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Gabon : Malgré la défaite, Vaalco prévoit de meilleurs temps

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Gabon : Malgré la défaite, Vaalco prévoit de meilleurs temps

Vaalco Energy a enregistré une perte pour le troisième trimestre, avec une chute des prix du pétrole et une production en baisse.

La société a enregistré une perte nette de 3,9 millions de dollars pour le troisième trimestre, qui inclut une charge hors trésorerie de 5,1 millions de dollars liée aux impôts sur les bénéfices reportés. Les swaps de pétrole brut ont également eu un impact positif hors trésorerie de 1,8 million de dollars. Cela donne une perte nette ajustée de 600 000 $ pour la période. Au deuxième trimestre, la société a enregistré une perte nette de 1 million de dollars. Toute la production de la société provient de sa participation de 31,1% dans le bloc Etame Marin, au large du Gabon.

Le résultat net s’élève à 78,6 M $, y compris un avantage d’impôts différés hors trésorerie de 66,2 M $ lié à la prolongation du permis de Vaalco.

La production s’est établie à 3 081 barils par jour au cours de la période de trois mois, ce qui devrait augmenter pour atteindre 3 800 à 4 100 barils par jour d’ici la fin de l’année. Cette augmentation sera tirée par le puits de développement d’Etame 9H, en cours de forage et qui devrait démarrer en décembre. Le volume des ventes au cours du trimestre a atteint 279 000 barils, en baisse de 15% sur un an et de 22% par rapport au deuxième trimestre. La production au troisième trimestre a été réduite en raison de la maintenance complète prévue sur le terrain en août, alors que la société éprouve des problèmes avec les puits.

Une pompe électrique submersible (ESP) est tombée en panne sur le puits Etame 10H en septembre, qui produisait un filet d’environ 200 barils par jour pour Vaalco. Le puits Etame 4H a cessé de produire en juillet et apportait 95 milliards de barils par jour à Vaalco et 350 milliards de barils par an. En outre, Vaalco a procédé à une stimulation acide sur le puits 2H North Tchibala en juillet, à la suite de quoi il a été incapable de rétablir la production. Cela avait produit 420 bpj brut, dont 113 bpd étaient nets à Vaalco.

Outre la baisse des volumes, les prix de vente réalisés ont chuté à 61,26 dollars le baril au cours du trimestre, en baisse de 19% par rapport à l’année précédente et de 11% par rapport au deuxième trimestre.

La société a lancé un nouveau programme de forage en septembre sur Etame. «Nous sommes enthousiasmés par les premiers résultats de notre programme de forage 2019-2020. Le puits d’évaluation d’Etame 9P a rencontré des sables bitumineux de bonne qualité et une colonne de pétrole de Gamba plus épaisse que prévu, ce qui pourrait indiquer une récupération de pétrole plus importante sur le gisement d’Etame », a déclaré le directeur général de Vaalco, Cary Bounds. Le programme de forage est financé à partir des fonds en caisse et des opérations.

Les résultats à l’Etame 9P suggèrent des ressources en pétrole récupérables de 3,9-14,9 millions de barils de pétrole dans les réservoirs de Dentale, par rapport à l’estimation de 4,6 millions de barils établie avant le forage. Il a également trouvé du pétrole dans le réservoir de Gamba, plus épais que prévu et susceptible d’accroître la récupération finale du pétrole du champ d’Etame.

Le puits Etame 9H est en cours de forage et sera suivi du puits de développement Etame 11H, puis de l’évaluation Southeast Etame 4P. Il existe également la possibilité d’un troisième puits de développement, le programme devant être achevé au cours du premier semestre 2020.

Au troisième trimestre, les dépenses en capital ont atteint 2,2 millions de dollars en espèces. Le total prévu pour cette année sera de 20 à 25 millions de dollars. Le programme de forage coûtait à l’origine entre 25 et 30 millions de dollars mais, en raison des problèmes de tuyaux de forage à Etame 9P, les coûts devraient être supérieurs de 3 à 5 millions de dollars.

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Ghana : Tullow Oil, dans une perspective de retrait

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Ghana : Tullow Oil, dans une perspective de retrait

Tullow Oil a réduit ses perspectives de production et de trésorerie en raison de problèmes persistants au Ghana, tout en révélant que la qualité du pétrole récemment découvert en Guyane était de nature lourde, entraînant une chute de plus de 20% de ses actions.

