Dans un communiqué publié le 2 janvier 2025, British Petroleum et Kosmos Energy ont annoncé avoir acheminé avec succès le gaz naturel extrait du champ Grand Tortue Ahmeyim (GTA). 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.

Lors de cette première phase d'exploitation, le gaz naturel a été extrait à partir de puits sous-marins situés en eaux profondes. Ce gaz a été transporté avec succès par conduites sous-marines jusqu'à une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), où il a subi un traitement initial visant à éliminer l'eau, les condensats et autres impuretés.

Découvert en 2015, le gisement de Grand Tortue Ahmeyim renferme 15 trillions 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 figure parmi les plus complexes au monde. Les défis techniques liés à cette profondeur ont nécessité des adaptations spécifiques pour la réussite de l’installation de la plateforme de production de gaz naturel liquéfié (GNL).

Après extraction et pré-traitement du gaz naturel, la prochaine phase d’exploitation concerne le transport du gaz via pipelines vers le navire méthanier flottant GIMI, situé à environ 10 kilomètres, où il sera refroidi à très basse température (cryogénie) pour être liquéfié et stocké temporairement avant son chargement sur des méthaniers destinés à l'exportation.

Arrivé début 2024, le navire de liquéfaction du gaz naturel GIMI appartient à Golar LNG, qui l'exploite dans le cadre d’un contrat de location et d'exploitation (Lease and Operate Agreement) d’une durée de vingt ans entre British Petroleum et Golar LNG.

Selon Kosmos Energy, ce premier flux de gaz naturel du champ GTA constitue un point de passage important vers l'atteinte de l'objectif de production journalier de 90.000 barils équivalent pétrole. Cette augmentation de production permettra d'assurer la livraison d'une première cargaison de GNL dès le premier trimestre 2025, marquant ainsi le démarrage de la phase de production commerciale et générant les premiers revenus issus de ce mégaprojet.

En 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 le tour de table.

Le développement de la seconde phase d’exploitation de ce gisement permettra d’augmenter la production annuelle jusqu’à 5 millions de tonnes de gaz naturel liquéfié. Cependant, plusieurs rumeurs circulent dans les médias quant à l’intention de British Petroleum de renoncer au développement de ce projet, en raison des coûts relativement élevés et de l’intention prêtée 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 du pétrole et du gaz, afin d'y 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 profit de tous les Sénégalais, comme cela avait été promis lors de sa campagne électorale.

Dans cet objectif, le Premier ministre sénégalais, Ousmane Sonko, a nommé, en août dernier, une commission ayant pour mission de réévaluer les contrats signés par le Sénégal dans les 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.

En plus du champ pétrolier de Sangomar, dont l'exploitation a débuté en 2024, le Sénégal possède un autre gisement de gaz naturel de plus grande envergure. Il s’agit des champs de Teranga et de Yakaar, dont les ressources sont estimées à près de 25 trillions de pieds cubes (soit environ 707 milliards de m3). La décision finale d'investissement pour le développement de ces champs devrait être prise au cours de cette année, permettant d'envisager un début de production dès 2026.

Mauritanie : des ressources gazières "gigantesques" en attente de développement

Pour sa part, la Mauritanie possède un champ gazier encore plus vaste, dit champ de Birallah, avec des réserves estimées à 50 trillions de pieds cubes (environ 1,41 trillion de m3 ou 1.410 milliards de m3). Cependant, son exploitation est actuellement en suspens à la suite du refus du gouvernement mauritanien de renouveler le contrat de British Petroleum, qui sollicitait 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-champ gazier, il a décidé de confier l'exploitation du champ de gaz Banda (33 milliards de m³) à un consortium égyptien et émirati, précédemment délaissée successivement 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 consécutive à l’arrêt de production en 2017 dans le champ pétrolier de Chenguiti.