Case Concerninq Delimitation of the Maritime Boundarv between

[Traduction du Greffe]
Affaire relative à la délimitation de la frontière maritime entre le Ghana et la
Côte d'Ivoire dans l’océan Atlantique (Ghana/Côte d'Ivoire Affaire No. 23
ATTESTATION DE PAUL MCDADE POUR LE COMPTE DE TULLOW OIL plc
Introduction
1.
Je soussigné Paul McDade, Chief Operating Officer et administrateur
exécutif de la société Tullow Oil plc (« Tullow »), délivre la présente
attestation en mon nom personnel et pour le compte de Tullow et de sa
société liée, Tullow Ghana Limited (« TGL »), opérateur de la zone
contractuelle de Deepwater Teno (« DWT »), ainsi que pour le compte des
autres co-entrepreneurs opérant dans la zone contractuelle DWT, à savoir
Anadarko WCTP Company (« Anadarko »), Kosmos Energy Ghana HC
(« Kosmos ») et PetroSA Ghana Limited (« PetroSA »). Cette attestation a
pour but de fournir à la Chambre spéciale du Tribunal international du droit
de la mer une description des opérations pétrolières de Tullow au large du
Ghana. Je reconnais que cette attestation est établie en vue de sa
production à la Chambre spéciale et confirme que les faits énoncés ci-après
sont exacts à ma connaissance.
2.
Tullow est un grand groupe indépendant d’exploration et de production
pétrolière et gazière, plus particulièrement axé sur la découverte, le
développement et la production de pétrole en Afrique. Tullow mène
également des opérations en Amérique du sud, en Europe et en Asie. Tullow
a été fondée en Irlande en 1985 par son actuel Chief Executive Officer,
Aidan Heavey, et ses premières opérations pétrolières ont été menées au
Sénégal. En 2000, à la suite de son expansion importante, Tullow est
devenue une société anglaise cotée en bourse, qui a sa principale cotation
sur la bourse de Londres. Tullow est actuellement l’une des sociétés
composant l’indice FTSE 250, avec une capitalisation boursière d’environ
4,5 milliards de dollars des Etats-Unis. Elle a des cotations secondaires sur
les bourses d’Irlande et du Ghana.
3.
La stratégie de Tullow consiste à créer de la valeur par des opérations
d’exploration et d’évaluation, suivies d’un développement sélectif afin de
mener des opérations de production génératrices de cash flow, qui lui
permettent de financer d’autres activités d’exploration porteuses de
croissance. Tullow détient un portefeuille de plus de 130 licences dans
22 pays, y compris la Côte d’Ivoire et le Ghana. Son siège social est situé à
Londres, et elle a des sièges régionaux à Dublin et Le Cap.
2
4.
Tullow emploie environ 1 500 personnes, dont plus de 50 % travaillent sur
ses sites d’opérations en Afrique. Tullow s’enorgueillit de sa priorité
stratégique, qui est de créer de la prospérité partagée dans les pays où elle
opère, et de nouer des relations à long terme et durables avec les
gouvernements, les communautés et les autres parties prenantes clés des
pays concernés. Tullow mène ses opérations conformément aux normes
internationales et aux bonnes pratiques de l’industrie pétrolière, y compris,
précisément au Ghana, les General Environmental, Safety and Health
Guidelines (Lignes directrices générales en matière d’environnement, de
sécurité et de santé), les Industry Sector Guidelines for Offshore Oil and
Gas Development (Lignes directrices de l’industrie en matière de
développement pétrolier et gazier offshore) et les Normes de performance
en matière de durabilité environnementale et sociale de la Société financière
internationale (« SFI »). Tullow s’est également obligée à respecter un
engagement de transparence, et déclare à ce titre tous les paiements qu’elle
effectue à des gouvernements depuis 2012, et s’est par ailleurs engagée à
encourager des programmes sociaux dans les pays où elle opère. Tullow et
Kosmos sont parties prenantes à l’Initiative pour la transparence dans les
industries extractives (« EITI ») ; et la Côte d'Ivoire et le Ghana sont tous
deux des pays respectueux de l’EITI.
5.
Le plus grand site opérationnel de Tullow est situé au Ghana, où nous
employons directement quelque 400 personnes et soutenons indirectement
l’emploi de plusieurs milliers de personnes travaillant pour nos entrepreneurs
et sous-traitants. Tullow exploite le Gisement Jubilee1 de classe mondiale par
l’intermédiaire de sa filiale intégralement contrôlée, TGL. Tullow a acquis des
participations dans deux blocs d’exploration offshore du Ghana (West Cape
Three Points (« WCTP ») et DWT) en 2006, avant la découverte du Gisement
Jubilee, qui se situe à cheval des deux zones contractuelles, en 2007.
Kosmos exploite la zone contractuelle WCTP et TGL exploite la zone
contractuelle DWT et le Gisement Jubilee. TGL a également détenu une
participation dans la zone contractuelle Shallow Water Tano. Ces zones sont
dessinées sur la carte jointe en annexe I, dans la forme où elles ont été
délimitées à l’origine dans les contrats pétroliers applicables. Tullow s’est
retirée de la zone contractuelle Shallow Water Tano en 2009.
1
NdT : également connu sous le nom de « Champ Jubilee ».
3
Historique des opérations en Côte d'Ivoire et au Ghana
Opérations en Côte d'Ivoire
6.
Tullow a établi une présence en Côte d'Ivoire pour la première fois en 1997,
lorsqu’elle a acquis, via sa filiale Tullow Côte d'Ivoire Limited, une part du
gisement Espoir situé dans le Bloc CI-26 auprès de Addax Petroleum.
7.
En 2004, Tullow a engagé des négociations directes avec Petroci – société
pétrolière nationalisée de la Côte d'Ivoire (« Petroci »), et le gouvernement
de la République de Côte d'Ivoire à propos des blocs CI-107 et CI-108. Les
deux blocs ont été adjugés en mai 2004 dans les conditions suivantes :
Tullow Côte d'Ivoire Limited (« Tullow CDI ») en était l’opérateur détenant
une participation de 90 %, et Petroci détenait une participation de 10 %.
Tullow CDI a déclenché 2 campagnes sismiques sur le bloc (en juillet 2005 et
septembre 2006), mais aucun puits n’a été foré. Tullow CDI a abandonné ses
participations sur ces deux blocs en mai 2008.
8.
En mars 2007, Tullow CDI a obtenu une participation de 22,37 % sur le bloc
CI-105 opéré par Al Thani. A la suite de l’échec enregistré sur le puits de
Kosrou-1 en janvier 2012 (opéré par une société liée de Anadarko),
Tullow CDI a abandonné sa participation en 2012. Les co-entrepreneurs
étaient respectivement une société liée de Anadarko (50 %, opérateur),
Tullow CDI (22,37 %), Al Thani (12,63 %) et Petroci (15 %).
9.
En avril 2007, Tullow CDI s’est vu adjuger une participation en tant
qu’opérateur de 85% sur le bloc CI-103, à la suite des négociations directes
qu’elle avait engagées avec Petroci et le gouvernement de la République de
Côte d'Ivoire en 2006, la même année où Tullow avait obtenu une
participation dans la zone contractuelle DWT au large du Ghana, sur
laquelle je reviendrai ultérieurement. Les cartes officielles des concessions
2003 et 2006 publiées par Petroci font apparaître la localisation des blocs en
Côte d'Ivoire, y compris le bloc CI-103 (voir annexe 2), dont Tullow a eu
connaissance. Ces cartes montrent également la limite orientale des blocs
de la Côte d'Ivoire, qui ne chevauchait pas les blocs du Ghana et paraissait
suivre une ligne d’équidistance entre les deux pays.
10.
Une société liée de Anadarko a obtenu une participation de non-opérateur de
40 % sur le bloc CI-103 en 2009. Cet affilié de Anadarko a augmenté sa
participation à 55 % en 2013, laissant à Tullow CDI une participation
d’opérateur de 30 %. En sa qualité d’opérateur, Tullow CDI a acquis deux
études sismiques 3D en décembre 2007 et mars 2009, et foré 3 puits
d’exploration - Paon-1X en juin 2012, Calao-1X en avril 2013 et sa déviation
Calao-1X-ST en mai 2013. Le puits de délinéation Paon-2A opéré par
4
Tullow CDI a été foré en décembre 2013. Tullow CDI a vendu sa
participation et transféré ses droits d’opérateur sur le bloc CI-103 à la société
liée de Anadarko en octobre 2014, laquelle a ensuite foré le puits de
délinéation Paon-3A en octobre 2014 et le puits de délinéation Paon 4-A en
décembre 2014.
11.
En décembre 2007, Tullow, avec les co-entrepreneurs Edison SpA et Kuwait
Foreign Petroleum Exploration Company, s’est vu adjuger une participation
de non-opérateur de 31,5 % sur le bloc CI-102. Edison SpA a obtenu les
droits d’opérateur et une participation de 31,5 %, KUFPEC une participation
de 27 %, et Petroci une participation de 10 %. Tullow a abandonné sa
position en 2011. Ce bloc est également représenté sur la carte Petroci de
2006, qui montre les limites des blocs de la Côte d'Ivoire.
12.
Tullow a dû démontrer et a démontré au gouvernement de la République de
Côte d’Ivoire sa capacité financière et technique à devenir un opérateur
pour ses contrats de partage de la production en Côte d'Ivoire. Chacun des
Contrats de partage de la production pétrolière signés par Tullow exigeait
de Tullow, en sa qualité de membre du groupe d’entrepreneurs, de faire la
déclaration suivante : « l’Entrepreneur déclare qu’il dispose des ressources
financières, des compétences techniques et de la capacité
organisationnelle nécessaires pour mener, dans la zone délimitée, les
Opérations pétrolières ci-après définies ». Il convient en outre de noter
qu’aux termes de l’article 8, paragraphe 3 du Code pétrolier de la Côte
d'Ivoire, Petroci ne peut adjuger un contrat qu’à une entité disposant des
capacités techniques, financières et juridiques nécessaires. En
conséquence, Petroci doit avoir déterminé que Tullow et Anadarko ont les
compétences financières et techniques suffisantes pour exécuter leurs
obligations en tant qu’opérateur.
13.
Tullow CDI a investi plus de 700 millions de dollars des Etats-Unis entre
1997 et ce jour au titre de sa part des opérations en Côte d'Ivoire. En tant
qu’opérateur, Tullow CDI n’a jamais enregistré aucun problème ou incident
technique ou environnemental majeur dans le cadre de ses opérations en
Côte d'Ivoire.
Opérations au large des côtes du Ghana
West Cape Three Points
14.
En 2003, E.O. Group a offert à Kosmos de participer au projet d’exploitation
de la zone contractuelle WCTP. E.O. Group avait un accord exclusif avec la
5
société pétrolière nationale du Ghana, Ghana National Petroleum
Corporation (« GNPC »), afin de négocier un contrat portant sur la zone
contractuelle WCTP, à condition que E.O. Group présente un coentrepreneur convenable (à la fois sur le plan technique et financier). Le
6 janvier 2004, Kosmos et E.O. Group sont convenus d’une fenêtre
d’exclusivité de six mois, pendant laquelle ils évalueraient et envisageraient
la conclusion d’un contrat au titre de la zone contractuelle WCTP. Pendant
cette période, Kosmos a coopéré avec E.O. Group et GNPC afin de négocier
et de finaliser le Contrat pétrolier WCTP, qu’elle a finalement signé le
22 juillet 2004.
15.
GNPC a été satisfaite de l’arrivée de Kosmos pour travailler aux côtés de
E.O. Group, en tant qu’Opérateur qualifié de la zone contractuelle WCTP,
après s’être convaincue des capacités techniques et financières que
Kosmos pourrait apporter au Ghana, dans la mesure où Kosmos était bien
positionnée sur le plan financier, grâce à l’appui de deux très grandes
banques d’investissement, Warburg Pincus et le Groupe Blackstone. Les
membres fondateurs de Kosmos étaient également bien connus de
l’industrie pour leur expertise technique, leurs nombreuses années
d’expérience et leurs succès précédents dans d’autres régions du monde.
