SOMMAIRE – Mars 2014 n°440 Il vous suffit d’appuyer sur la touche Ctrl et de positionner le curseur sur le cahier ou la rubrique qui vous intéresse, de cliquer et vous y serez directement dirigé(e) Lancement de l’enquête parapétrolière 3 Vie de l’Association Carnet de route Normalisation Gep Apac 5 6 10 13 Evénements Conférences scientifiques et techniques Clubs Conférences de nos partenaires 14 14 16 17 Expositions 20 Nouvelles Industrielles De nos adhérents Entreprises Monde 30 31 38 41 AFRIQUE .................................................................................. 42 MOYEN ORIENT ......................................................................... 48 AMERIQUES .............................................................................. 57 EUROPE .................................................................................... 59 ASIE ........................................................................................ 67 Nominations 68 Formation 68 2 Editorial Lancement de « l’enquête parapétrolière » 2013-2014 Le GEP-AFTP s’apprête à renouveler son enquête annuelle sur l’activité du secteur parapétrolier et paragazier en France. Dans le cas d’une industrie où les services proposés particulièrement variés, la connaissance des réalisations et des attentes, ainsi que l’évolution de l’ensemble est un outil de premier ordre pour mieux en assurer la promotion. Les premières enquêtes de ce type ont été réalisées à la fin des années 90 par l’IFP (devenu IFPEN) à la demande des pouvoirs publics. Interrompue en 2010, elles ont été ensuite relancées par le GEP-AFTP qui souhaitait disposer de données actualisées pour étayer ses actions de communication. Il est en effet important de pouvoir présenter des chiffres et des tendances à jour à l’ensemble de la profession, à l’administration mais aussi aux interlocuteurs étrangers. Les résultats individuels de l’enquête, qui restent bien sûr confidentiels, sont compilés et analysés afin d’en dégager les tendances, soit par grands secteurs de services, soit par taille du chiffre d’affaires parapétrolier. Divisé en trois parties, le formulaire s’attache en premier à qualifier l’entreprise en termes de localisation, de types de services et de poids économique, puis ensuite à en évaluer le niveau de recrutement, l’activité de R&D et les zones géographiques où elle pense pouvoir progresser. La dernière partie est centrée sur l’expression de besoins auxquels le GEP-AFTP pourrait répondre. A la lumière des enseignements de l’enquête précédente, le nouveau questionnaire a été complété sur certains points : un champ d’activité parapétrolières et paragazières plus étendu et plus précis ; l’existence d’établissements secondaires (usines, laboratoires, centre d’essais..) ; une activité significative avec d’autres secteurs industriels. L’effort de recrutement et de R&D a été également mieux défini. Non limité aux 240 entreprises ou organismes membres du GEP-AFTP, le nombre de sociétés ciblées par l’enquête est de l’ordre de 500. Ce chiffre est significativement plus important que les 400 de l’année précédente. Cela est dû à un travail de compilation et validation certes fastidieux mais incontournable dans le cas de l’industrie parapétrolière aux services si diversifiés. En effet, à l’expérience, les différents codes officiels, NAF et autres, s’avèrent d’une 3 efficacité toute relative dès lors qu’il s’agit de vérifier une relation réelle avec les opérateurs ou les grands ensembliers du pétrole et du gaz. Sur cette nouvelle base, il est donc possible d’espérer un nombre plus important de réponses provenant d’entreprises de toutes tailles et représentatives d’un plus large spectre de services. Nous comptons aussi sur votre coopération pour affiner au plus près ces statistiques. Thierry Rouaud Etudes et Statistiques GEP-AFTP [email protected] On peut rappeler ici les résultats globaux de la précédente enquête : Sur un plan général - 35 milliards d’euros : Estimation du chiffre d’affaires généré depuis la France en 2012, - 60 000 personnes : Estimation du nombre d’emplois du secteur français, - Une part du chiffre d’affaires offshore et subsea de l’ordre de 40%, - Une trentaine de grandes entreprises produisant plus de 80% du chiffre d’affaires global, le reste venant de plusieurs centaines de PME-PMI spécialisées et innovantes, - Une implantation régionale adaptée aux structures et aux besoins des opérateurs énergétiques, - Plus de 70 pays où l’industrie parapétrolière et paragazière française est présente au travers d’une structure locale. Parmi les entreprises qui ont répondu et qui représentaient un total de 57% des 35 milliards d’euros cités plus haut : 76% envisageait un CA total à la hausse en 2013, 94% envisageait un CA à l’exportation à la hausse en 2013, 68% avaient recruté en CDD ou CDI en 2012 un total de plus de 2000 personnes, 27% avaient consacré plus d 5% de leur CA à la R&D en 2012, 50% étaient actives dans le domaine des énergies renouvelables, 4 Nouvelles du groupement Vie de l’Association Nos rendez-vous 2014 à noter dans vos agendas Cocktail GEP AFTP au Pré Catelan le 2 juillet Les prix 2014 Appel à candidature Remise des prix en septembre 2014 Journées Annuelles des Hydrocarbures 2014 : 8 et 9 Octobre 2014 au Palais des Congrès Porte Maillot. Si vous désirez devenir sponsor de ces journées contactez : Sylvie Le Brun [email protected] 5 Carnet de route Eurasia gas new game changers », 25 et 26 février 2014 – Abu Dhabi Une vingtaine d’experts (liste en PJ) ont présenté au cours des deux journées « Eurasia gas new game changers », des exposés clés qui illustrent fort bien le sujet et permettent une bonne compréhension de la question. Environ 50 personnes participaient à cet évènement. L’intérêt de ces journées vient, certes, de la qualité de la plupart des exposés, mais aussi de la très grande variété d’origine des présentateurs. Voici quelques phrases ou idées clés classiques ou nouvelles qui ont été glanées et qui devraient mettre en appétit les lecteurs de la Revue des Entreprises de notre groupement : Les grands producteurs d’Eurasie et aussi du « Golfe » considèrent que le GRAND marché-acheteur est la Chine, l’Indonésie et l’Inde, assortis de caractéristiques différentes, Les Turkmènes pratiquent la politique de « livraison de leur gaz, à leur frontière ». Ils ne s’impliqueront jamais (avec l’actuel président) dans un projet « international » qui les lierait à un ou plusieurs pays tiers, Le projet TAPI est plus un thème de travail qu’un projet industriel, Le positionnement relatif des sociétés Gazprom, Rosneft et Novatek n’est pas le fruit d’une concurrence commerciale ou d’une cartellisation des exportations, il est strictement harmonisé par le Kremlin, L’Iran a un gros besoin de capitaux pour « produire » à un haut niveau, digne d’une activité internationale, La caractéristique majeure de la chaine gazière reste le cout du transport, Aujourd’hui le gaz le moins cher mis sur le marché est Iranien, Le statut de la mer Caspienne reste un éternel débat diplomatique ; des accords bilatéraux palie le manque d’accord global ; enfin la nécessité de construire un système de «partage » entre les cinq pays limitrophes est battue en brèche par l’existence ou la construction de routes alternatives (nord ou sud). Etc. 6 En outre nous sommes prêts à répondre à des questions en direct, sur ce sujet particulier. Enfin nous avons obtenu en exclusivité pour les membres du GEPAFTP, l’intégralité des présentations des deux journées. Nous les tenons à disposition pour répondre à votre demande. Par ailleurs nous avons reçu un exemplaire de la version 2013, de la revue « The oil and Gas Year » pour chacun des trois pays suivants : Azerbaïdjan, Kazakhstan et Russie. Ils sont en libre consultation en nos bureaux. Orateurs des conférences : CLIQUER « Control of energy in the Kurdistan region of Iraq » 3 et 4 mars 2014 à Abu Dhabi Le GEP-AFTP était l’invité de ACADEMY&FINANCE qui organisait à Abu Dhabi, deux jours de conférences sur le thème « CONTROL OF ENERGY IN THE KURDISTAN REGION OF IRAQ » ; Une cinquantaine de sociétés participaient, sociétés US, UK, du Golfe…et quelques sociétés françaises que je tiens à féliciter pour leur intérêt. Si l’on exclut les problèmes politiques de l’Irak et de cette région en particulier, le Kurdistan offre un attrait particulier pour le monde pétrolier et parapétrolier. L’exploration et la construction vont bon train, la sécurité est pratiquement assurée pour les personnels, et les moyens de paiements sont en place, avec toutefois quelques lenteurs administratives. Une destination à inscrire dans vos agendas pour 2015. Les présentations des deux jours sont disponibles au GEP-AFTP sous forme papier, et consultables sur place. Contact JJ ROYANT : [email protected] Présentation de l’enquête parapétrolière chez Saipem le 13 mars à Saint Quentin en Yvelines Le 13 mars dernier, sur l’invitation de Carine Tramier, Directrice du Département, Thierry Rouaud a présenté les résultats de l’enquête parapétrolière 2013-2013 au personnel du Service Post-Order & Project Management de SAIPEM, à Saint Quentin en Yvelines. La présentation a été suivie de la projection du film sur le gaz de schiste réalisé par le GEP-AFTP. Si votre entreprise est intéressée par une telle présentation contactez Thierry Rouaud : [email protected] 7 La convention France Maghreb le 14 mars à Paris Le GEP-AFTP était partenaire et présent le 14 Mars à Paris pour la convention France Maghreb. Le GEP-AFTP est partenaire depuis maintenant douze ans de cette Convention. Evènement informel, mais qui nous aura permis au long des années de rencontrer des acteurs des pays du sud de la Méditerranée, et de tisser des liens. Evénement multi métiers, mais vous savez bien que chez nos voisins, le réseau peut s’étendre très vite suivant les besoins. Des délégations venaient de tous les pays d’en face, et nous avons particulièrement côtoyé des délégations marocaines et tunisiennes. Le Maroc est en devenir pétrolier, et nous en saurons plus lors du Sommet O&G de Marrakech les 7 et 8 Mai prochain (voir plus bas) et pour la Tunisie, pays déjà un peu producteur, pays industriel dans nos secteurs, partenaires potentiels…pour développer leurs propres projets et pourquoi pas aller ensemble aider leur voisins libyens à développer les leurs. SFAX nous propose une mission d’entreprises à l’automne…vos avis sont les bienvenus. L’Algérie a toujours autant de projets, mais il nous faudra encore attendre quelques temps avant de nouvelles décisions de grands projets. En attendant le day-to-day business continue de plus belle. La Libye s’était fait excuser, et compte tenu de la situation instantanée, la manifestation OIL AND GAS LIBYA, prévue en Mai, est maintenant repoussée à une date ultérieure. Contact : Jean Jacques Royant – [email protected] Réunion de présentation de projets terminés au CITEPH le 18 Mars à Paris au GEP AFTP Le CITEPH a organisé le mardi 18 mars 2014 une réunion des industriels au cours de laquelle une sélection de six projets financés et terminés, a été présentée, par les porteurs de projets, à l’ensemble des sponsors. Ces expériences apportent à tous une connaissance approfondie du contenu technique des sujets traités, du déroulement des projets ainsi que les perspectives industrielles qui en découlent. Cet éclairage met en évidence les enjeux de ce programme de financement et facilite les relations entre les intervenants. A l’occasion de cette réunion l’équipe CITEPH a montré les améliorations récentes apportées au site internet du CITEPH www.citeph.fr: un accès facilité à l’ensemble des projets (liste déroulante), un moteur de recherche avancée permettant une sélection de projets selon plusieurs critères et la possibilité d’exporter les résultats obtenus sous un fichier utilisable de travail. Contact : Christine Jouclas – [email protected] 8 Diplomatie Economique à Paris le 19 mars La Chambre de Commerce Franco Arabe, maintenant partenaire officiel du GEPAFTP, organisait le 19 Mars, une conférence La Diplomatie économique de la France et le Monde Arabe. Les plus grands spécialistes politiques et économiques se sont exprimés (MAE, IRIS, IFRI, ENA, DGT…). A défaut de connaître la solution, nous avons au moins une vue plus claire sur la situation actuelle de cette zone, mais particulièrement des pays en crise. Toutes les ambassades à Paris étaient représentées, les grands groupes qui travaillent dans ces pays….toujours l’occasion de nouvelles rencontres et d’échanges de qualité. Le Ministre Laurent Fabius a clôturé la journée lors d’une longue intervention que tous ont reconnue comme structurée. Diplomatie économique, le nouveau leitmotiv…oui, mais quand considérera-t-on réellement l’impact des organisations professionnelles dans le processus ? Rendez-vous est pris par le GEP-AFTP pour faire progresser la démarche. Contact : Jean Jacques Royant – [email protected] 9 Nouvelles du groupement Normalisation Le processus d’élaboration des normes ISO Le processus d’élaboration des normes ISO repose sur 4 principes : La réponse à un besoin du marché (un besoin de coordination), L’implication de spécialistes permettant de développer des normes « efficaces », La représentativité de toutes les parties-prenantes souhaitant s’impliquer, Des décisions prises par consensus. Ces principes sont retrouvés dans les 4 grands stades devant être suivis lors de l’élaboration d’une norme : 1- L’ISO n’a pas autorité pour décider de la création, la révision, la suppression d’une norme. Cette décision vient d’un des membres d'un comité technique ou sous-comité technique de l’ISO (un Etat) qui fait une proposition aux autres membres de ce TC/SC. C’est à ce premier stade que le projet de norme (NP, pour new project) est mené par le comité technique (TC) ou le sous-comité (SC) qui auront la responsabilité de l’élaboration de la norme et de son suivi (révisions, amendements, suppression). Une fois le projet de norme accepté par les membres, la phase d’élaboration du document commence. 2Trois stades renvoient à l’élaboration d’une norme (stades : préparatoire, comité et enquête). Lors de ces étapes, les experts des différentes parties prenantes ayant décidé de participer à l’élaboration de la norme se regroupent et élaborent des draft successifs de la norme. Ceux-ci sont soumis à un vote de tous les membres du TC (comité technique) afin qu’un consensus soit trouvé. Sans ce consensus, la norme n’est pas publiée et reste au stade d’écriture. 