De acordo com pt.wedoany.com-A Saipem fretou o Normand Navigator, da Solstad Maritime, para iniciar as operações do projeto offshore GranMorgu, no Suriname. A embarcação chegou ao cais comercial do Porto Jules Sedney, em Paramaribo, no final de junho, onde dará início aos trabalhos preparatórios locais.
O projeto GranMorgu, localizado no Bloco 58, a 150 km da costa do Suriname, será o primeiro grande projeto de desenvolvimento de petróleo offshore do país. O contrato foi concedido à Saipem em 2024, abrangendo engenharia, aquisição, fornecimento, construção, instalação, pré-comissionamento, comissionamento e suporte à partida do pacote de dutos umbilicais, risers e linhas de fluxo (SURF), em profundidades de água entre 100 e 1.100 metros.
A Saipem também obteve um hub logístico principal no cais comercial do Porto Jules Sedney, ocupando uma área de 30.000 a 40.000 metros quadrados. Todos os tubos, equipamentos e contêineres padrão serão recebidos, processados e armazenados neste local antes de serem carregados em navios de abastecimento para transporte ao campo offshore. A empresa também utiliza a base de apoio offshore DORDT, em Paramaribo, para recebimento, armazenamento e gerenciamento de componentes estruturais submarinos pesados e manifolds.
A TotalEnergies atua como operadora do projeto GranMorgu, com participação de 40%, enquanto as parceiras APA Corp. e Staatsolie detêm 40% e 20%, respectivamente.
A Repsol assinou um Memorando de Entendimento (MoU) com a Petróleos de Venezuela (PDVSA) para explorar o potencial desenvolvimento da área Horcón, no sudeste do Lago Maracaibo. A área Horcón está localizada entre os campos Barúa e Motatán, este último já integrado ao portfólio da Repsol na Venezuela. O portfólio também inclui os campos produtores de petróleo Petroquiriquire e Petrocarabobo, além do ativo de gás Cardón IV. Durante a assinatura, as partes discutiram o progresso operacional dos ativos da Repsol no país e os planos de investimento para continuidade da exploração e crescimento. A Repsol mantém operações no país desde 1993.
A presidente do Suriname, Jennifer Simons, anunciou que a Petronas fez uma nova descoberta de gás no Bloco 52, offshore do Suriname. O bloco, localizado a cerca de 170 km ao norte da costa de Paramaribo, abrange uma área de 4.749 km². O diretor de operações da Petronas, Mohd Jukris Abdul Wahab, afirmou em uma conferência de energia que a empresa obteve oito descobertas exploratórias bem-sucedidas no país, desbloqueando mais de 1 bilhão de barris de óleo equivalente, enquanto avança em soluções de baixo carbono, opera com segurança e investe em pessoas, tecnologia e capacidades para gerar valor de longo prazo para o país.
A Occidental Petroleum adquiriu da ExxonMobil uma participação de 10% no bloco de exploração de águas profundas UD(1), offshore de Trinidad e Tobago. Antes da transação, o bloco era integralmente detido pela ExxonMobil; os detalhes financeiros não foram divulgados. A ExxonMobil obteve o bloco em agosto do ano passado. O UD(1) está localizado em profundidades de água entre 2.000 e 3.000 metros, próximo ao bloco Stabroek, na Guiana, que registrou mais de 30 descobertas desde 2015. O bloco está passando por levantamentos sísmicos, e o vice-presidente executivo da ExxonMobil afirmou que a aquisição de dados deve ser concluída até o final de julho, com a interpretação possivelmente finalizada até o final de 2026.
A Shell informou ter obtido "resultados exploratórios encorajadores" no poço Merlin-1X, offshore da Namíbia. A empresa, em parceria com a QatarEnergy e a NAMCOR, anunciou a perfuração bem-sucedida da camada Coniaciana, que até agora forneceu os resultados subsuperficiais mais favoráveis na Licença de Exploração de Petróleo (PEL) 0039. O poço Merlin-1x é o 10º perfurado na PEL 0039. A Shell afirmou estar considerando novas perfurações na licença no final de 2026.
A Murphy Oil Corp. anunciou a descoberta de petróleo no poço exploratório Bubale-1X, no Bloco CI-709, a cerca de 40 milhas da costa da Costa do Marfim. O poço foi perfurado até uma profundidade total de 20.548 pés, em lâmina d'água de 7.795 pés, encontrando 100 pés de espessura líquida de óleo em dois reservatórios. O CEO e presidente da Murphy Oil, Eric Hambly, afirmou que os resultados iniciais de Bubale consolidam as perspectivas exploratórias da empresa no bloco da Costa do Marfim. O Bubale-1X é o terceiro e último poço da campanha exploratória no país, e a empresa continuará a exploração, planejando perfurar um poço este ano para testar a extensão da descoberta. A Murphy Oil atua como operadora, com participação de 90%, enquanto a parceira Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire detém os 10% restantes.
A BP iniciou a produção de gás não associado (NAG) no campo de Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), próximo à costa do Azerbaijão, no Mar Cáspio. O anúncio marca a primeira produção comercial de gás do campo. O poço NAG foi perfurado a partir da plataforma existente West Chirag, permitindo produção antecipada e fornecendo dados importantes de reservatório e fluxo. De acordo com a BP, os recursos de NAG do ACG têm reservas recuperáveis estimadas em 4 trilhões de pés cúbicos, com potencial de até 6 trilhões de pés cúbicos. O poço visa dois reservatórios prioritários de NAG: o mais raso Qirmaki Upper Sand e o mais profundo Qirmaki Lower Sand, ambos abaixo dos reservatórios atuais de produção de petróleo. O gás e o condensado produzidos serão transportados através da infraestrutura existente do ACG até o terminal de Sangachal. O presidente regional da BP para Azerbaijão, Geórgia e Turquia, Gio Cristofoli, afirmou que o ACG inicia um novo capítulo após quase 30 anos de produção de petróleo, ainda com potencial para gerar valor para o país e seus investidores.
O Grupo MOL, da Hungria, juntamente com os parceiros Repsol e Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO), assinou um acordo de partilha de produção para uma área de exploração offshore no Mediterrâneo. O Grupo MOL e seus parceiros venceram a licitação para a licença de exploração do bloco offshore O7 no início deste ano. O bloco está localizado a cerca de 140 km a noroeste de Benghazi, abrangendo uma área superior a 10.300 km², com profundidades de água superiores a 1.500 metros. O acordo de exploração inclui a aquisição de 1.500 km de dados sísmicos 2D e 2.300 km² de dados 3D, além da perfuração de um poço exploratório. A Repsol atua como operadora, com participação de 40%, enquanto a TPAO e o Grupo MOL detêm 40% e 20%, respectivamente.
