Dinheiro Novo, Achados e Início de Campo

Valor acrescentado: a Pandion Energy, sediada na Noruega, participa no projeto Duva. (Imagem: Pandion Energy)

O governo da Noruega ganhará cerca de 265 bilhões de coroas norueguesas (US $ 30 bilhões) em tributação e assumirá participações em seus campos de petróleo e gás em 2019, e a produção norueguesa está em ascensão. Em contraste, a Grã-Bretanha em 2019 vai ganhar cerca de 1,1 bilhão de libras esterlinas (US $ 1,34 bilhão), diz o Escritório de Responsabilidade Orçamentária do Reino Unido. A natureza do novo investimento offshore, no entanto, é um bom augúrio para maiores contagens de projetos e ganhos em todo o Mar do Norte.

A plataforma continental norueguesa (NCS) e a plataforma continental do Reino Unido (UKCS) estão sendo impulsionadas pelos preços mais altos das commodities. Ambos possuem regimes fiscais estáveis. Ambas estão vendo novos projetos, e ambos os swaps de ativos estão de volta, já que as grandes empresas racionalizam as apostas de campo.

Agora, também, tanto a capital privada quanto a norueguesa estão em movimento, formando alianças de compra de ativos em todo o Mar do Norte. Emparelhamentos pesados recém-criados estão aumentando as contagens de projetos.

Enquanto Equinor ainda está alimentando a recuperação da Noruega, uma série de novos jogadores e novos independentes estão assumindo participações: Wintershall Dea e Capricorn (em Nova); Netuno (em Duva, Noruega e Gaivota, Reino Unido); PGNiG (King Lear e Tommeliten Alpha). Os recém-chegados mais antigos Lundin, OMV e Idemitsu estão, enquanto isso, liderando incursões no desenvolvimento de alta recompensa, com novas construções e conexões com infra-estrutura mais antiga.

Como na mais recente rodada de licenciamento do Reino Unido, os mais recentes prêmios de acreagem da Noruega registraram um recorde de 83 licenças de produção oferecidas a 33 empresas. Prêmios em áreas (maduras) ofereceram operadores de 90 blocos - cinco no Mar do Norte, 37 no Mar da Noruega e 48 no Mar de Barents - com um prazo de agosto de 2019.

Interesse geral: a oferta de área de concessão da Licensing Round do Reino Unido (Image: UK Oil & Gas Authority)

Oslo vê os investimentos no exterior da Noruega "aumentando nos próximos anos". Apenas um feitiço de poços secos este ano e taxas de dia baixas para plataformas e embarcações offshore estão diminuindo o clima. Até o momento, a contagem do poço em 2019 chegou a 25 (53 em 2018).

Os projetos que receberam a aprovação real até agora só aumentaram para 20 no final de 2018. Dos 80 campos em produção no final de 2018, 64 estavam no Mar do Norte, 17 no Mar da Noruega e dois no Barents.

As apostas em campo da operadora ExxonMobil - agora à venda - parecem destinadas a dar um impulso a uma das maiores operadoras da Noruega. A candidata à Buyup, a Aker BP, anunciou recentemente uma nova e grande descoberta no campo de Noaka, onde se acredita que até 200 milhões de barris de óleo equivalente (MMboe) estão no local.

A história real na Noruega está no bilhão de boe que está em 15 projetos nomeados em vários estágios de desenvolvimento - e em cerca de 30 descobertas nos últimos três anos. Além disso, o valor na Noruega, como no Reino Unido, também gira em torno de novas oportunidades de criação de dinheiro a partir de infra-estrutura mais antiga.

Os dois Johans
Dominando o cenário offshore norueguês está o campo de Johan Sverdrup no Mar do Norte, com seus planejados 660.000 barris por dia (bpd) de petróleo. Um quarto do tamanho de Svedrup é Johan Castberg no Mar de Barents.

A Sverdrup Fase II de 42 bilhões de coroas norueguesas (US $ 4,7 bilhões) (aprovada em maio de 2019) ainda está rendendo contratos, o corte de aço está adiantado no estaleiro de fabricação da empreiteira Aibel, no oeste da Noruega. Fase II significa cinco novos modelos submarinos para 18 poços de produção e injeção de água, embora um centro de energia de 200 megawatts ligado à costa esteja planejado em Sverdrup para uma área de campos que inclui Edvard Grieg, Ivar Aasen e Gina Krog. A Fase 2 também é uma nova plataforma de processo e conexões de ponte para a plataforma de elevação da Fase 1.

