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Eolien offshore : naissance d’une filière tricolore

2012-01-11T00:59:00.001-08:00

Trois consortiums sont candidats à la construction de 3000 MW d’éoliennes sur les côtes françaises. Un projet qui représente la mobilisation de dizaines d’acteurs industriels, 10 milliards d’euros d’investissements d’ici 2020 et la création de 3 000 emplois.

Ce mercredi 11 janvier, au matin, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) va devoir faire un peu de place dans ses bureaux pour accueillir les dossiers des trois consortiums candidats au premier appel d’offres éolien offshore. Trois documents de 4 000 pages… "25 kg de papier pour chacun", s’amuse un proche du dossier.

Publiées en juillet 2011, les conditions de l’appel d’offres consistent, pur cette première phase, à installer 3 000 MW d’éoliennes offshore sous la forme de 500 à 600 machines. Elles seront érigées sur cinq sites le long des côtes nord-ouest françaises : au large du Tréport (Seine-Maritime), de Fécamp (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados), Saint Brieuc (Côtes d’Armor) et Saint Nazaire (Loire-Atlantique). L’investissement total s’élèvera à 10 milliards d’euros et devrait assurer la création de 3 000 emplois.

Trois consortiums ont remis une offre. Le premier regroupe GDF Suez, E.on et Vinci et utilisera des éoliennes Areva et Siemens. Le deuxième compte EDF, Dong Energy, WPD offshore et a misé sur des éoliennes 6 MW d’Alstom. Le troisième est formé par l’espagnol Iberdrola et le Franco-britanniques Eole-Res et fera appel à des éoliennes Areva.

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ABB wins cable order from Statoil for world’s largest offshore gas platform

2012-01-11T00:55:00.001-08:00

ABB, the leading power and automation technology group, has won an order worth around $25 million from Statoil to supply AC subsea power cables to the world’s largest offshore gas platform, Troll A, about 70 kilometers off the west coast of Norway. The order was booked in the fourth quarter of 2011.ABB’s scope of supply includes 69 kilometers of 3-core cable with integrated fiber optics, accessories and joints. The cables will provide a clean and energy efficient source of power for operating and safety systems on the platform. The project is scheduled for completion in 2014.

ABB is one of the world’s leading high-voltage cable manufacturers, with extensive knowledge and experience across a range of applications including offshore wind farm connections, oil and gas platform power links and subsea interconnections.

This announcement follows a $270 million order announced in October last year to supply and install compressor drive systems, HVDC converters and DC cables for the same platform. The Troll A concrete deep water structure is the tallest structure ever to be moved by mankind.

”Expanding oil and gas activities continue to provide ABB with interesting challenges and opportunities. We are delighted that Statoil has decided to partner with us once again for this cable contract,” said Peter Leupp, head of ABB’s Power Systems division. “We have significant experience with both AC and DC submarine cables for applications such as offshore wind farm connections, floating oil and gas platforms and cross border interconnectors.”

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Total renforce son exploration en Mauritanie avec la prise de deux permis

2012-01-11T00:48:00.001-08:00

Total annonce avoir signé deux permis d’exploration avec les autorités mauritaniennes, par lesquels il acquiert, en tant qu’opérateur, une participation de 90% dans les blocs suivants :

le bloc C 9 en mer très profonde
le bloc Ta 29 situé à terre dans le bassin de Taoudéni.

La compagnie nationale mauritanienne SMH détiendra les 10% restants.

Le bloc C 9, situé à environ 140 kilomètres à l’ouest des côtes mauritaniennes, s’étend sur plus de 10 000 km², par des profondeurs d’eau comprises entre 2 500 et 3 000 mètres. Le bloc Ta 29 est situé dans le désert du Sahara à 1 000 kilomètres à l’est de Nouakchott, au nord du bloc Ta 7 sur lequel Total mène déjà des activités d’exploration. Pour chacun de ces blocs, le programme d’exploration prévoit, dans une première phase, une campagne d’acquisition sismique.

A l’occasion de cette signature, Marc Blaizot, directeur Exploration de Total a déclaré : « Nous entrons dans l’offshore très profond mauritanien sur une thématique frontière à potentiel, les marges abruptes, qui a fait l’objet de très importantes découvertes ces dernières années, comme récemment en Guyane française. Cette prise de permis confirme la stratégie de Total de développer ses activités d’exploration sur des thèmes géologiques à forts enjeux, tout en s’appuyant sur l’expertise mondialement reconnue du Groupe dans l’offshore très profond. Pour l’onshore, ce nouveau bloc s’inscrit dans la prolongation du bloc Ta 7 sur lequel les derniers résultats d’exploration nous ont montré de bonnes perspectives dans cette partie du bassin de Taoudéni. »

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Le grand monopoly du gaz en vidéo

2012-01-11T00:32:00.000-08:00

Qui détient les ressources mondiales en gaz, dont nous dépendons pour notre consommation ? Et qui nous approvisionnera à l’avenir ? À l’heure du débat sur le gaz de schiste, l’équipe du film a interrogé les acteurs clés du commerce international. L’approche géostratégique d’un univers opaque de pouvoir et d’intrigues, domine par une lutte implacable pour le monopole. Car si le gaz est l’énergie fossile la plus propre, son exploitation et sa commercialisation ne sont pas des plus transparentes...

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Article orginal sur http://videos.arte.tv/fr/videos/le_grand_monopoly_du_gaz-6308306.html

PA Resources divests interest in two small Tunisian fields

2012-01-03T00:54:00.000-08:00

PA Resources has signed an agreement to divest its working interest in the Ezzaouia and El Bibane oil producing fields in Tunisia for USD 4.0 million (equivalent to approximately SEK 27.5 million).

The oil and gas group PA Resources has agreed to divest its 13.6% working interest in the Ezzaouia Field and 23.9% working interest in the El Bibane Field, both located in Tunisia, for USD 4.0 million (prior to closing adjustments). The assets are acquired by Candax Energy Inc., whose subsidiary is a partner as well operator in both fields. The transaction has an effective date of 1st January 2012 and is subject to partner and government approval.

The two fields contributed approximately 100 barrels of oil per day of working interest production net to PA Resources in the end of 2011. PA Resources share of the Proven and probable reserves (2P) at the fields represented approximately 0.5 million barrels of oil equivalents as at 31 December 2010.

The divestment of PA Resources’ interest in these two small and non-operated fields is part of the ongoing effort to focus on our core fields and licenses, says Bo Askvik, President and CEO at PA Resources.

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Etats-Unis : vers une renaissance du nucléaire ?

2012-01-03T00:52:00.001-08:00

La compagnie américaine Westinghouse Electric - filiale de Toshiba - a annoncé le 22 décembre 2011 avoir reçu la certification pour développer son nouveau réacteur nucléaire AP1000, une autorisation octroyée par l’Agence américaine de régulation du nucléaire (NRC).

Pour le géant du nucléaire américain, pas de doute possible, "l’octroi de cette certification est la fondation sur laquelle il sera possible de construire des unités AP1000 aux États-Unis."

"Le chemin pour recevoir cette certification a été long et parfois ardu", a déclaré Aris Candris, PDG de Westinghouse Electric Company. "Mais nous avons atteint notre destination finale. Maintenant, nos clients américains s’approchent un peu plus vers la construction des réacteurs AP1000 afin d’offrir aux générations futures une électricité sûre, propre et fiable."

Des producteurs d’électricité basés en Géorgie et en Caroline du Sud (Southern Company et SCE&G - groupe Scana) sont actuellement en attente de l’octroi de certification de l’AP1000. Ainsi, il apparaît qu’une fois la licence de construction et d’opération accordée, environ 3.000 emplois seraient créés pour chaque chantier. Westinghouse estime à une retombée d’environ 35.000 emplois pour la construction de 2 réacteurs AP1000 aux États-Unis. Ainsi, 20 états devraient être impactés directement ou indirectement par ces 2 seuls chantiers.

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Bosch lance en France la production de modules photovoltaïques

2012-01-03T00:51:00.000-08:00

Pour l’usine Bosch de Vénissieux (Rhône), l’année 2012 est placée sous le signe de la reconversion. Fin 2010, la direction du site prenait la décision d’abandonner une partie de la production de pompes à injection diesel, et de se tourner vers la production de modules photovoltaïques à destination de la France, du Benelux et du bassin méditerranéen.

Un an et un investissement de 25 à 30 millions d’euros plus tard, une première ligne est, aujourd’hui, prête à produire quotidiennement un millier de panneaux solaires, de 2 mètres de haut et d’une capacité de 150 mégawatts. Les cellules photovoltaïques sont elles fabriquées à partir de silicium, dans une autre usine Bosch du centre de l’Allemagne.

Plus de 70 personnes du site français sont allées se former outre-Rhin au réglage des machines à souder et des laminoirs. Au total, quelque 250 salariés se consacreront à cette « nouvelle » activité. Pour autant, Bosch Diesel Systems n’abandonne pas complètement son activité d’équipementier automobile et une centaine de salariés continue de produire des éléments de pompes à injection diesel. Cette activité pourrait toutefois s’arrêter fin 2011.

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ATEX SYSTEM Exhibitor to GLOBAL LNG FORUM at MARSEILLE FRANCE 8-10th February 2012

2011-12-23T05:31:00.000-08:00

GLOBAL LNG FORUM ATEX SYSTEM Exhibitor

Following last year’s success with The Global LNG Forum 2011, as well as with our multi-year successes with conferences and trainings in Oil and Gas Industry like : Pipeline Integrity Management ; Microbial Corrosion ; Pipeline Maintenance and Reliability, Offshore Installation Maintenance ; Effective Plant Shutdowns & Turnarounds ; HSE Excellence ; European Gas Forum ; Gas Storage and Infrastructure ; Unconventional Oil and Gas Resources and many more ; Fleming Europe invites gas professionals from around the world for the 2nd annual of The Global LNG Forum 2012, officially endorsed by Elengy (GDF SUEZ Group).

With the cooperation of Elengy this event will invites industry peers for some lively discussions about the latest issues and developments, but it will offer our attendees the opportunity to visit Fos Cavaou LNG Terminal – operated by Elengy, a major gas entry point into the French and European market.

Join us from the 8th – 10th February 2012 to be able to experience ‘the’ LNG conference of year 2012.

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Total : 3 nouveaux permis d’exploration en offshore profond

2011-12-21T00:55:00.000-08:00

A la suite d’un appel d’offres international, Total annonce avoir signé à Luanda (Angola), le 20 décembre 2011, 3 contrats de partage de production avec la compagnie nationale Sonangol, concessionnaire des trois blocs concernés.

Total acquiert ainsi, en tant qu’opérateur, une participation de 50% dans le bloc 40 et de 35% dans le bloc 25 et, en tant que partenaire, une participation de 15% dans le bloc 39.

Sur le bloc 40, qui se situe par des profondeurs d’eau de 1 500 à 3 400 mètres et s’étend sur 7 604 kilomètres carrés, Total (opérateur) aura pour partenaires Sonangol P&P (30%) et Statoil (20%).

Au sein du bloc 25, Total (opérateur) aura pour partenaires Sonangol P&P (30%), Statoil (20%) et BP (15%). Ce bloc se situe par des profondeurs d’eau de 700 à 2 200 mètres et s’étend sur 4 842 kilomètres carrés.

Enfin, sur le bloc 39, Total aura pour partenaires Statoil (55%, opérateur) et Sonangol P&P (30%). Ce dernier bloc se situe par des profondeurs d’eau de 1 330 à 3 400 mètres et s’étend sur 7 831 kilomètres carrés.

Ces trois blocs se situent dans l’offshore profond du bassin de la Kwanza, une zone du domaine minier angolais encore largement inexplorée. Le principal objectif est l’exploration de prospects situés sous la couche de sel (ante-salifère) dans ces blocs qui présentent des analogies géologiques prometteuses avec les bassins prolifiques du Santos et du Campos au Brésil, où des découvertes majeures ont eu lieu ces dernières années sur cette même thématique.

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Démanteler Fukushima prendra 40 ans

2011-12-21T00:52:00.001-08:00

Le gouvernement japonais présente mercredi le planning des travaux à réaliser sur la centrale de Fukushima.

Le démantellement de la centrale accidenté sera étalé sur une durée de 40 ans. "Le travail se fera en plusieurs étapes", explique Goshi Hosono, ministre japonais de l’Environnement chargé de l’accident.

Le retrait du combustible usé des piscines de désactivation devrait débuter dans environ deux ans et durer plusieurs années. Durant cette période seront également renforcés les systèmes de refroidissement pour les réacteurs et piscines ainsi que les diverses installations.

L’extraction du combustible fondu dans les réacteurs 1 à 3 débutera dans dix ans, et durera plus de deux décennies. Des techniques nouvelles seront nécessaires pour réaliser ses travaux, l’état désastreux du site étant totalement inédit.

"Nous devons effectuer ces travaux en évitant de générer de nouveaux risques", insiste le ministre japonais de l’Industrie, Yukio Edano. L’état d’arrêt à froid des réacteurs accidentés a été annoncé vendredi 16 décembre.

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Petroplus Petit-Couronne au régime sec

2011-12-21T00:49:00.001-08:00

Social. « La direction nous avait réunis le 15 décembre en comité d’entreprise extraordinaire pour nous présenter officiellement l’arrêt des unités d’huiles et ses projets alternatifs de restructuration, raconte un membre du CE, mais elle a repoussé cette présentation à la fin du mois de janvier prochain. » Pour les salariés de Petroplus, ceci est de mauvais augure. Selon la même source, « la direction a en effet indiqué que sa copie serait revue à la baisse. Elle a pris cette décision au vu de la détérioration de la situation financière du groupe et doit faire des économies à tous les niveaux, dont celui de l’enveloppe financière prévue pour la raffinerie ». Comme sur l’ensemble de ses sites, le groupe ne réalisera que les investissements obligatoires.

A Petit-Couronne, le « manque de cash ou de rendement financier » se fait sentir. « Toutes les études faites sur les différents fonctionnements des unités d’huiles ou de modification de matériel pour le traitement des carburants ne sont pas retenues soit par manque de cash ou de rendement financier. Quant à notre fabrication de bitumes, elle se limitera qu’aux bitumes de qualités et à fort volume. Ce qui représentera une diminution de production. Nous craignons que la direction n’en reste pas au seul arrêt des unités d’huiles et à la suppression de 120 postes prévus sur les 550 postes de la raffinerie », rapporte le CE.

De son côté, la direction n’a pas souhaité faire de commentaire, arguant ne pouvoir s’exprimer avant d’avoir présenté le projet aux salariés. Elle a uniquement confirmé que la dégradation de la marge de raffinage à 0,8%, l’obligeait à réviser ses projets.

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DIETSWELL signe avec LUKOIL Mid-East Ltd à Dubai d’un accord-cadre de trois ans pour des services d’audit technique

2011-12-21T00:44:00.001-08:00

DIETSWELL annonce la signature avec LUKOIL Mid-East Ltd d’un contrat pour l’inspection de dix (10) appareils de forage à terre (drilling rigs) et de cinq (5) appareils d’intervention sur puits (workover rigs), soit au total 15 appareils.

Ce contrat-cadre de trois ans, d’une valeur estimée de 1,1 million de dollars US, renforce la présence de la société dans la région du Moyen-Orient en général, et en Iraq en particulier. Les premières inspections qui seront réalisées par Factorig, la division audit et inspection de Dietswell devraient commencer en janvier 2012.

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Technip remporte un contrat à prix forfaitaire pour le développement du champ Lucius dans le golfe du Mexique

2011-12-21T00:42:00.000-08:00

Technip a remporté un contrat à prix forfaitaire auprès d’Anadarko Petroleum Corporation. Ce contrat porte sur l’ingénierie, la construction et le transport de la coque d’une plate-forme de production de type Truss Spar de 23 000 tonnes, pour le projet Lucius(1) situé dans le golfe du Mexique (États-Unis), à 2 165 mètres de profondeur, et dont l’exploitation devrait démarrer en 2014. Lucius sera la septième Spar livrée par Technip à Anadarko(2).

La plate-forme flottante Lucius aura une capacité de production de 80 000 barils de pétrole et de 13 millions de m3 de gaz naturel par jour.

Le centre opérationnel de Technip à Houston (Texas), managera l’ensemble du projet. La conception détaillée de la coque et sa fabrication seront effectuées sur le chantier naval du Groupe à Pori (Finlande).

Cette Spar, la quinzième réalisée par Technip (sur dix-huit dans le monde), démontre à la fois le leadership du Groupe dans ce type d’unités flottantes et sa capacité à fournir des solutions pour les développements en eaux très profondes. Elle confirme également l’expertise et la capacité du chantier de Pori à livrer des plates-formes performantes.

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TUROGE 2011

2011-12-21T00:40:00.001-08:00

The 11th edition of the Turkish International Oil & Gas Conference and Showcase (TUROGE) will take place on 21 - 22 March 2012 at the Sheraton Hotel & Convention Center in Ankara, Turkey.

The event brings together leaders from the local and global public and private sectors, international Ambassadors to Turkey and senior level managers from major oil and gas companies.

The conference is an ideal platform to learn about both geo-political and technical insights into the local energy industry, while listening to presentations from representatives from the Turkish government. The showcase is also an ideal platform that unites regional suppliers with global operators.

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Eni signs the Production Sharing Contract for the exploration of Block 35 in deepwater offshore Angola

2011-12-21T00:36:00.001-08:00

Eni and Sonangol E.P. signed today in Luanda a Production Sharing Contract (PSC) for the exploration of Block 35, which is situated in deepwater offshore Angola, 150km off the coast of the capital Luanda. The Block covers approximately 4,900 square km of potential mining acreage in the deep water of the northern Kwanza Basin, one of the most attractive areas for pre-salt exploration in West Africa.

