El onshore de Brasil acaba de ganar tres nuevos campos de petróleo comerciales.

La Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) publicó la declaración de comercialidad de tres campos onshore más en Brasil

Esta semana, tres campos de petróleo onshore fueron declarados comerciales por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), son ellos el Río Mariricu y Garça Branca, en la Cuenca del Espíritu Santo; e Itaparica, en la Cuenca del Recôncavo. A servicio de Petrobras, SBM contrata para vacantes offshore en los FPSO’s Capixaba, Ciudad de Saquarema y Ciudad De Maricá

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El campo de Mariricu es operado por Ubuntu Ingeniería y Servicios y forma parte del bloque RM_AM4. Ya el campo de Garça Branca, en el bloque GB_AM4, es de propiedad de Petromais Exploración y Producción. Por último, Itaparica (bloque I_AM4) es controlado por el consorcio formado por Newo Óleo y Gas y NTF Óleo y Gas. Todas las áreas fueron adjudicadas durante la 4ª Ronda de Acumulaciones Marginales, en 2017.

La Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles declaró la comercialidad de otros dos campos la semana pasada, son ellos: Paramirim do Vencimento, en la Cuenca del Recôncavo; y Urutau, en la Cuenca de Potiguar.

Petrobras concreta la venta de 27 campos de petróleo en ES a Karavan O&G y Seacrest Capital por 155 millones de dólares

Después de que Petrobras anunciara que puso a la venta 26 campos de petróleo terrestres y en aguas poco profundas, además de la Refinería Clara Camarão en RN, la estatal informó anoche en un hecho relevante, que firmó con Karavan SPE el contrato de venta de la totalidad de su participación en 27 campos terrestres de exploración y producción, ubicados en Espírito Santo.

Los 27 campos de petróleo pertenecen al Polo Cricaré. Karavan O&G tendrá 51%, mientras que la empresa Seacrest Capital tendrá el restante 49%.

La Petrobras informa que el valor de la venta es de US$ 155 millones, siendo (a) US$ 11 millones pagados en la presente fecha; (b) US$ 26 millones en el cierre de la transacción y (c) US$ 118 millones en pagos contingentes previstos en contrato. Los valores no consideran los ajustes devidos y el cierre de la transacción está sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes, tales como la aprobación por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles.