L’augmentation de capital d’Areva serait retardée

Le quotidien économique "Les Echos" indique dans les colonnes de ce matin que le géant français du nucléaire Areva envisage de reporter son augmentation de capital au printemps après l’annulation de la réunion de son conseil de surveillance. Selon le calendrier fixé, l’opération d’ouverture du capital d’Areva à hauteur de 15% devait faire l’objet d’un examen du directoire, la semaine dernière.
Ce report serait la conséquence des conditions posées par la participation du fonds souverain du Qatar, explique le journal. En effet, le fonds qatari QIA serait en clin à entrer dans le capital d’Areva, mais sous réserve de pouvoir convertir à terme ses titres Areva en participation dans la branche minière du groupe.

Le comité de groupe européen d’Areva avait réagi en dénonçant la semaine dernière les conditions posées par le Qatar en affirmant qu’un investissement dans les seules activités minières remettrait en cause le modèle intégré d’Areva.
Les candidats à l’entrée au capital que sont le japonais Mitsubishi, les fonds souverains du Qatar et du Koweït pourraient rapporter au groupe français, jusqu’à 3 milliards d’euros.

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EDF vend ses parts dans Constellation

EDF va se désengager de Constellation Energy, selon un document remis aux autorités de marché le 22 novembre.
Le groupe français EDF a l’intention de vendre la totalité de ses parts dans son partenaire américain Constellation Energy, suite à leurs différends sur le projet nucléaire. Dans le détail, 14,6 millions d’actions vont être mises en vente pour un prix de 415,4 millions de dollars. Soit environ 28,5 dollars par action. La cession devrait se faire progressivement, à différents moments et lors de différents types de transactions selon les prix du marché ou ceux du contrat.

Cette annonce intervient quelques semaines après la séparation à l’amiable des deux groupes dont les stratégies divergeaient sur le projet de coentreprise dans le nucléaire aux Etats-Unis, Constellation s’étant retiré de la course, laissant EDF seul en piste. Le français avait alors indiqué qu’il compter verser 249 millions de dollars en actions et en cash à Constellation pour régler les divergences et qu’il rachèterait sa participation de 50% dans leur coentreprise Unistar pour 140 millions de dollars. En contrepartie, l’américain a renoncé à exercer une option de vente négociée en 2008, qui aurait coûté très cher à EDF.

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SYDNEY, Australia – Apache Northwest Pty Ltd has agreed to farm into the WA-388-P permit offshore Western Australia, according to Oilex Ltd. Apache will have 40% interest in return for drilling the first exploration well and well test costs.



Apache already has contracted the Stena Clyde to drill the well which will spud early in 2011 and target an Intra Mungaroo channel zone.



Oilex says the permit has a variety of play types and that seven prospects ranging in potential up to 2.8 tcf are identified based on 3D seismic data suggesting gas by analogy with discoveries in the area.



In addition to Apache, joint venture partners include Oilex (8.4%), Sasol Petroleum Australia Ltd. (18%), and Videocon Industries Ltd, Gujarat State Petroleum Corp. Ltd., Bharat PetroResources Ltd., and Hindustan Petroleum Corp. Ltd, each with 8.4%

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Bulgaria begins talks with Qatar on LNG imports

Bulgaria’s state gas company Bulgargaz has announced the signing of a confidentiality agreement with Qatar that paves the way for talks on LNG imports from the world’s largest liquefied natural gas producer, Reuters has reported. "These talks will define what the quantity will be and when the deliveries will start," Bulgargaz chief executive Dimitar Gogov told the news service.
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Combien a coûté la grève aux pétroliers

Alors que les dernières raffineries et les terminaux pétroliers du port de Marseille ont voté vendredi la fin de la grève, l’industrie pétrolière fait ses comptes. Grevée de plus de 200 millions d’euros, elle compte proposer au gouvernement un nouveau dispositif d’accès aux stocks stratégiques.

Le coût pour le secteur pétrolier du mouvement social contre la réforme des retraites a représenté plusieurs centaines de millions d’euros. C’est ce qu’estime Jean-Louis Schilansky, le président de l’Union française des industries pétrolières (Ufip). Selon les Echos, le coût global devrait se situer entre 200 et 300 millions d’euros.

Cette estimation est cohérente avec celle formulée vendredi par Total à l’occasion de la publication de ses résultats trimestriels. Selon son directeur financier, Patrick de La Chevardière, l’arrêt des six raffineries du pétrolier français lui a coûté entre 5 et 6 millions d’euros par jour. Les premières se sont mises en grève le 12 octobre. « Pour nous, le coût total s’élèvera à une centaine de millions d’euros », a-t-il estimé. Au troisième trimestre, le groupe a enregistré un bénéfice de 2,5 milliards d’euros.

Important poste de coûts : les raffineries n’ont pas tourné, tout en étant chauffées pour ne pas être arrêtées totalement. L’arrêt de ces raffineries coûte entre 500.000 et 1 million d’euros par jour, estime l’Ufip.

Technip remporte un contrat pour la centrale électrique du projet Kharir au Yémen

Technip, leader d’un consortium avec Hawk International, a remporté auprès de Total E&P Yemen un contrat clé en main à prix forfaitaire pour la centrale électrique du projet Kharir. Le champ Kharir est situé dans le Bloc 10 d’East Shabwa au Yémen.

Le projet comprend l’ingénierie, la fourniture des équipements, l’approvisionnement, la construction, la pré-mise en service et la mise en service ainsi que l’assistance au démarrage et les tests de performance d’une centrale électrique de 40 MW (dont la capacité pourra être étendue à 100 MW).

Cette centrale utilisera le gaz associé à la production de pétrole du champ Kharir pour produire l’électricité nécessaire aux installations industrielles et aux opérations à l’intérieur du champ. Elle inclura notamment deux turbines à double carburant, un compresseur à gaz, des sous-stations en conteneurs, des transformateurs, les utilités et les systèmes pour le contrôle/sécurité.

Le centre opérationnel de Technip à Abu Dhabi sera responsable du management de l’ensemble du projet, de l’ingénierie, de la fourniture des équipements et de la mise en service. Hawk International sera en charge du management sur site, de la construction et des activités de pré-mise en service.

Le projet a démarré le 10 octobre 2010, et devrait durer 23 mois.

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ExxonMobil : 3 solutions face aux défis énergétiques

  "L’innovation et de solides partenariats sont essentiels si l’on veut  satisfaire la demande croissante en énergie au niveau mondial, à l’heure où la pression se fait de plus en plus forte pour réduire les émissions de CO2 afin de combattre les risques liés au changement climatique", a déclaré hier Andy Swiger, vice-président directeur d’Exxon Mobil.  

A l’occasion du Salon international sur le pétrole d’Abou Dhabi, Andy Swiger a souligné qu’il était indispensable de continuer à développer de nouvelles technologies et insisté sur l’importance des partenariats entre toutes les sociétés pétrolières et les gouvernements hôtes pour répondre aux futurs enjeux de l’énergie. « De cette façon, nous pouvons travailler le plus efficacement possible pour arriver à un futur plein d’énergie et avec de faibles émissions de CO2, assurant que l’évolution du secteur de l’énergie continue de prouver l’ingéniosité de l’homme et sa réussite », a-t-il expliqué.

À l’échelle mondiale, la demande en énergie devrait augmenter de près de 20 % d’ici 2030, cette augmentation de taille devant être plus prononcée dans les pays en voie de développement. En même temps, les préoccupations liées aux risques de changement climatique sont de plus en plus nombreuses, justifiant les mesures prises par les gouvernements, le secteur de l’industrie et les consommateurs en vue de réduire les émissions de CO2. « Pour répondre au défi qui se présente à nous, à savoir entrer dans une ère de ressources en énergie abondantes et de faibles émissions de CO2, l’innovation est indispensable », a indiqué Andy Swiger.

