Un gisement gazier "géant" découvert au large du Mozambique

ENI a annoncé jeudi avoir découvert un "gisement géant" de gaz naturel dans la zone de prospection "Mamba Sud" sur le puits numéro 1, situé au large du Mozambique, ce qui constitue la "plus grande découverte jamais effectuée" par le groupe en tant qu’opérateur.

Le pétrolier italien estime dans un communiqué que cette découverte "impressionnante" peut conduire à un potentiel dans la zone sud d’au moins "15 trillion cubic feet" (ou 425 milliards de m3) de gaz.

Le forage du premier puits (sur les 4 étudiés) a été réalisé précisément à une profondeur d’eau de 1.585 mètres à environ 40 km au large des côtes de la province de Cabo Delgado, basée dans le Nord du Mozambique. "Les résultats obtenus dépassent les attentes" et montrent que cette zone est "une nouvelle province du gaz d’importance mondiale", d’après le groupe italien.

Après avoir foré ce puits jusqu’à atteindre une profondeur d’environ 5.000 mètres et réalisé des essais quantitatifs, ENI indique que la plate-forme d’exploration poursuivra ses travaux sur le second puits, Mamba Nord 1.

Le bassin du Rovuma abrite 5 concessions : ENI, Artumas (Canada), Anadarko (Etats-Unis), Statoil (Norvège) et Petronas (Malaisie). Avec 70% de participation, ENI demeure l’opérateur des 4 zones offshores. Les autres compagnies concernées sont Galp Energia (10 %), KOGAS (10 %) et de ENH (10 %).

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A vendre : plateforme pétrolière, bon état général

Le groupe pétrolier Statoil cherche à se débarasser de la plateforme Huldra, dans la mer du Nord. Le gisement est bientôt épuisé, et le démantellement coûte cher. Statoil a donc passé une petite annonce : "plateforme en bon état à vendre : 20 chambres, vue panoramique sur la mer, espace généreux pour hélicoptère". L’acquéreur ne paiera qu’une couronne suédoise symbolique, mais il devra régler le bateau pour se rendre sur place. Source

AGZ Holding, filiale d’UGI Corporation, et société mère d’Antargaz a acquis les activités GPL de Shell Gas au Benelux

Le groupe ANTARGAZ au Benelux est composé des sociétés Antargaz Belgium n.v., Antargaz Nederland b.v. et Antargaz Luxembourg s.a. Il est le leader de la distribution de GPL sur les marchés du Benelux. Ce changement d’actionnaire n’entraîne aucune modification des activités des sociétés concernées au Benelux, les organisations en place et la qualité des services apportés aux clients restent inchangées. ANTARGAZ propose des solutions performantes qui répondent aux besoins des clients sur les marchés domestiques, professionnels et industriels ainsi que pour les réseaux de gaz des collectivités. Les bouteilles de butane et de propane sont distribuées dans plus de 1 000 points de vente au Benelux. Suite à cette acquisition, ANTARGAZ Benelux fait partie d’un groupe dont la mission principale est la distribution de gaz avec un engagement de développement et d’innovation sur ses marchés au service de la satisfaction des clients. La marque ANTARGAZ est une marque leader sur les marchés du GPL depuis plus de 60 ans. Ses principales valeurs sont la proximité vis-à-vis des clients, la sécurité, le respect de l’environnement, l’expérience et une politique d’innovation régulière au service de ses clients. ANTARGAZ est filiale du groupe UGI, un leader mondial de la distribution de GPL, n°1 aux Etats-Unis avec de fortes positions dans 15 pays d’Europe ainsi qu’une activité en Chine. Le Groupe UGI est un groupe énergétique diversifié, présent également dans le gaz naturel, l’électricité et les services liés à l’énergie. Source

La Socatri reconnue coupable de "déversement de substance toxique"

Nouvelle étape judiciaire pour la filiale d’Areva. Jeudi 30 septembre, la Socatri (filiale d’Areva) a été reconnue coupable par la cour d’appel de Nîmes (Gard) du délit de "déversement de substance toxiques, dans les eaux souterraines ayant entraîné une modification significative du régime normal d’alimentation des eaux". Cette décision fait suite à une fuite d’uranium en juillet 2008 qui avait rejeté 74 kg d’uranium dans les sols et le réseau hydraulique adjacent à la centrale (canaux et rivières). L’incident, alors classé au niveau 1 de l’échelle Ines (qui en compte 7), avait entraîné la mise en place de mesures de précaution par Areva, ainsi que le limogeage du directeur. Dans sa décision, la cour d’appel de Nîmes a condamné la Socatri à une amende de 300 000 euros, assortie de dommages et intérêts à hauteur de 20 000 euros pour chaque association constituée partie civile (Greenpeace, Sortir du nucléaire, Les Amis de la Terre, France Nature Environnement,…). La Socatri devra aussi verser 10 000 euros pour préjudice moral, à une dizaine de riverains du site. "C’est la première fois qu’un exploitant d’une installation nucléaire est condamné pour pollution. Cette jurisprudence fait rentrer dans le droit commun la pollution nucléaire au même titre que les autres formes de pollutions", se réjouit Benoist Busson, représentant de France Nature Environnement. En octobre 2010, le tribunal de Carpentras (Vaucluse) avait relaxé la Socatri "du délit de pollution des eaux ayant causé un effet nuisible sur la santé ou des dommages à la flore ou à la faune". A l’inverse, il l’avait rendue "coupable du délit d’omission de déclaration sans délai à l’Autorité de sûreté nucléaire et au représentant de l’Etat" la condamnant à une amende de 40 000 euros. Source

Technip remporte un contrat majeur pour un système de production accéléré sur le champ Mariscal Sucre au Venezuela

 

Technip a remporté un contrat majeur de fourniture des équipements, d’installation et de support opérationnel auprès de Petroleos de Venezuela S.A. (PDVSA) couvrant les installations subsea, onshore et offshore d’un système de production accéléré pour le développement de Mariscal Sucre Dragon, au large du Venezuela.