The contract encompasses the drilling of two wells at pre-salt play and the acquisition of a 3D seismic survey of 2500 square km. These commitment activities will take place during the first exploration period, which will last 5 years. Eni is the operator of the project with a 30% interest and the other partners in the Joint Venture are Sonangol P.P. (45%) and Repsol Exploracion SA (25%).

Eni’s operatorship of the project allows it to leverage its deepwater experience, gained through its participation in Blocks 15 and 14, where it holds a 20% interest, and through its operatorship of Block 15/06 (with a 35% interest), where the company successfully completed the first exploration campaign with the sanctioning of two development projects.

This PSC strengthens Eni’s presence in Angola and reinforces its commitment to deepwater developments. The technological complexity of these frontier projects requires specific skills and expertise which are key factors in the company’s success.

Eni has been present in Angola since 1980. Its current equity production is approximately 130,000 barrels of oil equivalent per day. This operation positions Angola as one of the core countries in Eni’s organic production growth strategy.

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Alliance Oil and Repsol reach an agreement to form and govern Russian exploration and production joint venture

2011-12-21T00:35:00.000-08:00

Repsol Chairman Antonio Brufau and Alliance Group Chairman Musa Bazhaev have today signed an agreement in Moscow to form a joint venture that serves as a growth platform for both companies in the Russian Federation, the world’s largest oil and gas producer.

This agreement seeks to combine Alliance’s knowledge and access to exploration and production business opportunities in Russia with Repsol’s know-how and technological and financing capabilities to create a long-term exploration and production partnership in Russia.

The joint venture is envisioned to have a total asset base of approximately $840 million following asset and cash contributions by the shareholders. Alliance and Repsol will hold a 51% and a 49% stake respectively in the joint venture.

Under this collaboration, Alliance will transfer its upstream subsidiaries Saneco and Tatnefteodatcha, which comprise exploration and production licenses at 14 fields with proven and probable oil reserves of 171.5 million barrels as of 31st December 2010 and current production of around 20,500 barrels of oil per day. Alliance’s asset contribution is valued at $570 million. Repsol will carry out a capital increase in the joint venture and also pay cash to Alliance to obtain a 49% participation.

In addition to the exploitation of the assets contributed by Alliance, the agreement envisages the pursuance of growth opportunities through the joint acquisition of oil and gas assets in Russia. The joint venture will have preferential rights regarding new upstream business opportunities identified by either Alliance or Repsol in Russia. The formation of the joint venture is pending regulatory approval. Alliance has been advised by Bank of America Merrill Lynch and Baker & McKenzie and Repsol by Barclays Capital and DLA Piper.

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Fairmount Sherpa delivers rig Noble Paul Romano in Egypt

2011-12-21T00:33:00.000-08:00

Fairmount Marine’s powerful tug Fairmount Sherpa has safely towed the semi-submersible drilling rig Noble Paul Romano from the Gulf of Mexico to Egypt. The tow was over a distance of close to 8,000 miles.

When contracted by Noble Drilling the Fairmount Sherpa just has completed the installation of FPSO Skarv, offshore Norway.

Fairmount Sherpa was mobilized first to Rotterdam for supplies and bunkers before it sailed to Jamaica for a rendez-vous with Noble Paul Romano, which was all ready under tow by tug Svitzer Rotterdam. Offshore Jamaica Fairmount Sherpa hooked up the tow and the convoy set sail for San Juan, Puerto Rico, for bunkers.

After the successful crossing of the North Atlantic the convoy safely arrived at Las Palmas, Canary Islands, for a next bunker stop. Here Fairmount Sherpa assisted in cargo and personnel transfer for the Noble Paul Romano as well.

En route Egypt the convoy made a stop in Malta for a cargo and personnel run for the Noble Paul Ramona before it sailed towards the mooring position in the North Hap’y oilfield in the Greater Nile basin offshore Egypt, in the eastern part of the Mediterranean sea. The satisfied client Noble Drilling hired Fairmount Sherpa for additional cargo runs in the North Hap’y field.

Fairmount Marine is a marine contractor for ocean towage and heavy lift transportation, headquartered in Rotterdam, the Netherlands. Fairmount’s fleet of tugs consists of five modern super tugs of 205 tons bollard pull each, especially designed for long distance towing. Fairmount Marine is part of Louis Dreyfus Armateurs Group.

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Canada lays down filing rules for offshore Arctic drilling

2011-12-21T00:29:00.000-08:00

Canada’s National Energy Board, in an effort to allay public concerns in the wake of the Gulf of Mexico disaster, released filing requirements for future applications to drill in the Canadian Arctic Offshore.

“Filing requirements set out the technical information we will need to see in future applications for offshore drilling in the Canadian Arctic,” said NEB Chair and Chief Executive Officer Gaetan Caron.

“These new requirements provide clarity to future applicants and to those who will provide input into the board’s decision to approve or deny an application for a well in the Arctic,” Caron said.

There is currently no offshore drilling in Canada’s Arctic and no applications for drilling before the board. But companies now licensed to explore in the Beaufort Sea would still need to respond to the newly released filing requirements in their applications.

Publication of the filing requirements follows several months of extensive consultation carried out across the northern areas of the country during the NEB’s so-called Arctic Review.

“During the Arctic Review, many northern residents stated that if drilling is to be authorized in the unique Arctic environment, it must be done right,” NEB said in issuing its report.

The report’s key findings include :

• The root cause of most offshore accidents is the lack of a broadly shared safety culture. In other words, people don’t do what they are supposed to do.

• The NEB has the necessary tools to protect the safety of workers, the public and the unique Arctic environment.

• Northern residents want their voices to be heard in future decisions about offshore drilling, and they want to be involved in preparing for future drilling projects, in particular in training for emergencies.

• The NEB has reaffirmed its Same Season Relief Well Policy. Any company wishing to depart from it in a future application for a well would have to demonstrate how they would meet or exceed the intended outcome of the policy, which is to kill an out-of-control well in the same season in order to minimize harmful impacts on the environment.

• During the Arctic Review, industry representatives acknowledged Northern residents’ concerns and committed to engaging communities in more meaningful ways, as early as possible in their planning processes.

• Industry representatives also spoke of developing and offering appropriate training opportunities to northerners to help prepare them for employment and business opportunities.

Trevor Taylor, policy director with Oceans North Canada, an arm of the US-based Pew Environment Group, felt the NEB review was "a positive first step" but he hopes for more clarity on specific issues.

Taylor said it appears that the NEB will consider the specifics of each energy company’s safety plan on a case-by-case basis rather than by setting detailed requirements.

"Our major concern and disappointment with the report is that some of the clarity on Arctic filing requirements, on emergency response…is still lacking," he said.

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Le convoi de déchets nucléaires arrivé à son terminus

2011-11-28T02:23:00.001-08:00

Après plusieurs jours de mobilisation des groupements anti-nucléaires sur le trajet, le dernier convoi de déchets nucléaires allemands en provenance de France a atteint dans la nuit de dimanche à lundi son terminus ferroviaire à Dannenberg. Arrivés à 4h04 dans la gare de déchargement, les11 conteneurs transportant des déchets nucléaires allemands retraités en France vont être chargés sur des camions en direction de l’ancienne mine de sel de Gorleben. Ce site est reconverti temporairement en lieu de stockage pour les résidus hautement radioactifs.

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Technip remporte un contrat de service Offshore en mer du Nord norvégienne

2011-11-28T02:22:00.001-08:00

Technip a remporté un contrat de service d’ingénierie auprès de Samsung Heavy Industries Co Ltd pour le développement du champ de gaz et de condensat Valemon opéré par Statoil. Ce champ est situé en mer du Nord norvégienne, à environ 160 kilomètres à l’ouest de Bergen.

Le contrat comprend la conception détaillée, l’ingénierie de la fourniture des équipements et l’ingénierie de support dans la phase de construction de l’installation de surface de la plate-forme fixe Valemon.

Le centre opérationnel de Technip à Kuala Lumpur (Malaisie) réalisera le contrat, qui devrait être achevé au deuxième semestre 2012.

Le champ Valemon est l’un des plus importants projets de développement de Statoil sur le plateau continental norvégien, et contient des réserves récupérables équivalentes à environ 206 millions de barils de pétrole.

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Un système ingénieux canadien de chauffage distingué

2011-11-28T02:21:00.001-08:00

Le quartier de la communauté solaire canadienne - Drake Landing (CSDL) a remporté l’édition 2011 de l’Energy Globe World Award par la mise en oeuvre d’un système ingénieux grâce auquel la chaleur du soleil est stockée sous la surface de la Terre.

La CSDL a réussi à combiner la technologie canadienne en matière d’efficacité énergétique à une source énergétique renouvelable et illimitée, le soleil.

Ce genre de communauté est sans précédent dans le monde. Elle constitue la plus grande subdivision de Maisons R-2000 au Canada, chacune d’entre elles présentant une efficacité énergétique de 30% supérieure à une habitation courante ;

Ensuite, elle répond à 90% des besoins en chauffage de chaque maison grâce à l’énergie solaire, ce qui diminue la dépendance envers les combustibles fossiles ;

Enfin, elle permet de réduire chaque année de 5 tonnes les émissions de gaz à effet de serre de chaque maison.

Ce projet représenté par Doug Mc Clenahan comprend 52 foyers de la ville d’Okotoks, dans l’Alberta, qui profitent ainsi d’un système permettant à la chaleur estivale d’être stockée sous la surface de la Terre. Pour se faire, le réseau héliothermique comprend 800 panneaux solaires plats à vitrage simple (inclinaison 45° - Sud) placés en 4 rangées sur les garages détachés qui se trouvent derrière les maisons.

Un liquide antigel - un mélange d’eau et de glycol non toxique - est pompée à travers des capteurs solaires et chauffée par le soleil. Les 800 collecteurs sont reliés entre eux via un réseau de canalisations souterraines qui transportent le liquide chauffée jusqu’à la centrale d’énergie de la communauté. Les capteurs solaires produisent 1,5 mégawatt de puissance thermique au cours d’une journée courante d’été.

La centrale d’énergie de la CSDL constitue le cœur même du réseau d’énergie de quartier. Située dans un coin du parc de la communauté, elle abrite les deux réservoirs thermiques à court terme de 120 m3, la chaudière de secours au gaz naturel, ainsi que la plus grande partie de l’équipement mécanique, comme les pompes, les échangeurs de chaleur et les dispositifs de commande.

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Open Range Energy Corp. Reports Strong Production Growth From Repeated Horizontal Drilling Success

2011-11-10T01:06:00.000-08:00

Open Range Energy Corp. (TSX:ONR) ("Open Range" or the "Company") is pleased to release third-quarter 2011 financial and operating highlights and an update on exploration and production operations at the Company’s core Ansell/Sundance Deep Basin property.

Following the recent tie-in of multiple new horizontal Wilrich wells, current net production is over 5,000 boe per day, operations with two drilling rigs are ongoing and Open Range is on-track to exit 2011 at its guidance of 6,200 boe per day.

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Falkland well proves oil and gas extension

2011-11-10T01:05:00.000-08:00

SALISBURY, UK – Rockhopper Exploration has found oil and gas while drilling the Casper prospect in the North Falkland basin.

The semisub Ocean Guardian drilled well 14/10-9 5.9 km (3.6 mi) southwest of the Sea Lion 14/10-2 discovery well toward the southern edge of license PL032. It was designed to penetrate multiple targets in Casper, the Sea Lion Main Complex, and the Kermit structure.

The well was successful in both Casper and Sea Lion, proving a good-quality reservoir package and oil column. In Kermit, the well encountered good-quality sands with oil shows.

Casper was penetrated in an updip position west of the structural low, around 4.8 km (2.9 mi) west of the 14/10-8 well. Reservoir quality was good with porosity of up to 27% and permeability of up to 232 md.

Wireline logging and formation testing suggest 8.4 m (27.5 ft) of net gas pay above 9.6 m (31.5 ft) of net oil pay. Rockhopper says the presence of a gas cap would likely enhance oil productivity from Casper, and development of Sea Lion could include this location for a potential gas disposal well.

At the Sea Lion Main Complex (SLMC), the well penetrated both the SL10 and SL20 lobes, with reservoir porosity of up to 27% and permeability of up to 1285 md.

Net oil pay was 22 m (72 ft) in the SL10 and 14 m (46 ft) in the SL20. Also evident was a free water level with a 10-m (33-ft) transition zone above at 2,501 m (8,205 ft) at the base of the SLMC.

As for Kermit, reservoir sands were water wet with shows.

Rockhopper next plans to side track the well in order to core both the Casper and Sea Lion formations. After completion of this work, the well will be plugged and abandoned.

In the same region, Rockhopper has received regulatory approvals to assume operatorship from Desire Petroleum of license PL004b. After the current well is completed, a well will be drilled here 6.3 km (3.9 mi) southwest of the 14/10-9 well, targeting the most southerly extent of the SLMC and also the Beverley prospect.

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Commercial gas deliveries through Nord Stream started

2011-11-10T01:04:00.000-08:00

Celebrations were held at a gas metering station near the town of Greifswald (Germany). The celebrations were dedicated to the commissioning of the first string of the Nord Stream gas pipeline.

Taking part in the celebrations were Dmitry Medvedev, Russian President, Angela Merkel, German Chancellor, Francois Fillon, French Prime Minister, Mark Rutte, Dutch Prime Minister, Erwin Sellering, Minister President of Mecklenburg-Western Pomerania, Guenther Oettinger, EU Commissioner for Energy, Alexey Miller, Chairman of the Management Committee, Gazprom, Kurt Bock, Chairman of the Board of Executive Directors, BASF SE, Johannes Teyssen, Chairman of the Board of Management and CEO, E.ON AG, Klaus Schaefer, Chairman of the Board of Management, E.ON Ruhrgas AG, Gerard Mestrallet, Chairman of the Board and CEO, GDF SUEZ, Paul van Gelder, Chairman of the Executive Board and CEO, Gasunie, Gerhard Schroeder, Chairman of the Shareholders’ Committee, Nord Stream AG, Matthias Warnig, Managing Director, Nord Stream AG.

“Together with our partners we have successfully made a unique Nord Stream pipeline, which has no analogs in the world. For the first time the Russian and European gas transmission systems are connected directly. Russia, Germany, France and the Netherlands today started commercial deliveries of Russian natural gas through Nord Stream and together guarantee long-term energy security of Europe. Today we start not just the first thread of one of gas pipelines – we open a new export gas-transport corridor,” said Alexey Miller.

“Nord Stream connects the major Russian reserves in Siberia directly with the internal European market and gives Europe’s households and industry secure access to important energy resources in the global race for raw materials. For this reason, BASF has been committed to Nord Stream from the early stages as one of the first partners of Gazprom and is also heavily involved in the two connecting pipelines OPAL and NEL. Both these pipelines are central elements of the Nord Stream project and connect the Baltic Sea pipeline with the European natural gas network. Overall, the realization of the project strengthens the energy partnership between Russia and Europe and contributes to a long-term, secure supply of energy,” said Kurt Bock

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Saft équipera en batteries les 81 satellites du projet Iridium

2011-11-10T01:03:00.000-08:00

Saft vient de remporter un contrat de plusieurs millions d’euros avec Thales Alenia Space, maître d’œuvre du programme, pour la fourniture de toutes les batteries Li-ion embarquées d’Iridium NEXT, la constellation de satellites en orbite terrestre basse, dits satellites LEO (low-Earth orbit), dont les premiers lancements sont prévus pour 2015.

Ce contrat portant sur un total de 81 systèmes de batterie conforte Saft dans sa position de premier fournisseur mondial de batteries de technologie de pointe pour les applications spatiales.

« Ce contrat majeur pour le projet Iridium NEXT est une importante avancée dans la stratégie de Saft, qui entend s’affirmer comme le leader du très important marché des satellites LEO en s’appuyant sur sa solide réputation de fournisseur de batteries de pointe, fiables et de haute performance pour satellites GEO et véhicules spatiaux. Il conforte également les excellentes relations nouées avec Thales Alenia Space dans le cadre des plateformes telles que les satellites GEO Spacebus et LEO Proteus », a déclaré Philippe Jehanno, Directeur général de la division Espace & Défense de Saft. « Nous avons déjà de considérables succès à notre actif sur le marché des constellations LEO, mais nous franchissons véritablement une nouvelle étape avec le contrat Iridium NEXT, car son volume demande la mise en place d’un processus de fabrication adapté à une démarche de production en série ».

Iridium NEXT conservera l’architecture de la constellation Iridium actuelle, la plus grande constellation du monde, constituée de 66 satellites LEO à liaisons croisées couvrant l’intégralité de la planète. Cependant, Iridium NEXT améliorera et développera sensiblement les services de communication mobile d’Iridium grâce à une plus grande vitesse de transmission des données, à de nouveaux services et dispositifs puissants, aux avantages de la technologie IP et à la rétrocompatibilité avec les combinés, dispositifs et applications actuels. Outre les 72 satellites opérationnels – dont 6 satellites de rechange en orbite – le projet Iridium NEXT comprend 9 satellites de rechange au sol, soit un total de 81.

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Menace sur un million d’emplois en cas de sortie du nucléaire, selon Henri Proglio

2011-11-10T01:02:00.001-08:00

[ACTUALISE] - Après avoir annoncé le 8 novembre que l’abandon de l’atome en France pourrait coûter cher, le patron d’EDF revient à la charge dans une interview au Parisien le 9 novembre.

Selon Henri Proglio, le nombre d’emplois supprimés en cas de sortie du nucléaire en France est estimé à environ un million.