Andy Swiger a décrit trois domaines où le groupe ExxonMobil est convaincu que l’innovation peut transformer les défis énergétiques en solutions énergétiques : le captage et le stockage de CO2 (CCS pour Carbon Capture and Storage) – notamment la technologie du Controlled Freeze Zone™ (CFZ), le développement de biocarburants à base d’algues et l’efficacité énergétique.

La technologie Controlled Free Zone™ constitue selon ExxonMobil, un moyen économique de séparer du dioxyde de carbone et d’autres impuretés du gaz naturel tout en produisant un liquide haute pression convenant à l’injection en stockage souterrain. « Nous avons investi plus de 100 millions de dollars dans le développement et les tests de notre technologie CFZ™, laquelle pourrait non seulement étoffer les réserves disponibles de ressources en gaz naturel plus propre pouvant être développées et offertes aux consommateurs, mais aussi rendre le CCS plus abordable et plus efficace dans la réduction des émissions », a indiqué Andy Swiger.

Andy Swiger a également souligné qu’il était nécessaire de développer toutes les sources d’énergie économiquement viables afin de répondre à la demande économique et environnementale. Les biocarburants à base d’algues représentent une des ressources potentielles d’énergie renouvelable de ce type, a indiqué Andy Swiger, ils pourraient un jour compléter l’offre mondiale de carburants et contribuer ainsi à répondre à la demande en énergie.

« L’année dernière, ExxonMobil a annoncé une alliance avec Synthetic Genomics portant sur la recherche et le développement de la prochaine génération de biocarburants à partir d’algues photosynthétiques, et au mois de juillet dernier nous avons inauguré une installation de culture sous serre en Californie qui va permettre de passer à l’étape suivante de recherche et de tests. Si nous passons les différentes étapes-clés avec succès, ExxonMobil pense investir plus de 600 millions de dollars dans ce programme de biocarburants, dont 300 millions seront alloués à Synthetic Genomics. Nous n’en sommes qu’aux prémices dans ce domaine de recherche et les obstacles que nous rencontrons sont considérables, mais le potentiel est énorme », a-t-il indiqué.

Les gains en efficacité énergétique d’ici à 2030 devraient réduire la croissance de la demande en énergie mondiale d’à peu près 65 %, et ainsi endiguer les émissions de CO2 qui en découlent. « Le moyen le plus sous estimé pour parvenir à un futur plein d’énergie et avec de faibles émissions de CO2 réside dans le domaine de l’efficacité énergétique. En produisant, fournissant et consommant du pétrole et du gaz naturel plus efficacement, non seulement nous ralentissons la demande et prolongeons la durée de vie des ressources mondiales d’hydrocarbures, mais nous réduisons aussi les émissions de CO2 », a expliqué Andy Swiger. (src : ExxonMobil).

Chimie verte : Vertichem reçoit 3 M$ de financement

La Startup canadienne Vertichem a annoncé mardi avoir reçu un financement de 3 millions de dollars de la part d’un fonds de capital-investissement dans l’objectif de développer un portefeuille innovant dans les produits technologiques verts.

Cet investissement permettra notamment à Vertichem de commercialiser ses brevets américains exclusifs concernant un processus d’utilisation de la biomasse ligneuse entrant dans la fabrication de produits chimiques à forte valeur ajoutée. En effet, la société a créé 3 produits chimiques constitués à partir de copeaux de bois : la lignine, le xylose et la cellulose.

« Cet investissement est une preuve de la confiance que les investisseurs ont placée dans la capacité de Vertichem à rester à la pointe de la recherche et du développement dans le secteur des technologies vertes », a déclaré David Milroy, PDG de Vertichem. « Ce financement nous permet de développer une gamme innovante d’envergure mondiale de produits technologiques verts qui pourront rendre “plus verts” les biens de consommation quotidiens ».

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Panorama 2011 - "De l’eau pour l’énergie ! Production de carburants et d’électricité"

27 janvier & 3 février 2011 Paris & Lyon

Eau et énergie sont indissociablement liées : si l’énergie est indispensable pour produire une eau de qualité accessible au plus grand nombre, l’eau est également présente à de nombreux stades de la production d’énergie. C’est ce 2e aspect que se propose d’aborder le colloque Panorama en 2011.

Fabriquer des carburants ou de l’électricité à partir d’énergies fossiles, d’uranium, de biomasse ou d’énergies solaire et géothermique fait intervenir de l’eau à différentes étapes du processus, depuis l’extraction des matières premières jusqu’à leur transformation. Cette eau peut être consommée dans les procédés, jouer le rôle d’une utilité plus ou moins recyclée et qu’il faut optimiser, ou encore être générée comme sous-produit des opérations. En outre, la qualité de l’eau disponible ou produite est rarement en adéquation avec les usages envisagés et il est souvent nécessaire de la traiter.

De nombreuses questions se posent face à l’intervention de l’eau dans la production d’énergie : comment les industriels gèrent-ils les eaux issues de leurs opérations ? Quelles sont les pistes envisagées pour améliorer le fonctionnement actuel ? Quelles limites techniques pour traiter l’eau ? Quelles implications économiques et environnementales ?

Avec l’énergie et l’alimentation, l’eau correspond à une priorité pour l’humanité comme l’a souligné la conférence internationale sur le développement durable de Johannesburg en 2002. C’est dans cette perspective qu’à travers son colloque Panorama 2011, IFP Energies nouvelles ouvrira le débat sur le rôle de l’eau dans la production de carburants et d’électricité. Avec vous, les intervenants réfléchiront sur les avancées techniques, environnementales, économiques et politiques qui façonneront le système énergétique de demain.

Panorama PARIS (27 janvier 2011)

Intervenants :

* Olivier Appert, Président, IFP Energies nouvelles * Yves Bamberger, Conseiller scientifique du Président, EDF * Michel Bénézit, Directeur général du Raffinage et Marketing, Total * Louis Herremans, Directeur technique de Veolia Eau, Veolia Environnement

Pour recevoir plus d’informations sur le colloque Panorama 2011 à Paris, télécharger le Flyer (PDF) en bas de page.

Panorama Lyon (3 février 2011)

Intervenants :

* Olivier Appert, Président, IFP Energies nouvelles * Patrick Sambarino, Directeur délégué à la Coordination de l’Eau "Alpes Méditerranée", EDF * Suez Environnement (à confirmer) * Jean-François Curci, Directeur des interventions, Agence de l’Eau Rhône-Méditerranée et Corse

Pour recevoir plus d’informations sur le colloque Panorama 2011 à Lyon, télécharger le Flyer (PDF) en bas de page.

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Les Rencontres Scientifiques d’IFP Energies nouvelles : International Conference on LES for Internal Combustion Engine Flows (LES4ICE)

La conférence LES4ICE vise à instaurer un forum d’échange international sur l’avancement de la recherche dans le domaine de la Simulation aux Grandes Échelles (SGE, en anglais LES - Large-Eddy Simulation) appliquée à l’écoulement, l’injection et la combustion dans les moteurs à piston.

L’objectif est de rassembler des ingénieurs motoristes et des chercheurs en SGE du monde entier pour comparer leurs points de vue sur l’état de l’art de la SGE appliquée aux moteurs à piston, et examiner les techniques expérimentales avancées visant à supporter et valider son développement

.

Les principaux thèmes abordés seront :

* Engine aerodynamics * Engine combustion * LES modelling of sprays * Applying LES to engine sprays

18-19 novembre 2010 IFP Energies nouvelles/Rueil-Malmaison

source : ifpenergiesnouvelles.fr

Shell taps Oceaneering for BC-10 umbilicals

Shell as operator of the BC-10 Phase II development offshore Brazil in the Campos basin has contracted Oceaneering International Inc. to supply umbilicals for the project.

The order is for hybrid subsea pump and steel tube production control umbilicals totaling approximately 30 km (19 mi) in length and associated hydraulic flying leads. These umbilicals will support subsea development of the Argonauta O-North field consisting of seven production and four injection wells in water depths ranging from 4,900 to 6,500 ft (1,494 to 1,981 m).

