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Le régime de démantèlement en Afrique de l’Ouest reste à tester (ANALYSE)

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Le régime de démantèlement en Afrique de l'Ouest reste à tester (ANALYSE)

Le Nigéria et l’Angola sont en train de faire face aux exigences réglementaires et légales du déclassement, avec la possibilité de transférer des connaissances depuis des régions plus matures.

Le sujet n’a pratiquement pas été testé en Afrique de l’Ouest, et aucun projet majeur de déclassement n’a été réalisé. Mais le moment vient, avec les grands projets d’infrastructure arrivant à la fin de leur vie.

Dans le cadre de son récent programme de révision de la législation sur les hydrocarbures, l’Angola a adopté une loi sur le déclassement en avril 2018. Le décret présidentiel 91/18 couvrait les puits et les installations de déclassement, obligeant les exploitants à fournir des plans au ministère des Ressources minérales et du Pétrole.

Adam Blythe, associé de Bracewell, a déclaré: «Dans le cadre des réformes récentes de son régime pétrolier, l’Angola a promulgué une loi spécifique sur le déclassement en 2018, ce qui est une première pour la région».

Les exploitants sont tenus de mettre à jour les plans de déclassement tous les trois ans et d’indiquer quand les fonds de déclassement doivent être fournis.

Blythe a ajouté : «Il y a eu des disputes dans le passé sur la manière dont les fonds pour le déclassement devraient être conservés – ceux-ci peuvent s’élever à des centaines de millions de dollars – qui ont maintenant été résolus et exigent que les fonds soient détenus par Sonangol dans des comptes séquestres dédiés transparence. Cela semble être un bon début pour l’Angola, mais le régime n’a pas encore été testé. ”

Les lois nigérianes prévoient le déclassement mais les détails ne sont pas définis de manière définitive, a déclaré Dayo Okusami, partenaire chez les Templiers du Nigeria, bien que les contrats prévoient généralement des dispositions.

«Des règlements ont été établis pour le déclassement et l’abandon. Est-ce que c’est pare-balles? Non, car, à mon avis, le besoin n’a pas encore été atteint », a-t-il déclaré.

«Lorsque des actifs doivent être mis hors service, il faudra se concentrer davantage sur l’analyse et la législation, et les déficits pourraient être résolus par le biais de réglementations.»

Les régulateurs

Les régulateurs au Nigeria et en Angola sont confrontés à un défi particulier. Le gouvernement du Nigéria s’est fermement engagé à appuyer l’adoption du projet de loi sur l’industrie pétrolière, qui avait été longtemps retardé, en promettant de le légiférer d’ici à la fin de 2020.

Le contenu de cette version du projet de loi n’est pas clairement défini, mais le gouvernement avait précédemment défini des plans pour remplacer l’organisme de réglementation actuel, le Department of Petroleum Resources (DPR), par deux organismes, l’un en amont et l’autre en en aval.

Un nouveau régulateur – ou régulateurs – serait toujours confronté à des défis pour définir sa position et ses forces. En tant que tel, toute tentative d’extraire des décisions du RDP révisé serait lente, l’incarnation actuelle de l’agence n’étant pas connue pour sa prise de décision rapide.

L’Angola a renoncé aux fonctions de réglementation de sa société pétrolière publique Sonangol, sous le contrôle officiel de l’Agencia Nacional de Petroleo, Gas e Biocombustiveis, en juin.

Bien que l’organisme ait pris des mesures positives, notamment en lançant une série de licences, sa capacité à superviser de nouvelles opérations telles que le déclassement n’a pas été testée.

Certains spectateurs ont prévenu que la Sonangol n’abandonnerait pas ses pouvoirs sans se battre et que son expansion dans une nouvelle zone pourrait constituer un point de conflit.

Transfert

Les grands projets en Afrique de l’Ouest ont tendance à être dominés par des majors étrangères, qui risquent de vendre des actifs à la baisse une fois atteint un certain niveau de maturité, comme en témoignent les ventes à terre de Shell au Nigéria.

Blythe a déclaré : « Cela pourrait créer des problèmes: les CIO ont l’expérience et les ressources nécessaires pour mener à bien ces projets, qui manquent actuellement aux entreprises nigérianes ».

En mer du Nord, les ventes deviennent de plus en plus sophistiquées en termes de partage ou de transfert des passifs liés au démantèlement. Cela n’a pas encore eu lieu en Afrique de l’Ouest et a été «largement négligé» en ce qui concerne les activités de fusion et d’acquisition, «l’approche standard étant que le nouvel acheteur assume toutes les responsabilités. Mais cela pourrait commencer à changer », a déclaré Blythe.

Il existe des possibilités de transfert de connaissances et d’expertise de zones matures, telles que la mer du Nord ou le golfe du Mexique, vers l’Afrique de l’Ouest.