Ces personnes ont fait partie de l’équipe Triton Energy qui a réalisé
plusieurs découvertes au large des côtes de la Guinée équatoriale, a
découvert de grands gisements de gaz/condensat dans la zone de
développement conjointe de Malaisie-Thaïlande, et a découvert et confirmé
les gisements pétroliers géants de Cusiana et Cupiagua en Colombie. Cette
équipe a piloté le développement rapide par Triton Energy du gisement
pétrolier en eaux profondes de Ceiba, au large des côtes de la Guinée
équatoriale, et est parvenue à obtenir la première production en l’espace de
14 mois seulement après la découverte.
16.
Reconnaissant les synergies qui découleraient de la présence de coentrepreneurs communs dans les zones contractuelles adjacentes de WCTP
et DWT, GNPC a demandé à Tullow et Kosmos de travailler ensemble. A la
suite de négociations avec Kosmos, une participation dans la zone
contractuelle WCTP a été cédée à Tullow et Sabre en septembre 2006, après
que Kosmos se soit jointe à la demande portant sur la zone contractuelle
DWT un peu plus tôt au cours de l’année 2006.
Deepwater Tano
17.
En 2005, Tullow a été approchée par Sabre Oil & Gas Limited (« Sabre »)
afin de s’associer à elle pour solliciter la concession d’une surface offshore
au Ghana. A la suite de discussions avec Sabre et de réunions avec GNPC,
Tullow et Sabre ont sollicité une participation dans la zone contractuelle DWT
6
et la zone contractuelle Shallow Water auprès de GNPC en juillet 2005 et
août 2005 (voir lettre en annexe 3 et formulaires de demande). Comme je l’ai
indiqué ci-dessus, Kosmos s’est jointe à la demande et la zone contractuelle
DWT a été adjugée aux trois sociétés le 10 mars 2006, date à laquelle un
contrat pétrolier (voir annexe 4) a été conclu pour la zone contractuelle.
18.
En septembre 2006, Kosmos a cédé à Anadarko une partie de sa
participation dans les deux zones contractuelles DWT et WCTP. Il a été
reconnu que Anadarko serait un co-entrepreneur attrayant dans les zones
contractuelles, en raison de son expérience largement reconnue et
respectée, spécialement dans le domaine des forages et de l’exécution de
projets en eaux profondes. Il suffit, pour se rendre compte de l’ampleur
considérable des opérations actuelles de Anadarko Petroleum Corporation
de consulter son site à l’adresse suivante :
http ://www.anadardo.com/Operations/.
19.
Lorsque Tullow a pris sa décision d’investir dans le bloc DWT, elle avait eu
accès à de nombreuses cartes indiquant la zone DWT antérieurement
concédée sous licence/adjugée par le Ghana à des compagnies pétrolières à
une époque remontant aux années 1970 et s’était fondée sur ces cartes
(annexe 5). Ces cartes indiquaient que les limites des blocs offshore du
Ghana correspondaient à une ligne tirée de manière approximativement
perpendiculaire, ou équidistante, par rapport à la côte bordant la frontière
terrestre entre le Ghana et la Côte d'Ivoire.
20.
Comme je l’ai indiqué, il existait des cartes similaires du côté de la Côte
d'Ivoire, publiées par Petroci. L’annexe 2 contient plusieurs de ces cartes et
des présentations publiques faites par Petroci datant de 2003, 2006 et 2010.
Ces cartes montraient également, d’une manière uniforme, que les limites
des blocs de la Côte d'Ivoire suivaient la même ligne offshore que les limites
des blocs du Ghana. En d’autres termes, elles ne faisaient apparaître aucun
chevauchement entre les blocs des deux pays. Aussi récemment qu’en mars
2015, il existait encore des cartes affichées sur le site internet de Petroci qui
montraient la ligne d’équidistance comme étant la frontière maritime.
21.
En plus des cartes officielles des concessions pétrolières offshore de la Côte
d'Ivoire établies par Petroci, différentes autres cartes ont été publiées par
Petroci et d’autres, montrant que les limites des concessions de la Côte
d'Ivoire correspondaient aux limites des blocs du Ghana. Tullow sait
également que les cartes utilisées dans le contrat de partage de production
pour le bloc CI-401 du 30 septembre 2005 (annexe 6) et pour le bloc CI-100
de janvier 2006 (annexe 7), qui ont tous deux été conclus par le
gouvernement de la République de Côte d’Ivoire avec des compagnies
pétrolières étrangères, utilisent la même ligne indiquant que les eaux se
trouvant de l’autre côté de la ligne (où est située la zone contractuelle DWT)
7
appartiennent au « Ghana ». En outre, une carte similaire a été publiée en
2010 par les entrepreneurs détenant des participations sur le bloc CI-401
(Petroci, Vanco et Lukoil) qui fait apparaître la même ligne (annexe 6).
22.
Toutes ces cartes ont renforcé l’opinion de Tullow selon laquelle la Côte
d'Ivoire n’avait aucun droit sur la zone couverte par le bloc DWT adjugé par
le Ghana.
23.
En outre, des activités de forage offshore avaient eu lieu précédemment des
deux côtés de la frontière, sans qu’aucune réclamation ou objection n’ait été
soulevée par l’un ou l’autre des Etats, à la connaissance de Tullow. La
surface adjugée en vertu du Contrat pétrolier DWT avait déjà été concédée à
une autre compagnie pétrolière dénommée Dana Petroleum, et, auparavant,
à Phillips Petroleum, de telle sorte que les droits du Ghana sur la surface
couverte par la zone contractuelle DWT apparaissaient incontestables.
24.
Ainsi, en 2006, Tullow a conclu des Contrats pétroliers avec le Ghana pour la
zone contractuelle DWT et la zone contractuelle Shallow Water Teno, et
divulgué l’adjudication de ces deux contrats dans ses résultats intermédiaires
mis à jour pour l’année 2006 (voir la chronologie en annexe 8). Aucune
objection ou correspondance n’a été reçue du gouvernement de la
République de Côte d’Ivoire à l’époque, en dépit de la nature publique de ces
adjudications. Tullow a également divulgué l’adjudication de deux blocs en
Côte d’Ivoire (évoquée plus haut) dans les mêmes résultats.
25.
A la suite de l’adjudication du bloc DWT, la frontière a continué d’être
respectée à la fois par le Ghana et la Côte d’Ivoire, et leurs
concessionnaires. A titre d’exemple, en juin 2009, Vanco, opérateur du bloc
CI-101, a demandé à Tullow, opérateur de la zone contractuelle DWT,
l’autorisation de laisser entrer le navire sismique de Vanco dans la zone
contractuelle DWT pendant la réalisation de relevés sismiques dans le bloc
CI-101. Vanco a assuré à Tullow qu’aucune donnée sismique ne serait
acquise dans le bloc DWT. La lettre de Vanco était accompagnée en annexe
d’une carte faisant apparaître la zone de la campagne sismique proposée.
Cette carte montrait les mêmes frontières offshore entre le Ghana et la Côte
d’Ivoire que celles figurant sur les cartes précédentes de Petroci et du Ghana
(annexe 9).
26.
En 2014, une campagne de collecte de données sismiques 3D a été
commandée par Tullow et réalisée dans la zone DWT. Afin d’optimiser
l’acquisition de données couvrant la zone contractuelle DWT, le navire
chargé d’acquérir ces données devait faire des rotations dans les eaux de la
Côte d’Ivoire. A la suite de l’engagement intervenu entre Tullow et GNPC et
les gouvernements respectifs du Ghana et de la Côte d’Ivoire, le
gouvernement de la République de Côte d’Ivoire a écrit au Gouvernement du
8
Ghana en lui donnant son accord pour que le navire sismique manœuvre
dans les eaux de la Côte d’Ivoire pendant la réalisation des relevés dans les
eaux ghanéennes. A l’époque, le Gouvernement de la République de Côte
d’Ivoire n’a pas demandé d’autres informations qu’une carte de la zone de
relevés proposée. Tullow a fourni cette carte, et aucune objection n’a été
reçue. Tullow a également demandé et obtenu l’accord des opérateurs des
blocs CI-100 (Total) et CI-524 (Lukoil) en Côte d’Ivoire pour que son navire
fasse des rotations dans leurs blocs, sans aucune contestation ni aucun
problème. La campagne de relevés s’est ensuite déroulée comme prévu. La
correspondance et les cartes montrant la zone des relevés figurent en
annexe 10.
27.
L’annexe 8 retrace la chronologie détaillée des opérations de Tullow au
Ghana. Elle énumère toutes les annonces publiques faites pendant la
période de 2006 à 2015 à propos de DWT et WCTP au Ghana. À titre
indicatif, j’ai également fait la liste de la correspondance reçue de la Côte
d’Ivoire en septembre 2011 afin de montrer l’importance du volume des
activités menées avant que le gouvernement de la Côte d’Ivoire ne nous
informe pour la première fois de ses revendications sur la zone contractuelle
DWT (voir annexe 11). En septembre 2011, Tullow opérait et avait fait des
investissements substantiels dans le bloc DWT depuis environ cinq ans et
demi, sans aucune réaction de la Côte d’Ivoire.
28
Dans la zone contractuelle DWT (mais en dehors de la zone du Gisement
Jubilee) Tullow a foré six puits d’exploration et onze puits de délinéation qui
ont permis de faire huit découvertes d’hydrocarbures : Tweneboa, Tweneboa
Gaz non associé, Enyenra, Ntomme et Wawa (représentées en annexe 12),
qui se trouvent toutes dans la zone récemment réclamée par la Côte d'Ivoire.
Les forages d’exploration et d’évaluation dans la zone contractuelle DWT ont
eu lieu de 2007 à 2013 – période pendant laquelle les limites frontalières ont
été respectées par les deux pays. Pendant cette période, Tullow a fait
plusieurs annonces à propos de ses découvertes fructueuses (voir
annexe 8).
29.
Les découvertes de Tweneboa, Tweneboa Gaz non associé, Enyenra et
Ntomme sont désormais collectivement désignées sous le terme de
« Découvertes TEN ». Conformément au Contrat pétrolier DWT, les
Découvertes TEN ont été notifiées au Gouvernement du Ghana comme étant
des découvertes commerciales à développer en novembre 2012, et un plan
de développement lui a été soumis pour approbation. A la suite de la réaction
du Ministre de l’énergie et des discussions subséquentes, le Plan de
développement a fait l’objet de révisions et une version révisée a été soumise
pour approbation en avril 2013. En mai 2013, Tullow a annoncé que le Plan
9
de développement TEN (« PoD TEN ») avait été approuvé par le
Gouvernement du Ghana (voir annexe 8).
30.
Depuis l’approbation du Plan de développement TEN, cinq puits de
développement supplémentaires ont été forés et il est prévu qu’un total de
10 puits (les cinq puits de développement plus cinq des puits originels
d’exploration et de délinéation) seront achevés avant le démarrage de la
production à la mi-2016. Une carte figurant la zone contractuelle DWT et tous
les puits forés est jointe en annexe 13. A titre indicatif, nous avons produit
une carte qui montre que la zone revendiquée par la Côte d’Ivoire recouvre
la zone dans laquelle nous avons foré tous ces puits.
31.
Le coût des forages d’exploration et d’évaluation des gisements TEN
jusqu’en septembre 2011 a atteint plus de 630 millions de dollars des EtatsUnis, et représente un investissement à haut risque de Tullow et de ses coentrepreneurs. Ces activités de forage ont fait l’objet de rapports réguliers de
la part de Tullow et ses co-entrepreneurs pendant cette époque (voir
annexe 14), et il est inconcevable que le Gouvernement de la Côte d’Ivoire
n’ait pas su que ces activités avaient lieu dans la zone aujourd’hui litigieuse.
En effet, Tullow n’a, à aucun moment avant septembre 2011, eu
connaissance d’une quelconque revendication de la Côte d’Ivoire sur les
gisements TEN. Comme je l’ai fait observer, c’est le 26 septembre 2011 que
la Côte d’Ivoire a diffusé un communiqué auprès des compagnies pétrolières
opérant en Côte d’Ivoire, indiquant que la Côte d’Ivoire avait des
revendications au-delà des frontières historiques de ses concessions
pétrolières, et que trois nouvelles zones sous licence avaient été désignées
dans cette zone (annexe 11).