BP Returns to Profit in Third Quarter with Strong Operating

BP announced today that a strong operating performance across the group helped it return to profit in the third quarter of 2010 despite an additional pre-tax charge of $7.7 billion in respect of the Gulf of Mexico spill.

Headline replacement cost profit for the third quarter was $1.8 billion, compared with a loss of $17.0 billion in the previous quarter and a profit of $5.0 billion in the third quarter of 2009.

On an underlying basis, after adjusting for non-operating items, third-quarter replacement cost profit was $5.5 billion, an increase of 18 per cent on the year-ago quarter.

“These results demonstrate that BP is well on track for recovery after the tragic accident on the Deepwater Horizon drilling rig and subsequent oil spill,” commented group chief executive Bob Dudley. “We have made good progress during the quarter. This strong operating performance shows the determination of everyone at BP to move the company forward and rebuild confidence after the terrible events of the past six months. “We have also begun to make important changes in the way we operate across the Group – including creating a powerful Safety and Operational Risk function and restructuring the upstream segment – to ensure that safety and risk management are embedded as the absolute priority for every operation, for every person, throughout BP.”

The company said its Exploration & Production segment, now being restructured into separate functional Exploration, Development and Production divisions, recorded lower production volumes as a result of normal seasonal turnaround activities and as a consequence of the Gulf of Mexico oil spill. But its financial result was stronger than in both the previous quarter and a year ago, thanks to the improved price environment and lower depreciation. Refining & Marketing recorded another good quarter, with refining availability remaining high and petrochemicals maintaining high production and utilisation rates. The US downstream business was profitable for the second successive quarter.

The additional pre-tax charge of $7.7 billion for the Gulf of Mexico spill followed a charge of $32.2 billion in the second quarter and was due principally to higher spill response costs. This reflected a delay in completing the relief well that finally sealed the Macondo well in September, additional mandated costs for decontaminating and demobilising vessels involved in the response, claims centre administration costs and additional legal costs.

BP said the total charge of $39.9 billion for the incident to the end of the third quarter represented its current best estimate of those costs that can be reliably measured at this time. The company said its previously-announced divestment programme was making good progress, with sales agreements in place totalling around $14 billion compared with a target of $25 to $30 billion by the end of 2011. Cash held at the end of the third quarter was nearly $13 billion.

The company described its improving financial condition and the strength of disposal proceeds as “encouraging” and reaffirmed the Board’s intention to review future dividends with the full-year results in early 2011.

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Foster Wheeler Awarded Contract for Floating LNG Receiving Terminal in Indonesia

Foster Wheeler AG announced that its Global Engineering and Construction Group has been awarded a contract by Perusahaan Gas Negara (PGN) a leading state owned enterprise and public listed company in natural gas business in Indonesia for the provision of project management consultancy (PMC) services for a new floating LNG receiving terminal (the "Medan Floating LNG Terminal" facility) to be built in Medan, North Sumatra, Indonesia.

The Foster Wheeler contract value for this project was not disclosed. The contract will be included in the company’s third quarter 2010 bookings.

Foster Wheeler’s scope of work includes technical assistance through the initial phase of the development of the project, conceptual design of the terminal, basic design of the subsea and onshore pipeline as well as the preparation and issue of an invitation to bid for engineering, procurement and construction (EPC), EPC bid evaluations, preparation of the EPC contract and support to PGN in EPC contract negotiation. Foster Wheeler will fulfil the role of owner’s engineer during the EPC phase of the project through to start-up of the terminal.

"This award constitutes a strong vote of confidence in our project management and technical skills in floating LNG terminals and pipelines," said Umberto della Sala, President and Chief Operating Officer of Foster Wheeler AG.

OilTech Mangystau 2010

2 - 3 November 2010 OilTech Mangystau 2010 2nd Mangystau Regional Petroleum Technology Conference Aktau, Kazakhstan OilTech conferences are specifically designed to cater for the information needs of senior professionals working in technical roles in the upstream and midstream oil and gas industry. The Mangystau Regional Petroleum Technology Conference - OilTech Mangystau 2010 will be held alongside the 5th Regional Mangystau Oil & Gas Exhibition - Mangystau Oil & Gas 2010. The Conference will provide a platform for the industry representatives to discuss vital technical issues, challenges and solutions. Specialists of leading oil and gas companies operating in Western Kazakhstan and representatives of Kazakhstan ministries and governmental authorities are invited to participate in the Conference. OilTech Mangystau 2010 Conference will provide the unique opportunity for you to : -Promote your Company -Establish new business contacts and strengthen existing partnerships -Meet with leading representatives of the oil and gas industry -Discuss vital issues -Exchange expertise The most successful ways to participate in the Conference : -Make a presentation at the conference -Participate as a delegate at the conference -Participate with a display stand at the conference -Sponsor and/or advertise (a number of options available) oiltech-mangystau.com

15th Anniversary Turkmenistan Oil & Gas Conference

OGT 2010 15th Turkmenistan International Oil & Gas Conference Ashgabat, Turkemenistan

oilgas-events.com

Crude prices fall after early gains in New York

Crude oil prices were lower in late morning trade in New York, after early gains to as high as $77.83 per barrel for West Texas Intermediate crude as the US dollar was weak in early trade. Later on, the dollar strengthened versus the euro and some other currencies.

oilmarketer.co.uk

Contract in China for SOFREGAZ

	SOFREGAZ signed in September 2010 with SINOPEC and SHANDONG GAS COMPANY a contract regarding a FEED and EPC Services for the Shandong LNG terminal. The terminal is located in the Qingdao province and will have a capacity of 3 MT/year. SOFREGAZ will prepare the FEED and will also provide services during detailed engineering, procurement, commissioning/start-up and training. euro-petrole.com

Loi Nome, ce qui peut encore changer

Aujourd’hui s’ouvre l’examen au Sénat du projet de loi dit de Nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME), qui va obliger EDF à céder une partie de sa production nucléaire à ses concurrents, conformément aux engagements européens de la France. Trois points vont faire l’objet d’un lobby intense de la part des fournisseurs alternatifs.

usinenouvelle.com

Marée noire : scellement définitif du puits

"L’injection de ciment dans le puits MC252 basé dans le golfe du Mexique a eu l’effet escompté" a indiqué samedi le pétrolier britannique BP ; Toutefois le puits sera déclaré définitivement mort si les tests de pression et de poids s’avèrent conformes.

La compagnie a fait savoir dans un communiqué que l’opération d’injection de ciment, connue sous le nom d’opération "bottom kill", s’est achevée vendredi à 8h30, heure locale. L’opération a consisté à injecter du ciment pour remplir le vide entre le tubage du puits et la formation rocheuse qui l’entoure.

Le ciment injecté dans le puits "a pris", a ensuite précisé samedi la compagnie BP et repris par la presse américaine. La fixation du ciment signifie que le puits est enfin clos. A la différence des opérations précédentes, effectuées au niveau du sol sous-marin, à 1.500 mètres de profondeur, la cimentation a lieu au niveau du gisement, à 4.000 mètres sous le fond de la mer.

Ce n’est qu’après avoir effectué les tests de pression et de poids que la compagnie pourra affirmer si le puits est définitivement scellé ou non. Les résultats des tests étaient attendus pour samedi soir mais pourraient n’être communiqués que plus tard.

La confirmation du scellement définitif du puits marquera la fin du cauchemar qui a commencé le 20 avril dernier après qu’une explosion survenue sur la plate-forme Deepwater Horizon louée par BP eut tué 11 travailleurs et déclenché la pire marée noire de l’histoire des Etats-Unis.

MAJ Lundi 20/09/2010 : 07h30

C’est officiel. "Le puits Macondo 252 is DEAD".

