Le développement du champ SNE nécessitera des dépenses en capital d’environ 4,2 milliards de dollars, selon une présentation des FAR australiennes, par rapport à la projection précédente de 3 milliards de dollars.
INVESTISSEMENT – L’augmentation des coûts est imputable à la décision d’acheter un navire flottant de production, de stockage et de déchargement (FPSO) plutôt que de le louer. Cela a pour effet d’augmenter les investissements tout en réduisant les frais d’exploitation, une part plus importante des investissements devant être financée par endettement.
La FAR a déclaré qu’elle envisageait diverses options pour financer sa part des coûts de développement, qui pourraient inclure diverses options d’emprunt ou une prise de participation stratégique au niveau de l’entreprise ou une part «modeste» de sa participation dans la SNE.
Une décision d’investissement finale (FID) est attendue sur le champ SNE au large du Sénégal en décembre, avec une première production de pétrole vers la fin de 2022.
Le gisement était la plus grande découverte de pétrole conventionnel en 2014 et les dépenses en capital pour la première phase s’élèveront à 4,2 milliards de dollars. Cela fournira 100 000 barils de pétrole par jour et produira 230 millions de barils. La deuxième phase vise à élargir le plateau de production en ajoutant de 60 000 à 80 000 barils par jour à partir de 253 millions de barils de ressources.
Le taux de récupération prévu de ces deux phases est de 13%. Il existe également une phase gazeuse, qui permettra de capter 160 millions de barils d’équivalent pétrole.
Les dépenses opérationnelles s’élèveront à 11 dollars par baril, avec un taux de rendement interne sans effet de levier supérieur à 30%. Les FAR recevront 13 670 milliards de bpj en net, la quote-part du capital de la société pour le premier pétrole atteignant 478 millions de dollars, répartie de manière relativement égale sur la période 2020-2022.
“L’entreprise commune va maintenant faire avancer la soumission finale du plan de développement et d’exploitation pour le champ SNE au ministre de l’Énergie du Sénégal et anticiper l’approbation de ce plan par décret présidentiel avant la fin de l’année“, a déclaré Cath Norman, directrice générale de FAR.
“La finalisation des données économiques permet également aux partenaires de la co-entreprise de conclure des accords de financement et la FAR espère pouvoir mettre à jour ses actionnaires dans les prochaines semaines.”
Le champ SNE est situé entre 800 et 1 100 mètres de profondeur et comprend deux réservoirs, le S400 et le S500. La première phase exploitera le réservoir inférieur du S500, tandis que la seconde se concentrera sur le S400 supérieur. De nouveaux forages d’évaluation seront effectués en 2021 sur les découvertes FAN ou SNE-North / Spica.
L’Australien Woodside Energy a racheté les licences sénégalaises en 2016 à ConocoPhillips et en est devenu l’opérateur. Les travaux d’ingénierie et de conception frontales (FEED) sur le sous-marin ont été confiés à la Subsea Integration Alliance en 2018.
Au cours du troisième trimestre, Woodside a attribué à Halliburton neuf contrats portant sur des travaux de forage et d’achèvement de la première phase du champ SNE.
Le fournisseur de produits sismiques TGS a commencé à travailler sur le tournage sismique Ultra-Deep 4D au Sénégal en septembre, en partenariat avec GeoPartners.
La société a effectué des travaux d’infiltration en mer sur le bassin élargi de MSGBC au cours du dernier trimestre, en plus du projet multi-clients Jaan 3D de 28 300 km 2 situé dans la partie sud du bassin.
Le Sénégal envisage de lancer une série de licences dans un proche avenir.