Com 650 milhões de boe, Castberg é o maior projeto de campo petrolífero no Mar de Barents e provavelmente ficará confinado a uma unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento offshore (FPSO) que fornece óleo por navio-tanque aliviador. Ele está programado para o primeiro óleo até o final do ano de 2022. O FPSO Castberg irá produzir cata-vento, uma vez que produz de 30 poços em 10 modelos submarinos que também tocarão em dois satélites. A SBM Offshore construirá a torre de produção de Castberg, e a Dubai Drydocks construirá o sistema de ancoragem que ancorará em 370 metros de água, além de abordar as aquisições relacionadas à construção.

200.000 mais barris: Johan Svedrup Subsea Fase 2 (Imagem: Equinor)

Redesenvolvimento
Em março de 2019, a Noruega oficialmente deu o aval para fechar a plataforma Gullfaks C no Mar do Norte (como infraestrutura). Tinha, um mês antes, aprovado a extensão de vida do FPSO Norne, estendendo, por padrão, os campos de Norne, Urd e Skuld no Mar da Noruega.

Em junho, um plano para levantar mais 17 MMboe do campo de Gullfaks recebeu a aprovação real, quatro anos depois de sua Fase 1 ter sido aprovada. Um dos maiores campos de petróleo e gás da Noruega, suas três plataformas estavam programadas para serem fechadas. Um plano de 2,2 bilhões de coroas norueguesas (US $ 247 milhões) manterá a área de Gullfaks produzindo até 2030 abaixo de seu teto de giz das ilhas Shetland.

Em julho, a ConocoPhillips apresentou um plano para reconstruir o nordeste do Mar do Norte Tor II, a nordeste de Ekofisk, com o objetivo de extrair 60 milhões de barris por 6 bilhões de coroas norueguesas (US $ 673 milhões). Dois modelos submarinos produzirão um novo pipeline de 14 quilômetros para as plataformas históricas do Ekofisk para processamento.

Julho também trouxe aprovação para a estação Vigdis Boosting de NOK 1,4 bilhão (US $ 157 milhões), onde outra das impressionantes bombas submarinas da Noruega renderá 11 MMbbls de recuperação oportuna de petróleo (IOR) de sete modelos submarinos que produzem para o campo Snorre operado pela Equinor. Este campo de 22 anos de idade está em tendência para a Noruega, onde “fast track” e IOR cada vez mais implicam em “extensão de vida” a pedido de Oslo. As plataformas Snorre A e B e seus tubos de infield serão modificados para Vigdis e um novo cabo de força conectado a Snorre B.

Novas descobertas, novos projetos
No decorrer de julho, os parlamentares aprovaram o plano da Lundin Noruega para o desenvolvimento de Solveig (quatro meses após a submissão) - um empate submarino de 6,5 bilhões de coroas norueguesas (US $ 730 milhões) para a plataforma Grieg que visa atingir 60 MMboe por meio de três produtores e um injetor de água até 2021 Ao todo, sete poços satélites precisarão ser perfurados.

Já a base de fabricação e spool da TechnipFMC em Orkanger e sua ferramenta de aluguel e base submarina em Bergen são marcadas para trabalhar no tieback da Solveig. Outros incluem ASCO e Rosenberg Worley. A TechnipFMC em Oslo e Kongsberg cuidará da execução do projeto submarino.

Lundin, por sua vez, fez uma "extração experimental" de um velho poço de avaliação da formação de rocha de granito fraturada Rolvsnes. Entende-se que a produção desta espécie compacta foi a primeira para o NCS e poderia abrir novas áreas.

Rolvsnes, como Solveig, parecem estender o campo Grieg no Mar do Norte em cerca de 4 quilômetros a noroeste. Uma vez que se acreditava ter cerca de 320 MMboe, a perfuração em granito rendeu o que poderia ser outro 18 MMboe.

Tieback: conceito Solveig da Lundin Noruega (Imagem: Lundin Petroleum)

Modelos operacionais
Em fevereiro, a Neptune Energy - uma empresa que busca ativamente a ajuda da cadeia de suprimentos submarina do Reino Unido - obteve aprovação real para projetos de NOK 10 bilhões nos projetos Duva e P1 na área de campo de Gjoea. Cerca de 54.000 boepd são o objetivo, em suma.