"Nous pouvons finalement annoncer que le puits Macondo 252 est effectivement condamné", a déclaré dans un communiqué l’amiral retraité Thad Allen, qui supervise les opérations de lutte contre la marée noire dans le golfe du Mexique.

enerzine.com

Bourbon : Situation au Nigéria

BOURBON confirme que, dans la nuit du mardi 21 au mercredi 22 septembre 2010, lors d’une attaque survenue sur le champ pétrolier d’Addax situé au large du Nigéria, le navire Bourbon Alexandre et ses 16 membres d’équipage ont fait l’objet d’un assaut conjugué de plusieurs canots rapides. 3 membres d’équipage, de nationalité française, ont été enlevés ; les 13 autres membres d’équipage sont restés à bord et aucun blessé n’est à déplorer. Aucune revendication à ce stade n’a été formulée.

Le Bourbon Alexandre, battant pavillon français, est un navire de type releveur d’ancre (AHTS : Anchor Handling Tug Supply).

euro-petrole.com

L’OPEP se veut rassurant sur les réserves de pétrole

Abdullah El- Badri, le secrétaire général de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), a déclaré mardi à Vienne que les combustibles fossiles, parmi lesquels le pétrole tient toujours le premier rôle, continueraient de compter dans la consommation énergétique mondiale pour le futur.

À l’occasion d’une conférence de presse au siège de ce cartel pétrolier à Vienne, pour célébrer le 50ème anniversaire de sa création, il a également souligné que les réserves pétrolières actuelles des pays membres de l’OPEP et du reste du monde suffiraient à répondre aux besoins énergétiques du monde entier pour les cinq prochaines décennies.

Toutefois, l’OPEP sera confrontée à un grand nombre de défis au cours des prochaines années, et devra pour surmonter ces obstacles déployer de grands efforts en termes d’applications de haute technologie, de forage en haute mer et de formation de professionnels compétents, a-t-il reconnu.

Il a par ailleurs souligné que l’OPEP avait toujours encouragé tous les pays à développer des énergies alternatives.

enerzine.com

Total, une stratégie de croissance organique

Total ne prévoit une croissance de sa production qu’à partir de 2012 avec la mise en service de nouveaux projets. Par ailleurs, la croissance organique et un travail de synergie laissant préfigurer une réorganisation sont privilégié par Christophe de Margerie. Total a confirmé hier, lors d’une réunion avec les investisseurs, hier à Londres, une progression de 2% par an en moyenne de sa production d’ici à 2014. Malgré un bon premier trimestre, il faudra attendre 2012 pour renouer avec la croissance de sa production, car le troisième groupe pétrolier européen table sur une stagnation de sa production l’année prochaine. Cet effet de palier est dû à la durée de mise en exploitation : des sites récemment acquis en Angola, à Tobago ou en mer du Nord n’entreront en fonctionnement qu’en 2012. Les quatre axes stratégiques ont été réaffirmés lors de cette conférence : le gaz naturel liquéfié, comme en témoigne la récente acquisition en Australie mais aussi le gaz non conventionnel, l’off-shore profond et les sables bitumineux. Le PDG de Total, Christophe de Margerie, a fait savoir que le groupe privilégiait la croissance organique et les acquisitions de petites tailles. Pas d’opérations majeures sont donc a escomptées dans un moyen terme. Par contre, une réorganisation interne pourrait être engagée. Sans préciser exactement le projet, Christophe de Margerie, a parler de « créer des synergies entre les activités » et d’ « économies de coûts administratifs ». Perçu comme une mauvaise nouvelle par les investisseurs, le titre a été sanctionné en bourse. usinenouvelle.com

Siemens receives two orders for gas pipeline projects in China

Siemens Energy has secured two orders for key systems for gas pipeline projects in China. The company will supply two variable speed drive (VSD) systems for the gas pipeline project Shanjing III Yangqu station in Shanxi province and four centrifugal compressors for the gas pipeline project Jining in the east of China. The customer for both projects is China National Petroleum Corporation (CNPC) Materials Company.

Siemens was awarded the follow-up contract for the Shanjing III project based on its convincing performance in the Shanjing I (three VSD systems) and Shanjing II extension (eight VSD systems) pipeline projects. These projects were successfully completed in 1997 and 2009, respectively. The scope of supply for the new order includes two VSD systems, all of the ancillaries such as cooling systems, control systems, transformers and harmonic filter equipment. The VSD systems for Shanjing III will be shipped in 2011. The pipeline supplies natural gas from the western province Shaanxi to China’s capital Beijing. “The follow-up order from China is a clear sign that Siemens Oil and Gas is strengthening its position in the Chinese market,” said Tom Blades, CEO of the Oil and Gas Division of Siemens Energy.

For the Jining project in eastern China, Siemens will supply four centrifugal compressors. The Jining pipeline will connect the West to East gas pipeline I and Shanjing II gas pipeline. “As our first-ever pipeline compressor order from China, this marks Siemens’ entry into the huge Chinese market for compressor stations for natural gas pipelines. One decisive factor for this success is local content. With our broad-based portfolio for the midstream oil and gas markets, we can provide our customers with efficient, reliable and ecofriendly solutions in China and worldwide,” added Blades.An estimated USD140 billion will be spent on oil and gas pipeline projects worldwide between 2010 and 2012. About 72 percent of these pipelines will be for natural gas, especially in Asia. In China alone, 50.000 kilometers of pipeline are planned in the upcoming years.

europetrole.com

Disappointing data drags oil prices lower

The price of crude oil fell Tuesday on disappointing data about consumer sentiment and home prices in the United States.

September contracts for West Texas Intermediate crude were down $1.97 to $77.01 per barrel in afternoon trade on the New York Mercantile Exchange, while Brent crude was last down $1.74 to $75.76 per barrel on the ICE Futures Europe exchange in London.

The Conference Board reported that its consumer confidence index is at 50.4 in July, down from 54.3 in June, on concerns that the job market in the US is not improving.

Meanwhile, the Case-Schiller/Standard & Poor’s home price index showed that prices for single-family homes in metropolitan areas of the United States were up 1.3 percent in May from April, but analysts warned that the gain could not be interpreted as an upturn in the housing market because May traditionally sees strong home prices and because part of the price hike likely has to do with heavier sales ahead of the expiration of a tax credit for homebuyers.

Nymex August gasoline futures and August heating oil futures were each down 5 cents, to $2.05 per gallon and $1.99 per gallon respectively, but August natural gas added 1 cent to $4.63 per million British thermal units.

The price moves during the day also came ahead of Wednesday’s weekly report on inventories from the US Energy Information Administration, with analysts expected that crude oil inventories fell by 2.3 million barrels last week, but that gasoline stockpiles were up 1.1 million barrels and that distillates in storage were up by 1.8 million barrels.

The price of a gallon of regular unleaded gasoline remained steady overnight at $2.742 per gallon on average nationally in the US.

oilmarketer.co.uk

Iran to import diesel oil

Iran’s deputy oil minister has said that the country will soon start importing diesel oil, although current supplies are sufficient, Mehr news agency has reported. The country plans to import three to four million litres of diesel oil to increase the fuel reserves in its power plants, he said : "Currently, there is no problem in supplying the diesel oil needed in the country from domestic refineries." "We need $46bn to finish our refinery projects," the Mehr News Agency quoted Alireza Zeighami as saying on Sunday. He pointed out that when the projects are completed Iran will be able to refine 3.3 million barrels of oil daily. "We are now building 5 billion litres new capacity to store liquid fuel in the country," he added.

ameinfo.com

PETROTECH 2010

31 October - 3 November 2010

PETROTECH 2010 9th International Oil and Gas Conference & Exhibition New Delhi, India

More info about conference programme

Robert Dudley, un Américain prendra la tête de BP

Le PDG de BP, Tony Hayward, avait déjà été évincé par Robert Dudley concernant la gestion de la communication de crise de la marée noire dans le golfe du Mexique. Un pas de plus a été franchi. Un Américain sera désormais aux commandes.

Le remplacement de Tony Hayward a été annoncé mardi matin dans un commmuniqué de la compagnie pétrolière. Le groupe pétrolier BP va devoir "changer de culture" après la marée noire du golfe du Mexique, a déclaré mardi son nouveau directeur général, l’Américain Bob Dudley, lors d’une interview sur la chaîne ABC. Bob Dudley a par ailleurs confirmé que les travaux de colmatage définitif de la fuite allaient commencer "cette semaine". Un coffrage long de 600 mètres doit être inséré samedi ou dimanche dans le puits de secours, avaient indiqué lundi les autorités américaines.