Les entreprises de services doivent garder à l’esprit que de tels travaux seront soumis à des exigences en matière de contenu local, a déclaré Okusami. «Les activités de déclassement sont des services fournis. Lorsque les CIO octroient des contrats, ils sont couverts par les besoins en contenu local. Il y aura un impact sur la façon dont les services sont accordés. « 

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Les états pétroliers d’Afrique cherchent à attirer les investisseurs (ANALYSE)

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Les états pétroliers d'Afrique cherchent à attirer les investisseurs (ANALYSE)

La baisse des prix et la concurrence croissante pour les investissements poussent de nombreux États africains à rendre plus facile et moins onéreuse pour les entreprises étrangères de maintenir leur production de pétrole et de gaz.

Du Ghana au Gabon, les gouvernements ajustent leurs conditions pour attirer les investisseurs difficiles qui sont également de plus en plus préoccupés par la demande à long terme de combustibles fossiles alors que les énergies renouvelables gagnent du terrain.

Cette évolution fait suite à la baisse de la production de pétrole en Angola et au Cameroun et à des appels d’offre décevants au Ghana. C’est aussi une reconnaissance du fait que l’ère des 100 dollars par baril de pétrole est terminée.

« En raison de la concurrence accrue pour les investissements en Afrique, nous modifions notre stratégie », a déclaré Mohammed Amin Adam, vice-ministre ghanéen du Pétrole, lors de la Semaine africaine du pétrole à Cape Town.

Adam du Ghana n’a pas été le seul à annoncer son intention de réviser les lois sur les licences de produits pétroliers afin de stimuler la production.

Les ministres angolais, camerounais et camerounais ont également insisté sur les modifications à apporter aux conditions légales et fiscales pour accroître leur propre production.

« Nous sommes conscients que les compagnies pétrolières doivent dépenser beaucoup d’argent. C’est pourquoi nous sommes prudents dans la façon dont nous concevons nos conditions d’utilisation », a déclaré le ministre du Pétrole du Gabon, Noel Mboumba, lors de l’événement.

Alors que les énergies renouvelables et les efforts visant à réduire la consommation de combustibles fossiles gagnent du terrain, on craint de plus en plus que le monde n’ait pas besoin de tout le pétrole de l’Afrique.

« Nous ne savons pas de quel nouvel approvisionnement nous aurons besoin. Alors, évidemment, tout le monde devra être compétitif pour cela », a déclaré Andrew Latham, vice-président de l’exploration mondiale chez Wood Mackenzie.

Nouvelle approche

Le Ghana envisage de donner aux entreprises plus de marge de manœuvre quant à l’endroit et au moment où elles peuvent effectuer des forages, tandis que l’Angola révise les lois sur le contenu local et privatise les actifs pétroliers.

Le Sénat camerounais a approuvé en avril une réforme visant à remplacer le code pétrolier de 1999, assouplissant les conditions fiscales applicables au développement du pétrole et des condensats et permettant aux entreprises de récupérer les « dépenses d’exploration » des contrats de partage de la production.

Le Gabon a révisé ses conditions fiscales afin de réduire les prises gouvernementales pour les concessions en eaux peu profondes et profondes et a relevé les limites de recouvrement des coûts pour les entreprises.

Mais tous les producteurs africains n’adoucissent pas cet accord.

Le Nigeria, principal producteur du continent, a augmenté la semaine dernière le montant que les sociétés pétrolières versent au gouvernement pour sa production offshore, tandis que la révision de ses conditions pétrolières et gazières traînait depuis plus de dix ans.

Le président du Sénat, Ahmad Lawan, a déclaré que les révisions généreraient des revenus tout en permettant aux entreprises de gagner de l’argent – et le gouvernement a promis d’adopter le projet de loi plus général l’année prochaine.

Les entreprises et les analystes ont déclaré que des réformes étaient nécessaires.

« Le continent doit rivaliser pour attirer des capitaux avec d’autres régions », a déclaré Mike Sangster, directeur du Nigeria pour le groupe pétrolier français Total. « Il est important que les régulateurs comprennent cela. »

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Un des futurs grands eldorados africains du gaz, La Mauritanie…

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Un des futurs grands eldorados africains du gaz, La Mauritanie...

Dans le secteur des hydrocarbures en Afrique, on les appelle les nations émergentes. Depuis quelques années, les découvertes de gaz qui se multiplient sur leurs territoires, les préparent à un destin de grands exportateurs. Il s’agit notamment du Sénégal, de la Mauritanie et du Mozambique. Le point sur le cas mauritanien, pays situé dans le bassin MSGBC (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Bissau, Guinée Conakry) dont les dernières découvertes de gaz naturel sont classées dans la catégorie « classe mondiale », ce qui lui confère la possibilité de devenir un acteur majeur de l’approvisionnement mondial, d’ici les 4-5 prochaines années. La croissance tirée de l’exploitation de ces gisements devrait, à terme, améliorer l’environnement économique et financier national.

Déjà producteur de pétrole

Contrairement au Sénégal (évoqué dans le cas du Sénégal), la Mauritanie est, depuis le deuxième semestre de 2005, un pays producteur de pétrole. Un producteur marginal cependant, car on estime la production journalière du pays dans la fourchette de 4000 à 8000 barils. Ce volume est uniquement extrait du champ Chinguetti, situé à 65 km au large de Nouakchott.

