DR : Technip

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SOMMAIRE –Juin 2014 n°442

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)

Editorial 3

Vie de l’Association 5

Les adhésions en 2014 8

Carnet de route 14

Normalisation 21

Evénements 24

Conférences scientifiques et techniques 24

Conférences de nos partenaires 25

Expositions 27

Nouvelles Industrielles De nos adhérents 37

Entreprises 40

Monde 41 AFRIQUE .................................................................................. 45

AMERIQUES .............................................................................. 58

EUROPE .................................................................................... 60

ASIE CENTRALE ......................................................................... 68

ASIE ........................................................................................ 69

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Editorial

Revue des Entreprises n°442 Juin 2014

EDITORIAL

L’EOR a « le vent en poupe »

Emmanuel Manceau,

Responsable du Programme Procédés EOR, Centre de Résultats Ressources d’IFP Energies nouvelles

L’EOR (Enhanced Oil Recory) n’a jamais été autant un sujet d’actualité dans le monde pétrolier. Il suffit de regarder le nombre d’événements dédiés à cette thématique en 2013, ou encore la croissance exponentielle de publications sur le sujet. Pourtant, l’EOR représente aujourd’hui moins de 3 % de la production mondiale de pétrole et les analystes économiques ne prévoient pas une évolution substantielle à court terme.

Alors pourquoi un tel regain d’intérêt ? Deux raisons essentielles : tout d’abord, dans un contexte de croissance de la demande d’énergie nécessitant de repousser les limites actuelles des réserves, l’EOR représente l’unique solution, avec l’exploration de nouvelles frontières, pour assurer une transition énergétique dans les décennies à venir. A ce titre, les majors consacrent des moyens colossaux au développement de technologies EOR différenciantes. Les NOCs, quant à elles, lancent des plans stratégiques EOR très ambitieux. Ainsi, PDO (Oman) prévoit de faire passer de 3 % en 2011 à 27 % en 2021 le pourcentage de sa production par EOR. Les pétroliers indépendants ne sont pas en reste avec de nombreuses études pilotes en cours sur tous les continents.

La seconde raison est que l’EOR ne s’improvise pas. Sept ans : c’est le chiffre souvent donné par les experts entre la décision d’étudier un procédé EOR sur un champ et son implémentation réelle. Qu’il s’agisse de procédés thermiques, gaz ou chimiques, ils nécessitent de nombreuses années d’études pluridisciplinaires et plusieurs pilotes avant d’envisager une généralisation à l’ensemble du champ. C’est dans ce contexte qu‘IFPEN a créé en 2010 The EOR AllianceTM, en partenariat avec Solvay et Beicip-Franlab, afin de proposer des solutions EOR intégrées depuis l’étude de faisabilité à l’échelle

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laboratoire, l’optimisation du procédé via la simulation jusqu’à l’implémentation sur champ. L’intégration des compétences (géosciences, production, chimique) est en effet un élément clé dans tout projet EOR.

Ainsi le déploiement de l’EOR à l’échelle industrielle n’est-il encore qu’à ses débuts et des efforts de R&D conséquents seront nécessaires dans les prochaines années pour développer des solutions optimales sur toutes les typologies de champs. L’avenir sera sans doute tourné vers des procédés EOR hybrides (i.e. chimique-gaz, chimique-thermique, etc.) capables de maximiser la récupération finale. Les normes environnementales seront également un paramètre clé dans le développement de l’EOR : alors que le bilan énergétique et environnemental des procédés thermiques reste questionnable, l’EOR CO2 a le double avantage de donner accès à de nouvelles réserves tout en stockant du CO2 capté en amont. De même, face aux normes de rejet de plus en plus drastiques des eaux de production, l’EOR chimique permet de recycler en boucle fermée ces eaux en les réinjectant dans le réservoir. C’est dans cette optique qu’IFPEN a lancé fin 2013, avec 7 compagnies pétrolières, le programme DOLPHINTM visant à étudier l’impact de la récupération assistée du pétrole par voie chimique sur la gestion de l’eau.

IFPEN a d’ailleurs depuis toujours eu un rôle de pionnier dans la communauté EOR : la première référence EOR polymères sur le champ de Daqing (Chine), les études d’injection de gaz sur les champs géants de Cantarell (Mexique) et Hassi Messaoud (Algérie) ou encore la première application EOR chimique en huiles lourdes de Pelican Lake (Canada) sont autant de succès majeurs associés au nom de IFPEN. Fort de cette reconnaissance mondiale, IFPEN organise tous les 2 ans un workshop EOR où sont invités les responsables EOR des cinquante plus grandes compagnies pétrolières internationales afin de partager les enjeux, les challenges et les succès dans le domaine. La prochaine édition aura lieu du 9 au 11 juin 2015.

Plus globalement, l’EOR représente une réelle opportunité de rayonnement pour la France. Faute de pétrole, nous avons la chance de disposer de toutes les compétences indispensables au succès de l’EOR. Ainsi IFPEN, Solvay et Beicip-Franlab se sont associés dans l’Alliance EOR, SNF occupe une place de tout premier ordre dans le domaine des polymères, TOTAL a réalisé une première sur le champ de Dalia, Technip a été retenu par Chevron pour son projet d’EOR en Indonésie, etc. Enfin le pôle Avenia, regroupant les acteurs EOR français dont la complémentarité est unique au monde, s’est donné pour objectif de favoriser l’émergence de projets communs afin de continuer à faire de la France une vitrine technologique pour l’EOR.

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Nouvelles du groupement

Inscrivez-vous au cocktail annuel du GEP AFTP

Cocktail GEP AFTP au Pré Catelan le 2 juillet

Nous vous donnons rendez-vous le mercredi 2 Juillet 2014, dans les salons du Pré Catelan dans le Bois de Boulogne, à 19 heures pour le cocktail et dîner organisés comme chaque année par le GEP-AFTP.

L’an dernier, plus de 600 professionnels de l’industrie du pétrole et du gaz ont participé à cet événement et contribué à son succès. Nous serons heureux de vous accueillir lors de ce cocktail qui sera comme d’habitude suivi à 21 heures par un dîner assis.

C’est toujours un moment privilégié pour prendre de nouveaux contacts et entretenir des relations existantes.

Nous vous suggérons de profiter de cette occasion pour inviter vos clients et partenaires et vous recommandons de les contacter dès à présent pour vous assurer de leur disponibilité.

Pour vous inscrire : Cliquer Informations auprès de Sabrina Lounici : s.lounici@gep-aftp.com Tél : 01 41 17 67 97

Vie de l’Association

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Les prix GEP AFTP 2014

Remise des quatre prix de l’énergie le Jeudi 25 septembre 2014 au cours d’une cérémonie dans les salons des Arts et Métiers avec tous les candidats sélectionnés. Les gagnants seront aussi mis à l’honneur au cours des Journées Annuelles des Hydrocarbures le 8 et 9 octobre 2014 au Palais des Congrès à Paris.

Appel à candidature - Informations : pour candidater cliquer

Les quatre prix sont :

• Prix de l’innovation Le premier prix est sponsorisé par Entrepose Contracting et le deuxième prix par Schneider Electric

• Prix du développement à l’international

Ce prix est sponsorisé par Vallourec

• Prix Energia Challenge • Trophée GEP AFTP

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Journées Annuelles des Hydrocarbures 2014 8 et 9 Octobre 2014 au Palais des Congrès Porte Maillot

Energies : un avenir sans frontières

Un « avenir sans frontières » au pluriel car sans frontières technologiques et sans frontières géographiques/géopolitiques. Cette édition 2014 présentera 5 plénières et 14 ateliers. Les plénières auront pour thème :

- Quel avenir pour le secteur des transports ? - La transition énergétique avec un focus sur trois régions : Asie-Afrique-

Amérique du Sud - La Pétrochimie - L’évolution des coûts - Les nouvelles frontières offshore

Les 14 ateliers qui entourent ces plénières seront dédiés aux frontières technologiques mais aussi aux frontières géographiques /géopolitiques.

Seront abordés les thèmes du GNL, des Hydrocarbures Non Conventionnels et de leur développement en Europe, de l’hydrogène et de son avenir sans frontière, des biocarburants et intermédiaires pétrochimiques biosourcés, mais aussi le thème du Forage- Puits et de ses nouvelles Frontières, des risques HSE et comment repousser les frontières et les maitriser, du Local Content et de ses opportunités pour les entreprises françaises, de la place des PME dans les grands projets et sans oublier les ENR et les défis de l’éolien offshore, de la valorisation du CO2 dans l’efficacité énergétique...

Un programme riche qui réunira beaucoup d’experts et de représentants des sociétés pétrolières et parapétrolières avec, pour ouvrir ces journées, Jean Marie Dauger DGA, Global Gaz & GNL - GDF Suez et pour les clôturer Yves-Louis Darricarrère – Président de Total E&P.

Les journées annuelles 2014 seront aussi un moment privilégié pour des rencontres professionnelles avec des instants dédiés – des pauses plus longues entre chaque séance, un cocktail et deux déjeuners.

Informations auprès de Sylvie Le Brun : s.lebrun@gep-aftp.com et Sabrina Lounici : s.lounici@gep-aftp.com

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Voici les sociétés qui ne sont rejoints depuis le début de l’année 2014, vous les retrouverez toutes sur notre site gep-aftp.com rubrique sociétés membres.

Actimar

Lieu : Brest

Actimar est une société de services principalement tournée vers les activités maritimes, et dont l’objectif est d’élaborer des produits spécifiques répondant aux besoins de tous les usagers de la mer. Actimar se spécialise dans la réalisation d’études météo-océaniques et littorales, propose des services en télédétection haute résolution et développe des systèmes temps réel dans le domaine de l’océanographie opérationnelle.

Le siège social et établissement principal d’Actimar se situe à Brest. La société dispose d’un établissement secondaire près de Toulouse. Actimar est également présent à Aix-en-Provence et à Bordeaux dans les locaux de SAFEGE dont elle est une filiale.

Airmotec/Chromatotec

Lieu : Saint Antoine (Gironde)

Le groupe Chromatotec conçoit et fabrique des analyseurs et générateurs de gaz ; le groupe est reconnu pour la qualité de ses automates d’analyse en ligne et en continu. Son logiciel Vistachrom, entièrement développé sur son site, une large gamme de possibilité pour l’acquisition et le traitement des données obtenues.

Le groupe propose 3 gammes de produit :

- Analyse des impuretés dans les gaz (H2, N2, He, air…), les process et/ou le contrôle qualité avec la gamme Chroma.

- Analyse des composés soufrés dans l’air, le gaz naturel ou les biogaz avec la gamme Medor.

- Analyse des COV (Composés Organiques Volatils) dans l’air des raffineries ou des environnements industriels (intérieur, extérieur) avec la gamme airmo.

Suite à des séries de tests effectués par des organismes indépendants et compétents dans leurs domaines, les différentes gammes de produits Chromatotec ont reçues des certifications correspondantes aux standards.

Adour

Lieu : Paris

Adour International offre aux entreprises la possibilité de trouver des partenariats industriels dans les pays où la législation impose un local content. Adour aide les entreprises étrangères et locales à identifier leurs entreprises partenaires les plus appropriés qui leur permettront de répondre à des spécifications techniques et des exigences de contenu local.

Les adhésions en 2014

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Adour International a des bureaux à Aberdeen (Royaume-Uni ) , Houston ( Etats-Unis ) , Lagos ( Nigeria ) et Paris (France ).

Bauer Compresseurs

Lieu : Aix Les Bains

Bauer Compresseurs offre un programme complet de compresseurs dans le domaine de moyenne et haute pression pour la compression de l'air et des gaz

Bourbon

Lieu : Paris

, Bourbon propose aux industriels pétroliers une vaste gamme de services maritimes de surface et sous-marins, sur les champs pétroliers, gaziers et éoliens offshore. Cette offre repose sur une gamme étendue de navires de dernière génération et sur plus de 10.000 collaborateurs compétents. 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 sous-marines, ingénierie, supervision et management des opérations offshore, …) et assure également la protection du littoral français pour la Marine nationale.

Cervval

Lieu : Plouzané (Finistère)

Cervval développe et met en œuvre des outils de simulation de la complexité. Ces véritables maquettes interactives ont pour but de plonger leurs utilisateurs dans une reproduction fidèle et crédible de leur problématique. Cette modélisation permet d'étudier selon différentes perspectives l'intégralité de l'écosystème d'un sujet, afin de favoriser un processus d'aide à la décision.

Chambre de commerce Franco Arabe

La Chambre de commerce franco-arabe a pour vocation de contribuer au développement des relations et des échanges entre deux partenaires dont les liens politiques, économiques, culturels et humains remontent fort loin dans le temps.

A cette fin, elle développe constamment un nombre important d’initiatives qui favorisent les rencontres directes entre investisseurs, chefs d’entreprises et autres acteurs économiques des deux parties; missions d’entreprises et voyages d’affaires, séminaires et colloques comptent parmi les diverses activités qu’elle organise et qui éclairent d’un nouveau regard les opportunités d’affaires et d’investissements en France et dans les pays arabes.

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Ekium

Lieu : Bron (69)

Le groupe Ekium est une entreprise d’ingénierie, implantée sur l’ensemble du territoire français (14 implantations).

Ekium propose une gamme de missions à l’échelle nationale et internationale couvrant toute la vie d’un projet. L’entreprise intervient sur trois champs d’action : l’ingénierie tous corps d’état à vocation industrielle et tertiaire, l’intégration de systèmes automatisés et le conseil de proximité.

Industrial Scientific France

Lieu : Arras

Industrial Scientific Corporation est le leader mondial de la détection de gaz en tant que service et porte ses efforts sur l'élimination des accidents mortels au cours de ce siècle. Industrial Scientific s'engage à analyser les données dans le cadre de l'utilisation de son équipement, et concernant sa maintenance, afin d'identifier tous les problèmes, avant même qu'ils ne surviennent. Industrial Scientific a des sites de production à Pittsburgh (USA), Arras (France), Dortmund (Allemagne) et Shanghai (Chine). Industrial Scientific est la société mère de Predictive Solutions Corporation

ITHPP

Lieu : Thegra France (Lot)

ITHPP est une filiale du groupe ALCEN spécialisée dans les hautes puissances pulsées (HPP). Les impulsions électriques ayant des spécificités uniques comme la puissance très élevée et la durée d'impulsion très courte permettent d'accéder à des propriétés physiques très originales permettant par exemple de fragmenter des roches ou de forer des roches dures.

ITHPP est reconnu dans le domaine des équipements de haute puissance pulsée et des services associés pour les applications nucléaire et défense.

Krohne

Lieu : Romans sur Isère

Krohne est leader mondial dans la fabrication et la fourniture de solutions pour l'instrumentation des process industriels, tels que des débitmètres électromagnétiques, ultrasoniques, massiques, vortex ou à section variable ; des sondes de températures, de pression ou d'analyse de l'eau ; mais aussi des débitmètres spécifiques pour hydrocarbones liquides et gazeux, avec ou sans transaction commerciale.

KROHNE conçoit et fournit des produits, systèmes et une ingénierie dédiée à la mesure, le comptage et la surveillance dans l'industrie du pétrole et du gaz.

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Mareal

Lieu : l’Hay les roses

Mareal développe son activité dans deux secteurs complémentaires :

- L’ingénierie

Conception, design de plateformes, calculs, conseil.

Analyse des risques, simulation d’accident.

- La formation

Mareal est agent officiel exclusif et formateur unique en Europe au logiciel SACS. Mareal réalise les études et les plans à tous les niveaux de l’élaboration d’une structure, depuis le concept jusqu’au plan de fabrication. Grâce à ses partenariats, MAREAL peut intégrer l’ensemble des disciplines du métier pour proposer une offre d’ingénierie complète.

Mecanic Sud Industrie

Lieu : Béziers

Mécanic-Sud Industrie fournit des solutions mécaniques clef en main pour une large gamme de produits et d'ensembles hydrauliques pour l'industrie pétrolière en sous-traitance. Ses prestations vont de la fourniture matière première suivant spécification, l'usinage, la fabrication de filetages spéciaux, la peinture, le rechargement de métal par laser, le rechargement de métal par TIG & CMT, la projection de métal, l'assemblage et le test en pression.

