- Building administratif Président Mamadou DIA, 3e et 4e étage
Amont pétrolier
Le bassin sédimentaire sénégalais est découpé en trente-deux (32) blocs dont sept (07) en onshore (à terre) et vingt-cinq (25) en offshore (en mer). Parmi ces blocs, dix (10) font l’objet de Contrat de Recherche et de Partage de Production d’Hydrocarbures (CRPP).
Sur la partie offshore, d'importants efforts consentis dans la promotion du potentiel pétrolier de ce bassin et dans les opérations de la recherche pétrolière, en partenariat avec des compagnies internationales, ont conduit à la découverte, entre 2014 et 2017, de quatre (04) gisements de pétrole (FAN, SNE, FAN South et SNE North) dans le bloc Rufisque Offshore, Sangomar Offshore, Sangomar Offshore Profond (RSSD) et de trois (03) gisements de gaz naturel (Grand Tortue/Ahmeyim, Teranga et Yaakar), respectivement dans les blocs Saint-Louis Offshore Profond (SLOP) et Cayar Offshore Profond (COP).
Sur la partie onshore, le retravail du puits Gadiaga 2 (foré par Petrosen en 1997) du CRPP de Thiès, par la société Fortesa international Sénégal LDC (Fortesa Sénégal), a conduit à une exploitation du gisement de Gadiaga à partir de 2004. Plus tard, en 2009, sur le CRPP de Tamna (ex. CRPP de Thiès), une autre autorisation d’exploitation a été octroyée, suite à la découverte du gisement de Sadiaratou qui enclave celui de Gadiaga. En 2014, le CRPP de Tamna va devenir le CRPP de Diender. Ce dernier n’a pas encore fait l’objet d’une découverte.
Sur la partie offshore, d'importants efforts consentis dans la promotion du potentiel pétrolier de ce bassin et dans les opérations de la recherche pétrolière, en partenariat avec des compagnies internationales, ont conduit à la découverte, entre 2014 et 2017, de quatre (04) gisements de pétrole (FAN, SNE, FAN South et SNE North) dans le bloc Rufisque Offshore, Sangomar Offshore, Sangomar Offshore Profond (RSSD) et de trois (03) gisements de gaz naturel (Grand Tortue/Ahmeyim, Teranga et Yaakar), respectivement dans les blocs Saint-Louis Offshore Profond (SLOP) et Cayar Offshore Profond (COP).
Sur la partie onshore, le retravail du puits Gadiaga 2 (foré par Petrosen en 1997) du CRPP de Thiès, par la société Fortesa international Sénégal LDC (Fortesa Sénégal), a conduit à une exploitation du gisement de Gadiaga à partir de 2004. Plus tard, en 2009, sur le CRPP de Tamna (ex. CRPP de Thiès), une autre autorisation d’exploitation a été octroyée, suite à la découverte du gisement de Sadiaratou qui enclave celui de Gadiaga. En 2014, le CRPP de Tamna va devenir le CRPP de Diender. Ce dernier n’a pas encore fait l’objet d’une découverte.
Le projet Sangomar
Pour le gisement de SNE renommé Sangomar, les ressources de pétrole sont estimées à plus de 2,5 milliards de barils avec des réserves économiquement exploitables d’environ 560 millions de barils et 2,4 TCF (Trillion Cubic Feet) de gaz naturel. La décision finale d’investissement (FID) pour l’exploitation du champ de Sangomar a été prise le 19 janvier 2020 avec autorisation d’exploitation d’une durée de 25 ans renouvelable deux fois 10 ans.
Le concept de développement du projet Sangomar est basé sur une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), un forage de 24 puits dont 12 producteurs, 10 injecteurs d’eau et 02 injecteurs de gaz et une architecture sous-marine qui relie ces puits au FPSO. La production du pétrole de Sangomar est triphasée avec une première phase de production de 210 millions de barils.
Le concept de développement du projet Sangomar est basé sur une unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO), un forage de 24 puits dont 12 producteurs, 10 injecteurs d’eau et 02 injecteurs de gaz et une architecture sous-marine qui relie ces puits au FPSO. La production du pétrole de Sangomar est triphasée avec une première phase de production de 210 millions de barils.
Sangomar entre en production en juin 2024
La production du premier baril de pétrole du gisement pétrolier offshore profond de Sangomar, d’une capacité nominale de production de 100 000 barils par jour, le mardi 11 juin 2024, marque l’entrée du Sénégal dans le cercle des pays producteurs de pétrole.
