Connect with us

ACTUALITE

Afrique du Sud : Africa Oil devient opérateur d’un bloc offshore

Published

on

Afrique du Sud : Africa Oil devient opérateur d'un bloc offshore

Azinam Limited, la société d’exploration pétrolière et gazière soutenue par Seacrest Capital, a achevé une ferme sur une participation de 20 pour cent dans le bloc 3B / 4B Orange Basin, au large de l’Afrique du Sud, à Africa Oil.

Azinam a déclaré jeudi que le gouvernement de l’Afrique du Sud avait approuvé le farm-in 3B4B annoncé en juillet 2019 .

Selon les termes de la transaction, Africa Oil a acquis une participation de 20% dans le bloc 3B / 4B au large de l’Afrique du Sud. Africa Oil deviendra l’opérateur de la licence pour le compte des partenaires de la coentreprise.

Azinam a conservé une participation de 20% après l’achèvement tandis que le partenaire restant Ricocure a conservé sa participation de 60%.

Le bloc 3B / 4B est situé dans le bassin profond de Mid-Orange en Afrique du Sud, s’étendant d’environ 120 à 250 kilomètres au large.

Le bloc couvre une superficie de 17 581 kilomètres carrés et se trouve dans des profondeurs d’eau allant de 300 à 2 500 mètres. Azinam et Africa Oil disposent de données sismiques 3D couvrant 10 020 kilomètres carrés de la licence. Ces données ont identifié un certain nombre de prospects et de pistes dans une variété de types de jeux, similaires à ceux ciblés par les majors pétrolières dans les blocs adjacents et voisins.

Au cours de la période de licence initiale de trois ans, les trois partenaires effectueront un examen régional du sous-sol des données sismiques, géologiques et d’ingénierie existantes et pourraient retraiter des parties des données 3D existantes afin de valoriser les perspectives d’exploration sur le bloc.

Azinam a également terminé le regroupement vers le bloc côtier 3B / 4B. Aux termes de la transaction, Ricocure conserve une participation de 49%, tandis qu’Azinam assume une participation de 51% et assume le rôle d’opérateur.

Pour rappel, Azinam a acquis une participation de 40% dans le bloc 3B / 4B de Ricocure en mai 2019 . À l’époque, Ricocure conservait une participation de 60% dans le bloc offshore, tandis qu’Azinam a également repris l’exploitation.

Daniel McKeown , directeur général d’Azinam, a déclaré: «Azinam est ravi de conclure cette transaction avec Africa Oil et les souhaite la bienvenue au partenariat Block 3B / 4B et en tant que détenteur direct de licence en Afrique du Sud. Le partenariat avec Africa Oil […] apporte des ressources supplémentaires, une expérience complémentaire et une expertise technique au programme d’exploration de la période initiale du bloc.

«2020 est une autre année passionnante au large de l’Afrique du Sud avec à la fois le forage à haut potentiel dans 11B / 12B au large de la côte sud de l’Afrique du Sud et au moins un, et peut-être deux, puits dans le bassin d’Orange […]. Les puits à couche ouest seront forés au large de la Namibie, cependant, leur proximité de la frontière maritime signifie que ces puits potentiellement ouvrants fourniront des informations précieuses sur le bassin orange d’Afrique du Sud, y compris 3B / 4B.

«La découverte de gisements commerciaux de pétrole et de gaz au large de la Namibie et de l’Afrique du Sud dans les années à venir aurait un impact profond sur les économies de nos hôtes, fournirait des revenus supplémentaires, des emplois, sécuriserait des sources d’énergie pour soutenir l’industrie et les entreprises et offrirait une alternative au charbon comme une source d’énergie primaire. « 

ACTUALITE

Le Sénégal… dans la course au gaz naturel liquéfié (GNL)

Published

on

By

Le Sénégal... dans la course au gaz naturel liquéfié (GNL)

Le Sénégal, où des hydrocarbures ont été découverts en 1961, s’attend à ce que tous ses projets offshore deviennent opérationnels d’ici 2022 à 2026

Lorsqu’il est question de zones gazières émergentes, tous les regards se tournent vers la côte de l’Afrique de l’Est et notamment vers le Mozambique, mais cela pourrait bien changer sous peu. Si le Sénégal ne compte pas, pour le moment, parmi les principaux producteurs de pétrole et de gaz du continent, le pays prévoit de les rejoindre dans les années à venir. À la suite de découvertes notables en eau profonde, la nation d’Afrique de l’Ouest devrait devenir au cours de la prochaine décennie une zone névralgique pour les clusters de GNL à coût relativement faible.

Selon le Fonds monétaire international, entre 2014 et 2017, des réserves pétrolières et gazières s’élevant à plus d’un milliard de barils de pétrole et à environ 1 100 milliards de m3 de gaz ont été découvertes – à partager avec la Mauritanie. Actuellement, deux vastes gisements sont en cours de développement : le champ Sangomar confié à la société australienne Woodside Energy, et le projet Greater Tortue Ahmeyim développé par la co-entreprise BP/Kosmos Energy.