S2E Consulting

Lieu : Bandol

S2E Consulting est spécialisée dans la sureté à l'international. SS2E Consulting conseille et accompagne les entreprises qui déploient du personnel dans les pays sensibles ou dangereux, en particulier en Afrique, au Moyen Orient et en Asie.

Plusieurs pôles de prestations :

- Du conseil et de l'assistance technique auprès des directions générales, directions opérationnelles ou management des Business Unit

- De la veille et alertes sécuritaires

- Des audits de sites (identification et évaluation des vulnérabilités, processus de maitrise des risques et de mise en protection, mesures de contrôle, élaboration de plans de sureté et d'évacuation, coordination avec les autorités locales)

- Des audits exploratoires (évaluation des risques sécuritaires sur un futur projet/marché)

- Des inductions de sureté pour les personnels (préparation à l'expatriation, permanente ou en mission)

- Des exercices de cellule de crise (au siège ou en filiale)

- De l'appui opérationnel et de la protection

- De la formation au management

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SIEM

Lieu : Paris

SIEM répond à toutes les exigences les plus sévères en matière d’étanchéité, en particulier pour les industries de la chimie, pétrochimie, raffinage, exploration-production et le nucléaire. SIEM est membre des comités de normalisation aux niveaux national, européen et international afin de faire bénéficier ses clients partenaires des dernières évolutions au niveau normatif.

Starter

Lieu : Saint Ouen L'Aumône

Starter est concepteur et fabricant de treuils de halage et de levage ainsi que de systèmes de manutention pour l’industrie des hydrocarbures.

Les compétences de Starter sont reconnues au travers de partenariats actifs entretenus avec les principaux organismes certificateurs du secteur qui contrôlent, tout au long du processus de conception et de fabrication, l’adéquation de la production avec les normes de dimensionnement et de sécurité requises par les conditions de fonctionnement et d’utilisation inscrites au cahier des charges de ses clients.

Vectrance

Lieu : PARIS

VecTrance - est spécialisée dans l'engineering consulting auprès d'entreprises pétrolières, gazières, minières, pétrochimiques, ciment ... pour leurs projets opérationnels et de développement basés dans le monde entier. VecTrance est une filiale du Groupe GEOTECH DNI basé aux USA dont la vocation est de développer des ressources et techniques énergétiques et ses activités couvrent les secteurs/champs pétroliers, gaziers et miniers au Canada, en Afrique et en Australie.

Weapso

Lieu : Grenoble

Weapso est une filiale du groupe Alcen, groupe industriel spécialisé dans les activités de hautes technologies.

WEAPSO développe des piles hautes températures principalement dédiées au marché pétrolier. A partir de matériaux innovants, ces piles fonctionneront depuis la température ambiante jusqu’à plus de 200°C pour alimenter les sondes et instruments de mesures de fond de puits.

Les batteries utilisant ces piles seront aussi:

Intrinsèquement sûres comparativement aux batteries utilisées actuellement

Totalement compatibles avec les dimensions des produits actuels

Transportables sans restriction

Facilement recyclable car ne contenant aucun métal lourd

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Wood Group Kenny

Lieu : Paris

Wood Group Kenny propose des services d’ingénierie, de management et de gestion de l’intégrité sur l’ensemble du cycle de vie des installations Oil & Gas et Energies Renouvelables, de la phase de concept jusqu’à l’opération et au démantèlement.

La société est organisée par discipline afin de mobiliser rapidement des équipes projets pluridisciplinaires en lien avec des services experts d’ingénierie de pointe.

Les services de Wood Group Kenny sont renforcés par une suite complète de logiciels développés en interne et spécialisés dans les domaines des canalisations, du design de risers et d’ancrages, de la modélisation de flux, du management de projet et de la gestion de l’intégrité.

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• Mai 2014 - Accord GEP-AFTP /PMI

GROUP

GEP/AFTP et PMI GROUP ASIA ont établi un accord de coopération par lequel PMI Group ASIA devient membre correspondant de GEP-AFTP et, réciproquement, GEP-AFTP devient membre de PYTHAGORE CHINA. Cet accord permet à GEP-AFTP de bénéficier des installations et de l’assistance de PYTHAGORE CHINA à Shanghai. Par ailleurs, chaque membre du GEP-AFTP pourra bénéficier d’un accès facilité aux services proposés par PYTHAGORE CHINA, et d’une cotisation annuelle préférentielle, au cas où il souhaiterait intégrer PYTHAGORE CHINA à titre individuel. PMI GROUP / PYTHAGORE CHINA : Reprendre le lien hypertexte de la présentation du début de la revue. Contact GEP AFTP responsable Chine : Claude Bouty – 06 20 36 48 21 6claude.bouty@hotmail.fr Pythagore

L’implantation d’une entreprise en Chine ne s’improvise pas.

Le programme Pythagore a été initié et est mis en œuvre par PMI Consultant Group, cabinet d’experts en développement à l’international. Fort de 20 ans d’expérience, le groupe est présent depuis 15 ans à Shanghai en Chine. Le centre d’affaires français offre un outil sécurisé, opérationnel et performant, adapté aux PME Européennes qui veulent s’installer rapidement dans ce pays."Nous étudions minutieusement le projet de l'entreprise en termes de produits, de marchés afin d'établir un plan d'action et de financement sur une ou plusieurs années" assure Pierre Provenzano, Président de Pythagore.

Le pôle propose un environnement professionnel et convivial. S’étendant sur une surface de plus de 2000 m² avec 32 bureaux équipés et une dizaine d’open space, une équipe sino-européenne avec une grande connaissance du marché chinois conseille et accompagne les entreprises dans leurs installations.

L’adhésion au Pôle Pythagore permet à chaque PME de disposer de tous les outils nécessaires au succès de son implantation en Chine : domiciliation administrative, poste de travail de passage équipé, promotion et bien plus encore.

Avec l’organisation de plusieurs pavillons Français lors de salons clés, le centre d’affaires et ses entreprises étaient présents en mars dernier et pour la 3ème année consécutive, sur le plus important salon de photonique en Asie. Pour plus d’informations, merci de bien vouloir contacter : claire@pmi-consultant.fr et également visiter www.pythagore-china.com

Carnet de route

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• 5 au 8 mai OTC Houston

L’OTC, ce grand événement annuel de l’industrie pétrolière et gazière présente des conférences et une exposition gigantesque sur plus de 630 000 m2. La fréquentation a atteint un record pour cette 45ème édition avec 108 300 visiteurs, la plus haute de son histoire. Les conférences ont, cette année, mis l’accent sur les nouvelles technologies d’exploration et de production ainsi que sur la question toujours omniprésente des avancées technologiques sur la sécurité. Le Mexique et sa réforme constitutionnelle sur le contrôle de l’industrie pétrolière, l'augmentation des coûts de production, la place de la diversité dans cette industrie…et bien d’autres sujets ont aussi été abordés au cours de ces conférences. L’OTC c’est aussi mettre en lumière des hommes, des entreprises et leur innovation c’est ainsi que 12 “awards” attribués à des technologies innovantes ont été distribués. L’exposition a rassemblé 2 568 entreprises venant de 43 pays. Le GEP AFTP organisait le pavillon français sur 380 m2 abritant 29 sociétés en majeure partie adhérentes du groupement GEP AFTP. Le GEP AFTP avait organisé un petit déjeuner conférence le 7 mai dont le thème était : Nouvelles frontières pour le parapétrolier français : l’Arctique Le GEP AFTP a confirmé le même emplacement / même surface pour l’OTC 2015 (cf pages expositions) Les entreprises présentes sur le pavillon français 2014 organisé par le GEP AFTP : 3X Engineering , Acksys, ASB, Autexier, Axon Cable , Bardot Group, Bureau Veritas, Börger, Champalle, Courbis, Dietswell, Doris Engineering, Douce Hydro, Eiffage, Entrepose Contracting, Fortiori/Seaowl, Fuji Electric, Hutchinson, IFP Energies nouvelles , Imeca, Interholding, Mecanic Sud industrie, Openfield, Ponticelli, Prosernat, Schneider Electric, SRI (Sud Robinetterie Industrie), Veolia , Vinci Technologies

Le petit déjeuner

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OTC 2014 quelques images

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• 7 et 8 mai - Oil and Gas Morocco

Le GEP-AFTP supportait le congrès OIL AND GAS MOROCCO les 7 et 8 mai à Marrakech et avait motivé une douzaine d’adhérents à participer, dont GDFSuez, ELENGY et CGG qui y présentaient des « papiers ». Ils venaient de France, d’Algérie, de Tunisie et d’Italie, en plus des régionaux, dont certains implantés au Maroc depuis très longtemps.

• 20 mai - Le monde arabe, levier de croissance pour les PME

Rencontres organisées par ARAB BUSINESS LEADERS, LA CCFA, IPEMED et Université Paris-Dauphine.

Comment assister les PME dans leur stratégie d’expansion à l’international et leur faire réussir leur implantation dans les pays arabes

Comment encourager les investisseurs arabes à s’intéresser au financement des PME-TPE. Nombreuses organisations françaises, et des délégations de tous les pays arabes qui comptent…dans cette problématique.

Plus d’informations Contacter : j.royant@gep-aftp.com

• 21 mai - Opportunités d’affaires sur l’Emirat de Sharjah

Deux réunions organisées par notre partenaire la CCFA. Opportunités, promotion, facilités…avec un organisme dédié SHUROOQ, mené par la Princesse Sheikha Bodour Bint Sultan Al QASSIMI, en un français parfait.

Le troisième émirat des UAE, prouve un dynamisme certain. Nous en reparlerons très vite, car rendez-vous est pris pour une prochaine rencontre sur place, probablement fin Juin. But : mieux connaître les entreprises de notre secteur installées sur place, connaître leurs activités et développer des opportunités en commun.

Une zone d’activité générale, une zone de transit et stockage portuaire, des activités marine avec comme étendard LAMPRELL.

Et une porte qui a toujours été ouverte sur le grand voisin d’en face, l’Iran.

• 21 au 22 mai - Keymica - Paris-Le Bourget

Le GEP-AFTP était présent, avec près de 190 autres exposants, au salon Keymica 2014. Cet évènement professionnel dédié aux fournisseurs de la chimie, de la pétrochimie, du pétrole et du gaz, s'est tenu au Parc des expositions de Paris-Le Bourget, du 21 au 22 mai.

Le salon a été l'occasion des nombreuses rencontres avec nos adhérents mais aussi des entreprises qui ont pu prendre connaissance des actions du GEP-AFTP. En témoigne la distribution de la quasi-totalité de la documentation disponible sur le stand, en particulier les annuaires professionnels 2014. On ne peut que souhaiter la reconduction de ce premier salon qui favorise le contact et l'échange entre les savoir-faire variés dont a besoin l'industrie parapétrolière.

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• 22 mai - Ras al Khaimah- the cost effective investment destination

Une organisation SALVEO-RAK FREE TRADE ZONE

Mieux connaître les Emirats Arabes Unis et en particulier ce petit Emirat du Nord qui devient un centre d’implantation de sociétés étrangères, bureaux, usines, stockages. Un paradis avec des avantages environnementaux assez spécifiques. Un Emirat également habitué au commerce avec le grand voisin d’en face…sur le Golfe Persique.

• 5 juin - S’installer à Dubaï en free zone

La CCFA recevait le responsable Europe du développement de la zone franche de JEBEL ALI à DUBAI. Nos sociétés connaissent bien cette zone, soit pour y travailler en direct, soit au travers de l’implantation de leur agent local. Des facilités assez hors du commun pour s’y installer, depuis le bureau partagé à 5000 Euros par AN ! donnant deux visas de résidents et toutes les facilités administratives, logistiques, fiscales et bancaires… jusqu’à l’usine ou la zone de stockage en propre…tout est faisable. Et un accès spécifiques à tous les marchés de la zone impliqués dans nos métiers : pays du Golfe, Afrique de l’Est, Inde et Extrême Orient.

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Nouveau site Web pour le CEN

Le Comité européen de normalisation (CEN) lance son nouveau site internet SITE CEN accessible par différents outils connectés : tablettes, téléphones intelligents et autres ordinateurs. Le CEN espère ainsi donner toujours plus de visibilité au plus grand nombre sur l’intérêt des normes.

Ce qui change

Tout d’abord, sur la page d’accueil et de façon très visible, on accède aux réseaux sociaux (Facebook et Twitter) pour faciliter l’interactivité et le partage.

La section « sector » (« secteurs ») de la version précédente du site se nomme désormais « fields of work » (« domaines de travail ») par souci de précision.

Le nouveau site Web du CEN dispose d'un moteur de recherche trilingue : anglais, français, allemand. Son contenu permet de mieux comprendre les bénéfices de la normalisation européenne. On y trouve des informations sur les normes et les travaux en cours dans tous les secteurs et domaines où le CEN est actif. On y apprend les différentes manières de contribuer à leur développement.

Avec le nouveau site Web, le CEN a fait évoluer sa base opérationnelle dédiée à tous ceux qui sont impliqués en normalisation européenne (Business Operations Support System (BOSS)). Désormais davantage orienté utilisateurs, le système BOSS s’adapte lui aussi aux différents supports informatiques.

Normalisation

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GEP APAC Newsletter

Cliquer: GEP_APAC_Newsletter_May_N_23

In this month's issue

• APAC Industry News

• Focus on Africa

• Members News

• Events Corner

• Country & Market Insights (Indonesia’s Coal Market Updates, Myanmar Major

Offshore Field Details)

• Post Event Article (OTC Houston)

In this issue, GEP APAC interviewed Mr Laith Al Hemairy, Director and Business

Development from Sinraq International Company who provided an insight into the IRAQ oil

and gas industry which will be of interest to our members who are keen to explore

that market.

Interview with Laith Al Hemairy

* GEP APAC Members enjoy discounts for the conferences / workshops under Events Corner in the

newsletter.

Please contact Stamatia (Matina) Petropoulou at s.petropoulou@gepapac.com should you need further

information on the GEP APAC newsletter topics & events and Felicia Yong at f.yong@gepapac.com for

membership enquiries.

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Evénement

• Industrie pétrolière et Energies renouvelables

Mardi 16 juin - Maison de la Mécanique - 39/41 Rue Louis Blanc - Courbevoie

Organisateur : Le CLAR Economie et Gestion du GEP-AFTP

- PROGRAMME -

«le contexte économique et politique du développement des énergies renouvelables»

Frédéric Gonand, Université de Paris Dauphine

«Energies Renouvelables : opportunités ou menaces pour l'industrie pétrolière»

Stéphane His, Vice-président Energies Renouvelables, Technip

«Total offre à l’énergie solaire et à la biomasse un saut industriel et de nouvelles perspectives»

Jean-Marc Otéro del Val, Directeur Adjoint Business Opération de la Branche Énergies Nouvelles, Total

«Des Smart Grids pour gérer, de façon économique, les intermittences des énergies renouvelables et améliorer l’efficacité énergétique globale»

Richard Schomberg, Président de l’instance de Normalisation des Smart Grids à la Commission Électrotechnique Internationale (CEI)

Informations et inscription : CLIQUER

Conférences scientifiques et techniques

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Evénement

Le 24 juin 2014 au Palais Beaumont à PAU

Fort du succès de sa première édition, le pôle de compétitivité AVENIA, en partenariat avec l'Institut Carnot ISIFoR, le GEP-AFTP et l'Association Française des Professionnels de la Géothermie, vous invite à participer aux Rendez-Vous AVENIA. Acteurs des géosciences, de l’énergie et de l’environnement, cette journée vous est dédiée ! Dans un lieu prestigieux, elle vous offre un temps privilégié pour échanger sur vos compétences et vos besoins afin de trouver des coopérations possibles. Optimisez votre journée en choisissant en ligne les participants que vous souhaitez rencontrer et fixez vos souhaits de rendez-vous selon votre ordre de préférence et vos disponibilités !

