Por Bojan Lepic – 24 de noviembre de 2021 (Rigzone)
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El proveedor de servicios de yacimientos petrolíferos Wood se ha asegurado una extensión con la firma energética noruega Equinor para entregar soluciones de mantenimiento en el campo Peregrino, ubicado frente a la costa de Río de Janeiro, Brasil.
Según el contrato, se realizarán trabajos de mantenimiento en las plataformas de boca de pozo y en la unidad flotante de almacenamiento y descarga de producción (FPSO).
Wood dijo que esta fue la tercera extensión de un año otorgada al equipo, con el contrato asegurado inicialmente en 2015 como un compromiso de cuatro años con cuatro opciones adicionales de un año para extender.
El equipo central de la compañía, que consta de aproximadamente 140 personas, continuará brindando soluciones de mantenimiento para optimizar los activos. A medida que Wood ejecute el próximo gran proyecto de mejora de las condiciones técnicas de Equinor en los activos de Peregrino, se movilizarán 500 personas adicionales para el equipo.
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“Este último respaldo es testimonio de la sólida relación que hemos construido con Equinor, habiendo trabajado con el cliente desde 2009. Esta extensión de contrato solidifica nuestra posición en la región, demostrando las capacidades comprobadas de Wood en la entrega de soluciones energéticas a Brasil”, Paul Leonard, Wood’s Presidente de Operaciones en las Américas, dijo.
“Estamos bien posicionados para ampliar nuestro trabajo con Equinor en los próximos años, ya que continúan invirtiendo fuertemente en Brasil, con nuevos desarrollos. También estamos comprometidos a alinearnos con ellos en su búsqueda de fuentes de energía alternativas, como la solar y la eólica, mientras navegamos juntos por la transición energética hacia emisiones netas de carbono cero ”, agregó.
El campo petrolífero de Peregrino es la operación internacional más grande de Equinor fuera de Noruega. El campo está ubicado en las licencias BM-C-7 y BM-C-47, aproximadamente a 52 millas de la costa de Brasil, en la Cuenca de Campos, en profundidades de agua de 330 pies. Se espera que la segunda fase se desarrolle a un costo de $ 3 mil millones y comience la producción en 2022.
La Fase Dos implica la adición de una tercera plataforma de boca de pozo fija al campo, extendiendo su principal vida productiva y agregando 250-300 millones de barriles en reservas recuperables.
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