Faits saillants E&P : 5 juin 2023

Voici un tour d'horizon des derniers titres E&P dans l'industrie pétrolière et gazière en amont, y compris les puits au large du Congo commençant la production et l'approbation du développement d'un champ en mer du Nord.

Des nouvelles attributions de contrats à l'achat de Resoptima par Halliburton, vous trouverez ci-dessous une compilation des derniers titres de l'espace E&P.

Des décennies après sa découverte initiale, le champ Boatou au large du Congo a commencé sa production, a annoncé Perenco Congo le 5 juin.

Elf Congo a découvert Boatou à l'origine, mais il est resté sous-développé jusqu'à récemment. Perenco Congo a obtenu un permis d'exploitation de 20 ans, qui nécessitait l'installation d'une plateforme dédiée. Entre mars et mai, Perenco et ses partenaires ont mis en ligne quatre nouveaux puits d'une production moyenne de 4 500 bbl/j.

Stéphane Barc, directeur général de Perenco Congo, a déclaré : « Trouver des solutions sur mesure pour les champs marginaux, les livrer rapidement, efficacement et en toute sécurité, laisse présager un avenir très prometteur en République du Congo.

Perenco Congo exploite le permis avec 75% d'intérêt pour le compte des partenaires SNPC avec 15% et AOGC avec 5% et PetroCongo avec 5%.

Aker BP a annoncé le 5 juin que Storting avait approuvé ses plans de développement et d'exploitation Yggdrasil et Fenris, ainsi que son développement supplémentaire de Valhall. Le PDG d'Aker BP, Karl Johnny Hersvik, a estimé que les projets Yggdrasil et Valhall PWP-Fenris représentent à eux seuls près de 15 milliards de dollars d'investissements.

Yggdrasil, qui se compose des groupes de licence Hugin, Fulla et Munin, est situé entre Alvheim et Oseberg en mer du Nord. Aker BP estime les ressources globales dans la région d'Yggdrasil à plus de 700 MMbbl. Le concept de développement a un degré élevé de flexibilité et est conçu pour s'adapter aux découvertes et champs futurs. De nouvelles infrastructures importantes sont prévues.

L'ensemble de la zone d'Yggdrasil sera télécommandé à partir d'un centre d'opérations intégré à terre et d'une salle de contrôle à Stavanger.

"L'ingénierie détaillée est en bonne voie. Tous les contrats majeurs ont été signés et nous avons commencé à passer des milliers de bons de commande aux fournisseurs, tant au niveau national qu'international. Nous sommes sur la bonne voie pour commencer la construction comme prévu à l'automne", a déclaré Yggdrasil Lars Høier. dit dans un communiqué.

Valhall PWP-Fenris dans la partie sud de la mer du Nord devrait démarrer la construction avant l'été. Le développement coordonné comprend une nouvelle plate-forme de production et de tête de puits (PWP) située au centre, reliée par un pont au centre de Valhall Field, et une installation sans pilote sur Fenris qui sera connectée à PWP par des pipelines sur le fond marin.

Les nouvelles réserves, résultant du projet de développement, sont estimées à 230 MMboe. Le projet assure également une prolongation de la durée de vie au-delà de 2028 pour Valhall et la poursuite de la production des réserves existantes de Valhall estimées à 137 MMbbl.

DNO ASA a annoncé le 5 juin que les installations de production de la plate-forme de tête de puits avaient été retirées du Schooner Field au large du Royaume-Uni, marquant la dernière opération offshore majeure dans le cadre du programme pluriannuel de démantèlement de la mer du Nord de l'opérateur.

Le navire-grue semi-submersible Thialf de Heerema Marine Contractors a soulevé le pont de la plate-forme de 1 200 tonnes métriques à bord du navire le 17 mai, et la chemise a été retirée le 23 mai après que les pieux ont été coupés à 3 m sous le fond marin. Le pont et la veste ont depuis été transportés au chantier Hoondert aux Pays-Bas pour être démantelés et recyclés.

DNO a repris en 2019 le rôle d'opérateur et de participation dans les champs Schooner et Ketch au Royaume-Uni et le champ sous-marin d'Oselvar en Norvège. Le démantèlement de ces trois champs en fin de vie avait été reporté par l'opérateur précédent. DNO a achevé le colmatage et l'abandon des neuf puits Ketch et des trois puits Oselvar en 2021, suivis des 12 puits Schooner en 2022. Les installations de production Ketch et Oselvar ont été retirées et démantelées l'année dernière. On estime qu'environ 95 % des matériaux retirés seront recyclés.