Informations : CLIQUER

Iran Oil & Gas 2014 Summit 23-25 Juin 2014 | Conrad Dubai Hotel

Le GEP-AFTP se joint avec plaisir à IRN pour vous convier à participer à une conférence Iran Oil & Gas 2014 Summit Les Emirats ont toujours été une base pour le commerce avec l’Iran, ils seront sans conteste la porte pour le futur proche. Et les parapétroliers de cette région seront les meilleurs partenaires pour notre retour en Iran… nous devrions en rencontrer lors de cette conférence. Nos adhérents qui ont participé à la conférence organisée par IRN à Marrakech début Mai ont pu juger de la qualité de l’organisation et des participants, nous devons pouvoir être confiants pour ce nouvel événement en coopération. Les adhérents du GEP-AFTP bénéficient d’un de -10% sur le tarif avec le code GEPIOG10 Pour toute information sur cette conférence : CLIQUER Notre nouveau Représentant IRAN, M. Pierre FABIANI, se rendra à cette conférence et se tient à votre disposition pour toute information. Vous pouvez le contacter par email : p.fabiani@gep-aftp.com

Conférences de nos partenaires

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24 et 25 Juin 2014 Africa Assembly InterContinental Le Grand, Paris, France

The Oil Council’s Africa Assembly is a special oil and gas event that brings together over 800 oil and gas leaders from across the continent’s upstream, midstream, banking, finance, technology and petroleum services sectors to France . The event is already recognised as a must-attend gathering for energy, investment and finance professionals involved within Africa oil and gas.

Informations: cliquer

Nous avons le plaisir de vous inviter au Vème Colloque annuel du Centre de Médiation et d'Arbitrage près la Chambre de Commerce Franco-Arabe sur : L'Arbitrage Ethique Vendredi 27 juin 2013 à 9h00 (accueil à partir de 8h30) aux Salons Hoche 9, avenue Hoche – 75008

TELECHARGER LE PROGRAMME LE FORMULAIRE D'INSCRIPTION

25 au 27 mars OMC 2015 Offshore Mediterranean Conference - Italie

The success of OMC 2013 proves that OMC

Conference continues to provide a unique venue

for discussing the latest developments in oil &

gas technology and their applications, across the

entire E&P chain, from Exploration to

Production.

The 2015 conference is entitled "Focus on Change: Planning the next 20 years. Diversifying Choices, Increasing Opportunities” Call for paper CLIQUER

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Evènements

EUROPE CHYPRE

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 - evgeny.makushin@ite-events.com – Tel : +44 (0) 207 596 5076

FRANCE

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. Information : CLIQUER Pour télécharger la plaquette : CLIQUER

Expositions

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FRANCE

Le collectif France organisé par le GEP AFTP au WGC PARIS 2015, se remplit, à ce jour 438 m² sont déjà réservés par les entreprises suivantes : CRYOSTAR, FMC TECHNOLOGIES, GEA Batignolles Technologies Thermiques, Groupe VINCI/ENTREPROSE PROJETS, ITP Interpipe, MAREAL ENGINEERING, PONTICELLI, PROSERNAT, SCHNEIDER ELECTRIC, SKF/S2M et SOFREGAZ. Il reste des emplacements disponibles. Ne ratez pas cette opportunité sur Paris pour rencontrer tout le secteur industriel du gaz du monde entier.

RAPPEL : il est toujours possible de s’inscrire au WGC PARIS 2015 APPEL AUX MEMOIRES : 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 - c.burlot@gep-aftp.com -Tel : 01 4717 6068

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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.

Contact :

Georges Mosditchian Tél: 01 47 17 67 02

g.mosditchian@gep-aftp.com

GEP AFTP : Philippe PERREAU/Citeph – p.perreau@gep-aftp.com Chantal BURLOT – c.burlot@gep-aftp.com – Tel : 01 4717 6068

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PAYS-BAS

IGRC (International Gas Research Conference) est une petite exposition internationale sur les nouvelles technologies sur le gaz et les équipements. Le programme des conférences comprend près de 400 propositions de 38 pays. Les inscriptions aux conférences/expo sont ouvertes. Toutes les informations se trouvent sur le site IGRC Renseignements : www.igrc2014.com

ATCE 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

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ROYAUME UNI

Aberdeen, 14/16 octobre 2014 PennWell organisera le DOT en Europe, et se tiendra à Aberdeen. Deep Offshore Technology attire un nombre restreint d’entreprises spécialisées dans l’offshore profond. Selon nos accords avec PennWell, le GEP AFTP sera présent à DOT. Les conférences sont intéressantes et attirent un nombre de délégués importants. Le thème de cette année est « Maximising Resource Recovery ». Les inscriptions pour les délégués sont ouvertes. Renseignements : GEP AFTP : Philippe PERREAU – p.perreau@gep-aftp.com (conférences) ou Chantal BURLOT c.burlot@gep-aftp.com www.deepoffshoretechnology.com Informations : CLIQUER

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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 g.mosditchian@gep-aftp.com ou Chantal Burlot: c.burlot@gep-aftp.com – Tel : 01 4717 6068

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AMERIQUE ETATS-UNIS

OTC 2014 - Houston, 5/8 mai L’OTC 2014 a battu les records de 2013 avec plus de 108 000 professionnels sur le salon. Le collectif France était représenté par 29 entreprises qui ont toutes été très satisfaites de leur participation. Le petit déjeuner sur le thème de l’ARCTIQUE est organisé par le GEP AFTP a réuni une soixante de participants.

OTC 2015 – Houston, 4/7 mai 2015 Le GEP AFTP n’a pu augmenter la surface du collectif France qui est donc toujours limité à 380 m². La demande de participation, comme exposant en 2015, sera encore plus élevée et nous ne pourrons pas satisfaire à toutes les demandes de participation et de surfaces. Les inscriptions de participation seront envoyées fin juin/début juillet. Il faudra être réactif. APPEL AUX MEMOIRES : Si vous souhaitez présenter une conférence, vous avez jusqu’au 9 SEPTEMBRE 2014. Vous trouverez toutes les informations sur le nouveau site OTC 2015 et pourrez soumettre votre thème de conférence. Renseignements : Chantal BURLOT – c.burlot@gep-aftp.com, Tel: 01 4717 6068 www.otcnet.org

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ASIE CENTRALE

TURKMENISTAN Une opportunité à Saisir. Depuis maintenant plusieurs mois, nous suivons avec attention et admiration, la stratégie active de plusieurs des membres du GEP-AFTP, qui connaissent bien le Turkménistan. Le premier acte s’est déroulé en novembre 2012 en constituant la Chambre de Commerce France-Turkménistan : 14 avenue de l’Opéra 75001 Paris, France Tel. +33 (0)1 44 50 55 72 www.cc-france-turkmenistan.org Les membres fondateurs de cette entité, reconnaissant le travail de longue haleine accompli par CIFAL et son dirigeant, ont choisi Gilles Remy comme président de la CCFT. Acte deuxième A ce jour nous pouvons annoncer que le président turkmène qui a signé un décret le 2 avril dernier confirme la première journée Economique du Turkménistan à paris le 11 juillet prochain. Deux types d’actions, qui concernent les membres du GEP-AFTP y sont prévues : une partie conférence et une partie exposition. Vous avez donc ce jour là une belle opportunité de rencontrer des acteurs du secteur, à très faible cout, par rapport aux dépenses usuelles – avion, visa et séjour. Le stand du Parapétrolier français est prêt à vous accueillir ce jour là, dans une configuration à vos mesures. Pour cela, il vous faut contacter Georges Mosditchian : 01 47 17 67 02 ; g.mosditchian@gep-aftp.com

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ASIE

Singapour, 2/5 décembre 2014

OSEA est redevenue la plus grande exposition internationale sur le pétrole en Asie du Sud-est. Tous les grands acteurs pétroliers y seront présents. Plus de 27 000 sont venus visiter l’exposition. UBIFRANCE organise le collectif France. Renseignements : www.osea-asia.com UBIFRANCE, Agnès HAGYAK – agnes.hagyak@ubifrance.com CHINE

CIPPE 26-28 mars 2015 GEP-AFTP organisera du 26 au 28 Mars 2015, avec l’assistance de PYTHAGORE CHINA, le pavillon Français de l’exposition CIPPE 2015 à Pékin (pavillon organisé les années précédentes par Ubifrance en collaboration avec GEP-AFTP). Les formulaires d’inscription seront envoyés aux entreprises au cours de l’été 2014. Contact : Claude Bouty – 06 20 36 48 21- mail : 6claude.bouty@hotmail.fr

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OCEANIE

AUSTRALIE

AOG du 11 - 13 mars 2015 à Perth

La Chambre Franco-Australienne du Commerce et de l’Industrie, « FACCI » et le Groupement des Entreprises Parapétrolières et paragazières, GEP AFTP - GEP APAC s’associent autour d’un pavillon France pour l’AOG 2015: Australasian Oil & Gas Exhibition & Conférence qui aura lieu a Perth du11 au 13 mars 2015. Pour toute information contacter Gérard Momplot : g.momplot@gep-aftp.com

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Nouvelles de notre industrie

AVEVA

AVEVA Engineering increases control on complex global projects

AVEVA Engineering increases control on complex global projects he latest release of AVEVA Engineering adds important new productivity features that increase control of engineering information throughout highly complex projects. Engineering contractors (EPCs) can face serious challenges in controlling and communicating changes in engineering and design information as it evolves. Poor management of this highly interactive, multi-disciplinary process increases project risk, cost and can extend delivery schedules and reduce quality. AVEVA Engineering 14.1 overcomes this.

Responding to customer feedback, AVEVA has added new capabilities to AVEVA Engineering that enable many engineering disciplines in multiple locations to collaborate more effectively in parallel workflows producing higher quality designs with less wasted effort. With more added intelligence and automation, AVEVA Engineering allows for revision control at the level of an

individual tagged object and for each discipline to release information to the rest of the project team only when it is sufficiently mature to be used by others.

With more added intelligence and automation, AVEVA Engineering supports true collaborative working.

CAMERON

Cameron Completes Sale Of Reciprocating Compression Business To GE

Cameron announced that it has completed the previously announced sale of its Reciprocating Compression business to GE for cash consideration of approximately $550 million.

CHAMBRE DE COMMERCE FRANCO ARABE

18 juin Assemblée Générale

Notre grand partenaire depuis cette année.Pour en savoir plus : www.ccfranco-arabe.org

De nos adhérents

Adressez vos actualités, vos communiqués de presse à :

s.lebrun@gep-aftp.com

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SCHLUMBERGER

Industry-First Reservoir Mapping-While-Drilling Service

Schlumberger Introduces Industry-First Reservoir Mapping-While-Drilling Service Schlumberger announced the introduction of the GeoSphere reservoir mapping-while-drilling service. The new technology reveals features in subsurface beddings and fluid contacts at the reservoir scale to optimize well landing operations, steering capabilities and mapping of multiple boundaries using new deep-directional resistivity measurements enabled by proprietary real-time interpretation techniques.

“With GeoSphere technology, Schlumberger is introducing the first-ever reservoir mapping-while-drilling service that enables customers to map their reservoirs using unprecedented depth of investigation measurements around the wellbore combined with a novel mathematical inversion methodology,” said Steve Kaufmann, president, Drilling & Measurements, Schlumberger. “This long-awaited technology milestone commercialization now enables asset teams to seamlessly integrate the data provided by the reservoir mapping-while-drilling service with other downhole measurements to optimize production and reservoir management.”

With a deep range of investigation that extends more than 100 ft from the wellbore, drilling teams can use the GeoSphere service to reduce drilling risk and accurately land wells, resulting in the elimination of pilot holes. In addition, the real-time reservoir mapping-while-drilling service enables the positioning of wells within target reservoirs, away from fluid boundaries, leading to increased reservoir exposure as well as allowing geoscientists to refine their seismic

interpretation and geological and structural models.

The GeoSphere service has been tested in more than 140 wells worldwide, including locations in North America, South America, Europe, Middle East, Russia and Australia.

In the North Sea, a customer used the GeoSphere service to successfully land a well and detect the top of the reservoir target from a distance of nearly 50 ft, allowing for optimization of the drilling plan before the formation was drilled. With the drill bit over 300 ft away from the target reservoir, the mapping-while-drilling technology confirmed that there was considerable distance for adjusting the trajectory if needed, to optimize reservoir entry.

Offshore Brazil, a customer deployed GeoSphere technology to accurately map multiple deepwater-well reservoir sections. The reservoir mapping-while-drilling service was used to guide well steering decisions, which enabled the customer to improve the drain position, avoid unplanned exits from target reservoirs, and to acquire reservoir knowledge to optimize production.

In Northern Europe, a customer used the GeoSphere service to double the reservoir net-to-gross ratio from 0.45 to 0.96 on two horizontal wells with complex geologies. The increased exposure in this thin bed discontinuous reservoir, compared to all previous wells in the field, resulted in a production improvement in both wells of more than 8,000 additional bbl/day.

HEURTEY PETROCHEM

35 millions d'euros pour financer son expansion dans le gaz

Heurtey Petrochem a achevé le 30 mai une augmentation de capital qui lui a

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permis de réunir 35,3 millions d'euros qui serviront à financer son développement dans les technologies gazières.

L'augmentation de capital, d'un montant initial de 30,7 millions d'euros et de 35,3 millions d'euros après exercice de l'intégralité de la clause d'extension, a été souscrite intégralement, indique le groupe dans un communiqué.

« Le renforcement de nos fonds propres va nous donner les moyens de poursuivre notre croissance, notamment en nous renforçant sur le marché du gaz », a déclaré le PDG Dominique Henri, cité dans un communiqué.

Heurtey souhaite en effet acquérir de nouvelles technologies et s'étendre sur de nouveaux marchés.

Le produit de l'opération servira également à Heurtey pour racheter, moyennant 13,3 millions d'euros, à l'institut de recherche énergétique IFP les 40% qu'il détient encore dans sa filiale Prosernat.

Communiqué Heurtey Petrochem

Nexans instaure un Comité Scientifique pour dynamiser son innovation

Nexans a mis en place son Comité Scientifique afin de stimuler l’innovation, l’un de ses objectifs prioritaires, et d’accentuer la différenciation de son offre. Intégrer les nouvelles technologies afin de répondre aux besoins de ses clients

Le Comité Scientifique est chargé de conduire des réflexions sur les axes de recherche de Nexans afin, d’une part, d’identifier les nouvelles technologies susceptibles de créer de la valeur pour les clients du Groupe et, d’autre part, d’être en mesure d’intégrer rapidement

ces innovations dans les produits de Nexans.

Le Comité Scientifique, composé de 8 membres, est présidé par Jean-Maxime Saugrain, Directeur Technique de Nexans. Gérard Bacquet, Directeur Scientifique de Nexans, en est le Secrétaire Général.

Deux experts universitaires reconnus ont accepté de faire partie du Comité:

Le Professeur Jacques Lewiner

Président du Conseil Scientifique RTE, Directeur Honoraire de l’École Supérieure de Physique et Chimie Industrielles (ESPCI), Président du Fonds Georges Charpak, membre de l’Académie des Technologies.

Le Professeur Jean-Pierre Chevalier

Membre de la Chaire de matériaux industriels au Conservatoire National des Arts et Métiers (CNAM) à Paris et ancien membre de l’Agence de l’Energie Nucléaire (OCDE).

Quatre représentants de Nexans complètent le Comité. Aux côtés de Francis Debladis et de Thomas Hähner, responsables des deux principaux centres de recherche du Groupe, Francis Krähenbühl, Country Manager Nexans Suisse, et Pierre Kayoun, Vice Président Ventes & Marketing haute tension sous-marine, apporteront leur connaissance des marchés de Nexans.

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Nouvelles de notre industrie

Gazprom is major investor in European energy security

Gazprom is major investor in European energy security On the threshold of Gazprom's annual General Shareholders Meeting, the Company's headquarters hosted today Press Conference “Gas Export and Enhancing Reliability of Gas Supply to Europe”. Taking part in the Press Conference were Alexander Medvedev, Deputy Chairman of the Gazprom Management Committee, Director General of Gazprom Export; Pavel Oderov, Head of the International Business Department of Gazprom; Sergey Kupriyanov, Press Secretary of the Management Committee Chairman – Deputy Head of the Information and Communications Department of Gazprom; Alexander Syromyatin, Deputy Head of the Project Management Department of Gazprom.

