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Rapport de marché Pétro-gazier : BP signe un contrat offshore en Gambie

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Rapport de marché Pétro-gazier : BP signe un contrat offshore en Gambie | Or Noir Africa

GAMBIE

BP a signé un contrat d’exploration offshore avec le gouvernement gambien afin d’explorer le potentiel d’hydrocarbures offshore du pays ouest-africain. Le Ministère du pétrole et de l’énergie de la Gambie a annoncé l’octroi officiel de la licence du bloc offshore A1 à BP.

Le président gambien, Adama Barrow, a déclaré dans un communiqué que BP avait « les droits légaux » d’explorer le potentiel pétrolier et gazier dans le bloc A1 au large de la Gambie. Les blocs A1 et A4 étaient auparavant sous licence de la African Petroleum Corporation, qui a été annulée par le gouvernement du président Adama Barrow en 2017, après son expiration.

Les deux blocs contiendraient jusqu’à 3 milliards de barils de pétrole et se reposeraient juste au sud de la découverte SNE du Sénégal. Compte tenu du succès des campagnes d’exploration menées par le Sénégal de 2014 à ce jour, la Gambie espère attirer des acteurs internationaux du pétrole et du gaz dans ses six blocs offshore. 
Selon BP, il faudra peut-être près de dix ans à la Gambie pour percevoir des revenus si les efforts d’exploration aboutissent.

NIGERIA

Le Dr Maikanti Baru, directeur général du groupe, Société nigériane des pétroles nigérians (NNPC), a révélé lors de la conférence sur la technologie offshore (OTC) de 2019 que les opérations en eaux profondes du Nigéria avaient généré plus de 180 milliards de dollars à la suite d’un investissement en capital de plus de 65 milliards de dollars dans l’industrie du pétrole et du gaz.

M. Baru a également révélé que le pays utilisait chaque projet en eaux profondes pour renforcer ses compétences uniques en capital humain et que la NNPC continuerait à soutenir les projets en eaux profondes planifiés tout en garantissant une participation locale suffisante.

Il a ajouté que la société s’efforcerait d’acquérir des données sismiques en 2D, 3D, 4D et d’utiliser les nouvelles technologies pour réduire les coûts de production du pétrole brut aux fins du développement économique. GHANA Eni a annoncé une découverte de gaz et de condensat avec son premier puits d’exploration situé dans l’offshore Cape Three Points (OCTP) – Block 4 au large du Ghana, qui, s’il était mis en valeur, contribuerait à maintenir les taux de production du centre de production existant de Sankofa.

Le puits Akoma-1X a trouvé des volumes estimés compris entre 550 et 650 milliards de pieds cubes (16-18 milliards de m3) de gaz et entre 18 et 20 millions de barils de condensat. Eni a déclaré: « La découverte a un autre avantage supplémentaire pour le gaz et le pétrole qui nécessitera des forages supplémentaires à confirmer. »

Eni produit déjà du pétrole et du gaz à partir de la licence OCTP, qui abrite le centre de production de Sankofa.

Le gaz est acheminé du concentrateur au terminal de réception terrestre et utilisé au Ghana. Le puits Akoma-1X se trouve à environ 12 km au nord-ouest de Sankofa, où se trouve le navire de flottaison, de production, de stockage et de déchargement John Agyekum Kufuor. Le puits a été foré à une profondeur de 350 m et à une profondeur totale de 3 790 m.

Il s’est avéré une colonne unique de gaz et de condensat dans un réservoir de grès d’une épaisseur de 20 m. Eni est l’opérateur du CTP-Block 4 avec une participation de 42,469%. Ses partenaires sont Vitol (33,975%), GNPC (10%), Woodfields Upstream (9,556%) et Explorco (4%). La production brute d’Eni au Ghana est actuellement de l’ordre de 60 000 barils par jour (bpj).

GLOBAL

Jeudi 9 mai, les prix du pétrole sont restés stables alors que les rapports selon lesquels l’OPEP maintiendrait son offre restreinte l’emportaient sur le sentiment de risque découlant de l’incertitude des échanges commerciaux sino-américains. Les contrats à terme sur le brut West Texas Intermediate des États-Unis ont progressé de près de 1 dollar par rapport aux niveaux atteints mercredi, à 62,13 dollars le baril à 7h16 (11h16 GMT), tandis que les contrats à terme du Brent progressaient de 22 cents à 70,59 dollars.

La Energy Information Administration (EIA) américaine a déclaré dans son rapport hebdomadaire que les stocks de pétrole brut avaient chuté de près de 4 millions de barils au cours de la semaine se terminant le 3 mai, par rapport aux prévisions de 1,2 million de barils. Une étude réalisée par S & P Global Platts a montré que la production collective de l’OPEP était restée relativement stable en avril.

Après quatre mois de replis, la production n’a augmenté que de 30 000 à 30,26 millions de bpj. L’enquête a montré que les niveaux de production parmi les pays membres variaient, l’Arabie saoudite atteignant son plus bas niveau en 15 mois, tandis que la production de l’Iran était tombée à des niveaux encore plus bas qu’auparavant sous le régime américain de sanctions.

Malgré des augmentations importantes de la production irakienne et nigériane, le respect de l’accord de limitation de la production était de 116% pour les 11 membres dotés de quotas. Reuters a également annoncé que l’Arabie saoudite et d’autres producteurs du Golfe satisferaient les demandes de pétrole émanant de pays qui ne pourraient plus acheter d’Iran en raison des dernières sanctions américaines, mais a ajouté que la production saoudienne resterait en deçà de la limite officiellement convenue jusqu’en juin et que les exportations resteraient moins de 7 millions de bpj.