32.
Tullow s’est conformée, à tous les stades du programme d’exploration et
d’appréciation DWT, à ses obligations en vertu du Contrat pétrolier DWT.
Lorsque Tullow a eu connaissance de la nouvelle revendication du
gouvernement de la République de Côte d’Ivoire en septembre 2011, elle a
demandé conseil au Gouvernement du Ghana sur la manière de procéder
(voir annexe 15). En réponse à cette demande, le gouvernement du Ghana a
fait savoir à Tullow qu’il rejetait les nouvelles revendications du gouvernement
de la République de Côte d’Ivoire, qui étaient contraires à la pratique
antérieure de reconnaissance de la même frontière que le Ghana adoptée de
longue date par la Côte d’Ivoire (annexe 16).
33.
Tullow et ses co-entrepreneurs avaient des obligations continues en vertu du
Contrat pétrolier DWT, y compris l’exigence de soumettre des Rapports
d’évaluation et des Déclarations de découvertes pendant la période de
novembre 2011 à octobre 2012, ainsi que l’exigence de soumettre un Plan de
développement fin 2012. Tullow est désormais obligée de développer les
gisements TEN conformément au Plan de développement TEN. Si Tullow
10
n’avait pas poursuivi ses opérations à cette époque, elle aurait mis en péril la
poursuite de sa participation dans la zone contractuelle DWT, ainsi que
l’investissement d’environ 630 millions de dollars des Etats-Unis (en
novembre 2011) qui avait augmenté pour atteindre environ 1 milliard de
dollars des Etats-Unis (en novembre 2012) qu’elle-même et ses coentrepreneurs avaient réalisé pour la découverte et l’évaluation des
gisements TEN et autres zones d’intérêt dans la zone contractuelle DWT.
34.
La mise en œuvre du Plan de développement TEN approuvé implique
l’investissement d’environ 4 milliards de dollars des Etats-Unis
supplémentaires (non compris les coûts très substantiels de location à long
terme de l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement
(FPSO)) par Tullow et ses co-entrepreneurs avant le premier jaillissement
de pétrole, prévu pour mi-2016. La majorité de ces 4 milliards de dollars des
Etats-Unis a déjà fait l’objet d’engagements sous la forme d’une série de
contrats à forfait avec des entrepreneurs de réputation mondiale implantés
dans divers pays du globe, dont environ 2 milliards de dollars des Etats-Unis
ont déjà été dépensés. Les travaux de transformation du navire pétrolier qui
deviendra l’unité flottante de production, de stockage et de déchargement
(« FPSO ») pour le développement TEN sont effectués à Singapour par la
société japonaise MODEC, et devraient être achevés d’ici la fin de 2015. La
fabrication des différents systèmes sous-marins de production qui
collecteront le pétrole et le gaz produits par les puits est réalisée dans
différents sites, par la société américaine FMC et la société norvégienne
Aker, et les systèmes sont assemblés en lots en vue de leur installation.
L’installation des systèmes sous-marins de production, réalisée par la société
française Technip en co-entreprise avec l’entreprise britannique Subsea 7,
doit démarrer en juillet 2015 à l’issue de 18 mois de travaux détaillés
d’études et de préparation. La société norvégienne Seadrill opère une unité
de forage semi-submersible qui fore et complète les puits, en vertu de
contrats de longue durée à un coût, y compris des services accessoires et
les coûts des navires et hélicoptères fournis par de nombreux autres
entrepreneurs, excédant 1,25 million de dollars des Etats-Unis par jour.
35.
Le projet TEN est reconnu comme étant l’un des plus grands projets de
développement offshore actuellement en cours dans toute l’Afrique et ailleurs
dans le monde. Un méga projet de cette envergure exige, en raison de sa
complexité, de rassembler une myriade d’entrepreneurs, de sous-traitants,
de parties prenantes locales et de prêteurs dans une série de relations
extrêmement complexes et interdépendantes. L’arrêt d’un tel projet en plein
milieu est physiquement très difficile et impossible sans infliger à toutes les
parties concernées d’énormes conséquences financières. Tullow estime que
le coût additionnel qui résulterait d’une suspension des opérations dans la
zone litigieuse serait de l’ordre de 1 à 2 milliards de dollars des Etats-Unis,
11
sans même tenir compte des incidences financières considérables qu’une
telle décision pourrait avoir sur Tullow, ses co-entrepreneurs et les
entrepreneurs participant au projet. Des milliers de personnes travaillent
dans le monde entier à ce projet chez Tullow, ses co-entrepreneurs et ses
entrepreneurs sous contrat. L’arrêt d’un tel projet en plein milieu est
physiquement très difficile et impossible sans que toutes les parties
concernées ne subissent un préjudice financier énorme. En effet, il faudrait
réaffecter ces personnes à d’autres projets ou, dans le pire des cas, mettre
fin à leurs services. En toute hypothèse, il est probable que certaines des
personnes ayant les connaissances et l’expérience du projet TEN ne seraient
pas disponibles pour continuer à travailler sur ce projet après la reprise de
ces activités, ce qui entraînera des retards et des coûts supplémentaires.
Approche adoptée par Tullow à l’égard des operations pétrolières et des
questions environnementales
36.
Tullow, comme je l’ai déjà fait observer ci-dessus, prend très au sérieux ses
obligations d’opérer conformément aux dispositions de ses contrats pétroliers,
aux normes internationales et aux bonnes pratiques de l’industrie pétrolière,
partout où elle opère. Au Ghana, nous sollicitons activement et recevons des
évaluations indépendantes de la SFI afin de nous assurer que nous
respectons ses Normes de performance, qui sont considérées dans le monde
entier comme les meilleures pratiques internationales. En outre, nous faisons
procéder à de nombreux autres audits indépendants par des autorités
reconnues, afin de vérifier que nous respectons des normes internationales
comme la norme IS014001.
37.
Au Ghana, la procédure à suivre pour l’acquisition de données sismiques
offshore, le forage d’un puits ou la conduite d’activités de développement
exige l’engagement et l’approbation de différentes autorités du gouvernement
du Ghana à tous les stades de la durée de vie du projet (et il en est de même
des activités pétrolières en Côte d’Ivoire). L’industrie pétrolière et gazière du
Ghana est tenue d’assurer une surveillance environnementale dans des
zones offshore où se déroulent des activités d’exploration, de développement
et de production, afin d’évaluer les effets environnementaux éventuels
découlant de ses opérations. Les données de surveillance collectées sont
destinées à soutenir des activités de gestion environnementale, à aider à
respecter des exigences réglementaires en matière d’environnement et à
fournir des données précieuses sur l’état du milieu marin. Une demande est
soumise à l’EPA afin d’obtenir son autorisation de mener ces activités. La
Marine ghanéenne est également informée afin de fournir son assistance aux
navires opérant offshore à proximité du site d’opérations proposé. Je
reviendrai plus en détail sur ces questions dans les sections suivantes.
12
La compétence technique de Tullow et de ses co-entrepreneurs pour mener
des opérations pétrolières complexes
38.
Les contrats pétroliers adjugés par le Ghana à Kosmos et Tullow,
respectivement en qualité d’opérateurs, reconnaissaient non seulement leur
capacité financière et leur volonté d’investir du capital-risque dans
l’exploration, mais également leurs compétences techniques pour mener à la
fois des activités d’exploration et de développement précoce dans un
environnement offshore en eaux profondes.
39.
Au milieu des années 2000, l’équipe de direction de Kosmos se composait
essentiellement de l’ancienne équipe de Triton Energy responsable des
découvertes offshore de Okume-Ceiba en 1999 et de leur développement
précoce en Guinée équatoriale, qui sont partiellement situées en eaux
profondes et dont la production a commencé en novembre 2000. Triton
Energy a été acquise par Hess Corporation en 2001, après quoi l’ancienne
équipe de direction de Triton a créé Kosmos.
40.
Tullow et ses filiales mènent des activités de production et de développement
de gisements offshore dans la partie britannique de la mer du Nord depuis
2000 à une échelle croissante. En 2003, Tullow exploitait le grand complexe
pétrolier et gazier d’importance nationale de Hewett [NdT : c’est bien Hewett
et non Hewitt] Field & Bacton, au Royaume-Uni. Tullow a également mené
plusieurs campagnes d’exploration onshore et offshore avec des opérations
sismiques et de forage en Afrique depuis 1986, sans incident majeur, dans
divers pays dont la Côte d’Ivoire, le Liberia, la Sierra Leone, le Kenya,
l’Ouganda, l’Éthiopie, le Gabon, le Sénégal, la Mauritanie et Madagascar.
Plusieurs de ces campagnes ont été réalisées dans des zones sensibles sur
le plan environnemental et impliquant des exigences significatives en termes
d’engagement envers les communautés. Tullow opère également dans
d’autres juridictions dotées de régimes législatifs et réglementaires matures
et plus complexes en matière d’exploitation pétrolière, y compris les PaysBas et la Norvège. Nous avons réalisé avec succès la procédure rigoureuse
d’audit nécessaire afin d’être agréé en tant qu’opérateur compétent par le
gouvernement norvégien. L’historique complet de croissance de Tullow est
retracé sur son site à l’adresse suivante :
http://www.tullowoil.com/index.asp?pageid=13.
41.
Une partie significative du personnel des deux sociétés opératrices a
acquis une expérience à l’occasion des fonctions précédemment
exercées auprès de grandes compagnies pétrolières, y compris Shell,
Exxon-Mobil, BP, Conoco, BG, Hess et autres. Avec l’intensification des
activités dans les gisements offshore du Ghana, ce personnel a été
renforcé par le recrutement de collaborateurs expérimentés venus du
13
monde entier, afin de mener à bien la réorientation des activités requises
pour passer de la phase d’exploration à la phase de développement.
Tullow et Kosmos avaient ainsi l’expertise requise pour honorer les
engagements en vertu des contrats pétroliers DWT et WCTP pendant
toute la phase d’exploration, ainsi que les capacités et l’expérience
nécessaires pour exécuter un projet de développement après la
réalisation d’une découverte commerciale.
Opérations dans les zones contractuelles WCTP et DWT
42.
En ce qui concerne les zones contractuelles WCTP et DWT, avant même le
commencement des forages d’exploration qui a eu lieu en 2007, Kosmos et
Tullow ont mené les opérations suivantes :
42.1 des opérations d’acquisition de données sismiques dans la zone
contractuelle WCTP en 2005, réalisées par Kosmos.
42.2 le retraitement, en 2006-2007, des ensembles de données sismiques
3D acquises en 2000 par Dana Petroleum (ancien concessionnaire de la
zone) sur la zone contractuelle DWT, réalisé par Tullow.
42.3 des travaux d’évaluation de l’impact environnemental, sur les deux
zones contractuelles, en prévision du commencement des opérations de
forage éventuelles. L’Autorité de protection environnementale du Ghana
(Ghana Environmental Protection Authority (« EPA »)) a autorisé Kosmos, en
février 2007, à procéder au forage initial du puits Mahogany-1 dans la zone
contractuelle WCTP. De la même manière, l’EPA a autorisé Tullow à forer le
puits Hyedua-1 dans la zone contractuelle DWT, au début du mois d’août
2007. L’annexe 17 donne la liste des permis environnementaux accordés par
l’EPA pour les deux zones contractuelles depuis 2007, et des copies de ces
permis peuvent être fournies si besoin est.
43.
En 2006-2007, le marché des installations de forage en eaux profondes était
tendu. Néanmoins, grâce à des efforts conjugués et en s’assurant l’appui de
Anadarko, le navire de forage Belford Dolphin a pu être mobilisé pour
travailler dans les deux zones contractuelles. Le puits qui a conduit à la
découverte du Gisement Jubilee (Mahogany-1), dans la zone contractuelle
WCTP, a été foré conformément au programme et au budget en mai-juin
2007, Anadarko agissant en tant qu’« Opérateur technique » pour le compte
de l’opérateur Kosmos. Pour sa part, Kosmos a fourni des installations à
terre au Ghana. De la même manière, le premier puits de délinéation
(Hyedua-1) du Gisement Jubilee, qui était également le premier puits foré
dans la zone contractuelle DWT opérée par Tullow, a été foré par Anadarko
en tant qu’opérateur technique du même navire de forage. La mise en
14
commun réussie de leurs compétences et de leurs capacités techniques par
les trois sociétés a été un thème commun dès les tout premiers jours de
l’exploration et du développement des zones WCTP et DWT au Ghana, et a
contribué au succès des deux entreprises.