L'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers (OCNLHE) a annoncé le 5 juin que l'entretien d'une grue à flèche articulée sur la plate-forme Hebron à l'aide d'un arrache-goupille hydraulique a entraîné un projectile évité de justesse et la chute d'un objet sur la plate-forme.

L'OCNLHE a indiqué qu'Exxon Mobil Canada Properties a signalé que le 28 mai, lors de l'entretien de la grue à flèche articulée, l'extracteur de goupille hydraulique est tombé en panne. La tige d'extraction, qui pesait environ 6,8 kg, a été projetée d'environ 19 m sur le pont tubulaire, frappant le haut de la main courante nord-ouest du pont tubulaire, chutant de 21 m sur le pont inférieur et atterrissant sur une passerelle.

Bien que l'incident ait pu entraîner la mort, a déclaré l'OCNLHE, il n'y a eu aucun blessé. Exxon Mobil a immédiatement cessé de travailler dans la zone et a lancé une enquête sur la cause profonde de l'incident. L'OCNLHE surveille l'enquête d'Exxon Mobil sur l'incident.

Petrobras et TotalEnergies ont annoncé le 31 mai avoir signé des contrats de partage de production (PSC) pour des blocs au large du Brésil.

La signature de contrat la plus récente fait suite à l'appel d'offres permanent de décembre 2022. Les blocs proposés comprenaient Aquamarine, North of Brava et Southwest of Sagittarius.

Agua Marinha est un bloc d'exploration pré-salifère de 1 300 km2 dans le bassin de Campos, au sud du champ de Marlim Sul. Le programme de travaux comprend le forage d'un puits d'exploration ferme pendant la période d'exploration. Petrobras exploitera le bloc avec une participation de 30 % pour le compte des partenaires TotalEnergies avec 30 %, QatarEnergy avec 20 % et PPBL avec 20 %.

Petrobras exploite et détient une participation de 100 % dans le bloc Norte de Brava et a acquis une participation de 60 % dans Sudoeste de Sagitário dans un consortium avec Shell, qui détient les 40 % restants.

Woodside Energy a annoncé le 30 mai avoir attribué tous les contrats majeurs pour le démantèlement des infrastructures sous-marines des champs pétroliers et gaziers d'Enfield, Griffin, Stybarrow et Echo Yodel au large de l'Australie occidentale.

La campagne de démantèlement devrait commencer au quatrième trimestre 2023, sous réserve des approbations réglementaires. Cette campagne fait suite aux activités de démantèlement qui sont en cours sur les champs d'Enfield et de Balnaves depuis le premier trimestre 2022.

La nouvelle campagne comprendra la mise hors service de l'amarrage de la tourelle montante sur les champs Enfield et Griffin et de l'amarrage de la tourelle déconnectable sur le champ Stybarrow.

Les contrats couvrent l'enlèvement et l'élimination des amarres de colonne montante et de tourelle déconnectable, des ombilicaux, des conduites d'écoulement et d'autres infrastructures sous-marines. Les travaux seront réalisés par TechnipFMC, Heerema, McDermott, Fugro, DOF et McMahon. Un contrat pour la prise permanente et

l'abandon (P&A) de puits dans le champ de Stybarrow a également été attribué à Transocean.

TotalEnergies a annoncé le 29 mai avoir renouvelé pour 20 ans la licence de production de son bloc opéré en eau profonde OML130 au large du Nigeria.

Le bloc OML130 contient le champ Akpo, qui a commencé la production en 2009, et le champ Egina, qui a commencé la production en 2018. En 2022, la production était en moyenne d'environ 282 000 bep/j. Le démarrage de la production d'Akpo West, un projet à cycle court, est prévu d'ici la fin de 2023. De plus, OML130 contient la découverte de Preowei, qui sera développée en liaison avec le FPSO Egina.

"Cette prolongation de 20 ans nous permettra de faire avancer les études FEED sur le projet de raccordement de Preowei", a déclaré Henri-Max Ndong-Nzue, vice-président senior pour l'Afrique E&P chez TotalEnergies, dans un communiqué.

TotalEnergies Upstream Nigeria Ltd. exploite OML 130 avec une participation de 24% pour le compte des partenaires CNOOC avec 45%, Sapetro avec 15%, Prime 130 avec 16% et la Nigerian National Petroleum Company Ltd. en tant que concessionnaire de la PSC. Africa Oil détient une participation effective de 8% dans l'OML 130 via sa participation de 50% dans Prime Oil & Gas Coöperatief.

Valeura Energy Inc. a annoncé le 1er juin que deux de ses contrats liés au champ pétrolier de Jasmine en Thaïlande avaient été prolongés de cinq ans. La charte de Valeura du FPSO Jasmine et un contrat de services d'exploitation et de maintenance du navire ont été prolongés jusqu'à fin 2028.