Dans le détail, il estime que 400 000 emplois seraient alors directement ou indirectement menacés. A ce chiffre s’ajouteraient encore 500 000 autres postes dans les entreprises actuellement localisées en France et qui utilisent beaucoup l’énergie, comme l’aluminium. Ces sociétés pourraient en effet partir à l’étranger, selon Henri Proglio.

Enfin, le patron juge que 100 000 emplois futurs dans le cadre du développement du nucléaire mondial ne seraient pas créés.Le patron d’EDF chiffre à environ 0,5 à 1 point l’impact d’une sortie du nucléaire sur le PIB. Le groupe compte actuellement un parc de 60 centrales nucléaires.

Les propos de son patron interviennent au moment où le débat sur la sortie du nucléaire se fait de plus en plus vif en France. Notamment, les négociations entreprises entre le parti socialiste et le parti écologiste EEVL en vue de la présidentielle de 2012 ont été rompues le 8 novembre. Et ce, après que François Hollande annonce qu’il entend poursuivre la construction de l’EPR de Flamanville.

Eva Joly, candidate à la présidentielle sous l’étiquette EEVL, dénonce la mauvaise foi et les manipulations du patron d’EDF. Dans une lettre ouverte aux syndicats de l’énergie, elle affirme que "loin de ces caricatures, de ces manipulations, il faut rétablir des faits et engager l’avenir énergétique de notre pays". Elle explique que les salariés du nucléaire peuvent être les premiers à bénéficier de la transition énergétique et des emplois qui doivent en découler.

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L’inauguration du gazoduc Nord Stream renforce la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel de l’Europe et de la France

2011-11-10T01:01:00.002-08:00

Le 8 novembre, la Chancelière fédérale allemande Angela Merkel ainsi que le Président russe Dmitry Medvedev, les premiers ministres français François Fillon et hollandais Mark Rutte et le Commissaire européen à l’énergie Günther Oettinger ont inauguré officiellement la première ligne du gazoduc Nord Stream entre la Russie et l’Europe.

Nord Stream est une réalisation majeure pour la Russie, l’Europe et GDF SUEZ. Il constitue en effet une nouvelle route d’acheminement du gaz naturel, plus directe, entre l’un des tout premiers pays producteurs et l’Europe de l’ouest. La diversification des sources ainsi que des routes d’acheminement du gaz naturel garantit la sécurité d’approvisionnement des clients du Groupe, tant en France qu’en Europe.

Lors de l’inauguration de Nord Stream, Gérard Mestrallet, Président Directeur général de GDF SUEZ, Groupe coactionnaire du projet à hauteur de 9%, a déclaré : « Nord Stream est un gazoduc d’une importance stratégique pour l’Europe. GDF SUEZ est fier de participer à ce projet d’envergure. Véritable défi technique et industriel, il contribue de manière significative à la sécurité d’approvisionnement du Nord-Ouest de l’Europe où le Groupe est l’un des plus importants énergéticiens et fournit des millions de clients tant en gaz naturel qu’en électricité ».

Le portefeuille d’approvisionnement en gaz naturel de GDF SUEZ est l’un des plus diversifié d’Europe. Il représente un volume annuel de 110 milliards de m3. Avec la mise en place de Nord Stream, le Groupe bénéficiera de volumes additionnels en gaz naturel provenant de Russie à hauteur de 2,5 milliards de m3 par an.

A propos de Nord StreamNord Stream trace une nouvelle route d’acheminement du gaz russe vers l’Europe. D’une longueur de 1 224 km, ce gazoduc sous-marin, composé de deux lignes parallèles, relie Portovaya Bay (près de Vyborg) à la côte allemande (près de Greifswald) à travers la mer baltique. La première ligne de Nord Stream, achevée et en service, a une capacité de 27,5 milliards de m3 par an. La construction de la seconde tranche du gazoduc d’ici fin 2012 permettra d’augmenter sa capacité à 55 milliards de m3.

Le projet Nord Stream est conduit par Nord Stream AG chargé de l’étude, la construction et l’exploitation future du gazoduc sous-marin. Les actionnaires de Nord Stream AG sont : Gazprom (51%), Wintershall Holding et E.ON Ruhrgas (15,5 % chacun), Gasunie et GDF SUEZ (9% chacun).

La coopération entre Gazprom et GDF SUEZ dans l’approvisionnement en gaz naturel a débuté en 1975. Au total, plus de 310 milliards de m3 de gaz naturel ont été livrés à GDF SUEZ. En décembre 2006, Gazprom et GDF SUEZ ont signé un accord sur le renouvellement des contrats de fourniture jusqu’en 2030.

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Vic-en-Bigorre. Feu à l’usine agroalimentaire Actalim

2011-11-10T01:01:00.000-08:00

Hier matin, vers 8 heures, un feu s’est déclaré dans l’usine Actalim à Vic-en-Bigorre. L’usine fabrique des aliments pour la filière volailles (canards et porcs) du groupe Euralis. Un court-circuit s’est produit dans un boîtier électrique qui sert à faire fonctionner l’extraction des tourteaux de colza dans un tunnel juste en dessous des silos. Classée Atex (Atmosphères explosives), l’usine a déclenché immédiatement la procédure de sécurité en vigueur.

« Au départ, on craignait que le feu bloque l’usine mais finalement, il n’a interrompu qu’une partie minime de la production durant quelques heures », explique son responsable Didier Camguilhem.

Le site emploie 26 salariés et produit 185.000 t d’aliments par an pour les produits sous signe de qualité des filières du groupe Euralis.

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Un gisement gazier "géant" découvert au large du Mozambique

2011-10-24T00:17:00.000-07:00

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

2011-10-24T00:16:00.001-07:00

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.

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

2011-10-24T00:15:00.001-07:00

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.

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La Socatri reconnue coupable de "déversement de substance toxique"

2011-10-03T01:37:00.001-07:00

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.

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

2011-10-03T01:36:00.001-07:00

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

2011-10-03T01:35:00.000-07:00

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

2011-10-03T01:34:00.000-07:00

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.

HildHild 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%).

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BOEMRE division completes DOI offshore resources restructuring

2011-10-03T01:33:00.000-07:00

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.”

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STX Finland signs contract for two well intervention vessels for Eide Marine Services

2011-09-13T02:24:00.000-07:00

STX Finland Oy and Eide Marine Semi AS, a subsidiary of Eide Marine Services A/S, have signed a contract for the outfitting, completion and delivery of two highly sophisticated well intervention vessels with an aggregate contract value exceeding EUR 300 million.

The technically advanced well intervention vessels with deadweight of 31,000 tons will have a length of 122 meters and a width of 45 meters. The vessels are designed to operate in rough open sea conditions on Brazilian continental shelf. Vessels have innovative hullforms securing high seakeeping characteristics together with DP3 dynamic positioning system and truster arrangement. Large deck area provides opportunity to arrange all well serving equipment in most efficient way.

The project will create a high outfitting work load for STX Finland and its network. The work on the first hull will begin at STX Rauma shipyard in April 2012 and on the second hull in June 2012. The intervention vessels will be delivered from Rauma shipyard in March 2013 and June 2013. The contract is subject to certain financing conditions.

The contract shows STX Finland’s ability to provide competitive services and win significant contracts in this highly sophisticated and demanding offshore business segment. The contract is also an important part of STX Finland’s diversification strategy, in which the company is continuing to expand its operations into new business areas such as offshore business segment.

"The outfitting contract for Eide Marine Services is a very important project for STX Finland. It shows that our strategic plan to expand our product and services portfolio,and to improve our global competitiveness and presence, has been successful",says Timo Suistio, COO of STX Finland. "The project is very challenging both in terms of amount of outfitting work and the management of several global networking entities." continues Suistio.

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Explosion sur un site nucléaire de Marcoule : 1 mort

2011-09-13T02:20:00.001-07:00

Le gouvernement a confirmé par le canal du ministère de l’Écologie, du Développement Durable, des Transports et du Logement, l’explosion d’un four sur le site nucléaire de Marcoule, dans le Gard, entraînant "la mort d’une personne et en blessant 4 autres dont une gravement."

Nathalie Kosciusko-morizet sera sur place vers 17h15 afin de faire le point sur la situation avec la cellule de crise mise en place localement.

L’accident est survenu à Marcoule (84) sur le site de Centraco (filiale d’EDF), un centre nucléaire de traitement et de conditionnement. Ce site comporte de très nombreuses installations nucléaires, stocke de grandes quantités de déchets radioactifs et manipule du MOX, donc du plutonium.

"A 12h37, une explosion est survenue dans un four de fusion de métaux entrainant Centraco étant spécialisé dans le traitement des déchets très faiblement radioactifs, la ministre a tenu à venir personnellement pour avoir une évaluation précise des éventuels impacts radiologiques de cet accident" a indiqué le cabinet ministériel. Et d’ajouter : "A ce stade, aucun impact à l’extérieur n’a été détecté, mais des inspections et des mesures sont en cours de réalisation à l’intérieur du bâtiment."

Les réactions se font de plus en plus entendre dont celles de France Nature Environnement (FNE) qui estime que "ce nouvel accident souligne les problèmes de maîtrise du risque nucléaire et technologique en France", et cela "à quelques mois de la catastrophe de Fukushima, et à quelques jours de la commémoration des 10 ans d’AZF."

De son côté, la secrétaire nationale d’Europe Ecologie-Les Verts, Cécile Duflot, a publié sur son compte Twitter vouloir "la plus grande transparence" et "en temps réel."

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Le Japon va revoir sa stratégie énergétique

2011-09-13T02:19:00.001-07:00

D’ici à l’été 2012, le Japon devrait définir une nouvelle politique énergétique de long terme.

A l’occasion de son discours de politique générale, le nouveau Premier ministre japonais a annoncé que l’Etat allait repenser totalement sa stratégie énergétique. Une conséquence de l’accident de Fukushima survenu après le séisme du 11 mars.Précisément, le gouvernement japonais pourrait "réduire autant que possible la part de l’électricité d’origine atomique". Et ce, au profit des énergies renouvelables. "Nous allons repartir d’une page blanche et présenter d’ici à l’été prochain un nouveau plan énergétique à l’horizon 2030", explique le Premier ministre.

Cette annonce est un changement de stratégie total par rapport à la politique présentée par le gouvernement avant la catastrophe de Fukushima. A l’époque le Japon prévoyait d’élever à plus de 50% la part de l’électricité d’origine nucléaire.

Mais la catastrophe du 11 mars a modifié la donne. Actuellement, seuls 11 réacteurs nucléaires sur 54 sont en activité et cinq de plus devraient être arrêtés pour maintenance d’ici à la fin de l’année. Le Premier ministre a notamment précisé le 13 septembre qu’une fois "la sécurité assurée, les réacteurs hors service pour entretien régulier seraient remis en activité". Mais toute nouvelle tranche est désormais gelée.

Cette nouvelle stratégie énergétique de l’Etat semble indispensable pour les entreprises du pays. Elles réclament en effet la garantie d’un approvisionnement stable en électricité et de nouvelles pistes concrètes pour leur permettre de définir leurs orientations industrielles, notamment dans le domaine des nouvelles énergies.

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Pétrole Guyanais : "un potentiel économique majeur"

2011-09-13T02:18:00.001-07:00

Le gouvernement français a réagi vendredi à la découverte d’hydrocarbures au large de la Guyane par la société « Tullow Oil » et (il) estime que cela pourrait représenter à terme "un potentiel économique majeur."

Cependant, il a également exprimé une certaine prudence par rapport aux remarques de la société « Tullow Oil », car si "la présence d’hydrocarbures a effectivement été détectée, cela ne signifie pas encore l’existence d’un réservoir exploitable."

En effet, pour exploiter du pétrole de manière pérenne dans les eaux guyanaises, il est nécessaire de poursuivre les recherches.

Il convient pour cela dans un premier temps de poursuivre le forage en cours pour le mener à son terme afin de confirmer la tendance, en principe d’ici la fin de l’année 2011. Ensuite, il faut procéder à un ou plusieurs autres forages d’exploration afin de confirmer l’existence d’un réservoir exploitable. Et enfin, l’installation d’une exploitation devient possible, si ces forages de recherche sont positifs, ce qui ne pourra se faire avant plusieurs années.

Le forage en cours est sous la surveillance du Préfet de la Guyane. L’Etat rappelle que toutes les garanties de sécurité, notamment environnementales, devront être réunies pour la poursuite de cette exploration. De plus, il veillera tout à ce que les collectivités, les entreprises locales et plus généralement la population de la Guyane bénéficient des retombées économiques.

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JOURNEES ANNUELLES DES HYDROCARBURES 2011

2011-09-13T02:17:00.000-07:00

12-13 Octobre 2011Paris - Palais des congrès - Porte Maillot

Organisées chaque année par l’Aftp et le Gep, les Journées Annuelles des Hydrocarbures sont l’occasion de réunir les acteurs des industries pétrolières, gazières et du parapétrolier pour échanger sur les grandes évolutions de ces secteurs.

Ces journées rassemblent des représentants des compagnies nationales et internationales, des pays producteurs, des sociétés d’études, de services et fournisseurs d’équipements, des experts techniques internationaux et des représentants des Administrations françaises et européennes.

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ConocoPhillips contraint de stopper une production offshore

2011-09-07T05:14:00.000-07:00

La société ConocoPhillips a cessé l’exploitation du plus grand gisement de pétrole offshore de Chine sur injonction de Pékin, car le pouvoir central accuse la compagnie américaine d’avoir caché la gravité d’une marée noire, s’étalant sur plusieurs milliers de km2.

"La production de pétrole a été interrompue dimanche soir au gisement Penglai 19-3, qui est le plus important site d’extraction de pétrole offshore de ConocoPhillips en Chine", a déclaré hier à l’AFP Mme Donna Xue, l’un des porte-parole de la société. Le gisement Penglai 19-3 représente non seulement la plus grosse découverte de champs pétrolifère au large des côtes chinoises mais c’est également l’une des principales réserves d’or noir disponible en Chine.

L’organe officiel d’information du Parti communiste chinois - le Quotidien du Peuple - a accusé ConocoPhillips d’être "indifférent" face aux dégâts causés à l’écosystème marin situé dans le golfe du Bohai (nord-est). L’équivalent de 3.200 barils de matières polluantes se seraient échappées de deux plateformes gérées conjointement par ConocoPhillips et la société étatique chinoise CNOOC.

De son côté, ConocoPhillips a récusé toute "dissimulation" et a fait part de son entière responsabilité. "Nous sommes l’opérateur et nous acceptons de prendre l’entière responsabilité pour ce qui s’est produit sur le champ", a déclaré à l’AFP John Roper, autre porte-parole de ConocoPhillips. "Nous avons immédiatement rapporté l’accident aux autorités compétentes, et de façon aussi complète que possible", a-t-il ajouté.

Alors que la compagnie américaine avait affirmé mercredi avoir presque finaliser la réparation des dégâts occasionnés dans le golfe du Bohai, l’organisme en charge de la gestion des océans (SOA) a déclaré que "la situation n’était pas résolue." Elle a pour se faire utilisé les gros moyens, puisque des satellites, des avions et des robots sous-marins ont été employés.

Au final, selon le Crédit Suisse, cité par l’agence Dow Jones, la production nette de la CNOOC pourrait enregistrer une baisse de 8 millions de barils en 2011, soit un recul de 2,3% par rapport à ses prévisions, si les opérations à Penglai 19-3 restaient à ce stade.

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Vallourec inaugure sa nouvelle usine au Brésil

2011-09-07T05:13:00.000-07:00

Vallourec, leader mondial des solutions tubulaires premium, annonce l’inauguration ce jour de sa nouvelle aciérie et tuberie au Brésil, en présence de Dilma Rousseff, Présidente du Brésil et Antonio Anastasia, Gouverneur de l’État du Minas Gerais. Ce vaste projet, lancé en 2007, s’inscrit dans la continuité de la stratégie de croissance internationale impulsée par Jean-Paul Parayre, président du Conseil de Surveillance depuis 2000. Le Brésil y tient, depuis cette date, une importance prépondérante.

Créée dans le cadre d’un accord de co-entreprise avec le japonais Sumitomo Metals, Vallourec & Sumitomo Tubos do Brasil (VSB) est détenue à 56% par Vallourec et 44% par Sumitomo Metals et Sumitomo Corporation. La construction de la nouvelle usine, entamée en 2008, est désormais achevée et la production est en phase de démarrage.

Située à Jeceaba, dans l’État du Minas Gerais, à proximité des autres entités brésiliennes de Vallourec, VSB est une usine intégrée, produisant billettes d’acier et tubes en acier sanssoudure. Elle bénéficie d’un accès direct aux matières premières fournies par deux filiales de Vallourec spécialisées dans l’extraction de minerai de fer et dans la production de charbon de bois. Complexe industriel unique doté des toutes dernières technologies, l’usine s’étend sur 250 ha et comportera une aciérie équipée de deux hauts fourneaux et d’un four électrique, une tuberie haut de gamme, et un ensemble de lignes de traitement thermique, de filetage et de finition. VSB emploiera 1 600 personnes et sa capacité de production s’élèvera à 1 million de tonnes d’acier (dont 300 000 tonnes pour les besoins propres de Vallourec, hors VSB) et 600 000 tonnes de tubes, dont 300 000 tonnes pour Vallourec. Elle permettra au Groupe d’augmenter sa capacité de production de tubes de plus de 10%. Elle servira les marchés internationaux du pétrole et gaz, en particulier de l’Afrique de l’Ouest.