Découverte du Gisement Jubilee, accord de pré-union et opérations de
développement
44.
Le Gisement Jubilee a été une découverte significative, justifiant une
évaluation et une étude de suivi immédiates. Au cours du second semestre
de 2007, Tullow, les co-entrepreneurs et le gouvernement du Ghana ont donc
décidé d’entreprendre une nouvelle campagne d’études sismiques 3D en
utilisant la toute dernière technologie, dans toute la structure du Gisement
Jubilee. Cette campagne, conçue pour couvrir les deux zones contractuelles
DWT et WCTP, devait servir à réaliser une évaluation plus précise du
gisement et de son développement prospectif.
45.
Au début de 2008, d’importantes mesures ont été prises pour évaluer la
découverte de Jubilee et préparer un développement prudent selon les plans
approuvés par le gouvernement du Ghana. En février 2008, les coentrepreneurs dans les zones DWT et WCTP ont conclu un Contrat de préunion (« PUA ») pour le Gisement Jubilee afin de consigner par écrit les
principes clés de leur engagement de coopération pendant la préparation de
la Phase 1 du Plan de développement de Jubilee (« PoD Jubilee »), et le
Contrat d’union et d’exploitation de l’Unité Jubilee (« UU0A »). Il a été
reconnu à cette époque que la découverte chevauchait les frontières des
deux zones contractuelles (WCTP et DWT), et qu’elles devraient donc être
développées sur une base unifiée.
46.
Le document PUA a été approuvé par le gouvernement du Ghana en août
2008, bien qu’il ait été utilisé comme base de travail par Tullow et les coentrepreneurs dès mars 2008. En avril 2008, le Comité d’exploitation Jubilee
a tenu sa première réunion, à laquelle ont assisté des représentants de tous
les co-entrepreneurs (y compris GNPC). Ce Comité a fonctionné d’une
manière transparente pour superviser la préparation, la soumission et la
révision du PoD Jubilee et de l’UUOA Jubilee jusqu’à leur approbation finale
respective.
47.
En juillet 2009, le Gouvernement du Ghana a approuvé l’UUOA ainsi que le
PoD Jubilee, qui prévoyaient :
47.1 La création officielle d’une Equipe intégrée du projet (« EIP ») sous la
responsabilité opérationnelle technique de Kosmos pour la mise en œuvre
du PoD Jubilee. L’EIP réunissait le meilleur des capacités techniques de
chacun des co-entrepreneurs de Jubilee afin de développer le Gisement
15
Jubilee, et avait déjà été constituée dans les faits en vertu du PUA pour le
développement du PoD Jubilee ;
47.2 Une participation initiale de 50:50 entre les deux zones contractuelles
s’appliquerait aux opérations futures sur le Gisement Jubilee jusqu’à une
nouvelle détermination formelle de ces participations après le démarrage de
la production pétrolière du gisement ;
47.3 Tullow était nommé en qualité d’Opérateur de l’Unité du Gisement
Jubilee ; et
47.4 La constitution d’un Comité d’exploitation de l’unité composé de
représentants de tous les co-entrepreneurs, y compris GNPC, auquel
reportaient à la fois l’Opérateur de l’unité et l’« Opérateur technique » de
l’EIP.
48.
Comme cela s’est produit dans le Gisement Jubilee, il est courant que des
gisements pétroliers chevauchent les limites de blocs de concession, de telle
sorte que le pétrole du gisement est divisé en blocs détenus par différentes
compagnies. L’industrie pétrolière moderne a une pratique bien établie pour
le calcul du pétrole total présent dans un gisement pétrolier qui chevauche
deux blocs, et pour l’allocation de la part de ce pétrole qui appartient aux
compagnies détenant des droits de chaque côté de la limite du bloc. Sur un
plan technique et commercial, la situation n’est en rien différente lorsqu’un
gisement chevauche une frontière internationale, dès lors qu’il est possible
de déterminer le pétrole présent et de l’allouer aux parties de chaque côté de
la ligne de partage. Il existe de nombreux exemples de cette situation, dont
les plus connus sont les gisements unifiés de Markham, Frigg et Statfjord en
Mer du Nord. L’allocation du pétrole peut intervenir avec une grande
précision si des données sismiques ont été acquises et si un grand nombre
de puits ont été forés sur le champ pétrolier, comme cela est le cas des
Gisements Jubilee et TEN. Les experts internationaux sont parfaitement
habitués à utiliser ces données pour déterminer la quantité d’hydrocarbures
la plus susceptible de se trouver sur le site des différentes zones, qui servira
de base d’allocation des participations. Il est également possible d’estimer la
possibilité de récupérer les hydrocarbures en place, de telle sorte que les
hydrocarbures récupérables (c’est-à-dire les hydrocarbures qui peuvent être
extraits et produits économiquement) peuvent être divisés entre les blocs
nationaux ou les frontières internationales afin de partager les participations,
bien que cette méthode soit généralement moins certaine que la méthode de
calcul des hydrocarbures en place. Les deux méthodologies de partage des
participations dans un gisement ont été utilisées dans le cadre des travaux
d’unification des gisements, que ce soit à l’intérieur des frontières nationales
ou internationales.
16
49.
L’exécution réussie des programmes de travaux pour 2005 à 2008 par
Tullow et Kosmos, et la constitution et la création de l’Opérateur technique
de l’EIP et de l’Opérateur de l’Unité dans le cadre des structures mises en
place pour le Gisement Jubilee, ont créé les bases qui ont permis le
développement réussi du Gisement Jubilee. Le premier pétrole a été produit
en novembre 2010. Entre-temps, Kosmos et Tullow ont poursuivi leurs
propres travaux d’exploration et d’évaluation à l’extérieur de la zone de l’unité
de Jubilee, dans la zone contractuelle DWT et dans la zone contractuelle
WCTP. Pendant la période 2008-2012, ces travaux ont permis des
découvertes supplémentaires, y compris les gisements de Tweneboa,
Enyenra (auparavant dénommé Owo) et Ntomme dans la zone contractuelle
DWT et les gisements de Teak, Mahogany et Akasa dans la zone
contractuelle WCTP.
L’approche des questions environnementales, de santé et de sécurité par
Tullow
50.
Le développement du Gisement Jubilee, conformément aux meilleures
pratiques de l’industrie et aux normes internationales, y compris les normes
environnementales et sociales de la SFI (Banque Mondiale), est une
question de notoriété publique comme en attestent les publications
intervenues sur différents sites internet (y compris celui de la SFI). Le projet
TEN avance actuellement de la même manière. La prestigieuse Conférence
sur la technologie offshore (« OTC ») qui s’est tenue à Houston, Texas,
USA en 2012 comprenait une session spéciale consacrée au
développement du Gisement Jubilee, et quelque sept documents ont été
présentés à propos des impacts du projet sur le pays, sous les aspects
technique, opérationnel, de l’environnement, de la santé et de la sécurité
(« ESS »). L’annexe 18 contient l’ensemble des documents consacrés à la
réussite de l’exécution du projet. Les documents suivants, présentés lors de
la conférence, méritent une attention particulière :
50.1. OTC-23428-MS, « Jubilee Field Development, Ghana In-Country
Activities & Their Impact », qui est une présentation majeure de tous
les éléments de l’exécution du projet au Ghana, et des normes selon
lesquelles il a été développé, y compris en matière de santé,
d’environnement et de sécurité.
50.2. OTC-23463-MS, « Jubilee Development, EHS Management & Safety
Case », qui couvre le régime d’ESS adopté pendant toute l’exécution
du projet par l’équipe intégrée du projet (EIP), ainsi que l’analyse du
Dossier de sécurité, sa conception, sa mise en œuvre et les
opérations menées par l’EIP et l’Opérateur de l’unité dans le cadre du
17
Développement de Jubilee, afin de gérer et d’atténuer les risques
majeurs en matière d’ESS.
51.
Tullow est donc confiant que le projet de Développement de Jubilee et ses
opérations subséquentes, ainsi que le projet TEN, ont été et sont menés
conformément aux meilleures normes internationales et aux lois du Ghana,
d’une manière totalement transparente. Qui plus est, en raison du
développement de la capacité institutionnelle et réglementaire de la
République du Ghana pendant cette période, les co-entrepreneurs, avec
l’accord de GNPC et de l’EPA, ont opéré non seulement selon les normes
attendues au Ghana, mais également selon les normes attendues dans des
zones d’opérations bien développées du monde entier. Les mêmes normes
opérationnelles élevées ont également été appliquées à la fois par Tullow et
Kosmos dans la poursuite des activités d’exploration dans la zone, et plus
récemment dans le cadre des travaux consacrés au Projet TEN, dont Tullow
est l’opérateur depuis 2012.
52.
Tullow réduit et gère les risques environnementaux au moyen de sa Politique
en matière d’ESS, qui s’applique à l’échelle de tout le Groupe (annexe 19),
et selon des normes dont le respect fait l’objet d’un contrôle rigoureux à tous
les niveaux, depuis les sites opérationnels locaux jusqu’au niveau du Comité
d’ESS du conseil d’administration de Tullow. Des normes et procédures
spécifiques sont en place pour la gestion des risques environnementaux
majeurs, y compris, mais sans caractère limitatif, la gestion des déchets et
effluents ; les opérations dans des zones sensibles sur le plan
environnemental et leurs effets sur la faune et la flore ; le brûlage à la torche
et la qualité de l’air et de l’eau sur nos sites d’opérations.
53.
Tullow gère sa performance environnementale conformément à la structure
de gestion interne ainsi mise en place, ainsi qu’en conformité avec les
exigences des réglementations ghanéennes de l’EPA, de la norme ISO
14001 relative aux systèmes de management environnemental (voir
annexe 20), des Normes et lignes directrices de performance de la SFI, et
de la Convention internationale pour la prévention de la pollution par les
navires (MARPOL).
54.
Les éléments suivants, notamment les rapports d’audit des activités de
Tullow évoqués ci-après, établis par des experts externes indépendants,
donnent quelques exemples concrets des normes élevées et des pratiques
rigoureuses adoptées par Tullow en matière d’ESS dans ses opérations au
Ghana :
54.1 L’Étude de l’impact environnemental & social (« EIES ») global du
projet, qui a été réalisée pendant la période comprise entre le
4ème trimestre 2008 et le 1 er trimestre 2010, et demeure accessible sur le
18
site
htto://www.tullowoil.com/index,asp?pacieid=61.
L’EIES
a
été
publiquement consultée au Ghana et était disponible dans le monde entier
pour examen et contribution éventuelle. L’EIES a été approuvée par l’EPA au
début de 2010, mais il convient de noter que toutes les activités antérieures
et futures menées sur place ont été et seront séparément soumises par
Tullow à l’approbation de l’EPA, puisqu’elles se déroulent en parallèle avec
le processus de réalisation et d’approbation de l’EIES du projet dans son
ensemble (voir annexe 17).
54.2 Plan d’urgence en cas de déversement de pétrole (Oil Spill Contingency
Planning - (« OSCP », voir annexe 21). Dans le cadre du processus d’EIES
qui doit être réalisé pour toute activité, qu’il s’agisse du forage d’un seul puits
d’exploration ou d’un projet majeur comme Jubilee ou TEN, il est procédé à
une évaluation ouverte et transparente de la probabilité, du volume et de la
destinée d’un déversement potentiel de pétrole. Cette évaluation est poussée
à un niveau très détaillé, y compris en termes de mesures de prévention, de
modélisation de la dispersion du pétrole et d’études climatiques, de
planification des équipements et des ressources humaines à mobiliser, et des
exercices d’urgence en cas de déversements d’ampleurs diverses. Tullow et
Kosmos ont tous deux mené ces activités depuis le démarrage de leurs
opérations au large des côtes occidentales du Ghana.
