• October 16, 2024

Chevron a l'intention d'augmenter la production du côté du Nouveau-Mexique du bassin permien, qui compte parmi les régions pétrolières et gazières les plus productives des États-Unis. « Healey, le gestionnaire d'actifs de la société pour le Nouveau-Mexique, a déclaré : « Nous percevons un potentiel important dans ce domaine. De multiples facteurs en ont fait un emplacement privilégié.ââ Chevron a déclaré son objectif de produire un million de barils d'équivalent pétrole par jour (mbep/j) dans le bassin permien d'ici 2025, en se concentrant sur les zones les plus productives pour atteindre cet objectif. Il est à noter que la région du Nouveau-Mexique présente des avantages géologiques dans sa formation rocheuse, qui est abondante en matière organique capable de générer du pétrole et du gaz sous pression au fil du temps. L'état sous-développé de la région implique qu'il n'y a aucune inquiétude quant à l'épuisement du pétrole ou du gaz des puits existants, offrant ainsi un plus grand potentiel d'extraction. En tant que l’un des principaux producteurs de pétrole et de gaz naturel du bassin permien, Chevron reconnaît le rôle crucial que joue le Nouveau-Mexique pour garantir l’indépendance énergétique des États-Unis. Alignant sa stratégie de développement sur l'accent réglementaire de l'État sur la sécurité et la durabilité environnementale, Chevron utilise des compresseurs électriques plutôt que des compresseurs alimentés au gaz naturel pour alimenter ses opérations. Elle a également réduit l'intensité des émissions de carbone associées à ses équipements de fracturation hydraulique. Source de l'article : egyptoil-gas.com

• October 09, 2024

(WO) â Mike Sommers, président et directeur général de l'American Petroleum Institute (API), s'est adressé à l'Association Oil and Gas du Nouveau-Mexique à Santa Fe, soulignant le rôle essentiel de la sécurité énergétique des États-Unis. dans un contexte de tensions mondiales croissantes. Avec les conflits dans les principales régions productrices d'énergie et les menaces croissantes qui pèsent sur les chaînes d'approvisionnement, Sommers a souligné la nécessité de politiques énergétiques nationales fortes pour sauvegarder la stabilité nationale et mondiale. Sommers a souligné un récent sondage réalisé par Morning Consult, révélant que 90 % des électeurs des États en conflit souhaitent que les candidats à la présidentielle abordent les questions énergétiques. Le sondage a également montré que 80 % des électeurs sont favorables à l'exploitation des ressources intérieures américaines plutôt qu'à une dépendance à l'énergie étrangère. "Nous constatons des conflits en cours dans le monde entier qui nous rappellent qu'un accès sûr et fiable à l'énergie est essentiel à la sécurité de notre nation", a déclaré Sommers. "Mais cette sécurité ne peut pas être tenue pour acquise. Nous avons besoin de politiques qui garantissent que nous répondrons aux besoins énergétiques de demain, et pas seulement à ceux d'aujourd'hui." Sommers a cité l’escalade des tensions au Moyen-Orient et la guerre en cours en Ukraine, soulignant que la production américaine de pétrole et de gaz naturel joue un rôle clé dans la stabilité énergétique mondiale. Il a souligné que le comté de Lea, au Nouveau-Mexique, était un contributeur majeur, produisant plus de pétrole que cinq pays de l'OPEP réunis. En discutant de l’impact transformateur de la fracturation hydraulique sur la production énergétique américaine, Sommers a exhorté la prochaine administration à donner la priorité à des politiques telles que la feuille de route politique en cinq points de l’API, qui vise à renforcer le leadership énergétique américain et à freiner l’inflation. « Personne ne peut remporter la présidence sans soutenir la fracturation hydraulique », a déclaré Sommers, soulignant la nécessité de réformes en matière d'autorisations, de exportations de GNL et de politiques fiscales pour garantir le maintien d'un leadership énergétique. Source de l'article : Pétrole mondial