Philippe Crouzet, Président du Directoire de Vallourec a déclaré : « Présent depuis 1952 dans l’Etat du Minas Gerais par sa filiale V & M do BRASIL, Vallourec a choisi de continuer de s’y développer avec cette nouvelle usine car il bénéficie localement de tous les facteurs de compétitivité, aussi bien les ressources naturelles (minerai de fer, charbon), que les infrastructures et la main-d’œuvre qualifiée. Cette usine est une nouvelle étape dans le développement stratégique de Vallourec. Elle lui permet de soutenir les ambitions de ses clients internationaux et de satisfaire leurs besoins en tubes premium pour le pétrole et le gaz. »

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L’appel d’offres pour l’éolien offshore remis en cause

2011-09-07T05:12:00.001-07:00

Un recours gracieux a été engagé à l’encontre des ministères de l’Ecologie et de l’Economie et des Finances le 5 septembre. Il porte sur l’appel d’offres lancé en juillet pour développer l’énergie éolienne en mer.

C’est la Fédération environnement durable (FED), qui est à l’origine de ce recours. Elle conteste la construction de ces champs d’éoliennes, qui représenterait à chaque fois environ l’équivalent de la surface de la ville de Paris. L’objectif de la fédération est donc de stopper la construction et ainsi éviter des nuisances visuelles, dues à la taille et à la luminosité des éoliennes.

La fédération n’est pas seule porteuse du recours. Elle est soutenue par des associations de riverains créées face aux sites concernés par l’appel d’offres, comme par exemple au large de Tréport ou de Courseulles-sur-mer.

L’appel d’offres a été lancé le 11 juillet dernier par le gouvernement. L’objectif étant d’implanter sur cinq sites un total de 600 éoliennes d’une puissance de 3.000 mégawatts. Cette opération représente un investissement de dix milliards d’euros et doit permettre d’atteindre l’objectif européen de 20% d’énergies renouvelables dans la consommation d’électricité en 2020.

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Murphy to sell Meraux refinery to Valero

2011-09-07T05:10:00.001-07:00

Murphy Oil Corp. has agreed to sell its 125,000 b/d refinery in Meraux, La., and related properties to Valero Energy Corp. for $625 million.

Murphy, which is withdrawing from the refining business, agreed in July to sell its 33,250 b/d refinery in Superior, Wisc., to Calumet Specialty Products Partners, Indianapolis (OGJ Online, July 26, 2011).

Of the purchase price, an estimated $300 million is for oil inventories at Meraux. The refinery has 37,000 b/d of fluid catalytic cracking capacity and extensive hydrotreating capacity.

The company announced last year that it would sell its three refineries in order to concentrate on exploration and production (OGJ Online, July 23, 2010). David M. Wood, Murphy president and chief executive officer, said the company now will focus on selling its 106,000 b/d refinery in Milford Haven, Wales.

Valero’s agreement to purchase the Meraux facility follows the completion last month of its purchase of the 220,000 b/d refinery at Pembroke, Wales, from Chevron Corp., which it announced in March (OGJ Online, Mar. 11, 2011). Valero paid $730 million for the refinery plus marketing and logistical assets and expected to pay $1 billion for inventories.

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BP Responds to Halliburton Lawsuit

2011-09-07T05:09:00.001-07:00

BP is aware of the claims filed against the company on 1 September 2011 by Halliburton. The company is now reviewing the contents of the claims and until this is complete cannot comment in detail.

However, BP believes this lawsuit is the latest attempt by Halliburton to divert attention from its role in the Deepwater Horizon incident and its failure to meet its responsibilities, and to deflect all blame to BP. BP will vigorously contest the claims should they come to court.

BP has co-operated with the various investigation bodies, providing detailed information. Investigations published so far have concluded that multiple parties contributed to the incident, including Halliburton.

Multiple independent investigations have identified serious problems with the cementing of the well as a potential contributory factor to the Deepwater Horizon disaster – not only BP’s own investigation.

BP has accepted its responsibility for responding to the spill and is accordingly paying costs and compensation. In contrast Halliburton has refused to accept any responsibility or accountability. As BP has said repeatedly, it expects other parties to accept their responsibilities and bear their share of the costs.

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Data, inventories send crude prices lower

2011-08-31T00:48:00.000-07:00

The price of crude oil dropped Wednesday on disappointing data and news from the United States and after the US Energy Information Administration reported that crude oil, gasoline and distillates inventories all grew last week.

September contracts for West Texas Intermediate crude were down $2.12 to $91.67 per barrel at nearly 1:30 p.m. on the New York Mercantile Exchange, while Brent crude was lately reported won $3.06 to $113.40 per barrel on the ICE Futures Europe exchange in London.

The good news was that private group ADP reported that the US private sector added 114,000 new jobs in July, but the Institute for Supply Management said that its services sector index dropped to 52.7 in July, down from 53.3 in June and against an expected rise.

Additionally, the US Commerce Department reported that US factory orders were down by 0.8 percent in the United States in June.

US President Barack Obama signed a bill raising the debt ceiling, but while Moody’s Investors Service and Fitch Ratings both reaffirmed their AAA ratings on US credit for now, Moody’s put a negative outlook on the raging and both ratings agencies warned that they could still cut the US credit rating if legislators did not follow through on debt reduction.

The EIA reported that crude oil inventories were up by 1 million barrels last week to 355 million barrels, 0.8 percent below last year’s levels and less of a gain than expected, while gasoline stockpiles added 1.7 million barrels to 215.2 million barrels against an expected gain of just 350,000 barrels and distillates added 400,000 barrels, much less than the expected gain of 1.8 million barrels.

Refineries worked at 89.3 percent of capacity in the United States last week, according to the EIA, a percentage point higher than the previous week, and it also reported that gasoline demand over the past four weeks was down 3.6 percent from last year during the same period.

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Danish Energy Agency grants Nord Stream permission to operate the first of its twin pipelines from Russia to Europe

2011-08-31T00:45:00.000-07:00

The Danish Energy Agency granted Nord Stream permission to operate the first of its twin pipelines that will transport natural gas from Russia to Europe. The application for Line 1 was sent in March – exactly two years after Nord Stream applied for permission to construction of the Nord Stream project.

The operations permit has been granted by the Danish Energy Agency as Nord Stream has met and fulfilled all the requirements and commitments stated in the construction permit. Nord Stream has furthermore initiated a comprehensive environmental monitoring programme to ensure that the pipeline has no impact on the ecosystem of the Baltic Sea.

The Operations Permit is based on the documentation submitted by Nord Stream, such as detailed plans which will guarantee the safe operation and maintenance of the natural gas pipeline. The Danish Energy Agency states that Nord Stream is responsible for emergency response planning as well as communicating with the responsible authorities. Nord Stream must also maintain an operational organisation which has sufficient resources and competencies in order to secure the safe operation of its pipeline. Furthermore, the company must also continuously submit reports on the status of the operations of its pipeline.

“We are happy to receive the operations permit from the Danish Energy Agency today. Thanks to a smooth cooperation with the Danish authorities Nord Stream today has taken a step further in securing safe gas deliveries to Europe – including Denmark,” says Nicklas Andersson, Head of Permitting for Denmark and Sweden.

Each of the two pipelines is constructed in three sections. Prior to the advanced underwater welding process, the sections were gauged and thoroughly pressure-tested. Each section was pressurised beyond its planned maximum operating pressure to demonstrate that it can withstand its full operating pressure.

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THE KAZENERGY Eurasian Forum 4-5 October 2011

2011-08-31T00:43:00.001-07:00

THE KAZENERGY Eurasian Forum is the main annual international event of Kazakhstan’s energy sector. Over the course of two days, the heads of government agencies from various countries and the worlds’s largest multi-national energy corporations, along with world-renowned industry experts share their vision and experience on the key industry issues for Eurasia and the world at large. The agenda of the Forum consists of plenary sesions, discussion panels, round tables, thematic seminars and the KAZENERGY Youth Forum.

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Salon de la Croissance Verte & des Eco-industries : J-30

2011-08-31T00:42:00.000-07:00

Les 29, 30 septembre (journées professionnelles) et 1er octobre prochains (ouvert au grand public), se déroulera la prochaine édition du Salon de la Croissance Verte et des Eco-Industries, au Palais des congrès du Futuroscope (86).

Avec ses 160 exposants, ses 5 000 visiteurs professionnels et grand public, ce salon s’impose comme le rendez-vous annuel incontournable des acteurs dans les domaines de l’éco-habitat, de la maîtrise de l’énergie, des énergies propres, de l’éco-mobilité et des éco-procédés.

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80% du parc nucléaire japonais à l’arrêt

2011-08-31T00:39:00.001-07:00

Dans l’archipel, deux centrales nucléaires vont être mises à l’arrêt pour maintenance. Il n’en restera plus que 11 en activité, sur 54 au total.

Les compagnies d’électricité Kyushu Electric Power et Shikoku Electric Power vont arrêter l’activité de deux de leurs réacteurs nucléaires. Tous les treize mois, les autorités japonaises pratiquent des contrôles sur les réacteurs, ce qui nécessite 75 à 90 jours d’arrêt.

L’unité Sendai N°2 (sud-ouest) de Kyushu Electric Power, remise en activité début août 2010, sera arrêtée jeudi, et la tranche Ikata N°1 de Shikoku Electric Power, relancée également dans les premiers jours d’août 2010, sera stoppée dimanche.

De fait, au total, il ne restera plus à la fin de la semaine que 11 réacteurs en exploitation dans tout le Japon, sur 54 en tout. Cinq unités supplémentaires doivent être arrêtées d’ici le 31 décembre.

Cette réduction continue de la capacité de production électrique du pays force les entreprises et les particuliers à minimiser leur consommation.

L’ex-Premier ministre Naoto Kan s’est prononcé pour une réduction progressive de la part de l’énergie nucléaire au Japon. Son successeur, Yoshihiko Noda, élu mardi, est favorable à un redémarrage des unités dont la sécurité aura été confirmée.

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Une première hydrolienne à l’essai au large de Paimpol

2011-08-31T00:38:00.001-07:00

Aujourd’hui, la première des quatre turbines hydroliennes de grande taille doit être mise à l’eau au large de Paimpol-Bréhat (Côtes d’Armor) sur les côtes bretonnes, afin de transformer l’énergie des courants marins en électricité.

Une première phase est destinée à tester une machine en conditions réelles. Il faut savoir que la turbine d’une puissance de 500 kW mesure 16 mètres de diamètre, et l’ensemble atteint environ 700 tonnes !

Après l’installation de cette première hydrolienne sur le site de la Horaine, elle sera testée quelques mois sans raccordement au réseau. Ensuite, la turbine sera sortie de l’eau et stockée sur sa barge d’installation, le temps de réaliser des modifications, voire de la maintenance, et dans l’attente de la seconde phase.

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Total : démarrage de la production de Pazflor

2011-08-31T00:37:00.001-07:00

Total, opérateur du bloc 17, annonce le démarrage de la production de Pazflor en avance par rapport au calendrier initial. Ce champ géant est situé au large des côtes angolaises à 150 kilomètres de Luanda, par des profondeurs d’eau de 600 à 1 200 mètres. Les réserves prouvées et probables de Pazflor sont estimées à 590 millions de barils. La capacité de production de 220 000 barils par jour sera atteinte progressivement dans les prochains mois.

Yves-Louis Darricarrère directeur général Exploration & Production a déclaré : « La mise en production de Pazflor, en avance de plusieurs semaines sur la date prévue et dans le budget prévu, est une performance remarquable de l’ensemble des équipes qui y ont contribué. Cette efficacité trouve également sa source dans le soutien et la confiance témoignés par notre concessionnaire et partenaire Sonangol.

Pazflor nécessitait un développement à la mesure de sa dimension et de sa complexité : en ouvrant de nouvelles voies technologiques, ce projet confirme l‘expertise de notre Groupe en matière de développements dans des environnements d’une très grande complexité. Les installations du projet ont été conçues et testées selon les standards les plus élevés en matière de protection de la santé, de la sécurité et de l’environnement. Nous poursuivons ainsi notre aventure dans l’offshore profond, qui constitue l’un des principaux axes de croissance de notre production future et qui a débuté ici-même en Angola. »

Pazflor regroupe un immense réseau de collecte sous-marin, le plus complexe jamais réalisé en Angola (180 kilomètres de lignes reliant notamment 49 puits sous-marins, 10 000 tonnes d’équipements sous-marins), le tout en liaison avec une énorme barge flottante de production, stockage et déchargement, le FPSO Pazflor. Maintenu par 16 lignes d’ancrage, ce FPSO, long de 325 mètres, large de 62 mètres, pesant plus de 120 000 tonnes et capable de stocker jusqu’à 1,9 million de barils dans sa coque, est le plus grand du monde. L’huile est ensuite exportée vers les tankers via une bouée de chargement. Le gaz associé est réinjecté dans le gisement, et pourra alternativement être exporté vers l’usine d’Angola LNG une fois cette dernière opérationnelle.

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Les premiers mécanismes de durabilité pour les biocarburants à l’échelon de l’UE sont approuvés

2011-07-27T01:32:00.001-07:00

Les biocarburants peuvent représenter une solution respectueuse de l’environnement pour remplacer les carburants fossiles . Nous devons cependant nous assurer que les forêts tropicales et les tourbières riches en carbone ne deviennent pas des plantations de palmiers à huile et de cannes à sucre. Nous devons également garantir que les biocarburants permettent, par rapport aux carburants fossiles, des économies réelles d’émissions de gaz à effet de serre. À cette fin, la durabilité des biocarburants doit être contrôlée, soit par les États membres, soit dans le cadre de mécanismes volontaires soumis à l’approbation de la Commission européenne. Aujourd’hui, la Commission a reconnu sept de ces mécanismes volontaires : ISCC, Bonsucro EU, RTRS EU RED, RSB EU RED, 2BSvs, RSBA et Greenergy. Cet agrément s’applique directement dans les 27 États membres de l’UE.

Le commissaire chargé de l’énergie, M. Günther Oettinger, a déclaré : « Nous devons nous assurer que la totalité de la production de biocarburants et de la chaîne d’approvisionnement correspondante sont durables. C’est pourquoi nous avons fixé les normes de durabilité les plus exigeantes du monde. Les mécanismes reconnus aujourd’hui à l’échelon de l’UE constituent un bon exemple d’un système fiable et transparent qui assure le respect de ces normes strictes.

Afin de bénéficier d’un soutien public ou d’une comptabilisation aux fins de la réalisation des objectifs nationaux obligatoires en matière d’énergies renouvelables, les biocarburants utilisés dans l’UE, qu’ils soient issus d’une production locale ou importés, doivent respecter des critères de durabilité. Ces critères visent à empêcher que des zones présentant une grande valeur pour la biodiversité ou renfermant des quantités importantes de carbone soient converties en zones de production de matières premières destinées à la fabrication de biocarburants. En pratique, cela signifie que les biocarburants produits à partir de cultures sur des terres auparavant occupées par des forêts tropicales ou par des prairies naturelles avec un écosystème unique ne peuvent être considérés comme durables. En outre, les émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble de la chaîne de production doivent être inférieures d’au moins 35 % à celles de la chaîne de production des combustibles fossiles. Ce seuil sera relevé progressivement.

ContexteL’UE s’est fixé pour objectif une part d’au moins 10 % des énergies renouvelables dans les transports d’ici à 2020. Lorsque les biocarburants sont utilisés pour réaliser cet objectif, ils doivent satisfaire à une série d’exigences de durabilité. Ainsi, les biocarburants ne peuvent être produits dans des zones présentant une grande valeur pour la biodiversité, telles que les zones protégées, ou dans des zones renfermant des quantités importantes de carbone, tels que les forêts et les tourbières.

Les entreprises peuvent choisir de faire la preuve de leur conformité aux exigences de durabilité dans le cadre de systèmes nationaux ou en s’affiliant à un mécanisme volontaire reconnu par la Commission.

Lorsque la Commission a procédé au contrôle approfondi d’un mécanisme au regard des exigences de durabilité et qu’elle est convaincue qu’il couvre de manière satisfaisante les exigences de durabilité prévues dans la directive sur les énergies renouvelables1, elle octroiera son agrément pour une durée de cinq ans. Ces mécanismes contrôlent le lieu et les modalités de la production des biocarburants. Si les règles d’un mécanisme volontaire sont respectées, ce mécanisme peut délivrer un certificat pour le produit en question.Après une évaluation approfondie réalisée par la Commission, et diverses améliorations, les mécanismes suivants ont été reconnus :

ISCC (mécanisme financé par des fonds publics allemands pour tous les types de biocarburants) ;

Bonsucro EU (initiative pour les biocarburants à base de sucre de canne, principalement axé sur le Brésil) ;

RTRS EU RED (initiative pour les biocarburants à base de soja, principalement axé sur l’Argentine et le Brésil) ;

RSB EU RED (initiative concernant tous les types de biocarburants) ;

2BSvs (mécanisme mis au point par des producteurs français et couvrant tous les types de biocarburants) ;RBSA (mécanisme mis en place par la société Abengoa pour sa chaîne d’approvisionnement) ;

Greenergy (mécanisme mis en place par la société Greenergy pour l’éthanol brésilien obtenu à partir de sucre de canne).

La Commission examine actuellement avec les responsables d’autres mécanismes volontaires les possibilités d’amélioration de leur fonctionnement afin d’appliquer les exigences de durabilité pour les biocarburants.

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Un gouverneur refuse le redémarrage de trois réacteurs au Japon

2011-07-27T01:31:00.001-07:00

Même en cas de tests de résistance concluants, la réponse du gouverneur de la préfecture centrale japonaise de Niigata est catégorique. Il a déclaré ce mardi 26 juillet qu’il n’envisageait pas d’autoriser le redémarrage de trois réacteurs locaux. C’est le décisionnaire en la matière.

