100202-MOHO BILONDO-présentation SPE-wo back up · SIMOPS après S/U Challenges techniques : ... Tie-ins sur Nkossa et pipe onshore à Djéno: Friedlander

1 SPE – 02 février 2010

MOHO BILONDO18 juillet 2008


AgendaAgenda

Présentation du Projet et spécificités

Local Content

Objectifs et organisation

Le futur : Moho Nord

Conclusions


PermisPermisMohoMoho BilondoBilondoex Haute Merex Haute Mer

Partenaires TOTAL E&P Congo 53.5%Chevron 31.5%SNPC 15.0%


Zone dZone dééveloppveloppééee

BILONDOBILONDO

Limite du PEXLimite du PEX

MOBIMMOBIM

Profondeur mss API

Bilondo 1100 22

Mobim 1200 30

Mobim Csup

Mobim C


Une histoire mouvementUne histoire mouvementéée ...e ...1ère découverte 1995

1ère phase :

Études d'avant-projet en 2001 pour développer les objets Albien & Tertiaires

Basic engineering réalisé avec DORIS en 2002

Projet arrêté fin 2003 après un cycle complet d'appel d'offres (yc le rig)

2ème phase :

Nouvelles études conceptuelles lancées Q1-2004 sur la base d'une zone de développement restreinte aux seuls réservoirs tertiaires (incluant MOBIM)

Update du Basic Engineering en 2004, pour couvrir le nouveau scope UFL et pour tenir compte des caractéristiques des bruts des nouveaux réservoirs (impact sur FPU seulement)

En parallèle, évaluation détaillée d'une solution FPU en leasing menée à terme et finalement écartée sur des critères économiques

Nouveaux appels d'offres envoyés fin 2004 pour SPS et UFL (pas pour le rig)

Contrat FPU renégocié avec HHI (en compétition avec les offres leasing)

Sanction du Projet en COMEX en mai 2005 ; contrats surface signés été 2005


SchSchééma de dma de dééveloppementveloppement

Profondeur d'eau variant de 540 à 740m

2 manifolds subsea + 1 puits injecteur d'eau excentré (3 km)

12 puits à la sanction du projet : 7 producteurs + 5 injecteurs d'eau2 producteurs supplémentaires sanctionnés début 2007 (phase 1 élargie)

Injection gas-lift en fond de puits et au niveau des manifolds

Ligne d'import / export de gaz vers Nkossa

Export direct du brut stabilisé vers le terminalde Djéno (ligne 16" de 80 km)

Nouvelles installations de traitementdans le terminal de Djéno Floating Production Unit :

- 90,000 bpd liquide- compression pour gas-lift

et export gaz- sulfate reduction unit

pour l'eau d'injectionde Mobim


Manifold BILONDO 4 slots

Lay-out

Manifold MOBIM6 slots

Umbilical E H C

Umbilical GL

Water injection line

8’’

6’’

from N

KF2

8’’wate

r injec

tion

6’’

Production lines 8’’16

’’ Oil E

xport

6’’Exp

ort / I

mport G

as

FPU


Profondeur d’eau de 540 à 740m

740m

540m600m

660m

Nkoss

a 18 km

Djeno 78 km

3 km

2,3 km

2,3 km


4 Packages surface4 Packages surface

Basic EngineeringDoris Engineering (Paris – France)

Subsea Production System - SPSContrats EPC + IAC attribués à FMC (Kongsberg - Norvège)

Umbilical and Flowlines - UFLContrat EPCI attribué à ACERGY (Suresnes - Paris)

Floating Production Unit - FPUContrat EPCCI attribué à HYUNDAI HEAVY INDUSTRIES - HHI(Ulsan - Korea) - 1er contrat de ce type pour HHI avec TOTAL

Integration aux installations existantes - ITGTie-ins sur Nkossa : contrat avec FRIEDLANDERPipe à terre à Djeno: contrat avec FRIEDLANDERNouveaux equipments de Process à Djeno :

Bypass - contrat avec FRIEDLANDERDjeno Terminal Intégration (DTI) :> contrat avec BOSCONGO/ Dietsman


Schéma de Développement et Scope Forage/Complétion

MOB1-05

BIL2-01

MOB1-02

MOB1-01

MOB0-03

remote

4500m

FPU

Deux clusters principaux à une distance ‘’de flow assurance technologie riser ‘’du FPU soit 2250m

