Le pétrolier et gazier norvégien Aker BP prévoit de forer 13 puits d’exploration cette année tout en travaillant au développement de plusieurs projets en Norvège, dont un nouveau tieback d’Alvheim pour lequel la société vient d’obtenir le feu vert.
Ces 13 puits d’exploration prévus pour 2022 ont un potentiel de volume sans risque estimé d’environ 250 mmboe net pour la société.
Pour l’année en cours, Aker BP prévoit des dépenses d’exploration d’environ 400 millions de dollars et des dépenses d’abandon d’environ 100 millions de dollars. En 2021, les dépenses d’exploration de la société s’élevaient à plus de 433 millions de dollars et à plus de 245 millions de dollars en 2020.
Entre-temps, le ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie a approuvé le plan de développement et d’exploitation (PDO) d’Aker BP pour Kobra Est et Gekko (KEG) dans la région d’Alvheim. Le plan du projet, qui devrait contribuer à prolonger la durée de vie du champ d’Alvheim, a été soumis aux autorités fin juin 2021.
Les investissements totaux dans le projet sont projetés à environ 8 milliards de NOK ou environ 1 milliard de dollars et la production devrait démarrer au premier trimestre de 2024. Les réserves récupérables de KEG sont désormais estimées à environ 50 millions de barils d’équivalent pétrole (mmboe).
Le développement comprend les deux découvertes Kobra East et Gekko dans la licence 203. Le champ sera développé avec des installations sous-marines connectées au navire de production sur le Le champ d’Alvheim (Alvheim FPSO), situé dans la partie norvégienne du centre de la mer du Nord, près de la frontière britannique.
Il est prévu que les émissions de CO2 par baril seront réduites de moitié et que la production de pétrole du FPSO d’Alvheim doublera lorsque KEG entrera en service.
Aker BP voit ses bénéfices augmenter
Mercredi, Aker BP a également rendu compte de ses performances financières au cours du dernier trimestre 2021. La société norvégienne a déclaré un revenu total de 1,85 milliard de dollars, contre 1,6 milliard de dollars au 3e trimestre 2021 et 834 millions de dollars au 4e trimestre 2020.
Le bénéfice net d’Aker BP était de 364 millions de dollars au 4T 2021, contre 206 millions de dollars au 3T 2021 et 129 millions de dollars au 4T 2020.
La production nette de la société au quatrième trimestre était de 207 000 barils d’équivalent pétrole par jour (mbepj) contre 210 mbepj. La baisse est principalement attribuable à la baisse de la production de la Alvheim région et Skarven partie compensée par une production plus élevée de la Valhall superficie par rapport au trimestre précédent.
Les dépenses totales d’exploration au quatrième trimestre se sont élevées à 95 millions de dollars, contre 109 millions de dollars au 3T 2021, tandis que 83 millions de dollars, contre 97 millions de dollars au 3T, ont été comptabilisés en tant que dépenses d’exploration au cours de la période, liées aux coûts des puits secs, aux sismiques, aux frais de zone, au champ l’évaluation et les coûts G&G.
La société a continué à faire progresser son portefeuille de projets de développement de champs conformément au plan et, au cours du quatrième trimestre, le concept de développement a été décidé pour le NOAKA développement de la zone. De plus, des concepts de développement ont été décidés pour PCN de Valhall et Roi Lear et pour Trine et Trell dans la région d’Alvheim, et une AOP pour Hanz dans la région d’Ivar Aasen a été soumise aux autorités.
Les dépenses d’investissement se sont élevées à 442 millions de dollars au 4T 2021 contre 378 millions de dollars au trimestre précédent, principalement liées à des projets de développement dans les régions d’Alvheim et de Valhall.
Il convient de rappeler qu’Aker BP est en train de fusionner avec les activités pétrolières et gazières de Lunding Energy et que le processus devrait s’achever vers la mi-2022.
