La société BW Energy a démarré sa campagne de forage au Gabon 2021 avec le forage du puits d’extension Hibiscus (DHIBM-2), sur le permis Dussafu Marin, en avril 2021, à l’aide de la plate-forme de forage auto-élévatrice Borr Norve.
Il s’agissait du premier puits de la campagne de trois puits prévue à Dussafu en 2021, mais il n’a pas rencontré d’hydrocarbures dans le réservoir cible de Gamba.
Après le puits DHIBM-2, la plateforme auto-élévatrice Borr Norve a poursuivi les opérations de forage sur le puits de production horizontal, DTM-7H, sur le champ de Tortue. Le forage de ce dernier puits de production horizontal s’est achevé conformément au plan en juillet 2021 .
Dans le cadre du développement du champ Tortue Phase 2, le raccordement des deux derniers puits de production DTM-6H et DTM-7H est maintenant terminé et le transfert aux opérations de production a été effectué.
BW a rapporté mercredi que le puits Gamba DTM-7H avait été mis en service avec succès le 19 octobre. Le deuxième puits, DTM-6H dans la formation Dentale, devrait entrer en service dans les prochains jours. La production actuelle avant les deux nouveaux puits de production est d’environ 11 500 barils de pétrole par jour.
Le développement de Tortue se compose de six puits de production, liés au FPSO BW Adolo. L’achèvement des puits DTM-6H et DTM-7H a été suspendu l’année dernière en raison de la pandémie de COVID-19. Ceci conclut le projet Tortue Phase 2 avec zéro incident HSSE.
« Le développement de la phase 2 de Tortue a été achevé en deçà du budget et dans les délais révisés. Nous attendons avec impatience la croissance de la production suite au premier pétrole des deux puits. Sur le plan opérationnel, nous allons maintenant nous concentrer sur la stabilisation de la production et la conclusion des activités du projet », a déclaré Carl K. Arnet , PDG de BW Energy.
Selon BW, la production brute du champ de Tortue était en moyenne d’environ 9 000 barils de pétrole par jour au troisième trimestre 2021, soit une production brute totale de 0,8 million de barils de pétrole pour la période.
La baisse de la production par rapport au deuxième trimestre 2021 est principalement due à des fermetures d’usines et à des problèmes opérationnels temporaires.
La pénurie de capacité de levage de gaz annoncée précédemment a également eu un impact sur la production. Une unité de génération d’azote a été installée sur BW Adolo, ce qui a considérablement amélioré l’efficacité de la production.
Comme indiqué précédemment, il n’y a eu aucune levée de BW Energy au cours du trimestre. Le coût de production (hors redevances) était d’environ 36 $ le baril. Si le coût de production absolu est resté stable, le coût unitaire exprimé reflète la baisse de cadence de production réalisée au troisième trimestre.
Le coût de production global comprend environ 1,5 million de dollars de coûts liés à la poursuite de la gestion de la pandémie de COVID-19 tout au long de la période.
Le chiffre d’affaires du troisième trimestre devrait refléter environ 195 000 barils de livraisons trimestrielles d’obligations du marché intérieur (DMO) avec une position de sous-élévage d’environ 203 000 barils à la fin de la période.
BW Energy disposait d’un solde de trésorerie de 170 millions de dollars au 30 septembre 2021, contre 216 millions de dollars au 30 juin 2021. La diminution est principalement due aux activités d’investissement liées à Tortue Phase 2, à l’avancement du projet Hibiscus/Ruche, ainsi qu’à l’achèvement du campagne de forage d’exploration à Dussafu.
En septembre 2021, BW a révélé que les résultats préliminaires de son puits d’exploration Hibiscus North (DHBNM-1), situé dans le bloc Dussafu, indiquent des réserves inférieures à l’extrémité inférieure de l’estimation des ressources pré-forage, mais la découverte pourrait être liée à la Développement Hibiscus/Ruche.
Dans l’attente d’une analyse plus approfondie, les résultats préliminaires indiquent que le champ pourrait être intégré à la planification du développement futur avec un lien possible avec le développement d’Hibiscus Ruche, mais avec des réserves inférieures à l’extrémité inférieure de l’estimation des ressources avant le forage d’un potentiel de 10 à 40 millions de barils de pétrole.
