Les blocs du Sénégal sont situés dans le système pétrolier crétacé du fleuve Sénégal et leur
profondeur d’eau varie de 300 à 3 100 mètres. Cette zone est une extension du système pétrolier
actif dans le bassin salin de Mauritanie. Nous avons acquis environ 3 700 kilomètres carrés de
données sismiques 3D sur les blocs du Sénégal en 2015 et 2016. Nous avons foré trois puits
d’exploration réussis et deux puits d’évaluation. Ce qui suit est une brève explication de nos
découvertes à ce jour au large de la Mauritanie et du Sénégal.
Développement de Greater Tortue Ahmeyim
Les découvertes de Greater Tortue Ahmeyim sont d’importantes découvertes de gaz couvrant des
zones pour le système pétrolier crétacé extérieur. Ils sont situées à environ 120 kilomètres au large
de la Mauritanie et du Sénégal. Le développement de Greater Tortue Ahmeyim chevauche le bloc C8
au large de la Mauritanie et le bloc Profond de Saint Louis au large du Sénégal.
Nous avons foré quatre puits dans le cadre du projet Greater Tortue Ahmeyim, Tortue-1, Guembeul-
1, Ahmeyim-2 et Greater Tortue Ahmeyim-1 (GTA-1). Les puits ont pénétré dans de multiples
réservoirs de gaz d’excellente qualité, y compris le Cénomanien inférieur, Cénomanien supérieur et
Albien sous-jacent. Les puits ont permis de délimiter les découvertes de gaz d’Ahmeyim, de
Guembeul et de démontrer la continuité des réservoirs, ainsi que la communication de la pression
statique entre les trois puits forés dans le réservoir du Cénomanien inférieur. La découverte se situe
à des profondeurs d’eau allant de 2 700 à 2 800 mètres environ, avec des profondeurs totales forées
allant d’environ 5 100 mètres à 5 250 mètres.
Le puits Tortue-1, situé dans le bloc C8 au large de la Mauritanie, a recoupé environ 117 mètres
d’hydrocarbures nets. Un seul gisement de gaz a été découvert comme du Cénomanien inférieur, qui
est composé de trois réservoirs totalisant 88 mètres d’épaisseur sur un intervalle d’hydrocarbures
brut de 160 mètres. Un quatrième réservoir d’une épaisseur totale de 19 mètres a été découvert
comme du Cénomanien supérieur sur un intervalle d’hydrocarbures brut de 150 mètres.
Le puits d’exploration a également recoupé 10 mètres supplémentaires d’hydrocarbures nets dans la
section de l’Albien inférieur, qui sont interprétés comme étant du gaz.
En février 2020, nous avons signé, avec les coentrepreneurs du champ Greater Tortue Ahmeyim, le
Tortue Phase 1 avec BP Gas Marketing Limited pour vendre du GNL franco à bord (FOB) à partir du
champ Greater Tortue Ahmeyim situé au large de la Mauritanie et du Sénégal. La quantité
contractuelle annuelle dans le cadre du SPA Tortue Phase 1 est de 127 951 000 MMBtu (la « ACQ »), 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 de Tortue Phase 1 est fixé en
pourcentage d’un prix de référence du pétrole brut pour les volumes de l’ACQ (le « prix de vente
ACQ »). Le SPA de Tortue Phase 1 a une durée initiale de vingt ans maximum qui commence à la «
date d’exploitation commerciale « , qui survient après l’achèvement de certains tests de performance
des installations du projet GNL.
Suite aux transactions ci-dessus conclues par BP Operator, Kosmos a reconnu une créance à long
terme de 200,2 millions de dollars de BP Operator pour notre part de la contrepartie payée par BP
Buye et détenue par BP Operator ainsi qu’un 200,2 millions de dollars dans les autres passifs à long
terme liés à la vente différée du FPSO de la Tortue. Ce créance à long terme sera réglée sans
contrepartie en espèces contre les obligations à payer à BP Operator. Au cours de l’exercice clos le 31
décembre 2021, BP Operator a réglé nos obligations de paiement de 132,4 millions de dollars de
dépenses d’investissement et 42,7 millions de dollars de dépenses d’investissement existantes
comme comptes à payer à BP Operator. TELECHARGER LE RAPPORT EN ANGLAIS