Un producteur marginal cependant, car on estime la production journalière du pays dans la fourchette de 4000 à 8000 barils. Ce volume est uniquement extrait du champ Chinguetti, situé à 65 km au large de Nouakchott.

La production y entame une phase de déclin depuis 2006. Au lancement des activités, les partenaires s’attendaient à une production à plein régime de 75 000 barils sur une base journalière. D’après un document du ministère en charge des hydrocarbures, daté de septembre 2016, « la production sur cette concession enregistre de nombreuses fluctuations et n’est presque jamais stable ». Le dernier trimestre de 2016 marque le début de la chute prononcée de la production sur place. La production y était en moyenne de 4813 barils par jour contre 4941 au trimestre précédent. Ce sont d’ailleurs les plus mauvaises performances du site depuis son entrée en production.

Cela pose de véritables problèmes pour les recettes publiques qui ne perçoivent quasiment jamais les revenus pétroliers escomptés. Cette situation, conjuguée à la baisse des prix du pétrole sur les marchés, va également fragiliser les exploitants du périmètre qui affirment que le champ n’est plus rentable. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2016, Sterling Energy, un partenaire de la Société publique du pétrole (SMHPM), y a enregistré une perte de 2 millions de dollars et une autre de 0,97 million de dollars au 30 septembre 2017. Ses responsables qui ont commencé à envisager un retrait du champ ont indiqué que la valeur future des coûts de démantèlement s’élève à 31,4 millions de dollars et qu’ils s’engageront à verser cette somme au gouvernement.

1frontière

Devenir, avec le voisin sénégalais, le Qatar africain.

 

La firme britannique n’a pas d’intérêt direct dans Chinguetti, mais elle finance la société publique qui contrôle 12% de parts dans le périmètre. Les deux parties se partagent donc les revenus et les coûts liés à cette participation. En janvier 2018, elle a rompu son accord de financement avec la SMHPM, en raison des mauvaises performances du champ. En janvier 2019, la société britannique de services pétroliers Expro a remporté un contrat pour fournir un système d’élévateur d’intervention (IRS) pour le bouchage et l’abandon de Chinguetti.

Le déclin de la production sur le site a provoqué la colère des autorités, car l’arrivée à maturité du site était initialement prévue pour plus tard, dans les années 2020. Mais la campagne de recherches qui se déroule dans l’offshore redonne le sourire aux autorités.

Le déclin de la production sur le site a provoqué la colère des autorités, car l’arrivée à maturité du site était initialement prévue pour plus tard, dans les années 2020. Mais la campagne de recherches qui se déroule dans l’offshore redonne le sourire aux autorités qui ont désormais le regard tourné vers l’avenir.

Avec ses réserves de gaz qui dépassent alors les 25 Tcf, le pays est pressenti pour devenir, avec le voisin sénégalais, l’autre Qatar africain du domaine.

De vastes gisements de gaz

Comme au Sénégal voisin, les découvertes de gaz ont permis de signaler un potentiel de ressources récupérables supérieures à 25 Tcf. A partir de 2015, Kosmos Energy et ses partenaires vont commencer à mettre la main sur des ressources clés dans les eaux mauritaniennes.

Tortue-1 en sera la première. Elle a été révélée par Kosmos sur le bloc offshore C-8 au large de la Mauritanie, qui fait partie du complexe Grand Tortue. Il est logé à une profondeur d’eau de 2 700 mètres, à 285 km au sud-ouest de Nouakchott.

2SMHPM

Tortue est la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

 

Tortue-1 a été foré jusqu’à une profondeur de 4630 mètres. Le puits Tortue-1 aussi appelé Ahmeyim-1 a rencontré un système net d’hydrocarbures long de 107 mètres. L’entreprise a aussi précisé qu’il a été découvert une « zone composée de trois réservoirs d’excellentes qualités de 88 m d’épaisseur dans un intervalle d’hydrocarbures de 160 m, entrecoupé dans le Cénomanien inférieur et d’une quatrième zone épaisse de 19 m dans un intervalle d’hydrocarbures de 150 m, dans un objectif secondaire du Cénomanien supérieur ». Cela fait d’office de Tortue, la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

Kosmos Energy détient 60% sur les zones de contrat de partage de production des blocs contigus C-8, C-12 et C-13.

Cela fait d’office de Tortue, la plus grande découverte de gaz au large de l’Afrique de l’Ouest.

Le deuxième périmètre de classe mondiale du pays est Marsouin-1. Il représente la deuxième plus importante découverte de gaz de Kosmos Energy dans le pays. Il a été opéré sur le bloc C-8 qui est situé à 60 km au nord de Tortue-1 et les résultats préliminaires ont affiché une rémunération nette de gaz de 70 mètres dans des intervalles du cénomanien supérieur et inférieur renfermant des « sables pétrolifères d’excellente qualité », explique un communiqué de la direction.

3Forage Orca 1

Les découvertes de gaz réalisées dans la large structure géologique Grand Tortue sont estimées, à ce jour, à plus de 50 Tcf de gaz.