- WD 542m-Bilondo / 663m-Mobim / 730m-MI-1- Limitation du nombre de puits - 14- Puits déviés avec ERD jusqu’à 2.8 pour MOB1-05- Multizones sur Mobim OP et WI pour atteindre le Csup et le C- Puits horizontaux sur Bilondo- Choix rig ancré car peu de rig move et coûts 2004/2005 inférieursAux DP drillships

Diversité des architectures de complétion- Doubles frac packs C et Csup sur les OP de MOBIM- Sélectivité 2 niveaux sur les WI de MOBIM=>Nombre de puits / 2SAS sur les OP de BILONDO=> SimplicitéESS sur les WI de MOBIM et de BILONDO=> Réponse à la Mobilité des argiles et optimisation LCT

MP-1

BDP-1

MOB1-04 MOB1-06

MI-3

BP-1

BP-2BP4

BI-1BI-2


SPS: Production & Injection systemsDrill through vertical X-Mas Trees

Manifold including pig loop

All production equipments are fully insulated

MSS

CFCROV + CATS


SWT


IntegrationIntegration teststests

Pourquoi?Nombre d’équipements et des interfaces associéesProjet de taille moyenne et planning serré

Objectifs:Éviter les stand-byQualification des nouveaux designs

Avantages« debugging » des procéduresFormation des équipes en charge de l’installation (entrepreneur UFL )Incitation pour le fournisseur des équipements SPS à livrer les premiers équipements dans le planning

La qualité et le niveau de standardisation ne permet pas d’éviter les tests d’intégration


UFL

Direct line

to Djeno

Opérations :• 120 Km de pipe rigide 16’’, 8’’et 6’’

• Shore approach + travaux de plongée + terrassements pour plateforme du treuil de tirage

•remontée sur Jetée existante, riser en dog leg

• Installation de 2 risers flexibles dans les J-Tubes existants de la plate-forme NKF2

• Installation de structures sous-marines, ITA, PLET, FLET


Opérations • 22 Km de flexible 6’’, 8’’ et 15’’

• 7 risers flexibles + 4 risers ombilicaux (GLU + E/H) sur FPU

• 18 Km d’ombilicaux GLU et E/HC

• Pose d’équipements SPS (CCF, MSS, Manifolds, Pig loop, dog housse, etc…)

• Pose de jumpers Prod + WI

E/HC

GLU

Flexibles CCF

JUMPER Prod

Manifold

Dog House


FPU ALIMA

Rig 135 on Bilondo KUITO BBLT

Hull Weight 13,100 t dry 13,300 t operatingLiving Quarter Weight 2,500 t dry 2,600 t operatingTopsides Weight 11,400 t dry 13,300 t operating

TOTAL 27,000 t dry 29,200 t operating

FPU

Hull : 188.50m x 34.00m x 12.50m


FPU

Design life 20 yearsCrude treatment capacity 90,000 bpdCrude export design pressure 124 bar

Electrical generation Main (3 x 50%) TG SOLAR Mars100 de 8.8 MW 18 MWEssential (2 x 50%) DG PON POWER de 1.2 MW 2.4 MWEmergency (1 x 100%) DG PON POWER de 1.3 MW 1.3 MW

Produced water treatment 75,000 bwpd30 ppm

Water injectionMobim from FPU 65,000 bwpd


FPU DRY TOW

CONGO


OFFSHORE INSTALLATION

FPU ANCHORING


OFFSHORE INSTALLATION


TieTie--inin des puitsdes puits

Séquence habituelle d’installation des jumpersForage et completion du puitsMétrologie: position et orientation du Xmas treeFabrication du jumperInstallation du jumperCommissioning du puits et S/U

=> Impact planning: S/U du puits au minimum 40 jours après la fin du puits

Procédure adoptée sur Moho Bilondo:Forage du puitsMétrologie après la pose de la PGBFabrication du jumper pendant le forage du puitsInstallation du jumperCommissioning du puits et S/U

