messages : 3192 Inscrit le : 20/05/2012 Localisation : MONTREAL Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mar 8 Mai 2018 - 3:16
Rappel du premier message :
YASSINE a écrit:
Je ne comprend plus rien.... toutes ces petites découverte et rien de concret... http://www.lesiteinfo.com/maroc/sdx-energy-nouvelle-decouverte-de-gaz-maroc/
au Gharb y a juste des petite poche de gaz, le gran potentiel il est en offshore mais malheureusement le rythme d'exploration actuel ne permettra pas de faire des recouvertes
.
_________________
.
"Tu ne sais jamais à quel point tu es fort, jusqu'au jour où être fort reste ta seule option."Bob Marley.
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Sam 31 Déc 2022 - 3:13
en estonie brulé pour l'électricité https://en.wikipedia.org/wiki/Oil_shale_in_Estonia#Electricity_and_heat_generation
mourad27 Modérateur
messages : 8008 Inscrit le : 19/02/2012 Localisation : Kech Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Sam 31 Déc 2022 - 4:34
l'entretient du président de sound energy j'ai fait une traduction en bas
Citation :
Sound demand for Moroccan gas
AIM-listed E&P firm Sound Energy is bullish about the fuel’s future, both domestically and potentially for export The Moroccan upstream is attracting elevated attention after years in the doldrums, particularly on the back of upgrades to the offshore resource at the Anchois gas discovery operated by AIM-listed Chariot Oil & Gas. Israel’s Newmed is the latest E&P firm to get involved in the sector, signing up to a 35pc stake in the Boujdour Atlantique offshore exploration licence in early December.
But there is also interest in Morocco’s onshore, where AIM-listed E&P firm Sound Energy is active. Petroleum Economist spoke to the firm’s executive chairman, Graham Lyon, to find out more.
How much of a gamechanger are the Tendrara discoveries, both for Sound and for the Moroccan upstream generally?
Lyon: In November 2021 gas supplies from Algeria to Morocco and, thereafter, Spain were cut off. This was the largest source of imported piped gas into Morocco and has left Morocco bereft of almost all gas available for power generation. The Gazoduc Maghreb Europe (GME) pipeline carrying Algerian gas to and across Morocco came under Moroccan ownership on 1 November 2021, and gas supply from Algeria ceased the same day. Moroccan state power firm ONEE had two gas-fired power stations reliant on these Algerian imports. These power stations remain idle most of the time.
”Gas is central to Morocco’s energy needs and growth strategy” Lyon, Sound Sound’s discovered gas resource is 120km from the GME line and so can be readily developed and connected to it to provide the gas to return the power stations to active duty. Presently, some 800MW of power is unavailable to Morocco from these idle power stations.
Domestic, locally sourced gas not only provides for energy security but also creates wealth for Morocco through the state’s 25pc share—managed by NOC ONHYM, which is a supportive partner—and the ancillary benefits of employment, investment and revenue generation. Delivering Sound’s gas discovery is indeed a gamechanger in Morocco.
Morocco is well advanced in its energy transition plan, with considerable renewable energy but still heavily reliant on coal-fired power. Gas is the transition fuel of choice, able to react quickly to demand peaks in power generation. Gas is central to Morocco’s energy needs and growth strategy. Therefore, the Tendrara development can play a large part in achieving Morocco’s ambitions.
The combined production from the micro-LNG (mLNG) phase 1 and pipeline phase 2 at Tendrara is relatively small—c.1.1mn m³/d. Is this a resource constraint or a customer restraint?
Lyon: The onshore gas discovery lends itself to a phased development targeting different markets. Two projects are under way, the first is the mLNG project supplying the substantial industrial market with gas. The second, currently awaiting FID, is the pipeline development providing gas to the power market.
Sound’s contracted gas sales agreements are both under ten-year take-or-pay conditions and supply the different markets. LNG totalling 100mn m³/yr (0.27mn m³/d) will be provided to the industrial market, supported by Afriquia Gaz, a prominent local fuel distributor. The mLNG project is Sound’s first fully funded development project. It is well underway, targeting continuous LNG sales from Q1 2024.