Le puits Ahmeyim-2, situé à environ 5 km au nord-ouest des côtes de Nouakchott, et 200 mètres en aval-pendage du puits Tortue-1, dans le complexe Grand Tortue est la troisième plus importante découverte du pays. Le puits a été foré à une profondeur de 5 200 mètres et a rencontré 78 mètres nets de gaz dans deux réservoirs dans le Cénomanien inférieur et dans l’Albien sous-jacent. C’est 46 mètres dans le Cénomanien inférieur et 32 mètres de l’Albien.

Il démontre aussi la communication de la pression statique entre Tortue-1 et Guembeul-1, découverte sur le même trend du côté sénégalais.

Enfin, le lundi 28 octobre 2019, un nouveau programme de forages de Kosmos et de son partenaire BP, a permis de découvrir un immense gisement de gaz dans la région de BirAllah en eaux profondes mauritaniennes. Il s’agit du puits Orca-1, qui selon les analystes « joue hors compétition » avec une première estimation moyenne de 13 tcf. C’est d’ailleurs la plus grosse découverte de gaz naturel en eaux profondes de l’année. Elle vient doper les estimations de ressources récupérables du projet Grand Tortue Ahmeyim. Kosmos et BP signent ainsi un taux de réussite de 100% sur neuf puits forés dans la région. Pour rappel, Orca-1 qui est situé à environ 125 km au large, a été foré jusqu’à environ 5266 mètres de profondeur, dans des profondeurs d’eau d’environ 2 510 mètres. « Le puits Orca-1 conclut une très bonne année d’exploration et d’évaluation en Mauritanie et au Sénégal. Orca-1, que nous considérons comme la plus grande découverte d’hydrocarbures en eau profonde au monde jusqu’à présent cette année, démontre une fois de plus la qualité du bassin gazier mauritanien à l’échelle mondiale », a commenté Andrew Inglis, le patron de Kosmos.

Les découvertes de gaz réalisées dans la large structure géologique Grand Tortue sont estimées, à ce jour, à plus de 50 Tcf de gaz. Mais les géologues de Kosmos Energy laissent entendre que les réserves pourraient contenir jusqu’à 100 Tcf de gaz. C’est près de trois fois supérieur aux réserves du Zohr (32 Tcf), le plus grand gisement de gaz jamais découvert en Méditerranée et qui a propulsé depuis 2016, la production égyptienne de gaz naturel.

Mais les géologues de Kosmos Energy laissent entendre que les réserves pourraient contenir jusqu’à 100 Tcf de gaz. C’est près de trois fois supérieur aux réserves du Zohr (32 Tcf), le plus grand gisement de gaz jamais découvert en Méditerranée et qui a propulsé depuis 2016, la production égyptienne de gaz naturel.

Ils estiment aussi que le périmètre contient de vastes gisements d’or noir susceptibles de satisfaire la demande régionale et de faire du Sénégal et de la Mauritanie de grands exportateurs nets de pétrole.

Sénégal – Mauritanie : un destin gazier commun

Etant donné que le Sénégal et la Mauritanie enregistrent à leurs frontières maritimes d’importantes découvertes de gaz naturel, ils ont décidé, en avril 2016, de développer ensemble les ressources gazières du complexe Grand Tortue, situé à cheval sur leur frontière maritime. Un protocole d’accord de coopération a été signé dans ce sens entre l’américain Kosmos Energy et les deux compagnies d’Etat en charge des hydrocarbures, Petrosen du Sénégal et SMHPM de la Mauritanie. Les bénéfices seront partagés de façon équitable entre les deux parties.

4gaz mauritano senegal1

Ils ont décidé, en avril 2016, de développer ensemble les ressources gazières du complexe Grand Tortue.

 

Selon des analystes, « les réserves en présence sont suffisantes pour transformer et la Mauritanie et le Sénégal en exportateurs nets de gaz naturel, tout en assouvissant les besoins électriques et gaziers des deux pays ».

«Les réserves en présence sont suffisantes pour transformer et la Mauritanie et le Sénégal en exportateurs nets de gaz naturel, tout en assouvissant les besoins électriques et gaziers des deux pays».

D’ailleurs, Kosmos a expliqué que le gaz extrait permettra de produire du gaz naturel liquéfié (GNL) pour les marchés émergents, dont principalement ceux de l’Asie. Si le projet devrait démarrer entre 2022 et 2023, avec une installation initiale de liquéfaction dont la capacité sera de 2,5 Mtpa, plusieurs autres unités de liquéfaction verront le jour dans les années qui suivront. Ensemble, elles porteront la capacité de liquéfaction dans les eaux sénégalo-mauritaniennes à 10 Mtpa. A noter que la première unité de liquéfaction sera située à environ 8 km des côtes de Saint Louis.

BP et Kosmos, qui pilotent le projet, comptent en effet adopter une approche par étapes et à petite échelle pour assurer le développement de ces ressources. « C’est la façon la plus rapide et la plus compétitive pour les deux pays de commencer les exportations de GNL et livraisons de gaz au marché domestique », explique Kosmos.