54.3 Le Ghana a développé et continuellement renforcé son plan national
d’urgence en cas de déversement de pétrole, qui est actuellement administré
par l’EPA du Ghana, et chaque Opérateur est également tenu de mettre son
propre plan en place afin qu’il soit adapté au niveau de ses activités.
Actuellement, le gouvernement du Ghana a mis en place un contrat avec Oil
Spill Response Limited (OSRL – coopérative pétrolière antipollution
internationale : voir le site www.oilspillresponse.com pour plus d’informations)
couvrant un incident de déversement (majeur) de niveau III. Pour les incidents
moins graves de niveau I et II, les opérateurs offshore et le gouvernement du
Ghana disposent d’équipements sur place dans le pays et réalisent des
exercices afin de s’assurer qu’ils sont préparés à répondre à ce type
d’incidents.
54.4 Je dois ajouter que Tullow et Kosmos sont tous deux membres de
l’OSRL depuis le démarrage de leurs opérations au Ghana. La planification
et les ressources de l’OSRP ont été accrues au fur et à mesure que les
opérations ont pris de l’ampleur pendant la période de 2006-2010, de telle
sorte qu’au moment du forage de puits et de l’installation du projet Jubilee en
2009-2010, Tullow, en sa qualité d’Opérateur de l’unité, avait déployé deux
grands navires ESS sur le terrain, capables d’effectuer des opérations
polyvalentes immédiates, y compris le traitement local de déversements de
niveau I et II. Ces navires sont toujours en place actuellement et sont
19
équipés de barrières de confinement très robustes, et de systèmes de
récupération et de pulvérisation d’additifs dispersants en cas de survenance
d’incidents offshore. Des représentants de l’OSRL assurent la formation
régulière de tous les membres de l’équipage et des équipes chargées
d’intervenir en urgence. En cas de déversements de plus grande ampleur,
des dispersants peuvent également être pulvérisés par des avions basés à
Accra. A terre, des moyens d’intervention sont également présents, sous la
forme de systèmes de déploiement de barrières de confinement pour les
estuaires et de camions équipés de kits de nettoyage. Depuis 2010-2011,
date à laquelle le Gisement Jubilee a été mis en production, Tullow a conclu
un contrat avec l’OSRL pour la fourniture d’une couverture 24 heures sur 24
et 7 jours sur 7 et pour la formation du personnel et des agences
gouvernementales/portuaires. L’ensemble a été complété par la formation de
sociétés ghanéennes, dont ZEAL International, afin qu’elles soient en
mesure de réagir à tous besoins éventuels de nettoyage du rivage.
54.5. A l’heure actuelle, Tullow a mis en place un Plan d’urgence en cas de
déversement de pétrole (OSCP) exhaustif, qui ne comporte pas moins de sept
volumes. L’objet principal de l’OSCP est de mettre en œuvre les actions
nécessaires pour minimiser la dispersion d’hydrocarbures, de fournir les outils
permettant d’identifier les tactiques de réaction les plus appropriées, de
protéger les zones sensibles et d’atténuer les effets négatifs. L’OSCP :
54.5.1 décrit les attentes, l’étendue et le contenu de la réaction à un
déversement de pétrole et le Système de gestion de TGL ;
54.5.2 fournit des directives aux équipes de TGL chargées de la
gestion des incidents et des crises et du soutien logistique pour réagir
à un déversement d’hydrocarbures survenant dans des sites opérés
par TGL et en assurer la maîtrise ;
54.5.3 identifie la manière dont sera coordonnée la réaction générale
de TGL au Ghana ;
54.5.4 définit les rôles et responsabilités du personnel clé ;
54.5.5 identifie les sources internes et externes de support et
d’assistanceainsi que les ressources mobilisables à l’appui de la
réaction ;
54.5.6 décrit les stratégies de réaction locales et les organisations
locales compétentes ; et
20
54.5.7 définit les procédures internes et externes de notification, ainsi
que les organisations, les ressources et le personnel à mobiliser pour
la réaction. L’OSCP est régulièrement actualisé pour tenir compte des
changements des exigences et des nouvelles expériences acquises
par l’industrie dans le monde entier. Le plan est approuvé par l’EPA du
Ghana. Il a été élaboré par Tullow en collaboration avec des experts
de l’industrie, en particulier OSRL.
54.6 A titre d’exemple, Tullow a réalisé un exercice de simulation d’urgence
de grande ampleur en temps réel à la fin de 2014 afin de tester sa capacité
de réaction d’urgence à un déversement majeur de pétrole. Le déploiement
des équipements offshore et la réponse aérienne ont été testés, puis le
déploiement subséquent des équipements de réaction installés sur la côte.
L’EPA du Ghana, la Petroleum Commission (Commission du pétrole), la
National Disaster Management Organisation (Organisation nationale de
gestion des catastrophes) (NADMO), les co-entrepreneurs et GNPC ont tous
participé à l’exercice.
54.7 L’exercice visé au paragraphe ci-dessus partait d’un scénario dans
lequel un pétrolier subirait un incident au moment de la réception du pétrole
déchargé par l’unité FPSO de Jubilee. Ce scénario envisageait un
déversement suffisamment important pour déclencher les réactions à des
incidents de niveau 2 et 3, en interaction à la fois avec des entrepreneurs
locaux et des ressources internationales, notamment celles de Oil Spill
Response Limited (OSRL) à Southampton, Royaume-Uni. Tous les
mouvements d’équipements pendant les deux jours de l’exercice ont été
réalisés en grandeur nature par les équipes chargées de réagir à ces
incidents, tant au large qu’à terre. Des exercices comme celui-ci sont réalisés
régulièrement afin d’être en permanence préparé à faire face à un
déversement.
54.8 Tullow a réalisé des exercices d’urgence au niveau national avec les
autorités ghanéennes, et les enseignements tirés sont revisités afin
d’actualiser le plan OSCP. L’OSCP de TGL figure en annexe aux dossiers
ESTA soumis par TGL à l’EPA, et des résumés de son contenu sont
disponibles à la consultation publique, ainsi que la documentation principale
ESTA.
54.9 Tullow a également organisé des exercices d’urgence réguliers à
l’intention de ses équipages sur les installations de forage et l’unité FPSO de
Jubilee. Tullow a en outre élaboré des plans d’urgence détaillés en cas de
déversement de pétrole provoqué par l’explosion d’un puits, et a mis en
place un programme complet de prévention et de réaction en cas
21
d’explosion de puits et d’explosion en eaux profondes, qui tient compte de
tous les enseignements tirés du grave incident de Macondo (2010) dans le
Golfe du Mexique, USA. En réaction à Macondo, Tullow a pris une initiative
significative en devenant membre fondateur d’un consortium de l’OSRL
ayant accès à quatre blocs d’obturation (situés à Singapour, en Norvège, au
Brésil et en Afrique du Sud). Un bloc d’obturation est une technologie de
confinement des déversements des puits, qui peut être déployée rapidement
pour limiter l’écoulement d’hydrocarbures en cas d’explosion d’un puits.
Nous avons également conclu un contrat avec une société spécialisée, Wild
Well Control, qui nous permet d’avoir accès à deux blocs d’obturation
supplémentaires. Le contrat avec Wild Well Control permet également à
Tullow d’avoir accès à son expertise en matière de déploiement sous-marin,
et nous avons réalisé avec Wild Well Control une étude sur les blocs de
prévention de l’explosion des unités de forage que nous utilisons
actuellement, afin d’identifier et de traiter tous problèmes d’interface. Tullow
a également conclu des contrats pour la prestation de tous les services
critiques liés au déploiement sous-marin des blocs d’obturation. Plus
récemment, Tullow a réalisé deux exercices d’intervention d’urgence en
2014, au niveau du groupe dans son ensemble, et a également organisé un
atelier spécial de 2 jours à Accra, Ghana, afin de développer les résultats
détaillés de ces exercices. Nous avons actuellement 43 personnes formées
au confinement des puits sous-marins, dont 14 travaillent au Ghana. Je
souhaiterais également ajouter que Tullow a intégré dans ses opérations un
outil de prédiction de la pression de réservoir qui fait autorité dans
l’industrie, et qui prédit le risque de pression anormale de telle sorte que les
installations de forage, les plans et les personnes soient préparés pour faire
face, de manière proactive, à toute une série d’événements. Ce système
présente le double avantage de réduire le risque d’incident d’explosion dans
une mesure significative, et, pour le cas improbable où un tel incident se
produirait néanmoins, de disposer des mesures nécessaires pour y faire
face. Cette méthode de prédiction de la pression a été vérifiée de manière
indépendante par un grand organisme de vérification et de gestion du
risque, DNV-GL.
54.10 Tullow a mis en place un dossier de sécurité afin que toutes les phases
de conception, de construction et d’exploitation du Projet Jubilee se déroulent
dans de bonnes conditions de sécurité. Les spécifications du dossier de
sécurité de Jubilee ont été élaborées selon les toutes dernières exigences
(Safety Case Requirements 2005) qui s’appliquaient au Royaume-Uni aux
installations offshore, étant donné que le Ghana n’avait pas encore mis en
place, à l’époque, un régime légal en matière de dossier de sécurité. Le
dossier de sécurité a depuis été vérifié par différents organismes
indépendants, notamment ABS Consulting, et a ensuite été actualisé après le
démarrage des travaux sur le site, en 2013-2014. Tullow, les co-
22
entrepreneurs et GNPC ont accepté d’appliquer le dossier de sécurité, bien
qu’il n’y aient pas été tenus en vertu de la législation nationale. Voir le
document OTC-23463-MS, « Jubilee Development, EHS Management &
Safety Case » en annexe 18 pour plus de détails.
54.11 Les pratiques environnementales de Tullow sont conformes aux
exigences de la loi ghanéenne et aux Normes de performance et lignes
directrices de la SFI. Afin de lever des fonds pour la mise en œuvre du PoD
Jubilee, Kosmos et Tullow se sont financés sur les marchés financiers
internationaux, y compris auprès de la SFI. La SFI réalise donc des revues et
inspections indépendantes annuelles de ses investissements, afin de
s’assurer de leur conformité avec ses exigences publiquement déclarées
(voir quelques exemples en annexe 22). Le site internet de la SFI publie les
rapports annuels de ces revues ESS, qui contrôlent la conformité du projet et
de l’entité emprunteuse avec ses Normes et lignes directrices.
54.12 Le texte de l’Étude d’impact environnemental et social que la SFI a
consacrée
au
projet
Jubilee
peut
être
consulté
sur
le
site :http://ifcext.ifc.org/ifcext/sp/website1.nsf/ProjectDisplay/ESRS27918.
Tullow a également posté les rapports sur son site internet au fur et à
mesure de leur disponibilité. Le tout dernier rapport 2013 est disponible sur le
site : http://library.the-group.net/tullow/client upload/file/Tullow Ghana Jubilee
Proiect Report 2013. pdf.
55.
Je dois souligner que toutes ces mesures ont été prises à titre de précaution,
de manière à mettre en place les mécanismes de réaction nécessaires en
cas d’accident ou d’incident environnemental. Aucun de ces événements ne
s’est produit.
Opérations de développement en relation avec le PoD Jubilee et approbation
de l’EIES
56.
