Los socios de Joint Venture, JV, en el campo petrolero Aje de Nigeria son optimistas sobre una importante recuperación de la producción y esperan una interpretación independiente de los datos del campo.
La revisión interna inicial de datos sísmicos 3D reinterpretados para el campo frente a la costa de Nigeria, iniciada por los socios de la empresa conjunta (JV) con licencia OML-113, sugiere un aumento material en el potencial y el valor del campo.
Tras el reprocesamiento de sísmica 3D, que cubre el campo Aje y una parte importante del área de licencia OML-113 en alta mar en Nigeria, ADM Energy, uno de los socios de la empresa conjunta, cree que el potencial y el valor de Aje, así como las opciones de financiación disponibles para Se espera que su participación en el campo aumente.
La empresa está en conversaciones con varios grupos financieros y de inversión estratégica que ya han expresado interés en adquirir la participación de la empresa en el campo.
El reprocesamiento de sísmica 3D, valorado en aproximadamente 600.000 dólares, fue iniciado en el otoño de 2023 por los socios de la empresa conjunta; Yinka Folawiyo Petroleum (YFP), Energy Equity Resources (EER), PetroNor E&P y ADM Energy.
YFP es el operador y tiene una participación en los costos del 22,5 por ciento, mientras que los socios restantes tienen una participación en los costos del 16,8 por ciento, 16,3 por ciento y 12,3 por ciento, respectivamente.
En octubre de 2023, PetroNor firmó un acuerdo vinculante para comprar el 32,1 por ciento restante de los costos compartidos a New Age y aumentar su interés en el campo.
Stefan Olivier, director ejecutivo de ADM Energy Plc, dijo en su discurso: “La junta directiva está muy alentada por la evaluación realizada por la asociación Aje del conjunto de datos sísmicos 3D recientemente reprocesado en todo el campo de Aje. “Esperamos que un consultor técnico independiente revise los datos y confiamos en que los resultados, una vez disponibles, mejorarán sustancialmente la evaluación del campo Aje y el valor intrínseco del activo”.
Una vez completado el reprocesamiento sísmico 3D, los socios y expertos geofísicos ahora están involucrados en una reinterpretación estructural de datos en todo el campo, que ADM Energy pretende que un consultor técnico independiente revise y proporcione una actualización de la volumetría del campo y las reservas y recursos recuperables a través de un informe de personas competentes revisado (CPR).
Según el CPR de 2019 de la compañía, el campo representaba 8,9 millones de barriles de recursos equivalentes de petróleo con un VAN intermedio del 10 por ciento de 25,9 millones de dólares a la participación de ADM en base a un escenario de precio del petróleo de 70 dólares.
Descubierto por primera vez en 1997, el campo Aje está ubicado dentro del área de licencia OML-113 de 835 kilómetros cuadrados frente a la costa de Nigeria. Hasta el momento se han perforado cinco pozos, aunque se planean más perforaciones para seguir desarrollando los recursos. Si bien la producción de la Fase 1 comenzó en mayo de 2016 a través del FPSO Front Puffin y la planificación para la Fase 2 está en marcha, se espera que la Fase 3 tenga como objetivo el desarrollo del depósito de condensado de gas de Turonian.
Este campo, que se percibe como rico en reservas de gas y condensado, tiene múltiples yacimientos de petróleo, gas y condensado de gas en las areniscas del Turoniano, Cenomaniano y Albiano.