Em tendência para a Noruega, a Duva verá uma plataforma existente produzir para um modelo submarino de três poços. Idem para Gjoa P1: um modelo de três poços. O final do ano de 2020 deve ver o primeiro petróleo (ou gás, cheque) para esses projetos paralelos a 12 quilômetros da plataforma de Gjoa no Mar do Norte.

O operador Netuno lidera os parceiros Idemitsu e Pandion Energy (a comprada Tullow Oil Norway, apoiada pelo parceiro de capital privado Kerogen Capital) e a Wellesley Petroleum em um campo que levou 30 anos para encontrar uma estratégia de drenagem para (P1).

Uma saída de gás
Estimulando o investimento em gás estão a crença norueguesa e o apoio à ainda pouco desenvolvida província do gás do mar da Noruega e sua infraestrutura associada.

O novo oleoduto Polarled e as usinas de Nyhamna trarão o gás do norte da recém aberta usina de gás Aasta Hansted - agora tentadoramente próxima dos depósitos do Ártico - sul para linhas de exportação - especialmente um ramal recentemente acordado para a produção de gás norueguesa na Dinamarca e no Báltico. Estados através do tubo báltico. A idéia estimulou os poloneses, e a PGiNG tem estado ativa na compra de participações no campo.

O Báltico, no entanto, expõe a resistência dinamarquesa a “terrenos ambientais” à linha tronco russa-alemã Nord Stream II.

O Reino Unido
O investidor norueguês de private equity, HiTec Vision, em joint venture com a Petrogas, está comprando a participação majoritária francesa da Total em 10 campos no Reino Unido no Mar do Norte por US $ 635 milhões. A notícia é quase tão significativa quanto a descoberta da maior descoberta de gás do Reino Unido em uma década na CNOOC e a Total's Glengorm, uma gigante de 250 milhões de boinas.

Assim como a venda pela ExxonMobil das participações em noruegueses (e a venda de ativos da ConocoPhillips no Reino Unido em abril), o total de reservas da Total no Reino Unido é considerável. O pacto HiTec significa que o campo Golden Eagle da operadora chinesa CNOOC, com seus 13.000 bpd, tem novos proprietários Omani-noruegueses. Wood Mackenzie sugere que várias oportunidades de descomissionamento também podem se tornar projetos de extensão de vida e modificações sob esses novos proprietários. Total, enquanto isso, é visto continuando em Elgin-Franklin, Laggan-Tormore e Culzean.

Petrogas, Wood Mackenzie ressalta, “é o braço upstream da MB Holdings, uma empresa familiar de Oman especializada em serviços de perfuração e campos petrolíferos… ao lado da exploração e produção de petróleo e gás.” Especialista da Wood Mackenzie no Oriente Médio diz que o foco da Petrogas é maduro , produzindo ativos. A HitecVision, que tem participação na norueguesa Vår Energi com a Eni, já possui participações no exterior por meio de ações da Verus Petroleum.

Enquanto isso, o projeto da plataforma de cabeça de poço Jackdaw de alta pressão e alta pressão da Shell no Mar do Norte ainda está em andamento e atraindo quem é quem é dos pesos-pesados da engenharia. É importante ressaltar que a Equinor após a última rodada de licenciamento foi estabelecida recentemente no oeste de Shetland e no Moray Firth, enquanto ainda procurava os fornecedores Mariner e Rosebank (FPSO).

Além da dúzia de tiebacks submarinos “fast tracking” no offshore offshore da Noruega, havia 10 planos de desenvolvimento apresentados em 2017 e 2018 (incluindo o Sverdrup). Nomes como Troll Fase 3, Nova, Utgard, Dvalion, Byrding, Trestakk, Oda, Njord, Bauge e Ekofisk 2/4 VC contribuem para um número crescente de projetos na Noruega.

Oslo também está investindo 27 bilhões de coroas norueguesas (US $ 3 bilhões) em suas participações diretas e também absorvendo 57 bilhões de coroas norueguesas (US $ 6,4 bilhões) em despesas de parceiros, num total de 105,9 bilhões de coroas norueguesas (US $ 11,9 bilhões).