L’évidence, on a sous-estimée l’ampleur du gisement pétrolier sur le champ pétrolifère SNE, au large du Sénégal. C’est ce que relèvent les résultats des récents sondages sismiques 3D additionnelles opérées par la compagnie petro-gazière australienne Far Ltd.
Ceux-ci, annonce-t-on, laissent entrevoir de plus grandes perspectives d’exploitation. Car, l’interprétation des données sismiques 3D recueillies sur le périmètre du champ pétrolifère SNE relève que les ressources non exploitées y sont estimées à plus de 1,5 milliards de barils. Soit une augmentation de plus de 50% par rapport aux estimations précédentes.
Sur ces réserves non exploitées, 234 millions de barils net devraient revenir à FAR, en raison des 15% de participation qu’il détient sur la concession. En août dernier, la compagnie pêtro-gaziere australienne qui s’appuyait sur une estimation de type 2C, révélait qu’on pouvait récupérer jusqu’à 641 millions de barils de pétrole sur le champ SND pour un rendement journalier maximal de 140 000 barils.
En outre, deux puits supplémentaires (SNE-5 et SNE-6) devraient relevaient leurs capacités, avant la fin de l’année, dans la zone sud du champ pétrolier SNE. De plus, en raison du coût relativement faible du forage, qui a démarré le 21 janvier dernier par le foreur Stena DrillMAX, et des nouvelles données en présence, il n’est pas exclu qu’un puits additionnel soit foré, avant la fin de l’année. Le champ SNE est exploité par Cairn Energy (40%). Il est suivi de ConocoPhillips (35%), de Far (15%) et Petrosen (10%).
Le Sénégal attire de plus en plus l’appétit de l’industrie pétrolière mondiale. Il y a quelques semaines, la société Cairn Energy a annoncé le lancement prochain de son troisième programme de forage au large du Sénégal, après avoir fait deux découvertes substantielles en trois ans. Les estimations de Cairn sur les réserves récupérables du champ se situaient entre 274 et 900 millions de barils. La major du pétrole BP s’est également introduit dans les champs offshores sénégalais. Le mois dernier, la compagnie a annoncé avoir conclu un accord avec Kosmos Energy pour acquérir une participation de 32,49% dans deux blocs offshore.
Source : Enquête
Ceux-ci, annonce-t-on, laissent entrevoir de plus grandes perspectives d’exploitation. Car, l’interprétation des données sismiques 3D recueillies sur le périmètre du champ pétrolifère SNE relève que les ressources non exploitées y sont estimées à plus de 1,5 milliards de barils. Soit une augmentation de plus de 50% par rapport aux estimations précédentes.
Sur ces réserves non exploitées, 234 millions de barils net devraient revenir à FAR, en raison des 15% de participation qu’il détient sur la concession. En août dernier, la compagnie pêtro-gaziere australienne qui s’appuyait sur une estimation de type 2C, révélait qu’on pouvait récupérer jusqu’à 641 millions de barils de pétrole sur le champ SND pour un rendement journalier maximal de 140 000 barils.
En outre, deux puits supplémentaires (SNE-5 et SNE-6) devraient relevaient leurs capacités, avant la fin de l’année, dans la zone sud du champ pétrolier SNE. De plus, en raison du coût relativement faible du forage, qui a démarré le 21 janvier dernier par le foreur Stena DrillMAX, et des nouvelles données en présence, il n’est pas exclu qu’un puits additionnel soit foré, avant la fin de l’année. Le champ SNE est exploité par Cairn Energy (40%). Il est suivi de ConocoPhillips (35%), de Far (15%) et Petrosen (10%).
Le Sénégal attire de plus en plus l’appétit de l’industrie pétrolière mondiale. Il y a quelques semaines, la société Cairn Energy a annoncé le lancement prochain de son troisième programme de forage au large du Sénégal, après avoir fait deux découvertes substantielles en trois ans. Les estimations de Cairn sur les réserves récupérables du champ se situaient entre 274 et 900 millions de barils. La major du pétrole BP s’est également introduit dans les champs offshores sénégalais. Le mois dernier, la compagnie a annoncé avoir conclu un accord avec Kosmos Energy pour acquérir une participation de 32,49% dans deux blocs offshore.
Source : Enquête