=> Impact planning: S/U du puits 5 jours après la fin du puits


TERMINAL INTEGRATIONTERMINAL INTEGRATION


TERMINAL INTEGRATION

2008Q2 - IRC valid for 3 yearsQ4 -


Les spLes spéécificitcificitéés du ds du dééveloppement de veloppement de MohoMoho BilondoBilondo

Contexte1er développement Deep Offshore au Congo, dans une filiale mature et en plein re-développementPas d’infrastructures industrielles spécifiques aux développements grands fondsPas d’obligations contractuelles de « local content »


Des réserves de taille « moyenne » : 230 Mbbls en 2P

2 réservoirs différents et incompatibles3 centres de forage, 14 puits (9 Producteurs et 5 Injecteurs d’eau)

Profondeur d’eau < 800mPas forcément un avantage : rig ancré, risques pécheursToutes les problématique Grands Fonds restent valablesFlow assurance : cumul de quasiment tous les problèmes connus

Technologies variéesTechnologies Grands fondsTechnologies conventionnelles (pipe shallow water, atterrage et pipe à terre)UFL : pipes rigides et risers dynamiques flexiblesConnexions à des installations existantes en production et en forage Travaux importants à terre sur le terminal



FPU et non pas un FPSO=> la taille de la coque n’est pas dictée par le volume du stockage=> dimensions plus réduites

Forage / completion :Architecture des puitsPas de « learning curve »

2 clustersInterferences forage installationSIMOPS après S/U

Challenges techniques :Gas Lift en fond de puitsIsolation thermique

PreservationNombre de puits au S/U



PlanningPlanningasas--builtbuilt


Dates clDates clééss

20051er juil. D date = signature des contrats ou interim agreements

oct. engagement du rig R 135

2006avril identification avec la filiale des exploitants congolais à détacher15 mai début fabrication de la coque du FPU (D + 10.5)mai contrat MIEC avec Dietsmannmai contrat des manuels opératoires avec Impaqt Conseiljuin contrats pour les équipements de complétionaoût début des tests d’intégration SPS à Hortensept. mobilisation au Congo des équipes GSR et Forage / Completionsept. début de la préparation des activités de commissioning24 déc. mise à l’eau de la coque du FPU (après 7 mois de fab.)


Dates clDates clééss2007

jan. engagements des PSV / AHTS et MPSVpour la campagne de forage et d’installation des jumpers

mars tirage du pipe d’export 16’’ devant Djenomars 1ère session de formation process à Lacqavril livraison à PNR des premières Xmas trees (après 22 mois)mai fin du levage des modules topsides sur la coquemai début des rotations des exploitants sur la Corée (comm. et S/U)juin mobilisation au Congo de la « core team »juil. mobilisation en Corée du responsable Commissioningjuil. pré-forage avec le Stena Tay (39 j)oct. début de la campagne de forage avec le R 135 nov. livraison à PNR de l’OTS (operators training simulator)7 déc. sail away de Ulsan (après 19 mois de fab) avec 85% de comm.


Dates clDates clééss2008

jan. livraison de la version électronique des manuels operatoiresjan. formation sur le subsea par STAT Marine20 jan. arrivée FPU à Port-Gentil au Gabon et mise à l’eau27 jan. arrivée FPU sur site et début des opérations d’ancrage2 fév. fin des opérations d’ancrage (7 jours)15 fév. début du hang-off des risers avec la POLAR QUEEN2 mars fin du tirage des risers (17 jours)11 mars 1er chargement de méthanol14 avril gas-in17 avril ouverture du 1er puits (BIL2-01), 33.5 mois après contract award27 avril première huile à Djeno3 juin ouverture du 2ème puits (MOB1-02)15 juin hand-over du FPU aux équipes d’exploitation de la filiale


Local ContentLocal Content


Local content

Pas d’obligations contractuelles de local content en 2005

Personnel: stratégie définie par TEP Congo: 70% de personnel congolais au S/URecrutementPlan de formationIntégration aux équipes de construction et de commissioning,

ConstructionSPS:

Base construite sur la Base Industrielle à Pointe NoireRigid jumpers: sous traités par FMC à Friedlander Congo

UFLStructures sous marines sous traitées par Acergy à Friedlander

Tie-ins sur Nkossa et pipe onshore à Djéno: FriedlanderIntégration à Djéno: Boscongo


