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Le Sénégal renvoie au 4 novembre le lancement d’un cycle d’octroi de licences pétrolières

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Le Sénégal renvoie au 4 novembre le lancement d’un cycle d’octroi de licences pétrolières

Le Sénégal a reporté au 4 novembre prochain, le lancement d’un cycle d’octroi de licences pour le pétrole et le gaz, car les contrats doivent encore être finalisés, a déclaré le ministre du Pétrole, Mahamadou Makhtar Cissé.

« Nous devons assurer le cadre juridique des investisseurs », a-t-il déclaré en marge de la conférence sur le pétrole et l’énergie au Cap. Quand on lui a demandé si le « supposé » scandale avait entamé l’appétit des investisseurs, Cissé a déclaré : «Nous n’avons pas mesuré d’impact négatif. » Le Sénégal, où le pétrole a été découvert en 1961, s’attend à ce que tous ses projets offshore se concrétisent entre 2022 et 2026, a déclaré le ministre.

Selon le Fonds monétaire international, entre 2014 et 2017, des réserves de pétrole et de gaz d’une valeur supérieure à 1 milliard de barils de pétrole et à 40 000 milliards de pieds cubes de gaz, partagés pour la plupart avec la Mauritanie, ont été découvertes. « Les découvertes sont importantes mais n’entraîneront pas de transformation majeure de l’économie. Les hydrocarbures ne devraient représenter que 5% du PIB », a déclaré le FMI dans un rapport de pays de janvier.

Deux grands champs au Sénégal sont en cours de développement – Woodside Energy, en Australie, développe le champ SNE et le projet BP the Greater Tortue Ahmeyim. Le directeur général de Woodside pour le Sénégal a réitéré que la société devrait prendre une décision d’investissement finale (FID) sur la première phase du champ SNE d’ici décembre.

« Nous avons l’intention d’obtenir un FID d’ici la fin de l’année et nous proposons de commercialiser le premier pétrole en 2022 », a-t-il déclaré à propos d’un projet nécessitant des dépenses en capital estimées d’environ 3 milliards de dollars.

Geraud Moussarie, responsable pays de BP au Sénégal, a déclaré que leur découverte offshore entre la Mauritanie et le Sénégal, qui a déjà atteint le FID, « occupe une bonne place dans notre portefeuille car nous le considérons comme un nouveau bassin, inexploré, avec un potentiel énorme ».

Mamadou Faye, directeur général de la compagnie pétrolière nationale Petrosen, a déclaré que le nouveau cycle de licences sera ouvert pendant six mois et concernera des développeurs pour dix à douze gisements offshore. Il a ajouté qu’une partie de la nouvelle production de pétrole serait vendue et raffinée localement par la Société africaine de raffinage (SAR), la raffinerie du Sénégal.

« Cette raffinerie sera modernisée pour traiter jusqu’à 1,6 million de tonnes de pétrole par an, contre environ 1,2 million de tonnes maintenant », a-t-il déclaré. Ce projet devrait coûter 70 millions de dollars.

SAR envisage à terme d’atteindre une capacité de 2,5 à 3 millions de tonnes par an, a déclaré un autre responsable. Mamadou Faye a ajouté que l’État envisageait également de construire une deuxième raffinerie plus grande, capable de raffiner des bruts complexes à un coût de plusieurs milliards de dollars.

« Il est prévu que la deuxième raffinerie soit opérationnelle dans 15 ans, donc vers 2035 », a-t-il déclaré.

Le FMI prévoit une croissance de l’ordre de 6,9% en 2019 pour le Sénégal et de 11,6% en 2022, date à laquelle le premier pétrole devrait s’écouler.

Kosmos Energy, une société d’exploration pétrolière et gazière cotée aux Etats-Unis, a déclaré le mois dernier que ses résultats de forage d’évaluation au large du Sénégal étaient suffisamment favorables pour envisager la création d’une deuxième usine d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) dans le pays. 

