Analyse
OGDCL a informé la Bourse du Pakistan le 9 septembre que le puits Lundali-1, dans le bloc Sukhpur-II au Sindh, avait livré son premier gaz le 6 septembre. Le communiqué indique 10 millions de pieds cubes standard par jour à une pression de tête de puits de 2 000 psi, avec livraison à SSGC. OGDCL détient 30 % des intérêts de travail sans exploiter le bloc.
Cette analyse est arrêtée au 6 octobre 2026. Le débit est une mesure ponctuelle du puits. Le document ne fournit ni série de production, ni tendance de pression du réservoir, ni composition du gaz, ni réserves, ni modalités de vente. Ces lacunes empêchent d’en déduire la récupération ou la valeur à long terme.
Distinguer débit et capacité
Le débit à la pression annoncée prouve que le système mis en service transportait du gaz au moment du communiqué. Il ne mesure pas la capacité du réservoir à alimenter ce débit pendant des mois. Un essai stabilisé compare débit, pressions en écoulement et à l’arrêt, ainsi que durée. Le chiffre publié seul ne remplace donc pas un essai reliant durablement débit et pression.
Contre-pression de surface, réglage de l’étrangleur et limites de traitement peuvent modifier le débit observé. Un débit initial élevé peut aussi décroître si le volume connecté est limité. Le communiqué seul ne permet aucun diagnostic.
Relier le puits à la vente
SSGC est la destination déclarée, sans relevés de compteur, pouvoir calorifique, pertes de traitement ni arrêts. L’énergie vendable diffère du volume à la tête de puits. Les 2 000 psi ne désignent ni pression de réservoir ni spécification du réseau. Sans ces mesures, le volume en tête de puits ne peut pas être converti directement en volume facturé.
La licence Sukhpur-II a pris effet en décembre 2025 alors que le puits avait été foré sous une ancienne coentreprise. Les intérêts actuels sont 30 % OGDCL, 25 % Prime Global Energies exploitant, 30 % Mari Energies et 15 % Turkish Petroleum Overseas. Ils ne donnent pas les recettes nettes après contrats et charges.
Sensibilité hypothétique de disponibilité
À titre illustratif seulement, supposons 10 MMscf/j constants pendant 365 jours. À 100 % de disponibilité, 10 × 365 = 3 650 MMscf, soit 3,65 Bscf bruts. Aux disponibilités hypothétiques de 90 %, 80 % et 70 %, la même formule donne 3,285, 2,920 et 2,555 Bscf. Ce ne sont ni mesures ni prévisions.
À 90 %, la perte par rapport au fonctionnement continu est de 0,365 Bscf avant déclin ou retraitement. Aucun revenu n’est calculé avec un tarif inventé : prix, pouvoir calorifique et coûts ne sont pas publiés. La différence chiffrée ne représente que l’arrêt supposé, avant déclin, combustible des installations et pertes de conditionnement.
Seuil économique
La décision compare les recettes nettes aux coûts de compression, traitement, transport et entretien dans le temps. Essais de production, ventes mensuelles mesurées et tendance de pression réduiraient d’abord l’incertitude. Un déclin ajusté aux premiers jours peut être trompeur pendant le nettoyage et la mise en service. Il faut vérifier si les volumes nets mensuels couvrent les charges fixes; un pic d’un jour ne répond pas à cette question.
Pour les partenaires, il faut savoir si les livraisons nettes régulières justifient installations ou nouveaux forages. Des pointes intermittentes peuvent valoir moins qu’un débit inférieur fiable face aux coûts fixes et obligations de livraison.
Prochaines preuves
Volumes mensuels mesurés, disponibilité, pertes de traitement et pressions répétées en marche et à l’arrêt sépareraient limites du puits et des installations. Une déclaration de réserves nécessite une base technique indépendante.
Si débit et pression restent stables, l’enveloppe de production gagne en crédibilité. Si la pression baisse, les arrêts augmentent ou la qualité limite les ventes, il faudra réviser les attentes. Les deux issues restent ouvertes.