ONEE will buy 300mn m³/yr (0.82mn m³/d) under another ten-year take-or-pay contract for generation at its power stations located on the GME pipeline. This project has debt finance support from local bank Attijariwafa, and Sound is identifying sources for the remaining funding. FID is planned for 2023.
The combined c.1.1mn m³/d over ten years is approximately equivalent to the certified 1C resource. The discovered resource 2C mid-case is substantially larger, at 377bn ft³, 100pc greater than the 1C resource. So the project is not resource-constrained, nor market-constrained. Finance tends to work only on 1C volumes, so once the pipeline project is financed—and pipeline capacity will exceed the current sales volume—further sales can be undertaken.
There is much potential within the 2C certified resource base for further sales, and numerous buyers are enquiring. Presently, both ten-year take-or-pay contracts were formulated with gas price caps and collars, protecting the downside to guarantee developers and financiers a sensible return but also capping the upside in exchange.
It is worth noting that the cap was set higher than European gas prices before the Ukraine-Russia war. Having further uncontracted gas available gives Sound access to full gas price upside, and Morocco is well attuned to paying the market price for its energy.
What is the potential around further exploration at Grand Tendrara, Anoual and Sidi Moktar?
Lyon: There is significant identified potential in both the Grand Tendrara and Anoual exploration licences. This is confirmed by extensive geological and geophysical work.
120km — Tendrara proximity to the GME pipeline More than 20tn ft³ (566bn m³) has been prognosticated, some of which includes discovered gas resource on block from previous operators’ wells, not part of Tendrara Horst. At the time of those discoveries, development opportunities such as mLNG or the availability of a GME tie-in were not considered, so these have remained undeveloped.
The pipeline will unlock infrastructure in the area to develop any commercial discovery more rapidly and so encourage further exploration activity in the east of the country.
At Sidi Moktar, the licence is less mature and requires geophysical evaluation before any quantification of prospectivity can be made.
And what are the demand options for additional reserves, both domestically and internationally? Are there any concerns over limited long-term appetite for gas, particularly in Europe?
Lyon: There are no demand restrictions at present in Morocco for gas; in fact, it is quite the opposite. Gas is a central part of the country’s energy transition plan, with demand for gas and further gas-fired power required to sustain Morocco’s growth rate. Morocco’s gas-fired power needs are planned to double by 2030, to 1.6bn m³/yr, and presently there is almost no domestic gas production. Imported LPG accounts for c.2bn m³/yr. Locally produced gas as a substitute reduces carbon footprint and is more cost-effective for end-users.
The Tendrara development is the largest onshore discovery in Morocco and is in great demand from multiple industrial and state-controlled buyers. The key is to get the infrastructure in place to move the gas from the less-populated east of country to the demand hubs on the Atlantic coast. Sound’s spur pipeline to tie into the GME will become a critical part of Moroccan gas infrastructure.
Demand in Europe is well-understood and is set to increase as countries switch to diversified and secure sources rather than Russia. Tendrara infrastructure will be connected to Europe—however, presently, the sensible recognition by Morocco to pay market prices for gas will ensure its needs are fulfilled first before any excess gas is sold into Europe. Will Sound’s focus remain the onshore, or does it have any ambitions to explore offshore?
Lyon: Presently, we have enough activity onshore Morocco to keep us busy for several years. Corporate development will likely focus on transition energies, and so we may venture into other growth areas such as renewables. But at present our focus is fully on developing gas at Tendrara and delivering gas to the Moroccan market.
How do Morocco’s fiscal terms and political appetite for hydrocarbons exploration compare globally?
Lyon: The simple answer is favourably financially and politically, although technically there are challenges. Morocco is not a well-known hydrocarbons province. As such, to attract investors to take considerable risk to explore, appraise and develop projects the fiscal terms need to be attractive.
The model is a tax-and-royalty concession agreement and petroleum agreements under the Hydrocarbon Code. This provides for a 5pc royalty to the state. A ten-year tax holiday is awarded to concession holders, as are VAT exemption rights. This allows investors who spend considerable time and money exploring to recoup investments and make a sensible financial return from their efforts.