La Tortue avance à toute allure

BP a pris sa décision finale d’investissement (FID) dans le cadre du plan FLNG Mauritanie-Sénégal, à la fin de l’an dernier. Le projet Greater Tortue Ahmeyim LNG fournira environ 2,5 millions de tonnes de gaz par an à partir de 2022. Des plans d’expansion sont prêts concernant un hub gazier à Yakaar-Teranga et un autre à Birallah. Le puits Orca, qui devrait être inauguré en octobre, devrait soutenir le hub de Birallah et la première phase fournira du gaz domestique et des données aux producteurs. Le Sénégal a lancé un plan de développement en 2014 et, selon la société Kosmos Energy, il devrait être soutenu par ces gisements gaziers offshore.

En septembre, Kosmos Energy et son partenaire BP ont confirmé que le puits d’évaluation Yakaar-2 avait rencontré environ 30 mètres de gaz net d’une qualité élevée similaire à celle du réservoir cénomanien du puits d’évaluation Yakaar-1, en continuité avec le taux de 100% de réussite des puits gaziers ciblant la tendance gazière onshore de la Mauritanie/Sénégal.

Selon Kosmos Energy, les résultats du puits prouvent que la base de ressources Yakaar-Teranga est de taille mondiale et pourrait soutenir un projet GNL qui fournirait des volumes significatifs de gaz naturel pour le marché domestique et pour les marchés d’exportation. Le développement du champ Yakaar-Teranga devrait se faire par étapes, la phase 1 fournissant du gaz domestique et des données qui permettront d’optimiser le développement des étapes suivantes. Il soutiendra également le « Plan Sénégal Émergent » lancé par le Président du Sénégal en 2014. Kosmos Energy a déclaré avoir l’intention de vendre sa participation dans le projet. La société cherche à différer ses coûts de développement pour se concentrer sur son expertise dans l’exploration.

Champ pétrolier en eau profonde Sangomar

Le champ pétrolier en eau profonde Sangomar est situé dans les blocs d’exploration Rufisque, Sangomar et Sangomar Deep, qui couvrent ensemble une zone de 7 490 km² dans la partie sénégalaise du bassin MSGBC. Il s’agit de l’un des champs pétroliers les plus vastes découverts au cours de la dernière décennie ; son développement a été confié à une joint-venture entre Cairn Energy (40%), Woodside Energy (35%), FAR (15%) et Petrosen (10%), Woodside Energy étant l’opérateur du projet.

Lors du forage des premiers puits en eau profonde au large du Sénégal en 2014, Cairn Energy a fait deux découvertes en bordure de bassin, dont le champ SNE, la plus grande découverte mondiale de pétrole en 2014. Depuis lors, la région a évolué, de bassin frontalier à zone pétrolière émergente, attirant ainsi l’attention de l’industrie mondiale. L’année dernière, des progrès importants ont été accomplis dans son développement, un certain nombre de jalons clés ayant été atteints. Woodside assume le rôle d’opérateur et la coentreprise cible une décision d’investissement finale au second semestre 2019, en vue d’une première extraction de pétrole en 2022.

Il est prévu que le champ soit développé au moyen d’un système de navires de stockage FPSO (Floating Production Storage Offloading) d’une capacité d’environ 100 000 barils/jour, avec 23 puits sous-marins et une infrastructure sous-marine de soutien. L’ensemble sera conçu de manière à permettre l’exécution des étapes ultérieures de développement du champ Sangomar, et comprendra des options d’exportation du gaz vers la côte et de futurs raccordements sous-marins à partir d’autres réservoirs et champs.

Au début de l’année, les bases techniques du projet ont reçu une approbation de principe et l’extension de la licence couvrant la zone de développement a été confirmée, de manière à permettre la conclusion du FEED et la finalisation des activités de financement en 2019 avant l’octroi de la licence d’exploitation.

« La région a maintenant évolué, passant du statut de zone frontière à celui d’opportunité émergente d’hydrocarbures, ce qui attire l’attention de l’industrie mondiale, a déclaré Eric Hathon, directeur de l’exploration chez Cairn Energy. Au cours des trois dernières années, nous avons mis en œuvre trois programmes de forage sûrs et fructueux et jeté les bases d’un plan de développement en plusieurs phases. »

« Nous sommes déterminés à apporter au Sénégal des avantages sociaux-économiques, notamment la sécurité énergétique, des revenus, des emplois, le développement d’infrastructures et des investissements sociaux », a-t-il poursuivi. « Cairn Energy est convaincue que la découverte et le développement d’une production pétrolière durable profiteront largement à l’économie nationale et à la population locale. »

Cycle d’octroi de licences

Fort de ces succès, le Sénégal avait annoncé le lancement d’un deuxième cycle d’octroi de licences pour la fin octobre mais, en raison de problèmes politiques internes, celui-ci a été reporté jusqu’à la première journée de la conférence de l’Africa Oil Week au Cap. Le nouveau cycle d’octroi de licences, qui sera ouvert pendant six mois, a pour but de trouver des développeurs pour dix à douze champs offshore. La manifestation de cette année au Cap sera une excellente occasion d’en savoir davantage sur le Sénégal et sur les opportunités du prochain cycle d’octroi de licences. M. Mouhamadou Makhtar Cissé, ministre du Pétrole et de l’Énergie du Sénégal et M. Joseph Medou, directeur E&P Petrosen, feront partie des orateurs de l’événement.