3- La troisième grande phase correspond à l’approbation finale et à la publication du document normatif. Une fois le consensus trouvé sur le draft de norme, celui-ci et soumis au vote de tous les membres de l’ISO (pouvant voter favorablement, défavorablement, ou s’abstenir). Pour être publié, le projet de norme doit obtenir une majorité des 2/3, tout en obtenant pas plus de 25% de votes négatifs. Ensuite, la norme est publiée par l’ISO. 10 4- La dernière phase correspond au suivi de la norme, c'est-à-dire à ses révisions périodiques : tous les 5 ans , une revue systématique est organisée pour déterminer si la norme doit être révisée, supprimée, ou confirmée (pas de modification). Si la norme doit être révisée, le processus d’élaboration présenté à l’étape 2 est recommencé, jusqu’à la publication de la version suivante de la norme. La figure ci-dessous présente la version détaillée de ce processus d’élaboration des normes ISO : 11 Source: http://www.iso.org/iso/fr/home/standards_development/deliverablesall.htm?type=standard, Dans l’amont pétrolier, le nombre de normes publiées par l’ISO TC 67 (Matériel, équipement et structures en mer pour les industries pétrolière, pétrochimique et du gaz naturel) est en constante augmentation ce qui démontre l’intérêt porté par les compagnies pétrolières, les fournisseurs d’équipements, les prestataires de services, etc. pour cette activité. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 96 109 116 134 141 125 128 150 157 165 76 0 2 6 6 8 19 60 41 Nombre cumulé des normes publiées par l'ISOTC67 Contact et Informations : Daniel RIOCHE ([email protected]) 12 GEP APAC Newsletter Dear All, Here is the February 2014 edition of GEP APAC Newsletter N°20 - your monthly update on the latest Oil & Gas information and news: GEP APAC Newsletter February N°20 In this month's issue APAC Industry News Focus on Africa Members News Events Corner & Post Event Report Insights in the Australian Oil & Gas Market Do not hesitate to contact me at [email protected] should you need further information on the GEP APAC newsletter topics or upcoming supporting events. Thank you. 13 Evénement s Conférences scientifiques et techniques Chypre Deux évènements se tiendront à Chypre au début d’avril 2014. Les 2 et 3 avril sont organisés par le GEP-AFTP, COGA (Cyprus Oil and Gas Association) et Ubi France, deux journées dédiées principalement à la formation. Les divers éléments sont en préparation, il est important de prendre date. Par ailleurs, « Global Event Partners » organise les Global Offshore Technology Conference Days les 3 et 4 avril 2014. Une participation d’orateurs de renom est prévue. Le GEP-AFTP soutient cet évènement et présidera la session «Sevicing the Industry». Les sociétés membres de l’Association peuvent prendre contact soit directement avec Bruno Coburn ( [email protected] ) ou avec Georges Mosditchian ([email protected]) Full waveform inversion of seismic data: Investigating the Earth for high-resolution velocities and more… 4 Avril 2014 de 12h00 à 13h00 - Auditorium Total - Tour Coupole, Paris la Défense Organisateur : la SEG, le CLAR 3G du GEP-AFTP et Total Cette conférence en anglais sera présentée par Laurent SIRGUE - Total Pau Informations et inscription : CLIQUER 14 « L'Energiewende et les transitions énergétiques en Europe, vues par l'Allemagne» 10 avril 2014 de 17h à 19h chez Total - Tour Coupole, Paris la Défense Organisateur : Le CLAR Economie et Gestion du GEP-AFTP et l'Association des Economistes de l'Energie (AEE) Introduction par Christophe Bonnery, Président de l'AEE Graham Weale, Economiste en Chef de RWE, ancien directeur des services énergétiques de IHS CERA L’ Energiewende en Allemagne – les facteurs distinctifs, impact économique et prochaines étapes Les politiques énergétiques en Europe de l’Ouest - les contraintes économiques, aspirations politiques et idées novatrices Introduction à la discussion : Fabien Roques, Senior Vice President, Compass Lexecon Débats animés par Christophe Bonnery Informations et inscription : CLIQUER Les normes de management dans l'industrie pétrolière Jeudi 22 mai 2014 à 16h30 - GEP-AFTP - 45, rue Louis Blanc - 92400 Courbevoie - Salle 28 Cocktail à 18h00 Organisateur : GEP-AFTP -– Conditions d'inscription : - Gratuite pour les adhérents Collège 3 du GEP-AFTP (sous réserve d'inscription sur notre site) - Tarif non adhérents : 45 € TTC Informations et inscription :CLIQUER 15 CLUBS Activités et services Oil & Gas BOURBON Mercredi 2 avril 2014 à 16h30– Cocktail à 18h00 - Maison de la Mécanique - Auditorium - 39/41, rue Louis Blanc - La Défense 1 - 92400 COURBEVOIE Christian Lefèvre, Directeur Général de Bourbon, présentera les activités et services Oil & Gas. Parmi les leaders du marché des services maritimes à l’offshore pétrolier, Bourbon propose aux industriels pétroliers les plus exigeants une vaste gamme de services de services maritimes de surface et sous-marins, sur les champs pétroliers, gaziers et éoliens offshore. Bourbon regroupe deux activités, Marine Services (ravitaillement, remorquage, ancrage et positionnement des installations offshore, transport de personnels) et Subsea Services (inspection, maintenance et réparation des infrastructures sousmarines, ingénierie, supervision et management des opérations offshore) et assure également la protection du littoral français pour la Marine Nationale. Cliquer ci-dessous pour vous inscrire : Je m’inscris 16 Evénement s Conférences de nos partenaires Stockage Souterrains 7 au 8 avril - Paris 17 15ème Sommet international du pétrole 11 avril 2014 Paris 18 Comme chaque année, le Sommet international du Pétrole, organisé par IFPEN et Pétrostratégies rassemblera un panel prestigieux : les ministres du Pétrole ou de l’Energie d’Iran, Irak, Qatar, Algérie, Union des Émirats Arabes, Oman, Nigeria, Congo, le secrétaire général de l’OPEP, Abdalla Salem El-Badri, les p-dg ou directeurs généraux de Total, NIOC, QPI, GDF Suez, CGG, Saipem, Technip, Schlumberger… Inscriptions: CLIQUER Global Offshore Technology 29-29 avril 2014 Cyprus C’est le 28 et 29 avril que se tiendra à Chypre la conférence (et l’exposition), « Global Offshore Technology ». A ce jour 3 ministres de la région seront présents. La participation d’autres est en cours de confirmation. Le GEP-AFTP participera d’une manière active, présidant la séance « servicing the industry ». Quatre membres du groupement déjà fortement impliqués dans la zone géographique prendront part à l’évènement. Il est toujours envisagé de présenter le savoir-faire français en matière de formation devant un panel d’entités chypriotes. La date est décalée après les vacances d’été. Les sociétés membres intéressées sont priées de prendre contact avec Georges Mosditchian : [email protected] Morocco Summit 7 et 8 mai 2014 à Marrakech Le GEP-AFTP est partenaire et sera présent Pour en savoir plus sur l’intérêt de cette manifestation, voici la liste des speakers à ce jour : • Ministry of Energy and Mines of Morocco • Amina Benkhadra, General Director, ONHYM • Mohamed Nahim, Exploration Director, ONHYM • Wafae Benhammou, New Business and Cooperation Director, ONHYM • Haddou Jabour, Promotion and Partnerships Manager, ONHYM • Abdellah Ait Salem, Basin Evaluation Division Manager, ONHYM • Salim Lahsini, Explorationist, ONHYM • Rick Eisenberg, Manager Africa and Latin America Frontier Exploration and Appraisal, Chevron • Ben Conley, Morocco Asset Manager, Cairn Energy • Hussein Abdallah, Exploration Manager Morocco, Repsol • Matthew Taylor, Technical Director, Chariot Oil & Gas • Laurent Thery, Senior VP International Business Development, GDF Suez • Walid Sinno, Director (Middle East & North Africa), San Leon Energy • Franck Le Baron, VP International projects, Elengy • Samir Lahmadi, Vice President, Chamber of Commerce, Industry and Services of Casablanca • Dennis Anestoudis, Team Leader West Africa, Genel Energy • Ragnar Fredsted, Vice President Morocco, Kosmos Energy • Mahdi Sajjad, President & CEO, Gulfsands Petroleum • Mike Hoffmann, Exploration Manager North Africa, Anadarko • Fabrice Fortin, Senior Commercial Manager, Shell EP International • Glenn Lovitz, Senior Geophysicist, Freeport-McMoRan Oil & Gas • Jon Marks, Chairman, Cross-border Information • Francis Perrin, CEO, Stratégies et Politiques Energétiques • Mohamed Zine, Regional Director Africa, IHS Global • Dr Mohamed Bangoura, General Director, Guinean Office of Petroleum Research and Promotion. Informations: Cliquer 19 Evènement s Expositions EUROPE CHYPRE 20 2ND EAST MEDITERRANEAN Oil & Gas Paphos - 09 - 10 septembre 2014 ITE organise pour la deuxième fois, conférence exposition de deux jours à Chypre sur le pétrole et le gaz des pays voisins : l’Egypte, l’Iran, la Syrie, …. Renseignements : ITE - [email protected] – Tel : +44 (0) 207 596 5076 ESPAGNE MCE Deepwater Development – 8/10 April 2014 21 Information: CLIQUER NORVEGE ONS – Stavanger 24-28 Août 2014 Le GEP-AFTP organise le collectif France Dans l’histoire des hydrocarbures l’activité de la mer du Nord constitue maintenant un chapitre majeur. La Norvège est le 5eme producteur de gaz et se lance dans l’essaimage vers les nouveaux théâtres d’exploration. Les années paires voient la ville de Stavanger s’animer avec les participants de l’ONS. Nous sommes heureux de vous annoncer que le Pavillon France regroupera 8 entités membres du GEP-AFTP qui occuperont l’ensemble des 141 m2 alloués par les organisateurs. Georges Mosditchian Tél: 01 47 17 67 02 [email protected] 22 FRANCE Gep-Aftp est partenaire Les entreprises du secteur de l’énergie recrutent le 3 avril 2014 Paris – Porte de Champerret Les entreprises du secteur de l’énergie lors des Rencontres emploi de l’énergie Clicandpower. Des postes sont à pourvoir dans toutes les filières de l’énergie : nucléaire, Oil&Gas Onshore et Offshore, électricité, énergies renouvelables… Les écoles présenteront en parallèle les Mastères Spécialisés de l’énergie aux candidats désireux d’évoluer dans leur carrière. Les secteurs de l’énergie qui embauchent : Le nucléaire capitalise un grand nombre d’offres d’emploi lors du forum. Avec 125 000 emplois directs en France, le secteur représente 4% de l’emploi industriel. Les prévisions d’embauche jusqu’en 2030 sont estimées à 70 000 à 115 000 emplois (Src : PricewaterhouseCoopers 2011). Les différents postes à pourvoir sont représentatifs de l’ensemble du secteur malgré une dominante pour la filière Oil&Gas. Les filières ENR sont globalement en phase de développement et représentent pour le moment moins de 10% des offres d’emploi proposées. Ceci étant, des opportunités dans ce domaine sont à saisir pour les candidats avec notamment la présence d’Alstom au forum sur la partie Energies Marines Renouvelables (EMR). LISTE DES ENTREPRISES PRÉSENTES : ABB, ABMI, Amarexia, Alstom, Anotech Energy, APAVE, Asco, Axima, D2M Group, DCNS, Diveintar, Endel, FMC Technologies, Gaz Transport & Technigaz, GDF SUEZ, Groupe TVA, Inatis, Ineo, Offshore Consulting & Supervision, Ollean, Onet Technologies, REEL, Sofren, SOM Ortec, Tractebel Engineering, Vermilion Energy, Vulcain Services… VOIR FICHES PRE-INSCRIPTION SALON 23 Salon des fournisseurs – Chimie- Pétrochimie- Oil&Gas, 21 et 22 mai 2014 – Parc des Expositions Paris Le Bourget Gep-Aftp est partenaire et sera présent Fédérer autour du développement et de la productivité, permettre aux professionnels des domaines de la chimie, de la pétrochimie et du gaz d’échanger pour construire ensemble des solutions innovantes : tels sont les objectifs du salon Keymica. Au cœur d’un lieu symbolique de l’industrie française, Le Bourget, et durant deux jours, Keymica permet à tous les acteurs des filières chimique et gazière de se rencontrer. Les exposants, fournisseurs et industriels qualifiés et spécialisés, sont tous reconnus dans leur secteur pour la pertinence de leur offre face à une demande énergétique croissante. Dans une société en pleine évolution et face aux enjeux liés au développement durable, Keymica se positionne également comme un espace de travail et de recherche entre professionnels de l’équipement, de l’ingénierie, de la prestation de service, de la maintenance, de la distribution et de la logistique. Information : CLIQUER 24 Gep-Aftp est partenaire Le deuxième Euromaritime se déroulera à Paris en 2015, au Parc des Expositions de la Porte de Versailles, les 3, 4 et 5 février. 25 Information : CLIQUER Pour télécharger la plaquette : CLIQUER Le Congrès Mondial du Gaz (WGC) se tiendra pour la première fois. AFTP organisera un collectif France, Le GEP l’exposition étant supervisée par ETF. A ce jour, nous avons une option de près de 400 m² en trois ilots : FMC TECHNOLOGIES, ENTREPROSE PROJETS, GTT, CHROMALOX ont déjà réservés un espace sous le collectif France. Celui est situé à côté de GDF SUEZ et de TOTAL. Les inscriptions de participation, comme exposant, sera envoyée courant avril. Pour les conférences, comme délégué, il faut vous inscrire directement via le site de l’AFG. L’AFG organise une réunion de présentation le WGC PARIS, le JEUDI 15 MAI, dans leurs locaux à partir de 15h aux entreprises. Vous pouvez dès maintenant vous inscrire auprès de [email protected], Tel : 01 8021 0803 l’AFG, Mme Annie LOUYS, APPEL AUX MEMOIRES / Call for Papers Si vous souhaitez présenter une conférence, vous avez jusqu’au 24 SEPTEMBRE 2014. Toutes les informations se trouvent sur le site des organisateurs : www.wgc2015.org Renseignements : GEP AFTP, Chantal BURLOT - [email protected] Tel : 01 4717 6068 26 ROYAUME UNI Aberdeen, 14/16 octobre 2014 APPEL AUX MEMOIRES / Call for Papers Si vous êtes intéressé(e) à présenter une conférence à DOT, exposition internationale sur l’offshore profond et ultra-profond, vous trouverez tous les renseignements sur le site des organisateurs – PennWell. DOT sera européen cette année en alternance avec les Etats-Unis (les années impaires). Selon nos accords avec PennWell, le GEP AFTP aura un stand pour représenter notre industrie. Les entreprises qui souhaitent y participer peuvent nous contacter afin d’être sur une zone France. TECHNIP, VALLOUREC ont confirmé leur participation. Renseignements : GEP AFTP, Chantal BURLOT – [email protected] Tel : 01 4717 6068 Informations : CLIQUER PAYS-BAS Les 27/29 octobre 2014 L’ATCE revient en Europe et sera au Rai Centre d’Amsterdam. Cette exposition / conférence internationale attire plus d’une centaine d’exposants internationaux. Le GEP AFTP aura un stand afin de représenter notre association. Les conférences, organisées par la SPE, sont d’un très haut niveau avec plus de 350 présentations. Renseignements : www.spe.org/atce/2014 GEP AFTP : Philippe PERREAU/Citeph – [email protected] Chantal BURLOT – [email protected] – Tel : 01 4717 6068 27 AMERIQUE ETATS-UNIS 28 OTC 2014 - Houston, 5/8 mai L’OTC 2013 a battu ses records d’affluence en 30 ans avec plus de 90 000 visiteurs professionnels, soit une augmentation de fréquentation de 16% par rapport à 2012. Le GEP-AFTP sera présent à l’OTC 2014 avec un collectif France de 381m2 dans le Reliant Center avec une trentaine d’entreprises. Nous essayons depuis de nombreuses d’augmenter la surface du collectif France auprès des organisateurs, sans succès. Nous serons situés sur les