The political stability and rule of law in Morocco makes it one of the more readily investable countries in Africa, but our ongoing discussions with the Moroccan authorities regarding an unexpected—and we believe incorrect—tax charge reinforce the importance of fiscal stability. The challenge in Morocco is focused more on technical risk. At Sound, we believe we have unlocked the Tendrara basin through detailed exploration activity and application of modern well technology to develop the substantial gas resource.
Sound Energy, société d'exploration et de production cotée à l'AIM, est optimiste quant à l'avenir du carburant, à la fois sur le marché intérieur et potentiellement à l'exportation L'amont marocain fait l'objet d'une attention particulière après des années de marasme, notamment en raison de la mise à niveau de la ressource offshore de la découverte de gaz d'Anchois opérée par Chariot Oil & Gas, société cotée à l'AIM. L'israélien Newmed est la dernière société E&P à s'être impliquée dans le secteur, en signant début décembre une participation de 35% dans le permis d'exploration offshore de Boujdour Atlantique.
Mais il existe également un intérêt pour l'onshore marocain, où la société E&P Sound Energy, cotée à l'AIM, est active. Petroleum Economist s'est entretenu avec le président exécutif de la société, Graham Lyon, pour en savoir plus.
Dans quelle mesure les découvertes de Tendrara changent-elles la donne, tant pour sound que pour l'amont marocain en général ?
Lyon : en novembre 2021, l'approvisionnement en gaz de l'Algérie vers le Maroc, puis vers l'Espagne, a été interrompu. Il s'agissait de la plus grande source de gaz canalisé importé au Maroc et a laissé le Maroc privé de presque tout le gaz disponible pour la production d'électricité. Le gazoduc Gazoduc Maghreb Europe (GME) transportant du gaz algérien vers et à travers le Maroc est passé sous propriété marocaine le 1er novembre 2021, et l'approvisionnement en gaz depuis l'Algérie a cessé le même jour. L'entreprise publique marocaine d'électricité ONEE possédait deux centrales électriques au gaz qui dépendaient de ces importations algériennes. Ces centrales électriques restent inutilisées la plupart du temps.
"Le gaz est au cœur des besoins énergétiques et de la stratégie de croissance du Maroc" Lyon, Sound La ressource gazière découverte de Sound se trouve à 120 km de la ligne GME et peut donc être facilement développée et connectée à celle-ci pour fournir le gaz nécessaire au retour des centrales électriques en service actif. Actuellement, quelque 800 MW d'électricité ne sont pas disponibles au Maroc à partir de ces centrales électriques inactives.
Le gaz domestique d'origine locale assure non seulement la sécurité énergétique, mais crée également de la richesse pour le Maroc grâce à la part de 25% de l'État - gérée par NOC ONHYM, qui est un partenaire de soutien - et les avantages accessoires de l'emploi, de l'investissement et de la génération de revenus. La découverte et la livraison du gaz Sound change en effet la donne au Maroc.
Le Maroc est bien avancé dans son plan de transition énergétique, avec des énergies renouvelables considérables mais toujours fortement dépendant du charbon. Le gaz est le combustible de transition par excellence, capable de réagir rapidement aux pics de demande de production d'électricité. Le gaz est au cœur des besoins énergétiques et de la stratégie de croissance du Maroc. Par conséquent, le développement de Tendrara peut jouer un grand rôle dans la réalisation des ambitions du Maroc.
La production combinée de la phase 1 du micro-GNL (mLNG) et de la phase 2 du pipeline à Tendrara est relativement faible : environ 1,1 million de m³/j. S'agit-il d'une contrainte de ressources ou d'une contrainte de clientèle ?
Lyon : La découverte de gaz à terre se prête à un développement progressif ciblant différents marchés. Deux projets sont en cours, le premier est le projet mLNG qui approvisionne en gaz l'important marché industriel. Le second, actuellement en attente de FID, est le développement du gazoduc fournissant du gaz au marché de l'électricité.
