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Ouganda : La société nigériane Oranto Petroleum achève la campagne sismique de Ngassa

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Ouganda : La société nigériane Oranto Petroleum achève la campagne sismique de Ngassa

La société nigériane, Oranto Petroleum Limited, a mené à bien son enquête d’acquisition de données sismiques sur le bloc Ngassa situé près de la frontière ouest de l’Ouganda avec la République démocratique du Congo.

Une étude sismique est une technique habituellement utilisée pour explorer et évaluer les opérations pétrolières et gazières afin de mieux comprendre les structures situées sous la surface de la Terre.

Cela implique l’utilisation d’énergie produite par des instruments tels qu’un vibrateur sismique (terrestre) ou un canon à air comprimé (dans l’eau) pour générer des vagues qui traversent les couches de la terre et «rebondissent» à partir de différentes couches de roche. Les ondes réfléchies et réfractées sont ensuite enregistrées par des récepteurs (géophones sur terre ou hydrophones dans l’eau) pour produire la première image de la subsurface.

Cette technique est utilisée pour interpréter ce qui peut se trouver sous le sol ou le fond de la mer (pétrole, gaz, eau, défauts et plis) sans devoir forer dans la terre. Les données acquises sont ensuite utilisées par les entreprises pour décider du lieu approprié pour forer un puits.

Oranto a retenu les services de la société IMC Geophysical Services Ltd, basée au Royaume-Uni, qui a débuté à la mi-avril de cette année et s’est poursuivie jusqu’au 18 mai.

Le bloc Ngassa est situé sur les rives orientales du lac Albert, dans les villages de Tonya A, Tonya B, Kijjangi, Mbegu, Kaiso et Kyehoro, dans les districts de Hoima et Kikuube.

Ce bloc faisait initialement partie de la zone d’exploration 2 autorisée à Tullow Uganda Operations Pty Limited, mais a été restitué au gouvernement après l’expiration de la période d’évaluation de Tullow.

Avant l’exercice d’Oranto, 32 sondages sismiques avaient été effectués à l’Albertine Graben, permettant l’acquisition de 7 000 km de données sismiques 2D et d’environ 2 000 km 2 de données sismiques 3D. Les données sismiques bidimensionnelles affichent une tranche de la Terre, tandis que les données sismiques 3D affichent un modèle tridimensionnel du sous-sol.

Les deux tiers de ce bloc sont couverts par des données sismiques 2D de bonne qualité, tandis que le tiers restant est couvert par des données sismiques 3D acquises entre 2003 et 2008.

Les données acquises seront analysées avec les données 2D et 3D préexistantes afin de mieux définir la partie nord-est de la méga perspective de Ngassa.

«L’enquête comprenait l’acquisition de 326 kilomètres linéaires de données sismiques 2D off-shore (sur le lac Albert) sur les zones sous contrat de Ngassa», a déclaré Dozith Abeinomugisha, directeur de l’exploration à la Petroleum Authority of Uganda (PAU).

La conclusion de cet exercice représente une étape importante pour le titulaire de permis qui s’acquitte de ses obligations pour la première phase d’exploration de deux ans, qui s’étend d’octobre 2017 à octobre 2019. »

Les deux licences stratigraphiques des zones sous contrat de Ngassa Deep Play et de Ngassa Shallow Play ont été octroyées à Oranto, il y a 18 mois, par le ministre de l’Énergie et du Développement minier, pour une période de quatre ans.

C’est la première fois que l’Ouganda s’engage dans l’octroi de licences stratigraphiques, où deux licences sont émises verticalement sur le même bloc.

Des responsables du ministère de l’Énergie ont par le passé déclaré à The Independent que cette initiative visait à garantir que toutes les zones pétrolières et gazières potentielles de la région soient pleinement évaluées grâce à la mise en œuvre de programmes de travail approuvés par l’autorité pétrolière ougandaise.

Oranto a également entrepris d’autres études techniques dans le cadre du programme de travaux d’exploration, notamment le retraitement des données sismiques existantes et des études pétro-physiques sur les puits Ngassa 1 et 2 afin d’évaluer la qualité des horizons de réservoirs traversés par ces puits.

