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Sénégal : Halliburton remporte un contrat de services de forage, de complétion et d’essais pour le projet Deepwater opéré par Woodside

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Sénégal : Halliburton remporte un contrat de services de forage, de complétion et d'essais pour le projet Deepwater opéré par Woodside
Woodside Energy (Sénégal) a attribué à Halliburton Company neuf contrats conditionnels1 de services de forage et de complétion pour la phase 1 du développement sur le terrain SNE au large du Sénégal. 

La campagne de forage, qui devrait débuter à la fin de 2020 ou au début de 2021, vise à forer et à compléter 18 puits avec un maximum de huit puits en option sur une période estimée à trois ou quatre ans. Les contrats attribués comprennent le forage, la diagraphie, la cimentation, l’achèvement des travaux de finition, la ligne électronique / ligne lisse, les tubes spiralés et les services d’essai de puits.

«Nous sommes ravis de remporter ce travail et de fournir des services à partir de nos différentes gammes de produits sur ce qui sera probablement le premier développement pétrolier en eau profonde au Sénégal», a déclaré Shannon Slocum, vice-présidente senior de l’Eurasie, de l’Europe et de l’Afrique subsaharienne. région pour Halliburton. «En plus de nos services, Halliburton investira au Sénégal en construisant des installations, en embauchant du personnel local et en faisant éventuellement appel à des fournisseurs / fournisseurs locaux.» 

Les premiers travaux d’ingénierie débuteront à Perth, en Australie, à la fin de l’année, puis seront transférés à Dakar, au Sénégal. en 2020. 

Cette attribution à contrats multiples fait suite à une attribution conditionnelle1 antérieure à Halliburton en décembre 2018 pour des services relatifs aux fluides de forage et de complétion. 

Les contrats sont subordonnés à une décision d’investissement final (FID) positive de SNE Field Development et à une libération totale du financement (FFR).

Woodside est l’exploitant des coentreprises Rufisque Offshore, Sangomar Offshore et Sangomar Deep Offshore (RSSD), qui contient le champ SNE.

Le concept de développement de la phase 1 pour le champ SNE est une installation FPSO autonome avec une infrastructure sous-marine. Il sera conçu pour permettre les phases ultérieures de développement des END, y compris des options pour une exportation potentielle de gaz vers la côte et pour des raccordements ultérieurs sous-marins à partir d’autres réservoirs et champs.

A propos de Halliburton

Fondé en 1919, Halliburton célèbre ses 100 ans de service en tant que l’un des plus importants fournisseurs de produits et de services au monde pour le secteur de l’énergie. Comptant 60 000 employés, représentant 140 nationalités dans plus de 80 pays, la société aide ses clients à maximiser la valeur tout au long du cycle de vie du réservoir – de la localisation des hydrocarbures à la gestion des données géologiques, en passant par l’évaluation du forage et de la formation, la construction et la complétion de puits, et l’optimisation de la production la vie de l’actif. 

À propos de Woodside

Woodside (ASX: WPL, OTC: WOPEY) est la plus grande société pétrolière et gazière indépendante d’Australie. Elle est fière de ses opérations sûres et fiables depuis des décennies.
En tant que principal opérateur de pétrole et de gaz en Australie, Woodside produit environ 900 000 barils d’équivalent pétrole par jour à partir d’un portefeuille d’installations que nous exploitons pour le compte de certaines des plus grandes sociétés pétrolières et gazières du monde.

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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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