Les contrats de vente de gaz de Sound sont tous deux soumis à des conditions d'achat ferme de dix ans et approvisionnent les différents marchés. Du GNL totalisant 100 millions de m³/an (0,27 million de m³/j) sera fourni au marché industriel, soutenu par Afriquia Gaz, un important distributeur local de carburant. Le projet mLNG est le premier projet de développement entièrement financé de Sound. Il est bien engagé et vise la continuité des ventes de GNL à partir du T1 2024.
L'ONEE achètera 300 millions de m³/an (0,82 million de m³/j) dans le cadre d'un autre contrat d'achat ferme de dix ans pour la production de ses centrales électriques situées sur le gazoduc GME. Ce projet bénéficie d'un financement par emprunt de la banque locale Attijariwafa, et Sound identifie des sources pour le financement restant. Le FID est prévu pour 2023.
La ressource combinée d'environ 1,1 million de m³/j sur dix ans équivaut approximativement à la ressource certifiée 1C. La ressource découverte 2C à mi-parcours est nettement plus grande, à 377 milliards de pieds³, 100% supérieure à la ressource 1C. Ainsi, le projet n'est pas limité par les ressources, ni par le marché. Le financement a tendance à ne fonctionner que sur des volumes 1C, donc une fois que le projet de pipeline est financé - et que la capacité du pipeline dépassera le volume de ventes actuel - d'autres ventes peuvent être entreprises.
Il y a beaucoup de potentiel dans la base de ressources certifiées 2C pour de nouvelles ventes, et de nombreux acheteurs se renseignent. Actuellement, les deux contrats de prise ou de paiement de dix ans ont été formulés avec des plafonds et des colliers de prix du gaz, protégeant la baisse pour garantir aux développeurs et aux financiers un rendement raisonnable, mais également plafonnant la hausse en échange.
Il convient de noter que le plafond a été fixé plus haut que les prix du gaz européens avant la guerre Ukraine-Russie. La disponibilité supplémentaire de gaz non contractuel donne à Sound un accès à la hausse complète du prix du gaz, et le Maroc est bien disposé à payer le prix du marché pour son énergie.
Quel est le potentiel autour d'une exploration plus poussée à Grand Tendrara, Anoual et Sidi Moktar ?
Lyon : Il existe un important potentiel identifié sur les permis d'exploration Grand Tendrara et Anoual. Ceci est confirmé par d'importants travaux géologiques et géophysiques.
120 km — Tendrara à proximité du gazoduc GME Plus de 20 tn pi³ (566 milliards de m³) ont été pronostiqués, dont certains comprennent des ressources de gaz découvertes sur le bloc des puits des opérateurs précédents, ne faisant pas partie de Tendrara Horst. Au moment de ces découvertes, les opportunités de développement telles que le mLNG ou la disponibilité d'un lien GME n'étaient pas envisagées, elles sont donc restées sous-développées.
Le pipeline débloquera des infrastructures dans la région pour développer plus rapidement toute découverte commerciale et encourager ainsi de nouvelles activités d'exploration dans l'est du pays.
A Sidi Moktar, le permis est moins mature et nécessite une évaluation géophysique avant toute quantification de prospectivité.
Et quelles sont les options de demande de réserves supplémentaires, tant au niveau national qu'international ? Y a-t-il des inquiétudes quant à l'appétit limité à long terme pour le gaz, en particulier en Europe ?
Lyon : Il n'y a pas actuellement de restriction de la demande au Maroc pour le gaz ; en fait, c'est tout le contraire. Le gaz est un élément central du plan de transition énergétique du pays, avec une demande de gaz et une électricité supplémentaire au gaz nécessaires pour soutenir le taux de croissance du Maroc. Les besoins en électricité au gaz du Maroc devraient doubler d'ici 2030, pour atteindre 1,6 milliard de m³/an, et actuellement il n'y a presque pas de production nationale de gaz. Le GPL importé représente environ 2 milliards de m³/an. Le gaz produit localement en tant que substitut réduit l'empreinte carbone et est plus rentable pour les utilisateurs finaux.
