Projet Gazier

Dernière mise à jour @01 Mars 2022

A la Une :

SAIPEM a démarré la pose des pieux d’amarrage du FLNG (Février 2022)

Après le coulage du dernier caisson, Eiffage prévoit de s’atteler maintenant à la construction de la plateforme de transfert de gaz entre le FLNG, le navire de production et de stockage de gaz liquéfié et le navire de transport.

Le fournisseur d’hébergement et de services offshore Edda Accommodation a signé un nouveau contrat avec Saipem pour des opérations en Mauritanie/Sénégal.

Le contrat porte sur le navire Edda Fides , dont le démarrage est prévu au Semestre 2 de 2022. Edda Fides est un navire polyvalent d’hébergement et de services construit en 2011 avec 600 lits au total.

Le navire, actuellement affrété pour Equinor, fournira d’abord l’hébergement et les installations associées à Chevron Australia avant de commencer les travaux pour Saipem sur le champ de Tortue en Mauritanie/Sénégal.

Le contrat est ferme pour une durée de six mois plus options, ce qui rend le navire désormais complet pour 2022.

Il convient de rappeler que le contrat avec Chevron a été obtenu en octobre 2021. Dans le cadre de cet accord, le navire fournira un hébergement et des installations associées pouvant accueillir jusqu’à 300 personnes pour un prochain événement de maintenance sur la plate-forme de traitement de gaz offshore de Wheatstone, au large des côtes de Australie. Le contrat devrait démarrer au deuxième trimestre 2022.

 
Décembre 2021: Levage et installation des modules du FPSO
 
Une campagne de levage réussie nous rapproche de l’achèvement de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) de BP de Tortue.

L’opération, qui s’est déroulée en décembre 2021 en Chine, impliquait le levage de quatre modules sur le pont du FPSO. Tous les modules ont été installés avec succès sur le pont en une semaine seulement, les employés de Technip ont travaillé en étroite collaboration avec l’équipe de COSCO SHIPPING Lines qui a construit le FPSO. Le projet a débuté fin 2020 et a nécessité plus de sept (7) millions d’heures de travail (cumul des heures de travail des employés du projet) sur site sans incident notable.

 
Novembre – Décembre 2021: Tous les caissons sont finis d’être fabriqués et le 15ème caisson a été placé au niveau du brise lames
 
Au chantier de Dakar, sur le projet Greater Tortue Ahmeyim actuellement en développement par bp et ses partenaires, les équipes d’Eiffage Génie Civil Marine ont franchi une étape importante du projet avec la coulée de la 21e et dernière dalle de fond des caissons formant le brise-lames qui abritera les infrastructures marines situées à la frontière maritime. entre la Mauritanie et le Sénégal.

Cette étape a été franchie avec succès grâce au dévouement et à l’implication de toutes les équipes mobilisées sur le chantier pour la fabrication et le déchargement des caissons. Plus de 1500 employés de 22 nationalités différentes, dont plus de 97% sont sénégalais, travaillent 24h/24 et 7j/7 afin de réaliser ces structures extraordinaires dans le respect des normes internationales strictes en matière de HSE et de qualité. Au quotidien, ils surmontent avec succès les défis techniques et logistiques, démontrant les capacités d’Eiffage Génie Civil Marine à réaliser des projets complexes en maximisant le contenu local et l’emploi.

Sur la ligne de préfabrication, toutes les stations sont sous tension. Globalement et à ce jour, 15 caissons sont entièrement achevés, dont 13 sont installés à l’emplacement final au Hub, et 19 ont leurs murs finis.

Pour rappel, le contrat de construction d’un hub / terminal gazier comprenant un brise-lames de plus d’un kilomètre a été attribué au consortium Eiffage Saipem en février 2019, pour un montant supérieur à  350 millions d’euros .

Installation du 11ème caisson au niveau du brise-lames @21 Octobre 2021

Le projet Grande Tortue Ahmeyim (GTA) est basé sur le développement de deux champs de gaz offshore à  savoir Tortue et Ahmeyim.