Par ailleurs, Kosmos a effectué une analyse qui suggère que, sur une période de 30 ans, cette première phase contribuera pour 30 milliards de dollars au PIB de ces deux pays. En Mauritanie, le gouvernement estime que cela devrait faciliter les investissements dans les infrastructures, les écoles ou encore les hôpitaux, avec la création de 5000 nouveaux emplois directs et indirects.

Kosmos a effectué une analyse qui suggère que, sur une période de 30 ans, cette première phase contribuera pour 30 milliards de dollars au PIB de ces deux pays.

Avec les autres phases de développement de la ressource, ces avantages devraient se multiplier. Fin mars 2017, la compagnie a entamé la deuxième phase de son programme de forages dans les eaux des deux pays. Kosmos Energy a dit espérer atteindre, au terme de cette seconde phase, un minimum de 50 Tcf de gaz naturel. Il s’agira pour les exploitants du complexe Grand Tortue de produire en eaux très profondes, environ 2700 m, et déplacer ce gaz le long de plus de 100 km de flowlines jusqu’à une installation modulaire de production de GNL.

Dans un rapport datant de 2017, Ecobank a recommandé aux deux pays de faire des efforts pour doter l’ensemble de la chaîne de valeur énergétique des installations nécessaires à chaque partie du développement. L’institution met ainsi en exergue la construction d’une nouvelle raffinerie de pétrole pour mieux rentabiliser l’exploitation de l’or noir, extrait sur place.

La Mauritanie est prête

Comme le Sénégal, le gaz mauritanien pourra permettre à l’Etat de gagner de l’argent grâce à trois canaux : via la société publique des hydrocarbures, via sa part dans la production et via les impôts.

En 2006, au démarrage de sa production pétrolière, le pays s’est doté d’un fonds souverain dénommé le Fonds national des revenus des hydrocarbures (FNRH) qui a une valeur de 300 millions de dollars.

5marché nouakchott

Des revenus qui devraient améliorer sensiblement des conditions de vie des Mauritaniens

 

La création de ce fonds survient après que le pays ait adhéré en 2005 à l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE). L’Initiative exige du gouvernement de rendre publics tous les paiements reçus des entreprises qui investissent dans le secteur pétro-gazier.

 « Cela réduit considérablement les possibilités de corruption à grande échelle […] Les entreprises étrangères sont tenues de déclarer tous les versements effectués au profit de l’Etat et font l’objet d’audits publics par des cabinets internationaux », explique l’économiste mauritanien Isselmou Ould Mohamed.

Selon Nouakchott, les revenus de l’exploitation du gaz seront placés dans le fonds souverain et investis pour le bénéfice des générations futures. Celles-ci bénéficieront ainsi d’un meilleur système d’éducation, de santé, des infrastructures adéquates, d’un environnement économique meilleur, etc.

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Sénégal, futur grand eldorados africain du gaz et du pétrole (ANALYSE)

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Dans le secteur des hydrocarbures en Afrique, on les appelle les nations émergentes. Depuis quelques années, les découvertes de gaz qui se multiplient sur leurs territoires, les préparent à un destin de grands exportateurs. Il s’agit notamment du Sénégal, de la Mauritanie et du Mozambique. Zoom sur le Sénégal, un pays situé dans le bassin MSGBC (Mauritanie, Sénégal, Gambie, Bissau, Guinée Conakry) dont la totalité des ressources prouvées, à ce jour, est logée en mer. Les experts estiment qu’avec les réserves en présence, le pays jouera un rôle de premier plan dans l’approvisionnement mondial en gaz naturel, à partir de 2023.

La persévérance a payé

Commencée dans les années 1960, l’exploration pétrolière n’a pas été très concluante à ses débuts. Elle a néanmoins conduit à la découverte de très petites poches de pétrole lourd au large des côtes de la Casamance et de quelques réserves mineures de pétrole brut et de gaz au large de Dakar. Ces réserves seront pour la plupart qualifiées de non-commerciales.

C’est entre la fin des années 1990 et le début des années 2000 que, conscients du potentiel, les responsables du secteur ont mené plusieurs roadshows internationaux pour convaincre les firmes exploratoires d’investir dans le pays.

1plateforme sen

Certains experts du secteur ont qualifié le Sénégal de « futur émirat du gaz ».

 

Des efforts couronnés de succès car, du début des années 2000 à ce jour, une dizaine de contrats de recherches et de partage de production ont été négociés et signés.

Plusieurs compagnies indépendantes britanniques, australiennes ou encore américaines se sont vu octroyer des contrats de recherches et de partage de production le long du littoral. Il s’agit de Kosmos Energy, Cairn Energy, Far Ltd, entre autres. Les enquêtes 2D et 3D couplées aux différents forages ont permis, à ce jour, de mettre la main sur de gigantesques réserves de gaz et aussi de pétrole.

Le pays est ainsi entré dans le Top 30 des détenteurs des plus vastes réserves de gaz du monde. La production de gaz devrait commencer entre 2022 et 2023.