The Press Conference pointed out that the European demand for Russian natural gas continued to grow. Thus, in 2013 the volume of Gazprom Group’s gas sales to the countries beyond the CIS hit the record figure of 174.3 billion cubic meters since the 2008 crisis, which accounts for one-third of the total gas consumption in Europe. Italy took the lead in terms of growth; the volume of gas exported there increased by 67 per cent compared to 2012. Gazprom’s gas sales to the UK grew by 42 per cent, export to Germany – by 21 per cent. In 2013 gas sales beyond the CIS exceeded RUB 1,687 billion.

According to consensus forecasts, by 2025 the gap between domestic production and consumption in Europe will amount to 168 billion cubic meters, and by 2035 – to 225 billion cubic

meters. This creates objective prerequisites for Gazprom to further strengthen its positions in the European market.

The Company makes consistent efforts aimed at increasing the energy security of European consumers. For instance, the South Stream gas pipeline construction is being implemented in strict compliance with the schedule. First gas via the new route will be supplied in late 2015, as was originally planned. The Nord Stream gas transmission system is technically ready to be fully loaded.

UGS (underground gas storage) capacities located near consumer markets represent another essential element of reliable gas supply. Gazprom goes on implementing the construction projects for the Katharina and Etzel UGS facilities in Germany, as well as the Damborice UGS facility in the Czech Republic. With a view to boost the export volumes, the Company also actively develops the NGV segment. High eco-friendliness and economic attractiveness make natural gas the fuel of choice for motor and sea transport. As of late 2013, Gazprom’s companies owned 31 CNG filling stations in Europe.

Special attention was given to Ukraine. In particular, it was noted that Naftogaz of Ukraine had to go on paying off the debt for Russian gas.

In addition, the Press Conference addressed Gazprom's activities aimed at expanding its liquefied natural gas export as well as the talks over export contract prices and the ongoing dialogue with the European Commission.

Entreprises

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Nouvelles de notre industrie

BP Energy Outlook 2035 Global energy demand continues to grow but that growth is slowing and mainly driven by emerging economies - led by China and India - according to the BP Energy Outlook 2035, published in May . The Outlook reveals that global energy consumption is expected to rise by 41 per cent from 2012 to 2035 – compared to 55 per cent over the last 23 years (52 per cent over the last twenty) and 30% over the last ten. Ninety five per cent of that growth in demand is expected to come from the emerging economies, while energy use in the advanced economies of North America, Europe and Asia as a group is expected to grow only very slowly – and begin to decline in the later years of the forecast period. Shares of the major fossil fuels are converging with oil, natural gas and coal each expected to make up around 27% of the total mix by 2035 and the remaining share coming from nuclear, hydroelectricity and renewables. Among fossil fuels, gas is growing fastest,

increasingly being used as a cleaner alternative to coal for power generation as well as in other sectors. On the question of security, the Outlook offers a mixed, though broadly positive, view. Among today’s energy importers, the United States is on a path to achieve energy self-sufficiency, while import dependence in Europe, China and India will increase. Asia is expected to become the dominant energy importing region. On the question of sustainability, global carbon dioxide emissions are projected to rise by 29%, with all of the growth coming from the emerging economies. The Outlook notes some positive signs: emissions growth is expected to slow as natural gas and renewables gain market share from coal and oil; and emissions are expected to decline in Europe and the US. Indeed towards the end of the period covered by the Outlook we expect many advanced countries will be seeing their economies grow while their energy use falls. Lire l’étude: Cliquer

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….

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Gas has lost its attractiveness against coal in the EU power sector According to a new report by CEDIGAZ, the International Centre for Natural Gas Information, gas has lost its attractiveness against coal in the EU power sector. Its demand by the sector decreased by one third during the past three years and its prospects are very weak in this decade. The Association warns that unprofitability of CCGTs and the retirement of old coal plants due to stringent air regulation may lead to the closure of one third of the current fleet and poses a serious security of supply issue that has to be addressed urgently. The European paradox: despite the numerous advantages of gas over coal, the evolution of gas, coal and CO2 prices dictates a preference for coal A confluence of factors – including flat electricity demand, the fast development of renewable energy sources (RES), falling wholesale electricity prices, high gas prices relative to coal and low CO2 prices – has eroded the competitiveness of natural gas in the EU power sector. Gas demand lost 51 billion cubic meters in the past three years, the equivalent of the total annual demand on the French gas market. By contrast, coal-fired power stations operated at high loads, increasing coal demand by the sector by 10% between 2010 and 2012. The relationship between coal, gas and CO2 prices is a key determinant of fuel switching and will remain so. A supply glut on the international coal market (partly because of an inflow of US coal displaced by shale gas) has led to a sharp decline in coal prices while gas prices, still linked to oil prices to a significant degree, increased by 42% between 2010 and 2013. The recent fall in gas prices (a decline of 29% for European spot prices in the first four months of 2014) does not fundamentally change the situation. As coal prices have also declined, coal is currently three times cheaper than

natural gas on an energy equivalence basis. With a weak carbon price, coal is preferred to natural gas. Our analysis of future trends in coal, gas and CO2 prices suggests that coal competitive advantage may well persist into the coming decade unless structural reforms of the EU ETS allow an increase of CO2 prices. National policies also play a key role in shaping the competition between gas and coal. The three largest EU coal consuming countries – Germany, Poland and the United Kingdom – have mixed approaches on the role of coal in their electricity mix. The analysis of their national energy policies clearly shows that the path to a low carbon economy can be achieved differently and at a different pace according to national specificities and trade-offs between the objectives of sustainability, competitiveness and security of supply. Countries with domestic reserves view coal as a means of increasing their security of energy supply especially in light of the current Russia-Ukraine crisis. RES push out fossil fuel from the merit order The fast deployment of wind and solar displaces peak and mid-merit conventional power plants out of the merit order for power production and contributes to a fall in wholesale electricity prices. Gas-fired power plants, which have high marginal costs were hit first. In Germany, the average load factor of gas-fired power plants declined to 21% in 2013. In Spain, it went down to just 11% this same year. Due to unfavorable economic conditions, 25 GW of EU’s gas-fired capacity were idled, closed or at risk of closure at the end of 2013. A further 25 GW are currently at risk of suffering the same fate. Overall, almost 30% of EU’s gas-fired capacity may be closed or mothballed by 2015/2016. While coal plants have been operated at high loads so far, RES development is starting to impact hard coal.

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In 2013, EU coal demand decreased by an estimated 5%. Moreover, EU regulation on emissions of local pollutants - the Large Combustion Plant Directive (LCPD), and its successor, the Industrial Emissions Directive (IED) - may lead to the retirement of an estimated 65 to 70 GW of old coal power capacity by 2020/2023 at the latest. Altogether a capacity of 115-120 GW, representing a third of gas and coal capacity in the EU, is closing or at risk of closure, posing a serious challenge for security of supply as fossil-fuelled power generation is needed to back-up intermittent RES. The building of flexible power capacity is threatened by the lack of market signals and adverse investment environment. This situation has the potential to unfold into a major structural crisis and must be addressed urgently. To restore confidence in the market and allow investment in fossil-fuelled generation, a new market design is required. To address the immediate security of supply concerns, several EU countries are introducing capacity markets. If these mechanisms do answer to the immediate concern (keeping the lights on), a more profound reform of the entire power system will nevertheless be necessary, including structural reform of the EU ETS, integration of RES into the market, and completion of the Internal Electricity and Gas Markets. Reinventing a business case for gas In the absence of a carbon price signal, a resurgence of gas demand in the EU electricity mix is not foreseen during this decade. Three main conditions are needed to reverse this situation and allow clean and flexible natural gas to play its role as an enabler of the transition to a low carbon economy: • Reform of the EU ETS leading to a CO2 price incentivising decarbonisation of the power sector • Lower gas prices through increased gas-on-gas competition, partnerships between gas suppliers and utilities and new pricing arrangements

• Addressing the “missing money problem” to restore confidence in gas-fired generation market and allow much needed investments. Source: Communiqué CEDIGAZ For more information: info@cedigaz.org Le gaz de schiste chinois va changer la donne ! L’intensification de l’exploitation des gaz de schiste en Chine va durement peser sur les exportations des pays émergents producteurs et exportateurs de gaz, selon un rapport du think tank britannique Overseas Development Institute (ODI). Intitulée « Les incidences du développement de la Révolution du Fracking », cette étude se penche sur l'effet d'entraînement probable de l'indépendance énergétique de la Chine qui pourrait réduire ses importations de gaz de près de 40 % en 2020.

« Le gaz de schiste a été identifié et répertorié comme une priorité dans le 12ème plan quinquennal de la Chine (2011-2015). En 2015, le gouvernement chinois vise à produire 6.5 milliards de mètres cubes de gaz de schiste. Cette production s’élèverait peut-être à 60-100 milliards d'ici à 2020 », indiquent les auteurs de l’étude qui indique que la Chine est classée deuxième à l’échelle mondiale en termes de réserves récupérables de gaz de schiste. Dans la perspective de cette augmentation, ce sont les pays africains qui devraient en pâtir le plus.

Les pays cités dans l’étude sont les plus susceptibles d'être affectés immédiatement par une possible réduction des exportations avec ses impacts sociaux intrinsèques. Toutefois, les rédacteurs de l’étude recommandent aux pays trop dépendants des

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exportations des hydrocarbures, de prendre en considération dans leur politique économique les conséquences d’une nouvelle révolution énergétique.

Les prévisions de production de gaz en Chine, entre 60 et 100 milliards de m3 en 2020, entrai neront une réduction de 40 % des importations de gaz chinois, au détriment de ses partenaires actuels : l’Angola et la RDC verraient fondre leurs revenus nationaux de 13 %, la Guinée eEquatoriale et le Soudan de 5 % et le Yémen de 4 %. « En partant d’une base réduite, la Chine est en train de rapidement augmenter sa production, a observé Zhenbo Hou, un chercheur de l’ODI. Combinée avec la hausse de la production de gaz de schiste aux États-Unis, cela va toucher durement les économies des pays exportateurs. » Ces me mes pays ont déjà souffert du développement des gaz de schiste aux États-Unis : l’ODI chiffre leurs pertes à 1,5 milliard de dollars pour l’année 2013.

Etude ODI: Cliquer

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AFRIQUE

ALGÉRIE Forages offshore prévus pour fin 2014, début 2015

Les premières opérations de forage pour l’exploitation des gisements d’hydrocarbures offshore algériens sont prévus pour la « fin 2014, début 2015, une fois les études en cours achevées », a annoncé le ministre de l’Énergie et des Mines, Youcef Yousfi, cité le 3 juin par le quotidien L’Expression. Les lieux de forage « ne sont pas tout à fait arretés » et dépendront des résultats des études, a-t-il ajouté.

Contrat d’un milliard de dollars pour Petrofac Le groupe britannique Petrofac (installé pour l’essentiel à Abu Dhabi) a obtenu un contrat pour la construction d’une usine de traitement de gaz dans le bassin de Reggane. Il lui a été attribué par le Groupement Reggane : Sonatrach (40 %), Repsol (29,25 %), RWE (19,5 %) et Edison (11,25 %). Le contrat porte sur l’ingénierie, la construction et la mise en service de l’usine et d’un réseau de conduites pour le projet de développement de Reggane Nord. Le consortium en charge du projet doit investir au total 2,225 G$ avait indiqué en 2012 Repsol. Il prévoit de débuter la production vers la mi-2016 et de produire 8 MM3/j de gaz durant les 12 premières années.

Source : BIP

Gaz de schiste : l’Algérie confirme

Le président algérien Abdelaziz Bouteflika a donné le 21 mai son feu vert à l’exploitation du gaz de schiste dans son pays, tout en pressant le

gouvernement de veiller au respect de l’environnement. Le pays est classé au 3e rang mondial, juste après la Chine et l’Argentine, en termes de réserves de gaz de schistes récupérables, selon l’EIA, qui évalue les réserves, situées dans le Sahara, à 19 800 GM3.

Nouveau gouvernement :

Abdelmalek Sellal, Premier ministre Tayeb Belaïz, ministre d'Etat, ministre de l'Intérieur et des Collectivités locales Ahmed Gaïd Salah, vice-ministre de la Défense nationale, chef d'état-major de l'Armée nationale populaire Ramtane Lamamra, ministre des Affaires étrangères Tayeb Louh, ministre de la Justice, garde des Sceaux Mohamed Djellab, ministre des Finances Youcef Yousfi, ministre de l'Energie Abdessalem Bouchouareb, ministre de l'Industrie et des Mines Abdelwahab Nouri, ministre de l'Agriculture et du Développement rural Tayeb Zitouni, ministre des Moudjahidine Mohamed Aïssa, ministre des Affaires religieuses et des Wakfs Amara Benyounès, ministre du Commerce Amar Ghoul, ministre des Transports Hocine Necib, ministre des Ressources en eau Abdelkader Kadi, ministre des Travaux publics Abdelmadjid Tebboune, ministre de l'Habitat, de l'Urbanisme et de la Ville Nouria Benghebrit, ministre de l'Education nationale Mohamed Mebarki, ministre de l'Enseignement supérieur et de la Recherche scientifique Nouredine Bedoui, ministre de la Formation et de l'Enseignement professionnels Mohamed El Ghazi, ministre du Travail, de l'Emploi et de la Sécurité sociale Dalila Boudjemaâ, ministre de l'Aménagement du territoire et de l'Environnement Nadia Labidi, ministre de la Culture Mounia Meslem, ministre de la Solidarité nationale, de la Famille et de la Condition de la femme Khelil Mahi, ministre des Relations avec le Parlement Abdelmalek Boudiaf, ministre de la Santé, de la Population et de la Réforme hospitalière Abdelkader Khomri, ministre de la Jeunesse Mohamed Tahmi, ministre des Sports Hamid Grine, ministre de la Communication

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Zohra Derdouri, ministre de la Poste et des Technologies de l'information et de la communication Nouria Yamina Zerhouni, ministre du Tourisme et de l'Artisanat Sid-Ahmed Ferroukhi, ministre de la Pêche et des Ressources halieutiques Abdelkader Messahel, ministre délégué auprès du ministre des Affaires étrangères, chargé des Affaires maghrébines et africaines Hadji Baba Ammi, ministre délégué auprès du ministre des Finances, chargé du Budget et de la Prospective Aïcha Tagabou, ministre déléguée auprès du ministre du Tourisme et de l'Artisanat chargée de l'Artisanat Ahmed Noui, ministre secrétaire général du gouvernement ÉGYPTE

Un terminal flottant de LNG Le Caire a signé un accord avec le Norvégien Hoegh pour lui fournir un terminal flottant d’importation de LNG pour 5 ans. Le terminal devrait être amarré au large du port d’Ain Sokhna, en Mer Rouge, à partir du 1er septembre prochain. Il dispose d’une capacité de stockage de 170 000 M3 et fait l’objet de tests finaux en Corée du Sud. L’installation devrait aider à combler le manque de gaz que connaît actuellement l’Égypte, confrontée à la baisse de sa production domestique.

Deux nouvelles découvertes de gaz et condensats pour Apache

Montrant selon lui les importantes opportunités offertes par le désert occidental du pays. Le puits Herunefer-1X, foré dans le bassin de Matruh, dans la partie Est de la concession Khalda Offset, a mis au jour des hydrocarbures sur les formations Alamein, Alam El Buieb-6 (AEB), Masajid, Upper Safa et Lower Safa. Une production combinée de 1,4 MM3/j de gaz et 7 700 b/j de condensats lors des tests sur les formation Upper Safa et Lower Safa. De son côté, le puits BAT-1X, foré au Nord du bassin de Shushan, sur le permis de

développement Khepri-Sethos, a produit 878 000 M3/j de gaz et 390 b/j de condensats lors d’un test mené sur la formation Shiffah. Foré à une profondeur totale de 4 740 M, il a aussi mis au jour des hydrocarbures sur les formations Upper Bahariya, Lower Bahariya, Alamein, AEB-3C et AEB-3D.