HISTORIQUE DU PROJET

En Janvier 2016, Kosmos Energy a annoncé « une découverte importante de gaz » au large des côtes sénégalaises. Dans son communiqué, la junior américaine indique avoir « découvert 101 mètres de gaz dans deux réservoirs d’excellente qualité » sur le puits Guembeul-1.
Ce forage est situé à  2,7 kilomètres de profondeur, dans la partie sud du permis Ahmeyim (ex-Tortue West) à  cheval entre le Sénégal et la Mauritanie.
Kosmos détient une participation de 60 % dans les blocs Saint-Louis Offshore Profond et Cayar Offshore Profond, aux côtés de Timis Corporation Limited (30 %) et de Petrosen (10 %).

En Mai 2016, Kosmos a annoncé une découverte de 1400 milliards de mètres cube de réserves de gaz naturel dans le puits Teranga-1 et 5 puits auxiliaires forés dans le bloc Cayar Offshore Profond, situé à  environ 65 kilomètres au nord-ouest de Dakar, et à  près de 100 kilomètres au sud de Gueumbeul 1 dans le bloc de St. Louis Offshore Profond.

En décembre 2016, Kosmos a annoncé dans un communiqué de presse qu’un protocole d’accord avec la société BP a été conclu. Selon les modalités de l’accord BP aura une participation effective de 32,49% des contrats des blocs de Saint-Louis Offshore Profond et Cayar Offshore Profond au large des côtes du Sénégal. Selon les modalités de l’accord, Kosmos recevra une contrepartie fixe de 916 millions USD. En avril 2017, BP a accepté de renforcer son investissement au Sénégal en acquérant la totalité des 30 % de parts minoritaires dans deux blocs offshore du Sénégal : Saint-Louis Profond et Cayar Profond. à€ la conclusion de ces accords, soumis à  l’approbation du gouvernement, BP détient une participation d’environ 60 % dans les blocs sénégalais. Ses partenaires Kosmos et Société des pétroles du Sénégal (PETROSEN) détiennent respectivement 30 % et 10 %.

Les cessions des 30% de Kosmos et des 30% de Timis Corporation à  BP ont été approuvées respectivement par l’arrêté no3020 du 22 Février 2017 et l’arrêté no14912 du 12 Août 2017 du Ministre en charge des hydrocarbures.

[1] Source : KOSMOS Energy, communiqué de presse du 19 décembre 2016

Développement du champ gazier Grand Tortue/Ahmeyin (GTA)

Partenaires : PETROSEN, KEISL, BPSIL, SMHPM, BPMIL, et KEM

Le gisement de gaz naturel de Grand Tortue/Ahmeyin (GTA) a été découvert en 2015 avec le forage du puits Tortue-1 (Ahmeyin-1) en Mauritanie et du puits Guembeul-1 au Sénégal.

Le gisement renferme environ 20 TCF de gaz naturel soit 530 milliards de Nm3.

 

Le gisement GTA sera développé en plusieurs phases. La première phase dont la Décision finale d’investissement a été prise en fin décembre 2018, fera l’objet du forage d’une douzaine de puits de production. La production de GNL et gaz naturel pour le marché domestique (environ 35 mmscf/jour) débutera en 2023. Une production de GNL de 2,5 million de tonnes par an est attendue pour cette première phase.

Auparavant, l’exploitation des réserves de gaz du projet Grand Tortue/Ahmeyim (GTA) à  la frontière sénégalo-mauritanienne a fait l’objet d’un accord de coopération international (ACI) signé le 09 Février 2018 entre les deux pays afin de permettre une unitisation à  savoir l’exploitation conjointe des réservoirs de GTA. L’accord a été approuvé par l’Assemblée Nationale à  travers la loi n°2018-21 autorisant le Président de la République à  ratifier ledit accord[2]. Pour être opérationnel, l’ACI a été complété par un Accord d’Unitisation (UUOA), signé le 06 (à  Nouakchott) et 07 (à  Dakar) février 2019 entre les différents Contractants au niveau des deux Etats et approuvé par les Ministres en charge des hydrocarbures des deux pays.