Selon des responsables du ministère de l’Énergie, la perspective de Ngassa se trouve entièrement sous le lac et, de ce fait, deux puits déviés, Ngassa-1 et Ngassa-2, ont été forés sur un terrain à la périphérie de la structure principale entre 2007 et 2009 pour accéder aux réservoirs. .

Bien que les deux puits aient rencontré du pétrole et du gaz, une grande partie de ce bloc n’a pas été testée, ce qui signifie qu’il était nécessaire de procéder à des travaux d’exploration supplémentaires pour évaluer pleinement le potentiel du bloc.

À l’avenir, le gouvernement s’attend à ce qu’Oranto traite et interprète les données acquises, dont les résultats guideront les activités ultérieures de l’entreprise au cours des deux prochaines années.

«Nous nous attendons à ce qu’Oranto Petroleum Limited revienne à la PAU d’ici octobre 2019, avec un programme de travail détaillé pour le forage d’au moins un puits d’exploration sur le lac Albert au cours des deux prochaines années», a déclaré Abeinomugisha.

Abdul Byakagaba Bazara, directeur général d’Oranto Petroleum Ltd, a qualifié l’exercice de grand succès et a remercié le gouvernement, la sécurité, les dirigeants locaux et les communautés de la région où la société exerce ses activités.

Au cours des 25 dernières années, Oranto a entrepris des activités d’exploration pétrolière et gazière principalement en Afrique de l’Ouest et possède actuellement des zones d’exploration dans neuf pays, notamment: Guinée équatoriale, Bénin, Ghana, Libéria, Namibie, Sénégal, Sao Tomé-et-Principe, Nigéria, Soudan du Sud et Ouganda.

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Nigéria : Eland Oil & Gas devrait forer cinq puits sur l’OML 40 en juin

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Nigéria : Eland Oil & Gas devrait forer cinq puits sur l’OML 40 en juin

Eland Oil & Gas, une société d’exploration en amont du pétrole et du gaz naturel nigériane, et sa société partenaire, la Nigerian Petroleum Development Company (NPDC), entameront ce mois-ci une campagne de forage de cinq puits dans l’OML 40, au large du Delta du Niger.

En ce mois de juin, Eland Oil & Gas et son partenaire en coentreprise (NPDC) prévoient de forer cinq puits sur ses actifs OML 40, un développement qui pourrait générer une production brute d’environ 45 000 b / j.

« Nous prévoyons de forer cinq puits cette année, avec une plate-forme destinée à débusquer deux puits de développement à Gbetiokun à partir de juin et deux autres à Opuama », a déclaré le directeur général d’Eland, George Maxwell, dans un rapport de renseignement.

Selon le PDG d’Eland, la production de cet actif, qui borde le golfe de Guinée et se rend au terminal Shell de Forcados, tourne actuellement autour de 26 000 barils par jour, tous issus du champ Opuama.

Cependant, à la fin de cette campagne de forage, Maxwell a déclaré que la production brute pourrait atteindre environ 45 000 b / j, alors que le champ de Gbetiokun est sur le point d’être exploité par une ancienne installation de production d’une capacité pouvant atteindre 25 000 b / j.

« En outre, un puits d’exploration doit être foré sur le prospect d’Amobe, qui pourrait contenir environ 78 millions de barils de pétrole récupérable », a déclaré Maxwell.

Eland Oil & Gas, société pétrolière et gazière inscrite à la liste des marchés de l’investissement alternatif (AIM), décrit Amobe comme «une structure vaste et clairement définie, comparable à Opuama en termes de style structurel et d’étendue géographique».

L’autre atout d’Elan est la licence Ubima dans le nord de l’État de Rivers, où un test de production prolongé sur le puits de découverte Ubima-1 doit débuter «à la fin du mois de juin», a déclaré Maxwell.

Par le biais de sa coentreprise Elcrest, Eland détient une participation de 45% dans OML 40, située dans le delta du nord-ouest du Niger, et de 40% dans le Ubima Field, au nord du delta du Niger, dans la partie nord de l’État de Rivers.

