Comment la France a défendu les grands projets pétroliers et gaziers en Irak

Plus que l’Iran, l’Irak a une frontière pétrolière (et gazière) relativement sous-développée au Moyen-Orient. Il n’est pas étonnant qu’elle soit au centre du rapport de force entre les États-Unis et leurs alliés d’une part, et la Chine et la Russie (via l’Iran) d’autre part.

Dans toutes ces guerres du Moyen-Orient, impliquant notamment l’Irak et l’Iran, la France a cherché à se voir dans le rôle d’« honnête courtier », pas particulièrement aligné des deux côtés, d’autant plus qu’en témoignent ses efforts pour arrêter l’invasion américaine depuis l’Irak en 2003 et le Traité de non-prolifération nucléaire avec l’Iran en 2018 (‘ ‘) Pour empêcher les États-Unis de se retirer unilatéralement. Sans surprise, Total Energy, premier énergéticien de France, était fortement protégé. Convenir avec l’Irak de réaliser quatre grands projets à travers le pays, tous liés à ses vastes ressources pétrolières et gazières.

D’une manière générale, le don à la France est exceptionnel. Officiellement, l’Irak possède des réserves prouvées de pétrole brut de 145 milliards de barils (17 % du Moyen-Orient, 8 % du monde et la cinquième plus grande de la planète) et près de 132 000 milliards de pieds cubes, selon les chiffres du World Energy. Administration de l’information (EIA) 12 Th est le plus important). Officieusement, les chiffres sont très élevés.

Le ministère irakien du Pétrole a déclaré à plusieurs reprises que les ressources non découvertes du pays s’élevaient à environ 215 milliards de barils, selon une étude complète de 1997 réalisée par Petroleum, une importante compagnie pétrolière et gazière. Même ce chiffre n’inclut pas certaines parties du nord de l’Irak dans la région semi-autonome du Kurdistan administrée par le KRG. Avant les récentes opérations d’exploration dans la région du KRG, plus de la moitié des puits de recherche en Irak ont ​​été forés avant 1962, époque à laquelle les limitations techniques et les bas prix du pétrole fournissaient une définition plus difficile qu’un puits commercialement réussi. Ce sera comme ça aujourd’hui. Sur la base d’une étude et d’un développement préalablement définis des champs pétrolifères dans la région de l’ARK, les réserves prouvées de pétrole ont été initialement placées à environ 4 milliards de barils. Il a ensuite été valorisé à environ 45 milliards de barils par l’ARK, mais il s’agit peut-être d’une estimation très prudente.

L’histoire continue

Le problème logistique majeur dans le sud de l’Irak empêche la production de pétrole brut d’atteindre 7 millions de barils par jour ou des objectifs à court terme ou des objectifs à long terme de 9 millions de b/j et 12 millions de b/j. Public Seawater Supply Project (CSSP), qui fait désormais partie des quatre projets acquis par TotalEnergy. Le projet prélèvera de l’eau de mer du golfe Persique pour traitement, puis la transportera vers des installations de production de pétrole via des pipelines pour améliorer la longévité et le rendement des champs afin de maintenir la pression dans les réservoirs de pétrole. Le projet longtemps retardé de CSSP, qui était initialement utilisé pour fournir au moins cinq champs du sud de Bassora et environ 6 millions de ppj d’eau par province de Mason, a ensuite été construit pour être utilisé dans davantage de champs.

Les secteurs de longue date de Kirkouk et de Rumila – à la fois au début de la production dans les années 1920 et à la fin des années 1950 – ont tous deux produit environ 80 pour cent de la production pétrolière totale de l’Irak – tous deux nécessitent une pression de réservoir constante. À ce stade, environ 5 pour cent du pétrole a été considérablement réduit après le rejet. Rumila, quant à lui, a produit plus de 25 pour cent de son eau OIP avant qu’elle ne soit injectée, car sa principale formation de réservoir (au moins sa partie sud) se connecte à une masse d’eau naturelle beaucoup plus grande, ce qui a aidé à drainer le pétrole du réservoir. .