Les travaux de construction des installations ont démarré au mois de mars 2019, ces installations consistent en :

  • des infrastructures sous-marines et canalisations : douze (12) de puits de développement, gazoduc, manifold, etc;
  • un système de production sous-marin de gaz de grand diamètre (SPS), le système sous-marin le plus profond installé par BP à  ce jour;
  • un FPSO : pour le traitement du gaz naturel avant son acheminement vers le FLNG ;
  • Raccordement du système sous-marin de 80 km du FPSO au réseau de pipelines d’exportation de 35 km entre le FPSO et le terminal gazier;
  • une unité flottante (ou FLNG en anglais) de Gaz Naturel Liquéfié (GNL)  d’une capacité d’environ 2,5 millions de tonnes de GNL par an (2,5 mmtpa) et un stockage intégré de GNL de 125 000 m3 ;
  • un Hub/Terminal : incluant un brise-lame de 1250m de longueur.

Le GNL (gaz naturel liquéfié) désigne le gaz naturel transformé sous forme liquide. Cet état est atteint lorsque le gaz est refroidi à  une température d’environ -160°C à  pression atmosphérique. Le gaz naturel liquéfié est un liquide dit « cryogénique » (liquide dont la température est inférieure à  -150°C).

Après traitement, la liquéfaction permet de condenser le gaz naturel en GNL en réduisant son volume d’un facteur de près de 600 pour un même pouvoir calorifique, ce qui facilite son transport par voie maritime. Le GNL est essentiellement constitué de méthane (à  plus de 90%)(1). C’est un liquide inodore, sans couleur, non corrosif et non toxique.

L’avènement de la pandémie liée à  la Covid-19 a impacté le projet comme plusieurs autres projets pétroliers et gaziers dans le monde. Du fait de la pandémie, les travaux d’installation ont été reportés à  l’année 2021, ce qui induit ainsi un retard global d’un an sur la date de démarrage de la production de la phase 1 (passant de 2022 à  2023).

Hub/Terminal gazier et Brise lames protecteur

 
 

La production de GNL atteindra 10 millions de tonnes par an à  l’horizon 2026-2027 avec les phases 2 et 3.

L’un des chantiers majeurs du projet est la construction des caissons par Eiffage Marine. Ces caissons vont former le brise lames protégeant le futur terminal gazier. L’espace gagné sur la mer a fourni 12 hectares de terrain, au niveau du Port de Dakar, à  BP et aux contractants EPC (Engineering Procurement Construction), le consortium Eiffage Saipem (ESC), pour construire, transporter et installer 21 caissons en béton. Chaque caisson est presque de la taille de l’Arc de Triomphe et pèse 16.000 tonnes à  vide et 74.525 tonnes une fois rempli.

Chantier de fabrication des caissons du brise lames – Port de Dakar (voir plus – vidéos ci-après)