ilots 4041/4141 et 4153. Le pavillon français est déjà complet mais le mercredi 7 mai un petit déjeuner sur le thème de l’ARCTIQUE est organisé, principalement pour les exposants du collectif France, MERCREDI 7 MAI de 7h30 à 9h00 au Holidays Inn du Reliant Centre. Renseignements : Chantal BURLOT – [email protected], Tel: 01 4717 6068 Philippe Perreau : [email protected] AFRIQUE LIBYE ANNULE Le GEP AFTP sera le coordinateur exclusif de la présence des sociétés françaises sur cette manifestation. Nous étions 12 en 2012 pour la « réouverture », 18 en 2013….signe que nos sociétés ont de toute façon confiance dans le devenir pétrolier de ce pays. Vous pouvez dès à présent signaler votre intérêt à JJ ROYANT Tél : 01 47 17 62 49 [email protected] CEI Russie 21 WPC (Congrès Mondial du Pétrole) – Moscou, 15/19 juin 2014 Le WPC se déplacera en Russie et l’exposition et les conférences auront lieu au nouveau centre des expositions – CROCUS EXHIBITION CENTRE – (environ 1h du centre). Devant les demandes multiples et insistantes, le GEP-AFTP étudie actuellement pour ceux qui en feront la demande, la possibilité de présenter un panneau ou un kakemono sur l’espace de l’Association, accompagné de brochures d’entreprises. www.21wpc.com Renseignements: Georges Mosditchian: Tel : 01 47 17 67 02 [email protected] ou Chantal Burlot: [email protected] – Tel : 01 4717 6068 29 Nouvelles de notre industrie De nos adhérents Adressez vos actualités, vos communiqués de presse à : [email protected] AIR LIQUIDE Air Liquide se renforce dans les ENR et l’hydrogène ALIAD, filiale du groupe Air Liquide qui prend des participations minoritaires dans de jeunes sociétés technologiques innovantes, annonce son entrée au capital de trois startups : Mc Phy Energy, Solumix et Xylowatt. Afin de soutenir les initiatives innovantes dans le domaine de l’Hydrogène Energie, Air Liquide a participé à l’introduction en bourse de l’entreprise française McPhy Energy sur Euronext Paris. Pour accompagner le développement de l’hydrogène sur le marché de l’énergie, McPhy Energy propose aux utilisateurs industriels et aux acteurs du secteur des énergies renouvelables des solutions concrètes aux questions de production et de stockage de l’énergie. Solumix est une jeune entreprise innovante française créée en 2012. Solumix a développé un nouveau matériau de construction isolant, à base de matières premières naturelles, répondant aux défis écologiques et économiques que le marché des matériaux de construction doit relever. Cette participation permettra notamment à Air Liquide de valoriser les brevets développés par la Recherche et Développement du Groupe dans le domaine des matériaux poreux. Basée en Belgique, Xylowatt est une « spin-off » de l’Université Catholique de Louvain. La société a développé une technologie fiable et performante de production de gaz de synthèse propre à partir de biomasse solide. A court terme, Air Liquide contribuera à l’évolution de cette technologie vers des procédés utilisant l’oxygène. En outre, cette technologie innovante devrait permettre à Air Liquide d’offrir à ses clients industriels une source d’énergie renouvelable de qualité. En dix huit mois d’activité, ALIAD compte désormais huit investissements en portefeuille: Demeter, Quadrille Capital, Terrajoule, Plug Power, Hydrexia, Solumix, Xylowatt et McPhy Energy. AVEVA BOURBON Aveva releases its first mobile app for plant design review Aveva announced that AVEVA E3D Insight is now commercially available for project decision makers in the power, process plant and mining industries. This Windows 8.1 app 31 enables mobile users to comment and approve AVEVA Everything3D™ (AVEVA E3D™) designs from a tablet device. Developed in collaboration with Microsoft, AVEVA E3D Insight demonstrates AVEVA’s commitment to anticipating and meeting changing customer requirements by offering the ability to inspect, comment upon, and approve designs at any time, from anywhere around the world. AVEVA E3D Insight streamlines the design review and approval process to support Lean business practices. It maximises providing project efficiency authorised users by with secure, direct access to the live AVEVA E3D design model, regardless of their location, 24 hours a da AVEVA E3D Insight allows the user to annotate design snapshots and photographs with text and markup to make specific guidance notes. observations or Projet d'OPA de la société annoncé par JACCAR Holdings Bourbon a été informé d’un projet d’offre publique d’achat visant ses actions au prix de 24 euros par action, annoncé le 16 mars 2014 par son actionnaire de référence, JACCAR Holdings. Cette offre est notamment conditionnée à l’obtention de 50,1% du capital et de financements bancaires. Cette offre aurait pour objet de permettre à JACCAR Holding de renforcer sa position au capital de Bourbon et d’offrir une liquidité aux actionnaires. Lorsque ce projet d'offre sera déposé auprès de l'Autorité des marchés financiers, les modalités de l'offre seront soumises à l'appréciation de l'AMF Le conseil d’administration de Bourbon a pris connaissance de cette offre et a confié à un comité de quatre administrateurs indépendants l'examen de l'offre publique d'achat. CGG Nouveau capteur de Sercel, QuietSeis Le très faible niveau de bruit du capteur a été démontré sur le site du LSSB, un laboratoire de recherche spécialisé dans les géosciences, basé dans le sud de la France. Les tests ont été réalisés dans un silo, situé à une profondeur de 500m sous une montagne au sein d’une zone rurale, offrant une protection acoustique approchant les plus faibles niveaux de bruit sur Terre. Lors de ces tests, QuietSeis a montré un niveau de bruit inférieur à 15ng/√Hz, ce qui signifie une dynamique de capteur de plus de 128dB. Ce niveau extrêmement bas, qui correspond au bruit ambiant le plus faible pouvant être détecté sur Terre, est trois fois moindre que les spécifications des capteurs MEMS sur le marché. CGG and Baker Hughes Sign Exclusive Long-Term RoqSCAN Agreement as Part of Shale Science Alliance CGG announced that it has signed an exclusive agreement with Baker Hughes Incorporated for RoqSCANTM technology offered by CGG. RoqSCAN is a real-time, fully portable, quantitative and automated rock properties and mineralogical analyzer. Developed by Robertson, a CGG company, and Carl Zeiss Microscopy Ltd., RoqSCAN delivers highly quantitative compositional and textural mineralogical data from drilling cuttings or core pieces, revealing the mineralogical SNA of the reservoir. This service can be provided at the wellsite during drilling operations, or later in core stores, field offices and laboratories. Totalement intégré au 508XT, le tout dernier système d’acquisition de Sercel qui permet aux équipes à haute densité (les « MegaCrews ») d’enregistrer jusqu’à un million de traces en temps réel, QuietSeis délivre les données les plus précises pour tout type d’acquisition. De plus, la consommation du capteur numérique a été réduite à 85mW, facilitant ainsi le déploiement et réduisant les coûts opérationnels des équipes à haute résolution et haute densité. . 32 DCNS GE Création de la division, Énergies et infrastructures marines (EIM) GE Improves Drilling Performance Comptant quelque 650 salariés, EIM regroupe les énergies activités marines dans les renouvelables (hydrolien, énergie thermique des mers, éolien flottant et énergie des vagues), le valorisation nucléaire des océans civil, la et les services aux infrastructures (bases et chantiers navals, assistance et construction conception à la de centrales de production électrique de moyenne puissance). Thierry Kalanquin, directeur de la division Services depuis 2010, et qui avait déjà pris responsabilité prend la division. tête des de Nathalie en 2013 activités cette la EMR, nouvelle Smirnov succède à son précédent poste. lui GE Improves Drilling Performance through Real-Time Shock and Vibration Measurement Directional and horizontal well-drilling techniques have led to the production of vast quantities of hydrocarbons from previously uneconomic, hard-to-reach reservoirs. To help customers reduce operational costs and to increase overall productivity, GE has unveiled the Directive™ system, an enhanced version of a key tool in its Measurement While Drilling (MWD) family of downhole drilling equipment. The Directive system adds real-time shock and vibration measurement capabilities to GE Oil & Gas’ Tensor Directional Module, already an industry leader in measurement accuracy and reliability. It is designed to help customers optimize drilling penetration rates by enabling adjustments and corrections to be made quickly based on real-time data. Moreover, real-time management of downhole vibrations typically reduces equipment damage, thereby helping to avoid potential well-drilling delays and reduce overall costs. 33 New GE Design Enables Critical Subsea Equipment New GE Design Enables Critical Subsea Equipment to Reliably Connect and Disconnect in Harsh Environments Creating a dramatic change in the reliability of connection technology for subsea production systems, GE Oil & Gas has introduced the FLX360, a multiple quick connector (MQC), designed to make subsea installation and maintenance faster, easier and more reliable. In subsea production systems, there is a need to attach hydraulic lines and other associated equipment to each other. Traditionally an MQC, or ‘stab plate,’ with screw threads— much like a household nut—is installed on subsea structures and the cables and leads are then attached—much like a household bolt. The integrity of these connections is paramount to the overall reliability of the subsea distribution system. Over time the corrosive, high pressure subsea environment can lead to degradation of the threads, with frequent connection failures experienced by installation contractors and operators during life of field. The result; a connection system that proves easy to attach when new, but often very difficult to de-couple after years of service during required maintenance or equipment replacement. This, in turn, translates into longer staff hours for service, more effort, more downtime—and higher costs. After working closely with customers to identify issues posed by connector models with traditional stab plates, GE’s UK-based subsea engineering team went back to the drawing board, re-designing the technology and removing the screw threads in their entirety—which is an industry first. The resultant FLX360 is an innovative solution that reduces the corrosion and connection seizure issues previously experienced due to marine and calcerous growth; a common and costly problem. GE has also reduced the number of moving parts that would typically be located subsea for the life of the equipment, from 16 to one. The FLX360 will be deployed on a large offshore natural gas field production project in North-West Australia in the fourth quarter of 2014. HEUREY PETROCHEM Résultats consolidés l’exercice 2013 pour Avec un chiffre d’affaires 2013 de 401 M€, Heurtey Petrochem affiche une activité en croissance organique de 17%. La branche fours a contribué à l’activité du groupe pour 84% et la branche gaz pour 16%. Le chiffre d’affaires se répartit à 47% en Europe/Russie, 29% en Inde/Asie/Océanie, 20% dans les Amériques et 4% au MoyenOrient/Afrique. Le résultat opérationnel courant est en forte augmentation (+48%) et 34 s’élève à 16,6 M€, réparti entre 13,4 M€ pour la branche fours et 3,2 M€ pour la branche gaz. Le taux de résultat opérationnel courant s’apprécie, passant de 3,3% à 4,1%, dont 4,0% pour l’activité fours et 5,0% pour l’activité gaz. Le résultat opérationnel du groupe, qui inclut 1,8 M€ de charges opérationnelles non courantes, ressort à 14,8 M€, en croissance de 80%. Le résultat net consolidé a plus que doublé et s’élève à 6,8 M€. Il intègre notamment un résultat financier négatif de 2,6 M€ et une charge d’impôt de 4,9 €. Le résultat net part du groupe a été multiplié par 2,8 et s’établit à 5,9 M€. Poursuite de la croissance avec un objectif de chiffre d’affaires compris entre 420 et 440 M€ Au 31 décembre 2013, le carnet commandes du groupe atteint niveau historique de 543 M€, croissance de 28% par rapport au décembre 2012 (425 M€). de le en 31 Le gaz représente 21% de ce carnet de commandes et les fours 79% (dont 49% pour la pétrochimie, 18% pour le raffinage et 12% pour l’hydrogène). La répartition géographique est la suivante : Amériques 60%, Europe/Russie 21%, Inde/Asie/Océanie 16%, et Moyen-Orient/Afrique 3%. Ce carnet de commandes devrait s’écouler à hauteur de 320 M€ à 340 M€ sur l’exercice 2014, et pour 203 M€ à 223 M€ en 2015 et au-delà. Compte tenu du niveau élevé de son carnet de commandes et de l’orientation toujours favorable des marchés, Heurtey Petrochem anticipe un nouvel exercice de croissance en 2014 avec un chiffre d’affaires compris entre 420 et 440 M€, soit un objectif de croissance organique de 5 à 10%. Heurtey Petrochem entend poursuivre son développement et être en mesure de saisir les opportunités de croissance tant organique qu’externe, notamment dans le domaine du gaz. A cette fin, la société étudie la possibilité de procéder, dans le courant du premier semestre 2014, à une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription pour un montant de l’ordre de 30M€. Dans le cadre d’une telle opération, conformément à la communication faite au marché en 2011 au moment de l’acquisition de 60% de Prosernat, Heurtey Petrochem étudiera la possibilité d’acquérir la totalité du capital de cette société. 35 IFPEN IFPEN lance Dolphin IFP Energies nouvelles vient de lancer en collaboration avec six partenaires industriels, le projet de recherche Dolphin™, qui vise à étudier l’impact de la récupération assistée (EOR) par voie chimique sur les technologies mises en œuvre dans le cadre de la gestion des eaux de production pétrolière. L’EOR joue un rôle déterminant pour augmenter la quantité d’hydrocarbures extraite d’un gisement. Il représente un enjeu majeur pour les opérateurs pétroliers dans un contexte de croissance de la demande d’énergie nécessitant de repousser les limites actuelles des réserves. La récupération chimique utilise en particulier des viscosifiants et des tensio-actifs permettant de produire jusqu’à 20% d’hydrocarbures additionnels sur un champs pétrolier. L’un des défis à relever pour développer l’EOR chimique est de comprendre l’impact des produits utilisés sur le cycle de l’eau et d’apporter des solutions. Cela requiert d’investiguer la compatibilité des procédés EOR avec les technologies de séparation de l’eau et des hydrocarbures, de développer des solutions adaptées pour faciliter le traitement des eaux produites et de définir les conditions de réinjection des eaux dans le réservoir à des fins de récupération assistée. A ce titre, IFPEN vient de conduire pendant 18 mois en collaboration avec Petrobras et Statoil une étude préliminaire en laboratoire destinée à mesurer l’impact des additifs utilisés par l’EOR chimique sur les installations de traitement des eaux en surface. Au regard des verrous techniques restant encore à lever, IFPEN lance aujourd’hui un ambitieux programme expérimental ouvert aux opérateurs pétroliers via la création du projet Dolphin™. Outre Petrobras et Statoil, IFP Technologies Canada, OMV, Shell et Wintershall ont d’ores et déjà rejoint Dolphin™. 