« Ashtart » à son seuil de rentabilité à l’horizon de 2031

Le champ d’Ashtart, l’un des principaux gisements pétroliers en Tunisie et la deuxième plus grande découverte pétrolière du pays, devrait atteindre son pic de rentabilité en 2031, selon un rapport publié par une plateforme de recherche et de conseil spécialisée dans les marchés de l’énergie basée à Washington.
 Le seuil de rentabilité correspond au niveau, où l’écart entre les recettes de production prévisionnelles et les charges d’exploitation, est à son maximum.
A ce stade, des défis liés à la viabilité de l’exploitation du champ à long terme commencent à se présenter.
Le champ d’Ashtart a été découvert en 1970 à 70 km au large de Sfax dans le Golfe de Gabès, à une profondeur de 219 pieds sous la surface de l’eau. Il est entré en production en 1974, selon les données du ministère de l’Énergie, des mines et des énergies renouvelables.
 Selon les dernières données figurant dans le rapport, la moyenne de production du gisement s’élève à environ 5 000 barils de pétrole par jour, ce qui représente près de 14 % de la production nationale totale.
En 1980, ce gisement, avec celui d’El-Borma, a contribué à hauteur de 70 %, au pic de la production nationale enregistré, durant cette année, soit un niveau avoisinant les 117 000 barils par jour, selon le même rapport.
La gestion du gisement est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société PERENCO Tunisia -Oil and Gas Limited .
En décembre 2018, la société « OMV » a finalisé la cession de sa part de 50 % dans le gisement à la société Perenco.
 S’agissant des défis techniques, la SEREPT a indiqué que le réservoir du champ présente d’importantes anomalies, qui affectent les performances des puits de production. En outre, les hydrocarbures sont sous-saturés avec des pressions variant entre 200 bars (dans la partie Est du réservoir) et 250 bars (dans la partie Ouest du réservoir), et les températures sont à 140 degrés, selon le rapport.
  Le rapport ajoute que la plupart des puits sont à une profondeur pouvant atteindre 3000 mètres et les pressions des tubes très hautes pressions (THP) sont constamment basses variant entre 8-10 bars.
 Ce champ se compose d’un seul réservoir dont l’épaisseur atteint environ 70 mètres. La production du pétrole se fait à l’eau. Le champ est encerclé par des puits d’injection d’eau utilisant l’eau de mer.