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

gratuit free

ECO - Chamber of Commerce and Industry of Beirut

Afrique du Milieu: Impact de la Faiblesse des Recettes

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2015 Project Overseas Application (COOR-61)

projet de maîtrise en écologie comportementale

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Prospekt SP-505-3

CLUB DU BLEU DE GASCOGNE, GASCON SAINTONGEOIS

Document 5419964

RAPPORT ANNUEL 2013

FILTRATION AIR & GAZ

2014 Science Fair booklet

Programmation Donostia 2016

Rapport scientifique 2013-2014