36 SCHLUMBERGER Purchases Remaining Shares of Saxon Schlumberger announced the purchase of the remaining shares of SES Holdings Limited (“Saxon”), a Calgary-based provider of international land drilling services, from First Reserve and certain members of Saxon management. Saxon currently operates a fleet of 87 rigs (70 drilling and 17 workover) in 10 countries, and provides support services to an additional 35 rigs worldwide. The transaction is subject to customary closing conditions, including the receipt of regulatory approvals. The Schlumberger technology integration approach is evolving the engineering of the drilling system from a simple combination of discrete services to optimal systems customized through extensive design and modeling capabilities for specific customer requirements. Saxon provides drilling engineering and services expertise, which are key enablers for further advances in drilling efficiency, leading to superior performance in challenging landbased operating environments. Established in 2000, Saxon is now an international company with over 3,700 employees dedicated to safe and efficient operations worldwide. The company has developed innovative methods for optimizing the drilling process, including the use of technology and rapid deployment techniques. Saxon operates a young, technologically advanced fleet focused on complex development drilling, employing many of its assets under long-term contracts. Schlumberger Introduces New Rotary Steerable System Schlumberger announced the launch of the PowerDrive Orbit* rotary steerable system (RSS). The new RSS expands the operating envelope of rotary steerable technology by extending system life, delivering precise directional control, and increasing drilling efficiency. The newly designed pad actuation system, combined with real-time three-axis shock-and-vibration measurements, allows the PowerDrive Orbit RSS to withstand the most difficult drilling conditions and operate at higher rotational speeds than conventional systems. The multiaxis continuous inclination and azimuthal gamma ray capabilities reduce the uncertainty of well positioning, and enable selfsteering to deliver a smoother wellbore. 37 Entreprises BP Separate Business to Manage US Lower 48 Onshore Oil and Gas Assets BP announced its intention to establish a separate business to manage its onshore oil and gas assets in the US Lower 48. The US Lower 48 onshore oil and gas business environment has unique characteristics. Responding to these, the new business will operate separately from the rest of BP and will be designed to adapt to the rapidly changing and hypercompetitive energy landscape in the region. This move is expected to help unlock the significant value associated with BP's extensive resource position in the US Lower 48 onshore, which BP currently oversees through its Houston-based North America Gas group. BP will own the new US Lower 48 onshore business, with safety remaining its top priority. But the business will be led by a separate management team and be housed at a new location in Houston, apart from BP's Westlake campus. It will have separate governance, processes and systems designed to address the unique competitive and operating environment in the US Lower 48 onshore. And BP is expected to begin disclosing separate financials for the new business in 2015. These changes are chiefly intended to improve competitiveness of the US Lower 48 onshore business through greater speed of innovation, faster decision-making and shorter cycle times from access through to production, together with more efficient cost management. The changes to BP's US Lower 48 onshore business are consistent with the group's strategy of delivering value over volume. BP also believes these moves will enhance efforts to develop industry-leading technology that will be a critical part of BP's global strategy in unconventional oil and gas resources going forward. 38 EXXON MOBIL Record Number of New Oil and Gas Projects in 2014 ExxonMobil to Start Production at Record Number of New Oil and Gas Projects in 2014 Exxon Mobil Corporation expects to start production at a record 10 major projects in 2014, adding new capacity of approximately 300,000 net oil equivalent barrels per day and contributing to profitable production growth, Rex W. Tillerson, chairman and chief executive officer, said. ExxonMobil’s capital spending will decline to $39.8 billion this year from a peak of $42.5 billion in 2013, Tillerson said. Excluding potential acquisitions, capital expenditures are expected to average less than $37 billion per year from 2015 to 2017. A liquefied natural gas project in Papua New Guinea and the largest offshore oil and gas platform in Russia are among significant projects scheduled for startup this year. Others include a heavy oil expansion project in Canada and deepwater projects in the Gulf of Mexico. ExxonMobil anticipates additional project startups in the next few years in several countries, including Australia, Indonesia, Canada, Nigeria and the United States. All of these projects are expected to add about 1 million net oil equivalent barrels per day by 2017. In North America, ExxonMobil’s nearterm production outlook is made up of significant high-margin, low-risk liquids growth. The company’s production outlook also reflects strategic choices made to improve unit profitability while maintaining disciplined capital allocation. The company is pursuing more than 120 high-quality projects to develop about 24 billion oil equivalent barrels of oil and natural gas. ExxonMobil’s Downstream and Chemical businesses are focused on strengthening the portfolio and delivering sustained, industry-leading financial performance across the business cycle. Midstream investments in North America will expand ExxonMobil’s logistics capabilities to transport crude oil and finished products. Other advantaged projects will increase production of high-value products. ExxonMobil reviewed its performance and outlined plans. Highlights include: 2013 future - For the 20th-consecutive year, ExxonMobil replaced more than 100 percent of production. In 2013, the company added proved oil and gas reserves totaling 1.6 billion oilequivalent barrels, including a 153 percent replacement ratio for crude oil and other liquids. At yearend 2013, proved reserves totaled 25.2 billion oil equivalent barrels, comprised of 53 percent liquids and 47 percent natural gas. - ExxonMobil continues to outpace competitors in return on average capital employed at 17.2 percent in 2013, about three-and-a-half percentage points higher than its nearest competitor. 39 - Liquids production is expected to grow 2 percent in 2014 and 4 percent annually from 2015 to 2017, representing the majority of ExxonMobil’s total production increase. - Liquids and liquids linked natural gas are projected to account for 69 percent of the company’s total production by 2017, improving the profitability mix of the portfolio. - ExxonMobil is pursuing investment opportunities to expand its Chemical business and serve major growth markets. These projects build on unmatched integration with the Upstream and Downstream operations and employ proprietary technologies to increase high-value product sales. 40 Nouvelles de notre industrie Monde A nos lecteurs Cette rubrique doit beaucoup au BIP, Pétrole et Gaz Informations, Pétrole et Gaz arabes, Oil and Gas Journal, Ame Middle East, Reuters, à nos adhérents les plus actifs, à nos correspondants locaux, ainsi qu’à beaucoup d’autres publications que nous tenons à remercier. Nous sommes friands de vos informations, de vos communiqués de presse, des informations que vous collectez lors de vos missions, qui pourraient motiver des confrères à considérer ces opportunités et vous accompagner de par le vaste Monde dans vos trop grands projets…. L’ONU s’inquiète des besoins en eau du secteur énergétique Les dépenses en eaux profondes : +130% L’augmentation de la demande d’énergie est une menace pour les approvisionnements en eau douce, déjà sous contrainte du fait du changement climatique, avertit un rapport de l’ONU (World Water Development Report), publié le 21 mars, soit la veille de la Journée mondiale de l’eau. Deepwater expenditure is expected to increase by 130%, compared to the preceding five-year period, totalling $260 billion (bn) from 2014 to 2018. As production from mature basins onshore and in shallow water declines, development of deepwater reserves has become increasingly vital. Robust oil prices support investment in deepwater developments – the sustained high oil prices over the past few years have increased confidence in the sector. Africa and the Americas continue to dominate deepwater capital expenditure (Capex), with $213bn set to be spent over the next five years. Africa is forecast to experience the greatest growth among the three regions, as East African natural gas developments begin production and become more prominent in the latter years of the forecast period. Latin America will remain the largest market and North America is expected to experience the least growth. Ce document invite les compagnies du secteur énergétique à faire davantage pour limiter leur consommation d’eau, rappelant qu’à l’horizon 2030, le monde aura besoin de 40 % d’eau supplémentaire et de 50 % d’énergie en plus. Source BIP Information: CLIQUER 41 Nouvelles de notre industrie AFRIQUE ALGÉRIE Le ministre du pétrole nomme premier ministre Le président algérien, M. Abdelaziz Bouteflika, a chargé M. Youcef Yousfi, ministre de l’Energie et des Mines, d’assurer l’intérim des fonctions du premier ministre, M. Abdelmalek Sellal, qui va diriger la campagne électorale de M. Bouteflika en vue de la prochaine élection présidentielle en avril. M. Yousfi avait été nommé ministre de l’Energie et des Mines le 28 mai 2010. Il avait succédé à M. Chakib Khelil. Source : PGA Sonatrach et Total annulent le vapocraqueur d’Arzew En cause : un différend sur le prix du gaz. Sonatrach et Total avaient signé en 2007 un contrat pour la réalisation de ce complexe pour 5 G$. La compagnie algérienne a refusé d’accéder à la demande de Total de revoir à la baisse le prix de l’éthane qu’elle devait lui livrer. Les discussions butaient dans un premier temps sur le lieu de livraison. Sonatrach préférait Hassi R’mel, son pôle industriel gazier dans le Sahara, tandis que Total privilégiait Arzew, où devait être implanté le complexe de vapocraquage. En novembre 2012, Vincent Dutel, un responsable de Total Algérie, avait indiqué que le groupe français avait accepté la proposition du groupe algérien de se faire livrer l’éthane à Hassi R’mel, principal champ gazier de l’Algérie dans le Sud, au lieu d’Arzew. Après avoir renoncé à son alliance avec Total, le groupe algérien est actuellement à la recherche d’autres partenaires. Source BIP Timimoun pour Samsung Engineering US$800 million contract with Groupement Timimoun (GTIM), a JV Sonatrach, Total and Cepsa. Timimoun is located 800 km southwest of Algiers. Samsung Engineering will be responsible for EPC on a lump-sum-turn-key basis to build a 180 km pipeline and a Central Processing Facility with a capacity of 177 MMSCFD. The project is expected to reach its completion in 2017. Samsung Engineering was the only Korean company selected for this project from a pool of European and Japanese EPC firms. The Timimoun project is expected to reach peak production of 57 BSCF/y when it is fully online. It is one of three major projects collectively known as the ‘Southwest Gas Project’ and includes the Reggane Nord and Touat gas projects which are both due to come online in 2016 42 respectively producing 102 and 159 BSCF/y. The projects have mostly been delayed by a few years.Natural gas projects in Algeria’s southwest are seen as key to buoying up the country’s recent decline in output, meeting export commitments and rising domestic demand. Gas Total Algeria natural gas Sonatrach export Samsung Engineeringproject CEPSA Timimoun Reggane Nord Touat Park ChoongHeum Abdelhamid Zerguine Nouvel appel d’offres exploration Concernant les droits d’exploration de 31 périmètres : 17 dans le sud du pays, 5 dans le nord et 9 dans le centre. L’appel prendra fin le 6 août 2014, pour une signature de contrat d’ici au 5 septembre. Les autorités cherchent à encourager les nouvelles activités d’exploration au vu des baisses récemment observées dans la production de gaz et de pétrole. En effet, la production pétrolière est passée entre 2007 et 2012 de 1.99 Mb/j à 1.67 Mb/j, sur la même période la production gazière est passée de 84.8 GM3 à 81.5 GM3. A ceci s’ajoute une consommation intérieure à la hausse. Cependant, les nouvelles capacités pétrolières ont été raccordées au circuit en 2013, et Youcef Yousfi, le ministre de l’Energie et des mines, a déclaré à OBG que les activités exploratoires ont enregistré une hausse de 50 % l’an passé. Le gouvernement a également annoncé de nouvelles découvertes majeures en 2013, au premier rang desquelles figure un gisement de 1.3 Mb près d’Hassi Messaoud. Le gaz, quant à lui, peut compter sur des perspectives de croissance solide. Plusieurs grands projets devraient être finalisés dans les années à venir, si bien que le gouvernement anticipe un doublement de la production gazière dans les sept prochaines années. Néanmoins, la consommation intérieure n’est pas en reste et une part importante de la production est ré-injectée afin de maintenir la production de pétrole. De plus, il y a parfois un temps de latence entre le lancement d’un projet et la mise en production, d’où la nécessité de réaliser d’autres travaux exploratoires en Algérie pour continuer à alimenter le pipeline de développement de projets. Une nouvelle législation La nouvelle loi relative aux hydrocarbures, adoptée en février 2013 et bien plus favorable aux entreprises. Cette dernière prévoit notamment une fiscalité basée non plus sur les revenus mais sur la rentabilité, précise les responsabilités des parties prenantes du point de vue des coûts pendant les phases d’exploration et de production, offre la possibilité d’allonger les délais ainsi que des mesures incitatives particulièrement fortes pour les énergies non conventionnelles telles que le schiste. Mais le contexte global risque de peser dans la balance. Or l’Algérie ne peut rien faire à