Necessaires, mais pas suffisants. C’est en substance le message qu’a adressé le gouverneur de Niigata, Hirohiko Izumida, au sujet des tests de résistance. Suite au séisme du 11 mars, le gouvernement japonais a en effet exigé que l’ensemble des réacteurs nucléaires en service ou susceptibles d’être réactivés subissent des examens approfondis de résistance vis-à-vis des risques de catastrophes naturelles ou autres. Sur le modèle de contrôles menés dans l’Union européenne.

Mais le gouverneur de Niigata, Hirohiko Izumida, a déclaré aux journalistes qu’il était selon lui impossible de se prononcer sur l’exploitation des réacteurs, "seulement en fonction des résultats des tests de résistance".

Trois des septs tranches de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa sont actuellement hors-service. Ce site de la préfecture de Niigata est exploité par la compagnie Tokyo Electric Power (Tepco), à l’instar des deux centrales de Fukushima dévastées. Les réacteurs alimentent normalement l’est du Japon, dont la capitale.

En juillet 2007 déjà, le complexe nucléaire de Kashiwazaki-Kariwa avait été stoppé à la suite d’un séisme, et seulement quatre des réacteurs ont depuis été remis en service. Les trois encore arrêtés ne pourront redémarrer qu’avec l’autorisation du gouverneur, les autorités locales étant décisionnaires. Pour l’instant, un tel redémarrage semble des plus compromis.

A l’heure actuelle, seulement 16 des 54 réacteurs du Japon sont en activité. Ce qui impose des économies d’électricité aux entreprises et particuliers, et force les compagnies à relancer des installations thermiques pour minimiser le manque.

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Rapprochement stratégique entre EDF et Areva

2011-07-27T00:52:00.000-07:00

A l’occasion de l’installation en Bourgogne, à Chalon-sur-Saône, du Comité stratégique de filière nucléaire, Eric Besson, Ministre chargé de l’Industrie, de l’Energie et de l’Economie numérique, a réuni lundi Henri Proglio, PDG d’EDF, et Luc Oursel, nouveau président du directoire d’Areva.

Les deux présidents ont ainsi signé en présence du Ministre, un accord technique et commercial, scellant un nouveau socle de partenariat stratégique entre les deux entreprises.

Cet accord finalise les discussions engagées après le Conseil de Politique Nucléaire réuni par le Président de la République le 21 février 2011, sur trois sujets clefs de la coopération entre EDF et Areva :

la poursuite de l’optimisation de l’EPR, sur la base du retour d’expérience des chantiers en cours (Olkiluoto, Flamanville, Taishan 1 et 2) ;

l’amélioration de la maintenance et de l’exploitation du parc nucléaire existant, afin d’accroître la performance opérationnelle des réacteurs et de préparer l’allongement de leur durée d’exploitation au-delà de 40 ans ;

la gestion du cycle du combustible, afin de qualifier de nouveaux produits combustibles et de renforcer la coopération industrielle sur le stockage des déchets radioactifs.

Des discussions - très avancées - sont également en cours entre les deux entreprises concernant le développement des réacteurs de moyenne puissance, comme l’ATMEA. Ces discussions sont très avancées. L’accord de partenariat stratégique global entre EDF et Areva sera signé à la rentrée.

« Cet accord est historique. Sous l’impulsion du Président de la République et du Gouvernement, EDF et Areva redeviennent durablement, et formellement, des partenaires stratégiques. L’équipe de France du nucléaire se renforce concrètement, et continuera de le faire. C’est une excellente nouvelle pour EDF et Areva, mais aussi pour l’ensemble de l’industrie nucléaire française, au bénéfice de nos concitoyens », a déclaré Eric Besson.

« La filière nucléaire unie et en ordre de marche devra répondre aux défis qui se présentent : le maintien du patrimoine électronucléaire français avec le renouvellement des compétences, la conquête de nouveaux marchés à l’international. Nous avons aujourd’hui une réelle opportunité de construire ensemble les conditions de notre compétitivité et de nos emplois », a déclaré Henri Proglio.

« Cet accord permettra de donner un nouvel élan à la collaboration entre AREVA et son premier client et partenaire historique, au bénéfice de l’ensemble de la filière nucléaire française et, notamment, des sites de Chalon-sur-Saône et du Creusot », a déclaré Luc Oursel.

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Durcissement des règles de l’UE sur les déchets nucléaires

2011-07-20T00:42:00.000-07:00

Le traitement des déchets nucléaires va devenir plus exigeant en Europe. C’est ce que prouve la nouvelle législation adoptée par l’Union européenne adoptée le 19 juillet.

La sûreté nucléaire de l’Union européenne fait une avancée majeure, à en croire les propos du commissaire européen à l’Energie, Günther Oettinger. L’Union européenne a en effet décidé de durcir le traitement des déchets nucléaires en encadrant strictement les exportations vers des pays tiers. L’exportation sera en effet autorisée mais dans des conditions plus contraignantes.

Par exemple, le pays de destination doit disposer d’un centre de stockage définitif en service à la date d’expédition des déchets. Les directives actuelles interdisent l’exportation vers les pays d’Afrique, les Caraïbes et l’Antarctique.

Pour la première fois, l’Union prend des engagements concernant le stockage définitif des déchets nucléaires. La législation impose désormais aux différents gouvernements européens de préparer d’ici à 2015 un programme détaillé sur la manière dont ils vont mettre en place des centres de stockage définitif des déchets en provenance des centrales nucléaires. La loi permet à plusieurs pays de se regrouper pour utiliser ensemble un même centre de stockage.

Calendrier et modalités de construction des centres devront être fixés par les pays qui devront informer les salariés des entreprises concernées. Quant aux populations locales, elles devront participer au processus de décision.

Ce type de centre n’existe pas partout dans le monde et selon les experts, il faut environ 40 ans pour en concevoir un et le construire.

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Bien se protéger contre les risques d’atmosphère explosive

2011-07-20T00:37:00.001-07:00

Les PMI-PME ont tendance à sous-estimer les risques liés à la concentration de gaz, de solvants ou de poussières qui peuvent se transformer en atmosphère explosive. On décompte plus de 1 360 accidents entre 1992 et 2010.

A l’instar des concentrations de gaz et de vapeurs, les nuages de poudres alimentaires ou de poussières métalliques ou végétales peuvent, sous certaines conditions, entraîner la formation d’atmosphère explosive (Atex). Laquelle consiste en une « réaction brusque d’oxydation ou de décomposition entraînant une élévation de température, de pression ou les deux simultanément ». Le risque n’est pas négligeable : entre 1992 et 2010, plus de 1 360 explosions ont été répertoriées dans la base de données Aria du Barpi. Il s’agit bien sûr de la partie émergée de l’iceberg. « Des explosions se produisent régulièrement mais, heureusement, dans bon nombre de cas, il n’y a pas de victime », tempère Bernard Piquette, directeur adjoint à la direction de la certification à l’Ineris.

Pour limiter les situations à risques, le législateur européen a adopté successivement deux directives dites « Atex ». La plus ancienne (1999/92/CE) concerne les entreprises soumises aux atmosphères potentiellement explosives et l’autre (94/9/CE) vise les fournissent des matériels. La première oblige les entreprises à évaluer les risques incluant la probabilité que des atmosphères explosives soient créées en présence d’une source d’inflammation. Les emplacements dangereux doivent être signalés aux points d’entrée et, lorsque des gaz ou des liquides inflammables sont manipulés, l’entreprise doit limiter les fuites et identifier les sources potentielles de dégagement. Ensuite, il convient d’assurer une bonne ventilation des locaux de sorte à être toujours au ¼ de la limite inférieure d’explosivité (L.I.E) même en cas de dysfonctionnement du process. « Attention toutefois, en cas de risque d’explosion due à la présence de poussière, le fait de ventiler peut mettre la poussière en suspension et augmenter le risque », met en garde Bernard Piquette.

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SITES ET SOLS POLLUES : PREVENIR ET GERER LES RISQUES JURIDIQUES ET TECHNIQUES

2011-07-20T00:36:00.000-07:00

Le 21 septembre 2011

Prochaines sessions : 21 & 22 Septembre 2011 - 7 & 8 Décembre 2011 - PARISDUREE :

2 joursPROGRAMME :

Objectifs de la formation :

Maîtriser les dernières réglementations en matière de sites et sols polluésFaire le point sur la jurisprudence et les évolutions issues du Grenelle de l’environnementConnaître vos obligations et l’étendue de vos responsabilités, notamment dans le cas des sociétés mèresPrévenir les risques en cas de cessions, d’acquisitions ou de restructurations d’entreprisesEvaluer les risques de pollution des sites industriels et établir un diagnosticCerner les incertitudes financières de la réhabilitationComprendre les enjeux techniques et économiques des procédures de dépollution

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1ère journée :

Formation animée par Laurence LANOY, Associé Gérant, LAURENCE LANOY - AVOCATS

8h30 Accueil des participants

9h00 Présentation du cadre juridique applicable aux sites et sols polluésLes sites et sols pollués à travers la réglementation des installations classéesLes principes, les acteurs et les interlocuteurs institutionnels Articulation avec les autres polices environnementales : eau, déchets, nouvelle responsabilité environnementale, urbanisme

9h30 Le contenu, les modalités et la procédure de remise en état des sites et sols polluésL’étendue de l’obligation législative de remise en état et la jurisprudence, la définition des usagesLes pouvoirs de police du PréfetLa question de la prescription, applications jurisprudentielles, articulation avec la loi du 1er août 2008 relative à la responsabilité environnementale et la loi du 17 juin 2008 relative à la prescription civileIdentification des débiteurs de la remise en état, solutions en cas de liquidation du pollueur et de site orphelin, conditions d’intervention de l’ADEMEMaîtriser la procédure de remise en état des articles L.512-6-1, L.512-7-6 et L.512-12-1 du Code de l’environnement, les impacts du décret n° 2010-368 du 13 avril 2010 et les nouveaux outils méthodologiques de gestion des sites pollués fixés par les circulaires du 8 février 2007 : IEM, plan de gestion, étude des risques, ARRL’élaboration de servitudes sur le site : conseil et stratégie

11h00 PAUSE

11h15 Les dernières évolutions réglementaires et les perspectives en matière de sites et sols polluésLe régime et l’impact de la nouvelle responsabilité environnementale issue de la loi du 1er août 2008 et du décret du 23 avril 2009Les évolutions issues du Grenelle de l’environnement et des lois de simplification du droit et de relance économiqueLa proposition de directive communautaire relative aux sols

12h30 DEJEUNER

14h00 Les enjeux dans les cessions/acquisitions et les restructurations d’entreprisesLes opérations à risquesLes obligations d’information dans les transactions impliquant le transfert de sites et sols pollués et dans les contrats de locationLes sanctions encourues : vices du consentement, vices cachés, article L.514-20 du Code de l’environnement et autres

14h30 La gestion contractuelle des sites et sols pollués Identifier le passif environnemental : audit environnemental, dues diligences et diagnostics environnementauxLes responsabilités des différents acteurs : exploitants, propriétaires, locataires, actionnaires, sociétés mèresSécuriser les contrats de cession et les contrats de bail de sites pollués : clauses environnementales, conventions de garantie de passif, servitudes d’utilité publique ou de droit privé. Faîtes le point sur le transfert des responsabilités Portée et limites des clauses contractuellesCas pratique : rédigez une convention de garantie de passif environnemental adaptée à 1 ou 2 opérations particulières. Questions-réponses autour des principales difficultés rencontrées par les participants dans la rédaction de leur convention de garantie.

16h00 Le contentieux des sites et sols polluésLe contentieux administratif : les différents types de recours, délais pour agir, pouvoirs du juge et moyens de défense des industriels et des tiersLes procédures de référé : l’utilité de l’expertiseLe contentieux civil délictuel et contractuel : principes et illustrations pratiquesLe contentieux pénal : principales infractions, peines encourues et modalités de recours

17h15 BILAN ET FIN DE JOURNEE

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2ème journée :

Formation animée par Frank KRAG, Président directeur général, HPC ENVIROTEC S.A.

8h30 Accueil des participants

9h00 Etablir les diagnostics et les procédures de Due diligence environnementalSécurisation des investissements par des Due Diligences et Diagnostics :Rappel du cadre technico-juridique de la gestion des risques liés aux sites pollués dans le cadre des investissements et gestion des Risques de pollution des sites et Installations à gérer (Solutions techniques aux exigences réglementaires)

Identifier les zones potentiellement polluées : prendre en compte les études historiques, les Due diligences (Phase I) et les inventaires des sols pollués (BASOL et BASIAS).

Interpréter les activités et installations historiques par une approche de la chimie environnemental afin d’identifier les polluants potentiels et leurs métabolites toxiques,Détecter les différents polluants potentiels

Cerner les incertitudes des risques financiers et juridiques liés aux lacunes et méconnaissances historiques des activités et des diagnostics insuffisants.Techniques et méthodologies des investigations en cas de cessation ou d’acquisition de terrains et bâtiments :

Vérifier les sols, gaz du sol, eaux souterraines, eaux superficielles, et l’air ambiant

Les méthodes de sondages et forages, prélèvements, physico-chimiques et microbiologiques, et détection géophysiques

11h00 PAUSE

11h15 Comment évaluer les risques : ressources en eaux, écosystèmes, matériaux et bâtimentsLes risques pour la santé, environnementaux, financiers et juridiques selon les Circulaires du 08/02/2007L’interprétation des états des milieux (IEM), la prise en compte des valeurs règlementaires (eaux, air, sol, aliments, etc.) et la grille de calcul de l’EQRS simplifiée (selon la Circulaire du 08/02/2007)La méthodologie des EQRS : Evaluation quantitative des risques sanitaires multi scénariosL’ARR : Analyse des risques résiduels et l’ARR préventive pour la sécurité juridique et budgetaire.

13h00 DEJEUNER

14h30 Les enjeux dans les cessions/acquisitions et les restructurations d’entreprisesLes opérations à risquesLes obligations d’information dans les transactions impliquant le transfert de sites et sols pollués et dans les contrats de locationLes sanctions encourues : vices du consentement, vices cachés, article L.514-20 du Code de l’environnement et autres

14h30 Procéder à la réhabilitation et mettre en œuvre les procédures de dépollution Etablir le Plan de gestion : Circulaire du 08/02/2007, prise en compte de l’EQRS, de l’ARR, du bilan coût/avantages, des options de réhabilitation de l’aménagement et la surveillance des sitesLe bilan coût/avantages de la réhabilitation du site : les études de faisabilité technico-économiquesEvaluer le coût de la réhabilitation et de la dépollutionLes critères de choix des techniques de réhabilitation : sanitaires et environnementaux, juridiques, financiers, administratifs et règlementaires, socio-politiques et médiatiquesAvantages et inconvénients des différentes techniques de réhabilitation et de dépollutions physiques, chimiques, microbiologiques, in-situ, ex-situLes assurances possibles : garanties financières et sécurité budgétaireLa maîtrise d’œuvre de réhabilitation : depuis le cahier des charges jusqu’au rapport de fin de travauxLa gestion des difficultés imprévuesCas pratique : Définition des démarches d’un projet de réhabilitation et de révalorisation d’un site pollué : Plan de Gestion, Définition des usages et aménagements futurs, Diagnostic et ARR : Analyse des risques résiduels préventive, définition des actions correctives, Servitudes, Confinements, Traitements in-Situ, Traitements ex-situ, Revalorisation Immobilière, etc.

17h15 BILAN ET FIN DE JOURNEE

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BHP Billiton and Petrohawk Energy Corporation Announce Merger

2011-07-20T00:35:00.000-07:00

BHP Billiton and Petrohawk Energy Corporation announced that the companies have entered into a definitive agreement for BHP Billiton to acquire Petrohawk for US$38.75 per share by means of an all-cash tender offer for all of the issued and outstanding shares of Petrohawk, representing a total equity value of approximately US$12.1 billion and a total enterprise value of approximately US$15.1 billion, including the assumption of net debt. The Petrohawk board of directors has unanimously recommended to Petrohawk shareholders that they accept the offer.

The transaction would provide BHP Billiton with operated positions in the three world class resource plays of the Eagle Ford and Haynesville shales, and the Permian Basin. Petrohawk’s assets cover approximately 1,000,000 net acres in Texas and Louisiana, with estimated 2011 net production of approximately 950 million cubic feet equivalent per day (MMcfe/d), or 158 thousand barrels of oil equivalent per day (Mboe/d). At year-end 2010, Petrohawk reported proved reserves of 3.4 trillion cubic feet of natural gas equivalent (Tcfe). The company has a current non-proved resources base of 32 Tcfe for a total risked resource base of 35 Tcfe. Petrohawk reported gross assets of US$8.2 billion as at 31 March 2011 and US$390 million of profit before tax for the year ended 31 December 2010.

BHP Billiton CEO, Marius Kloppers, said the acquisition was a natural fit with BHP Billiton’s strategy.

“The proposed acquisition of Petrohawk is consistent with our well defined, upstream, Tier 1 strategy and provides us with even greater exposure to the world’s largest energy market, while also broadening our geographic and customer spread. Importantly, our offer and the associated substantial premium represent a unique opportunity for Petrohawk shareholders and recognise the growth opportunities embedded in its portfolio immediately.”BHP Billiton Petroleum Chief Executive, J. Michael Yeager, said the Petrohawk acquisition would add high quality growth to the company.

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Danish Energy Agency grants Nord Stream permission to operate the first of its twin pipelines from Russia to Europe

2011-07-20T00:33:00.000-07:00

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Que se passe t-il à la centrale nucléaire de Fukushima ?