Continue Reading

ACTUALITE

Égypte : Vantage Drilling pour former la main-d’œuvre locale

Published

on

By

Égypte : Vantage Drilling pour former la main-d'œuvre locale

Vantage Drilling a signé un accord en Égypte pour former la main-d’œuvre locale dans le domaine du forage offshore.

Un protocole d’accord a été signé par Ihab Toma, PDG de Vantage Drilling, Osama El Bakly, président d’Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS) et Eng Osama Kamel, président et directeur général d’Egyptian Drilling Company – EDC.

« Le protocole d’accord s’appuie sur notre engagement commun de former et de développer du personnel égyptien qualifié en ce qui concerne les opérations et la gestion des plates-formes de forage en eau ultra profonde en Égypte », a déclaré Vantage dans un communiqué jeudi.

Le protocole d’accord a été signé en présence de Tarek El-Molla, ministre égyptien du Pétrole.

Selon le rapport actuel sur l’état de la flotte de Vantage, la société ne possède pas de plates-formes de forage actives dans les eaux égyptiennes, car le navire de forage Tungsten Explorer a conclu son contrat avec Petrobel en Égypte au quatrième trimestre 2019.

Continue Reading

ACTUALITE

Nigeria : La production pétrolière pourrait chuter de 35% sans réformes

Published

on

By

Nigeria : La production pétrolière pourrait chuter de 35% sans réformes

L’augmentation des coûts et l’incertitude dans le secteur énergétique crucial du Nigéria pourraient entraîner une baisse de 35% de la production pétrolière sur 10 ans, les entreprises retardant les investissements dans les principaux champs pétroliers, a déclaré le consultant Wood Mackenzie dans de nouvelles recherches qui doivent être publiées vendredi. 

Dans des conclusions partagées exclusivement avec Reuters, la société a averti que trois champs offshore profond, qui généreraient 2,7 milliards de dollars par an pour le gouvernement au pic de production, devraient être retardés car les entreprises investissent dans des régions à des conditions meilleures et plus claires. 

« Le Nigeria va entrer dans une baisse assez forte de sa production », a déclaré Lennert Koch, analyste principal de l’Afrique subsaharienne en amont avec Wood Mackenzie. « Afin de maintenir son chiffre d’affaires … il doit développer des domaines supplémentaires. » 

Sans les trois champs, Koch a déclaré que la production nigériane chuterait de 35% d’ici une décennie. Le Nigéria est le plus grand exportateur de pétrole d’Afrique, avec une production de près de 2 millions de barils par jour (b / j), mais il a besoin d’investissements continus pour maintenir sa production car les champs diminuent naturellement. 

Le pétrole représente 90% des recettes en devises du Nigéria. Wood Mackenzie a retardé de deux ans ses projets de démarrage pour les projets en eau profonde Bonga Southwest Aparo, exploités par Shell et Preowei, exploités par Total, et pour Owowo d’ExxonMobil de quatre ans jusqu’en 2029. Total a déclaré que Preowei était à l’étude avec une décision finale d’investissement prévue pour 2020 ou un an plus tard. 

Exxon n’a pas immédiatement répondu à une demande de commentaire, tandis que Shell a refusé de commenter immédiatement. Ensemble, les champs en eau profonde contiennent environ 1,5 milliard de barils de pétrole et pourraient ajouter 300 000 b / j de pétrole. Wood Mackenzie a cité les modifications des lois fiscales et des redevances et l’incertitude sur la réforme pétrolière comme les principales raisons des retards, même si elle a également estimé que les trois projets ne sont « pas économiquement viables » dans les conditions actuelles et avec du pétrole de moins de 60 $ le baril. 

En novembre, le Nigéria a augmenté sa part des revenus du pétrole en eau profonde dans le but d’ajouter quelque 1,5 milliard de dollars aux coffres en deux ans, et le mois dernier a promulgué une loi de finances augmentant le taux de TVA de 5% à 7,5%. Koch a déclaré que les entreprises se méfient également de savoir si les conditions de développement vont changer, car le gouvernement a promis d’adopter un projet de loi révisant le secteur pétrolier cette année mais n’a pas encore dévoilé de détails. 

Les projets pétroliers offshore sont coûteux et prennent du temps mais sont essentiels pour stimuler la production du Nigeria. Sa production en eau profonde est passée de rien au début du siècle à 780 000 b / j en 2019. « Ce sont toujours des ressources de classe mondiale », a déclaré Koch. 

« Ce qui rend certaines des autres régions plus attrayantes, ce sont juste des rendements plus élevés (issus de) des coûts inférieurs et moins d’incertitude réglementaire. » 

(Reportage supplémentaire de Bate Felix à Paris; montage par Kirsten Donovan)

Continue Reading

Tendance

Translate »
%d blogueurs aiment cette page :