fr.wedoany.com Rapport : Equinor, en partenariat avec ses partenaires, a réalisé une découverte de pétrole et de gaz sur la structure prospective Skrugard North Tubåen en mer de Barents. Ce puits, le 17e du permis de production 532, est situé à 6 km au nord du puits de découverte 7220/8-1 du champ Johan Castberg et à 240 km au nord-ouest de Hammerfest. Les ressources récupérables estimées sont de 1,2 à 1,7 million de mètres cubes standard d'équivalent pétrole et gaz. L'opération a été réalisée par la plateforme semi-submersible de forage en environnement difficile Transocean Enabler, avec le puits foré sous le numéro 7220/5-EC-2 H. Equinor est l'opérateur, avec Vår Energi et Petoro comme partenaires.
Saipem a obtenu un contrat de forage offshore d'une valeur de 260 millions de dollars attribué par Eni Côte d'Ivoire Ltd. Saipem déploiera le navire de forage Santorini au large des côtes ivoiriennes pour exécuter un programme de forage de développement à long terme, dont le démarrage est prévu début 2027. Le Santorini est un navire de forage de septième génération capable d'opérer dans des profondeurs d'eau allant jusqu'à 12 000 pieds. Selon Saipem, le contrat comprend des options pour des périodes de travail supplémentaires ainsi que la possibilité de déployer la plateforme dans les pays voisins.
L'ADNOC a pris la décision finale d'investissement (DFI) pour le projet de développement du gaz offshore du dôme de gaz d'Umm Shaif, d'un montant de 6,2 milliards de dollars. Umm Shaif est le champ offshore le plus ancien du pays, mis en production en 1962. L'ADNOC estime que le nouveau projet de développement acheminera plus de 600 millions de pieds cubes standard par jour de gaz depuis le dôme de gaz recouvrant la couche pétrolifère du champ, tout en maximisant la récupération des condensats. Le projet comprend la construction d'au moins deux nouvelles plateformes de têtes de puits de production de gaz (GP-1 et GP-2) et d'une plateforme de têtes de puits d'injection de gaz ; une grande nouvelle installation offshore équipée de modules de compression de gaz humide, reliée à la plateforme existante offshore intégrée de développement de gaz-Habshan par un nouveau pont ; des installations de séparation et de traitement, des infrastructures sous-marines, un système de collecte de gaz ainsi que des modifications brownfield des plateformes existantes ; des pipelines et câbles sous-marins pour la collecte du pétrole et du gaz, le gaz riche déshydraté étant acheminé vers l'île de Das via le système existant de gazoducs principaux/gazoducs interchamps ; ainsi qu'une nouvelle unité de traitement des condensats sur l'île de Das et les connexions associées. L'ADNOC est l'opérateur avec une participation de 60 %, avec TotalEnergies (20 %), Eni (10 %) et China National Petroleum Corporation (10 %) comme partenaires.
Basra Oil Company a attribué à Halliburton un contrat pour la fourniture de services intégrés de gestion de champs pétroliers ainsi que la gestion de l'ingénierie, des approvisionnements et de la construction pour le développement des champs pétroliers et gaziers de Bin Umar et Sindbad, dans le sud de l'Irak. Halliburton utilisera sa suite logicielle Landmark pour connecter l'évaluation du sous-sol, la planification du forage, les opérations de production et la planification commerciale. Basra prévoit que, au cours de la première phase de développement de cinq ans, le champ de Bin Umar produira environ 150 000 barils de pétrole par jour et 300 millions de pieds cubes standard par jour de gaz associé.
Equinor a conclu un accord avec Transocean (conditionné à l'obtention des autorisations de permis) pour la location de trois plateformes de forage semi-submersibles Cat D spécialement conçues pour une exploitation toute l'année sur le plateau continental norvégien, pour un montant de 1 milliard de dollars. Equinor déploiera l'Enabler (3 ans), l'Encourage (2 ans) et l'Endurance (2 ans). La société norvégienne a indiqué que l'acquisition de ces plateformes de forage contribuerait à la réalisation de son plan de production à l'horizon 2035. L'Enabler et l'Encourage commenceront leurs opérations au premier trimestre 2028, tandis que l'Endurance devrait démarrer au deuxième trimestre 2027.
« Notre ambition pour le plateau continental norvégien est d'atteindre 1,3 million de barils d'équivalent pétrole par jour d'ici 2035, dont environ 70 % de la production proviendra de nouveaux puits », a déclaré Rune Nedregaard, vice-président senior du forage chez Equinor.
Eni a annoncé le démarrage réussi de la production de pétrole et de gaz du projet de compression Sabratha. Ce projet offshore vise à maintenir et à augmenter la production de gaz du champ Bahr Essalam, situé à environ 100 km des côtes libyennes. Pour augmenter la production, un module de compression de 1 600 tonnes équipé de nouveaux compresseurs a été installé sur la plateforme Sabratha, portant la capacité totale de compression à environ 440 millions de pieds cubes standard par jour. Le champ Bahr Essalam étant déjà en phase de déclin naturel, le nouveau module devrait permettre d'augmenter la production annuelle de gaz d'environ 800 millions de mètres cubes, accompagnée de condensats associés. Eni développe le projet de compression Sabratha en partenariat avec Mellitah Oil & Gas, sa coentreprise avec la National Oil Corporation libyenne.
Le rapport du deuxième trimestre 2026 de Santos présente l'avancement de ses projets de développement Barossa et Pikka. Sur le champ gazier de Barossa, situé à 280 km au nord-nord-ouest de Darwin, la production a atteint 97 % de la production prévue, et deux cargaisons du projet ont été chargées à huit jours d'intervalle vers la fin du trimestre.
La société a en outre indiqué que le projet Pikka Phase 1 progresse vers une production stable. Les premiers puits de production ont été mis en service, avec une production totale d'environ 23 000 barils par jour. Des puits de production supplémentaires ainsi que le système d'injection d'eau qui fournira un soutien de pression au réservoir devraient être mis en service dans les prochaines semaines. Le projet reste en voie d'atteindre une production totale stable cible d'environ 80 000 barils par jour au troisième trimestre 2026, avec les premiers revenus de vente attendus en août.
Saipem a annoncé l'achèvement des opérations d'installation offshore de la plateforme de production du projet de développement de gaz Neptun Deep, à l'aide du Saipem 7000, l'un des plus grands navires de levage au monde. Selon la société, ce projet, situé dans les eaux roumaines de la mer Noire, est actuellement le plus grand projet offshore de gaz en cours dans l'Union européenne. La plateforme, entièrement automatisée et conçue pour une exploitation à distance, acheminera le gaz traité via un gazoduc sous-marin de 160 km posé par la flotte de Saipem.
Saipem a obtenu ce contrat en 2023, qui comprend l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction et l'installation de la plateforme de production de gaz, l'ingénierie sous-marine des champs Domino et Pelican, ainsi que la pose d'un gazoduc sous-marin de 160 km et de 30 pouces et d'un câble à fibre optique reliant la plateforme à la côte roumaine. L'opérateur OMV Petrom prévoit une première production de gaz en 2027 et estime que Neptun Deep contient environ 100 milliards de mètres cubes de gaz récupérable. Neptun Deep est exploité en partenariat entre OMV Petrom (50 %) et Romgaz (50 %).