2011-07-12T00:24:00.001-07:00

Suite a l’accident survenu à la centrale de Fukushima-Daiichi, en mars dernier, l’Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN) a effectué un point complet de la situation au 6 juillet 2011.

Tout d’abord, l’IRSN estime que la situation des réacteurs demeure "stabilisée" à ce jour, et que la gestion des grandes quantités d’eau fortement contaminée présentes dans les parties basses des bâtiments (environ 110 000 tonnes) restent encore "un enjeu majeur."

Ainsi, les réacteurs 1, 2 et 3 de la centrale de Fukushima-daiichi continuent à être refroidis par injection d’eau douce directement dans les cuves contenant les combustibles (environ 3,5 m3/h pour les réacteurs 1 et 2 et 9 m3/h pour le réacteur 3). Ensuite, une injection d’azote est effectuée dans l’enceinte de confinement du réacteur 1 et, depuis le 28 juin, dans celle du réacteur 2 pour maintenir l’inertage (NDLR : procédure visant à remplacer une atmosphère réactive par un gaz inerte) de ces enceintes et éviter ainsi tout risque de combustion d’hydrogène (NDLR : et par conséquent une explosion de l’enceinte). La même action est prévue pour l’enceinte du réacteur 3, mais n’a pas encore pu être mise en œuvre par TEPCO.

Concernant l’eau fortement contaminée, après quelques difficultés de démarrage, l’IRSN note que les 2 installations de traitement de l’eau fortement contaminée montent en puissance (capacité attendue de 1 200 tonnes par jour). Alors que près de 10 000 tonnes d’eau ont déjà été traitées, cette eau est stockée dans des réservoirs provisoires mis en place sur le site. Et après désalinisation, elle est réinjectée dans les cuves des réacteurs. "La capacité de traitement de l’eau étant supérieure à la quantité nécessaire pour refroidir les réacteurs, TEPCO devrait rapidement pouvoir diminuer les quantités d’eau fortement contaminée présentes dans les bâtiments" affirme l’Institut français.

Un point sur l’état des cœurs des réacteurs 1, 2 et 3.

Dès le début de l’accident, les informations disponibles avaient permis à l’IRSN de conclure que le combustible des trois réacteurs avait partiellement fondu du fait de la perte de refroidissement consécutive au tsunami associé au séisme survenu le 11 mars 2011. "Même si aucun élément ne permettait de conclure à un percement des cuves après la relocalisation vraisemblable du combustible au fond de celles-ci", l’IRSN estimait que l’étanchéité des cuves et des enceintes n’était plus garantie.

Des analyses sont menées actuellement par TEPCO et NISA pour décrire l’état des réacteurs (combustibles en particulier) et devraient faire l’objet de communications dans les semaines à venir, afin de mieux comprendre l’état réel des cœurs des réacteurs.

Dans le cas du réacteur 1, des opérateurs de TEPCO sont intervenus dans le bâtiment du réacteur et, après intervention sur les systèmes de mesure du niveau d’eau dans la cuve, ont conclu que ce niveau était bas et que le combustible était vraisemblablement relocalisé dans le fond de la cuve. La température mesurée (110 °C) a permis à TEPCO de conclure que "le combustible est refroidi et stabilisé par l’injection d’eau."

TEPCO considère ainsi que :

la majeure partie du combustible du cœur du réacteur 1 a fondu et s’est relocalisée au fond de la cuve ; le refroidissement du cœur est assuré avec l’injection actuelle d’eau ; l’inventaire relativement faible en eau dans la cuve pourrait résulter de la présence d’une ou plusieurs brèches en partie basse de la cuve, avec un écoulement possible de combustible fondu.

Pour les réacteurs 2 et 3, TEPCO retient également la possibilité d’une relocalisation significative de combustible dans le fond de la cuve et d’un percement de celle-ci. Par ailleurs, TEPCO a progressé dans l’évacuation des débris présents autour du bâtiment du réacteur 3, ce qui a permis de dégager l’accès à ce bâtiment. Ceci permettra par exemple l’installation de matériels de purification de l’atmosphère du bâtiment, de protections radiologiques (panneaux de plomb), d’un système d’injection d’azote dans l’enceinte de confinement et de capteurs de pression et de niveau d’eau complémentaires

Un point sur les rejets actuels.

"En l’état des éléments disponibles, la poursuite de rejets, tant atmosphériques que dans l’océan, ne peut pas être écartée" précise l’IRSN. Cependant, cette dernière estime que "ces rejets diffus sont sans commune mesure avec ceux survenus mi-mars."

L’évacuation des eaux contaminées présentes dans les parties basses des bâtiments des réacteurs et des bâtiments des turbines ainsi que dans les galeries souterraines demeure un objectif majeur. A cet égard, la mise en œuvre d’installations de traitement des eaux fortement contaminées, l’une de conception américaine (société Kurion), l’autre française (Areva), permet de recycler l’eau pour refroidir les réacteurs, limitant ainsi les apports d’eau extérieurs (actuellement 2 tonnes d’eau extérieure pour 14 tonnes d’eau recyclée) et donc les risques de rejet en mer.

L’IRSN précise toutefois que cela entraîne "la nécessité de gérer les boues très fortement radioactives produites par les installations de traitement des eaux."

Par ailleurs, TEPCO a prévu la pose d’une superstructure respectivement sur les bâtiments des réacteurs 1, 3 et 4 afin de limiter les rejets atmosphériques. Une première structure est en cours de montage à l’extérieur du site. Elle sera démontée puis remontée autour du bâtiment du réacteur 1. Enfin, des actions de pulvérisation de produits fixants sur les sols et les bâtiments se poursuivent pour réduire l’entraînement par les vents et les pluies de la radioactivité déposée.

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Médical : doses de rayonnements ionisants en hausse !

2011-07-12T00:23:00.000-07:00

"Les doses de rayonnements ionisants délivrées aux patients augmentent en France comme dans les autres pays développés du fait notamment de la contribution très large de l’imagerie médicale au diagnostic des maladies" a alerté la semaine dernière, l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN).

A cela, s’ajoute l’orientation de la stratégie thérapeutique, au suivi de l’efficacité des traitements et à la réalisation précise sous contrôle par l’imagerie d’actes thérapeutiques (radiologie interventionnelle).

Par ailleurs, les doses reçues par les « radiologues interventionnels » (cardiologues, chirurgiens, etc.) et leurs assistants sont importantes du fait de leur travail à proximité des sources de rayons X lors des actes qu’ils réalisent. L’ASN indique surtout que ces doses augmentent en même temps que le nombre des actes réalisés, en particulier dans les blocs opératoires.

En conséquence, l’ASN appelle les acteurs de la santé (professionnels et institutionnels de la santé) à se mobiliser. Elle considère que l’augmentation des doses de rayonnements ionisants délivrées par l’imagerie médicale (principalement en scanographie et en radiologie interventionnelle) devient préoccupante et doit être maîtrisée.

L’ASN a décidé d’agir sur la radioprotection et sur la maîtrise des doses en imagerie médicale. Les actions proposées par l’ASN pour améliorer la radioprotection dans le domaine médical et maîtriser l’augmentation des doses sont entre autres :

Le développement des techniques alternatives, au premier rang desquelles l’imagerie par résonance magnétique (IRM) ; La mise en œuvre plus rigoureuse des principes de la radioprotection (justification et optimisation) ; Le renforcement de la formation à la radioprotection ; L’implication plus forte dans le champ de l’imagerie médicale de radiophysiciens ; L’augmentation de la disponibilité des Personnes Compétentes en Radioprotection (PCR[1]) et des moyens qui leur sont alloués.

Si les professionnels de l’imagerie médicale sont les premiers acteurs des progrès en radioprotection médicale, note l’ASN, les acteurs institutionnels de la santé et du travail sont également à mobiliser du fait de leur rôle décisif en ce qui concerne les équipements, les ressources humaines, le financement des formations, le développement de l’assurance de la qualité et l’évaluation des pratiques professionnelles.

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CGGVeritas Annonce la Réalisation d’une Etude BroadSeis 3D pour Shell au large du Gabon

2011-07-12T00:22:00.000-07:00

CGGVeritas annonce la réalisation pour le compte de Shell d’une étude BroadSeis 3D de structures salifères complexes situées en eaux profondes au large du Gabon.

Cette étude 3D BroadSeis a été réalisée en complément d’un projet d’acquisition conventionnel (7.900 km²), réalisé par le CGGVeritas Symphony équipé de dix streamers solides Sentinel® et du système de contrôle de streamers Nautilus® de Sercel. DovetailTM, la nouvelle solution d’acquisition et de traitement de CGGVeritas, destinée à réduire les compléments d’acquisition et à permettre un échantillonnage plus régulier, a également été déployée.

Jean-Georges Malcor, Directeur Général de CGGVeritas, a déclaré : « Nous sommes ravis d’avoir eu l’opportunité, au travers de notre collaboration avec Shell au Gabon, de démontrer l’avancée remarquable que constitue BroadSeis, notre solution marine à très large bande de fréquences, pour les études de structures complexes en eaux profondes. L’enregistrement des basses fréquences devrait permettre d’atteindre les objectifs de Shell en améliorant l’image des cibles pré-salifères grâce à une excellente pénétration. BroadSeis fournira également une bande de fréquences inégalée pour l’identification des anomalies d’amplitude superficielles. »

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Eolien offshore : GDF Suez confirme sa candidature

2011-07-12T00:17:00.001-07:00

Après EDF et Areva, c’est au tour de GDF Suez d’annoncer qu’il entre dans la course pour l’appel d’offres français pour l’éolien en mer.

Le lancement officiel est lundi 11 juillet. Mais d’ores et déjà les industriels annoncent leur candidature pour répondre à l’appel d’offres sur l’éolien offshore.

Dernier en date : le groupe énergétique GDF Suez annonce qu’il se porte candidat. Celui qui se présente comme le premier producteur éolien national avec près de 1000 mégawatts installés espère bien participer à l’implantation en mer de 3 000 mégawatts éoliens d’ici à 2015.

Le groupe français s’est associé en mai au groupe BTP Vinci et au groupe nucléaire Areva pour répondre à cet appel d’offres. Ils comptent postuler sur trois des cinq zones concernées : Dieppe-Le Tréport, Courseulles-sur-Mer et Fécamp.

La liste des dossiers retenus ne sera dévoilée qu’au début de l’année 2012, mais le gouvernement lancera l’appel d’offres de manière officielle le 11 juillet.

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Heads of Gazprom, Statoil and Total discuss implementation of the Shtokman project

2011-07-12T00:16:00.001-07:00

A working meeting was held in Paris between Alexey Miller, Chairman of the Management Committee of Gazprom, Helge Lund, President and CEO of Statoil and Christophe de Margerie, CEO of Total SA.

The parties exchanged views on the progress of preparations for the Phase 1 of the Shtokman field development, and confirmed their intention to adopt an integrated Final investment decision by the end of 2011.

During the meeting, Alexey Miller, Helge Lund and Christophe de Margerie also discussed issues related to the current and prospective situation on the European gas market, the dynamics of world supply and demand of pipeline gas and LNG.

Background

The Shtokman field is situated in the central part of the Russian sector of the Barents Sea.C1 reserves of the field make up 3.9 trillion cubic meters of gas and 56 million tons of gas condensate, with 3.9 trillion cubic meters of gas and 53.3 million tons of gas condensate located within Gazprom’s licensed area.The Shtokman gas and condensate field development project is of strategic importance for Gazprom. The project implementation will give a start to a new gas production region in the Arctic shelf of Russia.The Shtokman field will become a resource base for building up deliveries of Russian gas both by pipeline and in the form of LNG (liquefied natural gas) to domestic and foreign market.Gazprom neft shelf (former Sevmorneftegaz), a wholly owned subsidiary of Gazprom, holds the gas and gas condensate exploration and production license for the Shtokman field.Gazprom partners Total (France) and Statoil (Norway) in the Shtokman project execution.In February 2008 Gazprom, Total and Statoil (StatoilHydro then) signed the Shareholders Agreement on establishing Shtokman Development AG, a special-purpose company to engineer, design, construct, finance and operate Phase 1 facilities intended for the Shtokman field development.Shtokman Development AG will own Shtokman Phase 1 infrastructure for 25 years, starting from the date on which the field is brought

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Field development for TOTAL EP and Det Norske

2011-07-12T00:15:00.000-07:00

Total E&P Norge has, on behalf of the partnership in license 102C, submitted a plan for development and operation (PDO) for Atla to the authorities. In addition to Total which is the operator, the partnership in 102C consists of Petoro, Centrica and Det norske, with a 10 percent interest.

The discovery on Atla (formerly called David) was made in oktober 2010. Gas-condensate was proven in the Brent formation. Comprehensive tests and sampling was carried out. According to plan, the exploration well from 2010 will also be used as a production well, which has great significance for the projects profitability. Total investments are estimated to 1,4 billion NOK.

Atla is a prospect we have known about for a long time, in which we succeeded to enter, and one we have promoted in the drilling schedule. We are very pleased with the work Total has put down in this small-scale discovery, as the operator.

The license managed to quickly develop a good solution for development. This is the first development project we, Det norske, participate in. It also represents the beginning of a series of development projects in the coming years, which will give us a considerable production, says Erik Haugane (picture).

Atla is situated in the central part of the North Sea, 20 kilometers northeast of the Heimdal Field. The discovery will be produced using a subsea installation connecting with an existing pipeline between Heimdal and Skirne. Total is also operator of the Skirne Field.

Recoverable reserves are estimated to be 12 million barrels of oil equivalents.

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ATEX SYSTEM dans le journal l’UNION Economie d’entreprise Marne 14 Juin 2011

2011-06-15T02:03:00.000-07:00

Atex system. Le concepteur rémois de « boîtiers antidéflagrants » innove et exporte.

Beaucoup d’entre vous connaissent sans doute l’outil de conception « 3D Cuisine » du géant du meuble suédois Ikea. Installé en quelques instants sur les ordinateurs familiaux, il permet à chacun de composer, avec des images en trois dimensions, la cuisine de ses rêves en plaçant ici un caisson bas, là une hotte aspirante, ailleurs une armoire à vaisselle.Atex System a transposé ce jeu de grands enfants dans le monde pourtant sérieux et normé des équipements de sécurité industriels.

La petite et ingénieuse société rémoise conçoit, fait fabriquer et commercialise des « coffrets antidéflagrants ». Il s’agit de boîtiers étanches et blindés qui protègent les installations électriques dans les environnements à risques tels que les raffineries off shore, les silos à grain ou les stations-service. Pour percer et se démarquer sur ce marché de niche austère, Atex System a donc développé son propre logiciel de conception en 3D téléchargeable gratuitement et utilisable par le client. Comme le fait l’acheteur d’une cuisine, l’industriel peut aller chercher les boîtiers et ustensiles dans le catalogue d’Atex System pour composer l’objet de ses rêves à coups de souris. « Cela permet au client de bien exprimer sa demande et de visualiser le prototype en trois dimensions », explique le gérant Yves Sinzot. L’entreprise est la seule à offrir un tel service qui évite des incompréhensions dans un secteur « B to B » très international.

Cet ingénieux logiciel, « Designer 3D », a été développé par le centre technique DINCCS de Charleville-Mézières, spécialisé dans l’ingénierie numérique, avec le soutien de « Carinna », l’incubateur de la région Champagne-Ardenne via son réseau de développement technologique.

L’application 3D, dont les données sont cryptées avant d’être jetées dans les eaux indiscrètes de la Toile, va de pair avec une politique web très développée. Plutôt que d’attendre le curieux sur son site, Atex System va de l’avant. Disposant d’un informaticien dans sa petite équipe de cinq personnes, l’entreprise a pris très au sérieux la question de son référencement sur internet. Elle a longuement étudié les algorithmes des moteurs de recherche, et son site multilingue, son blog, ses comptes sur les réseaux sociaux et sa newsletter lui permettent d’être avantageusement classée. Tapez « Atex » (c’est en fait le nom de la directive européenne concernant les boîtiers antidéflagrants) sur google.fr, vous verrez que l’entreprise rémoise atteint la deuxième place. Pas mal pour une petite boîte installée dans un discret bureau de la place d’Erlon.Son activisme sur le net et ses prospections sur le terrain permettent à Atex d’être de plus en plus présente à l’international.

L’entreprise, fondée en 2002, réalise déjà 20 % de son chiffre d’affaires (de 1 million d’euros) au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est, en Afrique de l’Ouest et en Europe. Les demandes de devis qui tombent chaque jour d’Irak, du Sri Lanka, de Russie ou de Dubaï laissent présager d’un intéressant décollage pour la start-up rémoise. Un directeur du développement international sera recruté cette année.

Par Julien Bouillé, L’UNION Economie d’entreprise Marne 14 Juin 2011

Le plan de surveillance renforcée de la radioactivité en France suite à Fukushima prend fin sous les critiques

2011-06-15T00:12:00.001-07:00

Selon la dernière synthèse de l’IRSN, la contamination radioactive résultant de la catastrophe japonaise a été très faible en France et ne nécessite plus la poursuite du plan de surveillance renforcé. Un plan fortement critiqué par la CRIIRAD.

L’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) a publié le 8 juin une synthèse des mesures de la radioactivité effectuées en France suite à la catastrophe nucléaire japonaise de Fukushima. "Les concentrations en radionucléides artificiels imputables à l’accident de Fukushima mesurées en France ont été très faibles, avec une tendance à la baisse observée à partir de la deuxième semaine du mois d’avril", résume l’IRSN. Selon l’institut, les niveaux maximaux en iode 131 détectés ont été de l’ordre de quelques millibecquerels par mètre cube d’air (mBq/m3), une dizaine de becquerels par kilogramme (Bq/kg) de végétaux (herbe ou légumes-feuilles) et quelques becquerels par litre (Bq/L) dans l’eau de pluie ou dans le lait.