Le PoD Jubilee a été officiellement soumis pour la première fois au
gouvernement du Ghana en décembre 2008, et finalement approuvé en
juillet 2009, à l’issue d’une période d’examen et de révision entre le
gouvernement du Ghana, ses agences et les co-entrepreneurs. L’UUOA a
également été approuvé en juillet 2009, et il a remplacé l’ancien contrat PUA
(auquel j’ai fait référence ci-dessus) pour régir le Gisement Jubilee
désormais unifié. La période de temps qui s’est écoulée entre la première
présentation du PoD Jubilee et son approbation finale en juillet 2009 a été
essentiellement mise à profit pour finaliser tous les éléments de l’UUOA et la
commercialisation du gaz naturel associé du Gisement Jubilee. Le concept et
la nature du PoD lui-même n’ont suscité aucun désaccord. En outre, le PoD
Jubilee a été développé et rédigé par l’équipe intégrée du projet (EIP)
23
Jubilee ; ainsi que je l’ai expliqué ci-dessus, l’EIP incluait par nature tous les
co-entrepreneurs et GNPC, de telle sorte que le processus d’évolution puis
d’exécution du PoD Jubilee s’est déroulé en toute transparence vis-à-vis du
gouvernement du Ghana. Avant l’approbation du PoD Jubilee par le
gouvernement du Ghana, tous les travaux de développement, engagements
contractuels et investissements corrélatifs de Tullow et de ses coentrepreneurs ont été approuvés par le gouvernement du Ghana, y compris
GNPC, au niveau du Comité d’exploitation de Jubilee (qui a été inauguré en
vertu de l’accord PUA) et des Comités mixtes de gestion (Joint Management
Committees (« JMC »)) créés en vertu des contrats pétroliers. En
conséquence, il est inexact de suggérer que des activités de développement
aient été entreprises prématurément ou sans l’accord du gouvernement du
Ghana.
57.
Toutes les opérations d’études sismiques, de relevés et de forage réalisées
avant l’approbation complète du PoD Jubilee et l’approbation intégrale du
projet par EPA ont également été soumises à une EIES séparée et à des
approbations par l’EPA ghanéenne. Les approbations de permis par l’EPA
étaient limitées dans le temps, afin de tenir compte de l’expérience passée au
fur et à mesure de l’avancement du projet, ce qui correspond à une pratique
normale dans l’industrie, et de manière à permettre l’actualisation des permis
en fonction des changements potentiels du calendrier d’exécution, comme
l’EPA ghanéenne le souhaitait. Les demandes et permis couvraient des
thèmes comme la relation à la consultation publique, la vie marine, les
pêcheurs, l’investissement spécial, le plan d’urgence en cas de déversement
de pétrole et l’élimination des déchets. Le Ministre de l’énergie et le Ministre
de l’environnement du Ghana ont été pleinement informés des activités liées
au Développement de Jubilee et ont approuvé la fourniture parallèle d’EIES
séparées pour approbation par l’EPA à l’occasion de l’approbation du PoD
Jubilee. En outre, l’approbation du Projet Jubilee par l’EPA a été délibérément
scindée par l’EPA en plusieurs étapes :
57.1 premières opérations de forage/sur les puits et opérations d’études et
relevés ;
57.2
opérations sous-marines et installation de l’unité FPSO ; et
57.3
mise en exploitation du gisement et démarrage de la production.
Dans ces conditions, le projet de Développement de Jubilee ne pouvait
avancer qu’à condition d’avoir obtenu les approbations requises et après
l’achèvement satisfaisant d’activités telles que les études approfondies à
l’appui de l’EIES, par ex. des études des pêcheries, le plan et les mesures
d’urgence en cas de déversement de pétrole, les capacités générales de
24
réaction à l’urgence, les études des impacts potentiels sur la faune et la flore
marine et les oiseaux, sans oublier des consultations publiques étendues.
Toutes les consultations publiques ont fait l’objet de comptes rendus
intégraux publiquement disponibles, y compris la réponse de Tullow aux
observations formulées via un Plan d’action environnementale et sociale (voir
la section ci-dessus consacrée à l’ESS). L’EIES finale et complète a été
soumise et approuvée au début de 2010 à l’issue du processus de
consultation publique, et elle incluait les observations et conclusions faites à
cette date, y compris l’engagement de Tullow, en sa qualité d’Opérateur de
l’unité Jubilee, de prendre des mesures de suivi. Parallèlement au contrôle de
l’avancement du plan d’action par l’EPA du Ghana, la procédure de revue
annuelle et de publication des rapports de la SFI a également assuré un
contrôle rigoureux de l’état des mesures de suivi prises pour répondre
parfaitement aux exigences de l’EIES.
58.
Le projet TEN a été et continuera d’être soumis à un processus d’EIES
échelonnées très similaires couvrant toutes les activités. La consultation des
parties prenantes a été réalisée pendant la phase de délimitation de
l’étendue de l’étude d’impact environnemental. Cet engagement a divulgué
des informations sur le projet de développement TEN et donné aux parties
prenantes l’opportunité d’exprimer leurs préoccupations et leurs attentes.
Pendant cette phase de délimitation de l’étendue de l’étude, 26 réunions de
consultation ont été tenues avec 29 groupes/organisations de parties
prenantes en octobre et novembre 2011. Ces parties prenantes incluaient
des autorités nationales, régionales et de district, des chefs traditionnels, des
organisations non gouvernementales, des médias, des organisations
internationales et des associations de pêcheurs.
59.
Au niveau local, des consultations ont été organisées auprès de
34 communautés des districts côtiers de la Région occidentale. Au total,
27 réunions avec les communautés, 66 discussions avec des groupes cibles
et 33 entrevues avec des informateurs clés ont eu lieu, et plus de
2 800 personnes ont participé aux consultations.
Parvenir à une production / récupération optimale sur le Gisement Jubilee
Acquisition de données sismiques complémentaires
60.
Le Plan de développement (PoD) de Jubilee a été élaboré sur la base d’un
ensemble complet de données souterraines comprenant :
60.1 quatre puits d’exploration et de délinéation, dont trois ont été carottés,
pour fournir un total de 305 mètres de matériaux de roche-réservoir et dont
25
deux ont été soumis à des essais d’écoulement sur les zones de rocheréservoir principales ;
60.2 une série d’échantillons d’hydrocarbures et d’eau provenant des quatre
puits ; et
60.3 une nouvelle étude sismique Q-marine haute technologie en 3D menée
en 2007 aussitôt après les résultats des puits Mahogany-1 et Hyedua-1 initiaux.
61.
Des données supplémentaires ont été recueillies à partir des puits forés à un
stade de développement précoce, au fur et à mesure de l’avancement du
développement du projet Jubilee Phase 1. L’utilisation de ces données en
combinaison avec les études associées effectuées par l’EIP a permis
d’établir le plan Phase 1 de Jubilee comprenant 17 forages initiaux, afin
d’optimiser l’exploitation des ressources de Jubilee. Les phases ultérieures
du Plan ont été menées à bien depuis lors sur le champ pétrolifère par
Tullow. Elles comprennent notamment le développement de la Phase lA de
Jubilee, qui a commencé en 2012 après qu’un PoD complémentaire ait été
approuvé par le Ministre de l’énergie du Ghana, prévoyant l’adjonction sur
plusieurs années de neuf autres puits intercalaires pour accroître la surface
exploitée.
62.
Deux collectes de données sismiques ont été utilisées pour localiser les puits
d’exploration initiaux du Gisement Jubilee : 1 133 km² de données sismiques
en 3D acquises par CCG en 2000 pour Dana Petroleum, l’Opérateur
précédent de la zone contractuelle DWT et 1 200 km² de données 3D
acquises en 2005 par Veritas pour Kosmos sur la zone contractuelle WCTP.
Le puits de découverte Mahogany-1 foré en mai 2007 était positionné en
fonction de l’interprétation des données 3D PSTM migrées en 2005 acquises
par Veritas. L’ensemble des 1 133 km² de données sismiques 3D de Dana
Petroleum sur la zone DWT a fait l’objet d’un nouveau traitement Pre Stack
Time Migration (PSTM) par CGG en 2006/2007 au nom de Tullow, Opérateur
de la zone DWT. Le puits Hyedua-1 foré le 30 juillet 2007 était situé sur les
données retraitées de la zone DWT.
63.
Un écart important atteignant jusqu’à 2 km entre les deux séries de données
d’origine a révélé qu’il était nécessaire de mener une étude de données
sismiques en 3D contiguë sur l’ensemble de la zone de découverte de
Jubilee, pour englober les zones DWT et WCTP. Dans l’optique de
maximiser les connaissances sur l’étendue de la zone, les co-entrepreneurs
de Jubilee ont mandaté WesternGeco (filiale de la société française
Schlumberger) pour acquérir 939 km² de nouvelles données sismiques en
3D en 2007/2008, aussitôt après avoir obtenu les résultats des puits bien
ciblés de Mahogany-1 et Hyedua-1, au moyen de la technologie Q-marine la
26
plus récente. Ces données ont été traitées via Pre Stack Time Migration pour
l’évaluation et le développement ultérieurs du champ pétrolifère, et les
premiers produits de ces travaux ont été utilisés lors de la soumission du
plan de développement (PoD) de Jubilee et pour l’implantation des puits de
développement. En outre, l’étude 3D était de grande qualité et, à l’aide de
techniques brevetées très modernes, des produits d’inversion sismique ont
été générés pour caractériser les roches-réservoirs et procéder à une
interprétation sismique quantitative. Cela a permis d’avoir une vue de
l’architecture interne du Gisement Jubilee de façon à optimiser
l’emplacement des puits, en déterminant avec une grande précision,
directement à partir des données sismiques, l’épaisseur de sable nette des
roches-réservoirs. Toutes ces tâches ont été entreprises dans le but précis
de maximiser la récupération finale des hydrocarbures dans le gisement.
Toute allégation selon laquelle des données de mauvaise qualité ont été
utilisées pour le développement du Gisement Jubilee n’a aucun fondement.
Action corrective pour l’achèvement des puits
64.
Plusieurs puits de développement du Gisement Jubilee ont vu leur
productivité baisser en 2011, baisse constatée entre 6 et 12 mois après le
démarrage de l’exploitation du champ. Tullow et ses co-entrepreneurs ont
pris ce problème en compte et ont lancé en mars 2012 un programme de
travaux d’intervention sur les puits pour enquêter sur - et analyser - les
raisons de ce déclin et mettre en œuvre un projet par étapes permettant de
rétablir et pérenniser les niveaux de production. Il a été détecté que la cause
du problème était le blocage de la production du puits dû principalement à
un dépôt d’incrustation de carbonate de calcium à des niveaux de
production d’eau très faibles lors des premières phases de production du
champ. Le pétrole produit était alors essentiellement « sec » à « l’œil nu » et
de très faibles niveaux d’eau des formations de roches-réservoirs (<0,1 %
d’eau par volume) étaient produits en réalité.
65.
Ce phénomène a désormais été résolu par l’acidification des puits, qui
consiste à pomper des liquides dissolvants dans les puits à partir d’une plateforme de forage ou d’un navire conçu à cet effet pour retirer les incrustations.
Cette opération a pleinement rétabli les niveaux de productivité. Les niveaux
de production ont été conservés dans les puits traités en contrôlant
étroitement le niveau de la chute de pression dans les puits pour éviter la
formation ultérieure des incrustations. Les niveaux de production du
Gisement Jubilee qui avaient chuté de 80 000 barils par jour en 2011 à
60 000 barils par jour mi 2012, ont été restaurés à plus de 100 000 barils de
pétrole par jour à la fin 2012 grâce à la campagne d’intervention sur les puits
lancée par Tullow et ses co-entrepreneurs.
22
27
66.
Au cours des cinq dernières années notamment, de nombreuses
occurrences de ce phénomène ont été signalées dans le cadre de plusieurs
programmes de développement en eaux profondes, y compris au Nigeria
(exploités par Total et Chevron), en Angola (exploité par Chevron) mais
également au Brésil (exploité par Shed) – qui sont tous des exploitants
expérimentés à grande échelle qui ont constaté une baisse de la production,
mais qui ont remédié à la situation de la même manière que Tullow. Aucun
phénomène similaire ou très semblable n’avait été constaté auparavant, ni
même prévu sur ces champs pétrolifères. Un article « OTC-24968-MS »
(annexe 18) a été publié par Tullow afin de faire connaître à l’industrie
pétrolière les méthodes qui ont permis la réussite des interventions sur les
puits du Gisement Jubilee.
66.
Nous sommes désormais informés et préparés à résoudre ce phénomène s’il
survenait dans le projet TEN. Par conséquent, Tullow surveillera très
étroitement les puits et toute chute de pression éventuelle, et un plan
d’intervention sur les puits destiné à rétablir la productivité a été élaboré en
cas d’urgence, si nécessaire.
67.