Local content

Aujourd’hui nécessité d’intégrer le local content aux nouveaux contratsLes Opérateurs et les Entrepreneurs devront proposer l’intégration de compagnies locales

Le local content ce n’est pas uniquement attribuer des contrats à des compagnies locales qui sous traitent ensuite à l’extérieurc’est former du personnel pour réaliser une partie des projets dans le pays hote

HSEqualitéécoles de soudure …


Objectifs et OrganisationObjectifs et Organisation


Dans le respect des objectifs sécurité et qualité du Groupe, maintenir la date de FirstOil : 29 février 2008

Optimisation du développement global⇒ Optimisation des interfaces⇒ Opérabilité

HSE:Sécurité

InterventionnismeEnvironnement

Limitation et mesures des rejets à l’atmosphère et à la mer

Objectifs fixObjectifs fixéés s àà ll’é’équipe en quipe en 20052005 en den déébut de Projetbut de Projet


Projet Intégré Projet Intégré: géosciences, foreurs, constructeurs, responsables installation, exploitants

Dès le Basic EngineeringExploitants mobilisés dans les équipes SPS et FPUForeurs spécialistes en completion subsea dans l’équipe SPS pendant le detailed engineering, les FAT et les SIT

Continuité des équipesFPU: responsable engineering >> construction >> hook-up offshoreEquipe forage subsea: SPS >> forage à Pointe Noire et supervision sur le rigExploitants: construction en Corée >> commissioning >> start-up >> exploitation

Gestion du planingUtilisation d’Interim Agreement pour déclancher une « D » date simultanéeUn planning cohérent entre les packagesSuppose la capacité à avoir une vision transverse des problématiquesen amont de la signature des contrats (avant-projet & basic engineering)Même si le risque d’interférences entre spread d’installation et rig de forage avait été identifié et pris en compte dans le design (puits remote), besoin de coordination (UFL – forage) pendant la campagne d’installation afin de minimiser le standby des moyens navals engagés et de préserver au mieux la séquence de forage


EfficacitEfficacitéé dudu commissioning en commissioning en mermer !!

PRECOM% vs COM % actuel MHR

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1/1 29/1 26/2 26/3 23/4 21/5 18/6 16/7 13/8 10/9 8/10 5/11 3/12 31/12 28/1 25/2 24/3 21/4 19/5 16/6 14/7

Sail / Site / F.oil / Handover

COM % MHR actual

PRECOM % MHR actual

75%

Performance%mhr / sem

RATIO Onshore /Offshore

PRECOM Planned 5,0%

PRECOM Actual 3,1%

COM Planned Onshore 7,7%

COM Actual Onshore 6,3%

COM Actual Offshore 0,8%8

D’où la décisionpar anticipation

de reporterd’un mois

le SAIL AWAY


Gestion des interfaces techniques entre packagesGestion des interfaces techniques entre packages

Responsabilité de la Compagnie : la Compagnie s’est délibérément positionnée aux interfaces des interfaces

Chaque package incluait - côté Compagnie - un ingénieur responsable des interfaces techniques (CIL : Company Interface Leader)

Organisation similaire chez les Entrepreneurs

=> Objectif: optimiser les interfaces pour optimiser le projet global (technique, coût, planning)

(Tendance naturelle initiale d’un CIL : défendre son entrepreneur, avec qui il travaille tous les jours)


Gros travail en phase avant-projet sur les Battery Limits mais encore beaucoup de « trous dans le gruyère » en début de Detailed Engineering,ce qui semble inévitable

Cette implication très en amont des équipes Compagnie dans la résolution des problèmes d’interface a créé une dynamique transverse en cours de DE

En créant cette relation obligatoire entre CILs, on peutréorienter l’ensemble des équipes vers un objectif commun

De fait, la coordination des interfaces peut devenirun outil de management de projetqui permet d’intervenir dans les packagespour s’assurer de la cohérence de l’ensemble du design

Peu de ratés techniques (en particulier pendant la phase d’installation en mer) et de claims directement liés aux interfaces

Gestion des interfaces techniques entre packagesGestion des interfaces techniques entre packages