Des traces de césium 134 et de césium 137 ont également été mesurées dans l’air en différents points du territoire, à des concentrations au maximum de quelques dixièmes de millibecquerels par mètre cube d’air. Ponctuellement, le tellure 132 a été détecté dans l’air fin mars. "À aucun moment, [ces niveaux de radioactivité] n’ont présenté, en France métropolitaine et dans les DROM-COM, un risque environnemental ou sanitaire."

L’IRSN constate par ailleurs que depuis début mai, les concentrations en radionucléides artificiels sont revenues à des niveaux proches des limites de détection. "Il n’est désormais plus justifié de poursuivre ce plan de surveillance renforcée", juge l’IRSN.

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Total lance les projets Ekofisk South et Eldfisk II en Norvège

2011-06-15T00:11:00.000-07:00

Total annonce le lancement des projets offshore Ekofisk South et Eldfisk II dans le sud de la Mer du nord norvégienne, sur le permis de production (PL) 018. Le Groupe détient une participation de 39,90% dans ce permis.

Le plan de développement et d’opération de chaque projet a été approuvé par les autorités norvégiennes.

Le projet Ekofisk South prévoit l’installation d’une nouvelle plate-forme (Ekofisk 2/4Z) et d’une nouvelle infrastructure sous-marine (Ekofisk 2/4VB) sur le complexe Ekofisk. Dotée d’une capacité de production de 70 000 barils équivalent pétrole (bep), la plateforme a été conçue pour produire durant 40 ans. Ces nouvelles installations permettront de forer 35 puits de production et 8 puits d’injection d’eau et de poursuivre ainsi le développement du champ Ekofisk tout en améliorant le taux de récupération d’huile. La production devrait démarrer début 2014.

Le projet Eldfisk II prévoit l’installation d’une nouvelle plate-forme (Eldfisk 2/7S) sur le complexe Eldfisk et d’importants travaux de modernisation des installations du champ d’Eldfisk. Elle sera elle aussi conçue pour produire pendant 40 ans avec une capacité de 70 000 bep par jour. Elle sera dotée de quartiers d’habitation, de nouvelles installations de traitement, et permettra le forage de 30 puits de production et de 9 puits d’injection d’eau, l’objectif étant, là aussi, de poursuivre le développement du champ et d’améliorer le taux de récupération d’huile. La production devrait démarrer en 2015.

Ces deux projets permettront de développer environ 450 millions de barils équivalent pétrole de réserves.« Ces deux projets, qui représentent un investissement important pour Total, sont la preuve de l’engagement à long terme du Groupe en Norvège pour créer de la valeur », affirme Patrice de Viviès, directeur Europe du Nord au sein de la branche Exploration & Production de Total.

Les champs Ekofisk et Eldfisk ont été respectivement découverts en 1969 et 1970. Ekofisk est entré en production en 1971 et Eldfisk en 1979. Ces deux champs ont produit environ 260 000 bep par jour en moyenne en 2010.Sur le permis de production PL 018, Total, qui détient une participation de 39,90%, a pour partenaires ConocoPhillips (35,11%, opérateur), ENI (12,39%), Statoil (7,60%) et Petoro (5,00%).Total en NorvègeDepuis la fin des années 1960, le Groupe joue un rôle de premier plan dans le développement d’un grand nombre de gisements en Norvège. Total détient des intérêts dans 80 licences du plateau continental norvégien, dont 17 en tant qu’opérateur. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe avec des volumes de 310 000 bep par jour en moyenne en 2010.

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Déchets : usine de valorisation énergétique en Lombardie

2011-06-15T00:10:00.000-07:00

Dynamis Energy et All Way ont mis sur pied une coentreprise pour construire et gérer une usine de valorisation énergétique des déchets fondée sur une technologie avancée de gazéification.

Selon l’accord signé, les deux entreprises vont concevoir et construire l’usine de valorisation énergétique des déchets en Lombardie (Italie). L’usine sera intégrée à une installation existante de gestion des déchets et traitera les déchets solides municipaux post-triés afin de générer de la vapeur et de l’électricité.

Tous les permis nécessaires à la construction de l’usine de valorisation énergétique des déchets ont été obtenus et le processus de conception de l’usine a déjà commencé. La phase de construction actuelle de l’usine de valorisation énergétique des déchets prendra environ 10 mois et est censée débuter en août 2011. La mise en route et l’exploitation de l’usine sont prévues pour la fin de l’été ou le début de l’automne 2012.

"Dynamis est fière de déployer sa technologie de pointe en Italie par le biais de notre partenariat avec All Way dans ce projet. Il s’agira de notre première usine en Europe, et elle servira de tremplin pour d’autres usines en Italie et dans l’Union européenne" a affirmé C. Lloyd Mahaffey, PDG de Dynamis Energy.

Avec la technologie Dynamis 3.0, l’usine de valorisation énergétique des déchets générera de l’électricité et de la chaleur pour un processus de séchage des boues. Le système modulaire de Dynamis Energy a ainsi la capacité de traiter une large gamme de flux de déchets, utilise très peu de carburant par cycle et traite les déchets de façon très efficace tout en maintenant de très faibles émissions.

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Energie L’électronucléaire pèserait 410 000 emplois en France

2011-06-15T00:08:00.001-07:00

C’est ce que précise une étude quantitative menée par PwC, pour le compte d’Areva. Dans le détail, le secteur compterait 125 000 emplois directs, soit 4% des emplois dans l’industrie. Au lendemain du référendum sur la sortie du nucléaire en Italie, ces chiffres ont un certain écho. Analyse et explications avec Jeanne Lubek, responsable de l’enquête et économiste chez PwC.

L’Usine Nouvelle - Après l’Allemagne, c’est l’Italie qui décide de sortir du nucléaire. Cela aura-t-il un impact sur l’industrie électronucléaire française ?Jeanne Lubek - Cela aura un impact mais nous ne pouvons commenter ces décisions souveraines. Il faudrait une enquête complémentaire pour quantifier les conséquences de ces décisions. Notre enquête actuelle ne prend pas en compte la période après Fukushima puisqu’elle a été construite en début d’année (avant le séisme du 11 mars, Ndlr). De plus, les chiffres utilisés sont ceux produits pour l’année 2009. Il s’agit d’une photographie à un instant T. Elle pourra être comparée ensuite d’une année sur l’autre.

Vous dites que le secteur représente 2% du Produit intérieur brut (PIB) si l’on prend en compte la valeur ajoutée directe*, indirecte et induite. Cela revient-il à dire que la fin du nucléaire amputerait le PIB de 2% ?Notre étude ne mène pas à cette conclusion. Elle dit simplement qu’en cas d’arrêt brusque du nucléaire, nous savons que 2% du PIB serait perdu. Mais cette énergie serait remplacée et la perte – au moins partiellement – compensée. Grâce à cette étude, nous savons déjà ce que nous risquons de perdre.

Renoncer aux EPR serait une perte d’emplois importante selon cette enquête. Pourquoi ?Il ne s’agit pas d’une perte d’emplois. Mais construire un EPR crée des emplois pérennes. 8530 emplois directs et indirect sont générés en France pendant la phase d’études et de construction d’un EPR sur le territoire national. 3 750 emplois s’il se construit à l’étranger. Puis 1 650 emplois sont ensuite générés pendant 80 ans, pour l’exploitation, l’alimentation en uranium et le démantèlement.

L’enquête annonce que 125 000 emplois directs sont créés par l’ensemble de la filière électronucléaire. Comment ce chiffre a-t-il été obtenu ?Nous avons choisi d’avoir une définition restrictive de ces emplois directs. Nous avons commencé par identifier les entreprises qui sont spécialisés dans l’électronucléaire. Puis, dans les comptes de ces 454 entreprises, nous avons regardé les chiffres d’affaires correspondant exactement à la filière afin d’établir les emplois directement lié au nucléaire. Avec les emplois indirects (achats liés à l’activité) et les emplois induits (associés aux dépenses des employés directs et indirects) le poids socioéconomique est de 410 000 emplois.

Quelles sont les entreprises que vous avez identifiées dans l’étude ? Les géants de l’atome sont-ils prédominants ?Il a bien sûr les grands donneurs d’ordre comme EDF et Areva. Puis des acteurs institutionnels comme le CEA qui représente 4 000 emplois dans le secteur de l’électronucléaire. Suivent les entreprises de taille importante comme Bouygues-chantiers nucléaires, ou Spie nucléaire. Puis viennent les PME qui ne sont pas négligeables puisqu’elles représentent le tiers représentent le tiers des entreprises spécialisées identifiées.

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Après avoir innové, Atex System mise sur l’export, JOURNAL MATOT BRAINE N°7397

2011-06-09T06:05:00.000-07:00

Innovation. Spécialisée dans la conception de solutions électriques antidéflagrantes, l’entreprise rémoise a collaboré avec lecentre DINCCS de Charleville-Mézières, avec le soutien de l’agence Carinna, pour créer un logiciel 3D qui va faciliter sondéveloppement international.

À la création d’Atex System en 2002, Yves Sinzot s’adressait surtout aux sucreries en concevant des coffrets destinés aux environnements à risque.Ensuite, Atex System (en référence à la réglementation Atex issue d’une directive européenne) a fait évoluer son activité pour répondre aux risques des atmosphères explosibles pour l’industrie du gaz et le secteur pétrolier. « C’est un marché de niche dans lequel nous avons une dizaine de concurrents dans le monde », explique-t-il.Pour autant, accéder aux marchés n’est pas facile. « Il faut travailler avec des sous-traitants qui travaillent avec des compagnies mondiales.Nous avons reçu également un agrément de Total qui peut nous ouvrir des portes », analyse le dirigeant de la société qui emploie 4 salariés et a généré un chiffre d’affaires de 1 M€ en 2010. Alors qu’elle avait connu jusqu’à +70 % de progression de son activité, la jeune entreprise a été marquée par la crise (-30 %) et génère à présent « une croissance moyenne de 12-13 % ». Les clés de la réussite pour Atex System : innovation et export.

LA 3D, UN LANGAGE UNIVERSEL

En plus de proposer des systèmes qui répondent aux normes en vigueur et aux besoins de ses clients industriels, la société a cherché à développer un nouvel outil : « Le logiciel designer 3D que nous mettons à disposition de nos clients leur permet de choisir le produit voulu avec une grande précision », présente Yves Sinzot. Il n’est donc plus nécessaire d’écrire les demandes car tous les paramètres imaginables ont été prévus dans le logiciel. « C’est un système de drag&drop qui fait gagner du temps à nos clients et à notre équipe ». Ce projet représente 3 ans de travail et près de 60 000 euros d’investissement pour la société. « Nous avons rencontré le centre DINCCS de Charleville lors du Forum Innovact », explique Yves Sinzot. La Prestation Technologique Réseau (PTR) de l’agence de l’innovation régionale Carinna a été le soutien financier et l’accompagnement nécessaire pour mener à bien cette collaboration.

EXPORT ET MARKETING

Déjà présente à l’international avec les missions réalisées par son dirigeant, dernièrement à Singapour, Atex System va passer à la vitesse supérieure en recrutant un directeur export. « Nos exportations représentent 15 % de notre activité car la France est en avance, mais les marchés commencent à s’ouvrir à l’étranger,notamment au Maghreb, en Afrique de l’ouest, au Moyen- Orient et en Asie du sud-est ». Et pour vanter ses produits, la société utilise les nouvelles technologies. « Nous sommes agressifs sur le plan marketing.Nous sommes très bien positionnés sur les moteurs de recherche. Notre site internet est disponible en sept langues étrangères et nous envoyons une newslettermensuelle à 60 000 ingénieurs ». Présente sur les réseaux sociaux, Atex System montre même l’utilité de ses procédés sur des videos sur youtube.

Philippe Demoor, Journal MATOT BRAINE N° 7397 Edition du 06 au 12 Juin 2011

Source: atex-system.com

La sécheresse aggrave la pénurie d’électricité en Chine

2011-05-18T06:41:00.002-07:00

L’énergie hydraulique est la deuxième source d’énergie en Chine après le charbon. En proie à une période de sécheresse, le pays voit s’accentuer la pénurie d’électricité dont souffre régulièrement son économie.

Depuis dimanche, les turbines du barrage des Trois Gorges sur le Yangtsé, ne peuvent plus tourner à pleine capacité. Le niveau du réservoir est tombé du plus grand barrage du monde est en effet tombé, a indiqué le China Daily.

En avril déjà, la production de la plupart des centrales hydrauliques du Hubei avait fortement chuté, selon des chiffres de la Commission nationale au développement et à la réforme cités par le quotidien de langue anglaise.

Depuis le mois de mars, des coupures d’électricité ont dû être organisées dans plusieurs des provinces les plus industrialisées du pays comme le Guangdong (sud), le Jiangsu et le Zhejiang (est), entre autres.

La province du Hubei (centre) connaît sa plus grave sécheresse en un demi-siècle et près d’un demi-million de personnes y rencontrent actuellement des problèmes d’accès à l’eau potable, selon le China Business News. Cette situation "va probablement pousser à la hausse l’indice des prix à la consommation", estime le journal, citant des experts.

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Moins de pétrole dans les transports : $400 Mds par an

2011-05-18T06:41:00.000-07:00

"Les pays qui cherchent à réduire leur dépendance vis-à-vis du pétrole et les émissions issues du secteur des transports doivent soutenir le développement, la distribution et l’adoption de nouvelles technologies" indique un rapport publié par le Forum économique mondial et le cabinet de Conseil en stratégie Booz & Company.

Cela passe par une approche politique structurée, des partenariats public-privé forts, une action de couverture des risques et une approche collaborative dans les financements.

Les transports mondiaux et les énergies fossiles entretiennent des liens inextricables. Plus de 60 % des 87 millions de barils de pétrole consommés chaque année servent à alimenter les systèmes de transport du monde entier ; et les combustibles fossiles liquides représentent plus de 96 % de l’approvisionnement énergétique actuel pour le secteur des transports.

L’étude Repowering Transports estime à 400 milliards de dollars le montant des investissement annuels nécessaires pour parvenir à une pénétration de 25 % des sources d’énergie alternatives (électricité, biocarburants, GNV/GPL) d’ici à 2030 et réduire la consommation totale de pétrole de 0,5 % par an dans les transports.

Ces besoins en capitaux sont modérés si on les compare aux 740 milliards de dollars dépensés chaque année dans le monde en subventions pour le pétrole, ou encore au chiffre d’affaires mondial du secteur des transports (4 500 milliards de dollars US). L’étude montre que le manque de financement pour le développement des transports « verts » n’est pas lié à un problème de disponibilité des fonds, mais plutôt à l’incertitude de l’environnement réglementaire et aux difficultés dans l’évaluation des risques encourus.

Pour parvenir à cette diversification énergétique, le rapport propose une approche politique en deux volets. D’une part la mise en place d’une réglementation (taxes carburant, taxes carbone). D’autre part des politiques spécifiques pour les différentes technologies, déployées en fonction des atouts concurrentiels de chaque pays. « La compréhension des opportunités et défis de l’offre énergétique pour l’ensemble des modes de transport est une entreprise très complexe. Ce rapport est le premier à proposer un tel cadre global pour identifier les facilitateurs de progrès et assurer le déploiement des technologies le plus large possible », explique Nick Pennell, vice-président de Booz & Company.

A titre d’exemple, Repowering Transport aborde le cas de la Chine, dont le programme d’investissement de 15 milliards de dollars dans le secteur du véhicule électrique, relayé par une collaboration public-privé très forte, vise à mettre 5 à 10 millions de véhicules électriques en service d’ici à 2020. Le rapport met également en avant le Brésil, qui mène depuis 30 ans une politique de soutien au développement des biocarburants, une technologie qui alimente aujourd’hui plus de 20 % de l’ensemble de son transport national. Le Brésil continue à soutenir les biocarburants à ce jour, dépensant jusqu’à 2,5 milliards de dollars par an en allégements fiscaux et autres incitations à la consommation.

« Selon les conclusions du rapport, le pétrole restera le carburant dominant pour le transport au cours des 20 prochaines années, mais des partenariats novateurs entre le secteur privé, le secteur public, le monde universitaire et la société civile sont en train d’accélérer le développement des technologies alternatives », explique John Moavenzadeh, chargé des questions liées aux industries de la mobilité au Forum économique mondial.

Le rapport établit un cadre pour identifier les partenariats les plus utiles à chaque point du cycle de vie d’une technologie. Il contient en outre des études de cas portant sur des partenariats (nationaux et internationaux) réussis, avec notamment des exemples issus du Canada, de la Suède, du Royaume-Uni et des États-Unis.

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Pourquoi la France risque un "black-out" cet été ?

2011-05-18T06:40:00.000-07:00

La sécheresse qui s’annonce très tôt cette année pourrait contraindre EDF à arrêter de nombreux réacteurs cet été, avec un risque de black-out électrique !

Ainsi, si la sécheresse se prolonge, 44 des 58 réacteurs situés en bord de rivière risquent d’être stoppés, menaçant alors la France de coupures électriques, prédit l’Observatoire du nucléaire dans une étude publiée la semaine dernière. "Seuls les 14 (réacteurs) situés en bord de mer sont à peu près assurés de pouvoir être refroidis correctement cet été."