La licence OML 40 contient des réserves brutes 2P de 82,2 millions de barils, des ressources contingentes brutes 2C de 50,7 millions de barils et une meilleure estimation de 252,1 millions de barils de ressource prospective brute non risquée, tandis que le champ Ubima détient des réserves brutes de 2P de 9,3 millions de barils de pétrole et des ressources brutes estimées à 4,2 millions de barils.

Rappel en mars de cette année, un rapport de Netherland Sewell & Associates révélait qu’après la production de 6,5 millions de barils de pétrole en 2018, Eland Oil & Gas avait enregistré une augmentation de 8% de la valeur de ses réserves à 40 OML plus élevée que les estimations précédentes. licence détient des réserves prouvées de 42,9 millions de barils.

Eland Oil & Gas a également annoncé qu’après une nouvelle détermination, le montant de base de l’emprunt était passé de 103 millions USD à 134 millions USD et qu’une augmentation initiale de 50 millions USD de l’accordéon était souscrite par la Standard Bank of South Africa Limited et la Stanbic IBTC Bank PLC. dans les engagements en vertu de la facilité passant de 75 millions de dollars à 125 millions de dollars. Sur les engagements, 50 millions de dollars sont actuellement tirés.

Eland Oil & Gas a finalisé l’acquisition d’une participation de 45% dans OML 40 en septembre 2012 et produit du pétrole à partir du gisement Opuama depuis 2014.

Le champ de Gbetiokun, découvert en 1987 et évalué de nouveau au début des années 1990, n’a jamais été mis au point. Cependant, Eland progressait dans ce domaine avec un retour en 2018 dans le puits de découverte pour la collecte de données et un nouveau puits d’évaluation.

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Mozambique : SOFEC engage Sonardyne, BMT pour Coral South FLNG

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Mozambique : SOFEC engage Sonardyne, BMT pour Coral South FLNG

Le fournisseur de solutions d’amarrage offshore SOFEC a engagé BMT et Sonardyne pour la fourniture d’un système de surveillance d’amarrage (MMS) pour le projet FLNG de Coral South d’Eni au Mozambique.

Au-dessus de la ligne de flottaison, BMT fournira le système de surveillance de tourelle de maintien de poste et le panneau de commande local avec une interface à écran tactile.

Le panneau de commande abritera également les équipements de dessus de Sonardyne, afin de minimiser l’encombrement du système. De plus, le système permettra au client de SOFEC d’obtenir un accès à distance aux données via le portail sécurisé de BMT dans le cloud, BMT DEEP.

Au-dessous de la ligne de flottaison, la technologie SMART (technologie de surveillance, d’analyse et de compte rendu) sous-marine de Sonardyne sera utilisée pour surveiller en permanence l’intégrité de l’ancre sur chacun des 20 pieds d’ancrage. Des rapports de synthèse quotidiens et des détections de pannes automatiques seront communiqués sans fil à la surface à partir de SMART en temps réel, a déclaré Sonardyne.

Eni a sanctionné son projet Coral South en juin 2017 et a réalisé  une clôture financière  d’un montant total d’environ 4,7 milliards de dollars pour le financement de projet à sources multiples FLNG de Coral South en décembre 2017.

Eni a indiqué que le FLNG devrait être achevé d’ici la fin de 2021 et que le premier gaz devrait être disponible en 2022.

Eni est l’opérateur du projet Coral South FLNG, conçu pour développer les ressources gazières découvertes dans la zone 4 au Mozambique. Les participants à la zone 4 sont Eni (25%), ExxonMobil (25%), CNPC (20%), Empresa Nacional de Hidrocarbonetos EP (10%), Kogas (10%) et Galp Energia (10%).

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Maroc : Chariot envisage un développement sous-marin du champ gazier d’Anchois

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Maroc : Chariot envisage un développement sous-marin du champ gazier d'Anchois

Chariot, société d’exploration de pétrole et de gaz cotée à Londres, a déclaré que le développement du champ gazier d’Anchois au Maroc était techniquement réalisable et envisageait une solution sous-marine pour mettre le champ en exploitation.