Un événement comme la marée noire "vous secoue jusqu’aux fondations. Et vous avez deux façons de réagir : l’une est de prendre ses jambes à son cou et de se cacher. La seconde est de faire face et de changer réellement la culture de la compagnie et de s’assurer que tous les contrôles sont en place, pour faire en sorte que cela ne se reproduise plus", a déclaré M. Dudley, qui succédera au DG actuel, Tony Hayward, le 1er octobre.

"La recherche de profits records ne peut plus se faire au détriment des dépenses de maintenance des infrastructures, en ignorant les bonnes pratiques recommandées par l’industrie et en faisant fi de la vie et du bien-être des travailleurs", a-t-il insisté, disant souhaiter que sous la houlette de M. Dudley, "BP change radicalement de comportement". Le but de la nomination était d’éloigner Tony Hayward de la scène médiatique sur laquelle il cumulait gaffes et maladresses. Mais surtout, la nomination d’un Américain, membre du conseil d’administration de la compagnie pétrolière, a pour but de montrer que le groupe britannique s’implique totalement aux Etats-Unis.

source : usinenouvelle.com

Chine : le marché prometteur des gaz d’enfouissement

Xebec Adsorption, une compagnie canadienne spécialisée dans le traitement du biogaz, de la purification du gaz naturel et de l’hydrogène a annoncé l’obtention de sa première commande de système de traitement de gaz d’enfouissement de la part de Huiming EP&CE Co., un promoteur chinois de projets de transformation de gaz d’enfouissement en énergie.

Le système de Xebec servira à purifier des gaz d’enfouissement dans une décharge municipale située dans le comté de Changsha, dans la province de Hunan. Il éliminera les impuretés et le dioxyde de carbone des gaz d’enfouissement bruts pour produire du méthane renouvelable qui servira de carburant pour véhicules consommant du gaz naturel comprimé (GNC).

"Le marché des décharges municipales en Chine est un marché à la croissance très intéressante pour les projets de GNC renouvelable de ce genre puisqu’on y compte plus de 300 décharges pouvant assurer une production de gaz d’enfouissement suffisante pour soutenir des projets de purification de gaz d’enfouissement commercialement viables comme celui de Changsha. Ces décharges offrent une source locale commode de carburant pour véhicules fonctionnant au GNC renouvelable pour des villes de Chine qui cherchent à convertir leurs parcs d’autobus et de camions à ordures au GNC brûlant sans résidus," a déclaré Andrew Hall, Vice-président pour l’Asie-Pacifique de Xebec. "Nous observons un potentiel important pour la poursuite de l’expansion des projets de conversion des biogaz en GNC en Chine et Xebec est très bien placée pour tirer profit de cette tendance", a ajouté M. Hall.

"De surcroît, au mois de juillet, le Comité national du développement et de la réforme (CNDR) du gouvernement central chinois a annoncé une hausse de l’ordre de 10 à 20 % du prix du gaz naturel et du GNC. Ces augmentations de prix améliorent les conditions économiques de la récupération de GNC de qualité carburant à partir de gaz d’enfouissement, ce qui encourage la réalisation de ce genre de projets dans toute la Chine", a souligné M. Hall.

La mise en service et la mise en marche de cette installation devraient avoir lieu au premier trimestre de 2011. Les conditions de l’entente n’ont pas été dévoilées.

source : enerzine.com

Colombie : un réservoir imprégné d’huile lourde

La filiale colombienne de Maurel & Prom indique avoir rencontré lors du forage du puits d’exploration Sabanero-1 un réservoir imprégné d’huile lourde.

Le permis de Sabanero, signé en août 2007 avec l’Agence Nationale des Hydrocarbures (ANH) est situé dans la plaine des Llanos à 350 km au Sud-Est de Bogota. Le puits a atteint la profondeur finale de 924 m et a rencontré la formation Carbonera C7, mettant en évidence de l’huile sur une hauteur de 12 m. Le potentiel devra être confirmé.

Le Groupe a planifié de forer immédiatement le puits dévié Sabanero-SE1, à partir de la même plateforme, avec l’objectif de mettre en évidence des réserves additionnelles. Une sismique 3D couvre une grande partie de la zone de forage facilitant ainsi l’évaluation des réserves et l’éventuel plan de développement pouvant en résulter.

Ce résultat positif valide la stratégie du Groupe dans sa volonté de poursuivre ses investissements en Colombie après la vente de Hocol Colombia à Ecopetrol en mai 2009. Il s’inscrit dans la continuité des résultats positifs d’exploration obtenus par le Groupe dans les Llanos (Ocelote) et dans le bassin des Foothills.

source : enerzine.com

Bandeau radio analogique atex zone 0

Le système Bandeau Radio Analogique est un équipement de radiocommunication (émetteur / récepteur) établi selon une technologie ANALOGIQUE, pour les pompiers intervenants en milieux hostiles ou présentant des risques. Un très haut niveau de protection contre les explosions par sécurité intrinsèque, utilisable pour industrie de surface en zone 0 en présence de gaz, vapeur, liquide ( Acétylène et Hydrogène inclus ).

 Utilisable en Zone 0
 Fonction Push to talk
 Double fonction d’éclairage

Récepteur synthétisé double changeur de fréquence Sensibilité meilleure que 6dBu 20dB SINAD
 Protection canal adjacent meilleure que 60dB
 Protection intermod meilleure que 65dB
 Blocage & Désensibilisation meilleur que 84dB Décodage TCS (63Hz/250Hz) (PL : Private Line)
 Puissance acoustique 600mW maxi.
 2 niveaux HPs (haut-parleurs) pré-programmés
 2 canaux pré-programmés
 Scanning sur les canaux autorisés
 Puissance HF : 0,5W - 1W (Option 50mW)
 Puissance canal adjacent meilleur que 60dB
 Alimentation par 5 batteries 1,2V NiMh
 Autonomie environ 2-3h

Plus d’informations dans la catégorie Wireless Radio

Fiche technique du bandeau analogique Atex

Crude prices up but off earlier highs

Crude oil prices were higher Monday, but by early afternoon they had fallen from earlier highs as August contracts for West Texas Intermediate crude was up 25 cents to $76.26 per barrel after having been as high as $77.73 per barrel earlier in the day.

With August contracts expiring at the end of trade on Tuesday, more active September contracts were up 45 cents to $76.83 per barrel, while contracts for Brent crude were up 13 cents to $75.50 per barrel at last report from the ICE Futures Europe exchange in London.

The earlier gains were fueled by positive earnings reports from US companies, including from oilfield services group Halliburton (NYSE : HAL), which said its earnings were up 83 percent in the second quarter, and that its contract with BP (LSE : BP) protects it from liability for the cement work it did on BP’s leaking oil well in the Gulf of Mexico.

Prices backed off highs after US equities markets fell back on new figures from the National Association of Homebuilders and Wells Fargo, which said their index of homebuilder sentiment fell to 14 in June, its lowest point in over a year.

Nymex August gasoline and heating oil futures each added about a cent in early afternoon trade, advancing to 2.06 per gallon and $2.02 per gallon respectively, while August natural gas futures fell fractionally to trade at $4.51 per million British thermal units.

The retail price of a gallon of regular unleaded gasoline in the United States was down slightly overnight to $2.722 per gallon on average nationally.

oilmarketer.co.uk

Heavy-oil processing technology making gains in Canada

Canada’s Petrobank recently passed a milestone with its patented Toe-to-Heel Air Injection (THAI) process for oil-sands production. The technology received independent validation that it works as designed : to extract significantly more oil from a reservoir compared to conventional methods, and in a cost-effective and sustainable manner.