Bien que la demande en eau pour la plupart des champs pétrolifères irakiens ait diminué entre ces deux événements, la demande d’infiltration des champs pétrolifères dans le sud de l’Irak est élevée, avec des ressources en eau rares. Pour atteindre et maintenir les futurs objectifs de production de pétrole brut de l’Iraq à tout moment, les besoins totaux d’injection d’eau seraient d’environ 2 % du débit moyen total des fleuves Tigre et Euphrate, soit l’équivalent de 6 % de leur débit combiné. Basse saison. Si le blanchiment d’argent peut sembler gérable dans ces conditions, ces ressources en eau doivent satisfaire d’autres secteurs d’utilisation finale, très importants, dont l’agriculture.

Avant le dernier pupille de cet accord pour Total Energies, il n’y avait toujours que deux entreprises avec une réelle chance de faire un excellent travail CSP : la super major américaine ExxonMobil et son homologue chinois China National Petroleum Corporation (CNBC). Cependant, il était clair pour toutes les personnes concernées que la société américaine disposait à elle seule de toute la technologie, de l’équipement et de l’expertise nécessaires pour mener à bien le CSSP dans son intégralité, et que CNBC était impliquée pour diverses raisons géopolitiques et de financement. Début 2018, les négociations sur le CSSP entre le ministère irakien du Pétrole et ExxonMobil ont échoué, ouvrant la voie à CNBC, mais ses progrès à partir de ce point ne sont pas clairs. Comme de nombreux projets pétroliers et gaziers en Irak, il semble La vraie raison de ne pas pouvoir continuer avec ExxonMobil La matrice risque/récompense du programme CSSP était très orientée vers le côté risque, en particulier les risques posés par la corruption locale dans le pays, qui a été souligné à plusieurs reprises. La principale raison des échecs des projets Oilprice.com en Irak.

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L’extraction et le raffinage du gaz naturel associé aux cinq champs pétroliers du sud de l’Irak de West Kourna 2, Majnun, Tuba, Luhais et Radawi — opportunités pour le quatrième grand projet de Total Energies — semblent bien meilleurs que n’importe quelle implication. Du CSSP, cependant. Un autre projet distinct visant à développer davantage Rodavi est le troisième des quatre grands projets attribués à Total Energies.

Initialement, l’Irak avait un besoin économique évident, et maintenant cette vaste ressource de gaz est simplement en train d’être brûlée, ce qui revient à brûler de l’argent. Au lieu de cela, les exportations de gaz pourraient être facilement monétisées ou utilisées pour produire de l’électricité lors de la panne d’électricité à long terme en Irak. Cela signifie également que le pétrole brut précieux ne doit pas être utilisé pour produire de l’électricité et peut être exporté à la place, ce qui contribuera dans une certaine mesure à atténuer la crise monétaire rencontrée après l’investiture du Premier ministre Mustafa al-Qadimi. Malgré son adhésion aux Nations Unies et à la Banque mondiale en 2017, l’Irak reste l’un des pires criminels au monde, après que la Russie a brûlé environ 16 milliards de mètres cubes l’année dernière. Il vise à mettre fin à ce type de combustion de gaz conventionnel d’ici 2030.

Le projet gazier associé devrait produire au moins 300 millions de pieds cubes de gaz stable par jour et doublera après la deuxième phase de développement. L’accord entre l’Irak et Total Energy a été signé le 27 janvier pour développer divers projets d’envergure impliquant Radawi au sud, Diyala à l’est et Anbar au nord-est. Total Energies a déjà une expérience professionnelle dans tout l’Irak, avec une participation de 22,5% dans le champ pétrolier d’Halfia dans la province méridionale de Mizan et une participation de 18% dans le bloc de recherche de Sarsang dans la région semi-autonome du Kurdistan au nord.

Plutôt que de réussir à s’emparer du gaz connexe, il permettra à l’Irak, qui stagne depuis longtemps, de renaître. Projet Nebras Petrochemicals de 11 milliards de dollars US Avec Shell, il pourrait être achevé en cinq ans s’il avance de manière linéaire et pourrait rapporter à l’Irak jusqu’à 100 milliards de dollars de bénéfices au cours de sa période de contrat initiale de 35 ans. Théoriquement, l’approche la plus verte de ses sources d’énergie se retrouve dans le dernier des quatre projets entrepris par la société française, qui est la construction et l’exploitation d’une centrale solaire de 1 000 MW.

Simon Watkins pour Oilprice.com

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