Le développement de Tendrara est la plus grande découverte onshore au Maroc et est très demandé par de multiples acheteurs industriels et contrôlés par l'État. La clé est de mettre en place l'infrastructure nécessaire pour acheminer le gaz de l'est du pays, moins peuplé, vers les centres de demande sur la côte atlantique. Le pipeline d'embranchement de Sound pour se connecter au GME deviendra un élément essentiel de l'infrastructure gazière marocaine.
La demande en Europe est bien comprise et devrait augmenter à mesure que les pays se tournent vers des sources diversifiées et sûres plutôt que vers la Russie. L'infrastructure de Tendrara sera connectée à l'Europe. Cependant, à l'heure actuelle, la reconnaissance sensée par le Maroc de payer les prix du marché pour le gaz garantira que ses besoins seront satisfaits avant que tout excédent de gaz ne soit vendu en Europe.
L'objectif de Sound restera-t-il l'onshore, ou a-t-il des ambitions d'exploration offshore ?
Lyon : Actuellement, nous avons suffisamment d'activité à terre au Maroc pour nous occuper pendant plusieurs années. Le développement des entreprises se concentrera probablement sur les énergies de transition, et nous pourrons donc nous aventurer dans d'autres domaines de croissance tels que les énergies renouvelables. Mais à l'heure actuelle, nous nous concentrons entièrement sur le développement du gaz à Tendrara et la livraison de gaz sur le marché marocain.
Comment les conditions fiscales et l'appétit politique du Maroc pour l'exploration des hydrocarbures se comparent-ils à l'échelle mondiale ?
Lyon : La réponse simple est favorable financièrement et politiquement, même si techniquement il y a des défis. Le Maroc n'est pas une province d'hydrocarbures bien connue. Ainsi, pour inciter les investisseurs à prendre des risques considérables pour explorer, évaluer et développer des projets, les conditions fiscales doivent être attractives.
Le modèle est un accord de concession fiscale et de redevances et des accords pétroliers dans le cadre du Code des hydrocarbures. Cela prévoit une redevance de 5 pc à l'État. Une trêve fiscale de dix ans est accordée aux concessionnaires, ainsi que des droits d'exonération de TVA. Cela permet aux investisseurs qui consacrent beaucoup de temps et d'argent à l'exploration de récupérer leurs investissements et de tirer un bon retour financier de leurs efforts.
La stabilité politique et l'État de droit au Maroc en font l'un des pays les plus facilement investissables en Afrique, mais nos discussions en cours avec les autorités marocaines concernant une charge fiscale inattendue - et que nous pensons incorrecte - renforcent l'importance de la stabilité budgétaire. Le défi au Maroc est davantage axé sur le risque technique. Chez Sound, nous pensons avoir déverrouillé le bassin de Tendrara grâce à une activité d'exploration détaillée et à l'application d'une technologie de puits moderne pour développer l'importante ressource de gaz
_________________
Citation :
"je veux pour le Maroc de dirigeants intelligeants , une jeunesse intelligente, apte a saisir les occasions a comprendre le siècle ou elle vie, a ne pas vivre a l'ombre du politisme, mais guidée par le perfectionnisme et surtout pas la réalisation et le réalisme " Hassan II 1996
_________________ Le courage croît en osant et la peur en hésitant.
simplet aime ce message
Socket-error General de Division
messages : 6782 Inscrit le : 03/04/2016 Localisation : ... Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Jeu 19 Jan 2023 - 4:05
Westwood Global Energy Group prévoit que le forage d'ENI et Qatar Petroleum à Tarfaya sera l'un des plus impactants forage cette année dans le monde parmi 75 autres !
Genel avait trouvé du petrole de bonne quallité en 2014 mais pas en quantite commerciale. Esperons qu avec les etudes 3D ils tomberont sur un bon gisement
Socket-error General de Division
messages : 6782 Inscrit le : 03/04/2016 Localisation : ... Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Jeu 2 Mar 2023 - 8:23
_________________ Le courage croît en osant et la peur en hésitant.
simplet et sraboutibada aiment ce message
Neox Commandant
messages : 1048 Inscrit le : 15/01/2023 Localisation : Europa Nationalité :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mer 15 Mar 2023 - 9:17
Financement de la phase 2 Tendrara: Sound Energy fournit une mise à jour du projet
Citation :
La société de transition énergétique Sound Energy a annoncé ce lundi, des mises à jour quant au financement et développement de la phase 2 du développement de son projet à Tendrara, apprend-on d'un communiqué.