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Le Nigeria première victime du vol de pétrole à travers le monde (Etude)

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Le Nigeria première victime du vol de pétrole à travers le monde (Etude)

Le Nigeria, premier producteur africain de pétrole brut, est la principale victime du phénomène de vol de pétrole qu’on retrouve dans de nombreux pays producteurs. Au total, le pays perd environ 400 000 barils par jour dans les circuits de vol, de siphonnage ou encore de contrebande.

C’est ce que révèle une étude de la Charte des ressources naturelles du Nigeria (NNRC), réalisée sur les 10 dernières années.

Cela place le pays au premier rang des victimes de ce phénomène. Le Mexique qui connait les mêmes difficultés est classé deuxième avec des pertes de 5 000 à 10 000 barils par jour. Il faut savoir que 75 % du pétrole volé dans le monde provient du Nigeria.

Niyi Awodeyin, chercheur à la NNRC, a indiqué que le pays perd, chaque année, entre 7 et 12 milliards de dollars à cause du vol de pétrole brut. L’année dernière, un rapport de l’université de Yale a fait savoir que chaque année, la valeur des échanges au noir des produits pétroliers s’élève en moyenne à 133 milliards de dollars.

Les 400 000 barils/jour d’huile volée au Nigeria sont surtout supérieurs à la production de nombreux pays africains qui dépendent du pétrole pour financer leurs budgets. C’est plus que les productions ghanéennes et gabonaises réunies.

Malheureusement, déplore le chercheur, « le vol de pétrole pourrait se poursuivre sans relâche parce que les politiques actuelles ne suffisent pas à dissuader les acteurs ».

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Gabon : VAALCO Energy confirme la découverte de pétrole avec le puits d’expertise Etame 9P

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Gabon : VAALCO Energy confirme la découverte de pétrole avec le puits d'expertise Etame 9P

VAALCO Energy a annoncé que le puits d’évaluation Etame 9P, destiné au sous-bassin de Dentale situé sous le champ Etame exploité par VAALCO au large du Gabon, a été foré avec succès à une profondeur totale de 10 260 pieds et a rencontré les sables bitumineux de Gamba et de Dentale. Des opérations sont en cours pour recoller à une profondeur moindre et forer la section du puits de développement horizontal Etame 9H dans le réservoir Gamba.

Points saillants:

  • Vérifie la présence d’une colonne d’huile Dentale identifiée pour la première fois dans le puits Etame 4V foré en 2001
  • A rencontré environ 35 pieds de sables bitumineux Dentale de bonne qualité avec 27% de porosité et 3 000 mD de perméabilité
  • VAALCO estime les ressources brutes récupérables en pétrole de 2,5 à 10,5 millions de barils de pétrole présents dans les réservoirs de sous-culture de Dentale
  • Identification d’une colonne de pétrole plus épaisse que prévu dans le réservoir de Gamba, ce qui pourrait entraîner une récupération de pétrole ultime plus importante que prévu dans les puits Etame 9H et Etame 11H prévus
  • VAALCO n’a pas rencontré de H2S ni dans les réservoirs de Gamba ni dans celui de Dentale
  • Des opérations sont en cours pour récupérer les tiges de forage et les outils qui se sont logés dans le puits de forage après avoir atteint la profondeur totale, ce qui retardera l’achèvement de l’Etame 9H en décembre.

Cary Bounds, directeur général, a commenté:

«Nous sommes ravis que notre premier puits d’évaluation réalisé lors de la campagne de forage 2019/2020 ait confirmé nos estimations de ressources récupérables significatives dans la sous-culture Dentale, que nous avons classées actuellement comme prospectives. Le succès de l’Etame 9P est la première des nombreuses opportunités d’évaluation susceptibles de créer une valeur organique substantielle pour nos actionnaires. Le résultat réaffirme le potentiel de hausse à exploiter du gisement Etame.

