia também foram afetados pela multa de US$ 426 milhões aplicada por conta do derramamento de óleo em Macondo, no Golfo do México, perfazendo o total de US$ 55 bilhões em gastos com o desastre antes de impostos. Para compensar em parte o baixo lucro do segmento de upstream, o segmento downstream mostrou melhor desempenho em relação ao ano anterior, que registrou um lucro antes de impostos de US$ 2,3 bilhões, contra US$ 1,9 bilhão no mesmo período em 2014. A BP cortou custos e afirmou na terça-feira que espera que as despesas de capital excluindo aquisições fiquem na faixa entre US$ 17 bilhões e US$ 19 bilhões por ano até 2017. As despesas de capital para 2015 devem estar mais próximas do limite superior dessa faixa, mas a BP ressaltou que este valor já será bem menor que a estimativa de US$ 24 bilhões a US$ 26 bilhões de dólares feita no ano passado. “Ano passado, agimos de forma decisiva para preparar a BP para um período longo de baixo preço do petróleo e os resultados são animadores”, afirmou Bob Dudley, presidente da BP. A companhia também revelou que o plano de desinvestimento de US$ 10 bilhões anunciado em 2013 está quase concluído, com transações que atingiram cerca de US$ 7,8 bilhões até o momento. RESULTS Reset: BP chief executive Bob Dudley Photo: BLOOMBERG BP third-quarter profits tumble as oil price bites UK supermajor’s upstream business is hit by current downturn, but chief executive Robert Dudley insists company is well positioned JOSH LEWIS Perth UK SUPERMAJOR BP saw profits slump in the third quarter of the year as low oil prices hit the underlying profit of its upstream segment. The company posted a profit of $46 million for the three months to 30 September, compared with a profit of more than $1.3 billion over the same period last year. Underlying replacement cost profit, which is adjusted for nonoperating items and fair value accounting effects, was also lower year-on-year, falling from $3 billion to $1.8 billion. The fall in profits came as BP saw the underlying replacement cost profit from its upstream seg- ment, before interest and tax, fall from nearly $3.9 billion a year ago to just $823 million in the recent quarter. The company recorded sales and other operating revenues of $54.7 billion, down from $93.9 billion generated in the third quarter of 2014. BP produced an average of roughly 2.2 million barrels of oil equivalent per day in the third quarter of 2015, up 4.4% versus the same period a year ago. It attributed the increased production to the absence of seasonal adverse weather in the Gulf of Mexico. This was not enough to offset the slump in hydrocarbon prices, with BP achieving an average price of $33.25 per boe, down from an average of $61.61 a year ago. Also hitting the company’s earnings was a $426 million charge related to the 2010 Macondo oil spill in the US Gulf, bringing the total cumulative pre-tax charge for the disaster to $55 billion. Helping offset the weaker performance of the upstream segment was a stronger performance from the downstream business, which recorded a pre-tax underlying replacement cost profit of $2.3 billion, up from $1.9 billion a year earlier. BP has been cutting costs and said yesterday that it expects organic capital expenditure to range between $17 billion and $19 billion a year through to 2017. Capital expenditure for 2015 is expected to be closer to the upper end of that range, but BP noted that would still be significantly lower than the $24 billion to $26 billion guidance it gave a year ago. “Last year, we acted decisively to reset BP for a sustained period of lower oil prices and the results are coming through well,” BP chief executive Robert Dudley said. BP also revealed that the $10 billion divestment plan it announced in 2013 was nearing completion, with transactions to date having reached about $7.8 billion. Join the winners club! In turbulent times like these, it is more important than ever to have good, accurate and timely information about the industry in which you operate. Our goal is to help you save time and money. A subscription to Upstream ensures that you will be on top of all the important industry news from around the world, without having to read scores of regional and niche publications and websites. We have all the bases covered for you. Take a free trial now – no strings attached! Your only risk is becoming more knowledgable! kn www.upstreamonline.com/trial www.upstreamonline.com THE INTERNATIONAL OIL & GAS NEWSPAPER Quarta-Feira 28 Outubro 2015 14 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 TRANSFER OPERATIONS Primed: the three berths where ship-to-ship transfers will take place at the TOIL terminal at Acu port in Rio de Janeiro state, Brazil Photo: PRUMO LOGISTICA BG Group to lead the way in UK company signs pioneering deal to use TOIL oil terminal at Port of Acu complex to transfer up to 200,000 bpd of oil in ship-to-ship operations for 20 years FABIO PALMIGIANI Rio de Janeiro B G