Estudio sobre los fondos marinos precede a la ronda de licencias planificadas en Nigeria

La unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga de Egina (FPSO) se embarca en uno de los proyectos marinos ultra profundos más ambiciosos de Nigeria, el campo petrolífero Egina, ubicado a profundidades de más de 1.500 metros. (Foto: Total)

A medida que Nigeria mira hacia una posible ronda de licencias de petróleo a mediados de 2020, el plan ha recibido un gran impulso con el lanzamiento del primer Estudio regional de múltiples clientes y muestreo de multihaz y fondo marino (MB&SS) del país de África Occidental.

La recopilación de datos por parte de TGS en asociación con el primer centro de datos multicliente de África Occidental, PetroData Management Services Limited, entre otras ventajas "ayudaría a eliminar el riesgo de la región costa afuera y acelerar la toma de decisiones de exploración en un área que probablemente crecerá nivel de actividad de licencias en el futuro cercano ”.

Según TGS, obtener datos adicionales sobre casi 80,000 kilómetros cuadrados de la prospectividad en alta mar del Delta del Níger, incluidos unos 150 núcleos del lecho marino, "cuya ubicación se basa en anomalías de dispersión de rayos multihaz", también reforzaría el concepto de la región. una de las "provincias de hidrocarburos más prolíficas" en el África subsahariana.

A principios de este año, la empresa conjunta TGS-PetroData comenzó el reprocesamiento del conjunto de datos sísmicos 2D reunidos bajo el nuevo proyecto NGRE19 2D Repro en la costa de Nigeria que cubre 18,740 kilómetros.

La encuesta NGRE19 cubrió varios bloques de aguas profundas que aún no se han adjudicado para exploración. Los plazos anteriores de TGS indicaron que los datos reprocesados estarían disponibles en el último trimestre de 2019 y que "aportarían datos sísmicos 2D de banda ancha de alta calidad a la emocionante región de aguas profundas en alta mar".

Además, TGS y PetroData esperan que el nuevo estudio de MB&SS se base en los datos 2D reprocesados "para aprovechar las últimas técnicas de imágenes sísmicas". Se espera que el estudio MB&SS se complete y se publiquen los resultados en el primer trimestre de 2020, meses antes de la ronda de licencias prevista para los bloques costa afuera y tierra adentro.

La ronda de licencias de petróleo planeada por la estatal Nigeria National Petroleum Corp es parte de la estrategia de Nigeria para aumentar la producción a al menos 3 millones de barriles por día en 2023.

Pero antes de la ronda de licencias, Nigeria y las compañías petroleras internacionales que están activas en el espacio offshore y onshore del país aún no han llegado a un acuerdo sobre las preocupaciones planteadas por el reciente movimiento del gobierno para aumentar su participación en los ingresos petroleros de los bloques de aguas profundas.

El presidente Muhamud Buhari había marcado el tono durante su discurso sobre el presupuesto del gobierno federal de octubre de 2019 cuando pidió que se agilizara la revisión de los términos fiscales para los campos petroleros en alta mar "para reflejar las realidades actuales y para que el gobierno acumule más ingresos".

El proyecto de ley 2018 sobre el contrato de participación en la producción en aguas profundas y en el interior de la cuenca (enmienda) se presentó a la Asamblea Nacional en junio del año pasado, pero no fue promulgado debido a lo que Buhari describió como "una combinación de complicidad de los políticos y los pies nigerianos. arrastrado por compañías petroleras que durante más de un cuarto de siglo han conspirado para mantener los impuestos al petróleo al mínimo posible ".

Sin embargo, el Senado de Nigeria aprobó el proyecto de ley en octubre, que entre las disposiciones se encuentra el ajuste de los ingresos debido al gobierno federal cada vez que los precios del petróleo superan los $ 20 / barril.

Con la aprobación del nuevo proyecto de ley, Buhari dijo: "Estimamos que este esfuerzo puede generar al menos US $ 500 millones de ingresos adicionales para el Gobierno Federal en 2020, y más de mil millones de dólares a partir de 2021".

Apenas unas semanas después de la aprobación del proyecto de ley por parte del Senado, a principios de noviembre, Buhari anunció que había "dado su consentimiento al proyecto de ley para enmendar la Ley de Deep Offshore (y el contrato de producción compartida de la cuenca interior)", calificando el asentimiento como "un momento histórico para Nigeria . "

"Nigeria ahora recibirá su parte justa, justa y equitativa de los ingresos de nuestros propios recursos naturales por primera vez desde 2003", dijo.

Pero aún no está claro qué impacto puede tener la aprobación del Proyecto de Ley de Contrato de Producción Compartida de la Cuenca Profunda e Interior (Enmienda) 2018 sobre los contratos de producción compartida que están por vencer y también sobre la respuesta de potenciales exploradores internacionales de petróleo y gas. a la próxima ronda de licencias en algún momento en 2020.

Sin embargo, el nuevo estudio realizado por TGS y PetroData establece firmes para que el gobierno nigeriano ponga en marcha una estrategia de comercialización de sus activos en aguas profundas y abra oportunidades para nuevos inversores interesados en tener una participación en el lucrativo sistema de petróleo del Delta del Níger en alta mar.