TotalEnergies abandona el yacimiento de aguas profundas de Nigeria mientras Eni y Shell aumentan sus participaciones
-165835 "FPSO Bonga (Crédito: Shell)")
TotalEnergies ha completado la desinversión de su participación no operada en el yacimiento de aguas profundas Bonga en la costa de Nigeria, vendiendo su participación a Shell Nigeria Exploration and Production Company (SNEPCo) y Eni.
SNEPCo, una subsidiaria de Shell, completó el acuerdo previamente anunciado y aumentó su participación en el Contrato de Producción Compartida OML 118 (OML 118 PSC) del 55% al 65%.
La nigeriana Agip Exploration, filial de Eni, ejerció sus derechos de preferencia para adquirir una participación adicional del 2,5% en el PSC OML 118, reduciendo la participación del 12,5% que SNEPCo había acordado adquirir al 10% y aumentando su participación del 12,5% al 15%.
Después de la transacción, SNEPCo continuará operando el campo Bonga con una participación de trabajo del 65% en asociación con Esso Exploration and Production Nigeria, que posee el 20%, y Nigerian Agip Exploration, el 15%, en nombre de Nigerian National Petroleum Company Limited (NNPC).
“Tras nuestra decisión final de inversión (FID) en Bonga North el año pasado, esta adquisición representa otra inversión significativa en aguas profundas de Nigeria y es parte de la estrategia de Shell de seguir invirtiendo en activos existentes competitivos que contribuyan a la producción sostenida de líquidos y al crecimiento de nuestra cartera Upstream”, afirmó Shell.
El campo Bonga es un desarrollo en aguas profundas ubicado en OML 118, a profundidades superiores a los 1000 metros. La producción en Bonga comenzó en 2005, con una capacidad de 225 000 barriles de petróleo al día. El campo Bonga produjo su mil millonésimo barril de petróleo crudo en 2023.
La producción en el campo se realiza a través del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Bonga.
En diciembre de 2024, Shell anunció una FID en Bonga North, una conexión submarina al FPSO Bonga.
Bonga North tiene actualmente un volumen estimado de recursos recuperables de más de 300 millones de barriles de petróleo equivalente y se espera que alcance una producción máxima de 110.000 barriles de petróleo por día, anticipándose la primera producción de petróleo para finales de la década.
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