De acordo com pt.wedoany.com-A Equinor, em parceria com seus sócios, obteve uma descoberta de petróleo e gás na prospecção Skrugard North Tubåen, no Mar de Barents. O poço, o 17º na licença de produção 532, está localizado a 6 km ao norte do poço de descoberta 7220/8-1 do campo Johan Castberg e a 240 km a noroeste de Hammerfest, com recursos recuperáveis estimados entre 1,2 e 1,7 milhão de metros cúbicos padrão de óleo equivalente. A operação foi concluída pela sonda semissubmersível para ambientes severos Transocean Enabler, com o poço perfurado sob o número 7220/5-EC-2 H. A Equinor atua como operadora, com os parceiros Vår Energi e Petoro.
A Saipem recebeu um contrato de perfuração offshore da Eni Côte d'Ivoire Ltd, no valor de 260 milhões de dólares. A Saipem mobilizará o navio-sonda Santorini para operações de perfuração de desenvolvimento de longo prazo ao largo da Costa do Marfim, com início previsto para o início de 2027. O Santorini é um navio-sonda de sétima geração, capaz de operar em profundidades de água de até 12.000 pés. Segundo a Saipem, o contrato inclui opções para períodos adicionais de trabalho e a possibilidade de mobilização da sonda para países vizinhos.
A ADNOC alcançou a Decisão Final de Investimento (FID) para o projeto de desenvolvimento de gás offshore do capeamento de gás de Umm Shaif, no valor de 6,2 bilhões de dólares. Umm Shaif é o campo offshore em produção há mais tempo no país, tendo iniciado a produção em 1962. A ADNOC estima que o novo desenvolvimento fornecerá mais de 600 milhões de pés cúbicos padrão por dia de gás natural do capeamento de gás que cobre a camada de petróleo do campo, ao mesmo tempo em que maximiza a recuperação de condensado. O escopo do projeto inclui a construção de pelo menos duas novas plataformas de poços de produção de gás (GP-1 e GP-2) e uma plataforma de poços de injeção de gás; uma grande nova instalação offshore equipada com conjuntos de compressores de gás úmido, conectada à plataforma existente do Complexo Integrado de Desenvolvimento de Gás Offshore-Habshan por uma nova ponte; instalações de separação e processamento, infraestrutura submarina, sistema de coleta de gás e adaptações brownfield das plataformas existentes; dutos e cabos submarinos para coleta de petróleo e gás, com o gás rico desidratado sendo transportado através do sistema existente de gasoduto principal/gasoduto intercampos para a Ilha de Das; e uma nova unidade de processamento de condensado na Ilha de Das, com as conexões relacionadas. A ADNOC atua como operadora com participação de 60%, com parceiros incluindo TotalEnergies (20%), Eni (10%) e China National Petroleum Corporation (10%).
A Basra Oil Company concedeu à Halliburton um contrato para fornecer serviços integrados de gestão de campos e gerenciamento de engenharia, aquisição e construção para o desenvolvimento dos campos de petróleo e gás Bin Umar e Sindbad, no sul do Iraque. A Halliburton utilizará seu portfólio de software Landmark, conectando avaliação de subsuperfície, planejamento de perfuração, operações de produção e planejamento de negócios. A Basra espera que o campo Bin Umar produza cerca de 150.000 barris de petróleo por dia e 300 milhões de pés cúbicos padrão por dia de gás associado durante a primeira fase de desenvolvimento de 5 anos.
A Equinor celebrou um acordo com a Transocean (condicionado à aprovação da licença) para afretar três plataformas semissubmersíveis Cat D, projetadas para operação durante todo o ano na plataforma continental norueguesa, em um acordo no valor de 1 bilhão de dólares. A Equinor mobilizará a Enabler (3 anos), a Encourage (2 anos) e a Endurance (2 anos). A empresa norueguesa afirmou que a aquisição dessas plataformas ajudará a cumprir seu plano de produção até 2035. A Enabler e a Encourage iniciarão as operações no primeiro trimestre de 2028, com a Endurance programada para começar no segundo trimestre de 2027.
"Nossa ambição para a plataforma continental norueguesa é produzir 1,3 milhão de barris de óleo equivalente por dia até 2035, com cerca de 70% dessa produção proveniente de novos poços", afirmou Rune Nedregaard, vice-presidente sênior de Perfuração da Equinor.
A Eni anunciou que o projeto de compressão Sabratha iniciou com sucesso a produção de petróleo e gás. O projeto offshore visa manter e aumentar a produção de gás natural do campo Bahr Essalam, localizado a cerca de 100 km da costa da Líbia. Para aumentar a produção, um módulo de compressão de 1.600 toneladas, equipado com novos compressores, foi instalado na plataforma Sabratha, elevando a capacidade total de compressão para aproximadamente 440 milhões de pés cúbicos padrão por dia. Como o campo Bahr Essalam já está em declínio natural, espera-se que o novo módulo aumente a produção anual de gás em cerca de 800 milhões de metros cúbicos, juntamente com condensado associado. A Eni está desenvolvendo o projeto de compressão Sabratha em conjunto com a Mellitah Oil & Gas, uma joint venture com a National Oil Corporation da Líbia.
O relatório do segundo trimestre de 2026 da Santos apresentou o progresso de seus projetos de desenvolvimento Barossa e Pikka. No campo de gás Barossa, localizado a 280 km ao norte-noroeste de Darwin, a produção atingiu 97% da capacidade planejada, com duas cargas do projeto embarcadas em intervalos de 8 dias perto do final do trimestre.
A empresa informou ainda que a Fase 1 do projeto Pikka está avançando em direção à produção estável. Os primeiros poços de produção foram colocados em operação, produzindo cerca de 23.000 barris de produção total por dia. Espera-se que poços de produção adicionais e o sistema de injeção de água, que fornecerá suporte de pressão ao reservatório, entrem em operação nas próximas semanas. O projeto permanece no caminho certo para atingir a produção total estável alvo de aproximadamente 80.000 barris por dia no terceiro trimestre de 2026, com as primeiras receitas de vendas esperadas em agosto.
A Saipem anunciou a conclusão das operações de instalação offshore da plataforma de produção do projeto de desenvolvimento de gás Neptun Deep, utilizando o Saipem 7000, um dos maiores navios de elevação do mundo. Segundo a empresa, o projeto, localizado no setor romeno do Mar Negro, é o maior projeto offshore de gás atualmente em andamento na União Europeia. A plataforma, totalmente automatizada e projetada para operação remota, transportará o gás processado através de um gasoduto submarino de 160 km que será instalado pela frota da Saipem.
A Saipem recebeu o contrato em 2023, com escopo incluindo engenharia, aquisição, construção e instalação da plataforma de produção de gás, engenharia submarina para os campos Domino e Pelican, e a instalação de um gasoduto submarino de 160 km e 30 polegadas, juntamente com um cabo de fibra óptica, conectando a plataforma à costa romena. A operadora OMV Petrom espera alcançar a primeira produção de gás em 2027 e estima que Neptun Deep contenha cerca de 100 bilhões de metros cúbicos de gás recuperável. A Neptun Deep é operada pela OMV Petrom (50%) em parceria com a Romgaz (50%).