Les deux puits ont été forés par Khalda Petroleum Co, JV Apache- EGPC Apache opère en Égypte en partenariat avec Sinopec, qui détient un tiers de ses activités pétrolières et gazières dans le pays. Le partenariat Apache-Sinopec détient un intérêt de 100 % sur les deux gisements. Source : BIP

GHANA

Vallourec et le projet TEN Vallourec annonce avoir été sélectionné pour fournir des tubes de conduites sous-marines premium ainsi que des services de soudage dans le cadre du projet TEN, situé en eaux très profondes au large des côtes ghanéennes. Opéré par Tullow Oil plc, le projet TEN est développé par un consortium constitué de Subsea 7 et de Technip. Vallourec fournira à Subsea 7 un total de 15 000 tonnes de tubes de conduites sous-marines sans soudure, revêtus contre la corrosion. Les tubes sont destinés aux conduites de production (système « pipe-in-pipe » réalisé par ITP InTerPipe) et à une conduite d'export de gaz. Les livraisons sont actuellement en cours. Serimax, une société internationale de soudage, filiale de Vallourec, réalisera les opérations de soudage à double-joint pour la production « pipe-in-pipe » et sur la conduite d'export de gaz. Ces opérations débuteront au cours de l'été 2014.

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LIBYE

Un nouveau patron pour la NOC

Following the resignation of its Chairman, Nuri Berruein , the National Oil Corporation (NOC) has announced a temporary replacement.

Mustafa Sanalla will fill the role "for the time being". Mr. Berruien, aged 68, has decided to leave "because of his age...it's nothing political."

MAROC

Un pays pétrolier en devenir mais des projets dans l’immédiat

Le GEP-AFTP supportait le congrès OIL AND GAS MOROCCO les 7 et 8 mai à Marrakech et avait motivé une douzaine d’adhérents à participer, dont GDFSuez, ELENGY et CGG qui y présentaient des « papiers ». Ils venaient de France, d’Algérie, de Tunisie et d’Italie, en plus des régionaux, dont certains implantés au Maroc depuis très longtemps.

Une belle organisation par IRN qui nous convie également à une convention LIBYE le 29 Mai à Londres et les 23-24-25 Juin à Dubaï pour parler de l’IRAN. Nous y serons en partenaires et nos adhérents bénéficieront de conditions favorables.

Pour revenir au sujet MAROC, nombreuses présentations couvraient l’upstream : géologie, géophysique…car l’explo est actuellement le grand sujet. Nous avons été « comblés » des similitudes entre la côte est de l’Amérique du sud et la côte ouest de l’Afrique, les formations géologiques de la Nouvelle Ecosse et celles du Maroc…Des couches salines comme au Brésil, et maintenant la mise en œuvre des moyens d’explo géophysiques semblables sont probablement le signe

d’un futur prometteur ? Alors pourquoi ce futur tarde-t-il tant ?

Les opérateurs pétroliers détenteurs des permis sur le pays étaient tous présents à cette conférence et nous ont présenté leurs programmes qui prennent du temps. Des petits producteurs attendraient- ils par exemple que le voisin trouve quelque chose pour faire monter le prix du « terrain » et faciliter l’investissement conséquent pour des recherches en mer profonde avec des moyens plus puissants ? Des grands opérateurs sont maintenant sur place, ce qui devrait accélérer le mouvement.

Parmi les projets de non-conventionnels, SAN LEON propose un projet d’exploitation et de traitement d’OIL SHALE de TIMAHDIT dans la montagne vers AZROU.

Les études auraient été menées par CHEVRON LUMMUS.

Les « shale » oil & gas sont au programme sur plusieurs régions du royaume, avec des réserves conséquentes mais à confirmer.

Mais les écolos marocains veillent aussi !

Mais d’ici de véritables découvertes, il nous faut suivre dès à présent les projets conventionnels mid stream, comme le terminal LNG, le terminal pétrolier en projet à Nador depuis plusieurs années, d’autres terminaux pétroliers autour du pays, comme à Mohammédia et à Jorf, une remise à niveau de la raffinerie- voire une nouvelle- une unité de stockage et remplissage LPG, des gazoducs, de la génération électrique, des énergies renouvelables…

Le parapétrolier marocain existe, nous le savions depuis longtemps, et nous l’avons rencontré.

Il sait réaliser tous les projets de construction, et ne demande qu’à

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étendre ses activités en coopération avec nos adhérents. Apprendre à travailler ensemble pour les futurs projets du Maroc, et pouvoir ensuite aller ensemble à la conquête des marchés plus au sud.

Nos parapétroliers français sont en Afrique de l’ouest, le parapétrolier marocain y arrive, pourquoi pas joindre nos forces pour mieux faire face à la concurrence qui découvre la zone.

Avec les autorités locales, le Ministre de l’énergie Abdelkader AMARA et Madame Amina BENKHADRA, Directeur Général de l’ONHYM, nous nous sommes promis de futures rencontres.

Aux opérateurs étrangers, nous avons présenté le parapétrolier français, et aux parapétroliers marocains, nous avons renouvelé notre offre de coopération, pour ici et ailleurs.

Parmi nos adhérents identifiés et actifs sur la destination, nous pouvons citer GDF Suez, ELENGY, TOTAL, CEGELEC, ACTEMIUM, INVENSYS, COFOR, SPIE O&G, CGG, TECHNIP, SAIPEM, EIFFAGE, VALLOUREC…

Pour en savoir plus sur les projets, pour des contacts avec le parapétrolier marocain, vous êtes les bienvenus au GEP-AFTP.

Jean-Jacques ROYANT Middle East, North Africa Area Manager Quand Benkhadra décrit le paysage pétrolier marocain…

Les travaux et les investissements sur l’exploration des hydrocarbures ont augmenté de façon constante durant les dernières années, avec une période de croissance sans précédent en 2013 et 2014, a indiqué Amina Benkhadra, directrice générale de l'ONHYM, à l'ouverture du Sommet marocain du pétrole et du gaz, à Marrakech. Les investissements ont atteint 240 M Euros

en 2013, avec la réalisation, entre autres, de 5451 km² de sismique 3D et 654 km de sismique 2D, contre 500 M Euros en 2014 avec 11 500 km² de sismique 3D et 9245 km de sismique 2D. Selon Mme Benkhadra, l'industrie pétrolière a atteint une nouvelle maturité, de nouvelles frontières sont ouvertes, une nouvelle base de données moderne est acquise et de nouveaux concepts ont été développés aujourd’hui au Maroc. Le royaume chérifien, qui commence à se persuader de détenir des gisements dans son sous-sol, a vivement encouragé l'exploration de ce potentiel d’hydrocarbures sur lequel opèrent à ce jour 34 compagnies dans le cadre de 131 permis d'exploration onshore et offshore, 5 contrats de reconnaissance, 9 concessions.

PGA

de forage par Tangiers Petroleum

Tangiers Petroleum Ltd, va démarrer, en juin prochain, le forage du puits d’exploration TAO-1 sur le bloc Tarfaya couvrant 11 281 km2 dans l’offshore du Maroc. L’ONHYM, a donné son approbation tant attendue à l’accord d’amodiation en ce sens entre Tangiers Petroleum et la compagnie portugaise GalpEnergia. Cela marque « le début d’un chapitre excitant de l’histoire de la

compagnie », a commenté David Wall, directeur général de Tangiers Petroleum, projetant au mois prochain le début de forage du puits TAO-1. Selon les termes de l’accord, GalpEnergia versera 7,5

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millions $ à Tangiers Petroleum au titre de dépenses antérieures, en plus de ses 3 millions de garantie dans une institution bancaire marocaine. GalpEnergia détient à 50% la licence du bloc Tarfaya, contre 25% pourTangiers Petroleum et 25% pour l’ONHYM.

Source : Agenceecofin

Campagne sismique 3D pour Chariot

Chariot Oil & Gas Ltd. has completed a 1,700-sq km 3D seismic survey offshore Morocco. The survey, encompassing 1,075 sq km in Rabat Deep, 250 sq km in Loukos Offshore, and 375 sq km in Mohammedia Reconnaissance, will enable the company to mature drillable prospects in the Mio-Pliocene and Jurassic plays identified within this region on reprocessed legacy 2D data.

Following processing, Chariot will interpret this new data, which is expected to be completed by year-end 2014.

Chariot is the operator with 75% interest, and ONHYM holds 25% carried interest.

Découverte de gaz 776 GM3 a sidi Mokhtar par Longreach ?

En moins de deux mois de travaux, le forage de la zone Kamar 1, à Sidi Mokhtar, dans la région d’Essaouira, a déjà donné des résultats, qualifiés par les observateurs d’«exceptionnels ». La société britannique, Longreach Oil & Gas Ltd, a terminé la première phase de ses recherches dans ce gisement, le 8 mai 2014.Les premières déclarations ayant filtré parlent de découverte importante et de site riche et prometteur . En effet, les estimations sont colossales. La Chine, qui suit de très près la grande ruée sur le pétrole et le gaz au Maroc, parle de réserves en gaz naturel estimées à 292

GM3. Ces réserves pourraient atteindre les 776GM3. Pour Amina Benkhadra et l’ ONHYM : «ces indices sont des signes encourageants pour poursuivre l’exploration de cette zone ».

Mais la présence au Maroc de plus de 30 compagnies, parmi les plus fiables et les plus sérieuses au monde, comme Chevron et BP, prouve que le pays a déjà entamé une nouvelle voie dans la gestion de ses ressources énergétiques. Sans oublier cet appel du ministre de l'Energie, des mines, de l'Eau et de l'Environnement, Abdelkader Amara, le 15 mai 2014, aux responsables russes pour qu’ils viennent explorer au Maroc. « La Russie a une grande expérience et dispose de gros moyens. Nous sommes très intéressés de voir les sociétés russes explorer dans les bassins sédimentaires marocains ». Serait-ce là, l’indice majeur qu’attendaient tous les observateurs pour attester des richesses gazières du Maroc ? Pour beaucoup, l’année 2014 semble déjà être l’année du tournant pétrolier marocain.

Forage par Circle Oil sur Sebou

Le Britannique Circle Oil vient de lancer sa 3e campagne de forage sur le permis de Sebou et la 1ère sur celui de Lalla Mimouna. Trois puits d’exploration sont prévus sur le permis de Sebou, qui seront suivis par un forage sur l’autre permis. Les ressources en place sur les deux zones pourraient être de quelque 710 millions de mètres cubes de gaz, selon les projections de la compagnie. En cas de découvertes en quantités commerciales, les permis pourront être convertis en licences de production. Circle Oil est associé à l’Office national des hydrocarbures et des mines (ONHYM) sur ces permis, à raison de 75%/25 %.

Gas market

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Le Maroc peut-il attendre ses découvertes. Il reçoit 600 000 M3 /an de gaz en échange du passage du gaz algérien au Nord du pays, vers l’Espagne. Mais la consommation augmente, en particulier pour la génération électrique. Ne faudrait-il pas accélérer la décision d’un terminal de réception de LNG, établir un gas master plan…

Le meilleur endroit pour un tel terminal : Jorf, Safi, Mohammedia….voir Nador ?

Un terminal flottant si urgent, conventionnel pour une meilleure utilisation et sécurité.

Permis d’exploration pour Gulfsands Petroleum

Accords avec l’ONHYM pour l’acquisition du permis nouvellement créé de Moulay Bouchta. Gulfsands sera opérateur avec 75 % de participation, ONHYM détenant le solde. Le permis couvre 2 850 km². Il est situé au Nord du permis Rharb Sud détenu par Gulfsands et entoure les frontières Ouest, Nord et Est du bloc Fes. La zone abrite un système pétrolier actif qui a été confirmé par la découverte et le développement de trois gisements de pétrole, dont celui de Haricha, dont l’exploitation a pris fin en 1990. L’engagement de travaux de la compagnie est d’un montant de 3,5 M$.

Source : BIP

Affermage entre Galp et Tangiers petroleum sur offshore Tarfaya

Galp Energia a reçu l’approbation de l’ONHYM pour l’accord d’affermage qu’elle avait conclu en décembre 2012 avec la société australienne Tangiers Petroleum et aux termes duquel elle fait son entrée à hauteur de 50 % dans la zone offshore de Tarfaya, qui comprend huit permis d’exploration au large du Maroc, une concession qui s’étend sur 11

281 km2 par des profondeurs d’eau inférieures à 200 m. La compagnie portugaise a annoncé dans le même temps que le premier puits d’exploration, dénommé TAO-1, était programmé pour juin prochain.

Pour Galp le montant de la transaction est de 41 M$. Selon des estimations de la compagnie portugaise, les ressources brutes récupérables du prospect pourraient être de 450 M de barils. Tangiers conserve une participation de 25 % sur Tarfaya, tandis que l’ONHYM détient les 25 % restants.

Source : BIP

Résultats décevants sur Foum Assaka pour Kormos Energy

Kormos Energy a fait le point sur l’état du premier forage réalisé sur le bloc offshore dénommé Foum Assaka et situé au large des côtes d’Essaouira à Agadir. Le puits FA-1 a atteint une profondeur totale de 3 830 M, mais a échoué à mettre en évidence la présence d’hydrocarbures commercialement exploitables.

Le puits sera donc bouché et abandonné. Cependant, les forages vont continuer sur la licence d’exploration Foum Assaka, comme l’a annoncé au mois de février dernier Fastnet Oil & Gas (cf. BIP du 13.02). L’approbation d’une première période de prolongation de la licence, jusqu’au 30 juin 2016, a en effet été obtenue par l’indépendant irlandais.

Source : BIP

Autres énergies

Le Parc éolien de Tarfaya entre en production

Le parc éolien de Tarfaya, au sud-ouest du Maroc, vient de produire ses premiers kilowatts et sera entièrement opérationnel à l’automne, a annoncé la

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société marocaine Nareva qui développe ce projet en joint-venture avec le groupe français de GDF-Suez. La mise en service totale du parc d'une capacité de 300 MW interviendra vers octobre, comme prévu. D’un coût global de 500 M Euros, le parc éolien de Tarfaya deviendra alors le plus important du continent, détrônant celui d’Ashegodae, en Ethiopie, qui compte 84 turbines et produit jusqu’à 120 MW. Le parc de Tarfaya compte 131 turbines, dont 88 ont été déjà montées. Implanté sur près de 10 000 hectares, ce plus grand parc éolien d’Afrique doit subvenir aux besoins en électricité de plusieurs centaines de milliers d’habitants. Ce projet est emblématique de la volonté du Maroc de couvrir, d’ici à 2020, 42% de ses besoins à l’aide des énergies renouvelables. A cette date, un total de 4000 MW devra provenir de l’éolien et du solaire.

L’unité 5 de la centrale thermique de JLEC entre en service

La nouvelle unité 5 de la centrale thermique de Jorf Lasfar Energy Company (JLEC), d’une capacité de 350MW, a commencé à faire tourner ses turbines à Jorf Lasfar. JLEC a entrepris la facturation de sa production envers son unique client l’ONEE, depuis deux semaines. Le démarrage de l’unité 5 porte actuellement la capacité totale de la centrale thermique de Jorf Lasfar à 1.706MW. Par ailleurs, les travaux sont très avancés pour le parachèvement de la 6e unité thermique. Pour rappel, les travaux de construction sont confiés au consortium Mitsui & Co (Japon) et Daewoo Engineering & Construction (Corée). Pour rappel, le site de Jorf Lasfar a été dimensionné dès 1994 pour accueillir six unités de production et dispose déjà de toutes les infrastructures nécessaires. Avec un investissement global de 1,6 G$, l’extension de la centrale thermique de TAQA JLEC est un

projet d’envergure. Son objectif est de porter la capacité totale de la centrale thermique de Jorf Lasfar à 2.056 MW (contre une capacité totale installée initialement de 1.356 MW).

OUGANDA

Producteur de pétrole dans deux ans

L'Ouganda espère commencer la production commerciale de pétrole dans deux ans, a indiqué fin sa ministre des Finances Maria Kiwanuka, promettant que la manne pétrolière ne déstabilisera pas le pays.

« L'Ouganda n'est pas l'Arabie saoudite, ce n'est pas le Venezuela, nous ne sommes pas même le Nigeria », a-t-elle déclaré lors d'une conférence du FMI

« L'économie ougandaise continuera à dépendre principalement de l'agriculture », a-t-elle ajouté, quand bien même le sous-sol du pays contient quelque 3,5 milliards de barils de brut.

« En Ouganda, a-t-elle assuré, le pétrole ne sera pas une économie parallèle ».

SOUDAN

Une visite ministérielle à Paris ?