The THAI process is an in-situ combustion process for heavy-oil production that was developed earlier this decade at the University of Bath in the UK and was patented by Petrobank. It combines a horizontal production well with a vertical air-injection well located at the toe of the producer. For a period of approximately 2–3 months, steam is injected down the vertical well to condition the reservoir around it and to heat the horizontal well. After this period, air is then pumped down the vertical well, initiating combustion in the reservoir and raising the temperature to 400–600°C (750–1100°F), which is the temperature regime in which thermal cracking and coking of the heavy oil begin.

As air is continuously injected into the formation through the vertical well, it creates a combustion front that moves along the horizontal well from its toe to its heel. The thermal cracking along the horizontal well results in partial upgrading of the heavy oil by as much as 6–8°API, according to the company. This upgraded oil has a low enough viscosity that it can flow into the horizontal well—along with vaporized water from the reservoir and gases like CO2 that form during combustion—and be produced to the surface. Once at surface, the oil is sent through a processing plant for treatment prior to shipping to market.

Petrobank states that a series of laboratory tests and numerical simulations conducted over the past several years have demonstrated that the process can recover 60–80% of the heavy oil in a reservoir, compared to the 20–50% that can be recovered by other in-situ methods such as steam-assisted gravity drainage (SAGD). The company also states that because THAI only requires one horizontal well (vs. the two required for SAGD), it is applicable to thinner reservoirs without concerns of the presence of top or bottom water that act as heat thief zones. During THAI, approximately 10% of the oil is consumed in the coking reaction.

spe.org

Gas Russia 2010

GAS RUSSIA is an important business forum for development of gas industry in the South of Russia. This gas exhibition is directly connected with the implementation of Gasprom’s gasification program in regions of Russia. As it was mentioned at the meeting of managers of gas-distributing organizations in April “Gasification program in 2010 foresees 25 milliard rubles investments and the South of Russia is a priority object”. GAS INDUSTRY EXHIBITION GAS RUSSIA IS NOTABLE FOR COMPLEX APPROACH AND MODERN FACILITIES OF EXPOSITION

GAS RUSSIA is an ideal place for concluding contracts for delivery of equipment which meets the modern requirements of the whole gas complex of Russia. There will be models of equipment for gas supply, gas distribution and use of gas at the exhibition. Participants of the exhibition are the leading Russian and foreign manufacturers. Special attention will be paid to the following sections :

* Storage and transportation of natural and liquefied gas * Pipeline, distribution, and domestic gas valves and fittings * Underground gas storage and industrial gas cleaning * Instrumentation and control * Equipment for housing and communal services * Cryogenic equipment * and other equipment.

General director of “Gasprom Transgas-Kuban” S. Zhvachkin in his letter to participants of the exhibition expressed confidence that “International exhibition GAS RUSSIA will let exchange experience and discuss issues of the most important sectors – transportation and gas storage, using gas as motor fuel, gasification, energy saving. The exhibition is useful not only for specialized enterprises ; it offers the opportunity to estimate the condition and the pace of gasification, to get to know the achievements of the largest Russian and foreign enterprises of gas industry”. RELEVANCE OF THE EXHIBITION GAS RUSSIA IS PROVED BY THE SUPPORT OF INDUSTRY LEADERS The exhibition of gas equipment GAS RUSSIA 2010 will be held with the support and participation of specialists from the Ministry of energetic, State Duma of RF, “Gasprom”, “Mezhregiongas”, Russian gas society, “Gasprom Transgas Kuban”, “Gasprom Transgas Stavropol”, “Krasnodarkraygas”, Club of gas workers of Kuban, Association of gas enterprises of Don.

More info on gasrussia-expo.ru

18th International Oil & Gas Exhibition and Conference

KIOGE 2010, the 18th International Oil & Gas Exhibition and Conference will be held on 6th - 9th October 2010 at the Atakent Exhibition Centre and Intercontinental Hotel in Almaty, Kazakhstan.

KIOGE is Central Asia’s largest and most influential trade event for the oil and gas industry. It is the focal point for the sector in Kazakhstan and the highest profile event in the calendar for the region. KIOGE comprises an exhibition and conference and has helped to introduce more than 5,000 companies into the market, a great many of which now have well-established businesses in Kazakhstan.

2009 Event Facts : Total exhibition space : 16,280 m² Exhibitors : 526 Trade Visitors : 7,974 Participating countries : 30 Sponsors : 32 Delegates (Conference) : 926 Speakers (Conference) : 60

More info on kioge.com

Mer du Nord : Développement du champ gazier d’Islay

Total annonce que le développement du champ gazier d’Islay, situé dans la partie septentrionale de la Mer du Nord, à 440 kilomètres au nord-est d’Aberdeen, a reçu l’approbation du département britannique de l’Énergie et du Changement Climatique (DECC), ainsi que du ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie (MPE).

Le champ d’Islay est situé sur le Bloc 3/15 en secteur britannique et s’étend partiellement sur les Blocs 29/6a et 29/6c en secteur norvégien, à une profondeur d’eau de 120 mètres. Il recèle des réserves estimées à près de 17 millions de barils équivalents pétrole (bep). En pic, le niveau de production estimé est de 2,5 millions de mètres cubes par jour, auquel s’ajoutera la production de condensats.

Total est opérateur et propriétaire à 100% du champ d’Islay, ainsi que des champs de Alwyn North, Dunbar, Grant, Ellon, Nuggets, Forvie North et Jura, dans la même région. Bien qu’il s’agisse d’un champ distinct, Islay ne se situe qu’à 3 kilomètres à l’est de Jura et sera relié aux installations d’Alwyn. L’entrée en production est prévue pour le second semestre 2011.

source : enerzine.com

GDF SUEZ poursuit sa politique d’investissement en Amérique latine

Le Président Directeur général de GDF SUEZ, Gérard Mestrallet, s’est rendu au Chili et au Pérou où le Groupe développe d’importants projets industriels illustrant la politique d’investissement soutenu de GDF SUEZ en Amérique latine. A cette occasion, Gérard Mestrallet a rencontré le Président chilien, Sebastian Piñera, et le Président péruvien, Alan García Pérez.

Le 15 juillet, Sebastian Piñera et Gérard Mestrallet ont ainsi inauguré le terminal de regazéification de GNL Mejillones.

GDF SUEZ est partenaire du terminal avec la société Codelco (50-50), premier producteur mondial de cuivre. Ce projet représente un investissement de 500 millions de dollars US. Après moins de 24 mois de construction et dans le budget prévu, GDF SUEZ a débuté en mai dernier la livraison de deux millions de m3/jour de GNL regazéifié à quatre grandes sociétés minières du Nord du Chili et aux sociétés de production d’électricité E-CL et Gas Atacama.

Le terminal GNL Mejillones est un projet stratégique pour le Nord du Chili. Il permettra de fournir une énergie propre, sûre et économique à l’industrie minière locale. Ce terminal recevra un méthanier de GDF SUEZ par mois et contribuera à accroître la compétitivité du secteur minier chilien au niveau mondial. GNL Mejillones permettra également de diversifier le mix énergétique du Chili, assurant ainsi son indépendance énergétique et contribuant à la production d’une énergie propre.

Le 16 juillet, Gérard Mestrallet rencontre le Président Alan García Pérez à Lima, confirmant l’engagement de GDF SUEZ de poursuivre ses projets de développement au Pérou, qui représentent un investissement d’environ 600 millions de dollars dans les quatre années à venir.

Cet engagement résulte de la participation de GDF SUEZ, en avril dernier, à des enchères énergétiques de long terme, à l’issue desquelles le Groupe s’est vu attribuer un total de 662 MW, soit un revenu total d’environ 1,9 milliard de dollars.

Ces nouveaux projets incluent la conversion de la centrale thermique de ChilcaUno, située près de Lima, en une centrale à cycle combiné, augmentant ainsi ses performances et portant sa capacité totale à environ 800 MW. Ils prévoient également la construction d’une nouvelle centrale hydro-électrique de 112 MW à Quitaracsa, à 500 km au nord-est de Lima, qui fera partie du réseau électrique national.

