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Dans un communiqué publié le 2 janvier 2025, British Petroleum et Kosmos Energy ont annoncé avoir transporté avec succès le gaz naturel extrait du champ Grande tortue Ahmeyim (RGT). Ce champ gazier offshore, situé à la frontière entre le Sénégal et la Mauritanie, a été officiellement inauguré le 31 décembre 2024, avec l’ouverture de son premier puits.
Au cours de cette première phase d’exploitation, le gaz naturel était extrait de puits sous-marins situés en eaux profondes. Ce gaz a été transporté avec succès par des conduites sous-marines vers une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) où il a subi un premier traitement visant à éliminer l’eau, les condensats et autres impuretés.
Découvert en 2015, le gisement Grand Tortue Ahmeyim contient 15 000 milliards de pieds cubes de gaz naturel (environ 424 milliards de mètres cubes). Situé à environ 40 kilomètres des côtes, dans des eaux atteignant 2 850 mètres de profondeur, ce champ offshore est parmi les plus complexes au monde. Les défis techniques liés à cette profondeur ont nécessité des adaptations spécifiques pour réussir l’installation de la plateforme de production de gaz naturel liquéfié (GNL).
Après l’extraction et le prétraitement du gaz naturel, la phase suivante de l’exploitation consiste à acheminer le gaz via des gazoducs jusqu’au méthanier flottant. LYCÉEsitué à environ 10 kilomètres où il sera refroidi à une température très basse (cryogénie) pour être liquéfiés et stockés temporairement avant d’être chargés sur des méthaniers destinés à l’exportation.
Arrivé début 2024, le navire de liquéfaction de gaz naturel, GIMI, détenu et exploité par Golar GNLdans le cadre d’un contrat de location et d’exploitation (Contrat de location et d’exploitation) pour une durée de vingt ans entre British Petroleum et Golar LNG.
Selon Kosmos Energy, ce premier flux de gaz naturel en provenance du champ GTA constitue un point de passage important vers l’atteinte de l’objectif de production quotidienne de 90 000 barils équivalent pétrole. Cette augmentation de production assurera la livraison d’une première cargaison de GNL dès le premier trimestre 2025, marquant ainsi le début de la phase de production commerciale et générant les premiers revenus de ce mégaprojet.
Pour rappel, ce projet de production de gaz naturel liquéfié (GNL) est porté par un consortium dirigé par British Petroleum, qui détient une participation de 56%. Kosmos Energy (27%), la société sénégalaise PETROSEN (10%) et la société mauritanienne SMH (7%) complètent la table ronde.
Le développement de la deuxième phase d’exploitation de ce gisement permettra d’augmenter la production annuelle jusqu’à 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié. Toutefois, plusieurs rumeurs circulent dans les médias concernant l’intention de British Petroleum d’abandonner le développement de ce projet en raison des coûts relativement élevés et de l’intention attribuée aux décideurs mauritaniens et sénégalais de renégocier les contrats.
Sénégal : vers plus de transparence dans l’exploitation des hydrocarbures
Dans son discours du Nouvel An, le président sénégalais Bassirou Faye a annoncé une réforme du Comité d’orientation stratégique pour le pétrole et le gaz, afin d’inclure davantage de représentants de l’opposition, de la société civile et d’experts. L’objectif est de garantir une exploitation transparente et durable des ressources pétrolières et gazières au bénéfice de tous les Sénégalais comme cela a été promis lors de sa campagne électorale.
Avec cet objectif, le Premier ministre sénégalais, Ousmane Sonkoa nommé, en août dernier, une commission dont la mission était de réévaluer les contrats signés par le Sénégal dans des secteurs clés de l’économie, notamment les hydrocarbures et les mines. Bien qu’il ne s’agisse pas d’une opération de nationalisation, cette commission devrait examiner lesdites conventions et vérifier leur conformité afin de préserver les droits des citoyens sénégalais.
Outre le champ pétrolier de Sangomar, dont l’exploitation a débuté en 2024, le Sénégal dispose d’un autre gisement de gaz naturel plus important. Ce sont les domaines de Teranga et de Yakar dont les ressources sont estimées à près de 25 000 milliards de pieds cubes (soit environ 707 milliards de mètres cubes). La décision finale d’investissement pour le développement de ces champs devrait être prise au cours de cette année, permettant d’envisager le démarrage de la production dès 2026.
Mauritanie : de « gigantesques » ressources gazières en attente d’exploitation
De son côté, la Mauritanie dispose d’un gisement gazier encore plus vaste, appelé gisement gazier. Birallahavec des réserves estimées à 50 billions de pieds cubes (environ 1,41 billion de mètres cubes ou 1,41 billion de mètres cubes). Mais son exploitation est actuellement suspendue suite au refus du gouvernement mauritanien de renouveler le contrat de British Petroleum qui demandait un délai de trois ans pour réaliser l’étude de faisabilité de ce projet.
Alors que le gouvernement mauritanien a décidé de prendre son temps pour sélectionner le meilleur opérateur pour ce méga-gisement gazier, il a décidé de confier l’exploitation du gisement gazier Bande (33 milliards de m³) à un consortium égyptien et émirati, successivement abandonné par Tullow Oil et New Fortress Energy.
Le lancement imminent de l’exploitation du gaz naturel de Grand Tortue Ahmeyim a relancé la production d’hydrocarbures en Mauritanie, mettant ainsi fin à une période d’inactivité suite à l’arrêt de la production en 2017 dans le champ pétrolier de Que fais-tu?.
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