En outre, il est totalement erroné de prétendre qu’une somme de 1 milliard
de dollars des Etats-Unis a dû être dépensée pour la complétion des puits
sur le Gisement Jubilee. Environ 161 millions de dollars des Etats-Unis ont
dû être dépensés pour des interventions sur les puits entre mars 2012 et
mars 2015 concernant la question de la productivité. La référence publique à
un coût de 1 milliard de dollars des Etats-Unis à la fin de 2011 vise la
planification du développement ultérieur de la Phase 1A de Jubilee, lors de la
seconde phase du développement total du Gisement Jubilee, et non pas le
PoD Jubilee originel ni la réparation des puits.
68.
Le PoD Jubilee a été soumis pour approbation au Ministre de l’énergie du
Ghana par Tullow, en sa qualité d’Opérateur de l’unité agissant pour le
compte des co-entrepreneurs, au cours du 4ème trimestre 2011, en vue de
l’ajout de 8 puits supplémentaires au maximum dans le Gisement Jubilee ; en
2013, le PoD a été révisé pour inclure un puits supplémentaire. La Phase 1A
représentait un coût estimé à 1 067 millions de dollars des Etats-Unis lors de
la présentation du Plan de développement de la Phase lA ("PoD Phase lA").
Le PoD Phase lA devait être soumis avant la fin de 2011 afin de satisfaire aux
exigences du Ministère de l’énergie imposant une actualisation périodique de
la performance du projet Jubilee, et dans la perspective du développement
supplémentaire des ressources en hydrocarbures du gisement. Ce plan
général de développement échelonné avait toujours été envisagé, au-delà du
PoD Jubilee, afin de permettre une utilisation prudente des ressources en
capital et de tirer les enseignements des activités de production antérieures
sur le gisement. L’échelonnement du développement du gisement de cette
28
manière est de nature à permettre l’optimisation des nombres de puits et de
leur localisation. En outre, lorsque le PoD Jubilee a été approuvé en 2009, le
Ministre de l’énergie du Ghana a conditionné son approbation à la
présentation par l’Opérateur de l’unité Jubilee (c’est-à-dire Tullow) d’un
avenant actualisé au plan, dès qu’il serait prudent de ce faire.
69.
Le PoD Phase IA a été approuvé par le gouvernement du Ghana début
janvier 2012, la localisation finale des huit puits, la séquence et la chronologie
des travaux devant être décidées au sein du Comité d’exploitation de l’unité
de Jubilee. Début 2015, six des puits ont été achevés et les deux restants
devraient être opérationnels début 2016. La chronologie d’achèvement des
puits a été fixée d’une manière responsable en fonction des dépenses
d’investissement correspondantes et de la capacité disponible de l’installation
de production permettant de les exploiter. Le mixte des puits de la Phase 1 et
de la Phase 1A a permis au gisement de produire effectivement entre
100 000 et 110 000 barils par jour depuis la fin de 2012.
70.
En résumé, la récupération ultime de pétrole attendue du Gisement Jubilee
n’a pas été réduite par le problème des incrustations grâce à restauration
des niveaux de production par une intervention sur les puits. En outre, les
niveaux de récupération prévisionnels attendus du Gisement Jubilee ont
augmenté (et j’y reviendrai ci-dessous) par rapport aux prévisions établies
lors de la soumission du PoD. Les prévisions de Tullow en ce qui concerne
les réserves du gisement, telles qu’elles figurent dans ses états financiers et
rapports, font l’objet d’un audit indépendant.
Traitement du gaz associé
71.
Lors de l’approbation du PoD Jubilee pour le Gisement Jubilee, il était prévu
que tout le gaz associé produit avec le pétrole, net de la consommation de
carburant par les installations du site, serait réinjecté dans les réservoirs du
gisement pendant 2 ans à 2 ans ½, afin de minimiser le brûlage à la torche
du gaz pendant la construction de nouveaux pipelines de collecte du gaz
offshore et de l’usine de traitement du gaz à terre. Une fois que le gaz
pourrait être exporté du gisement vers la côte, il était envisagé qu’une
certaine quantité de gaz pourrait continuer d’être injectée pour aider à la
récupération de pétrole, mais que la majorité du gaz associé serait exporté à
terre. En d’autres termes, il a été convenu avec le gouvernement du Ghana
que 70 % ou plus de la production nette de gaz serait exportée en vue de sa
consommation à terre.
72.
L’usine de collecte et de traitement du gaz, ainsi que ses pipelines gaziers
associés, onshore et offshore, est un projet réalisé par la Ghana National Gas
Company (« GNGC »). Le projet gazier permettant de transporter le gaz de
Jubilee à terre n’a pas commencé avant novembre 2014, soit un retard
29
d’environ deux ans par rapport à la date initialement envisagée au moment où
le PoD Jubilee a été approuvé en juillet 2009. Le projet a été principalement
retardé par le montage du financement nécessaire par GNPC/GNGC. En
conséquence, et afin de minimiser le brûlage à la torche, les niveaux de gaz
injectés dans les réservoirs du Gisement Jubilee ont été plus importants que
prévu. Cette réinjection par l’Opérateur a évité des opérations très
importantes de brûlage à la torche pendant cette période de quatre ans, et a
également permis de faire une gestion prudente du réservoir afin d’augmenter
la récupération dans la crête/la structure haute du gisement et de maintenir
une pression de réservoir conforme à l’injection d’aval-pendage de l’eau de
mer traitée.
73.
En raison de l’injection de volumes de gaz supérieurs à ceux du plan originel,
la pression de réservoir du gisement a augmenté, début 2014, au point qu’il
n’était pas prudent, dans certaines zones, de continuer à réinjecter de tels
volumes de gaz de crainte de fracturer finalement la roche couverture du
gisement, ce qui aurait pu entraîner une perte corrélative de récupération de
pétrole dans l’avenir. Au cours du 2ème trimestre 2014, le gouvernement du
Ghana a donc donné son consentement à un brûlage à la torche limité
pendant environ 6 mois en 2014, de 30 millions de pieds cubes standard par
jour en moyenne (moins de 10 % du gaz produit pour l’année), jusqu’à ce que
l’usine à gaz de GNGC soit disponible, ce qui a eu lieu en novembre 2014.
Avant le brûlage à la torche, Tullow a entrepris des études d’impact de ce
brûlage sur les ouvriers, les niveaux de bruit et la chaleur. Ce brûlage à la
torche a permis de réduire la pression dans le gisement et n’est plus
nécessaire puisque le gaz a commencé à être exporté vers l’usine à gaz
onshore de GNGC.
Non-réalisation de l’objectif de production de Jubilee et perte potentielle de
récupération d’hydrocarbures
75.
La production actuelle de pétrole de Jubilee atteint actuellement 100 000 à
110 000 barils par jour. Etant donné que le volume de gaz injecté dans le
gisement a baissé depuis que les exportations de gaz à terre ont augmenté,
le volume de gaz produit par baril de pétrole du réservoir de Jubilee va
également baisser progressivement (le ratio gaz-pétrole déclinera), ce qui
augmentera la capacité de production de pétrole de l’unité FPSO de Jubilee
au fil du temps.
76.
Bien que l’objectif plateau initial de 120 000 barils de pétrole par jour n’ait pas
encore été atteint de manière continue sur le Gisement Jubilee, il est prévu
qu’il sera atteint lorsque les volumes d’exportation de gaz auront encore
augmenté, au moment où l’usine à gaz exploitée par GNGC augmentera son
débit en raison de la demande accrue de gaz traité destiné à être utilisé
30
comme combustible dans les centrales électriques du Ghana situées près de
Takoradi. Cela devrait arriver d’ici la fin de 2015 – le début de 2016. Rien
n’indique que la récupération ultime de pétrole du Gisement Jubilee ait baissé
en conséquence du profil de production légèrement différé. A la fin de février
2015, environ 130 millions de barils de pétrole avaient été produits par le
Gisement Jubilee en à peine plus de 4 ans. Lorsque le PoD Jubilee a été
approuvé, les réserves prévisionnelles moyennes étaient estimées à environ
280 millions de barils pour les puits de la Phase 1, et sont actuellement
estimées à 517 millions de barils, selon les estimations faites par l’auditeur
indépendant des réserves missionné par Tullow à la fin de 2014. Cette
augmentation significative et attendue reflète les investissements additionnels
projetés sur des puits supplémentaires, notamment dans le cadre de la
Phase 1A, couplés à la bonne performance et à la bonne gestion du
gisement, ce qu’a confirmé l’utilisation de modèles informatiques de
simulation des réserves de grande qualité, qui permettent d’avoir
raisonnablement confiance dans ces prévisions à l’avenir.
77.
Cela n’est pas inhabituel dans l’industrie pétrolière, en raison des
changements des plans de développement et du rendement des gisements
après le démarrage de l’exploitation. Tullow et les co-entrepreneurs
réagissent à des changements attendus d’une manière raisonnable et
prudente, afin d’apporter les modifications et optimisations requises. C’est ce
qui s’est produit dans le Gisement Jubilee, où les niveaux de production
représentent environ 10 % de la capacité prévue, tandis que la récupération
future attendue devrait être très supérieure à celle initialement prévue.
La situation du Projet TEN
78.
Pour en venir à présent au projet TEN, le gisement TEN a fait l’objet d’un
programme d’évaluation très étendu, portant sur 10 puits et 3 puits
d’exploration voisins. Cela représente un investissement de quelque
1,5 milliard de dollars des Etats-Unis par tous les co-entrepreneurs. Il
convient de rappeler que le gisement TEN est un complexe désignant sous ce
nom unique les 3 gisements de Tweneboa, Enyenra et Ntomme.
79.
Sur la base des travaux déjà achevés dans le cadre du Contrat pétrolier
DWT, au moment où le PoD TEN a été approuvé en mai 2013, le
gouvernement du Ghana a exigé qu’un puits supplémentaire soit foré pour
délimiter les réserves/ressources totales du gisement TEN dans le cadre de
l’approbation des installations. Ce puits (dénommé Nt-04) était un autre
puits en aval-pendage du gisement de Ntomme, afin de délimiter le contact
pétrole-eau par la pénétration d’un puits concret, plutôt que par extrapolation
des données sur la pression enregistrées en amont sur les puits
d’exploration et de délinéation de Ntomme. Tullow et les co-entrepreneurs
31
ont accepté de forer ce puits à l’appui du PoD TEN, sachant en particulier
que ce puits serait réutilisé dans le cadre du développement effectif du
gisement en tant qu’injecteur d’eau. Le forage de ce puits en 2013 plutôt
qu’à une date ultérieure a seulement entraîné une simple anticipation des
dépenses d’investissement, et non une augmentation des dépenses
globales.
80.
Le forage des puits de développement TEN est resté en bonne voie, avec le
forage de cinq puits supplémentaires après le NT04. Tous ces puits ont mis
au jour les formations cibles prévues, grâce à l’utilisation des prévisions
d’inversion sismique qui ont été réalisées avec succès dans le Gisement
Jubilee. Quatre des 10 puits d’exploration et de délinéation passés doivent
être utilisés comme des puits de production lorsque la production sera
lancée, ce qui est prévu pour le 3ème trimestre 2016.
81.
Conformément aux meilleures pratiques de l’industrie, Tullow et ses coentrepreneurs ont mis à profit l’expérience tirée du Développement Jubilee et
l’ont totalement intégrée dans la conception du Projet TEN afin d’optimiser
son développement plus complexe, notamment par des mesures
d’atténuation du risque potentiel de baisse de la production dû à des
incrustations, évoqué plus haut. Dans le cadre de leurs engagements en
vertu du PoD TEN, Tullow et ses co-entrepreneurs se sont engagés à
exporter du gaz des Gisements TEN 12 mois après la première production
de pétrole. Pendant la première année de production, tout le gaz associé
produit avec le pétrole du gisement Enyenra, net de la consommation des
installations de production TEN, sera injecté dans les réservoirs de Ntomme,
dans le cadre de la stratégie d’injection combinée d’eau et de gaz adoptée
afin de soutenir la production de pétrole. Les exportations de gaz
commenceront 12 mois après le début de la phase de production, via un
gazoduc dédié qui assurera le transport de gaz vers l’infrastructure gazière
existante de GNCG et le marché domestique ghanéen. Etant donné que le
gazoduc dédié de TEN est un sous-ensemble du marché sous-marin global
de TEN et doit assurer la liaison avec un système de traitement et
d’exportation du gaz déjà existant et fonctionnant, Tullow et ses coentrepreneurs ne prévoient pas de retards dans le respect de leur
engagement d’exporter du gaz dans les douze mois suivant la première
production de pétrole.