Commentant pour la première fois le pétrole découvert à Jethro-1 et Joe-1 dans le pays sud-américain, M. Tullow a déclaré mercredi qu’il était classé dans la catégorie du brut lourd, à haute teneur en soufre, ce qui rendrait son développement beaucoup plus difficile que si c’était le cas. brut moyen ou léger.

Cela ajoute aux difficultés de la société car elle est toujours confrontée à des problèmes dans ses opérations au Ghana en raison de problèmes mécaniques sur le gisement Jubilee et du retard pris pour la construction d’un puits dans le gisement offshore TEN. Ces problèmes ont entraîné une troisième réduction de la production cette année.

Les analystes de Jefferies ont déclaré que la dégradation de la production était déjà assez grave, bien que prévue dans une certaine mesure, mais les nouvelles supplémentaires en provenance d’Amérique du Sud sur la qualité du brut l’ont aggravé.

La société cotée à Londres s’attend désormais à une production annuelle de pétrole de 87 000 barils de pétrole par jour, soit une baisse par rapport aux prévisions antérieures établies entre 89 et 93 000 barils de pétrole.

Alors que les cours mondiaux du pétrole se situent autour de 60 dollars le baril et que la production en souffre, Tullow prévoit que les flux de trésorerie disponibles en 2019 seront de l’ordre de 350 millions de dollars, en baisse par rapport aux prévisions antérieures de 400 millions de dollars. Il a dit qu’il était toujours concentré sur la réduction de la dette.

Le chef de la direction, Paul McDade, a annoncé en septembre qu’il envisageait de forer trois puits d’exploration pétrolière ou plus au Guyana l’année prochaine, après la deuxième découverte de pétrole en mer en Amérique du Sud.

Tullow Oil a découvert le Jethro-1 en août et a découvert du pétrole au puits Joe-1, dans le bloc Orinduik, en septembre, et fore actuellement le puits de Carapa.

Le titre de Tullow, qui a fait un bond en avant à la suite de ces découvertes de pétrole, a perdu 22% de sa valeur mercredi, atteignant son plus bas niveau en plus de deux ans.

« Tullow et les partenaires de la joint-venture évaluent la viabilité commerciale de ces découvertes en tenant compte de la qualité du pétrole, des sables de réservoir de haute qualité et de la forte surpression », indique le communiqué.

Dans sa quête de perspectives supplémentaires et de pétrole plus léger dans la région, l’exploration de la Guyane se concentre maintenant sur le puits de Carapa et sa capacité à ouvrir une nouvelle zone de crétacé, potentiellement avec une qualité de pétrole plus légère et moins soufrée, a ajouté Jefferies.

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Tunisie : Un champ de gaz dans la région « Star Wars » va commencer la production

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Tunisie : Un champ de gaz dans la région "Star Wars" va commencer la production

Le plus grand projet énergétique de la Tunisie – une joint-venture de 1,2 milliard de dollars avec OMV AG, basée à Vienne – commencera à produire du gaz naturel d’ici la fin de l’année, a annoncé le ministre de l’Industrie du pays.

La production du gisement de gaz de Nawara permettra à la Tunisie de réduire de 30% les importations de carburant et contribuera pour un point de pourcentage au taux de croissance économique du pays, a déclaré Slim Feriani, ministre de l’Industrie et des Petites et moyennes entreprises, dans un entretien à Tunis. . Le terrain se situe dans le sud de la province de Tataouine, qui a servi de toile de fond aux scènes du film «Star Wars».

Le projet représente un tournant économique et financier potentiel pour le pays nord-africain, qui doit actuellement importer une grande partie de son énergie. La Tunisie, berceau des soi-disant soulèvements du printemps arabe contre le régime autoritaire, s’efforce de relancer son économie et de mettre en œuvre un programme soutenu par le Fonds monétaire international qui appelle à  des mesures de réduction des coûts . Le gouvernement avait prévu la création de Nawara en 2016, mais des problèmes techniques et sociaux ont entraîné des retards.