certains des facteurs ayant timoré l’enthousiasme des 43 investisseurs dans le passé. Citons plus précisément les réticences des compagnies pétrolières à débourser les mêmes sommes qu’auparavant, ou la stagnation de la croissance de la demande mondiale. De plus, si beaucoup a été mis en œuvre afin de renforcer la sécurité dans le sud du pays, la prise d’otages du complexe gazier d’In Amenas reste, un an plus tard, dans tous les esprits. OXFORD BUSINESS NEWS oxfordbusinessgroup.com Résumé par GEP-AFTP Jean-Jacques Royant LIBYE Découverte pour AGOCO NOC has announced that AGOCO, wholly owned by NOC , reports that it has drilled the G1-NC4 New Field Wildcat well to a total depth of 10,600 feet. The well is in Ghadames Basin located 250 km south of Tripoli.The initial production testing rates from Lower Akakus and Mamouniyat Formations established are as follows: (Source: National Oil Corporation) Nouveaux ministres intérimaires En attendant la nomination d’un nouveau gouvernement, quatre ministres par intérim ont été nommés : Mahmoud Ajaj au Logement, Suheil Boushiha à l’Economie, Ibrahim Shaka à la Jeunesse et aux Sports et Omar Shakmak au Pétrole (nous avions eu l’honneur de le rencontrer à Paris, et le GEP-AFTP lui avait fait une proposition de coopération. Proposition qui sera renouvelée sous peu). Enfin, le comité chargé de préparer la nouvelle loi pétrolière a présenté ses grandes orientations dans le cadre d’une conférence Libya Dialogue organisée par l’US-Arab Chamber of Commerce à Istanbul. La loi envisage notamment la mise en place d’une agence de régulation sectorielle indépendante, la NOC devenant une société purement commerciale. « Chacun nous a fourni de précieuses informations de première main sur les moyens avec lesquels la Libye peut améliorer sa structure du régime pétrolier, et aider notre comité à proposer une nouvelle loi globale sur le pétrole transparente et équitable pour tous». Modification du droit des affaires Le ministère de l’Economie a publié la circulaire 823/2013, qui amende le décret 207/2012 qui régit les conditions d’activités des entreprises étrangères en Libye. Elle diminue la part à payer initialement pour l’établissement d’une co-entreprise (de 1 M LYD à 330 000 LYD) et interdit désormais aux sociétés internationales d’établir des bureaux de représentation en Libye. Poursuite des blocages Le blocage du champ de Sharara (340 000b/j) par des manifestants touaregs se poursuit après l’échec d’une médiation du ministre de la Défense. A l’Est, un pétrolier nordcoréen a tenté d’entrer sur le terminal d’El Sider avant d’être repoussé par certains employés du 44 port loyaux au gouvernement et par la marine libyenne. Les terminaux restent donc bloqués, et la production pétrolière moyenne serait de 250 000 b/j. BP suspend son exploration BP a confirmé la suspension de son programme d’exploration on-shore dans le bassin de Ghadames pour des raisons de sécurité. La société poursuit ses activités off-shore. Ambassade de France en Libye Service Économique de TRIPOLI Service économique AG de la chambre de commerce franco libyenne Le 19 Mars à Paris. Cette réunion avait mobilisé une bonne centaine de personnes, tous métiers confondus. Une grande place toutefois à nos spécialités, le pétrole étant l’essentiel des rentrées économiques de ce pays, qui tarde à retrouver sa stabilité. Mais il nous faut savoir laisser passer les vagues de l’Histoire et garder le contact avec nos amis professionnels libyens.. Je tiens à souligner la qualité des interventions des représentants du Ministère des Affaires étrangères, et de l’attaché commercial en poste à Tripoli. Je vous tiendrai informés des développements en temps réel. MAROC Succès offshore sur Juby Maritime Pour Genel et Cairn sur Juby Maritime . Le puits JM-1 a montré la présence de brut dans le Jurassique Supérieur. Les travaux visaient à confirmer l’existence de pétrole où Esso en avait déjà trouvé en… 1968, et de forer 1 000 mètres plus bas pour atteindre le Jurassique Moyen. Genel a précisé dans son communiqué que le forage se poursuivait pour atteindre cette cible principale. Genel 37,5 %, Cairn Energy (opérateur, 37,5 %) et à ONHYM (25 %). Le projet est suivi de près par la presse, puisque les actifs de Repsol au large de Canaries sont situés à proximité (mais dans les eaux espagnoles). Mais l’huile trouvée serait très lourde donc difficile à exploiter. Actuellement, l'ONHYM est au début d'un important programme de forages aussi bien en onshore qu'en offshore. L'Office et ses partenaires restent confiants et persévérants. Source MAROC INFO EXPRESS Chariot oil & gas : 13 M$ pour la sismique La somme sera consacrée de la sismique 3D, précédent le début de l’exploration sur une surface de 1300 Km². Le début est prévu pour le deuxième trimestre de 2014. Chariot Oil & Gas Ltd possède au Maroc, deux licences de prospection en offshore : Block Loukos, au large des côtes de Larache et Rabat Deep offshore, situé plus au sud, au large des côtes de la région du Gharb. Le total de la superficie explorable par Chariot Oil & Gas Ltd au Maroc est de 12000 Km². 45 Exploration des schistes au Moyen Atlas Sean Leon Energy a signé un protocole d’accord avec Chevron Lummus Global pour la construction d’une raffinerie à Timahdit, l’un des principaux gisements de schistes bitumineux au Maroc, à 30 km de Azrou dans le Moyen-Atlas. Pour rappel, les schistes bitumineux contiennent du kérogène pouvant être converti en huile de schiste, du pétrole non conventionnel, via un processus chimique. Seulement, si l’huile de schiste est utilisée comme carburant, elle produit des gaz très polluants et dégrade les moteurs. Il est alors possible de la raffiner et la rendre plus légère via la technique de l’hydrocraquage. Et ça tombe bien, Chevron Lummus Global maîtrise parfaitement cette technique, déjà exploitée par la Samir. La construction de cette raffinerie ne débutera qu’après 2015. Pour l’instant, Sean Leon Energy continue de mener des opérations de carottage afin d’extraire des échantillons de schistes bitumineux. Ils seront ensuite testés dans l’usine allemande d’Enefit Outotec Energy, une compagnie estonienne spécialiste des schistes bitumineux, qui a également développé un procédé technologique pour les transformer en pétrole non conventionnel. En parallèle, la compagnie britannique va mettre à jour son étude de faisabilité du projet d’ici fin 2014, notamment pour communiquer auprès des institutions financières et les inciter à investir dans la construction de la raffinerie. Si l’exploitation des schistes bitumineux n’est pas pour demain, cela n’empêche pas les militants écologistes de s’insurger. Source: INFOS MAROC Prolongation d’un accord offshore avec fastnet oil & gas L’indépendant irlandais Fastnet Oil & Gas, a obtenu de Rabat l’approbation d’une première période de prolongation de la licence d’exploration Foum Assaka, dans l’offshore Atlantique (au large des côtes d’Essaouira à Agadir) jusqu’au 30 juin 2016.Il a par ailleurs confirmé l’engagement de Fastnet à procéder au forage d’un puits d’exploration, et d’un puits d’évaluation dans l’éventualité d’une découverte. Source : BIP Licence d’exploration pour Chariot Oil & Gas Chariot Oil & Gas a obtenu une participation de 75 % et le rôle d’opérateur sur la licence d’exploration de Mohammedia, au large du Maroc, en partenariat avec l’Office national des Hydrocarbures et des Mines (ONHYM). La licence est adjacente aux permis de Loukos et Rabat Profond que détient déjà la compagnie. Elle couvre une superficie de 4 600 km² par des profondeurs d’eau inférieures à 500 m. Chariot Oil & Gas a confié à Dolphin Geophysical un programme d’études de sismique 3D sur une superficie de 1 700 km² répartie sur ses trois permis marocains ; elle commencera en avril prochain. Elle aura, à l’issue de ces études, rempli 6 tous ses engagements contractuels 46 concernant ces licences et pourra ainsi prétendre à un permis d’exploration pour la zone de Mohammedia. EGYPTE Nouveau puits positif pour RWE Dea sur North West Khilala Le groupe allemand RWE Dea a annoncé le 13 mars le succès d’un nouveau puits d’évaluation foré sur le gisement de gaz North West Khilala (NWK), dans le delta du Nil. Le projet Disouq que RWE mène dans ce pays repose sur le développement de sept champs gaziers dans le delta du Nil et NWK a été le premier gisement à entrer en production en septembre dernier. Le nouveau puits a été foré afin de tester les limites Nord-Ouest du champ, à 2,8 km du puits de découverte NWK-1x. NWK-1-4 a donné un débit de 450 000 M3/j en essais. Le puits va maintenant être relié aux infrastructures existantes et sera mis en production rapidement. Le débit du champ est actuellement de 1,45 M.m3/j de gaz à partir de trois puits. En association avec EGAS et SUCO, RWE Dea table sur une production de 11,4 GM3 à partir des sept champs aux termes de la première phase de développement du projet Disouq. Source : BIP /oxford-business-group 47 L’EGYPTE vous tente le GEP-AFTP a maintenant un correspondant sur place pour vous informer et vous guider : SAYED ABOUZEID PrésidentDirecteur Général ZOMRODA International Tel : + 33 1 80 50 85 17 Mob : + 33 6 25 55 17 38 E-mail : [email protected] Site Internet : www.zomroda.com MOYEN ORIENT EMIRATS ARABES UNIS CGG réorganise sa coopération avec TAQA CGG a annoncé le 20 février la signature d’un accord de coopération avec TAQA. Les deux compagnies ont décidé de regrouper les ressources de leurs deux joint-ventures au Moyen-Orient, Argas (entreprise saoudienne créée en 1966 qui opère des activités de géophysique en Arabie Saoudite) et Ardiseis (société créée en 2006 à Dubaï qui collecte des données sur terre et en eaux peu profondes dans le reste du MoyenOrient), en un nouveau Groupe Argas doté d’un capital plus important (détenu à 51 % par Taqa et à 49 % par CGG), plus efficace et plus puissant sur un périmètre d’activité plus étendu. Argas deviendra l’actionnaire unique d’Ardiseis, explique CGG dans un communiqué. Cet accord officialise en même temps un accord de fournisseur stratégique entre Sercel, la division équipement sismique de CGG, et le nouveau Groupe Argas, « pour améliorer mutuellement la compétitivité de Sercel et d’Argas et renforcer leurs positions respectives sur les marchés du Moyen-Orient qui sont appelés à connaître une forte croissance avec le développement des équipes à très grand nombre de capteurs ». FUJAIRAH Petrixo investira 800 m$ dans une usine de biocarburants La compagnie émiratie a finalisé la préparation des études et de la conception technique relatives au projet et a sélectionné les technologies qui seront utilisées. L’usine, qui sera construite à proximité du port de Fujairah, devrait être à même de produire 1 MT/an de produits (biogazole, biocarburéacteur, bio-naphta, bioGPL). Petrixo a reçu le soutien d’un consortium de compagnies internationales et d’institutions financières pour mener à bien le projet. Source: BIP ABU DHABI SARB project for Hyundai Construction has been awarded a 1.9 G$ contract by ADMA-OPCO, to construct deep-sea oil transportation and treatment facilities.The contract will see Hyundai carry out the construction work at the Satah Al Razboot (SARB) oil field which lies about 120km northwest offshore Abu Dhabi.The project is expected to take 54 months as of March this year. Source: Pipeline Staff. Succès pour Technip Technip a remporté auprès d’ADMAOPCO un contrat de PMC pour la Phase 1 du projet Zakum Oil Lines Replacement (ZOKL), pour le remplacement de conduites pétrolières. OMAN/UNION DES ÉMIRATS ARABES Raffineries Le fonds d’investissement d’Abou Dhabi Ipic (International Petroleum Investment Co) étudie des options de financement pour la construction de deux raffineries représentant un montant total de 9,5 G$. Une étude de faisabilité a été menée sur un projet de raffinerie de 3,5 G$ à Fujairah l’un des émirats. Le fonds 48 d’investissement étudie aussi des options de financement concernant un projet de raffinerie de 6 G$ prévu au port de Duqm, en OMAN. Un projet de 230 000 b/j mené dans le cadre d’une jv à parité avec le gouvernement omanais. La raffinerie de Fujairah serait située à proximité d’un pipeline de 400 km qui devrait être finalisé cette année, permettant des exportations par le Golfe d’Oman en évitant le détroit d’Ormuz. La capacité actuelle de cet oléoduc est de 850 000 b/j, soit moins que la capacité prévue de 1,5 Mb/j. La raffinerie permettrait de traiter du brut de l’UEA et donnerait le choix à Abou Dhabi d’exporter sa production sous forme de brut ou de produits raffinés. Source: BIP IRAK IRAK-KURDISTAN Le GEP-AFTP était l’invité de ACADEMY &FINANCE qui organisait à Abu Dhabi, deux jours de conférences sur le thème « CONTROL OF ENERGY IN THE KURDISTAN REGION OF IRAQ » ; Une cinquantaine de sociétés participaient, sociétés US, UK, du Golfe…et quelques sociétés françaises que je tiens à féliciter pour leur intérêt. Si l’on exclut les problèmes politiques de l’Irak et de cette région en particulier, le Kurdistan offre un attrait particulier pour le monde pétrolier et parapétrolier. L’exploration et la construction vont bon train, la sécurité est pratiquement assurée pour les personnels, et les moyens de paiements sont en place, avec toutefois quelques lenteurs administratives. Une destination à inscrire dans vos agendas pour 2015. Les présentations des deux jours sont disponibles au GEP-AFTP sous forme papier, et consultables sur place. Contact JJ ROYANT Sonangol décide de se retirer du pays… La compagnie pétrolière angolaise a annoncé son retrait d’Irak en raison de la situation politique du pays. « Actuellement, notre plan d’action en Irak consiste à solder tous les comptes et à régler toutes les questions afin de permettre notre retrait du pays. En 2013, Sonangol, opérateur des deux champs Qayara et Najmah dans la province de Ninive, au Sud de Mossoul, n’a pu mener aucune activité en raison des nombreux conflits dans la zone et des problèmes de sécurité, liés notamment à la présence d’Al-Qaïda. Pour rappel, le groupe angolais avait signé fin 2009 un contrat avec l’Irak en vue de l’exploitation des deux champs, annonçant un investissement de 2 G$ pour développer la zone de Qayara. Sonangol a déjà reçu des sollicitations pour l’achat de ses participations dans ces champs. Cette sortie d’Irak intervient deux ans après l’annonce en 2012 du retrait d’Iran en raison des sanctions internationales prises contre le pays. Source: BIP mais ENI confirme sa présence 49 Juste après qu’Eni eut menacé de quitter l’Irak si certains contrats n’étaient pas signés dans les prochaines semaines, Bagdad a approuvé deux importants contrats relatifs au développement de Zubair, pour un montant total d’environ 1 G$. Un troisième nécessite encore des discussions. Ces deux contrats concernent des stations de dégazage. Le projet Zubair vise à faire