Qui pourrait avoir lieu à l’Eté. Le GEP-AFTP a été sollicité par un de ses correspondants sur le pays, pour convenir d’une rencontre à Paris avec les autorités pétrolières. Signe d’ouverture du pays ? JJ ROYANT

SUD-SOUDAN

Pétrole : la production a chuté de moitié

Depuis le début des combats entre le gouvernement et les rebelles à la mi-décembre 2013. Avant cette explosion de violence, le pétrole représentait 98 % des

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revenus du gouvernement sud-soudanais. Aujourd’hui, la production est tombée de 254 000 b/j à 150 000 b/j. Le Sud-Soudan, qui a obtenu son indépendance en juillet 2011, contrôle 75 % de la production pétrolière totale de l’ancien Soudan mais dépend entièrement des infrastructures du Nord pour ses exportations. Gouvernement et rebelles ont fait état d’intenses affrontements dans l’État pétrolier du Haut-Nil (nord-est), dont est extrait la quasi-totalité du pétrole sud-soudanais.

Le conflit a entraîné à la fermeture de la plupart des puits de l’autre État pétrolier, celui d’Unité, frontalier du Soudan.

Source : BIP

TUNISIE

Des réserves de 11,3 MBEP pour le gisement Hammamet ouest

Cooper Energy a procédé à une évaluation des ressources contingentes 2C de sa découverte de Hammamet Ouest, sur le permis de Bargou. D’après une évaluation indépendante confiée à Senergy, elles s’élèvent à 11,3 Mboe. Cette évaluation « confirme que Hammamet Ouest est une accumulation significative d’hydrocarbures présentant un bon potentiel pour un développement économique. Selon nos estimations, des réserves brutes de 8 à 10 M de barils seraient suffisantes pour juger le gisement économique » La répartition des intérêts sur le permis de Bargou est de 30 % pour Cooper Energy, 55 % pour Dragon Oil et 15 % pour Jacka Resources.

Projet de 500 M Euros sur Nawara pour OMV

Le pétrolier et gazier autrichien OMV a conclu un accord de 500 M Euros avec ETAP pour l’exploitation du champ pétrolier de Nawara (Sud de la Tunisie).

Le projet comporte des unités de production sur le site de Nawara, un pipeline de Nawara aux centrales de traitement. Les travaux de construction doivent durer entre deux et trois ans. La production devrait quant à elle débuter en 2016, et permettre à OMV de produire jusqu’à 10 000 bep/j. OMV était déjà présent en Tunisie, avec cinq permis d’exploration et neuf licences de production.

Une mission parapétrolière en septembre

GEP-AFTP et BOI vont proposer une mission en Septembre en Tunisie pour mieux connaître les secteurs pétrolier et parapétrolier. Merci de signaler votre intérêt au plus vite à j.royant@gep-aftp.com

MOV va investir 680 M$ dans son projet

Austria's OMV has announced that it will invest around US$680 million in Tunisia's Nawara gasfield development joint project with its partner ETAP.

11 juin Club des Ambassadeurs du MAE

M. Francois Gouyette ambassadeur de France en Tunisie

La situation d’aujourd’hui et les projets du futur. Le parapétrolier tunisien existe, nous l’avons rencontré. Et avec lui, nous pourrions développer des coopérations pour aller ensemble en Libye, et dans les futurs projets de la Méditerranée orientale.

Visitez www.sarost-group.com, et si le sujet vous intéresse, nous les contacterons ensuite ensemble. De plus, nous envisageons une visite sur place vers le 22 Septembre.

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MOYEN ORIENT Natural gas survey, Middle East and North Africa 2013

Stratégies et Politiques Energétiques (SPE) a publié un ensemble de chapitres sur les activités et l’industrie gazières dans les pays du Moyen-Orient et de l’Afrique du Nord.

Cet ensemble est intitulé Natural Gas Survey, Middle East & North Africa (NGS). Rédigés en anglais, ces chapitres sont disponibles en version PDF auprès de

Stratégies et Politiques Energétiques

www.stratener.com

Weatherford Oil Tools selects Metso's valve technology

Weatherford Oil Tools Middle East Ltd. has chosen Metso's industry-leading valve technologies for an oil production upgrade project in the region.

Metso's delivery for this project will include over 100 Neles® globe control valves, emergency shutdown valves, on-off ball valves, and Mapag® butterfly valves. Most of the control valves will be equipped with intelligent valve controllers, which ensure long-term reliability, reduce process variability and improve process efficiency. The delivery also includes intelligent safety solenoids to be used on emergency shutdown valves for partial stroke testing and diagnostics targeting improved process safety and uptime.

Weatherford Oil Tools Middle East Ltd. provides project management services for engineering, procurement, construction and commissioning processes on a turnkey basis for the project in question.

According to Weatherford Oil Tools, the key reason for choosing Metso was its efficient internal procedures and local personnel who were able to respond to Weatherford requirements in an extremely short time period, ensuring the project's delivery in time. Metso's deliveries will be completed during the second quarter of 2014. Metso received these orders during 2013 and 2014. The values of these orders are not disclosed.

ARABIE SAOUDITE

Aramco : plus de 100 G$ investis dans l’aval d’ici 10 ans

Saudi Aramco prévoit d’investir plus de 100 G$ dans l’aval au cours des dix prochaines années. Ces projets reflètent sa croyance en une demande mondiale de pétrole soutenue à long terme, a expliqué le directeur général de la société, Khalid al-Falih. Selon Saudi Aramco, la demande mondiale de pétrole devrait progresser d’un quart au cours des 25 prochaines années. La capacité de raffinage de la compagnie devrait être comprise entre 8 et 10 Mb/j « dans les prochaines années ». Soit, donc, plus que les 8 Mb/j annoncé par Aramco en 2012.

Assystem se développe dans les infrastructures

Acquisition de 75 % de Radicon Gulf Consult, société d’ingénierie basée en Arabie Saoudite. Les 25 % restants sont détenus par son dirigeant et fondateur Ali K. Al-Harbi. Cette acquisition est soumise aux conditions suspensives usuelles, notamment l’approbation des autorités locales. L’acquisition de cette société d’ingénierie de 400 ingénieurs permet à Assystem de renforcer sa présence dans le Golfe en particulier dans le domaine des infrastructures, de

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l’énergie, des hydrocarbures et du transport.

Hausse des réserves de gaz en 2013, grâce au gaz de schiste

Les réserves de gaz naturel de l’Arabie Saoudite ont augmenté l’an dernier, essentiellement grâce à l’exploration de gaz de schiste. Selon le rapport de Saudi Aramco, elles atteignaient ainsi en fin d’année 8 155 GM3, contre 8 070 G M3 un an plus tôt.

Cette montée en puissance de la production de gaz devrait libérer des volumes supplémentaires de produits pétroliers pour l’exportation. L’exploration de gaz de schiste est conduite dans le Nord-Ouest et près de Ghawar, le plus grand gisement de pétrole du monde. D’autre part, une découverte « significative » de gaz conventionnel a été réalisée en Mer Rouge : Shaur, qui constitue aussi « un potentiel game changer pour l’avenir du mix énergétique du Royaume ». Sa production de gaz a augmenté l’an dernier, pour atteindre 311,47 MM3/j, contre 303,50 M.M3/j un an plus tôt.

Lukoil va rechercher du gaz non-conventionnel dans le désert du Rub al Khali, où les travaux d’exploration d’hydrocarbures conventionnels se sont révélés décevants. Lukoil projette de forer deux puits très profonds (jusqu’à 5 790 M) sur les gaz de réservoir compact (tight gas) Mushaib. Le premier puits devrait être foré au 1er trimestre 2015 et le deuxième, au second semestre. Leur coût devrait être très élevé comparé à celui des travaux visant les réservoirs non-conventionnels aux États-Unis.

ÉMIRATS ARABES UNIS

Succès pour GS-Dodsal

Le constructeur sud-coréen GS E&C a remporté un contrat de 1,44 G$ pour l’extension d’une usine de traitement de brut du gisement de Rumaitha-Shanayel, à 50 km au sud-ouest d'Abou Dhabi. GS construira la plupart des installations de traitement du pétrole brut, tandis que son partenaire local DODSAL est chargé de la conception et de la construction des pipelines et installations auxiliaires. La livraison est prévue pour novembre 2016.

Le consortium formé par le Sud-Coréen (51 %) et Dodsal (49 %) interviendra dans la troisième phase des travaux, commandés par ADCO. La part de GS E&C s’élève à 730 M$. À l'issue des première et deuxième phases de construction, l'usine produit actuellement 46 000 b/j de brut. La troisième phase devrait porter la production à 85 000 b/j.

Les chinois arrivent et bousculent les sociétés opératrices en place depuis 40 ans….

State-owned China National Petroleum Corporation (CNPC) has agreed a landmark deal with the sheikdom's government to help exploit energy resources in a move that will send a warning signal to the likes of Royal Dutch Shell, TOTAL, BP and ExxonMobil over a shift in strategy from one of the Middle East's largest producers towards Asia.

Abu Dhabi, the most influential member of the United Arab Emirates (UAE), holds about 98bn barrels of proven oil reserves and is an important member of OPEC.

The emirate has traditionally held close relationships with Western international oil companies (IOC) but experts say this

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latest deal will challenge the historic status quo that has existed for 40 years. President Sheikh Khalifa bin Zayed Al Nahyan had approved a law setting up the Al Yasat Company for Petroleum Operations, which will see Adnoc hold ac 60pc stake alongside CNPC with 40pc in the venture.

Crucially, the deal will see an IOC gain access to both onshore and offshore concessions under one operating company in Abu Dhabi for the first time. The agreement has been years in the making and comes after CNPC signed a strategic partnership in 2012 to work on upstream projects in the emirates.

The new partnership with CNPC also comes as Abu Dhabi decides what to do with the some of its richest onshore oil acreage after an historic agreement with Western companies such as BP expired. Royal Dutch Shell, Exxon, Total and BP are all understood to have expressed an interest in the oil concession but the deal could still be handed to an Asian partner.

Persian Gulf states such as the UAE are reassessing their political and economic links with the traditional allies such as the UK and the US as more of their oil heads to Asian markets. Rights to develop fields in the region are rare due to the limited access this is granted by state-controlled oil producers. Unlike Abu Dhabi, Saudi Arabia and Kuwait don't allow foreign companies direct access to oil reserves and investment.

Exxon signed that last world scale oil deal with Abu Dhabi in 2006 when the Irving, Texas-based company agreed to develop the Upper Zakum oil field - the fourth-largest in the world. The US Company took a 28pc stake in the field alongside state-owned Adnoc.

The Telegraph

IRAK

Le bureau commercial de l’ambassade d’Irak en France nous rappelle que l’ensemble des appels d’offres de nos métiers peut être trouvé sur :

www.oil.gov.iq www.mrc.oil.gov.iq Pour de plus amples informations : info@ mrc.oil.gov.iqet purchase@mrc.pil.gov.iq L’Attaché Commercial 53, rue de la Faisanderie - 75016 PARIS Tél:Information (0033)171978933, (0033)171978281, (0033) 180066911 E-mail : mottrade _paris@yahoo.com

Développement de Majnoon

Majnoon is now an oil field of vital economic importance for Iraq. Shell first oil shipment announcement marks a crucial step in its development since the discovery of the field in 1975.

After a lull in development during the sanctions era of the 1990s, the field saw a second life following Iraq’s first major oil auctions in 2009, although clearing war time ordinance presented a major challenge to drilling operations.

Majnoon has been developed by the South Oil Co., Malaysia’s Petronas, and Missan Oil Co. and is currently producing 210,000 bpd.

Source: Arab News

La production de West Qurna-2 dépasse les 200 000 B/J

La production du champ irakien West Qurna-2 a atteint les 200 000 b/j, a déclaré Lukoil . Le groupe avait débuté l’exploitation du champ au mois de mars dernier à un niveau de 120 000 b/j . « D’ici à la fin de l’année, les 400 000 b/j seront atteints ».

Source : BIP

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Iran-Irak sur le même champ

Iran have announced that drilling will begin next year at the Azar oil field, which is known as Badra on the Iraqi side of the border. On the Iraqi side, Badra is operated by Gazprom Neft.

Saying that initial activity should yield some 30,000 bpd with a later target of 65,000 bpd, the work will be done by an Iranian consortium . On both sides of the border the shared oil field has some 400 MMbarrels of recoverable reserves. It is one of 3 oil fields that straddle the border and are jointly shared by the two countries, the others being Yadavaran and Azadegan.

Source: UPI

Deux contrats sur Rumailah

Nearly a billion dollars to Britain’s Petrofac and China’s CPECC. The deals, for services at the super-giant Rumaila field near Basra, were worth $535.8 M for Petrofac and $425 M for China Petroleum Engineering & Construction Corporation.

Rumaila is a field of key strategic importance for Iraq, with an estimated recoverable reserves of 17 G barrels, currently being operated by a consortium of BP and CNPC. Successful development of the field will be crucial if Iraq is to realize its ambition of 9 million bpd production.

The field, which was discovered in 1953, represents approximately 12% of Iraq’s known reserves, located roughly 2400 M below ground.

Le pipe Basra Aqaba reprend vie

Iraq’s parliament fully supports a project to build an $18 billion pipeline to export crude oil from Basra to Jordan’s port city

of Aqaba. The 1,680-kilometre double pipeline will pump one million barrels of oil a day from Basra on the Arabian Gulf to Aqaba Port, and around 258 million cubic feet of gas.

The oil pipeline, which is expected to be operational late in 2017, will provide Jordan with 150,000 b/d, while the rest will be exported through Aqaba, generating an estimated $3 billion a year in revenues for the Kingdom.

Approximately 100 MMSCFD of natural gas will fulfil Jordan’s gas requirements and the rest will be used in pumping stations along the double pipeline.

Baghdad has recently shortlisted 12 international companies to build the pipeline, according to Iraqi officials and the State Company for Oil Projects (SCOP) is expected to invite these firms to submit their offers by November or December.

www.iraq-businessnews.com

IRAN

Compagnies internationales : un rôle subalterne même en cas de levée des sanctions ?

L’Iran a âprement défendu la capacité de ses entreprises à relancer la production de pétrole, assurant que les sociétés étrangères joueraient surtout un rôle subalterne en cas de levée des sanctions internationales. Mais depuis la signature en novembre d’un accord de six mois entre les grandes puissances et l’Iran, et la levée de certaines sanctions, les groupes pétroliers entendent revenir sur le marché. Signe de cet intérêt : environ 600 sociétés étrangères participaient à la 19e Foire de Téhéran consacrée au pétrole et au gaz

Dans son discours d’ouverture, le ministre du Pétrole Bijan Zanganeh a pourtant mis l’accent sur l’économie de

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résistance prônée par le gouvernement et qui prévoit de donner la priorité aux entreprises nationales, tout en assurant qu’elle ne signifiait pas un isolement international.« Nous pouvons travailler même sous les sanctions. Nous l’avons déjà prouvé. Il n’y a pas besoin d’attendre les étrangers ».

Rappelons que dans le cadre de l’accord conclu avec le groupe 5+1 (États-Unis, France, Royaume-Uni, Russie, Chine et Allemagne), Téhéran a été autorisé à maintenir son niveau d’exportation de brut, soit environ 1,2 Mb/j. Et l’Iran souhaite augmenter sa capacité de production de 1 Mb/j sur les champs pétroliers partagés avec les pays voisins en moins de quatre ans. Selon le ministre iranien, ces projets de développement ont été établis dans une situation où les sanctions ne sont pas levées. « Si elles sont levées, cela rendra notre tâche encore plus facile ».

Un accord global devrait intervenir d’ici au 20 juillet.

Les voisins du golfe semblent confiants en Iran

Après une mission officielle des autorités omanaises, c’est maintenant les Koweïtis qui vont en visite à Téhéran. Une occasion également d’envisager un plan de fourniture de gaz iranien à plusieurs pays de la zone. Oman a déjà signé un accord de livraison de gaz, et le Koweït se préparerait.

