Le ministère des Richesses naturelles (MRN) est ravi d’annoncer l’approbation du plan de développement du champ Uaru (FDP) et la délivrance du permis de production pétrolière Uaru.
Le ministère, avec l’appui du pôle pétrole au sein de la Guyana Geology and Mines Commission (GGMC), a travaillé aux côtés d’ExxonMobil Guyana (EM) de mai à novembre 2022. Dans ce cadre, différents scénarios techniques et financiers de développement des gisements Snoek, Mako et Les réservoirs Uaru ont été présentés. Les engagements préalables à la soumission entre le MRN, GGMC et EM n’étaient pas un mécanisme d’approbation préalable, mais servaient à optimiser l’alignement avec les cadres législatifs et les meilleures pratiques internationales.
La soumission du 1er novembre 2022 de la demande de licence de production et du plan de développement de champ qui l’accompagne a fait l’objet d’un processus d’examen rigoureux par le personnel du MRN et de la GGMC, soutenu par un consultant indépendant recruté par l’intermédiaire de la Banque mondiale. Le FDP
le processus d’examen a pris plus de quatre mois, tandis que le processus global a duré plus de 11 mois.
Le développement d’Uaru bénéficie de la philosophie « Design one, build many » d’EM, qui permet une mise en œuvre plus efficace du projet en tirant parti des similitudes entre le noir
projets pétroliers.
Le projet devrait produire 812 MBO au cours de la période initiale de licence de vingt ans grâce à un total de 44 puits – 21 producteurs et 23 injecteurs d’eau et de gaz. Le navire flottant, de production, de stockage et de déchargement (FPSO), Errea Wittu, qui sera construit par la société japonaise de construction et d’exploitation de FPSO, MODEC, produira 250 kbj au pic de production. Le premier pétrole est prévu pour le deuxième trimestre de 2027, portant le taux de production global de la Guyane à plus de 1 100 000 barils de pétrole par jour.
De plus, MODEC sera désormais en concurrence avec SBM Offshore, la société néerlandaise responsable des quatre premiers projets du bloc Stabroek. Les changements notables dans la conception du FPSO par rapport aux projets précédents incluent l’utilisation d’une turbine à gaz à cycle combiné pour la production d’électricité et un système de torche en boucle fermée, réduisant les émissions de gaz à effet de serre du projet.
Certaines conditions applicables au projet Yellowtail ont été exclues de la LPP d’Uaru puisqu’elles ont été jugées suffisamment traitées par les conditions du permis Yellowtail. Semblable à la licence Payara, la PPL Uaru comprend une composante de développement d’unités, couvrant quatre des réservoirs du champ Uaru qui s’étendent dans la zone de production de Liza. Les réservoirs ne sont pas exploités par les développements de Liza et sont plutôt couverts par la licence Uaru.
Le projet Uaru est budgétisé à 12,683 milliards de dollars américains et il est soumis au recouvrement des coûts en vertu de l’accord de partage pétrolier du bloc Stabroek.
La condition de rapport sur les coûts a été renforcée pour inclure un rapport annuel sur les synergies, reconnaissant les installations et le personnel partagés entre ces projets qui se traduisent par des économies de coûts.
De plus, une condition Capping Stack a été incluse dans cette licence pour garantir le respect de l’engagement d’avoir la Capping Stack dans le pays, comme l’exige la licence Yellowtail.
En résumé, l’approbation du plan de développement du champ d’Uaru et la délivrance de la licence de production pétrolière d’Uaru marquent la cinquième opération de production approuvée pour l’offshore
La Guyane au sein du prolifique Stabroek Block. Le projet Uaru devrait contribuer de manière significative à la production pétrolière de la Guyane et met en évidence les avantages de tirer parti des similitudes entre les projets de pétrole noir.