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Le Niger envisage l’exportation de son pétrole via un pipeline par le Bénin

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Le Niger envisage l'exportation de son pétrole via un pipeline par le Bénin

Le Niger va bientôt construire un oléoduc reliant la zone des champs pétrolifères d’Agadem (extrême nord-est), au port de Cotonou (Bénin), pour l’exportation de son pétrole brut à des fins commerciales, apprend-on vendredi de source officielle à Niamey.

Un accord dans ce sens, avec pour objectif de fixer les conditions générales relatives à la construction et à l’exploitation du système de transport des hydrocarbures par pipeline à travers les territoires des deux pays, a été adopté vendredi à Niamey par le gouvernement nigérien en conseil des ministres.

En vertu de cet accord, précise le communiqué du gouvernement, « les deux pays s’engagent notamment à utiliser le système de transport par pipeline des hydrocarbures produits au Niger à partir de la zone contractuelle d’Agadem ».

Depuis 2011, le Niger est producteur de pétrole à la faveur de la mise en exploitation du gisement d’Agadem. Il dispose aujourd’hui d’une industrie pétrolière complète, produisant un pétrole de haute qualité traité par la Société de raffinage de Zinder (SORAZ).

La production actuelle est de 20.000 barils par jour, pour un besoin national estimé à 7.000 barils. Avec le prochain démarrage de la seconde phase d’exploitation du bloc d’Agadem, grâce à un avenant avantageux au contrat de partage de production adopté en juin dernier, le Niger ambitionne de quintupler sa production journalière actuelle de brut, pour passer à 110.000 barils d’ici 2021, et bénéficier ainsi d’importants revenus financiers, annonce-t-on de source officielle.

Aussi, pour la distribution du pétrole brut via certains ports de la sous-région, le gouvernement a envisagé la construction prochaine de pipelines.

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Nigéria : Total recherche un navire de forage pour le forage de l’OML 130

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Nigéria : Total recherche un navire de forage pour le forage de l'OML 130

Le groupe pétrolier français Total est à la recherche d’un navire de forage en eau profonde pour une campagne de forage en 2020 dans le bloc OML 130 au large du Nigéria.

Selon des documents publiés sur le NIPEX (Nigerian Petroleum Exchange), Total Upstream Nigeria Limited a invité les entreprises de forage en mer intéressées à se porter candidates à l’appel d’offres pour la fourniture d’un navire de forage pour le projet OML 130 au large du Nigéria.

Selon les documents d’appel d’offres, la campagne de forage devrait débuter au troisième trimestre de 2020. La durée initiale du contrat serait de un an, avec la possibilité de prolonger jusqu’à trois périodes d’un an chacune.

Total recherche une classe DP3, une foreuse Derrick Dual de 5ème génération minimum, capable de forer les deux derricks et d’exercer efficacement la double activité. La plate-forme sera utilisée pour effectuer les opérations de forage, d’achèvement, de reconditionnement et d’intervention du bloc OML130 dans des profondeurs d’eau comprises entre 1100 et 1700 m et une profondeur de forage jusqu’à 6500 m.

Les activités de forage devraient commencer au cours du troisième trimestre de 2020.

Le président de Total, Patrick Pouyanne, s’est rendu au Nigeria plus tôt ce mois-ci, où il a souligné l’importance du pays pour le géant pétrolier français.

Il a déclaré: «Le Nigéria est important pour le groupe Total, car ce pays représente maintenant environ 10% de la production mondiale du groupe. Le Nigeria possède de nombreux champs pétrolifères prolifiques et Total entreprend volontiers des activités d’exploration si le gouvernement accorde la licence… Total en a fait beaucoup au Nigeria et est prêt à en faire plus. ”

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Le Nigeria se prépare à rentabiliser le gaz normalement torché par les producteurs

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Le Nigeria se prépare à rentabiliser le gaz normalement torché par les producteurs

Au Nigeria, le gouvernement s’active dans son programme visant à réduire à zéro, le niveau de gaz torché dans le pays avant 2020. Jeudi, le juge Derefaka, responsable du programme national de commercialisation du gaz destiné au torchage, a déclaré vouloir attirer des investissements dans ce domaine.

En effet, il a expliqué que plus de 178 sites de torchage de gaz ont été retenus par le programme et un appel d’offres international a été lancé pour vendre à au moins  0,25 dollar les mille pieds cubes de gaz naturel.

Il faut dire que ces 178 sites permettront de récupérer l’équivalent de 1 milliard de pieds cubes de gaz par jour, dont les 2/3 sont en onshore. Les 50 premiers sites dans la liste représentent les 4/5 de ce qui est normalement brûlé à la torche dans le pays.

Le processus devrait permettre d’attirer jusqu’à 3,5 milliards de dollars d’investissements étrangers ; ce qui, à coup sûr, favorisera l’atteinte de l’objectif zéro gaz torché dès 2020, indique le responsable.

Une initiative saluée par la Société financière internationale (SFI) qui, dans un rapport publié récemment, a souligné que ce genre de projet pourra fournir au marché local plus de gaz à moindre coût pour la production d’électricité.

Le Nigeria est l’un des rares pays africains les plus engagés dans la réduction du niveau de brûlage de gaz naturel. En avril dernier, une loi a même été adoptée pour encadrer le processus de transition vers une industrie sans gaz torché. Le pays s’est aussi engagé à ne plus attribuer de permis d’exploitation de gaz sans réelle politique visant à atteindre le niveau zéro de gaz torché par site.

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