Lay out / Simops

E 768 600N 9 406 024

SHZ N

SHZ S

SHZ W

MOB1-06

MOB1-02

MOB1-05

MOB1-04

MOB1-01

Des arbitrages planning bien sur

PolarisPolar QueenChoix du cluster de Forage

Des SIMOPS construction subsea / forage deepwatersurtout

Pose des well jumpers avec le rig sur SHZCommissioning puits


HSE

Reste un challenge majeur pour l’Opérateur comme pour les Entrepreneurs

Objectifs fixés par le management du Projet : Interventionnisme imposer aux entrepreneurs la transparence

2 exemples HHISOCOFRAN

Équipes de supervision de la Compagnie sur chantiers et offshore

préparation des dossiers SIMOPS


Qualité

Un des risques majeurs

Qualité⇒ ramp Up de la production⇒ disponibilité des équipements⇒ minimisation des manques à produire

Même si dans un EPC, la qualité est de la responsabilité de l’entrepreneur, nécessité de se substituer dans certains cas à lui :

Mobilisation d’équipes dédiéesParticipation aux FATProgramme d’inspection basé sur la criticalité des équipements

Moho Bilondo, S/U sans shut down dus aux équipements18 mois de production: disponibilité des installations : 98%


Opérabilité

« mechanical completion » vs « nice to have »

=> l’opérabilité est un objectif commun à tous les packages

Intégration des équipes FOP et de maintenance très tôt (dès le Basic Engineering pour le responsable FOP)

Equipe FA mobilisée du Basic Engineering au Start Up

Mobilisation dans les équipes en charge des EPC (SPS et FPU)« maintanibilty », handling philosophy …Participations aux testsPréparation manuels opératoires et Start UpSupervision du commissioning, même dans le cas d’un EPCC

Assistance au pre-com/ base de données communedéfinition des priorités

Manuels de maintenance et définition des pièces de rechange


Le futur de TEP CongoLe futur de TEP CongoDDééveloppement de veloppement de MohoMoho NordNord


Moho Nord – Localisation & distances

Nkossa

25km

Moho Nord

Moho-Bilondo

75 km

FPU15 km

20 km

12 " oil

16" oil

Djéno

TOTAL : 53.5 % (op)Chevron : 31.5 %SNPC : 15 %

500 m500 m

Signed : June 2005Duration : 20 yearsExtension : 5 yearsEnd : June 2030

PEX MOHO BILONDO

1 000 m1 000 m


Moho Nord – Cas 1 : Miocène seul – Puits sub-sea et FPU ou FPSO


Moho Nord – Cas 2 : Miocène Puits sub-sea et Albien A&B Puits dry tree

FPU ou FPSO et TLP


Moho Nord – Cas 2: FPU + Dry Tree Unit (+ tender Assist Rig)


Moho Nord - Différents types de supports flottants pour dry tree


Moho Nord – Qualification nouveau concept

Wellheadbarge: Rig fixe– ancrage actif –puits tensionnés par des flotteurs

Dry Tree FPU: rig skiddé– Tendons + Rocker arms pour tensionner les risers

Objectif : remplacer FPU + DTU par un seul flotteurÉtudes en cours


ConclusionsConclusions


ConclusionsConclusions

En grands fonds, le développement économique de structures petites ou moyennes reste un enjeu majeur

Objectifs des projets

HSE

Qualité

Planning

Start-Up

Ramp-Up

Minimiser les manques à produire

Budget


Merci


BackBack--UpUp


Qualité Qualité –– MesureMesure de la de la CriticalitéCriticalitéUtiliser la criticalité est nécessaire pour un package SPS afin de répartir les ressources QC

Beaucoup de fournisseurs (+ de 2000 pièces sur un Xmas Tree) Fournisseurs à différents endroits en Europe

Nombre de notifications reçues à fin 2007 : ~500

Nombre d’inspections faites : ~380 (~ 76%)

La criticalité des fournisseurs a été définie par Company selon :Risques projets:

Date de livraison / importance planning (besoin campagne de tests par ex)Problèmes rencontrés dans le passé (feedbacks / connaissance des fournisseurs)Besoins de qualifications (ex: connecteurs électriques sur Xmas Trees)

Risques opérationnelsStratégie de back-upÉquipements temporaires (installation) ou permanents

Criticalité définie par les règles de la Compagnie parfois difficile àcomprendre par l’Entrepreneur notamment pour les risques opérationnels

Documents

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