Aujourd’hui, les découvertes ont permis de signaler un potentiel compris entre 50 et 100 Tcf de gaz et des réserves de plus d’un milliard de barils de pétrole récupérables sur le seul champ SNE, au large. Pour rappel, le pays compte plusieurs autres périmètres à fort potentiel où les travaux de recherche ne sont pas aussi avancés. A la publication de ces chiffres, certains experts du secteur ont qualifié le Sénégal de « futur émirat du gaz ». Le pays est ainsi entré dans le Top 30 des détenteurs des plus vastes réserves de gaz du monde. La production de gaz devrait commencer entre 2022 et 2023.

Une volonté politique remarquable

Ayant pris conscience de la taille de ses réserves de gaz et du rôle qu’elles peuvent jouer dans la transformation de son économie, le gouvernement sénégalais a très vite, dès 2012, entrepris d’adhérer à l’Initiative pour la transparence dans les industries extractives (ITIE). Le président Macky Sall a, à plusieurs reprises, affirmé que des efforts sont en train d’être fournis pour que les ressources gazières du pays soient exploitées dans la plus grande transparence.

Pour cela, il a installé, début 2016, le Cos Petro-Gaz (Comité d’orientation stratégique du pétrole et du gaz), composé de spécialistes locaux du secteur, qui ont travaillé à élaborer un projet de loi visant à optimiser les revenus issus de l’exploitation des ressources en hydrocarbures du pays.

Le Cos Petro-Gaz assurera aussi la supervision des différents accords juridiques et des contrats entre l’Etat et les partenaires portant sur le financement, la réalisation des projets pétro-gaziers et la commercialisation des ressources extraites. Le chef de l’Etat sénégalais a ajouté que les informations relatives aux contrats et à ce qu’ils génèrent seront régulièrement publiées par le comité. De quoi installer un climat de confiance pour favoriser l’arrivée de nouveaux investissements.

Le Cos Petro-Gaz assurera aussi la supervision des différents accords juridiques et des contrats entre l’Etat et les partenaires portant sur le financement, la réalisation des projets pétro-gaziers et la commercialisation des ressources extraites

Grâce à son engagement pour la construction d’une industrie forte des hydrocarbures au Sénégal, le Président Sall a reçu le 10 octobre dernier, le prix de l’Homme de l’année dans le secteur pétrolier africain. La distinction lui a été attribuée par Africa Oil and Power qui est la première plateforme d’investissement et de politique énergétique du continent.

2Macky Sall gaz

« Un excellent exemple d’un pays qui réussit dans le domaine de l’énergie.»

 

« Alors que les pays africains visent à stimuler la croissance et à diversifier leur économie, le Sénégal est un excellent exemple d’un pays qui réussit dans le domaine de l’énergie, créant un environnement propice au succès des entreprises, attirant d’énormes investissements internationaux, tout en offrant une forte capacité locale et des options d’investissement en aval », a commenté Guillaume Doane, PDG d’Africa Oil & Power.

Le Sénégal attire les grands groupes énergétiques

Selon un rapport de l’organisation Africa Oil and Power publié en avril 2016, le Sénégal est la sixième meilleure destination africaine pour les firmes de prospection dans l’industrie pétrolière. Selon le document, la stabilité politique dont jouit le pays est un atout de taille. La simplicité administrative, son code des hydrocarbures séduisant pour les investissements, une redevance de 2 à 10% pour la production de pétrole et de 2 à 6% pour le gaz, et un impôt sur les sociétés de 30% sont des conditions idéales qui vont favoriser la transformation économique.

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Suite à ses découvertes au Sénégal, l’action Cairn Energy a grimpé en bourse.

 

Récemment, de grands groupes énergétiques comme BP ont fait leur entrée sur le marché de l’exploration et le rythme des découvertes, ainsi que le potentiel en présence, présagent d’un déferlement de gros acteurs de l’industrie, dans les prochaines années.

Le rythme des découvertes, ainsi que le potentiel en présence, présagent d’un déferlement de gros acteurs de l’industrie, dans les prochaines années.

En décembre 2016, le géant britannique BP a annoncé vouloir devenir partenaire de Kosmos Energy au Sénégal. Au terme des négociations conclues entre les deux parties, la major a acquis une participation de 32,49% dans les blocs Saint-Louis Profond et Cayar Profond au large. Ceci contre une enveloppe de 916 millions de dollars et sa participation aux efforts d’investissements consentis précédemment par Kosmos, sur l’ensemble du périmètre qui couvre plus de 33 000 km2.

Le géant chinois CNOOC a aussi exprimé son intérêt pour des périmètres en offshore dans le pays.

Un appel d’offres international sera lancé le 4 novembre prochain. Il est relatif à 10 blocs d’exploration en onshore et en offshore. C’est la première fois qu’une procédure d’appel d’offres a été ouverte dans le secteur pétrolier. Les autorités ont expliqué que cette opération s’inscrit dans les efforts visant à garantir la transparence du processus d’octroi des licences.

Un appel d’offres international sera lancé le 4 novembre prochain. Il est relatif à 10 blocs d’exploration en onshore et en offshore. C’est la première fois qu’une procédure d’appel d’offres a été ouverte dans le secteur pétrolier.