GROUP of the UK will become the first international oil company to carry out transshipment operations in Brazil next year, taking a bold step to solidify its presence in the country. The company signed a deal with Brazilian infrastructure and logistics group Prumo Logistica in June to use the TOIL oil terminal at the Port of Acu industrial complex in Rio de Janeiro to transfer up to 200,000 barrels per day of oil in ship-to-ship operations for a period of 20 years. The contract gives BG an option to increase the take or pay amount to 320,000 bpd by the end of next year. Initially, the ship-to-ship operations will transfer oil from dynamically-positioned shuttle tankers to conventional Suezmax export vessels at TOIL, located at the T1 terminal within Acu. The first such operation is scheduled for August 2016. BG, which is being acquired by Anglo-Dutch supermajor Shell, is currently producing about 154,000 bpd from pre-salt horizons in Brazil, but predicts output will more than triple by the end of the decade. Brazilian law does not allow companies other than Petrobras to carry out ship-to-ship transfers in Brazil’s open waters, forcing BG to carry out such operations in other countries. However, Prumo can carry out such transfers in its own port area within the breakwater at Acu once TOIL is in operation, after successfully applying for a licence giving the company control of those waters. “We would have to go much further to do these ship-to-ship transfers without the Acu port. The port gives us the safety and assurance that we will be able to do this any day of the year,” says Nelson Silva, BG Group chief executive for South America. “It gives predictability to the operation and improves the economics of the project.” Over the past few years, BG has successfully carried out more than 50 ship-to-ship transfers in Uruguay in round trip operations that take from seven to 13 days on average. Pre-salt fields The company has five shuttle tankers in operation in Brazil — Windsor Knutsen, Samba Spirit, Lambada Spirit, Bossa Nova Spirit and Sertanejo Spirit — receiving crude from the Lula and Sapinhoa pre-salt fields. That fleet is due to increase soon. BG’s Brazil oil shipping director Jose Elias says three new shuttle tankers contracted with Knutsen will be delivered by 2017. Prumo chief executive Eduardo Parente explains that the new deal will give BG more flexibility to offload its oil before exporting it to other countries via larger tankers. “Even though the Acu alternative is a bit more expensive than the Uruguay one, the TOIL infrastructure will allow a safer operation with higher uptime, generating efficiency and cost savings for BG,” Parente says. “At TOIL, both vessels, the shuttle tanker and the Suezmax or VLCC, will be in a sheltered area protected by the breakwater. They will be moored in the quay and surrounded by two series of containment barriers in the unlikely case that there is an accident.” The deal with BG was designed for transshipment operations throughout the year and not just during winter, when sea conditions in Uruguay become worse. In early August, Oiltanking signed a deal with Prumo to acquire 20% of Acu Petroleo, the company developing TOIL, for $200 million. Oiltanking will also manage all transshipment operations at the terminal. “For us, the Port of Acu offers a cornerstone for the development of crude oil and shipping operations in Brazil. “The development of Acu Petroleo, within the Acu port, shall provide the best and most competitive alternative to carry out transshipment operations,” says Holger Donath, Oiltanking managing director for Latin America. Ship-to-ship transfers Parente adds that after the deal with BG was signed, talks with other oil companies seeking similar contracts to provide ship-to-ship transfers at Acu have advanced at Quarta-Feira 28 Outubro 2015 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 15 BG lidera operações de transbordo no país Deal: BG Group Brazil oil shipping director Jose Elias Photo: MARINE MONEY transshipments a faster pace. “We are talking with a number of international oil companies and Petrobras too, but we are not close to signing any deal at the moment. It took us 10 months of negotiations with BG to finally land an agreement,” Parente tells Upstream. The T1 terminal is licensed to handle up to 1.2 million bpd with three berths alongside a 1.4 kilometre breakwater, giving Prumo plenty of capacity for more deals. The terminal features an onshore area licensed for crude storage and treatment. Parente says Prumo is looking to build an oil treatment plant and storage tanks later on to try to attract new customers such as small producers and traders. Parente adds: “We are like a Disneyland for the oil industry in Brazil. “We are here to solve problems and bottlenecks of the sector.” Agreement: Prumo Logistica chief executive Eduardo Parente at Acu port, Brazil Photo: PRUMO LOGISTICA A britânica BG Group vai se