Sa production était estimée à 11,7 millions de barils de pétrole brut, pour le dernier semestre de 2024. A l’arrivée, la production totale au 31 décembre s’élève à 16,9 millions de barils, dont 16,4 millions commercialisés sur le marché international.
Sa production était estimée à 11,7 millions de barils de pétrole brut, pour le dernier semestre de 2024. A l’arrivée, la production totale au 31 décembre s’élève à 16,9 millions de barils, dont 16,4 millions commercialisés sur le marché international.
Le projet Grand Tortue Ahmeyim (GTA)
Le gisement de gaz de GTA, est mis en évidence au niveau de la frontière maritime entre le Sénégal et la Mauritanie. Les réserves de gaz naturel sont estimées entre 15 et 20 TCF (420 – 560 milliards de mètres cubes). Dans le cadre du développement et de l’exploitation des réservoirs du champs GTA, un Accord de Coopération Inter-Etats (ACI) entre la République islamique de Mauritanie et la République du Sénégal a été adopté le 09 février 2018. Dans la même année, la FID de la phase 1 a été prise le 21 décembre 2018. L’Accord d’Unitisation et d’Exploitation de l’Unité GTA entre les sociétés nationales et BP a été signé en date du 06 février 2019.
Le concept de développement de la phase 1 du projet GTA est basé sur une production de gaz naturel provenant des puits pour atteindre l’unité du FPSO situé à environ 80 km de la zone des puits. Le gaz en sortie du FPSO sera acheminé vers la plateforme du hub avant de rejoindre l’unité du FLNG (unité flottante de liquéfaction du gaz naturel) amarrée à 10 km des côtes sénégalo-mauritaniennes.
Le projet Yaakar-Teranga
Le champs Yaakar-Teranga est situé dans le bloc de Cayar Offshore Profond et constitue la base du développement de la stratégie Gas to Power pour l’Etat du Sénégal. Les réserves de YT sont estimées entre 23 et 47 TCF, soit entre 644 et 1316 mètres cubes de gaz naturel. La FID est prévue en 2025. La production visée est de 630 mmscf/d de gaz destinés, d’une part, au marché domestique (150 mmscf/d) et, d’autre part, à l’export de GNL (480 mmscf/d). Le concept de développement, actuellement en étude, est basé sur un FLNG en eau profonde. Il aura à charge le traitement et la liquéfaction du gaz naturel, ainsi que son export vers le marché domestique.
Un pipeline entre le FLNG et le site d’atterrage situé dans la zone du village de Deni Gueth Nord permettra d’alimenter les centrales de la Senelec via le Réseau gazier du Sénégal (RGS). Le planning actuel vise une première production en fin 2029. Les activités de promotion suivent également leurs cours et l’intérêt des majors pour le bassin onshore et offshore continue de faire du Sénégal une destination privilégiée pour ces compagnies. Le Sénégal a adopté la loi n° 2019-03 du 1er février 2019 portant code pétrolier et la loi n° 2019-04 du 1er février 2019 relative au contenu local dans le secteur des Hydrocarbures. Les textes d’application de ces lois sont actuellement en cours d’élaboration.
Le premier puits ouvert le 31 décembre 2024
La production du gaz de GTA est multi-phasée avec un objectif global de production de 10 mtpa (million de tonne par an) de gaz naturel liquéfié. Pour la première phase de production, 2,3 mtpa sont attendus. Le premier puits a été ouvert le 31 décembre 2024.
Le premier cargo de GNL (gaz liquéfié) est prévu durant le deuxième trimestre de l’année 2025. Un volume de 35 mmscf/d de gaz naturel non liquéfié sera destiné au marché domestique pour l’Etat du Sénégal. L’exploitation de cette première phase est prévue pour une durée de 20 ans. Les équipes des deux pays, en rapport avec l’opérateur BP, travaillent à la définition des concepts de développement pour les phases futures du projet GTA.
Le premier cargo de GNL (gaz liquéfié) est prévu durant le deuxième trimestre de l’année 2025. Un volume de 35 mmscf/d de gaz naturel non liquéfié sera destiné au marché domestique pour l’Etat du Sénégal. L’exploitation de cette première phase est prévue pour une durée de 20 ans. Les équipes des deux pays, en rapport avec l’opérateur BP, travaillent à la définition des concepts de développement pour les phases futures du projet GTA.