Attijariwafa bank (AWB) et Sound Energy sont maintenant passées à « une structuration financière plus détaillée du financement proposé, en particulier en ce qui concerne la fiscalité », fait-on savoir.
Les parties ont par ailleurs conclu un autre amendement au mandat initial, afin de prolonger la date à laquelle les parties vont négocier des conditions contraignantes pour le financement, jusqu'au 28 avril prochain. Jusqu'à présent, le délai de négociations avec AWB a été prolongé deux fois.
Sound Energy veut construire une micro-usine de gaz naturel liquéfié (GNL) pour exploiter le développement du puits TE-5 situé sur la concession de Tendrara. Elle avait conclu, en juin dernier, un accord avec AWB pour le financement par emprunt du développement de la concession de production de gaz Tendrara, d'une durée maximale de 12 ans et d'un montant maximum de 2,25 milliards de dirhams (MMDH), ce qui permettra le financement partiel du coût de développement de la phase 2 de Tendrara actuellement estimé à 3 MMDH.
Selon les termes du mandat, les parties ont convenu de chercher à négocier des conditions contraignantes pour le financement avant décembre dernier. Elles ont également conclu un nouvel amendement au mandat initial afin de prolonger la date à laquelle elles chercheront à négocier des conditions contraignantes pour le Financement, dont l'échéance était prévue pour ce mardi.
« Les batailles de la vie ne sont pas gagnées par les plus forts, ni par les plus rapides, mais par ceux qui n'abandonnent jamais. »
(Hassan II).
marques General de Brigade
messages : 3971 Inscrit le : 05/11/2007 Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mer 22 Mar 2023 - 4:51
Eni has hired Vantage Drilling’s ‘Topaz Driller’ jackup rig for August-October 2023 to drill a wildcat on its Tarfaya Offshore Shallow acreage off the southern coast of Morocco south of Agadir and just north of the Western Sahara. Eni (45%op) is partnered by QatarEnergy (30%) as well as Moroccan state firm ONHYM (25%).
messages : 1048 Inscrit le : 15/01/2023 Localisation : Europa Nationalité :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mar 4 Avr 2023 - 11:20
Le Britannique Predator enrôle le Marocain Skayavers pour ses besoins de forage
Citation :
Predator Oil & Gas Holdings Plc a annoncé que Predator Gas Ventures Morocco Branch (PVMB) a attribué à la société marocaine Skayavers Sarl le contrat pour la construction de la plate-forme de forage MOU-3 et l'amélioration des routes d'accès.
La finalisation des exigences en matière d'autorisations et d'études est attendue sous peu. Les travaux de génie civil devraient commencer au plus tard le 10 avril 2023 afin de faciliter le démarrage des activités de forage avant la fin du mois de mai.
Le calendrier exact du début des opérations de forage dépend des temps utiles pour l'arrivée de tous les éléments de puits à long délai de livraison en provenance d'un certain nombre de sites internationaux différents. Au fur et à mesure que ces délais seront définis, le calendrier de forage pourra être modifié en conséquence. PVMB confirme qu'elle est parvenue à se procurer et à commander pour livraison les éléments les plus critiques à long délai de livraison sur un marché international très compétitif et difficile à l'heure actuelle en raison des déficiences de la chaîne d'approvisionnement.
Une mise à jour du programme d'essais MOU-1 sera fournie en temps utile et devrait être exécutée en avril. Il sera programmé en même temps que la planification préalable au forage du puits MOU-3, qui est la priorité actuelle afin de permettre au puits de commencer à forer le plus tôt possible.
Les exigences matérielles et logistiques d'une éventuelle réactivation du puits MOU-2 de Guercif qui est toujours suspendu, sont en cours d'évaluation, mais il n'est pas prévu qu'une telle opération soit exécutée avant l'achèvement du forage sur le site MOU-3.