Principaux prestataires impliqués

Principaux prestataires engagés sur le projet
  • Novembre 2021: Petrofac (Petrofac est une société britannique d’ingénierie) a obtenu un contrat avec bp pour développer des procédures opérationnelles pour leur projet Greater Tortue Ahmeyim (GTA) en Mauritanie et au Sénégal. Axées sur la minimisation des risques et des dommages au personnel, à l’usine et à l’environnement, les procédures engloberont toutes les opérations offshore, y compris sous-marines, le stockage et le déchargement de production flottants (FPSO) et le hub.
  • Octobre 2021: la société italienne de services à l’industrie énergétique Saipem a attribué à Fugro un contrat pour déployer sa technologie de vision InclinoCam pour installer plus de 190 pieux avec une précision centimétrique sur une période d’environ 6 mois, à partir d’une barge auto-élévatrice;
  • Août 2021: BP a accepté de vendre le FPSO Greater Tortue Ahmeyim, actuellement en construction par Technip Energies en Chine, à une filiale de BP. Le FPSO sera reloué à BP dans le cadre d’un contrat de location à long terme, pour une utilisation exclusive dans le projet GTA.
  • Juin 2021: Technip Energies a confié à la société norvégienne Havfram la sous-traitance d’une partie des services conclus avec la compagnie pétrolière britannique BP pour l’unité flottante de production, stockage et déchargement (FPSO) destinée au champ gazier Grand Tortue Ahmeyim (GTA), à cheval sur la frontière maritime de la Mauritanie et du Sénégal. Les missions définies par Technip Energies consisteront en la pré-installation et au raccordement du système d’amarrage sous-marin de l’unité flottante de production, stockage et déchargement prévue sur le champ Grand Tortue Ahmeyim.
  • KBR a remporté le contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de gestion de la construction (EPCM) pour l’intégration des installations ainsi que pour la gestion sur la côte de la base regroupant les quartiers et les services du terminal du projet en mai 2019. Cela fait suite à  un contrat FEED qui lui a été attribué en octobre 2018;
  • En Avril 2019, KBR a également remporté le contrat pré-FEED pour la deuxième et la troisième phase de développement du projet offshore Greater Tortue Ahmeyim;
  • BP a attribué à  TechnipFMC un contrat pour l’ingénierie, l’approvisionnement, la construction, l’installation et la mise en service (EPCIC contract) pour le FPSO en mars 2019. Ledit contrat est la prolongation du contrat Front End Engineering and Design (FEED) signé en avril 2018. Le contrat EPCIC vaut entre 500 millions de dollars et 1 milliard de dollars;
  • L’ingénierie, l’approvisionnement, la construction et l’installation (EPCI) d’un système de production sous-marin (SPS) et d’ombilicaux sous-marins, de risers ou colonnes montantes et de lignes de production ou flowlines (SURF) ont été attribués à  Baker Hughes General Electric (BHGE) et McDermott respectivement, en mars 2019, cela suit les premiers contrats FEED attribués en mars 2018 à  ces entreprises;
  • Le contrat de construction d’un hub / terminal gazier comprenant un brise-lames de plus d’un kilomètre a été attribué au consortium Eiffage Saipem en février 2019, pour un montant supérieur à  350 millions d’euros ;
  • BP a signé en février 2019 un contrat de location et d’exploitation (Lease and Operating Agreement= LOA) de 20 ans pour l’unité de liquéfaction (FLNG) de Grande Tortue Ahmeyim avec Gimi MS Corporation. Estimé à  1,02 milliard de livres (1,3 milliard de dollars), le contrat de développement du FLNG implique la conversion du méthanier Gimi au chantier naval de Keppel à  Singapour. GIMI MS construira et exploitera l’unité FLNG et investira 70% de son coût total de développement, tandis que First FLNG, une filiale de Keppel Capital, prendra en charge les 30% restants du coût du projet.
  • Golar LNG est responsable de la construction et de l’exploitation du FLNG Gimi, tandis que Keppel est engagé pour les travaux de conversion associés au projet. Black & Veatch fournira le procédé de liquéfaction PRICO® pour le Gimi FLNG.

Retombées attendues

GTA requiert un investissement pour la phase 1 estimé à  environ 3,6 milliards de dollars américains avant les premiers volumes de gaz en 2023. Pour comprendre la structuration des coûts, veuillez consulter l’extrait ci-après d’un rapport de Global Data.

Contrat de partage de production de St-Louis Offshore disponible ici
Après recouvrement des coûts pétroliers à  hauteur de 75% du profit oil , le partage du profit restant s’établit comme suit:

Suite à  un appel d’offres, BP Gas Marketing a été sélectionné comme acheteur pour le prélèvement de GNL pour Grande Tortue Ahmeyim Phase 1, et le contrat d’achat ou SALE AND PURCHASE AGREEMENT (SPA) de la Phase 1 de GTA a été conclu en février 2020. La Quantité Contractuelle Annuelle ou l’ACQ dans le cadre du SPA Tortue Phase 1 est de 127.951.000 MMBtu, ce qui équivaut à  environ 2,45 millions de tonnes par an, sous réserve d’un ajustement limité à  la baisse par les vendeurs. Le prix de vente du GNL dans le cadre du SPA Tortue Phase 1 est fixé en pourcentage d’un prix de référence du pétrole brut pour les volumes ACQ (le «Prix de vente ACQ»). Le SPA de la phase 1 de Tortue a une durée initiale maximale de vingt ans qui commence à  la «date d’exploitation commerciale», qui survient après l’achèvement des tests de performance de certaines installations du projet GNL.

La loi sur le contenu local (loi 2019-04 et ses décrets d’application) suscite également beaucoup d’espoir afin de permettre de maximiser les retombées de l’exploitation pétrolière sur l’économie sénégalaise.

Pour en savoir plus sur le secteur des hydrocarbures, voir notre page.

Aperçu du secteur – Initiative pour la Transparence dans les Industries Extractives du Sénégal (itie.sn)

Projet Sangomar – Initiative pour la Transparence dans les Industries Extractives du Sénégal (itie.sn)

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