QATAR

QP prévoit d’investir 8 G euros pour accroitre la production du champ offshore Bul Hanine

Elle prévoit de faire passer ses débits de 40 000 b/j à l’heure actuelle à 90 000 b/j d’ici à 2020. L’investissement porte sur de nouvelles installations centrales de production en mer ainsi que sur un

nouveau site de traitement de liquides de gaz nature là terre, à Mesaieed. Il devrait aussi permettre de forer environ 150 puits d’ici à 2028 et d’agrandir une usine de traitement de gaz à Mesaieed afin de recueillir environ 25,5 MM3/j de gaz soufré, a précisé QP. QP a été conseillé ces dernières années par Total sur la manière de mieux exploiter le champ Bul Hanine, mis en production en 1972. Mais QP a précisé qu’elle se chargerait de la mise en œuvre et de la gestion du projet.

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AMERIQUES

ÉTATS-UNIS

Importations de pétrole d’Afrique en chute de plus de 90 % depuis 2010

Les États-Unis ont réduit leurs importations de pétrole brut d’Afrique de plus de 90 % entre 2010 et le premier trimestre 2014, pendant qu’ils développaient leur propre production, qui devrait encore augmenter de 1 million de barils par jour cette année, a annoncé l’Agence américaine d’information sur l’Énergie le 22 mai. Les importations sont tombées de 2 Mb/j à 170 000 b/j, alors que les raffineries américaines étaient historiquement grandes clientes du brut léger non sulfuré du Nigeria, d’Algérie et d’Angola.

Source : BP

Mauvaise nouvelle pour les schistes aux USA ?

L’Agence d’Information sur l’énergie (IEA), dépendante du ministère de l’Energie des Etats-Unis, a infligé un coup dur au champ de pétrole de schiste de Monterey en Californie. Cette formation géologique était censée contenir l’un des plus grands volumes de pétrole non-conventionnel aux Etats-Unis avec 13,6 milliards de barils, soit près d’un an et demi de la consommation du pays. Mais au regard des difficultés pour exploiter ce champ, l’agence américaine a abaissé le volume techniquement récupérable de… 95,6 %, à 600 millions de barils.

Le potentiel du champ est abaissé en raison « des difficultés de l’industrie pour produire dans cette région », explique Adam Sieminski, administrateur de l’IEA. « Tous les réservoirs ne sont pas créés

égaux (…) il se révèle plus difficile de fracturer la roche et d’en extraire le pétrole », explique-t-il. «

Les industriels impliqués sur le site misent sur l’évolution des technologies pour revoir ces chiffres à la hausse.

Pour les associations environnementales la nouvelle estimation est l’occasion de stopper les activités autour des hydrocarbures non conventionnels.

Source : Usine Nouvelle Ludovic Dupin Lire l'article

Bureau Veritas acquiert DTI

Bureau Veritas se renforce sur le marché du pétrole et du gaz aux Etats-Unis avec l'acquisition de DTI Bureau Veritas vient de réaliser l’acquisition de DTI DiversiTech Inc. (DTI), une entreprise américaine spécialisée dans les services d’inspection et d’audit destinés au secteur du pétrole et du gaz.

Créée en 1989 et basée au Texas, DTI est le leader de l'inspection des équipements sous-marins et de mise en service des puits utilisés dans les opérations de forage offshore aux Etats-Unis, un marché estimé à 150 millions de dollars. La société emploie plus de 85 personnes et a réalisé un chiffre d’affaires d’environ 15 millions d’euros (20,3 millions de dollars) pour l’exercice se terminant le 31 août 2013.

DTI renforce la présence du Groupe sur le marché du pétrole et du gaz aux Etats-Unis, en particulier dans le Golfe du Mexique. Cette région présente d’importantes perspectives de croissance qui stimulent l’investissement dans de nouvelles infrastructures de forage et de production.

En Amérique du Nord, Bureau Veritas emploie désormais plus de 6 000 collaborateurs.

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MEXIQUE

Pemex vend 7,86% de Repsol pour 2,092 mds EUR

Pemex a annoncé avoir vendu la quasi-totalité de sa part dans l'espagnol Repsol, soit 7,86%, pour 2,092 milliards d'euros, mettant ainsi fin à des mois de mésentente entre les deux groupes.

Le directeur de Pemex, Emilio Lozoya, avait durement critiqué le président de Repsol, Antonio Brufau, sur sa gestion du conflit avec l'Argentine après la nationalisation en 2012 de 51% de ses actions d'YPF.

Suite à cet accord, Repsol a bouclé en seulement quelques semaines sa sortie d'Argentine, empochant au passage 6,3 milliards de dollars (4,6 milliards d'euros) entre la vente de la part qui lui restait dans YPF et celle des obligations argentines obtenues en compensation.

VENEZUELA

Le Venezuela se lance dans l’exploration de gaz de schiste,

Le ministre du Pétrole Rafael Ramirez a annoncé que son pays se lançait, en partenariat avec les compagnies brésiliennes Petrobras et américaine Williams International, dans l’exploration du gaz de schiste. Un premier puits sera foré dans le lac Maracaibo, au Nord-Ouest du pays, par l’entreprise mixte Petrowayu (60 % PDVSA, 36 % Petrobras, 4 % Williams), a-t-il précisé.

Venezuela : accord entre PDVSA, Repsol et ENI pour exploiter un gisement gazier

PDVSA a signé un accord avec l'Italien ENI et l'Espagnol Repsol pour l'exploitation du gisement off-shore de gaz Perla 3X, dans l'Etat de Falcon (nord-ouest).

Le gisement Perla 3X se trouve en mer, à 50 km de la raffinerie de Paraguana, et dispose de réserves estimées à 15.000 milliards de pieds cubes.

L'accord entre les trois entreprises permettra de fournir 450 millions de pieds cubes de gaz par jour au premier trimestre 2015, puis 1,2 milliard par jour au maximum de la capacité du site.

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EUROPE

Inquiétudes sur la stratégie russe de rachat de raffineries

Les responsables de l’Union européenne estiment, dans un projet de rapport préparé en vue du Conseil européen des 26 et 27 juin, que la stratégie russe visant à acheter des raffineries en Europe pourrait nuire à la sécurité énergétique du Vieux Continent. « Associée à la dépendance au brut russe et à l’influence croissante des acteurs russes, l’industrie du raffinage est vulnérable à des interférences politiques », constate le projet de rapport sur la stratégie de la Commission européenne concernant la sécurité énergétique de l’UE.

Source : BIP

ATPI annonce sa collaboration avec l’Agence Spatiale Européenne

Le Groupe ATPI a récemment annoncé sa collaboration avec l’Agence Spatiale Européenne. Le contrat a été signé entre les deux Entreprises pour une durée de trois ans. Le Groupe ATPI s’appuie notamment sur ses équipes françaises pour coordonner les services délivrés à l’Agence Spatiale Européenne. L’Agence Spatiale Européenne est une organisation intergouvernementale, créée en 1975 pour apporter l’expertise de l’Europe en matière de projets spatiaux, en conservant à l’esprit le principe que chaque investissement doit être bénéfique à l’ensemble des états membres aujourd’hui au nombre de 20. L’Agence développe les lanceurs, engins et matériels qui font de l’Europe un acteur majeur dans le domaine spatial. Impliquée dans la recherche et les technologies spatiales menées par ses ingénieurs, elle envoie dans l’espace

divers satellites d’observation, de navigation souvent dédiés aux télécommunications, mais aussi des sondes qui peuvent atteindre les confins du système solaire. MER DU NORD

Subsea 7 has been awarded its largest UK EPIC services contract

Subsea 7 S.A. has been awarded its largest UK EPIC services contract valued in excess of $460 million by Premier Oil UK Limited, in support of its Catcher Area Development, located 180km east of Aberdeen in Central North Sea Block 28/9.

The contract covers the provision of project management, engineering, procurement, construction, fabrication and installation of Catcher’s subsea facilities. The scope includes three pipeline Bundles incorporating Butting BuBi® Mechanically Lined Pipe, a riser system for the Catcher Floating, Production, Storage and Offloading (FPSO) unit, and installation of a 10”, 60 km gas export/import pipeline. Subsea 7’s office in Aberdeen will undertake the engineering and project management scope, with fabrication work to take place at the Company’s Wick and Leith facilities. Offshore activities utilising a number of Subsea 7 vessels will commence in 2015.

GDF SUEZ E-P UK announces Southern North Sea gas discovery

GDF SUEZ E&P UK Ltd announces a new gas discovery in the UK Southern North Sea (SNS). The Cepheus 44/12a-6 exploration well encountered a gas column within the Permian Lower Leman Sandstone which was the primary reservoir target. The well was spudded

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on 9 March 2014 and drilled to a total measured depth (MD) of 12, 125 feet (11,730 feet TVDSS - total vertical depth subsea). It was deviated north-eastwards from a top hole location in block 44/12a to the target location in block 44/12b (Licence P1731). The GSF Monarch rig is scheduled to move off location on 29th May after plugging and abandonment operations.

Equity interests in the P1731 licence are operator GDF SUEZ E&P UK Ltd (34.48%) and partners Centrica North Sea Gas Limited (48.28%) and Bayerngas E&P Limited (17.24%).

AZERBAIJAN

Total vend sa participation de 10 % dans Shah Deniz

Total a signé un accord pour la cession de sa participation de 10 % dans le champ Shah Deniz et dans le pipeline du Caucase du Sud à TPAO, société nationale turque d'exploration et de production.

L'opération, qui est soumise à l'approbation des autorités, est évaluée à 1,5 milliard de dollars.

« La vente de notre participation dans Shah Deniz reflète la gestion dynamique du portefeuille du Groupe et s’inscrit dans le choix d’allouer en priorité nos investissements à des actifs plus stratégiques pour le Groupe » a déclaré Michael Borrell, directeur Europe Continentale et Asie Centrale Exploration Production de Total. « Cette vente est une nouvelle avancée dans le cadre de notre programme de cessions. Suite à cette opération, le Groupe aura cédé près de 16 milliards de dollars d’actifs depuis 2012, en ligne avec son objectif de 15-20 milliards de dollars de cessions.»

En Azerbaïdjan, Total reste opérateur du champ offshore d’Absheron (participation de 40 %). Une importante découverte de gaz et de condensat a été réalisée en 2011 sur ce champ et Total travaille maintenant à la préparation d’un plan de développement.

Wood Group Kenny awarded major subsea contract

Wood Group Kenny awarded major subsea contract for stage 2 of Shah Deniz development Wood Group Kenny (WGK) has been awarded a £36 million call-off contract, for 2014, with BP Azerbaijan under their 2007 Global Agreement. The contract will cover engineering and project management services for the Shah Deniz 2 Subsea Execute phase.

WGK has worked with BP on the Shah Deniz project since 2008 to provide engineering support through the Appraise, Select and Define phases of this major project.

The award of this contract is in addition to the subsea engineering work currently being carried out under the BP Global Agreement covering engineering and project management services in the North Sea, Angola and Gulf of Mexico.

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ESPAGNE Feu vert du gouvernement pour la recherche de pétrole au large des Canaries Le gouvernement espagnol a donné son feu vert au projet de prospections pétrolières au large des îles Canaries présenté par le groupe Repsol. Le ministère de l'Agriculture, de l'Alimentation et de l'Environnement a émis la Déclaration sur l'impact environnemental (DIA) favorable à un projet de prospection au large des Canaries, présenté par un consortium international mené par Repsol , a indiqué ce ministère dans un communiqué.

Ces prospections auront lieu à une distance d'environ 60 kilomètres de la côte des Canaries et consisteront à prélever des échantillons de roche ou de fluides pour détecter la possible existence d'hydrocarbures dans la zone, ajoute le ministère.

« La décision favorable démontre que l'activité que nous proposons est compatible avec le respect de l'environnement », a déclaré à l'AFP un porte-parole de Repsol.

« Il s'agit d'un acte injustifiable, qui pose un grave risque aussi bien à l'environnement qu'à la principale activité économique des îles, le tourisme », déclarent les organisations Greenpeace, WWF, Amigos de la Tierra, Ecologistas en Accion, SEO/Birdlife et WWF dans un communiqué commun.

FRANCE Guyane : consultation publique sur l’octroi de deux permis en mer

Le MEDDE a annoncé qu’une consultation publique a été lancée sur le projet d’attribution de deux permis exclusifs de recherches d’hydrocarbures conventionnels au large de la Guyane franc aise. Sur le plateau continental, il est proposé d’octroyer le permis de « Guyane Maritime SHELF » à un consortium associant Total E&P Guyane franc aise et Hardman Petroleum France. Sur la zone correspondant au domaine maritime profond, il est proposé d’attribuer le « permis de Guyane Maritime UDO » à un consortium regroupant Total E&P Guyane franc aise et Esso Guyane francaise E&P. Les observations du public peuvent e tre déposées jusqu’au 24 juin. Total E&P Guyane franc aise a sollicité les deux permis en 2011 pour 5 ans. Ces demandes ont ensuite été mises en concurrence, conduisant à la présentation de plusieurs propositions alternatives. Trois ont été présentées pour « Guyane Maritime UDO » (sous le nom « Fregata » par Shell E&P France ; « Demerara Est » par Tinamou Cayenne; et « Awara » par Esso Guyane franc aise E&P). Pour « Guyane Maritime SHELF », quatre propositions alternatives ont été soumises (« Papillon » par Wessex et Saturn Petroleum« Sula » par Shell E&P France ; « Guyane Maritime SHELF » par Hardman et « Kourou » par Tinamou Cayenne).

Hess Oil fait appel de l'interdiction de Nonville Hess Oil a fait appel de la décision du tribunal administratif de Melun qui lui avait interdit en mars dernier de réaliser un forage d'exploration pétrolière dans la

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commune de Nonville (Seine-et-Marne). L'appel a été déposé le 15 mai auprès de la cour administrative d'appel de Paris, (source AFP). Le permis exclusif de recherche d'hydrocarbures détenu par le groupe n'avait cependant pas été annulé. Sur ce permis Hess veut sonder par des forages conventionnels le sous-sol du bassin parisien pour rechercher des hydrocarbures non exploités.

KSB investit 12 M€ dans une nouvelle unité de production Afin de renforcer et développer sa position de leader mondial sur le marché des robinets à papillon cryogéniques pour le traitement, le transport, la liquéfaction et la regazéification du gaz naturel liquéfié (GNL), KSB S.A.S. annonce un important investissement sur son site de La Roche Chalais (24-Dordogne), qui emploie déjà 450 personnes. Ce projet concerne l’extension de la production d’une gamme de robinets de haute technologie à triple excentration « TRIODIS » pour fortes pressions (jusqu’à 150 bar) à des températures cryogéniques (-161°C), qui équipent des installations en mer (plateformes et navires usines) et sur terre pour l’extraction, le traitement, la liquéfaction et le transport du GNL (ou LNG) et de pétrole. Ce développement implique l’acquisition d’importants moyens d’usinage, soudage, peinture, tests… et la construction d’un nouveau bâtiment de 4400 m2. La production sera opérationnelle fin 2015 avec à la clé une quarantaine d’emplois créés à court-moyen terme. Le Conseil régional d’Aquitaine et le Conseil Général de la Dordogne, attachés au développement de l’Industrie sur leur territoire ont décidé de soutenir ce projet de 12 millions d’euros sur deux ans à

hauteur de 10%, soit le maximum autorisé par les réglementations européennes.

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POLOGNE Appel d’offres en E&P

La Pologne a lancé un appel d’offres pour la prospection ou l’exploration de gisements de pétrole et de gaz naturel dans la zone du bloc de concession n°107, dans les régions administratives de Poméranie, Coujavie-Poméranie et Grande-Pologne (Nord et Centre-Ouest du pays), selon la communication relative à la directive 94/22/CE publiée au JOUE hier mardi 3 juin. Les conditions de la mise en concurrence sont précisées au J.O. de l’UE Informations: cliquer Source : BIP

ROYAUME UNI Production pétrolière en chute ?

La production pétrolière au Royaume-Uni a chuté de 8,8 % en 2013 par rapport à 2012, selon les chiffres d’un rapport publié le 29 mai par le département de l’Énergie et du Changement Climatique (DECC). Pour autant, la production pétrolière a connu une légère hausse, de 1,2 %, au 4e trimestre 2013 par rapport à la même période un an plus tôt. S’agissant du gaz naturel, les 3 derniers mois de 2013 ont vu la production baisser de 2,2 % par rapport au dernier trimestre de 2012. Pour l’année, la baisse de la production gazière atteint 6,2 % par rapport à 2012, détaille le rapport, qui met ces chiffres sur le compte de l’arrivée à maturité de nombre de champs pétroliers et gaziers en Mer du Nord britannique.