Le champ Mariscal Sucre Dragon est situé à environ 40 kilomètres au Nord de la péninsule de Paria, dans l’Etat de Sucre au Venezuela, par une profondeur d’eau de 100 à 130 mètres.

Le projet comprend :

 la fourniture et l’installation des flowlines sous-marines,
 la fourniture et l’installation des équipements de traitement du gaz à terre,
 le support opérationnel pour les installations subsea, onshore et offshore.

Thierry Pilenko, Président-Directeur Général de Technip, a déclaré : « ce projet capitalise sur les relations solides développées avec PDVSA durant les travaux en cours. Il nous permet de concentrer au bénéfice de notre client l’expertise, le savoir-faire et les compétences issus de tous nos secteurs d’activité et démontre la force de notre présence mondiale et de notre modèle d’intégration couvrant les domaines subsea, onshore et offshore. »

Technip France a signé ce contrat qui sera enregistré dans le carnet de commandes du segment Subsea du Groupe aux troisième et quatrième trimestres. Les centres opérationnels de Technip en Amérique du Nord et au Royaume-Uni et le Consortium COFRI/Ditech participeront également à la réalisation du contrat.

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First Solar vend son parc solaire Californien de 550 MW

 

La compagnie américaine First Solar a annoncé dimanche avoir vendu l’un des plus grands projets d’énergie solaire photovoltaïques (PV) au monde, le parc solaire de 550 mégawatts (MW) dénommé Desert Sunlight, situé près de Desert Center, en Californie.

First Solar, qui par la suite a l’intention de développer, d’opérer et de garder le projet sous des accords séparés, a céder le projet aux associés de NextEra Energy Resources, la filiale de NextEra Energy et GE Energy Financial Services.

Grâce à la transformation de la lumière du soleil en électricité, le projet d’énergie solaire sera en mesure de fournir de l’électricité renouvelable et abordable à environ 160 000 foyers californiens, et de réduire de 300 000 tonnes par an les émissions de gaz à effet de serre.

Le projet se situe à 56 km à l’ouest de Blythe et à 10 km au nord de Desert Center, au coeur de la Chuckwalla Valley, et s’étend sur environ 1.540 hectares de terrain. Environ 80 hectares supplémentaires sont également assignés aux infrastructures liées au projet. First Solar installera des modules photovoltaïques en couches minces provenant en partie de sa nouvelle usine de 300 millions de dollars située à Mesa en Arizona.

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Aker Solutions has won a contract to conduct the basic engineering for the development of Total’s Hild field in the Norwegian North Sea

Aker Solutions’ scope of work includes engineering for several building blocks, including topside, jacket, an FSO (floating storage and offloading), turret and mooring, SURF (subsea umbilicals, risers, pipelines and flowlines) and transportation and installation. The work will be completed in the summer of 2012. Basic engineering work covers a greater level of detail than a normal FEED (Front-end, engineering and design) study for field developments. The topside engineering will be done from Aker Solutions’ head offices in Oslo, Norway, while the turret and mooring work will be conducted in Kristiansand, Norway. Aker Solutions has previously completed a pre-project/pre-basic engineering study for the field. The contract party for Aker Solutions is Aker Engineering & Technology AS. Hild Hild is an oil and gas field located in the North Sea, about 160 km offshore and 42 km west of the Oseberg field. The water depth is 100-120 metres. The licence owners include the operator TOTAL E&P NORGE AS (which owns 49%), Statoil (21%) and Petoro (30%). Source

BOEMRE division completes DOI offshore resources restructuring

The US Department of the Interior will complete restructuring of its federal offshore resources management with the division of the Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement into two separate agencies on Oct. 1. The smaller agencies will be more nimble and better able to concentrate on solving problems, Interior Sec. Ken Salazar said. The need to restructure the agency formerly known as the Minerals Management Service was apparent before the Macondo well accident and crude oil spill in 2010, Salazar told reporters during a Sept. 30 briefing at DOI headquarters. Moving its revenue and royalty-collection responsibilities to the newly formed Office of Natural Resources Revenue (ONRR) under DOI’s assistant secretary for policy, management, and budget on Oct. 1, 2010, was only the first step in separating MMS’s conflicting missions, he said. Completing the restructuring will be BOEMRE’s division into the Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), which will be directed by Tommy P. Beaudreau, a BOEMRE senior advisor, and the Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE), which BOEMRE Director Michael R. Bromwich will lead until a permanent director can be appointed, Salazar noted. Bromwich, who joined Beaudreau and Salazar at the briefing, said the 15 months since his appointment as BOEMRE director has been “packed with activity with a real-world consequence : improving offshore oil and gas safety.” He added, “This will continue. We’ve reinvigorated a focus on ethics. We’ve developed recusal mechanisms to avoid conflicts of interest with our inspectors. Most important, we’ve shown that this agency—and, starting tomorrow, pair of agencies—must have adequate resources to do the job, something that has been missing for 28 years.” Source