Le développement de TEN et la protection environnementale
82.
Tullow a adopté, pour le projet de développement TEN, une approche de la
protection environnementale très similaire à celle du développement du
Gisement Jubilee, où les activités d’études sismiques sur site, les autres
études et relevés et les forages de puits ont tous été soumis à leur propre
32
procédure d’approbations gouvernementales auprès du gouvernement du
Ghana, afin de lui permettre de démarrer la procédure d’approbation du PoD
post-TEN, tandis que la procédure d’EIES se poursuivait en parallèle.
83.
Comme pour les opérations du Gisement Jubilee, les permis
environnementaux liés à la zone contractuelle TEN sont délivrés par l’EPA
pour une durée et une étendue de travaux limitées. Un permis a été délivré
pour des activités antérieures d’exploration et d’évaluation de TEN, et un
autre permis l’a été pour le reste de la phase de forage préalable à la
production de pétrole. A la suite de l’acceptation de l’EIES du projet global et
des plans d’action requis, des permis environnementaux ont été délivrés pour
la complétion des puits préalable à la première mise en production et les
opérations de raccordement, et pour la mise en service des installations. Ces
deux activités démarrent en 2015. D’autres permis seront demandés en
temps voulu par Tullow pour le forage de puits et les complétions des puits
après la première mise en production, ainsi que pour le démarrage de la
production elle-même.
84.
En outre, Tullow est actuellement engagée dans un vaste processus d’EIES
d’ensemble, avec des consultations publiques étendues, y compris avec des
organisations non gouvernementales. Tullow et l’EPA ont intégralement
publié les plans concernés, qui incluent les mesures à prendre dans le cadre
du Projet pour atténuer tous impacts dommageables potentiels. Elles seront
affinées à la lumière des réponses du public et du gouvernement.
85.
La pollution potentielle identifiée par la Côte d’Ivoire sur les images
satellitaires n’est ni connue, ni identifiée ni reconnue dans les dossiers de
Tullow ou de Kosmos. Nous n’avons connaissance d’aucun signalement de
cas de pollution provenant des opérations de Jubilee ou TEN pendant les
périodes identifiées par la Côte d’Ivoire. Les dossiers internes de Tullow
indiquent qu’il n’y a eu aucun déversement ni rejet anormal à l’une ou l’autre
des dates présentées (voir annexe 23). En conséquence, Tullow peut
déclarer avec certitude que, s’il existe une pollution quelconque dans la
zone, elle n’a rien à voir avec les activités menées dans les Gisements
Jubilee ou TEN.
86.
Tullow n’est pas la seule à surveiller la qualité des eaux à proximité de ses
opérations ; en effet, le personnel du gouvernement effectue également des
visites de routine des installations de Jubilee, y compris l’unité FPSO, les
installations de forage et les véhicules sismiques opérant dans la zone. Tous
les rapports de déversement de pétrole dans la zone ont fait l’objet
d’investigations par Tullow et des échantillons ont été analysés, y compris
dans le cas où rien n’établissait qu’ils aient émané des opérations de Tullow.
Aucune empreinte de pollution n’a jamais été reliée à des activités menées
33
sur le site de Jubilee ou de TEN. Je peux seulement déclarer que, dans le
cas où il existerait des traces réelles de pollution, la cause la plus probable
serait le déballestage de navires. Bien que ces actions soient regrettables,
elles n’ont rien à voir avec les opérations pétrolières dans la zone.
L’utilisation de l’imagerie satellitaire pour identifier la pollution pétrolière dans
les eaux, c’est-à-dire une méthodologie permettant de détecter indirectement
la présence d’hydrocarbures, se heurte à certaines limitations significatives,
et, bien qu’il s’agisse d’une méthode utile, exige à la fois une interprétation
par un spécialiste expérimenté et un calibrage par rapport aux conditions et
événements locaux. A titre d’exemple, les zones sombres sur les images
peuvent également être causées par des « proliférations d’algues » (voir
annexe 24). De la même manière, l’analyse de ces images est également
limitée par le fait qu’elles ne distinguent pas la source ou la cause de la
présence de pétrole dans l’eau.
87.
Dans le cas de la zone se trouvant à proximité immédiate des Gisements de
Jubilee et de TEN, les proliférations d’algues rendent difficile de faire la
distinction entre les déversements potentiels de pétrole et d’autres
phénomènes ressemblants. Qui plus est, la présence de suintements naturels
documentés provenant du fond des mers, et non d’installations pétrolières,
peut expliquer des traces d’hydrocarbures dans le milieu marin, là où elles se
produisent.
Pratiques environnementales de Tullow pour la gestion des décharges dans le
milieu marin
88.
Comme je l’ai exposé ci-dessus, Tullow s’est dotée d’un plan de gestion de
l’environnement rigoureux et exhaustif. Ce Plan comprend des pratiques
précises pour gérer les décharges dans l’océan. Des mesures
d’hydrocarbures dans l’eau (Oil in Water, « MW ») sont faites pour évaluer la
teneur en hydrocarbures dans l’eau produite et servent à évaluer l’efficacité
du traitement de l’eau produite avant son évacuation, afin de garantir que la
pollution soit réduite au maximum. Au Ghana, la limite d’OIW autorisée fixée
par l’EPA est de 29 mg/l, avec un niveau instantané maximum de 42 mg/l,
au-delà de laquelle l’évacuation vers la mer doit cesser jusqu’à ce que la
rectification soit faite. En guise de comparaison, la limite d’OIW en Côte
d’Ivoire est à tout moment de 40 mg/l au maximum.
89.
Tullow a fixé une limite cible de 20 mg/l pour l’eau produite évacuée à partir
de l’unité flottante (FPSO) Jubilee ; par ailleurs, si jamais les niveaux d’OIW
dépassent ces niveaux, l’eau est conservée pour un traitement ultérieur
avant son évacuation. En janvier 2015, un auditeur ISO 14001 indépendant a
passé ce processus et les données sous-jacentes en revue et a conclu que
34
Tullow évacuait des eaux qui atteignaient ou qui étaient inférieures à la limite
mensuelle moyenne légale (annexe 20).
90.
Tullow procède également à une surveillance de la qualité de l’eau près des
côtes. Une étude menée par SGS Environment, qui est une Division de la
société SGS Laboratory Services Ghana Limited, a été chargée par TGL de
lancer un programme d’échantillonnage de l’eau de mer à proximité des
côtes, afin de fournir des informations de base à propos du plan d’eau
existant à l’intérieur et autour des opérations de TGL en 2012. L’objectif de
cette enquête était de recueillir les données de base sur la qualité de l’eau
près des côtes, à différents endroits le long de la côte du Ghana. Cette étude
a conclu qu’aucun des échantillons d’eau de mer n’a révélé la présence
d’Hydrocarbures totaux au-dessus de la limite de détection (voir annexe 25).
Pratiques de Tullow pour la surveillance des mammifères marins
91.
Tullow a mis en place des protocoles spécifiques et suit les lignes directrices
établies par le Joint Nature Conservation Committee (Comité mixte pour la
conservation de la nature) (Royaume-Uni) afin de minimiser ses impacts sur
la faune et la flore marines, et fait appel à des observateurs de la faune et de
la flore pendant ses activités opérationnelles. Ainsi, pendant une campagne
de collecte de données sismiques 3D menée sur le Gisement Jubilee et aux
alentours en avril/mai 2013, des observateurs des mammifères marins et des
tortues ont été embarqués à bord du Geco Eagle, afin de donner des conseils
pour la mise en œuvre des lignes directrices adoptées par Tullow pour réduire
les effets de ses opérations sismiques dans les eaux du Ghana, afin de
préserver les mammifères marins, les tortues marines, les oiseaux de mer et
les poissons. Les données collectées pendant ces observations ont été
reprises dans différentes études consacrées à la faune et la flore, y compris
un article publié dans le Journal of Mammology (voir annexe 26), et dans le
RPS Energy Marine Mammal Observer Report (annexe 27).
92.
L’EPA et une étude indépendante réalisée par Acorn International ont
enquêté sur les causes potentielles de l’augmentation du nombre de morts
de baleines au Ghana. Bien que les études n’aient pas pu identifier avec
certitude la cause première de ces morts, elles ont constaté que « plusieurs
des baleines mortes avaient ingéré des matières plastiques et autres
déchets, et certaines portaient des traces de chocs avec des bateaux —
deux éléments qui, avec des causes naturelles, peuvent avoir provoqué la
mort » (annexe 28).
93.
Tullow a pris toutes les mesures pratiquement possibles pour réduire ses
impacts potentiels sur les mammifères marins, en appliquant les meilleures
pratiques internationales en matière d’activités d’exploration et de production
35
de pétrole et de gaz. Les investigations plus poussées réalisées par l’EPA du
Ghana et autres n’ont découvert aucune preuve établissant une quelconque
corrélation entre le récent échouage de baleines sur les côtes ghanéennes et
l’accroissement de l’activité pétrolière et gazière dans le Golfe de Guinée.
Conclusions
94.
Tullow et ses co-entrepreneurs sont fiers des succès remportés dans la
découverte, l’évaluation et le développement des projets Jubilee et TEN,
qu’ils ont réalisés conformément aux bonnes pratiques de l’industrie
pétrolière et aux normes internationales. Des découvertes commerciales
significatives ont été réalisées dans les zones de ces deux projets, grâce à
l’expertise technique de Tullow et de ses co-entrepreneurs.
95.
Tullow a été réellement surprise lorsque la Côte d’Ivoire a annoncé, en
septembre 2011, qu’elle revendiquait une partie de la zone couverte par le
bloc DWT et la découverte TEN. Se fondant sur la manière dont la Côte
d’Ivoire et le Ghana avaient tous deux dépeint constamment les limites de
leurs blocs offshore respectifs, depuis de nombreuses années, en menant
des opérations pétrolières qui respectaient ces limites, Tullow a conclu le
contrat DWT 2006, et a opéré dans cette zone, en encourant des coûts
considérables et en réalisant des investissements gigantesques pendant plus
de cinq ans, avant d’être informée de cette revendication.
96.
Ainsi qu’il a été exposé ci-dessus, la mise en œuvre du Plan de
développement TEN approuvé implique l’investissement d’environ
4 milliards de dollars des Etats-Unis (non compris les coûts très substantiels
de location à long terme de l’unité flottante de production, de stockage et de
déchargement (FPSO) par Tullow et ses co-entrepreneurs avant le premier
jaillissement de pétrole, prévu pour mi-2016. La majorité de ces 4 milliards
de dollars des Etats-Unis a déjà fait l’objet d’engagements sous la forme
d’une série de contrats à forfait avec des entrepreneurs de réputation
mondiale implantés dans divers pays du globe, dont environ 2 milliards de
dollars des Etats-Unis ont déjà été dépensés. L’arrêt d’un tel projet en plein
milieu est physiquement très difficile et impossible sans infliger à toutes les
parties concernées d’énormes conséquences financières. Tullow estime que
le coût additionnel qui résulterait d’une suspension des opérations dans la
zone litigieuse serait de l’ordre de 1 à 2 milliards de dollars des Etats-Unis,
sans même tenir compte des incidences financières considérables qu’une
telle décision pourrait avoir sur Tullow, ses co-entrepreneurs et les
entrepreneurs participant au projet.
97.
En matière de protection de l’environnement, Tullow et ses co-entrepreneurs
opèrent selon les plus hautes normes internationales et ont mis en place des
plans solides de protection de l’environnement, qui sont audités par des
36
experts indépendants. Aucun dommage environnemental découlant des
opérations relatives aux projets Jubilee ou TEN n’a été démontré.
98.
Je confirme par les présentes que les informations ci-dessus sont véridiques
et exactes à ma connaissance.
Fait à Londres, Angleterre, le 18 mars 2015
(signé)
Paul McDade
Ghana 8