Nous continuons d’évaluer la viabilité du forage des futurs puits de développement de Dentale, dans le but de prolonger la durée de vie globale du champ en continuant d’ajouter des réserves et de produire. Nous nous concentrons maintenant sur le forage du puits de développement Etame 9H, qui, en cas de succès, pourrait entraîner la mise en service de volumes de production supplémentaires en décembre.

VAALCO reste concentré sur la création de valeur par le biais de l’exécution opérationnelle et nous espérons qu’il ne s’agit là que de la première des nombreuses étapes positives vers notre objectif de production biologique et de croissance des réserves. ‘

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Nigeria : la phase deux de la sanction des partenaires de terrain d’Otakikpo

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Nigeria : la phase deux de la sanction des partenaires de terrain d'Otakikpo

Lekoil et Green Energy International ont approuvé la phase deux du plan de développement du champ d’Otakikpo, au large du Nigéria, mais travaillent toujours à la clôture du financement du projet.

Le champ Otakikpo, situé dans un marécage côtier de l’OML 11, adjacent au rivage au sud-est du delta du Niger, est exploité par Green Energy International Limited avec Lekoil, en tant que partenaire financier et technique, détenant une participation de 40%. l’intérêt.

La production du champ au premier semestre de 2019 a été en moyenne de 5 822 milliards de bpj sans temps d’arrêt, contre 2 042 milliards de bpj pour la même période en 2018.

Lekoil a déclaré lundi que, suite à la sanction, l’entreprise commune finalisait les termes des termes avec les fournisseurs « Anchor » d’ingénierie, d’approvisionnement, de construction et de mise en service pour des coûts et un calendrier sûrs, afin de permettre à Standard Chartered Bank de clôturer le financement du projet préparation à l’exécution du projet.

Lekoil a également indiqué que la coentreprise avait également renouvelé la licence d’Otakikpo Marginal Field pour une période de vingt ans, à la suite du paiement au Département des ressources pétrolières (DPR) de la somme de 1 million USD pour la redevance de renouvellement de la licence (400 000 USD nets à LEKOIL). .

«Après avoir évalué l’infrastructure existante à Otakikpo, Schlumberger, en tant que partenaire technique non financier, a évalué la capacité de l’infrastructure à produire 10 000 b / j (4 000 b / j pour LEKOIL Nigeria) et, avec un certain désengorgement, brute brute (net de 4 800 barils par rapport à LEKOIL Nigeria). Sous réserve de la clôture, entre autres, du financement du projet, la coentreprise s’attend à ce que les deux premiers puits du plan de développement progressif portent la production à ce niveau. La coentreprise prévoit d’ajouter cette production supplémentaire d’ici à la fin de 2020 », a déclaré Lekoil.

Comme indiqué précédemment, l’entreprise commune a signé en juillet un protocole d’accord non contraignant avec Schlumberger et une filiale commerciale d’une « grande société pétrolière internationale non nommée qui opère au Nigeria depuis plus d’un demi-siècle ».

Le protocole d’accord couvre un programme complet de partage d’infrastructure et de forage autour d’un groupe d’actifs de terrain marginaux dans la licence offshore OML11. Selon les termes du PE, la «grande société pétrolière» fournira un financement à la coentreprise aux côtés des autres partenaires financiers, sous réserve de la diligence raisonnable qui est en cours, de la documentation définitive et de la décision d’investissement finale. La coentreprise cherchera à conclure un accord de souscription exclusif avec la Major Oil Company pour la vente du brut produit dans le cadre de ce projet, a déclaré Lekoil.

«Le consortium composé de GEIL, LEKOIL et Schlumberger formera une équipe de gestion de projet multidisciplinaire au sein de laquelle Schlumberger agira uniquement en tant que partenaire technique pour fournir des services de gisement pétrolifère et des services de gestion de projet afin d’aider à accroître la production et la gestion à long terme sur le terrain. La portée du projet comprend également la construction d’un terminal d’évacuation. Les discussions sur le financement progressent, avec la confirmation de l’intérêt des principaux partenaires financiers potentiels et de nouvelles annonces seront faites en temps voulu », a déclaré Lekoil.

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