Shell Global Solutions International BV a attribué à Worley un accord-cadre d'entreprise (EFA) de trois ans, a annoncé Worley le 30 mai.

L'EFA comprend des options pour deux extensions d'un an et fait suite à un précédent accord-cadre de cinq ans datant de 2017. En vertu de l'EFA, Worley fournira des services d'ingénierie, d'approvisionnement et de gestion de projet intégrée dans le monde entier pour les projets de Shell, couvrant toutes les activités de Shell. Les équipes d'exécution du projet fourniront des services axés sur la numérisation et la réplication.

Strohm a annoncé le 5 juin qu'il avait fourni des solutions de tuyaux composites pour le champ Frade de PRIO au large du Brésil.

Selon Strohm, le projet marque la première utilisation de tuyaux composites thermoplastiques (TCP) pour des opérations sous-marines permanentes dans la région.

Le développement sous-marin de Frade se situe dans le bassin en eau profonde du nord de Campos, avec des puits reliés à un FPSO.

Strohm a déjà livré deux ensembles de TCP Jumpers pour le service de levage à gaz, l'un de 1 300 m de long et le second de 900 m de long, tous deux livrés sur des bobines de transport et d'installation. PRIO a installé les deux lignes au deuxième trimestre 2023 à environ 1 200 m de profondeur d'eau.

Saipem a annoncé le 30 mai que DNV avait qualifié sa technologie Integrated Acoustic Unit (IAU) pour la surveillance des pipelines sous-marins lors des opérations de pose.

Saipem a développé l'instrument numérique IAU, basé sur la technologie acoustique, pour permettre une surveillance non intrusive et à distance de l'intégrité des pipelines offshore pendant les activités de pose. Il peut localiser en temps réel les obstructions, les déformations de conduites et les entrées d'eau jusqu'à plusieurs kilomètres de distance. Il peut également classifier et quantifier les anomalies détectées et envoyer les données à un opérateur.

Le système sera utilisé pendant le projet Scarborough de Woodside Energy au large de l'Australie. Saipem installera la ligne principale d'exportation du gazoduc qui reliera le champ gazier de Scarborough à l'usine terrestre, sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires pertinentes.

Saipem a déployé plusieurs prototypes IAU à bord de ses navires Castorone et Saipem 7000, et une campagne d'essais sur le terrain de plusieurs années a validé leurs performances, selon Saipem.

PGS a déclaré avoir remporté un contrat d'enquête et un financement pour une paire d'enquêtes multi-clients.

Le 1er juin, PGS a déclaré qu'une grande société énergétique internationale lui avait attribué un contrat d'acquisition d'exploration 3D en Méditerranée et que le Ramform Hyperion se mobiliserait pour l'enquête à la fin du troisième trimestre 2023. Le programme a une durée d'environ 70 jours.

Le 31 mai, PGS a annoncé avoir obtenu un préfinancement de l'industrie pour une vaste enquête multi-clients multi-saisons en mer de Norvège. Le Ramform Hyperion acquerra la première phase de l'enquête, à partir de fin juin et d'une durée d'environ 75 jours. La deuxième phase de l'enquête est prévue pour 2024, nécessitant environ 70 jours d'acquisition.

Le 30 mai, PGS a annoncé que sa joint-venture avec TGS et SLB avait obtenu un préfinancement pour étendre la couverture 3D multi-clients dans le bassin du Sarawak au large de la Malaisie. L'enquête couvrira 6 800 km2. Le Ramform Sovereign devrait commencer l'acquisition en juin 2023 et terminer les travaux en août. Il s'agit de la deuxième phase d'un contrat pluriannuel attribué initialement par Petronas en 2020 pour acquérir et traiter jusqu'à 105 000 km2 de données 3D multi-clients sur une période de cinq ans dans le bassin. La première phase du programme Sarawak a été acquise en 2021 et couvrait 8 400 km2.

Aker Solutions a annoncé le 2 juin un accord avec Aker BP pour prolonger un accord-cadre pour la fourniture de systèmes de production sous-marins jusqu'à la fin de 2028. Un accord de juin 2016 était valable huit ans.

L'accord peut couvrir l'assistance à Aker BP pour les études de faisabilité et les développements de concepts, le FEED, les projets de développement sous-marin et les services pendant l'exécution du projet.

Odfjell Drilling a annoncé le 31 mai que la plate-forme Deepsea Yantai avait remporté un contrat pour un puits pour des travaux dans le PL 891 en mer de Norvège. Le contrat avec ConocoPhillips Skandinavia AS comprend des options pour deux puits supplémentaires.