« Il s'agit d'une période d'activité opérationnelle au Maroc extrêmement chargée pour la société au cours des deux ou trois prochains mois, qui doit être gérée et programmée avec soin pour garantir une exécution efficace et rentable », a déclaré Paul Griffiths, président exécutif du conseil d'administration.
Rappelons que la société britannique avait signé en mars 2019, l’accord du permis de Guercif avec l’Office National des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM) pour une période d’exploration initiale de 30 mois.
La société a, par la suite, mobilisé près de 42 millions de dirhams pour compléter et tester les puits MOU-2 et MOU-1.
La société britannique a par ailleurs proposé d'émettre et d'admettre 45 millions d'actions, entièrement dédiées au forage à « fort impact et à haute rentabilité », afin de cibler le puits MOU-1 de Moulouya.
Fin octobre dernier, Predator Oil & Gas a annoncé la signature d’un contrat avec Star Valley Drilling Ltd, pour l’utilisation de son Rig 101 pour le forage du puits MOU-2.
Lien de l'article
_________________
« Les batailles de la vie ne sont pas gagnées par les plus forts, ni par les plus rapides, mais par ceux qui n'abandonnent jamais. »
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mer 12 Avr 2023 - 8:15
La nouvelle centrale Al Wahda de l'ONEE fonctionnera avec le gaz naturel, provenant du Gazoduc Maghreb-Europe comme combustible principal, et le gasoil comme combustible de secours. Le marché de construction et de maintenance à 5,8 milliards de dirhams vient d'être mis en jeu. Les détails Au site d'Al Wahda, la branche électricité de l'Office national de l'électricité et de l'eau (ONEE) vient de mettre en jeu le marché de réalisation clé-en-main de deux unités turbines à gaz, fonctionnant au gaz naturel comme combustible principal et le gasoil comme combustible de secours, apprend-on. Le marché porte la conception, l'approvisionnement, la construction, le montage, les essais et la mise en service de la centrale en question. D'après des sources consultées par Le Desk, l'estimation des coûts de prestations a été fixée à 5,89 milliards de dirhams (MMDH), dont 5,26 MMDH iront à la construction et 536 millions de dirhams (MDH) pour la maintenance longue durée courant les cinq premières années d'exploitation. Pour la centrale en question, l'ONEE souligne la possibilité de sa conversion en cycle dans le futur, soit en configuration 2x(1+1), soit en (2+1). D'après les éléments à notre disposition, les turbines à gaz seront dotées d'une puissance maximale de 450 MW, 10 % chacune. « Les turbines à gaz de la nouvelle centrale OCGT d'AI Wahda seront de type dual fuel. Cette configuration permettra à la centrale de fonctionner à la fois avec le gaz naturel comme combustible principal et le gasoil comme combustible de secours. Le recours au combustible de secours n'aura lieu qu'en cas de rupture d'approvisionnement du gaz naturel, pour des considérations de sécurité du réseau national et pour des heures de marche très limitées », étaye-t-on du côté de l'ONEE. « La puissance maximale nette au gasail ne doit pas être en dessous de 80 % de la puissance maximale nette au gaz naturel », insiste-t-on. La même source fait savoir par ailleurs que « le passage d'un combustible à l'autre se fait en douceur sans changement de charge ou de fréquence. Il s'opère automatiquement sans initiation manuelle, à toute charge, et ce quel que soit le sens du passage », ajoutant que « si la turbine à gaz est munie de plusieurs brûleurs, le Constructeur veillera à ce qu'une répartition uniforme de chacun des deux combustibles dans chaque brûleur soit réalisée ». Parmi les conditions émises pour le futur constructeur qui sera aussi exploitant, est que chaque turbine à gaz doit être capable de démarrer automatiquement et de façon autonome, aussi rapidement que possible. « Les gaines de fumées de sortie turbines doivent être conçues de façon à permettre leur raccordement ultérieur aux chaudières de récupération lors