Selon des sources proches des responsables sénégalais du secteur, plusieurs compagnies expérimentées de l’industrie chercheraient à nouer des partenariats avec les acteurs en présence.

Que gagne concrètement le Sénégal ?

En juin 2018, Mamadou Faye, le directeur général de la société publique sénégalaise du pétrole (Petrosen), l’exploitation des gisements de pétrole et de gaz SNE et Grand Tortue, va générer des revenus de plus de 30 milliards de dollars. Ceci, sur une période de 30 ans.

Petrosen contrôle une participation de 10%, sans apport dans les projets en cours de développement, et les contrats signés avec les compagnies étrangères lui offrent la possibilité de porter à 20% sa participation. Dans cette hypothèse, Petrosen participera aux frais de développement.

Quant à l’Etat, il bénéficiera, conformément au contrat de partage de production qui le lie aux compagnies, de 10 à 15% de la production de chaque projet. Il encaissera également un impôt sur les sociétés, tel que l’a prévu le code général des impôts. Ainsi, l’Etat pourra gagner de l’argent grâce à trois canaux : via Petrosen, via sa part dans la production et via les impôts.

Ainsi, l’Etat pourra gagner de l’argent grâce à trois canaux : via Petrosen, via sa part dans la production et via les impôts.

Cela devrait permettre de porter à la hausse la croissance économique et participer à la résorption du taux de chômage. Les autorités ont, en effet, expliqué que plusieurs dizaines de milliers d’emplois directs et indirects pourront être créés grâce aux ressources énergétiques.

Les fonds générés offriront plus de marges de manœuvre à l’Etat sénégalais qui pourra aisément investir dans des projets de développement socio-communautaires.

Les grandes découvertes sénégalaises de pétrole et de gaz

Au Sénégal, les cinq dernières années ont vu se succéder un nombre incalculable de découvertes gazières de classe mondiale. Opérées par différentes firmes d’exploration, elles se répartissent sur plusieurs blocs en offshore. En voici les plus importantes.

FAN-1

Le 27 août 2014, après plusieurs mois de travaux de recherches et quelques jours de forage, le premier puits foré par l’australien Far Ltd a été un succès. Le puits FAN-1 logé sur le bloc Sangomar Profond à 100 km au large des côtes sénégalaises avait affiché un niveau élevé de gaz et de fluorescence dans un objectif secondaire à faible profondeur.

Le puits avait été foré à une profondeur de 4402 mètres et Far et ses partenaires (Cairn Energy, ConocoPhillips et Petrosen) envisageaient de poursuivre le programme jusqu’à une profondeur de 5000 mètres. Il faut souligner que le puits FAN-1 est situé à une profondeur d’eau de 1427 mètres. En dehors de cela, le document explique qu’il n’a pas été détecté d’eau dans un gisement de brut de plus de 500 mètres.

4Cath Norman FAR

Cath Norman, la DG de Far Ltd.

Deux mois plus tard, le 7 octobre 2014, les partenaires sur Sangomar Deep ont annoncé dans un communiqué conjoint avoir foré jusqu’à 4927 mètres et intercepté un réservoir de pétrole net de 29 mètres. Les premiers résultats des analyses effectuées sur les échantillons ont alors révélé des types de pétrole contenus dans la fourchette de 28° API à 41° API.

En outre, FAN-1 renfermerait au total (P90) 250 millions de barils, (P50) 950 millions de barils et (P10) 2,5 milliards de barils de pétrole à la satisfaction de Cath Norman, la directrice générale de Far. « La découverte du pétrole avec le puits FAN-1 est un événement important pour le Sénégal et la joint-venture », s’est-elle réjouie.

Avec Sangomar Offshore et Rufisque, Sangomar Profond est contrôlé à 40% par le britannique Cairn Energy qui en l’est l’opérateur, 35% par l’américain ConocoPhillips, 10% par Petrosen et 15% par Far Ltd. Les trois périmètres couvrent une superficie de 7490 km2.

SNE-1

A l’instar du gisement FAN-1, SNE-1 a été découvert sur Sangomar Profond. Le 10 novembre 2014, le groupe australien Far a publié une mise à jour de ses activités dans laquelle il a indiqué avoir mis la main sur une colonne de pétrole brut de 95 m sur ce puits.

Distant de 24 km de FAN-1, c’est à une profondeur de 1100 mètres que les réservoirs sont entrés en contact avec le combustible. Il était prévu que le forage atteigne 3000 mètres de profondeur. Les premiers résultats des échantillons affichent des ressources récupérables de P90 (1C) de 150 millions de barils, P50 (2C) de 350 millions de barils et P10 (3C) de 670 millions de barils. En revanche, la qualité du brut est la même que sur FAN-1. « C’est une importante découverte de pétrole pour Cairn et le Sénégal. Sur la base des estimations préliminaires, c’est une découverte commerciale et elle ouvre un nouveau bassin dans la marge de l’Atlantique », s’est exprimé Simon Thomson, le PDG de Cairn Energy, après la publication de ces résultats.