La portée ferme des travaux est estimée à 72 jours et commencera au troisième trimestre de 2024.

Le groupe Expro a annoncé le 5 juin avoir remporté un contrat d'intervention et d'intégrité de puits de cinq ans d'une valeur de plus de 30 millions de dollars auprès de TotalEnergies EP Ouganda pour le projet multipuits Tilenga.

Les travaux débuteront au deuxième trimestre 2023, Expro prenant initialement en charge les activités de forage, suivies de l'optimisation de la production, de l'intégrité et du reconditionnement des puits. Expro a conçu quatre unités d'intervention de puits pour fournir une solution opérationnelle unique pour les lignes lisses et tressées dans un environnement de trou tubé tout au long de la durée de vie du puits. La solution est conçue pour réduire l'empreinte de l'équipement et les émissions de CO2 équivalentes, tout en offrant une efficacité améliorée.

Le projet Tilenga couvre six champs, avec plus de 400 puits prévus sur plusieurs plateformes. Le forage débutera cette année et se poursuivra pendant cinq ans.

Halliburton Co. a annoncé le 5 juin avoir acquis Resoptima AS, une société technologique norvégienne spécialisée dans la gestion des réservoirs basée sur les données. Halliburton a déclaré que l'acquisition permettra l'intégration de la modélisation de réservoir et de l'analyse prédictive de Resoptima dans la suite Halliburton Landmark DecisionSpace 365.

Resoptima, utilisé sur plus de 130 champs actifs dans le monde, fournit des solutions technologiques qui améliorent la compréhension des réservoirs pour améliorer l'extraction du pétrole, la gestion des ressources et l'atténuation des risques.

Lancé en 2013 et développé avec la contribution de dizaines de clients, le logiciel de Resoptima permet d'augmenter les facteurs de récupération des réservoirs et de réaliser des économies sur les projets d'intervention sur les réservoirs en évitant des erreurs coûteuses telles que des forages de puits sous-performants et des volumes d'injection inutiles. Atila Mellilo, l'ancien PDG de Resoptima, rejoindra l'équipe de direction de Halliburton Landmark.

Les solutions DecisionSpace365 et Resoptima offrent des architectures ouvertes et une interopérabilité avec des logiciels tiers. Le portefeuille combiné conservera ces caractéristiques, améliorant la capacité des clients existants et futurs à capitaliser sur les investissements antérieurs.

Un système de manipulation de nœud de fond océanique (OBN) de nouvelle génération utilise un véhicule sous-marin autonome en vol stationnaire pour accélérer le placement précis des OBN.

PXGEO a développé MantaRay basé sur la plate-forme Sabertooth de Saab en collaboration avec Saab, qui est capable de fonctionner dans des profondeurs d'eau de 4 m à 3 000 m. MantaRay a une conception entièrement électrique et ne nécessite ni ombilicaux ni attaches.

Le PDG de PXGEO, Tony Bowman, a déclaré que l'on s'attend à ce que la flotte initiale de MantaRays soit pleinement opérationnelle d'ici la fin de l'année.

Halliburton Co. a annoncé le 31 mai qu'Equinor avait sélectionné Halliburton Landmark DecisionSpace Geosciences comme sa boîte à outils géoscientifique standard et OpenWorks avec Open Subsurface Data Universe comme base de données d'entreprise pour les interprétations de ses données souterraines.

En conséquence, la communauté One Subsurface d'Equinor disposera d'une boîte à outils normalisée pour le sous-sol, leur permettant d'introduire de manière transparente des géoscientifiques dans différents projets. La solution consolidera toutes les données d'interprétation dans OpenWorks pour permettre une interprétation géologique à grande échelle et une transition en douceur vers le cloud. Equinor et Halliburton co-développeront les workflows d'exploration de DecisionSpace Geosciences.

Ikon Science a annoncé le 5 juin qu'il avait introduit un outil technologique d'inversion 4D dans le cadre de RokDoc 2023.3 et avait publié la solution de gestion des connaissances souterraines native du cloud Curate 2023.3.

Ikon a déclaré que son application Time-Lapse Ji-Fi offre des capacités complètes de suivi des fluides 4D pour les scénarios de production et d'injection et est applicable dans la plupart des campagnes de production d'hydrocarbures, ainsi que dans les efforts de capture et de stockage du carbone.

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Jennifer Pallanich est rédactrice en chef de Hart Energy pour la technologie. Elle a rendu compte de la technologie qui alimente l'exploration, le développement et la production de gisements de pétrole pendant plus de deux décennies.

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