de la transformation en cycle combiné », peut-on lire. « Les nouveaux groupes de Turbines à Gaz seront capables de produire leur puissance maximale continue sans limitation de durée, avec une disponibilité maximum d'autre part, ils peuvent faire l'objet de rapides variations de charge et des démarrages et arrêts fréquents sans subir une dégradation du matériel et des équipements autre que l'usure normale. Les conditions de fonctionnement et notamment le nombre de démarrages sera prévu, au moins, pour 20 ans de durée de vie théorique des deux groupes », avance-t-on. Le gaz naturel proviendra du Gazoduc Maghreb-Europe S'agissant de l'approvisionnement, on précise que « le gaz naturel sera approvisionné via le Gazoduc Maghreb Europe (GME) jusqu'à la station M18 sur laquelle se raccordera la bretelle de gaz de la centrale. Cette bretelle de gaz reliant la station M18 à l'entrée des deux turbines, d'une longueur d'environ 0.4 km, fera partie intégrante du Projet et sera réalisée par le Contractant ». « L'énergie produite par la Centrale sera évacuée vers le réseau électrique national via des lignes 400 kV construites à cet effet par l'ONEE-BE, tandis que le nouveau poste 400 kV sera réalisé par le Contractant », explique l'ONEE. On apprend également que « chacune des deux turbines à gaz devra pouvoir être manuellement et automatiquement synchronisée et couplée à un niveau de puissance déterminé par l'ONEE-BE. Un système de télécommunication, télésignalisation et de téléréglage compatible avec le dispatching sera installé par le Contractant. La centrale sera capable de fournir les puissances actives et réactives dans le domaine de fonctionnement autorisé par les alternateurs ». Pour ce qui concerne la durée des travaux et du marché, l'ONEE souligne que durant 22 mois, on devra livrer et mettre en service la première unité, ses auxiliaires propres comme les auxiliaires communs de la centrale. Durant le délai global, fixé à 25 mois, il est attendu qu'on livre et mette en service la 2ème unité et ses propres auxiliaires. a écrit:
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Mer 31 Mai 2023 - 14:48
Selon une source autorisée, les travaux de gros-œuvre de l’usine de liquéfaction de gaz naturel dans la concession de Tendrara réservée aux clients de son partenaire Afriquia sont bien avancés. "Initiés en février 2022, les travaux de construction de l’usine sont presque terminés. La phase suivante consistera à l’équiper avec les machines nécessaires pour être en mesure de liquéfier le gaz brut qui sera extrait du puits TE-5", explique notre source. La livraison des machines commandées en Europe et en Asie est "prévue pour le dernier trimestre 2023". "Les premiers tests se feront donc en novembre ou décembre de l'année courante au plus tard", ajoute notre source. "La mise en service devrait donc démarrer en janvier 2024, avec les premiers camions citernes qui pourront livrer les clients d’Afriquia sur le territoire marocain", conclut-elle, rappelant que l’investissement nécessaire sur dix ans sera de 127 millions de dollars. a écrit:
Sujet: ???? Tweet: The potential gas reserves of a single well in Guercif (MOU-3) could meet Morocco's gas needs for approximately 9 years. Jeu 15 Juin 2023 - 20:45
Tweet: The potential gas reserves of a single well in Guercif (MOU-3) could meet Morocco's gas needs for approximately 9 years.
"je veux pour le Maroc de dirigeants intelligeants , une jeunesse intelligente, apte a saisir les occasions a comprendre le siècle ou elle vie, a ne pas vivre a l'ombre du politisme, mais guidée par le perfectionnisme et surtout pas la réalisation et le réalisme " Hassan II 1996
Fahed64 Administrateur
messages : 25545 Inscrit le : 31/03/2008 Localisation : Pau-Marrakech Nationalité : Médailles de mérite :
Sujet: Re: Maroc exploration du Gaz/pétrole lourd Ven 14 Juil 2023 - 12:16
Mar 8 Mai 2018 - 3:16
Tweet: The potential gas reserves of a single well in Guercif (MOU-3) could meet Morocco's gas needs for approximately 9 years.