passer la production du champ à 850 000 b/j, contre environ 320 000 b/j à l’heure actuelle. TAQA Abu Dhabi s’installe à Erbil Abu Dhabi’s energy conglomerate TAQA, has formally opened its new office in Erbil, in the Kurdistan region of Iraq. His Excellency Al Mansouri said: "The presence of such a major UAE company like TAQA in the Kurdistan region of Iraq brings many significant benefits, most importantly towards the UAE’s commitment to strengthen relations with the Kurdistan Region. TAQA will also encourage other UAE companies to follow suit and seek opportunities here. We wish TAQA and the Kurdistan Region every success in further strengthening their mutually beneficial relationship”. Leo Koot, president of TAQA Iraq, said: “As we continue to move forward on our ambitious production schedule that anticipates delivering first oil by early 2015, this new office gives us a powerful tool to leverage and amplify the enormous skills of our professionals who bring expertise from across the globe to the exciting possibilities we see in Kurdistan.” Démarrage de la construction de la raffinerie de Karbala Un chantier qui devrait durer 54 mois. Le consortium Hyundai Construction, Hyundai Engineering, GS Construction et SK Construction conduira les travaux de cette raffinerie d’une capacité de 140 000 b/j, le contrat EPC ayant été accordé à ce consortium pour un montant de 6,04 G$. Cette nouvelle installation fait partie des 4 nouveaux sites que prévoit de construire l’Irak pour atteindre une capacité de raffinage de 750 000 b/j, produira de l’essence, du gazole, du gaz liquéfié, du kérosène et de l’asphalte. Source: BIP Total envisage de construire un grand complexe pétrochimique « Il s’agit d’un accord entre le ministère de l’Industrie et des Mines irakien et Total pour une étude de préfaisabilité d’un complexe pétrochimique de taille mondiale en Irak », a déclaré une porte-parole du groupe pétrolier. « Il s’agit à ce stade de discussions exploratoires qui doivent être confirmées dans les prochains mois » Le développement de projets aval viendrait en complément de projets amont. Compte tenu de son passé et de son présent en Irak, le groupe s’intéresse naturellement à la valorisation des ressources gazières dans le pays ». Source: BIP 50 Extension de la raffinerie de Bazian traitement de gaz, d’une capacité de 1,5 GM3/an, ont également démarré. Qaiwan Group, Dubai, has issued a call for bids related to the planned expansion of its 34,000-b/d Bazian refinery 25 km from Sulaymaniyah on the coastal belt of Iraq’s Kurdistan region. The company has invited bids for EPC for Phase 3 (BREP3). Launch of the tender follows completion of FEED, currently in progress by Technip , which also completed conceptual design for the project in late 2012. Source: BIP Oil & Gas Journal Gazprom Neft relie Badra au réseau du pays Gazprom Neft a achevé la pose, les essais et la connexion d’un pipeline de 165 km entre le gisement de Badra qu’elle opère en Irak, et le champ de Gharraf, dans le district de Nasiriyah. Les infrastructures étant déjà en place à Gharraf, Badra est donc désormais connecté au principal réseau du pays. La capacité du pipeline achevé est de 204 000 b/j (10 MT/an). C’est en décembre 2013 que Gazprom Neft a produit, pour la première fois, du pétrole à Badra, dans le cadre d’essais sur le puits BD4. Les travaux se poursuivent sur le site pour développer l’infrastructure nécessaire au lancement de la production commerciale, attendue au premier semestre de cette année. La construction d’une station centrale de collecte d’une capacité de 170 000 b/j est en cours. Les travaux de construction d’un complexe de IRAN Extension des contrats pétroliers à 20 ans L’Iran étendra la durée de ses contrats de développement de champs pétroliers et gaziers signés avec les compagnies étrangères à environ 20 ans (contre 10 ans maximum actuellement) dans le cadre des efforts réalisés par le pays pour faciliter l’entrée des investisseurs étrangers en vue de la levée des sanctions. En plus de l’allongement de la durée des contrats de développement pétroliers et gaziers (qui ne pourra excéder 25 ans, d’après le responsable du ministère), ce qui amènera l’Iran à rejoindre ce qui se fait dans la plupart des autres pays producteurs, le nouveau système qui devrait être mis en place intégrerait une plus large part des bénéfices allouée aux compagnies étrangères. Celle-ci est actuellement plafonnée à 15 %. IRAN/PAKISTAN Islamabad stoppe le projet de gazoduc par crainte de sanctions Le Pakistan n’ira pas de l’avant dans la construction d’un gazoduc qui relierait le pays aux importants gisements de gaz naturel de l’Iran voisin, craignant l’imposition de sanctions américaines. À Téhéran, le ministre du Pétrole Bijan Zanganeh a affirmé que « l’Iran est toujours 51 engagé à respecter son contrat gazier avec le Pakistan qui ne lui a pas communiqué sa position à ce sujet par voie officielle ». qui devrait commencer à transporter 1 Mb/j à compter de 2018. Source: BIP Attribution de tous les grands projets attendus JORDANIE Schistes bitumineux La Saudi Arabian Corporation for Oil Shale prévoit de commencer dans cinq ans à produire du pétrole à partir de schistes bitumineux en Jordanie après que la Chambre basse du Parlement a approuvé ses accords avec le gouvernement. L’étude de faisabilité et les travaux sur le projet devraient commencer. Le projet devrait coûter entre 2 et 3 G$ pour une production de 3 000 b/j dans cinq ans et d’environ 30 000 b/j d’ici à 2025. L’exploitation se fera dans la zone d’Atarat Umm Ghadran. Source: BIP ÉGYPTE/IRAK/JORDANIE Accord tripartite de coopération hydrocarbures La Jordanie, l’Irak et l’Égypte ont signé le 6 mars un accord tripartite de coopération en matière de pétrole et de gaz naturel. Cet accord porte sur l’exportation de gaz par le pipeline reliant la péninsule du Sinaï au port jordanien d’Aqaba, sur la Mer Rouge. Les trois pays ont également évoqué la construction d’un oléoduc destiné à exporter le pétrole irakien vers l’Égypte, le Soudan et d’autres pays africains, via Aqaba. Ils ont évoqué la possibilité que la Jordanie et l’Égypte bénéficient de l’oléoduc, KOWEIT CB&I confirms Mina Abdulla I Clean Fuels Project work Article posted by Pipeline Staff. CB&I has received an award US$370 M by KNPC for its Clean Fuels Project at the Mina Abdulla 1 refinery .This makes it the fourth major international EPC contractor to join the $12 billion mega project to produce 800,000 bpd of cleaner low sulfur refined fuels. Last month Petrofac, Samsung Engineering firmed up their positions in the project and earlier this week US firm Fluor was chosen as the preferred bidder to design, construct and commission the Mina Abdulla 2 package. "The installation of these units will reduce sulfur, enhancing the ability of Kuwaiti petroleum products to compete on the world market and meet stringent international environmental regulations." CB&I is part of the joint venture led by Petrofac and Samsung Engineering, that will execute the Mina Abdulla I refinery project. CB&I's project scope includes engineering and procurement for two atmospheric residue desulfurization units, which were previously licensed by Chevron Lummus Global, a joint venture between CB&I and Chevron. 52 The Clean Fuels Project is one of KNPC's major investment projects to upgrade the Mina Abdullah and Mina Al-Ahmadi refineries in order to reach the daily 800,000 production target from the current 736,000 bpd. CB&I Clean Fuels Project CFP Kuwait National Petroleum Company KNPCKuwait EPC engineering fuel oil gas refinery Mina Abdulla Mina AlAhmadi Petrofac JV awarded US$3.7B Kuwait refinery contract Petrofac leading a joint venture with Korean based Samsung Engineering Co Ltd and CB&I Nederland BV has received an award notification for Kuwait National Petroleum Company’s (KNPC) Clean Fuels Project, Mina Abdulla (MAB1) refinery in Kuwait. Located in southern Kuwait, the US$3.7 billion contract, of which Petrofac’s share is US$1.7 billion, will be completed over a period of approximately four years. The lump sum engineering, procurement and construction scope of work includes the provision of 19 new refining units at Mina Abdulla, revamping of five existing units at the Shouaiba refinery site and the accompanying inter-refinery transfer lines. The Clean Fuels Project is one of KNPC’s major investment projects to upgrade the Mina Abdulla and Mina Al Ahmadi refineries, in order to reach a daily production target of around 800,000bpd. This is the second substantial refinery project to be awarded to Petrofac within recent months; the first being the US2.1 billion Sohar Refinery improvement project for Oman Oil Refineries and Petroleum Industries Company in Oman and further underpins the Group’s appetite in the downstream sector. Fluor Awarded Clean Fuels Project Contract in Kuwait www.gulfoilandgas Fluor Corporation and its joint venture team was selected by KNPC as the preferred bidder to design, construct and commission the Mina Abdullah Package 2 Clean Fuels Project. For the lump-sum, turnkey project, Fluor will provide EPC services as well as the associated commissioning, start-up and testing support. "We are proud to continue our decades-long legacy of executing EPC projects with KNPC in Kuwait. The Clean Fuels Project involves upgrading Kuwait’s Mina Abdullah and Mina Al-Ahmadi refineries in order to increase capacity. Fluor formed a joint venture with Daewoo Engineering & Construction and Hyundai HeavyIndustriesfor the Clean Fuels Project. For more information about related Opportunities and Key Players visit Kuwait Oil and Gas Projects Terminal de réception de LNG Une filiale de Global Engineering and Construction group, lui-même partie prenante de Foster Wheeler, a 53 obtenu une commande de KNPC pour le FEED d’un terminal d’importation et de regazéification de LNG à terre. Le montant du contrat n’a pas été révélé. Foster Wheeler a déjà réalisé la faisabilité pour ce terminal dont la capacité sera de 42MM3/j et qui sera doté de quatre réservoirs de stockage d’une capacité unitaire de 180 000 m3. Ces études doivent être terminées d’ici à octobre 2014. Le terminal doit être opérationnel en 2020. OMAN 6 nouveaux contrats d’exploration en 2014 Le ministère du Pétrole et du Gaz omanais prévoit de signer six nouveaux contrats d’exploration en 2014. La production gazière du sultanat s’élève à environ 80 MM3/j à l’heure actuelle. Pour couvrir ses besoins, Oman importe entre 5 et 7 MM3/j supplémentaires à partir du projet Dolphin. Côté pétrole, la production de brut devrait se monter à 940 000 à 950 000 b/j à la fin de l’année. Les débits devraient rester autour de 950 000 b/j au cours des deux à trois prochaines années. L’an dernier, le coût de production s’est monté à 23 $/bl. 3 projets pour Orpic pour un total de 7 G$ Dans le raffinage-pétrochimie pour Oman Oil Refineries and Petroleum Industries. Les trois projets sont ceux de modernisation de la raffinerie de Sohar, de mise en place d’un pipeline de produits pétroliers entre Muscat et Sohar et, enfin, de produits plastiques LPP (Liwa Plastics Project). Ces projets devraient permettre à Orpic d’extraire une bien plus grande valeur à partir d’un baril de brut omanais qu’elle ne peut le faire actuellement. Le projet de modernisation de la raffinerie de Sohar permettra au site de traiter du brut plus lourd et de réduire ses émissions polluantes. Il conduira à la hausse des niveaux de production actuels de 70 % et permettra à Orpic de produire pour la première fois du bitume. Le principal contrat EPC de ce projet, qui devrait être finalisé d’ici à la fin 2016, a été signé au mois de décembre avec Daelim et Petrofac. Pour ce qui est du projet MSPP (Muscat-Sohar Product Pipeline), qui devrait être achevé en 2017, il porte sur un pipeline multi-produits à double sens de 290 km entre Muscat et Sohar. Il reliera aussi une installation de stockage stratégique à Jifnain, dans la région de Muscat. Enfin, le projet LPP (Liwa Plastics Project) prévoit la construction d’un vapocraqueur et d’unités associées qui permettront à Orpic de produire deux nouveaux types de plastiques, HDPE et LLDPE, ainsi que de plus importants volumes de polypropylène. LPP devrait être livré en 2018. En 2013, Orpic a traité environ 56 Mb dans ses raffineries de Sohar et Mina Al Fahal, soit l’équivalent de 17 % de la production totale du pays (le reste ayant été exporté). Source: BIP 54 OMAN/IRAN Construction d’un gazoduc sous-marin Oman a signé un accord initial avec l’Iran pour construire un gazoduc sous-marin d’1 G$ pour importer du gaz de la République islamique, un mémorandum d’accord avait été signé en 2009 pour construire un gazoduc sous-marin long de 200km en opération vers 2017. Les deux parties vont commencer des études techniques et de faisabilité du projet. Une production gazière attendue en forte hausse d’ici à 2018 Au cours des cinq prochaines années, Oman prévoit d’accroître fortement sa production gazière et faiblement sa production pétrolière. Le sultanat prévoit de porter ses débits de gaz à 120 MM3/j de gaz à l’horizon 2018, soit 17,6 % de plus qu’en 2013 (année durant laquelle la production s’est élevée en moyenne à 102 MM3/j). Le projet de gaz de réservoir compact (tight gas) Khazzan mené par BP, projet qui devrait entrer en fonctionnement en 2017, devrait à lui seul représenter une production de 28 MM3/j en 2018. Pour ce qui est des débits de brut et de condensats d’Oman, ils devraient se monter en moyenne à 950 000 à 960 000 b/j au cours de la période de cinq ans, en progression de moins de 2 % par rapport au niveau de 2013. L’an dernier, ils ont été de 942 000 b/j en moyenne, soit 2,5 % de plus qu’en 2012. 55 Metso wins a significant contract to Saudi Aramco’s petroleum refining complex Metso has received a large order to be delivered to Saudi Aramco’s petroleum refining and petrochemical production complex currently under construction. The order includes a considerable number and wide range of Metso’s Neles® rotary and globe valves and Jamesbury® valves, including control, on-off and safety valves. It also includes Metso’s intelligent safety solenoid technology and valve controllers, which guarantee maximum process availability and safety while reducing overall operating costs. The valve solutions will be delivered to the petroleum refining and petrochemical production complex of Saudi Aramco, Saudi Arabian Oil Company, that will be substantially expanded. The expansion of the current facilities is part of Saudi Aramco’s plan to diversify its business from crude oil into chemicals, unconventional gas and renewables. “The order is one of Metso’s biggest orders to the Saudi Aramco projects. We believe that this helps us in further building our relationship with Saudi Aramco,” remarks Sales Manager John Lee, Automation, Metso. 