A l’issue de la signature du contrat EPC pour ChilcaUno, GDF SUEZ a conclu un leasing financier avec la Banco de Crédito del Perú pour financer cette conversion, à travers sa filiale énergétique EnerSur. Ce leasing, d’un montant de 310 millions de dollars, est le plus important jamais signé au Pérou.

Ces deux projets sont d’une importance capitale pour le réseau électrique péruvien. Ils permettront en effet de fournir l’énergie nécessaire au pays, sans puiser dans les réserves de gaz ni accroître les émissions de CO2.

Avec une demande énergétique très forte et un grand potentiel en énergies renouvelables, l’Amérique latine est un marché clé pour GDF SUEZ. Le Groupe est ainsi le premier producteur privé d’énergie au Brésil où il réalise actuellement deux projets hydroélectriques majeurs.

GDF SUEZ au Pérou A travers sa filiale EnerSur, GDF SUEZ dispose actuellement d’une capacité de production de 1 030 MW. Son parc de production comprend les centrales thermiques de ChilcaUno, Ilo 1 et 2, et la centrale hydroélectrique de Yuncan. Avec ces deux nouveaux projets, la centrale hydroélectrique de Quitaracsa I et la conversion de la centrale thermique de ChilcaUno en cycle combiné, le Groupe atteindra une capacité totale d’environ 1 412 MW d’ici la fin de 2014.

GDF SUEZ détient également une participation de 8% dans la société de transport de gaz Transportadora de Gas del Perú.

GDF SUEZ au Chili GDF SUEZ est présent au Chili par l’intermédiaire d’E-Cl, le plus gros producteur d’électricité du réseau du Nord du Chili, représentant environ 50 % du marché. Le Groupe détient une participation de 50% dans le terminal de réception et de regazéification GNL Mejillones et a achevé fin 2009 la construction du parc éolien de Monte Redondo, d’une capacité de 38 MW et qui fait partie du réseau central du pays. Sont actuellement en construction, les centrales thermoélectriques CTA et CTH à Mejillones (150 MW chacune) ainsi que la centrale hydroélectrique de Laja I (34 MW).

GDF SUEZ est également présent à travers la participation de SUEZ ENVIRONNEMENT dans Aguas Andinas, qui fournit l’eau potable et les services d’assainissement à plus de 6 millions de personnes dans Santiago du Chili et les régions voisines, soit 38,7% du marché chilien de l’eau. SUEZ ENVIRONNEMENT, au travers d’Agbar, détient aujourd’hui 56,6% de Inversiones Aguas Metropolitanas Limitada, société actionnaire majoritaire d’Aguas Andinas à hauteur de 50,1%.

Au travers de Degremont, SUEZ ENVIRONNEMENT a construit, pour le compte d’Aguas Andinas, la station de traitement des eaux résiduaires de la Farfana à Santiago du Chili. Destinée à traiter les eaux usées d’environ 3,7 millions d’habitants, cette station est l’une des plus importantes d’Amérique latine et l’une des plus grandes stations d’épuration au monde.

Origine : Communiqué GDF SUEZ

source : euro-petrole.com

Marée noire : nouvelle fuite détéctée près du puits

BP espérait avoir bouché la fuite d’hydrocarbures sur le puits endommagé par l’explosion de la plateforme pétrolière Deepwater Horizon. Mais de nouvelles anomalies ont été détectées, hier soir. BP communique peu sur le sujet. La maison Blanche exige des explications. Jeudi dernier, BP pensait en avoir fini de la marée noire dans le golfe du Mexique. L’entreprise britannique espérait avoir remporté une victoire de taille grâce au positionnement du nouveau dôme de confinement. Mais, lundi matin, les ingénieurs de la compagnie pétrolière ont détecté une fuite de pétrole aux abords du puits endommagé. Pour le moment BP n’a pas évoqué cette nouvelle fuite dans ses communiqués, préférant annoncer que la compagnie a déjà dépensé la somme de 3,95 milliards de dollars pour endiguer la fuite d’hydrocarbure. Dimanche soir, Doug Suttles, directeurs d’exploitation de BP était plutôt optimiste : « Au moment où je vous parle, il n’est pas prévu de rouvrir le puits », a-t-il annoncé lors d’une conférence de presse. Les tests effectués après la pose du nouveau dôme ont débuté jeudi pour une durée initiale de 48 heures. Sous la pression de l’amiral Thad Allen et de la Maison Blanche, les tests ont été repoussés pour 24 heures. Dans la soirée de dimanche, les pouvoirs publics ont diffusé une lettre de l’amiral des garde-côtes Thad Allen évoquant des « anomalies de natures indéterminée à la tête du puits ». Le gouvernement a ordonné dimanche à BP de l’informer au sujet « de la fuite détectée ». Désormais l’amiral ordonne à BP de « fournir une procédure écrite pour pouvoir ouvrir la vanne d’étranglement aussi vite que possible sans endommager le puits si la fuite d’hydrocarbure est confirmée ». Pour l’instant, il n’est pas prévu de retirer l’entonnoir qui empêche le jaillissement du prétrôle depuis jeudi, pour la première fois depuis avril.

La disponibilité des centrales est désormais à portée de clic

L’Union française de l’électricité s’y était engagée. A partir de ce 29 juin, les exploitants publieront des prévisions détaillées de leur capacité de production par unité. Interview de Soizic Hemion, déléguée générale adjointe de l’UFE, et de Michel Matheu, directeur d’études à la direction de la stratégie d’EDF.

En quoi l’Union française de l’électricité permet-elle aujourd’hui une meilleure transparence sur la disponibilité du parc de production électrique français ?

L’UFE met désormais gratuitement à disposition du public sur le site Internet de RTE la production prévue tranche par tranche, pour chaque unité de production. Des données autrefois considérées comme confidentielles.

A partir du 29 juin 2010, elle publie la puissance disponible prévisionnelle de chaque unité de production de plus de 100 MW, à sept jours, à trois mois, et à trois ans. Cette publication sera actualisée chaque jour pour l’horizon hebdomadaire et chaque semaine pour un horizon de trois mois.

Source :www.usinenouvelle.com

Total a annoncé jeudi que sa filiale, Total Exploration & Production Nigeria, en partenariat avec Conoil Producing, avait réalisé une découverte d’hydrocarbures dans la partie centrale du permis OML 136*, au large de la côte occidentale méridionale du Nigeria.

Le puits Agge-3B.T1 qui visait à explorer un compartiment de la structure d’Agge jamais foré auparavant, a atteint une profondeur totale de 2 170 mètres, par une profondeur d’eau de 140 mètres. Total indique que le puits a rencontré plusieurs réservoirs de gaz totalisant une épaisseur brute de plus de 150 mètres. En test, le puits a produit 21 millions de pieds cubes de gaz par jour.

Enfin, des études sont en cours afin d’évaluer les options de développement - plutôt optimistes - de cette découverte et plus généralement sur l’ensemble du permis.

Source :www.enerzine.com

Saudi et Total obtiennent un financement de $8,5 Mds

Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Company (SATORP), société détenue à hauteur de 62,5% par Saudi Aramco et de 37,5% par Total ont signé, le 24 juin 2010, les documents financiers afférents aux facilités de crédit de 8,5 milliards de dollars contractées pour la raffinerie de Jubail.

Le déblocage des fonds marque une nouvelle étape dans le développement, à Jubail, en Arabie saoudite, de cette raffinerie de grande taille, d’une capacité de 400 000 barils par jour, très convertissante, et qui devrait être opérationnelle en 2013.

Le financement d’un montant de 8,5 milliards de dollars provient pour 4,01 milliards de dollars d’un fonds d’investissement public et d’agences de crédit à l’exportation (couverture et prêt direct), et pour 4,49 milliards de dollars de banques commerciales.

