Meeresbodenstudie im Vorfeld der geplanten Lizenzrunde in Nigeria

Die schwimmende Produktions-, Lager- und Abladeeinheit (FPSO) von Egina nimmt an einem der ehrgeizigsten Offshore-Projekte Nigerias teil, dem Ölfeld Egina, das sich in Wassertiefen von mehr als 1.500 Metern befindet. (Foto: Gesamt)

Da Nigeria vor einer möglichen Öllizenzrunde Mitte 2020 steht, hat der Plan mit dem Start der ersten regionalen Multibeam- und Seafloor-Probenahmestudie (MB & SS) für mehrere Kunden in Westafrika einen erheblichen Schub erhalten.

Die Datenerfassung durch TGS in Zusammenarbeit mit PetroData Management Services Limited, dem ersten Rechenzentrum für mehrere Kunden in Westafrika, würde unter anderem dazu beitragen, das Risiko in der Offshore-Region zu verringern und die Explorationsentscheidungen in einem Gebiet zu beschleunigen, in dem das Wachstum wahrscheinlich ist Umfang der Lizenzaktivitäten in naher Zukunft “.

Laut TGS würde der Erhalt zusätzlicher Daten zu fast 80.000 Quadratkilometern der Offshore-Prospektivität von Niger Delta, einschließlich geschätzter 150 Kerne vom Meeresboden, „deren Standort auf Multibeam-Backscatter-Anomalien beruht“, auch das seit langem bestehende Konzept der Region verstärken eine der „produktivsten Kohlenwasserstoffprovinzen“ in Afrika südlich der Sahara.

Anfang dieses Jahres begann das Gemeinschaftsunternehmen TGS-PetroData mit der Aufbereitung des 2D-Seismikdatensatzes, der im Rahmen des neuen 2D-Repro-Projekts NGRE19 in Nigeria vor der Küste auf einer Länge von 18.740 Kilometern gesammelt wurde.

Die NGRE19-Umfrage deckte eine Reihe von Tiefwasserblöcken ab, die noch für die Exploration vergeben werden müssen. Frühere Zeitpläne von TGS deuteten darauf hin, dass die aufbereiteten Daten im letzten Quartal 2019 verfügbar sein würden und „hochwertige seismische Breitband-2D-Daten in die aufregende Tiefsee-Offshore-Region bringen würden“.

Darüber hinaus sind TGS und PetroData zuversichtlich, dass die neue MB & SS-Studie auf den aufbereiteten 2D-Daten aufbauen wird, „um die neuesten seismischen Bildgebungstechniken zu nutzen“. Es wird erwartet, dass die MB & SS-Studie abgeschlossen und die Ergebnisse im ersten Quartal 2020 veröffentlicht werden, Monate vor der geplanten Lizenzrunde für Offshore- und Onshore-Blöcke.

Die geplante Öllizenzrunde der staatlichen nigerianischen National Petroleum Corp. ist Teil der nigerianischen Strategie, die Produktion bis 2023 auf mindestens 3 Millionen Barrel pro Tag anzuheben.

Vor der Lizenzrunde müssen Nigeria und internationale Ölfirmen, die im Offshore- und Onshore-Bereich des Landes tätig sind, noch eine Einigung über die Bedenken erzielen, die die jüngste Regierung geäußert hat, um ihren Anteil an den Öleinnahmen aus Tiefwasserblöcken zu erhöhen.

Präsident Muhamud Buhari hatte während seiner Rede zum Bundeshaushalt im Oktober 2019 den Ton angegeben, als er forderte, die Finanzbestimmungen für tiefe Offshore-Ölfelder rasch zu überprüfen, "um die aktuellen Gegebenheiten widerzuspiegeln und der Regierung mehr Einnahmen zu bescheren".

Der Gesetzesentwurf 2018 zur Aufteilung der Produktion auf Offshore- und Inland-Becken-Gebiete (Novelle) musste der Nationalversammlung im Juni letzten Jahres vorgelegt werden, wurde jedoch aufgrund dessen, was Buhari als „eine Kombination aus Komplizenschaft von nigerianischen Politikern und Fuß- Ölfirmen, die sich seit mehr als einem Vierteljahrhundert zusammengeschlossen haben, um die Ölsteuern so gering wie möglich zu halten. “

Der nigerianische Senat verabschiedete jedoch im Oktober das Gesetz, das unter anderem die Anpassung der Einnahmen durch die Bundesregierung vorsieht, wenn der Ölpreis 20 USD / Barrel überschreitet.

Mit der Verabschiedung des neuen Gesetzes sagte Buhari: "Wir schätzen, dass diese Bemühungen der Bundesregierung im Jahr 2020 zusätzliche Einnahmen in Höhe von mindestens 500 Millionen US-Dollar und ab 2021 mehr als eine Milliarde US-Dollar bringen können."

Knapp Wochen nach der Verabschiedung des Gesetzes durch den Senat gab Buhari Anfang November bekannt, dass er „dem Gesetz zur Änderung des Deep Offshore- (und Inland Basin Production Sharing) -Gesetzes zugestimmt hat“ und bezeichnete die Zustimmung als „einen Meilenstein für Nigeria . "

"Nigeria wird nun zum ersten Mal seit 2003 einen gerechten, rechtmäßigen und gerechten Anteil seines Einkommens aus unseren eigenen natürlichen Ressourcen erhalten", sagte er.

Es ist jedoch noch nicht klar, wie sich die Verabschiedung des Gesetzes 2018 über die Aufteilung der Produktion auf Offshore- und Inland-Becken-Gebiete auf die bestehenden Verträge über die Aufteilung der Produktion auswirken wird, die auslaufen, sowie auf die Reaktion potenzieller internationaler Öl- und Gasförderer bis zur nächsten Lizenzrunde im Jahr 2020.

Die neue Studie von TGS und PetroData bestätigt jedoch, dass die nigerianische Regierung eine Vermarktungsstrategie für ihre Tiefseeanlagen auf den Weg bringen und neuen Investoren Chancen eröffnen kann, die einen Anteil am lukrativen Offshore-Erdölsystem Niger Delta haben möchten.