56 AMERIQUES ARGENTINE Nouvel eldorado du pétrole et gaz de schiste ? L’Argentine est le principal producteur d'hydrocarbures de schiste hors des Etats-Unis et du Canada. Les groupes comme Total, Chevron et Shell accélèrent leurs investissements en Argentine. Christophe de Margerie lors de sa rencontre avec Cristina Kirchner, Présidente de l’Argentine, en visite à Paris pour inaugurer le Salon du livre a déclaré : « L'exploitation du gaz non conventionnel, c'est le pari de la prochaine décennie ! ». Total a décidé d'accélérer ses investissements dans le pays. Total est présent en Argentine depuis 1978 et est deuxième opérateur gazier du pays. Total a lancé dès 2011 des campagnes d'exploration d'hydrocarbures de schiste, qui s'avèrent encourageantes. Il devrait forer les premiers puits pilotes dans les prochains mois. Total n'est pas seul à considérer l'Argentine comme un enjeu majeur pour les années à venir. L'américain Chevron a annoncé en juillet 2013 un accord avec la société locale YPF portant sur 1,25 milliard de dollars d'investissements destinés à développer la production d'hydrocarbures de schiste. Et Shell a annoncé en décembre son intention de tripler ses investissements dans la zone, à 500 millions de dollars. L'Argentine développe ses ressources en hydrocarbures conventionnelles (notamment à Vega Pleyade, en Terre de Feu, où Total vient d'engager le développement d'un gisement offshore de gaz), mais elle recèle aussi d'immenses réserves de gaz et de pétrole de schiste. Selon les dernières estimations du département américain de l'Energie, l'Argentine détiendrait les deuxièmes réserves de gaz mondiales (23.000 milliards de mètres cubes) derrière la Chine, et les quatrièmes pour le pétrole (27 milliards de barils), derrière la Russie, les Etats-Unis, et la Chine. De quoi alimenter les rêves d'indépendance énergétique du pays, qui, après avoir été exportateur de pétrole, est redevenu importateur depuis 2010. Le pays aura toutefois pour cela besoin des majors internationales. YPF, qui prévoit d'investir 37 milliards de dollars pour développer la production de Vaca Muerta, a annoncé qu'il cherchait des partenaires. Pour attirer les investisseurs, le gouvernement argentin a évoqué une nouvelle loi pétrolière d'ici à deux ans. Le pays propose déjà des incitations fiscales sur les taxes à l'exportation pour les sociétés qui investissent au moins 1 milliard de dollars sur cinq ans. L'accord qu'il vient de trouver avec Repsol, qui bénéficiera de 5 millions de dollars en obligations pour compenser son expropriation en 2012, est sans doute de même destiné à rassurer les compagnies étrangères. Source : Les Echos 57 USA L’API fête le 65e anniversaire de la fracturation hydraulique L’API (American Petroleum Institute), célèbre le 65e anniversaire de la fracturation hydraulique. Cette technologie a été mise en œuvre pour la première fois le 17 mars 1949 à Duncan (Oklahoma) pour exploiter des hydrocarbures de roche mère et de réservoirs compacts. La fracturation hydraulique, technologie a été utilisée sur plus de 1 million de puits aux États-Unis. D’après une étude d’IHS citée par l’API, le développement des ressources non conventionnelles américaines grâce à la fracturation hydraulique a permis, en 2012, une augmentation du revenu disponible de 1 200 dollars en moyenne par foyer, a soutenu 2,1 millions d’emplois américains et a contribué à hauteur de 284 milliards de dollars au PIB des États-Unis. Toujours selon IHS, d’ici à 2025, ce sont 3,9 millions d’emplois que soutiendront les forages non conventionnels outreAtlantique. BRESIL Subsea 7 S.A. awarded contract offshore Brazil Subsea 7 S.A. awarded contract offshore Brazil Subsea 7 S.A. announced the award of a lump sum contract valued at approximately $110 million by Shell for the installation of jumpers, umbilicals and associated subsea structures for the BC-10 Phase 3 Project in the Campos Basin offshore Brazil. Project management and engineering will be performed from Subsea 7’s offices in Rio de Janeiro and will commence in Q1 2014 with the offshore campaign starting in Q3 2015, using the construction/flexlay vessel the Skandi Neptune. The project has a total duration of approximately two years. 58 EUROPE MER DU NORD Wood Group has been awarded a contract extension from Chevron. This is the second award WGPSN has received from Chevron North Sea Limited in the past six months. Services will be provided to the Captain and Alba fields, including the Captain floating production storage offloading (FPSO), the Captain wellhead and production platform and the Alba North platform. In November, WGPSN received a one year extension to provide engineering and construction to the same fields. This latest extension is a continuation of a contract WGPSN was first awarded in 2009. Effective February 2014, it enables WGPSN to retain approximately 100 positions offshore in the UK. In the UK, Wood Group now employs more than 12,000 people working onshore and offshore. ESPAGNE La recherche de pétrole et de gaz pourrait doper l'économie L'exploration et la production d'hydrocarbures en Espagne pourrait créer 260 000 emplois en vingt ans et représenter 4% du PIB, selon une étude du cabinet Deloitte. Alors que de possibles prospections aux îles Canaries et Baléares suscitent un fort rejet local. « Le développement d'une activité d'exploration et de production d'hydrocarbures en Espagne aurait un effet significatif sur l'économie nationale en termes de produit intérieur brut, de création d'emploi et de balance commerciale », estime cette étude, réalisée pour le compte de l'Association espagnole des entreprises de recherche, exploration et production d'hydrocarbures (ACIEP). Selon le scénario moyen envisagé par Deloitte, qui table sur des réserves estimées à 2 milliards de barils équivalent pétrole et 2.500 milliards de mètres cubes de gaz naturel, l'activité créerait d'ici vingt ans 260.000 emplois et représenterait alors 4,3% du PIB espagnol, soit 44 milliards d'euros, tout en comblant le déficit commercial en quinze ans. L'Espagne est obligée de miser sur la recherche et l'exploration de toute source d'énergie qui réduise sa forte dépendance à l'extérieur, a estimé le sous-secrétaire du ministère de l'Energie, Enrique Hernandez Bento, à l'occasion de la publication de cette étude. 59 FRANCE Le Conseil français de l’Energie La Lettre du CFE à découvrir ici À la une ce mois-ci : Forum Européen les 24 et 25 avril prochain Discours de Marie-José Nadeau, présidente du CME, en Afrique du Sud L'évolution du bouquet énergétique mondial de 1965 à 2012 Enfin un projet …120 M euros à Donges en 2015 Total investira près de 120 M Euros en 2015 dans sa raffinerie de Donges, dont 100 dans le cadre d’un nouveau « grand arrêt » programmé sur les mois de mars et avril. Le chantier entraînera la fermeture complète de l’usine, d’une capacité de 220 000 b/j, pendant quatre à cinq semaines. Le grand arrêt générera près d’un million d’heures de travail pour les sous-traitants et mobilisera quelque 3 500 personnes, s’ajoutant aux 707 salariés du groupe pétrolier sur le site. Le nord producteur de gaz Une mission d’enquête de la région Nord-Pas-de-Calais sur le projet d’extraction du méthane des veines de charbon, associant EGL et Gazonor, s’est close sur une note positive malgré l’opposition des écologistes d’EELV, a estimé mardi 18 février son président, Bertrand Péricaud (Front de gauche). Au terme de sept réunions, de l’audition de 27 experts et d’une visite dans le bassin houiller lorrain où un projet du même type (mené par EGL) est plus avancé, la mission d’enquête gaz de houille, entamée à l’automne 2013 dans le cadre du Schéma régional de développement économique (SRDE), a produit un rapport de 50 pages dressant l’état de l’art dans ce domaine. EGL, selon le rapport, vise au moins à produire pendant 25 ans quelque 10 à 12 % de la consommation de gaz du Nord-Pasde-Calais. Pour quatre puits, il prévoit d’investir 17 Millions Euros. Les permis pour les deux premiers de ces puits, à Avion et Divion (Pas-deCalais), ont été délivrés par le ministère de l’Environnement. M. Péricaud et l’UMP André Flajolet, vice-président de la mission, ont soutenu devant la presse l’idée d’une participation financière de la région au projet. Quelque 190 emplois directs et 300 emplois induits pourraient être créés, d’après EGL. Le rapport sera présenté à l’assemblée générale du SRDE en avril puis débattu en juin. Source : BIP Areva et Schneider Electric: développement de l’éolien en mer AREVA a sélectionné Schneider Electric comme fournisseur privilégié d’équipements électriques à destination de ses éoliennes en mer, notamment pour son parc de 100 éoliennes de 5 MW dans la baie de 60 Saint-Brieuc et pour les projets en cours d’appel d’offre de Dieppe Le Tréport et Yeu-Noirmoutier. nombre similaire devant à l’inverse Selon les termes de l’accord signé entre les deux groupes, Schneider Electric pourra approvisionner les éoliennes des parcs AREVA en transformateurs et disjoncteurs. Ces équipements seront produits sur deux sites industriels Schneider Electric localisés dans les environs de Metz et Grenoble. Les être déclassées. installations de la ces dispositions, devront se faire connaître auprès du préfet dans un délai d’un an à compter du 1er juin 2015 et disposeront ensuite d’un délai de réglementation française, repose sur un système de classification des substances en fonction des dangers qu’elles présentent. Pour être harmonisé au niveau mondial et au niveau européen, ce système a été profondément modifié. Les industriels, sous le contrôle de l’Etat, doivent donc réévaluer leurs installations afin de déterminer sous quelle classification elles se trouvent. Ils ont jusqu’au 1er juin 2015, date d’application de la directive Seveso 3 et de ses textes de transposition, pour finaliser ce reclassement. Au 1er janvier 2014, la France compte 1 182 installations Seveso dont 642 qui relèvent du seuil haut. Il est attendu que ces nouveaux critères conduiront à classer Seveso 20% d’installations supplémentaires, un un à deux ans supplémentaires (selon le type de demandé, étude de dangers, politique de prévention des accidents conformer La directive Seveso 3, comme la qui seront nouvellement concernées par document Seveso : évolution réglementation existantes, majeurs…) à pour la se nouvelle réglementation. Ces décrets sont le fruit d’une large concertation entre les différents acteurs (fédérations professionnelles, associations de protection l'environnement, de gouvernement) ainsi que d’une consultation publique qui avait été lancée dès avril 2013. Pour aider les exploitants industriels français à procéder au reclassement, le ministère a mis en place des outils sur son site Internet : http://www.developpementdurable.gouv.fr/Outil-SEVESO-3.html Une campagne également d’information organisée dans est les principales régions industrielles avec l’aide des Directions régionales de l’environnement de l’aménagement et du logement (DREAL), chargées 61 du contrôle de l’application de ces modifiant le titre Ier du livre V du dispositions. Un guide sera mis à la code disposition pourront des industriels également auprès se des de l’environnement qui tourner Décret no 2014-285 du 3 mars 2014 DREAL. modifiant la nomenclature des installations classées Enfin, conformément à la directive Seveso, un site Internet sera mis en place pour informer le grand public : HONGRIE informations GE Opens Newly Expanded Oil and Gas Facility présentés sur par concernées, les les sur risques installations la nature des substances stockées sur les sites et risques associés, le comportement à adopter en cas d'urgence, la date de la dernière indications consulter inspection nécessaires le compte et les pour en rendu, etc. Transposition de la directive Seveso 3. La publication d’hier vient compléter la transposition en droit français de la directive dite Seveso 3 qui vise à assurer la prévention des risques d’accident majeur des grandes installations industrielles : explosions, incendie, fuite de substances toxiques dans l’air ou dans niveau l’eau… Les législatif introduites dispositions ont déjà été le code de loi dite dans l’environnement de par la GE formally opened its newly expanded oil and gas facility in Fót, Hungary. The GE Oil & Gas manufacturing plant has been substantially enlarged with the addition of a new 8,000 square meter manufacturing facility and a new office building of 3,000 square meters. The new state-of-the-art manufacturing base will provide central unit control panels (UCPs) for pipelines, LNG production facilities and other oil and gas applications. The increased capacity adds more than 100 jobs, including 40 engineering positions, an employment increase of more than 80 percent. RUSSIE Shah Deniz Awards Further Key Stage 2 Contracts Ddadue du 16 juillet 2013 portant Shah Deniz diverses dispositions d’adaptation au Stage 2 Contracts The Shah Deniz droit de l’Union européenne dans le and domaine du développement durable. consortia are pleased to announce South Awards Further Caucasus Key Pipeline that they are moving forward at pace Décret no 2014-284 du 3 mars 2014 with the awards of key contracts for 62 the development of the Shah Deniz value of this contract is $174 million Stage 2 and South Caucasus Pipeline and completion expected in 2018. Expansion (SCPX) contracts, covering projects. The both project - The contract for the initial phase of services and the subsea and pipeline engineering final and project management services, investment decisions announced on amounting to $57 million, has been 17 December 2013. The contract awarded awards underpin the schedule for Limited (WGK). management construction, follow the project delivery and complement the progress being made across multiple areas of this major development. Since the beginning of - The to Wood Group Kenny 63 contract for engineering, procurement and construction of the offshore platform living quarters has 2014 a been awarded to Apply Emtunga. The number of key Stage 2 contracts $32 million have been awarded following on from completed in 2017. Assembly and three major contracts which were commissioning of the living quarters announced in December 2013: will be contract carried out should at the be ATA fabrication yard in Bibi-Heybat near - The $528 million contract for the Baku where topsides units of the construction platforms will be constructed using and commissioning support of the SCPX project facilities local resources. in Georgia has been awarded to the Bechtel Enka joint venture which is - comprised of Bechtel International horizontal directional drilling and line Inc. and ENKA İnşaat ve Sanayi A.