L’offre a été sursouscrite par diverses banques locales, régionales et internationales, à plus de 13,5 milliards de dollars.

source : www.enerzine.com

Technip KTI : contract signed with Nynas AB to build a new Sulphur Recovery Unit for the Nynas Refinery in Nynashamn, Sweden

Maire Tecnimont announces that its operating subsidiary, Technip KTI S.p.a., has signed a contract to realize a new Sulphur Recovery Unit for the Refinery of Nynashamn, Sweden. Nynas AB is a worldwide leading producer of Naphtenic Oils and Bitumen/Asphalts, with production facilities in Europe, North and South America and maintains offices in more than 30 countries. The project, which is executed on a Lump-Sum Turnkey contract basis for approximately €49 million, foresees the provision of engineering, procurement, construction and commissioning (“EPCC”) services. The completion is scheduled for June 2012.

The project consists of the development of a Sulphur Recovery Unit producing 24 t/d of liquid sulphur, with a Tail Gas Treatment section applying the proprietary RAR (Reduction Absorption Recycle) technology, which was licensed by Technip KTI to Nynas in 2008. The project includes the plant offsite facilities, as well as the expansion of an existing substation and the interconnecting piping with the upstream units.

This contract is concrete evidence of Technip KTI’s consolidated position as an internationally recognized Contractor in the Sulphur Recovery Sector. Furthermore, the project confirms the positive cooperation record of Technip KTI with Nynas, which has been consolidated in the past few years. Technip KTI has already been awarded the Basic Design, FEED and EPCC development of a new 15,000 Nm3/h Hydrogen Production Plant, which is now undergoing Commissioning ; the company was also selected as Process Licensor for the Sulphur Recovery Unit.

Source :http://www.euro-petrole.com

Petrobras Awards FMC Technologies $300 Million Subsea Manifold Frame Agreement

FMC Technologies, Inc. announced that it has signed a four-year subsea manifold frame agreement with Petrobras, Brazil’s national oil company. The award is expected to result in approximately $300 million in revenue to FMC Technologies if all of the subsea equipment included in the agreement is ordered. The agreement provides assurance that a minimum of 75 percent of the contracted equipment will be ordered during the contract’s four-year call-off period.

FMC’s scope of supply includes the manufacture of up to eight subsea manifolds with subsea multiplex control systems. All equipment will be engineered and manufactured at FMC’s facility in 

 Rio de Janeiro, Brazil. Deliveries are scheduled to commence in 2012.

"In February, Petrobras awarded FMC a long-term subsea tree frame agreement," said John Gremp, FMC’s President and Chief Operating Officer. "Today’s four-year manifold agreement further strengthens our ability to support their ongoing and future activities, including deepwater and pre-salt developments."

Source :http://www.euro-petrole.com

Apache’s UK North Sea Maule Field Commences Production at 11,750 Bbls/Day

 Apache Corporation announced that its Maule Field in the United Kingdom sector of the North Sea has commenced production at approximately 11,750 barrels of oil per day.

The new field was brought on production approximately eight months following the October 2009 discovery. Apache holds a 100-percent interest.

"The Maule discovery, which is an Eocene-age reservoir located above the main Forties Paleocene reservoir, was identified by Apache’s North Sea geoscience team using its extensive experience with seismic interpretation in the area. We were able to develop the field quickly via our existing infrastructure within the Forties Field," said James L. House, region vice-president and managing director of Apache North Sea Ltd. "The viability of the project was enhanced by the UK government’s incentives aimed at encouraging development of smaller fields in the North Sea."

Apache is planning a second well at Maule.

Apache also announced that it will proceed with development of the Bacchus Field, a Jurassic discovery four miles (6.5 km) northeast of the Forties Alpha platform. Apache is planning three horizontal subsea wells tied back to Forties Alpha via a pipeline bundle. Apache owns a 70-percent working interest at Bacchus ; Shell owns 20 percent ; and Endeavour owns the remaining 10 percent. First oil is expected in mid-2011.

Source :www.euro-petrole.com

1 killed in Texas gas explosion

Several injuries reported after giant fire at pipeline 

CLEBURNE, Texas - A large natural gas line in north Texas erupted Monday after utility workers accidentally hit the line, sending a column of fire into the air and leaving one worker dead, officials said.

An emergency management official said a utility worker's body was found several hours after the blast.

Authorities searched for the worker by helicopter Monday afternoon following the massive explosion near Cleburne, about 50 miles southwest of Dallas. They couldn't walk through the entire area until making sure the fire was out and there was no danger.

Hood County Emergency Management Coordinator Brian Fine said the worker's body was found Monday night some distance from the blast site. The man's name was not immediately released.

Thirteen other workers who were also at the site were accounted for, and there were no known fatalities, Johnson County Emergency Coordinator Jack Snow  said.

Laura Harlin, a resident of nearby Granbury, said she heard a "huge rumbling" that initially sounded like thunder and then like a tornado because it lasted so long.

"For about 10 minutes, it was so loud that it was like there was an 18-wheeler rumbling in your driveway," she said.

At least seven of the workers went to the hospital following the explosion. Gary Marks, CEO of Glen Rose Medical Center, said two people were treated and released, and four others were in stable condition. One patient was taken to Texas Health Harris Methodist Hospital Fort Worth. Spokeswoman Whitney Jodry did not have person's condition.

The gas line is owned by Houston-based Enterprise Products Partners LP. Spokesman Rick Rainey said Enterprise's control room immediately identified a break in the line. The 36-inch line was equipped with valves that automatically shut down gas to that section of pipe, and the fire was out about two hours after the explosion.

The pipeline helps carry gas from West Texas across the state to utilities, distribution companies and commercial users on the eastern end of the state. Rainey said the company would work with customers to avoid any disruption to their service from the fire.

The injured workers were digging for Waco-based Brazos Electric Cooperative, Snow said. A message seeking comment from that company was not immediately returned.

The Texas natural gas blast followed one in West Virginia earlier Monday. Seven workers were burned when a drilling crew hit a pocket of methane gas, triggering an explosion in a rural area about 55 miles southwest of Pittsburgh. 

from msnbc.com

BP : 11 000 litres pompés par jour, 1,25 milliard de facture

L’entonnoir posé par BP pour endiguer la fuite de pétrole fonctionne, mais la marée noire s’étend et les coûts aussi

Du pétrole s'échappe encore des soupapes de sécurité de l'entonnoir mis en place par BP

Photo : AFP/BP

La bonne nouvelle se confirme pour BP. L’entonnoir mis en place vendredi permet bien de contenir une partie du pétrole qui se déverse dans le golfe du Mexique depuis l’explosion d’une plateforme le 20 avril dernier.

Bientôt un deuxième dispositif
L’amiral Thad Allen, commandant des garde-côtes, a indiqué lundi que 11 000 barils (soit 1,75 million de litres) avaient été pompés en vingt-quatre heures. Cela correspondrait environ à la moitié des 2 à 3 millions de litres qui se déversent quotidiennement.

Le patron de BP, Tony Hayward, a également précisé qu’un deuxième dispositif serait mis en place la semaine prochaine, ce qui permettrait de récupérer la majorité de la fuite.

Des nappes sur 320 km de rayon
Toutefois, ces manœuvres ne suffisent pas à contenir la fuite, qui ne se résoudra qu’avec l’installation d’un puits de secours en août. Et la marée noire continue à prendre de l’ampleur : le pétrole s’étend désormais sur 320 kilomètres de rayon, en des "centaines de milliers de petites nappes", selon Thad Allen.

La pose de l’entonnoir a rassuré les marchés, faisant remonter la cote de BP à la Bourse de Londres. Mais la facture de la catastrophe enfle à vue d’œil :  BP affirme avoir déjà dépensé 1,25 milliard de dollars, sans compter les 360 millions promis pour la construction d’îles artificielles au large de la Louisiane.

"Surmonter la tempête"
Le directeur général de BP reste confiant sur la capacité du groupe à "surmonter cette tempête et revenir plus forte". Il a réaffirmé dimanche à la BBC qu’il ne démissionnerait pas et que cette catastrophe était exceptionnelle. "L’industrie mène des explorations en haute mer depuis plus de vingt ans et elle n’avait pas eu à affronter un incident de ce type avant", a-t-il déclaré. 

Anne-Ael Durand
Metrofrance.com