Actualización sísmica de Ruvuma
29 de febrero de 2024
aminex plc
("Aminex" o "la Compañía")
Actualización sísmica de Ruvuma
· La sísmica 3D mejora la volumetría del campo de gas de Ntorya y revela un potencial enorme y amplio
· El geomodelado del operador aumenta significativamente el GIIP de Ntorya hasta los 3.45 Tcf
· La sísmica 3D revela una considerable ventaja para la licencia Mtwara con un GIIP total sin riesgo de 16.38 Tcf
Aminex, la empresa de exploración y desarrollo de petróleo y gas enfocada en Tanzania, se complace en anunciar que la interpretación de los 338 km recientemente adquiridos2 El conjunto de datos sísmicos 3D sobre Ruvuma PSA ha mejorado la volumetría in situ para el descubrimiento de gas de Ntorya y ha revelado un potencial de recursos significativamente mayor en el área de licencia más amplia que lo identificado previamente en la escasa base de datos 2D existente.
La interpretación de la sísmica 3D ha sido completada por el operador de Ruvuma PSA, ARA Petroleum Tanzania (APT). El geomodelo de inversión sísmica, realizado en colaboración con Ikon Geoscience, ha definido un área de alta confianza con una estimación volumétrica in situ revisada para el descubrimiento de gas de Ntorya. Ahora se cree que una estimación más probable (aproximadamente P50) de 3.45 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas inicialmente en el lugar (GIIP) está potencialmente relacionada con las areniscas del yacimiento encontradas en Ntorya-1 (NT-1) y Ntorya. -2 pozos descubridores (NT-2). Este volumen revisado de Ntorya representa un aumento sustancial con respecto al GIIP P50 publicado de 1.64 Tcf estimado por RPS Energy (RPS) en su Informe de persona competente (CPR) de febrero de 2018.
Además, las nuevas imágenes sísmicas 3D de un área posiblemente aún mayor de areniscas de yacimientos cargadas de gas, más allá del área de alta confianza establecida por el nuevo modelo de inversión sísmica. Esto proporciona potenciales volúmenes adicionales de gas potenciales asociados con las unidades de arena de la edad Cretácica probadas en NT-1 y NT-2 (Unidades 1 y 2) y para la posible existencia de una unidad de arena menos profunda aún sin perforar (Unidad 3), que se probado por la próxima evaluación Chikumbi-1 (CH-1) mucho más adelante en el año. La APT estima que un volumen de GIIP agregado al alza para la acumulación de Ntorya basado en un caso de éxito en múltiples arenas apiladas en CH-1 es de hasta 7.95 Tcf (aproximado a un GIIP P10 medio sin riesgo).
RPS se ha comprometido a realizar una revisión de su CPR de 2018 para respaldar el Plan de Desarrollo de Campo inicial. Es probable que el estudio se centre en un área mucho más estrecha del yacimiento, que rodea los dos pozos existentes y la ubicación CH-1 que será el objetivo de la producción inicial, con el objetivo de definir estimaciones preliminares de reservas 1P y 2P. Se espera que estas estimaciones de reservas aumenten sustancialmente a medida que avance el desarrollo por fases y la maduración del proyecto a la luz de los resultados de los estudios de interpretación del APT recientemente informados.
El conjunto de datos 3D también ha revelado, por primera vez, un considerable potencial de exploración no perforada dentro del área de licencia más amplia. La APT estima que múltiples extensiones estructurales y estratigráficas no perforadas que abarcan una variedad de intervalos geológicos contienen un potencial GIIP sin riesgo Pmedia total de 8.43 Tcf (excluyendo Ntorya). Estos nuevos yacimientos y la prospectividad identificada actualmente hasta la fecha contienen un potencial de exploración GIIP medio arriesgado de aproximadamente 2.2 Tcf. Se están llevando a cabo trabajos en curso, que incluyen imágenes sísmicas avanzadas y reinterpretación de pozos existentes, para reducir la incertidumbre geológica y madurar la nueva cartera de exploración. Los nuevos estudios volumétricos dan como resultado un volumen total actualizado de GIIP sin riesgo para la licencia Mtwara de 16.38 Tcf.
APT's Report on the revised volumetrics will be posted on the Aminex website (www.Aminex-plc.com) today.
Mientras APT espera la concesión de la licencia de desarrollo de Ntorya por parte de las autoridades de Tanzania, asegurando los activos para el desarrollo durante al menos 25 años con previsión de una mayor extensión, el operador continúa trabajando en múltiples flujos de trabajo para comercializar el descubrimiento en nombre de la empresa conjunta. (JV) y contribuir a la seguridad energética de Tanzania. Al recibir la Licencia de Desarrollo, la APT:
· Contratar a un operador de plataforma para que realice la perforación del pozo de evaluación CH-1 para reducir aún más el riesgo del activo y, si tiene éxito, completarlo como productor de gas.
· Reingresar y reparar una fuga tubular en NT-1 para permitir que el pozo se complete de manera segura como productor de gas.
· Realizar más pruebas en NT-2, actualmente suspendido como productor de gas, utilizando una unidad de prueba móvil, para perfeccionar el diseño de las instalaciones de procesamiento de gas en el campo.
· Continuar apoyando a las autoridades de Tanzania en la construcción temprana de un gasoducto recto desde Ntorya hasta la planta de gas de Madimba para permitir la extracción de gas del campo.
Las actividades de desarrollo están en curso y la primera producción de gas apunta a 60 MMscf/día a partir de NT-1, NT-2 y CH-1. Las autoridades de Tanzania han indicado que la línea de derivación se completará durante el primer semestre de 2025.
La PSA de Ruvuma se encuentra adyacente a una región que contiene proyectos de GNL supergigantes de clase mundial, que se extienden desde la costa de Tanzania hasta las aguas de Mozambique al sur. Los socios de la empresa conjunta tienen la intención de producir gas Ntorya en el creciente mercado nacional del gas, ayudando a aliviar la pobreza energética e impulsar la transición energética en Tanzania. A principios de este año se firmó un acuerdo plurianual de venta de gas con la Tanzania Petroleum Development Corporation.
Aminex, con una participación no operada del 25%, se traslada a lo largo del programa de trabajo en curso hasta un gasto de capital bruto máximo de $140 millones ($35 millones netos para Aminex). Se espera que el traspaso permita a la Compañía iniciar la producción comercial de gas desde el campo Ntorya sin costo alguno para la Compañía.
Charles Santos, presidente ejecutivo de Aminex comentó:
"Completion of the 3D seismic data interpretation is another important milestone for the Ntorya gas field development, and I am delighted that the results are so positive. The quality of the new 3D seismic dataset was excellent giving the JV partners the ability to map in detail the Ntorya gas discovery, refine volumetric estimates and provide the basis to locate future appraisal and development drilling targets. We are particularly excited by the significant potential gas volumes now identified in other untested structures within the licence area. To place these volumes in context, the Ntorya accumulation is potentially the largest onshore gas discovery in East Africa and, with the sizeable new exploration targets, should be much less expensive to exploit than offshore resources. Further announcements can be expected detailing a future programme of drilling and an associated schedule to commercialise these exciting new opportunities and add further value for all stakeholders."
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