SNE-2

Démarré le 4 novembre 2015 sur le champ SNE, dans le bloc Sangomar Profond, le forage du puits SNE-2 s’est achevé le 3 décembre 2015 et a atteint une profondeur totale de 2825 mètres.

Le 4 janvier 2016, au terme des tests de production du puits SNE-2, Cairn Energy a révélé qu’il y a obtenu un écoulement quotidien de 8000 barils de pétrole par jour. La compagnie a également affirmé être parvenue à un écoulement de 1000 barils de pétrole de basse qualité par jour, ceci à une autre profondeur dans le même puits. Pour rappel, les réservoirs ont rencontré le brut sur une colonne de 100 mètres. Des résultats qui confirment la qualité du réservoir. Selon Reuters, ces données offrent aux investisseurs un aperçu clair du potentiel de la concession et devraient aiguiser davantage leurs intérêts pour le pétrole sénégalais. A la suite de ces résultats, l’action Cairn Energy a grimpé en bourse, notamment à Londres.

SNE-3, BEL-1, SNE-4

Situé à 3 km du puits SNE-1, le puits SNE-3 est destiné, selon les experts de Cairn Energy, à confirmer le potentiel du champ SNE et la continuité des réservoirs. SNE-3 présente les mêmes résultats que le puits SNE-2. Une colonne de brut a été rencontrée sur 100 mètres et les premières indications confirment une température de l’huile de 32 ° API, comme sur SNE-2. Il en a été de même pour les puits BEL-1 et SNE-4. Après le succès du forage du puits SNE-4, Simon Thomson a déclaré : « les opérations au Sénégal ont été menées en toute sécurité […] Nous avons maintenant foré quatre puits d’évaluation fructueux, sur le champ SNE et nous sommes ravis des résultats obtenus à ce jour, du programme d’évaluation multi-puits, qui a confirmé l’ampleur et le potentiel de cet actif de classe mondiale ».

Situé à l’est du champ SEN, le puits SNE-4 est destiné à confirmer la nature des réservoirs supérieurs dans la zone pétrolière. Le rapport de forage délivré par Cairn explique également que les couches de sable avec lesquelles sont entrés en contact les réservoirs sont les mêmes que celles rencontrées sur SNE-1, SNE-2, SNE-3 et BEL-1.  Comme les autres puits, il est situé sur Sangomar Profond, mais à 85 km des côtes à une profondeur d’eau de 942 mètres.

VR-1

Le puits VR-1 est adjacent à la zone du premier puits du champ, SNE-1. Foré jusqu’à une profondeur de 2759 mètres, le puits a, contrairement aux derniers, rencontré une colonne de brut sur 97 mètres à travers plusieurs réservoirs et les experts indiquent, avec seulement les résultats post-forage qu’il s’agit de la rémunération nette de pétrole la plus élevée sur SNE. « Le puits VR-1 est un grand succès. Il fournit des informations importantes sur la géologie du flanc ouest du champ SNE et en particulier sur la nature des réservoirs de la série 500. La compréhension de ces réservoirs est essentielle pour finaliser la conception du plan de développement de la Phase 1 […] Nous attendons avec impatience d’apporter à nos actionnaires les résultats des prochains travaux de forage dans cette formation », a déclaré Cath Norman. Le champ SNE a affiché 8 découvertes de pétrole sur 8 champs forés, soit une efficacité de 100%. Après les analyses des ingénieurs pétroliers, chacun des puits du champ possède un pétrole commercialement viable.

Teranga-1

Le Puits Teranga-1 est situé à 65 kilomètres au nord-ouest de Dakar, sur le bloc Cayar Offshore Profond, dans le complexe Grand Tortue, à une profondeur d’eau de 1800 mètres. Il a été foré jusqu’à 4485 mètres de profondeur et a rencontré 31 mètres nets de gaz naturel dans un réservoir de bonne qualité dans le cénomanien inférieur.

5Guillaume Defaux

Guillaume Defaux, Kosmos Energy.

 

En dehors de cela, les réservoirs ont indiqué qu’un chenal prolifique de gaz naturel s’étend jusqu’à 200 km du puits Marsouin-1, côté mauritanien. L’américain Kosmos Energy contrôle Teranga-1 à 60% et en est l’opérateur.

Guembeul-1

Situé au large de Saint-Louis, la réserve Guembeul-1 a été découverte en janvier 2017 au large de Saint-Louis, dans le complexe Grand Tortue qui chevauche la frontière maritime commune au Sénégal et à la Mauritanie. Elle a été forée jusqu’à 5245 mètres de profondeur. Les réservoirs y ont atteint 331 pieds de gaz d’excellente qualité dans deux réservoirs. Il s’agit de 184 dans le cénomanien inférieur et 148 dans l’albien sous-jacent, sans être entré en contact avec l’eau.

Selon le communiqué, ce puits a démontré la continuité du réservoir et la communication de la pression statique avec Tortue-1 dans le cénomanien inférieur. Les premiers résultats obtenus sur place indiquent qu’il existe une forte probabilité que l’écoulement gazier sur Guembeul-1 soit égal à celui de Teranga-1, soit 17 Tcf. Guembeul est contrôlé par Kosmos Energy.

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