tornar a primeira petrolífera internacional a realizar operações de transbordo no Brasil no ano que vem, dando um passo ousado para solidificar sua presença no páis. A companhia fechou um acordo com a Prumo Logística em junho para usar o terminal de óleo TOIL, no Porto do Açú, para transferir até 200.000 barris de óleo por dia em operações de navio para navio por um período de 20 anos. O contrato dá à BG uma opção para aumentar a carga de óleo a ser transferida para 320.000 bpd até o fim do ano que vem. Inicialmente, as operações navio-navio vão transferir óleo de navios tanque com posicionamento dinâmico para cargueiros convencionais do tipo Suezmax no TOIL, localizado no terminal 1 do Açú. A primeira operação está programada para agosto de 2016. A BG, que está em processo de aquisição por parte da Shell, está produzindo atualmente 154.000 bpd do pré-sal no Brasil, mas prevê que a produção vai mais do que triplicar até o fim da década. As leis locais não permitem que uma companhia que não seja a Petrobras faça transferências de óleo por navios em águas brasileiras, forçando a BG a conduzir tais operações em outros países. No entanto, a Prumo pode realizar tais transferências dentro do quebra-mar do Açú assim que o TOIL estiver em operação, depois de obter com sucesso uma licença lhe dando a concessão de tais águas. “Nós teríamos que ir muito mais longe para fazer essas transferências navio-navio sem o porto do Açú. O porto nos dá a segurança e a garantia de que poderemos fazer isso qualquer dia do ano”, disse o presidente da BG na América do Sul, Nelson Silva. “Isso dá previsibilidade à operação e melhora a economicidade do projeto”. Nós últimos anos, a BG realizou mais de 50 operações de transbordo no Uruguai em viagens de ida e volta que levavam de sete a 13 dias em média. A companhia tem cinco navios tanque em operação no Brasil – o Windsor Knutsen, Samba Spirit, Lambada Spirit, Bossa Nova Spirit e Sertanejo Spirit – recebendo óleo do pré-sal dos campos de Lula e Sapinhoá. A frota deve aumentar em breve. O diretor de operações de shipping da BG no Brasil, José Elias, disse que três novos navios tanque contratados com a Knutsen devem ser entregues até 2017. O presidente da Prumo, Eduardo Parente, explica que o novo negócio dá mais flexibilidade à BG antes de exportar sua carga de óleo para outros países através de navios tanque maiores. “Apesar de a alternativa do Açú ser um pouco mais cara que o Uruguai, a infraestrutura do TOIL permitirá uma operação mais segura, gerando eficiência e redução de custos para a BG”, disse Parente. “No TOIL, as duas embarcações, o navio tanque e o Suezmax ou VLCC, ficarão em uma área abrigada, protegida pelo quebra-mar. Os navios estarão ancorados e cercados por duas séries de barreiras de contenção, no eventual caso de um acidente”. O acordo com a BG foi voltado para a realização de operações navio-navio ao longo do ano, e não apenas durante o inverno, quando as condições de mar no Uruguai pioram. No início de agosto, a Oiltanking fechou um acordo com a Prumo para comprar uma participação de 20% na Açú Petróleo, a companhia que está desenvolvendo o TOIL, por US$ 200 milhões. A Oiltanking também irá gerenciar as operações de transbordo no terminal. “Para nós, o Porto do Açú oferece um pilar para o desenvolvimento das operações de óleo no Brasil. O desenvolvimento da Açú Petróleo, dentro do porto, vai fornecer a melhor e mais competitiva alternativa para a realização de operações de transbordo”, disse o diretorgerente da Oiltanking para a América Latina, Holger Donath. Parente acrescenta que desde que o acordo com a BG foi assinado, as conversações com outras petrolíferas buscando contratos similares começaram a avançar num ritmo mais acelerado. “Nós estamos conversando com inúmeras petrolíferas e a Petrobras também, mas não estamos perto de assinar qualquer contrato no momento. Nós levamos 10 meses de negociações para finalmente fechar o acordo com a BG”, Parente disse ao Upstream. O terminal T1 está licenciado para lidar com 1,2 milhão de bpd com três ancoradouros junto a um quebra-mar de 1,4 quilômetro, dando à Prumo plena capacidade para mais negócios. O terminal também possui uma área onshore para o armazenamento e tratamento de óleo. Parente disse que a Prumo está buscando construir uma planta de tratamento de óleo e tanques de armazenagem de óleo para atrair novos consumidores, tais como pequenos produtores e traders. Parente acrescenta: “Nós somos como a Disneylândia para a indústria do petróleo no Brasil. Nós estamos aqui para resolver problemas e gargalos do setor”. Quarta-Feira 28 Outubro 2015 16 Show Daily, Wednesday 28 October 2015 BROWNFIELD TECHNOLOGY Recuperação é crucial para indústria Centre stage: from left, Petrobras reservoir geophysics manager Paulo Johann, Halliburton senior technology director Michael Bittar, moderator Priscila Moczydlower of Petrobras, Igor Kirsten of Shell Brazil and Statoil’s Peregrino reservoir management