Le premier accord d’unitisation entre Eni et Springfield Exploration and Production (E&P) ouvrira une nouvelle ère pour le secteur amont du Ghana

La conclusion d’un tel accord garantirait une exploitation efficace du réservoir, éviterait un forage concurrent inutile et maximiserait la récupération économique

JOHANNESBURG, Afrique du Sud, 8 mai 2020/ — Suite à l’étude de données techniques des licences de West Cape Three Points 2 (WCTP2) de Springfield E&P (SEP) et de d’Offshore Cape Three Points (OCTP) d’Eni au large du Ghana, le gouvernement du Ghana a déclaré plus tôt cette année que le réservoir cénomanien Afina-1x et le réservoir cénomanien de Sankofa étaient « un et uni ». Cette conclusion appelle à un accord d’unitisation entre les deux opérateurs afin de développer le réservoir qui chevauche leurs deux blocs.

Cet accord d’unitisation des champs Afina et Sankofa a été demandé par le ministre de l’Énergie, l’hon. John-Peter Amewu, dans une lettre envoyée à SEP et à Eni au début du mois d’avril 2020. Le gouvernement a alors demandé que les pourparlers sur l’unitisation soient achevés dans les 120 jours (quatre mois). Si les deux parties ne respectent pas la directive du gouvernement de convenir d’un accord d’unitisation, le ministre de l’Énergie est habilité à stipuler les termes et conditions d’un tel accord conformément au règlement 50 (6) de L.I. 2359.

Alors que les deux opérateurs ont jusqu’en août 2020 pour achever leurs négociations, la Chambre africaine de l’énergie (https://EnergyChamber.org) espère qu’il débouchera sur le tout premier accord d’unitisation entre une société pétrolière internationale et un opérateur ghanéen dans le pays, inaugurant une nouvelle ère pour le secteur en amont du Ghana.

La conclusion d’un tel accord garantirait une exploitation efficace du réservoir, éviterait un forage concurrent inutile et maximiserait la récupération économique des réserves d’hydrocarbures des deux permis.

Ce ne serait pas le premier accord de ce type au Ghana. En juillet 2009, un accord d’unitisation et d’exploitation d’unité (UUOA) avait été signé pour le développement du champ Jubilee, désignant Tullow Oil comme opérateur. Le champ est entré en production un an plus tard et produit avec succès depuis lors, devenant le joyau de la couronne du secteur pétrolier et gazier du Ghana.

« Le pétrole et le gaz fonctionnent mieux dans un environnement propice. Le gouvernement du Ghana et le ministère de l’Énergie font preuve d’une attitude très proactive à l’égard du développement du secteur pétrolier et gazier du pays. Leur directive de pousser à la conclusion des négociations d’un accord d’unification sur Afina et Sankofa dans les 120 jours est la preuve d’une volonté politique qui profite au secteur de l’énergie et au pays », a déclaré NJ Ayuk, président de la Chambre africaine de l’énergie. « Accélérer le développement de ces superficies est très positif compte tenu de la dynamique actuelle du marché et garantit qu’un opérateur ghanéen crédible commence à produire à un moment où d’autres acteurs hésitent à investir dans l’amont de l’Afrique », a-t-il ajouté.

« Nous sommes très optimistes quant au fait que Springfield E&P puisse aller de l’avant, faire en sorte que l’accord fonctionne pour le secteur pétrolier du Ghana et devienne un exemple remarquable de ce que les sociétés africaines en amont peuvent réaliser pour notre industrie et notre continent », a conclu Ayuk.

SEP est actionnaire majoritaire (84%) et exploitant de la licence WCTP2, avec la Ghana National Petroleum Corporation et sa société d’exploration EXPLORCO détenant la participation restante. SEP a foré le puits Afina-1 en octobre 2019, faisant deux découvertes de gaz et de pétrole léger à une profondeur d’eau de 1 030 mètres. Le forage a plus que doublé ses réserves prouvées de pétrole à 1,5 milliard de barils et ajouté 0,7 Tpi3 de gaz.

De l’autre côté, Sankofa fait partie du bloc OCTP exploité par Eni, où Eni détient une participation de 44,44%, Vitol 35,56% et GNPC 20%. Le bloc OCTP aurait des réserves d’environ 40 milliards de mètres cubes de gaz non associé et 500 millions de barils de pétrole, et produit depuis 2017 à partir de l’unité flottante John Agyekum Kufuor.