Chariot, qui a acquis une participation dans la licence offshore de Lixus contenant les Anchois en avril, a déclaré mardi que le champ était « techniquement réalisable, avec le potentiel pour une phase ou un développement progressif d’optimiser commercialement l’accès aux différentes parties du gaz marché. »

Les options de développement incluent un concept «sous-marin», a déclaré Chariot.

«Ce concept consiste en des puits de production sous-marins liés à un collecteur sous-marin, à partir desquels une canalisation de flux sous-marine et un ombilical relient le champ à une installation de traitement centrale (« CPF ») onshore, où le gaz est traité et ensuite acheminé dans le gazoduc Maghreb-Europe. («GME») via une conduite d’écoulement de gaz terrestre », a déclaré Chariot.

Dans sa mise à jour, Chariot a déclaré qu’il était possible de rentrer dans le puits de découverte de gaz Anchois-1 suspendu, qui pourrait être complété en tant que puits de production.

Concernant les ventes potentielles de gaz, Chariot a déclaré que le marché de l’énergie au Maroc était en croissance « avec des prix du gaz attractifs qui sous-tendent un projet commercialement attractif ».

Chariot a lancé une étude d’impact sur l’environnement pour faciliter les opérations d’évaluation en 2020.

Larry Bottomley , PDG de Chariot , a déclaré: «Les résultats de ces études démontrent la faisabilité technique et l’attractivité commerciale du développement de la découverte de gaz Anchois avec le potentiel d’offrir une source de gaz indigène stratégiquement importante sur le marché en développement du Maroc.

«Nous pensons que la combinaison d’une base de ressources sans risque sur un marché de l’énergie en forte croissance, de prix du gaz élevés et d’un besoin accru d’approvisionnement, reste très attrayante pour un large éventail de partenaires stratégiques potentiels tout au long de la chaîne de valeur de l’énergie. Dans le cadre du processus de partenariat et pour faciliter les opérations d’évaluation en 2020, la société a lancé une étude d’impact sur l’environnement du forage. »

Le puits Anchois-1 a été foré en 2009 dans une profondeur de 388 m à quelque 40 km de la côte et a rencontré une charge de gaz nette estimée à 55 m dans deux sables, avec des porosités moyennes comprises entre 25% et 28%.

La découverte d’Anchois se trouve dans des réservoirs de turbidites d’âge tertiaire qui se trouvent au-dessus d’une nappe mise en place pendant l’orogenèse alpine et les sables payants ont une signature sismique caractéristique et anormale. En avril, Chariot a annoncé la découverte de cinq satellites potentiels vers Anchois susceptibles de faire l’objet d’un raccordement.

En mai, Chariot a annoncé que le CPR réalisé par Netherland Sewell & Associates Inc. («NSAI») sur les perspectives satellites adjacentes à la découverte de gaz Anchois-1 dans le permis extracôtier de Lixus a porté à une valeur supérieure à 1 Tcf de gaz ( comprenant les ressources contingentes 2C et les ressources prospectives 2U)

A propos de Chariot 

Chariot cherche à accéder au potentiel géant et aux régions sous-explorées de la marge atlantique dans le but d’apporter une valeur transformationnelle à ses parties prenantes grâce à la découverte d’accumulations matérielles d’hydrocarbures.

Par une gestion de portefeuille prudente; l’acquisition, le traitement et l’interprétation d’interminables campagnes sismiques 2D et 3D; et grâce aux informations obtenues grâce à la participation à 4 puits en eau profonde, la Société a construit un inventaire géant d’exploration et d’exploration prêt à l’emploi.

La société recherche des partenaires stratégiques et opérationnels pour accélérer ce programme de forage et partager les risques et les avantages liés à l’exploration et au développement de ces opportunités d’exploration à marge élevée.

Toutes les cibles d’exploration prioritaires offrent le potentiel de générer une valeur de transformation dans le cas de réussite, le projet d’évaluation du gaz à faible risque de Lixus offrant la possibilité de générer des flux de trésorerie permettant de soutenir le programme d’exploration à long terme. Tous les actifs contiennent divers types de jeu, une maturité d’exploration et une marge de manœuvre importante.

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