Des milliards de barils de pétrole de schiste dans le sud Selon une étude du British Geological Survey, publiée le 23 mai, le bassin de Weald serait rempli de pétrole de schiste. Les scientifiques donnent une estimation

comprise entre 2,2 et 8,57 milliards de barils. Le chiffre raisonnable se trouve autour 4,4 milliards de barils, soit plus de huit années de consommation de tout le Royaume-Uni. En revanche, contrairement à ce qui était attendu, la zone ne présente pas de gaz de schiste, au grand désarroi du gouvernement.

RUSSIE

Total s’associe à Lukoil pour les pétroles de schiste

Total crée avec Lukoil une joint-venture chargée d’explorer et de développer les ressources potentielles en pétrole de schiste du gisement de Bazhenov situé en Sibérie occidentale. Total détiendra 49 % de la joint-venture et Lukoil 51 %. Les deux sociétés parachèvent ainsi le protocole d’accord conclu en décembre 2013.

La joint-venture évaluera la faisabilité technique d’un développement des ressources potentielles en pétrole de schiste de la formation de Bazhenov, dans un premier temps sur quatre permis couvrant 2 700 km2 dans le district autonome des Khantys-Mansis. L’acquisition sismique débutera courant 2014 et une campagne de forages d’exploration suivra en 2015. Total apportera à la joint-venture ses permis de Lyaminskiy 3, Vostochno-Kovenskiy et Tashinskiy, auxquels viendra s’ajouter la licence de Galyanovsky détenue par Lukoil.

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Appel d'offres pour l'évaluation des réserves

Le Département pour l'exploitation des ressources naturelles du plateau continental et de l'Océan mondial, qui relève du ministère des Ressources naturelles, a lancé l'appel d'offres en vue de préciser les limites et la superficie du plateau continental russe élargi dans l'Océan glacial arctique, et de mettre à jour les chapitres de la requête que Moscou compte déposer à l'automne auprès de la Commission des limites du plateau continental de l'ONU. Le vainqueur de l'appel d'offres, qui se tiendra le 20 juin prochain, devra effectuer les travaux de prospection d'ici

la fin de 2015. La Russie revendique depuis 2001 la partie du plateau arctique riche en hydrocarbures, comprenant les dorsales de Lomonossov et de Mendeleïev, mais sa demande a été rejetée pour manque d'informations. Si les scientifiques arrivent à prouver que ces dorsales sont une prolongation naturelle du plateau continental russe, Moscou obtiendrait le droit prioritaire d'exploiter les ressources qui s'y trouvent, estimées à 5 milliards de tonnes d'hydrocarbures.

Source : Ria Novosti

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One of the Largest Russian Refineries Selects GE's MBR

One of the Largest Russian Refineries Selects GE's MBR with MACarrier Technology for Tough-to-Treat Industrial Wastewater Russian oil company Bashneft will use GE’s new membrane bioreactor (MBR) with membrane-accommodating carrier (MACarrier) for treatment of refinery wastewater from the Bashneft-Ufaneftekhim oil processing complex and other enterprises of the Northern Industrial Block of Ufa. Strict discharge regulations and the need to reuse the treated water led Bashneft to also choose GE's ZeeWeed MBR, electrodialysis reversal (EDR), reverse osmosis (RO) and ion-selective ionic exchange technologies for its new wastewater treatment plant.

It’s the first application of GE’s MBR with MACarrier technology in Russia. It is designed to help industrial customers meet stringent water discharge requirements and enable greater water reuse while achieving cost savings and increased operating efficiency. Bashneft will use GE’s MBR with MACarrier technology to enable more efficient removal of oil products, phenols and other toxic substances from wastewater.

The total volume of treated wastewater will be up to 84,000 m3 per day (84 MLD), which will be an unprecedented amount in terms of the volume of wastewater to be treated and reused at an industrial facility.

Saipem awarded new Engineering & Construction and Drilling contracts

Saipem has been awarded a new Engineering & Construction contract in the Caucasus region and some new Drilling contracts in the Middle East, for a

total value of approximately $750 million.

In the E&C onshore sector, Saipem has been awarded by the Shah Deniz consortium, in joint venture with Azfen JV, a leading Azerbaijani contractor, the contract for the construction and commissioning of the expansion of the South Caucasus Pipeline in Azerbaijan and Georgia.

The scope of work for this contract includes the construction of a 428km pipeline loop and associated above ground installations, including block valves, a pigging facility and tie-ins in Azerbaijan and Georgia, as well as the construction of a 59km second pipeline loop and associated above ground installations in Georgia. The expanded section of the South Caucasus Pipeline will start approximately 23km from the Sangachal Terminal, located south-west of Baku, in Azerbaijan, and will end in Georgia just south of Tbilisi. The project will be completed by the second quarter of 2018.

Saipem is directly involved in the Shah Deniz Stage 2 development project, following the award last month of an offshore E&C contract worth $1.8 billion.

In the Drilling sector, Saipem has agreed in the Middle East a one year extension of an existing contract for three onshore rigs starting in the second half of 2014, and has signed new contracts for three onshore rigs starting in the second quarter of 2015 and with a duration of five years. These contracts consolidates Saipem presence in the Middle East as one of the key Drilling Contractors, with a total fleet in the region of 30 rigs.

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ISRAËL

Woodside Petroleum se retire du projet Leviathan

Faute d’un accord avec la compagnie Noble Energy qui opère sur le gisement de Leviathan, Woodside Petroleum a annoncé le 20 mai son retrait du projet. La compagnie australienne devait prendre une participation de 25 %, pour 2,5 milliards de dollars, mais les parties n’ont pas réussi à s’entendre sur des « conditions commerciales acceptables », indique-t-elle. « Woodside entend faire des investissements pertinents », a commenté son p-dg, Peter Coleman.

Les champs offshorede Leviathan et de Tamar doivent être développés par un consortium emmené par Noble et comprenant aussi Delek Drilling, Avner Oil et Ratio Oil. Les ressources de Leviathan sont évaluées à quelque 500 milliards de mètres cubes de gaz naturel.

Le développement du champ reste d’actualité, a réagi le 21 mai Noble Energy.

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ASIE CENTRALE

KAZAKHSTAN Tous les pipelines de Kashagan devront être remplaces Le consortium développant le gisement de Kakshagan, au Kazakstan, devra remplacer la totalité du système de pipelines, a indiqué en fin de semaine dernière le ministre du Pétrole, Uzakbai Karabalin, confirmant ainsi que la production ne reprendra pas sur le champ cette année. Le pays a dû, de ce fait, réviser en baisse son objectif de production pour cette année, à 81,7 millions de tonnes au lieu de 83 Mt. Lancé en septembre dernier, l’exploitation de Kashagan, la plus importante découverte de pétrole dans le monde depuis 35 ans, a dû être arrêtée début octobre après la découverte de fuites dans le réseau de transport. Le gouvernement comptait sur une production de 8 Mt à partir du champ en 2014. Le consortium présent sur Kashagan associe ENI, ExxonMobil, Shell, Total, CNPC, Inpex et KazMunaiGas. OUZBEKISTAN

SKF va livrer une importante commande de paliers magnétiques

SKF a signé un contrat majeur pour la livraison de paliers magnétiques actifs SKF S2M au fabricant ukrainien de turbodétendeurs Turbogaz, basé à Kharkov. Neuf ensembles, contenant une armoire de commande électronique standard, seront livrés en Ouzbékistan, le plus grand producteur et consommateur de gaz naturel en Asie centrale.

Les paliers des turbodétendeurs (turbines destinées à la séparation des fractions les plus lourdes d'un gaz à haute pression) sont en contact direct constant avec le gaz, un environnement difficile qui risque d'accélérer l'usure et les défaillances. Face à cette situation, les paliers magnétiques SKF S2M représentent une solution plus fiable et sans lubrifiant pour les turbodétendeurs de gaz naturel à haute vitesse et permettent à Turbogaz de proposer des unités nécessitant très peu de maintenance. Cette qualité est essentielle pour le contrat en Ouzbékistan, car les turbodétendeurs seront installés dans des usines de traitement de gaz naturel situées à des endroits isolés dans le désert, où l'accessibilité pour la maintenance coûte cher. Avec plus de 40 unités, l'Ouzbékistan disposera de l'un des plus grands parcs de turbodétendeurs utilisant des paliers magnétiques SKF S2M. L'ensemble de paliers magnétiques SKF S2M contient deux paliers radiaux (150 mm) avec des détecteurs intégrés et des roulements auxiliaires, ainsi qu'une butée capable de résister à des charges axiales élevées. Les paliers comportent une isolation renforcée pour résister à l'environnement difficile qu'est le gaz acide. Contrairement aux paliers à huile, ils ne comportent pas de lubrifiant et ne risquent donc pas de contaminer le fluide de processus. Ils ne requièrent ni lubrification ni contact mécanique et sont donc pratiquement sans maintenance. Une unité à paliers magnétiques SKF S2M sert également de puissant outil de diagnostic et surveille les températures et les vibrations de l'arbre à l'aide de capteurs intégrés qui, sur des paliers à huile, doivent être spécifiés et installés séparément.

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ASIE CHINE

Technip remporte un contrat pour une unité de GNL

Technip a remporté auprès de Fengzhen Wanjie Gas Co. Ltd. un contrat portant sur l’ingénierie, la fourniture des équipements et l’assistance technique d’une unité de liquéfaction de gaz naturel (GNL) à Fengzhen, dans la région de Mongolie intérieure. Cette usine comprendra un train de GNL, d’une capacité de 1,3 million de mètres cubes par jour (0,35 Mtpa), ainsi qu’une station de gaz naturel comprimé, d’une capacité de 0,3 million de mètres cubes par jour.

Le contrat comporte :

- l’ingénierie de base de l’unité de procédés,

- l’ingénierie de base et l’ingénierie détaillée d’un réservoir de stockage de GNL,

- la fourniture des équipements clés dont l’échangeur de chaleur cryogénique principal, le compresseur réfrigérant mixte, le compresseur de gaz d’évaporation, les pompes de GNL immergées, les valves de contrôle cryogéniques et de fonctionnement.

L’usine de GNL sera basée sur un procédé de liquéfaction d’Air Products.

Les centres opérationnels de Technip à Shanghai et Kuala Lumpur réaliseront le contrat, avec un démarrage de l’usine prévue pour le

Chine et Afrique

La Chine est devenue le premier importateur de brut d’Afrique (22 % du total), avec plus de 1,2 Mb/j au premier trimestre 2014. L’Afrique a exporté plus de 200 000 b/j supplémentaires vers l’Asie depuis 2010.

38 milliards m3 par an de gaz russe à la Chine Estimé à 400 milliards de dollars, l'accord signé entre la Russie et la Chine prévoit la livraison à terme de 38 milliards de mètres cubes par an de gaz russe à la Chine sur trente ans à partir de 2018, de quoi diversifier le portefeuille de Gazprom dont les principaux clients se trouvent sur le continent européen. Les volumes de gaz - qui atteindront progressivement 38 milliards de mètres cubes de gaz par an – doivent toutefois être comparés à ceux livré à l'Europe - 200 milliards de mètres cubes de gaz l'an dernier - INDONESIE Lancement d’un appel d’offres portant sur 21 blocs Le gouvernement indonésien a officiellement lancé, le vendredi 23 mai, un appel d’offres pour l’exploration de 21 blocs pétroliers et gaziers. Sur les 21 blocs concernés, 13 sont des actifs conventionnels et 8 des blocs non-conventionnels.

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Source : BIP JAPON GDF SUEZ livrera du GNL GDF Suez a signé un contrat de livraison de gaz naturel liquéfié pendant 20 ans au fournisseur d'électricité japonais Tohoku Electric Power. Il s'agit de la première vente de GNL à long terme par GDF Suez au Japon, a souligné le groupe, dont la livraison de 270.000 tonnes par an de GNL doit débuter en 2018. Le gaz naturel fourni à Tohoku par GDF Suez proviendra des Etats-Unis, après avoir été liquéfié sur le site de Cameron LNG. Le projet d'exportation du gaz produit à Cameron devrait être définitivement approuvé d’ici la fin de l’année. La compagnie Tohoku Electric Power est l'une des dix grandes compagnies régionales d'électricité japonaises. MALAISIE Discussions entre Bourbon Far East Ltd et Tanjung offshore Berhard Le groupe malais Tanjung offshore Berhard (Tanjung) et Bourbon Far East Pte. Ltd. sont entrés en discussions exclusives pour la vente de 51% de la propriété de 9 navires Bourbon de support à l'offshore opérant en Malaisie. En parallèle, Tanjung a invité Bourbon à entrer dans son capital. Les deux parties examinent activement la transaction proposée et une décision finale devrait intervenir dans les prochains mois. Total approvisionnera Pavilion Energy en GNL Total a signé le 31 mai dernier un accord d'achat et de vente de gaz naturel liquéfié (GNL) sur 10 ans avec Pavilion Gas, filiale de Pavilion Energy, pour la livraison de 0,7 million de tonnes de GNL par an en Asie, y compris à Singapour, commençant en 2018. En outre,

plusieurs cargaisons de GNL seront fournies avant 2018. Ce GNL proviendra du portefeuille de GNL mondial de Total. « Total est très heureux de construire une relation commerciale clé avec Pavilion Gas », a déclaré Philippe Sauquet, Président, Gas & Power chez Total. « Cet accord de vente à long terme pour livrer du GNL en Asie, y compris à Singapour, renforce notre stratégie visant à étendre la distribution de GNL dans la région, et donc à satisfaire la demande croissante d'énergie de ce marché. » « Pavilion Gas accorde une grande importance à ce partenariat avec Total. Il s’agit d’un développement marquant qui va aider Pavilion Gas en tant qu'acteur du marché régional du GNL à répondre à la demande croissante en énergie en Asie. Cet accord avec Total renforce le portefeuille d'approvisionnement en GNL de Pavilion Gas en apportant une diversification des sources mondiales de GNL, » a déclaré Seah Moon Ming, Chief Executive Officer de Pavilion Energy et Pavilion Gas. Total, un leader mondial du GNL Leader mondial du GNL, Total s’appuie sur des positions solides et diversifiées sur l'ensemble de la chaîne de valeur, avec 12,3 millions de tonnes de GNL produites en 2013. Le Groupe est présent dans la plupart des grandes régions productrices de GNL ainsi que sur les principaux marchés consommateurs de GNL et se développe fortement sur cette activité clé de sa stratégie de croissance. Total a des participations dans des usines de liquéfaction de gaz naturel, en service ou en construction, en Indonésie, au Nigeria, en Norvège, à Oman, au Qatar, aux Émirats Arabes Unis, au Yémen, en Angola, en Australie et en Russie. Le Groupe a signé des contrats d’achat de GNL à partir de l’usine de liquéfaction de Sabine Pass, actuellement en construction aux États-Unis, et dispose de capacités à long terme de

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regazéification sur les principaux marchés du GNL. Présent dans la production, le trading, le marketing et la logistique, Total peut ainsi apporter sa production de gaz et de GNL directement à ses clients. Ce portefeuille de GNL permet à Total d’approvisionner ses principaux clients en gaz partout dans le monde, tout en restant assez flexible pour s'adapter aux fluctuations de la demande et saisir les opportunités de marché. A propos de Pavilion Energy Pavilion Energy est une filiale de la Holding Temasek basée à Singapour. La société se spécialise dans la chaîne d’approvisionnement mondiale en GNL afin de distribuer une énergie propre dans le but de soutenir la croissance économique et de contribuer au développement durable dans la région. Son objectif est de devenir un distributeur de GNL de choix en Asie. Pavilion Energy a créé Pavilion Gas en tant que filiale détenue à 100 % afin de gérer ses opérations de gaz à Singapour. Elle investit également dans la distribution et le négoce de GNL dans la région

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Pour toute information sur la Revue des Entreprises contactez :

Sylvie Le Brun : s.lebrun@gep-aftp.com

Ont participé à ce numéro :

Claude Bouty

Chantal Burlot

Ludivine Coipel

Georges Mosditchian

Véronique Pirès

Daniel Rioche

Thierry Rouaud

Jean-Jacques Royant