Avec une capacité de production quotidienne estimée à 2,7 millions de mètres cubes, le champ de Nawara augmentera de 50% la production de gaz de la Tunisie à compter de l’année prochaine, a déclaré Feriani. Il produira suffisamment de carburant pour que la Tunisie puisse exporter par pipeline vers la côte méditerranéenne, ce qui permettra au pays de réduire son déficit commercial de 7%, a-t-il déclaré.

OMV et l’entreprise tunisienne d’entreprise tunisienne d’activités pétrolières, connue sous le nom d’ETAP, détiennent chacune une participation de 50% dans la coentreprise Nawara. La Tunisie n’a d’autre choix que de renforcer sa sécurité énergétique et de réduire ses besoins en carburant importé, a déclaré Feriani.

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Afrique du Sud : Total doit forer jusqu’à trois puits d’exploration près de Brulpadda en 2020

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Afrique du Sud : Total doit forer jusqu'à trois puits d'exploration près de Brulpadda en 2020

Le groupe pétrolier français Total devrait forer jusqu’à trois puits d’exploration dans les blocs 11B / 12B au large des côtes sud-africaines. Le premier puits d’exploration est prévu pour le premier trimestre de 2020.

Africa Energy, partenaire de Total dans le bloc, a annoncé la semaine dernière que Total forerait jusqu’à trois puits d’exploration en 2020.

Le premier puits d’exploration, le Luiperd-1, devrait débuter avec la plate-forme Odfjell Deepsea Stavanger au premier trimestre de 2020.

Selon la société, le puits ciblera d’importantes ressources potentielles à environ 40 kilomètres au nord-est de la découverte de Brulpadda, où Total a fait une découverte importante de condensat de gaz en février 2019.

Le bloc 11B / 12B est situé dans le bassin Outeniqua, à 175 kilomètres de la côte sud de l’Afrique du Sud. Le bloc couvre une superficie d’environ 19 000 kilomètres carrés et une profondeur d’eau allant de 200 à 1 800 mètres.

Africa Energy détient 49% des actions de Main Street 1549 Proprietary Limited, qui détient une participation de 10% dans les blocs 11B / 12B.

Total détient une participation de 45% dans le bloc, tandis que Qatar Petroleum et CNRL détiennent des participations respectives de 25 et 20%.

Programme sismique sur les blocs d’Afrique du Sud 

Total a également attribué des programmes sismiques 2D et 3D au bloc. Comme indiqué précédemment, la société française a fait appel à Shearwater GeoServices pour le levé sismique 2D. En outre, Africa Energy a déclaré que Total avait passé des contrats avec PGS pour la deuxième phase de la sismique 3D sur le bloc.

Selon Africa Energy, les deux enquêtes devraient commencer en décembre 2019 et se poursuivre jusqu’en avril 2020.

Shearwater acquerra 3 350 km linéaires de données sismiques 2D avec le MPV SW Cook avec traitement accéléré à bord. Le programme tentera de définir l’inventaire de prospects et de prospects de la grande zone sous-explorée du bloc.

PGS va acquérir 2 200 kilomètres carrés de données sismiques 3D en utilisant le navire sismique PGS Apollo. Cette partie du programme sismique couvrira le reste du fairway de Paddavissie afin de mieux délimiter les perspectives et les pistes identifiées lors des précédentes enquêtes.

Jan Maier , vice-président de l’exploration chez Africa Energy, a déclaré: «Suite à la découverte majeure du pétrole et du gaz de Brulpadda en février de cette année, les partenaires de la coentreprise ont mené une étude 3D de 570 kilomètres carrés avec Polarcus en mars et avril.

«Nous avons maintenant analysé les données de carottage et de journalisation de Brulpadda et intégré les données 3D accélérées issues de l’enquête Polarcus . Ces données nous ont aidés à choisir l’emplacement du prochain puits d’exploration, Luiperd-1, qui devrait débuter au premier trimestre 2020 ».

Maier a ajouté: « La première phase des données 3D nous a également permis de mieux comprendre la géométrie et l’épaisseur des séquences de réservoirs, confirmant ainsi le potentiel de ressources important du chenal Paddavissie. »

Africa Energy détient 49% des actions de Main Street 1549 Proprietary Limited, qui détient une participation de 10% dans les blocs 11B / 12B. Total est opérateur et détient une participation de 45% dans les blocs 11B / 12B, tandis que Qatar Petroleum et Canadian Natural Resources Limited détiennent des participations respectives de 25% et 20%.

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