BP lance la production de gaz non associé de 4 000 milliards de pieds cubes en Azerbaïdjan

fr.wedoany.com Rapport : Saipem a affrété le Normand Navigator de Solstad Maritime pour démarrer les opérations du projet offshore GranMorgu au Suriname. Le navire est arrivé fin juin au terminal commercial du port Jules Sedney à Paramaribo, où les travaux préparatoires locaux débuteront.

Le projet GranMorgu, situé dans le bloc 58 à 150 km au large des côtes du Suriname, deviendra le premier grand projet de développement pétrolier offshore du pays. Le contrat, attribué à Saipem en 2024, couvre l’ingénierie, l’approvisionnement, la fourniture, la construction, l’installation, la pré-mise en service, la mise en service et le soutien au démarrage du lot ombilical, riser et conduite d’écoulement (SURF), par des profondeurs d’eau comprises entre 100 et 1 100 mètres.

Saipem a également obtenu une plateforme logistique majeure au terminal commercial du port Jules Sedney, s’étendant sur 30 000 à 40 000 mètres carrés. Tous les pipelines, équipements et conteneurs standard seront réceptionnés, traités et stockés à leur arrivée, avant d’être chargés sur des navires de ravitaillement à destination du champ offshore. L’entreprise utilise également la base de soutien offshore DORDT à Paramaribo pour la réception, le stockage et la gestion des structures sous-marines lourdes et des manifolds.

TotalEnergies est l’opérateur du projet GranMorgu, détenant une participation de 40 %, tandis que ses partenaires APA Corp. et Staatsolie détiennent respectivement 40 % et 20 %.

Repsol a signé un protocole d’accord (MoU) avec Petróleos de Venezuela (PDVSA) pour explorer le développement potentiel de la zone Horcón, au sud-est du lac Maracaibo. La zone Horcón est située entre les champs Barúa et Motatán, ces derniers faisant déjà partie du portefeuille de Repsol au Venezuela. Ce portefeuille comprend également les champs pétrolifères Petroquiriquire et Petrocarabobo, ainsi que l’actif gazier Cardón IV. Lors de la signature, les parties ont discuté des progrès opérationnels des actifs de Repsol dans le pays et des plans d’investissement pour poursuivre l’exploration et la croissance. Repsol maintient ses opérations dans le pays depuis 1993.

La présidente du Suriname, Jennifer Simons, a annoncé que Petronas avait fait une nouvelle découverte de gaz dans le bloc 52, au large du Suriname. Ce bloc, situé à environ 170 km au nord de la côte de Paramaribo, couvre une superficie de 4 749 km². Mohd Jukris Abdul Wahab, directeur de l’exploitation de Petronas, a déclaré lors d’une conférence sur l’énergie que la société avait réalisé huit découvertes d’exploration réussies dans le pays, débloquant plus d’un milliard de barils équivalent pétrole, tout en poursuivant des solutions bas carbone, des opérations sûres et des investissements dans les personnes, les technologies et les compétences pour créer une valeur à long terme pour le pays.

Occidental Petroleum a acquis une participation de 10 % dans le bloc d’exploration en eaux profondes UD(1) au large de Trinité-et-Tobago, détenu auparavant à 100 % par ExxonMobil. Les détails financiers n’ont pas été divulgués. ExxonMobil avait obtenu ce bloc en août dernier. UD(1) se trouve à des profondeurs d’eau de 2 000 à 3 000 mètres, à proximité du bloc Stabroek au Guyana, qui a connu plus de 30 découvertes depuis 2015. Des études sismiques sont en cours sur le bloc, et le vice-président exécutif d’ExxonMobil a indiqué que l’acquisition des données devrait être achevée d’ici fin juillet, avec une interprétation possiblement terminée d’ici fin 2026.

Shell a fait état de « résultats d’exploration encourageants » sur le puits Merlin-1X au large de la Namibie. Avec ses partenaires QatarEnergy et NAMCOR, la société a annoncé avoir foré avec succès la couche Coniacienne, qui a jusqu’à présent fourni les résultats souterrains les plus favorables dans le permis d’exploration pétrolière (PEL) 0039. Le puits Merlin-1x est le dixième foré dans le PEL 0039. Shell a indiqué envisager de nouveaux forages dans ce permis d’ici fin 2026.

Murphy Oil Corp. a annoncé une découverte de pétrole sur le puits d’exploration Bubale-1X dans le bloc CI-709, à environ 40 miles au large des côtes de la Côte d’Ivoire. Foré à une profondeur totale de 20 548 pieds, par une profondeur d’eau de 7 795 pieds, le puits a rencontré 100 pieds de pétrole net dans deux réservoirs. Eric Hambly, PDG et président de Murphy Oil Corp., a déclaré que les premiers résultats de Bubale renforcent les perspectives d’exploration de la société dans le bloc ivoirien. Bubale-1X est le troisième et dernier puits de cette campagne d’exploration dans le pays, et la société continuera à progresser, avec un puits prévu cette année pour tester l’ampleur de la découverte. Murphy Oil Corp. est l’opérateur, détenant 90 % d’intérêt, tandis que son partenaire, la Société Nationale d’Opérations Pétrolières de la Côte d’Ivoire, détient les 10 % restants.

BP a lancé la production de gaz non associé (NAG) sur le champ Azeri-Chirag-Gunashli (ACG), au large des côtes azerbaïdjanaises de la mer Caspienne. Cette annonce marque la première production commerciale de gaz sur ce champ. Le puits NAG, foré depuis la plateforme existante West Chirag, a permis une production précoce et fourni des données cruciales sur le réservoir et l’écoulement. Selon BP, les ressources NAG d’ACG sont estimées à 4 000 milliards de pieds cubes de réserves récupérables, avec un potentiel pouvant atteindre 6 000 milliards de pieds cubes. Le puits cible deux réservoirs NAG prioritaires : le Qirmaki Upper Sand, moins profond, et le Qirmaki Lower Sand, plus profond, tous deux situés sous les réservoirs pétrolifères actuels. Le gaz et le condensat produits seront acheminés via l’infrastructure existante d’ACG jusqu’au terminal de Sangachal. Gio Cristofoli, président régional de BP pour l’Azerbaïdjan, la Géorgie et la Turquie, a déclaré qu’ACG, près de 30 ans après le début de sa production pétrolière, ouvre un nouveau chapitre et conserve un potentiel de création de valeur pour le pays et ses investisseurs.

Le groupe hongrois MOL, avec ses partenaires Repsol et Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO), a signé un accord de partage de production pour une zone d’exploration en Méditerranée. MOL Group et ses partenaires ont remporté plus tôt cette année l’appel d’offres pour le permis d’exploration du bloc offshore O7, situé à environ 140 km au nord-ouest de Benghazi, couvrant une superficie de plus de 10 300 km², par des profondeurs d’eau supérieures à 1 500 mètres. L’accord d’exploration comprend l’acquisition de 1 500 km de données sismiques 2D et 2 300 km² de données sismiques 3D, ainsi que le forage d’un puits d’exploration. Repsol est l’opérateur, détenant 40 % d’intérêt, tandis que TPAO et MOL Group détiennent respectivement 40 % et 20 %.