leader Maria Clara Costa at the panel discussion Photos: OTC Improved recovery is key for industry worldwide Technological innovation crucial for production in low oil price environment KATHRINE SCHMIDT Rio de Janeiro PRODUCTION from mature fields and improved recovery programmes will have a crucial role to play as the global oil industry grapples with a low-price environment, according to panelists at an OTC Brasil technical session. Technologies such as 4D seismic imaging, real-time seabed monitoring and various forms of well stimulation will be important drivers to improve productivity at existing wells, the panel said. “Technology innovation is the key to produce more,” said Michael Bittar, senior director, technology, from US contracting giant Halliburton. For hometown producer Petrobras, 4D seismic imaging is regarded as crucial to boosting recovery at the Marlim, Marlim South and Jubarte fields, according to Paulo Johann, reservoir geophysics manager of the statecontrolled company. Petrobras credits the technolo- Taking the stand: Igor Kirsten of Shell Brazil (top), Petrobras reservoir geophysics manager Paulo Johann (above, left) and (above, right) Statoil’s Peregrino reservoir management leader Maria Clara Costa gy for helping to boost recovery factors by 3% in deep-water turbidite oilfields, he said. In particular he highlighted the Jubarte oilfield in the Campos basin, which boasts a first-of-itskind permanent 4D seismic reservoir monitoring system that is designed to monitor the field over its full production life. The intricate system is installed in water depths of between 1200 and 1350 metres, and connected by umbilical to the P-57 floating production, storage and offloading unit. Igor Kirsten of Shell Brasil high- lighted the company’s work over the past decade to manage scale at the Bijupira and Salema fields in the Campos basin, where a series of three stimulation and squeeze operations are seen as a success in helping avert production declines. Materials including formic acid were used to tackle the suspected deposition of calcium carbonate believed to be impairing flow, with approaches used both from the FPSO and from a separate oilfield vessel. Maria Clara Costa, a reservoir management leader at Statoil’s Peregrino field off Brazil, high- lighted the role of improved oil recovery efforts in the company. Projects such as Statfjord and Oseberg off Norway have seen recovery factors improve to beyond 60%, with the company aiming to continue pushing towards 70% recovery rates. She added that the secret to that success boils down to ongoing investment. Making that case is tougher when oil prices are down, but the company also has its eye on the future. “If we don’t invest, we may lose opportunities,” she said. A produção de campos maduros e programas de recuperação de óleo terão um papel crucial, à medida em que a indústria de petróleo mundial enfrenta um ambiente de baixos preços da commodity. Tecnologias tais como sísmica 4D, monitoramento em tempo real das condições do leito marinho e várias formas de estimulação de poços serão importantes fatores para melhorar a produtividade de poços existentes, disseram especialistas em uma sessão da OTC Brasil 2015. “Inovação tecnológica é a chave para se produzir mais”, disse Michael Bittar, diretor sênior de tecnologia da norte-americana Halliburton. Para a Petrobras, sísmica 4D é considerada chave para aumentar o fator de recuperação em campos tais como Marlim, Marlim Sul e Jubarte, de acordo com o gerente de geofísica de reservatório Paulo Johann. A Petrobras considera essa tecnologia muito importante no aumento do fator de recuperação em 3% desses campos. Em particular, ele ressaltou o campo de Jubarte, na Bacia de Campos, onde está instalado o primeiro sistema de monitoramento de sísmica 4D permanente, voltado para monitorar a vida do campo ao longo de sua vida produtiva. O intricado sistema está instalado em lâmina d’água entre 1.200 e 1.350 metros, e conectado a umbilicais ao FPSO P-57. Igor Kirsten, da Shell Brasil, ressaltou o trabalho da companhia na última década para gerenciar os campos de Bijupirá e Salema, na Bacia de Campos, onde uma série de operações tem sido um sucesso para impedir quedas na produção. Materiais incluindo ácido fórmico foram usados para limpar depósitos de carbonato cálcico que estariam atrapalhando o fluxo do óleo, com tais técnicas sendo usadas a partir do FPSO. Maria Clara Costa, uma gerente de reservatório da Statoil para o campo de Peregrino, enfatizou o forte papel de esforços para melhorar a recuperação de óleo na companhia. Projetos como Statfjord e Oseberg, na costa da Noruega, tiveram seus fatores de recuperação elevados além dos 60%, e a companhia continua trabalhando para elevar esse número para ~ 70%. Tornar isso prático é mais difícil quando os preços do petróleo estão baixos, mas a companhia está de olho no futuro. “Se não investirmos, podemos perder oportunidades”, disse ela.