• September 18, 2024

(WO) â Selon la Direction norvégienne de l'offshore, Equinor et ses partenaires ont fait une découverte de pétrole et de gaz offshore dans les puits sauvages 15/3-13 S et 15/3-13 A. Les puits font partie de le champ de Gundrun en mer du Nord. Le forage a été réalisé par la plate-forme Deepsea Stavanger. Les estimations préliminaires placent la taille de la découverte entre 0,1 et 1,2 MMcm d'équivalent pétrole récupérable dans la Formation intra-Draupne, et entre 0,4 et 1,3 MMcm d'équivalent pétrole récupérable dans la Formation Hugin. Source : Direction norvégienne de l'offshore Les titulaires de permis évalueront les résultats du puits en tenant compte d'autres perspectives dans la région. Informations géologiques. L'objectif principal de l'exploration des puits offshore était de prouver la présence de pétrole dans les roches réservoirs du Jurassique supérieur de la Formation intra-Draupne, ainsi que dans les roches réservoirs du Jurassique moyen de la Formation Hugin. L'objectif d'exploration secondaire était de prouver un réservoir dans des roches réservoirs du Crétacé inférieur dans la Formation de Rødby. Le puits 15/3-13 S a rencontré de fines couches de grès pétrolifères dans la Formation intra-Draupne. Le contact huile/eau n’a pas été rencontré. Dans la Formation Hugin, le puits a rencontré un total de 92 m de grès avec de mauvaises propriétés de réservoir. Du gaz a été rencontré en deux intervalles, avec des épaisseurs respectives de 8 et 7 m. Le contact gaz/eau n’a pas été rencontré. Une déviation, 15/3-13 A, a été forée dans le but de délimiter la découverte de pétrole et de gaz offshore. 15/3-13 A a rencontré du pétrole dans un intervalle de 85 m d'épaisseur dans la Formation intra-Draupne, dont 13 m étaient des couches de grès intermittentes avec une qualité de réservoir modérée. Le contact huile/eau a été constaté à 4328 m sous le niveau de la mer. 15/3-13 A a également révélé environ 100 m de grès avec de mauvaises propriétés de réservoir dans la Formation Hugin. L’ensemble de l’intervalle était aquifère et aucun contact gaz/eau n’a été prouvé. Aucun réservoir n'a été rencontré dans la cible d'exploration secondaire, la Formation de Rødby dans le Crétacé inférieur. Les puits n'ont pas été testés au niveau de la formation, mais une acquisition de données et un échantillonnage approfondis ont été effectués. Le puits 15/3-13 S a été foré à des profondeurs mesurées et verticales respectives de 4 826 m et 4 740 m sous le niveau de la mer. Le puits 15/3-13 A a été foré à des profondeurs mesurées et verticales respectives de 4 900 m et 4 814 m sous le niveau de la mer. Les deux puits se terminaient dans la Formation de Sleipner au Jurassique moyen. La profondeur de l'eau est de 110 m et les puits ont été définitivement bouchés et abandonnés. Source de l'image principale : Odjfell Drilling Source de l'article : Pétrole mondial...

• April 23, 2024

Plate-forme semi-sub Hercules d'Odfjell Drilling (Bloomberg) – Les actions de Galp Energia SGPS SA ont bondi après que la compagnie pétrolière portugaise a déclaré qu'un test de puits indique « potentiellement » que Mopane pourrait être une découverte commerciale importante en Namibie. Le titre a grimpé de 21% à Lisbonne à 19,37 euros, au plus haut depuis 2007. "Les débits obtenus lors des tests de puits ont atteint les limites maximales autorisées de 14 000 bep, positionnant potentiellement Mopane comme une découverte commerciale importante", a déclaré Galp dans un dossier réglementaire dimanche. "Dans le seul complexe de Mopane, et avant de forer des puits d'exploration et d'évaluation supplémentaires, les estimations d'hydrocarbures en place sont de 10 Bbep, ou plus." Les découvertes de pétrole réalisées par Galp en Namibie se sont ajoutées aux découvertes forées au large de ce pays du sud-ouest de l'Afrique. Au cours des deux dernières années, les majors Shell Plc et TotalEnergies SE ont réalisé des découvertes qui ont transformé ce pays peu peuplé en un point chaud pour l'exploration sur le continent. Galp a déclaré dimanche avoir achevé « avec succès » la première phase de la campagne d'exploration de Mopane avec la conclusion des opérations de test du puits Mopane-1X. Galp a déclaré qu'elle prévoyait d'explorer, d'évaluer et de développer davantage le complexe plus large de Mopane. Galp, basé à Lisbonne, est l'opérateur qui détient 80 % de la zone de licence. National Petroleum Corp. of Namibia, ou Namcor, et Custos détiennent chacun 10 % des parts. Galp détient également des participations dans des blocs pétroliers offshore au Brésil. Image principale : Un panneau au-dessus du stand de Galp Energia SGPS SA lors de la deuxième journée du Web Summit à Lisbonne, au Portugal, le jeudi 3 novembre 2022. Le Web Summit se déroule du 1er au 4 novembre. (Photographe : Zed Jameson/Bloomberg) João Lima, Bloomberg 22 avril 2024