Halliburton gana trabajo de perforación en alta mar en Senegal

Diseño submarino de SNE (Imagen: Woodside)

Woodside Energy, con sede en Australia, otorgó a Halliburton nueve contratos condicionales para servicios de perforación y terminación para el primer desarrollo petrolero en aguas profundas en aguas profundas de Senegal, anunció el lunes la compañía de servicios petroleros.

La campaña de perforación SNE Field Development Phase 1, que comenzará a fines de 2020 o principios de 2021, es para perforar y completar 18 pozos con hasta ocho pozos opcionales en un plazo estimado de tres a cuatro años. Los contratos adjudicados incluyen perforación, tala, cementación, terminaciones más bajas, línea electrónica / línea resbaladiza, tubería flexible y servicios de prueba de pozos, dijo Halliburton.

La adjudicación de contratos múltiples sigue a una adjudicación condicional anterior a Halliburton en diciembre de 2018 por servicios de fluidos de perforación y terminación, dijo la compañía de servicios.

Halliburton dijo que planea comenzar el trabajo de ingeniería inicial en Perth, Australia, más adelante este año, y luego transferirá el trabajo a Dakar, Senegal en 2020.

"Estamos entusiasmados de ganar este trabajo y proporcionar servicios de nuestras múltiples líneas de servicio de productos en lo que probablemente sea el primer desarrollo de petróleo en aguas profundas en Senegal", dijo Shannon Slocum, vicepresidente senior de Eurasia, Europa y África subsahariana. región para Halliburton. "Además de nuestros servicios, Halliburton invertirá en Senegal mediante la construcción de instalaciones, la contratación de personal local y la utilización potencial de vendedores / proveedores locales".

Woodside es el operador de SNE y tiene una participación del 35%. Sus socios en el campo son Cairn (40%), FAR (15%) y Petrosen (10%).

El concepto de desarrollo de la Fase 1 para el campo SNE es una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) independiente con infraestructura submarina. Se diseñará para permitir las fases de desarrollo de SNE subsiguientes, incluidas las opciones para la exportación potencial de gas a la costa y para futuros vínculos submarinos desde otros depósitos y campos, dijo Woodside. La primera producción de petróleo está dirigida a 2022.

En diciembre de 2018, Woodside otorgó el contrato submarino de ingeniería y diseño front-end (FEED) para SNE Phase 1 a la Subsea Integration Alliance, una asociación de OneSubsea, Schlumberger y Subsea 7.

En febrero de 2019, Woodside le otorgó a Modec el contrato FEED para la FPSO, que será la primera instalación de producción en alta mar en Senegal. Según World Energy Reports (WER), el FPSO estará diseñado para tener una capacidad de planta de 90,000 b / d de petróleo, 100 mmcf / d de gas, 95,000 de producción de agua y ser capaz de almacenar 1.5 millones de barriles. El contrato FEED está destinado a transformarse en un contrato y arrendamiento de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), sujeto a una decisión final de inversión (FID) sobre el proyecto que se espera para este año.

El campo SNE está ubicado dentro del área de permisos Sangomar Deep Offshore, aproximadamente a 100 kilómetros al sur de Dakar, Senegal. World Energy Reports enumera las mejores reservas estimadas de 2P en SNE como 573 millones de barriles. El aceite tiene una gravedad de aceite de 32 ° API. La Fase 1 tendrá como objetivo la producción de petróleo de 230 millones de barriles a través de 11 productores, 10 de inyección de agua y dos pozos de inyección de gas, dice WER.

Dos fases posteriores tendrán como objetivo otros 250 millones de barriles a través de 32 a 34 pozos adicionales. Según WER, se anticipa que las fases 2 y 3 comenzarán dos o cuatro años después de la Fase 1.

WER informa que el gasto de desarrollo esperado para el proyecto está en el rango de $ 13 a $ 15 por barell y el opex esperado está en el rango de $ 12 a $ 14 por barril, incluido el contrato de arrendamiento FPSO.