Ş.. pipe The crossings of the SCPX project has scope of work under this The $26 million installation for contract five river contract includes construction of a been awarded to 16km Completion is expected in 2016. access road, two 120 megawatt compressor stations and a pressure reduction and metering station. Completion is expected in 2018. - The facilities DrillTec for GmbH. - The contract for shaft and tunnel construction and line pipe installation for the two river crossings of the SCPX project (one in Azerbaijan and contract for engineering pipeline and and project one in Georgia) has been awarded to CSM Bessac. This $24 million management services for the SCPX contract is expected to complete in project has been awarded to Chicago 2017. Bridge & Iron UK Limited (CB&I). The Saipem awarded contract for the South Stream Offshore Pipeline Saipem 7000 offshore activities will commence at the end of 2014. In November 2014, the Castoro Sei vessel will move to Russian waters to Saipem awarded contract for 2 the billion South euros start activities in the shallow water. Stream Offshore Pipeline Saipem has been The construction of the first line will contracted Stream last until the third quarter of 2015 Transport B.V. for the construction of and the pipeline will be taken into the first line of the South Stream operations by the end of that year. by South Offshore Pipeline, from Russia to Bulgaria across the Black Sea, for a South Stream Transport B.V. is an total value of approximately € 2 international joint venture between billion. Gazprom (50%), Eni (20%), EDF (15%) and Wintershall (15%). The South Stream Offshore Pipeline will consist of four parallel gas pipelines each 931 kilometres long and will be laid at depths of up to 2,200 meters. Saipem will perform the installation design and will construct the entire first line plus the parts, the shore shallow water crossings, the landfall and the associated facilities for the four pipelines. The pipeline construction will be carried out by Saipem 7000, the state of the art J-Lay vessel suitable for ultra-deep water that has already constructed the Blue Stream pipeline in the Black Sea, and Saipem’s Castoro Sei, the S-lay vessel suitable for both shallow and deep waters which has trunklines, already including Stream Pipeline. laid the several North 64 UKRAINE La Crimée nationalise le secteur pétrolier et gazier Gazprom pourrait produire des hydrocarbures en Crimée L'une des premières nationalisations décidées le 24 mars par le parlement Le groupe Gazprom a proposé aux séparatiste de la Crimée a visé les autorités de Crimée d’exploiter des actifs situés dans la péninsule de la gisements de pétrole et de gaz sur le société plateau continental de la Mer Noire, a ukrainienne Tchernomorneftegaz. La annoncé le 18 mars le premier vice- décision votée dans la foulée de la Premier déclaration ministre de la Crimée, pétrolière publique d'indépendance de la Roustam Temirgaliev. « La Crimée péninsule ukrainienne qui demande est importants son rattachement à la Russie, porte producteurs de pétrole et de gaz sur également sur le plateau continental le plateau continental de la Mer et la zone économique exclusive en Noire. À l’heure actuelle, elle produit mer. Principale entreprise du secteur 1,5 milliard de mètres cubes de gaz de par an », a-t-il précisé. Selon lui, la s'occupe Crimée a réussi à augmenter la l'exploitation production de 40 % en 2013 en d'hydrocarbures lançant l’exploitation des gisements ukrainienne de la mer d'Azov et de la d’Odessa mer Noire, selon le site de la société. l’un des et de plus Chtormovy. Le la région, Tchernomorneftegaz de l'exploration de et de gisements dans la zone Parlement de la République a voté le 17 mars la nationalisation des biens L'entreprise de l’État ukrainien, y compris les gisements, onze de gaz naturel, deux réserves du sous-sol, se trouvant sur de pétrole et quatre de condensat de le territoire de Crimée. gaz. Elle assure aussi la production, le Source : BIP y transport exploite et le dix-sept stockage de carburants employant plus de 4.000 personnes et disposant de 13 plateformes off shore et de 1.300 km de gazoducs, dont 370 km en mer, elle a extrait en 2012 1,2 milliard de mètres cubes de gaz. Le parlement de la Crimée a nationalisé aussi les biens de deux autres entreprises du secteur des hydrocarbures, Oukrtransgaz et 65 l'Entreprise d'approvisionnement en hydrocarbures de Feodossia dans le sud-est de la Crimée. Shell renonce à produire du gaz dans la mer Noire gaz de schiste et celui de Shell et ExxonMobil dans la Mer Noire. Shell a souligné que sa décision ne remettait pas en cause sa participation aux autres projets en Ukraine, notamment l'exploration dans l'Est pour produire du gaz de schiste. Shell a annoncé avoir mis fin aux négociations avec les autorités ukrainiennes et ExxonMobil visant à produire du gaz naturel sur un gisement dans le nord-ouest de la Mer Noire. En septembre dernier, la présidence ukrainienne avait annoncé un accord préliminaire de partage de production avec ces deux majors occidentales, ainsi qu'avec l'opérateur ukrainien Nadra Ukraïny et le groupe roumain Petrom pour le secteur Skifski en mer Noire, avec comme objectif de produire de huit à dix milliards de mètres cubes de gaz par an. En janvier 2014, Shell a mis fin aux négociations concernant le secteur Skifski en eaux profondes dans la mer Noire, a indiqué la société dans un communiqué transmis à l'AFP. Shell espérait une signature en 2012 ou 2013 mais cela n'a pas été possible. Le groupe a donc décidé de consacrer ses efforts et son capital à d'autres projets dans le monde, est-il ajouté. Jusqu'au revirement en novembre du président Viktor Ianoukovitch et sa décision de se rapprocher de Moscou au détriment de l'Union Européenne, Kiev cherchait à réduire sa dépendance au gaz russe avec de nombreux projets de production, notamment dans le Bassin Levantin A la fin de la semaine du 17 mars 2014, le parlement libanais a reçu les ministres du gouvernement actuel et il leur a formellement accordé sa confiance. Ainsi, pour le sujet « Gaz et Pétrole », les ministres n’ont plus d’inquiétude de légitimité et peuvent continuer leurs travaux de préparation des deux décrets ; pour mémoire, il s’agit du Contrat-type et de la définition finale des blocs mis sur le marché et de la stratégie de leur attribution. 66 ASIE BRUNEI Contrat pour Vallourec CHINE Gaz de schiste Vallourec a remporté un contrat de 100 millions de dollars pour la fourniture de tubes premium et de connexions VAM® 21, destinés au projet offshore ML-South à Brunei, opéré par Total E&P Borneo, une filiale du groupe Total. Le succès de la campagne d'exploration démarrée en 2007 a conduit Total à établir un programme de forage qui débutera en 2015 par six puits de développement. ML-South, qui devrait recéler d'importantes réserves de gaz et de condensats, est situé dans le Bloc B au large de Brunei, à environ 65 mètres sous le niveau de la mer. Il s'agit d'une extension du champ en exploitation de Maharaja Lela Jamalulalam. Les puits de développement produiront à une profondeur supérieure à 5 000 mètres, dans un environnement hautement corrosif, avec des niveaux de pression et de température particulièrement élevés (HP/HT). Compte tenu de ces conditions, le projet constitue une nouvelle frontière en matière d'exploitation. Il illustre le savoirfaire de Total dans l'exploitation des environnements très complexes et renforce la position de leader de Vallourec dans la fourniture de solutions OCTG premium à l'industrie pétrolière et gazière. Source : Communiqué Vallourec Le développement du premier grand gisement de gaz de schiste en Chine, celui de Fuling, progresse plus rapidement que prévu, a indiqué le 24 mars Sinopec. La compagnie table désormais sur une production de 5 milliards de mètres cubes en 2015 et 10 milliards en 2017, contre 600 millions de m3 actuellement. Sinopec va réduire ses investissements en 2014 Stimulé par les bonnes performances du secteur du raffinage, le résultat net du principal raffineur chinois Sinopec a augmenté de 4 % en 2013 par rapport à 2012 pour s’établir à 10,64 milliards de dollars, a-t-il annoncé le 23 mars. Le chiffre d’affaires a progressé de 3 %, à 2 880 milliards de yuans. La branche Exploration-Production a vu son résultat opérationnel diminuer de 22%, principalement du fait d’une baisse de 6,6 % du prix du pétrole brut. La production a toutefois augmenté, à 442,84 millions de barils équivalent pétrole sur l’année, soit + 3,5 %. En revanche, le secteur du raffinage a dégagé un résultat d’exploitation de 8,60 mds de yuans, à comparer à une perte de 11,44 mds en 2012. Les traitements en raffinerie ont augmenté de 4,8 %, à 231,95 millions de tonnes. Sinopec prévoit des investissements de 161,3 mds en 2014, en retrait par rapport aux 168,6 mds de 2013. 67 Mise en production du gisement de gaz de Peluang Renström, President and CEO of the Alfa Laval Group. “Their unique energy efficiency is hard to match for any alternative technology.” Le groupe australien Santos a annoncé le 24 mars la mise en production plus tôt que prévu du gisement de gaz de Peluang, au large de Java Est, en Indonésie Did you know that… Vietnam will more than double its refining capacity in the next four years according to PetroVietnam, the state oil and gas group? La décision finale d’investissement pour ce projet avait été prise en février 2013. Le champ est relié aux installations existantes du gisement de Maleo. Le gaz sera utilisé par les consommateurs domestiques de la région, comme c’est déjà le cas des autres productions du groupe sur les champs d’Oyong, Wortel et Maleo. Sa production doit atteindre quelque 20 000 mètres cubes par jour. VIETNAM Alfa Laval wins SEK 55 million refinery order in Vietnam Alfa Laval has won an order to supply Alfa Laval Packinox heat exchangers to a refinery and petrochemical plant in Vietnam. The order is booked in the Process Industry segment and has a value of approximately SEK 55 million. Delivery is scheduled for 2015. The Alfa Laval Packinox heat exchangers will be used in the production of mixed Xylenes, ingredients in the manufacturing of synthetic nylons and PET bottles. “This order confirms that the Alfa Laval Packinox heat exchangers are reliable to use in demanding applications in refineries as well as petrochemical industries,” says Lars 68 OCEANIE PAPOUASIE NOUVELLE GUINEE Total et InterOil finalisent la transaction Elk-Antelope Total et InterOil Corporation ont finalisé un contrat révisé permettant l’entrée de Total dans le bloc PRL 15 contenant le champ de gaz d’ElkAntelope en Papouasie-NouvelleGuinée. Total acquiert une participation de 40,1 % (avant entrée de l’Etat) et apporte son expertise mondiale au développement du deuxième projet GNL de Papouasie-Nouvelle-Guinée. InterOil reçoit 401 millions USD et conserve une participation de 35,5 % (avant entrée de l’Etat) dans l’un des plus vastes gisements gaziers d’Asie. Les partenaires de l’association et le gouvernement de Papouasie ont pour objectifs de monétiser le gaz le plus rapidement possible. Aux termes de l’accord révisé signé ce jour, Total acquiert – à travers le rachat d’une filiale détenue à 100 % par InterOil – une participation de 40,1 % (avant entrée de l’Etat) dans le bloc PRL 15. InterOil conserve 35,5 % dans la licence et reçoit immédiatement 401 millions USD à la clôture de l’opération. La société recevra par ailleurs 73 millions USD à la décision finale d’investissement du projet Elk-Antelope, puis 65 millions USD au moment de la première cargaison de GNL. Enfin InterOil percevra des paiements additionnels fonction des réserves certifiées après appréciation d’Elk-Antelope. L'ensemble des paiements fixes et variables, incluant ceux liés à l’exploration, l’appréciation et la certification des ressources, sont déterminés à partir de l’accord annoncé le 6 décembre 2013, au prorata des nouvelles participations. 69 Nomination s IFPEN Eric Heintzé est nommé directeur scientifique de l’Institut. M. Heintzé, qui succède à Sophie Jullian, est docteur en mathématiques appliquées de l’Université Pierre et Marie Curie. Il a intégré IFP EN en 1992 comme ingénieur de recherche au sein de la direction Mécanique appliquée. En 1998, il est nommé chef du projet « Transport polyphasique » portant sur la simulation transitoire des écoulements polyphasiques en conduites pétrolières. Depuis 2001, il était directeur de la direction de recherche Mécanique appliquée dont les activités sont orientées majoritairement autour de la production offshore d’énergies : hydrocarbures et énergies marines renouvelables. Eric Heintzé co-anime le groupe programmatique « Énergies marines, hydraulique et éoliennes » de l’ANCRE. TOTAL Guy Maurice a été nommé directeur Afrique exploration-production. Il succède à Jacques Marraud des Grottes. Guy Maurice dirigeait jusqu’à présent la filiale nigériane de Total, il sera remplacé à ce poste par Elisabeth Proust première femme à diriger cette filiale. 70 Formation Les étudiants d’IFP School « cartonnent » dans les concours internationaux d’études de cas pétroliers Le 7 mars dernier, une équipe d’étudiants du programme en géosciences d'IFP School a remporté le concours européen 2014 de l’Imperial Barrel Award (IBA). Il s’agissait de réaliser une évaluation pétrolière sur une étude de cas réelle. C’est la troisième fois en cinq ans que des étudiants d’IFP School gagnent l’IBA Europe. Ces succès illustrent l’adéquation des formations d'IFP School avec la réalité industrielle. Les enseignements très appliqués permettent, en effet, aux 350 diplômés annuels d’être immédiatement opérationnels à leur sortie de l’École. Résultat ? 97 % des étudiants diplômés trouvent un emploi dans les trois mois qui suivent la fin de leurs études. L’équipe gagnante était constituée d’étudiants géologues et géophysiciens français, espagnols et nigérian. Ils ont réalisé l’évaluation d'un bloc pétrolier situé dans le bassin de Cooper/Eromanga en Australie, à partir d'un ensemble de données réelles fournies par l'industrie. Le jeu de données consistait en trois études géophysiques de sismique 3D, couvrant 762 km² et trois forages. Les étudiants ont présenté leur étude devant un panel d'industriels, regroupant BG Group, BP, CGG, ExxonMobil, Maersk, Nexen, OMV, Shell, Solo Oil et Total. L'équipe IFP School affrontait 26 universités et écoles européennes. Elle représentera l'Europe, lors de la finale mondiale organisée entre tous les vainqueurs des principales régions du monde, début avril à Houston pendant le congrès international de l'American Association of Petroleum Geologists (AAPG). Une équipe IFP School avait déjà remporté la finale mondiale en 2010. 71 Pour toute information sur la Revue des Entreprises contactez : Sylvie Le Brun : [email protected] Ont participé à ce numéro : Chantal Burlot Ludivine Coipel Christine Jouclas Georges Mosditchian Véronique Pirès Daniel Rioche Thierry Rouaud Jean-Jacques Royant 72
© Copyright 2024 Paperzz