En effet, les données dévoilées par le comité sécheresse montrent que les précipitations sont déficitaires par rapport aux normales saisonnières sur la majeure partie du pays, et que nous sommes dès à présent dans une situation de sécheresse. Pour le seul mois d’avril, les précipitations n’ont atteint que 29 % des normales. En conséquence, depuis hier, 28 départements ont déjà pris des arrêtés de limitation ou de suspension des usages de l’eau, pour adapter les prélèvements aux débits des cours d’eau et aux niveaux des nappes.

Alors que les pronucléaires font valeur l’argument de l’atome, "une arme de lutte contre le changement climatique", l’Observatoire indépendant présidé par Stéphane Lhomme affirme un point de vue diamétralement opposé : "le changement climatique induit des évènements naturels de plus en plus violents (tempêtes, froids intenses, canicules, etc) qui mettent en danger les installations nucléaires."

On l’a vu avec la centrale atomique de Fukushima, même mis à l’arrêt, les réacteurs ont toujours besoin d’un refroidissement liquide pour éviter une surchauffe de ces derniers. On peut donc se poser la question de la suffisance des barrages d’EDF, qui ont pour fonction d’assurer un débit minimal, en cas de sécheresse prolongée ?

Les principales centrales nucléaires menacées par un manque d’eau dans les rivières seraient les suivantes : Golfech (Tarn-et-Garonne, deux réacteurs), Civaux (Vienne, deux réacteurs), Belleville (Cher, deux réacteurs), Dampierre (Loiret, quatre réacteurs), Saint-Laurent (Loir-et-Cher, deux réacteurs), Chinon (Indre-et-Loire, quatre réacteurs), Chooz (Ardennes, deux réacteurs), Cattenom (4 réacteurs), soit 22 réacteurs au total.

D’autres centrales normalement approvisionnées en eau, ont (elles) l’obligation de respecter une certaine température dans les rivières, en dessous des 30° C. "Il existe des limites légales aux rejets d’eau chaude dans les rivières, afin de ne pas détruire irrémédiablement la faune et la flore." Si cette température est atteinte, la centrale doit réduire voire arrêter la puissance de ses réacteurs.

Toujours selon l’étude menée par l’Observatoire du nucléaire, sont concernées les centrales de Saint-Alban (Isère, deux réacteurs), Bugey (Ain, quatre réacteurs), Cruas (Ardèche, quatre réacteurs), Tricastin (Drôme, quatre réacteurs), Blayais (Gironde, quatre réacteurs), Nogent (Aube, deux réacteurs), soit 20 réacteurs au total.

Enfin, en temps normal, les centrales rejettent dans les rivières des effluents radioactifs et des éléments chimiques (zinc, phosphore, sulfates, sodium, chlorures, morpholine, cuivre, etc). En dessous d’un certain débit, les centrales doivent stocker leurs effluents dans des conteneurs, en attendant que le cours d’eau soit plus conséquent. Si rien ne change, (débit faible < 30 m3/s) les sites de stockages sont remplis et il faut alors stopper les réacteurs.

"Ces risques sont aggravés l’été du fait du moindre débit des rivières. Le problème est démultiplié en cas de sécheresse : ces produits chimiques sont rejetés dans des rivières au débit très faible, causant de fait de graves pollutions chimiques" conclut l’étude.

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New gas find for RWE Dea in North El Amriya concession

2011-05-09T01:07:00.000-07:00

RWE Dea Egypt has announced a further gas find in the North El Amriya concession. The company, as operator, holds a 100% stake in this concession.

The NEA 4x strike is about six kilometres east of the NEA 3x find confirmed in January in the offshore concession North El Amriya, some 40 kilometres north of the city of Alexandria. The well was drilled to a final depth of 3,320 metres and hit a gas reservoir in the Miocene layer in the Abu Maadi formation with a thickness of 58 metres.

A production test was successfully carried out with production volumes of up to 25.000 mscf/d. “This renewed find reflects the immense potential of this concession,” said Ralf to Baben, Chief Operating Officer of RWE Dea AG. “We will now carry out additional work on evaluating the NEA 4x find.” In the North El Amriya concession, RWE Dea is operator with a share of 100%.

RWE Dea and its predecessor organisation have been operating in the upstream segment in Egypt since as far back as 1974 has been producing oil in the Gulf of Suez for almost three decades now. In recent years, the Company encountered several major gas strikes in Egypt and has substantially expanded its activities by acquiring additional concessions. At present, RWE Dea holds a total of 12 onshore and offshore concessions in Egypt.

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Statoil has awarded Subsea 7 a contract for marine installations and pipe-laying in connection with development of the Fossekall/Dompap discoveries off the coast of Helgeland in northern Norway.

2011-05-09T01:06:00.000-07:00

The contract value is around NOK 970 million without options and extra charges due to the weather.

Discovered one year ago, Fossekall will also make it possible to develop the earlier find Dompap.

Fast-track development

This is Statoil’s fifth fast-track development and the largest so far.

“With all of the contracts awarded, we can already start production at the end of 2012. We’re very happy about this,” says Ivar Aasheim, Statoil’s head of field development on the Norwegian continental shelf.

Statoil considers it vital to reduce the time from discovery to production.

“We are about to reach this goal,” says Aasheim. “This development will only take two and a half years, and thereby meets the fast-track principles.”

Subsea fieldThe Fossekall/Dompap development will comprise three subsea templates tied back to the Norne ship in the Norwegian Sea. The distance from the field to the Norne ship is around 26 kilometres.

Recoverable reserves in Fossekall/Dompap are estimated at around 100 million barrels of oil equivalent. The majority of this is oil.

“These additional volumes are important to Statoil, and they help extend the lifetime of the Norne ship,” says operations north cluster head Morten Loktu.

Partners : Statoil (64% and operator), Petoro (24.5%) and Eni (11.5%).

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Risques chimiques | 50 nouvelles fiches produits reprotoxiques pour Demeter

2011-05-09T01:03:00.002-07:00

L’INRS vient d’intégrer 50 nouvelles fiches concernant les produits toxiques pour la reproduction à sa base de données Demeter. Cette source d’informations utiles à l’évaluation de ce risque reprotoxique propose une synthèse sur les dangers vis-à-vis de la reproduction pour plus de 100 produits et des conduites à tenir en cas d’exposition.

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Etiquetage des produits de grande consommation | L’Ineris souligne le manque de données sur les produits d’entretien et les désodorisants

2011-05-09T01:03:00.000-07:00

A la demande du ministère en charge de l’Ecologie, l’Ineris a réalisé un rapport préliminaire sur les émissions dans l’air intérieur de polluants volatils par des produits d’entretien et des désodorisants. Ce rapport, étape préalable à une démarche d’étiquetage obligatoire des produits de consommation courante, attire l’attention sur le manque de données concernant les émissions de ces polluants.

Le travail de l’Ineris vise à éclairer le ministère chargé de l’Ecologie sur la politique à définir en vue d’une extension des mesures d’étiquetage obligatoire à des produits de grande consommation pour lesquels les expositions dans l’air intérieur sont susceptibles de présenter un risque sanitaire. Le rapport rendu public le 19 avril complète une étude réalisée par l’Institut en 2009 sur les données disponibles relatives aux émissions des produits de consommation courante dans l’environnement intérieur. L’étude, conduite en 2010, concerne uniquement les composés organiques volatils (COV) pour une exposition chronique par inhalation, dans un environnement domestique. L’émission de particules, l’exposition par voie cutanée ou l’exposition des professionnels du nettoyage ne sont pas abordés.

Cette étude souligne le déficit de données accessibles sur les émissions de substances polluantes par les produits de grande consommation et la nécessité de réaliser des travaux expérimentaux complémentaires. Ainsi, quelle que soit la catégorie de produits d’entretien et la forme (liquides, sprays, lingettes, etc.), le formaldéhyde et le benzène sont des substances pour lesquelles il est nécessaire d’affiner la connaissance des expositions potentielles. Il apparaît également important d’approfondir les premiers enseignements obtenus sur l’exposition potentielle et la dangerosité à long terme des fragrances sensibilisantes (famille des terpènes : limonène, linanol, etc.) émises par les désodorisants.

La démarche dans laquelle s’inscrit cette étude répond aux engagements pris dans le cadre du Grenelle de l’environnement et inscrits dans l’article 40 de la loi Grenelle 1 qui prévoit, à partir de 2012, de soumettre les produits d’ameublement, de construction et de décoration à un étiquetage obligatoire précisant notamment leurs émissions en polluants volatils. Cet article stipule également que « dans un délai d’un an à compter de la publication de la présente loi, l’Etat publiera une étude sur la nécessité d’étendre ces mesures à d’autres catégories de produits de grande consommation susceptibles de polluer l’air intérieur dans les domiciles ou les lieux publics clos tels que les produits d’entretien ou ayant pour fonction d’émettre des substances volatiles dans l’air ambiant ».

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A Fukushima, des ouvriers entrent dans la bâtiment numéro un

2011-05-09T01:01:00.000-07:00

C’est la première fois depuis le séisme que les liquidateurs approchent du réacteur numéro un. Ce bâtiment a explosé au lendemain du séisme.

La compagnie d’électricité japonaise Tepco a annoncé qu’elle enverrait au moins 12 ouvriers dans ce bâtiment, pour relancer le système de ventilation.

"Nous envoyons les travailleurs par petits groupes pendant une durée maximum de dix minutes pour limiter la durée d’exposition aux radiations", a précisé un porte-parole de Tepco.

Depuis près de deux mois, Tepco tente de rétablir les circuits de refroidissement des quatre réacteurs endommagés par le tsunami. L’opérateur estime qu’il lui faut encore trois mois pour commencer à réduire la radioactivité et neuf mois pour refroidir les réacteurs.

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EOR - The Time is Now : Its contribution to World Oil Supply

2011-05-09T00:59:00.001-07:00

[25/05/2011]

Lieu : GDF Suez - Tour T1 - 1, place Samuel de Champlain Faubourg de l’Arche - 92930 Paris La Défense CedexOrganisateur : SPE en liaison avec l’AFTP Section Forage-Production

Cette conférence sera présentée par par Paul L. BONDOR, BonTech

Se tiendra le mercredi 25 mai 2011 à 16h30 dans les locaux

Tour T1 - 1, place Samuel de ChamplainFaubourg de l’Arche - 92930 Paris La Défense Cedex

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Protéus et IFP Energies nouvelles annoncent une avancée importante dans l’optimisation du procédé de fabrication du bioéthanol de deuxième génération

2011-05-09T00:58:00.001-07:00

La société de biotechnologie industrielle Protéus S.A. (une société du groupe PCAS), en partenariat avec IFP Energies nouvelles (IFPEN), vient de publier les résultats obtenus sur l’optimisation de l’activité enzymatique de la b-glucosidase Cel3A de Trichoderma reesei par sa technologie de "gene shuffling" ou "L-Shuffling". Grâce à l’amélioration de cette enzyme par Protéus, IFPEN a pu construire une nouvelle souche de Trichoderma reesei produisant un cocktail enzymatique qui diminue par 4 la quantité d’enzyme nécessaire à l’hydrolyse complète de la paille de blé prétraitée pour la production de bioéthanol de deuxième génération.

La viabilité économique de la production de bioéthanol de deuxième génération repose largement sur l’efficacité de l’étape d’hydrolyse enzymatique. Celle-ci consiste à utiliser les enzymes produites par une souche de champignon, ici Trichoderma reesei, pour transformer la cellulose issue d’une biomasse lignocellulosique non alimentaire, comme la paille de blé, en sucres fermentescibles. Ces sucres sont ensuite fermentés par des levures pour la production de bioéthanol. Les premiers résultats d’optimisation obtenus par Proteus et IFPEN permettent d’envisager une diminution significative du coût de cette étape.

Les travaux conduits par Proteus et IFPEN ont été financés en partie par l’Agence Nationale de la Recherche (ANR) via le Programme National de Recherche sur les Bioénergies (PNRB), de 2006 à 2009 (projet HYPAB). Proteus et IFPEN poursuivent ces recherches sur l’amélioration d’autres activités enzymatiques impliquées dans l’hydrolyse de la cellulose dans le cadre d’un nouveau programme soutenu par l’ANR (ACTIFE).

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Technip remporte un contrat pour un projet gazier onshore en Australie

2011-05-09T00:57:00.001-07:00

Technip a remporté un contrat en remboursable pour l’ingénierie et des services de fourniture des équipements et de supervision de la construction destinés au projet gazier Macedon, situé à 17 kilomètres d’Onslow au nord ouest de l’Australie.

Le contrat porte sur les installations onshore comprenant un complexe gazier et des conduites. Les centres opérationnels de Technip à Perth (Australie) et Kuala Lumpur (Malaisie) réaliseront le contrat, qui devrait être achevé en 2013.

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Nathalie KOSCIUSKO-MORIZET et Eric BESSON reçoivent le rapport d’étape de la mission d’inspection sur les gaz et huiles de schiste

2011-04-26T01:48:00.002-07:00

Nathalie KOSCIUSKO-MORIZET, ministre de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement et Éric BESSON, ministre auprès de la ministre de l’Économie, des Finances et de l’Industrie, chargé de l’Industrie, de l’Énergie et de l’Économie numérique ont reçu le rapport d’étape de la mission conjointe du Conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies (CGIET) et du Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) afin d’éclairer le gouvernement sur les enjeux économiques, sociaux et environnementaux des hydrocarbures de roche-mère (gaz et huiles de schiste).

La mission a reçu le mandat d’étudier en priorité :
le potentiel de développement des hydrocarbures de roche-mère ainsi que les opportunités économiques et les enjeux géopolitiques associés ;
les techniques d’exploitation : leur efficacité, leur maîtrise par l’industrie française, leurs impacts, leur coût et leurs perspectives d’évolution ;
les enjeux sociétaux et environnementaux pouvant avoir une incidence sur le développement d’une exploitation des hydrocarbures de roche-mère en France ;
le cadre légal, fiscal et réglementaire applicable, ainsi que l’organisation et les moyens de l’administration en charge du dossier.

Le gouvernement a pris acte de ce rapport d’étape. Le Premier ministre a déjà entériné certaines de ses recommandations en annonçant le soutien du gouvernement aux propositions de loi déposées par les Parlementaires. Il a également demandé à la mission CGIET-CGEDD de prolonger ses travaux afin que la recherche scientifique sur les possibilités d’exploiter demain ces gisements potentiels soit conduite jusqu’à son terme.

Produits chimiques | Un texte de la CE modifie le règlement CPL

2011-04-26T01:48:00.000-07:00

Daté du 10 mars 2011, un texte de la Commission européenne modifie le règlement CLP ainsi que les sept annexes qui y sont jointes, afin d’adapter ses dispositions au progrès technique et scientifique.

> Sont notamment modifiés :

l’article 25, concernant les informations supplémentaires figurant sur l’étiquette : le nom des produits chimiques susceptibles de provoquer une réaction, même à faible concentration, doit désormais être ajouté sur l’étiquette.

l’article 26, relatif à l’ordre de priorité pour les pictogrammes de danger : désormais, si les pictogrammes de danger « GHS02 » ou « GHS06 » s’appliquent, l’utilisation du pictogramme de danger « GHS04 » est facultative.

Le texte prévoit une période transitoire d’application pour la mise en œuvre de ces nouvelles règles applicables à partir du 1er décembre 2012 pour les substances, et du 1er juin 2015 pour les mélanges, afin que les fournisseurs de substances puissent s’adapter.

En ce qui concerne les mélanges et substances classés, étiquetés et emballés, ces nouvelles règles prendront effet à partir du :

1er décembre 2014, pour les substances classées, étiquetées et emballées conformément au règlement CLP et mises sur le marché avant le 1er décembre 2012 ;

1er juin 2017 pour les mélanges classés, étiquetés et emballés conformément au règlement CLP ou à la directive 1999/45/CE du 31 mai 1999 (concernant le rapprochement des dispositions législatives, réglementaires et administratives des États membres relatives à la classification, à l’emballage et à l’étiquetage des préparations dangereuses) et mis sur le marché avant le 1er juin 2015.

Pétrole Saudi Aramco veut augmenter de moitié ses capacités de raffinage

2011-04-26T01:47:00.001-07:00

Raffiner six millions de barils par jour. C’est l’objectif que s’est fixé la compagnie pétrolière saoudienne, a indiqué ce 26 avril son directeur général Khalid al Falih, de passage à Séoul.

La compagnie réfléchit à quatre nouvelles raffineries, dont une à Jaizan (Arabie saoudite), et à des sociétés conjointes en Chine, au Vietnam et en Indonésie, a ajouté le directeur de Saudi Aramco. Les capacités de raffinage vont "bientôt" dépasser les quatre millions de barils par jour, qui sont les capacités actuelles, a-t-il déclaré, sans donner de calendrier précis.

Aramco va investir 125 milliards de dollars dans des projets domestiques et à l’étranger. Ces investissements se feront dans le secteur du brut mais aussi dans les domaines du gaz naturel et de la pétrochimie, selon des propos rapportés par l’agence sud-coréenne Yonhap.

"Saudi Aramco ne s’occupe pas seulement de la production pétrolière", a insisté le directeur général. "Nous sommes aussi l’un des plus gros producteurs de gaz naturel, un acteur important dans la raffinage et nous développons rapidement nos activités de pétrochimie".

Technip associé dans un projet de sables bitumineux

2011-04-26T01:46:00.001-07:00

Une filiale de Technip basée à Houston (Texas), "KTI Corporation", vient de remporter un contrat auprès de Snamprogetti Canada pour concevoir et fournir 10 générateurs à vapeur surchauffée (OTSG) pour la première phase du projet "Sunrise Energy".

Les OTSG font partie intégrante du procédé de drainage gravitaire assisté par injection de vapeur (SAGD) utilisé dans le projet pour l’extraction de bitume. La livraison et l’achèvement de ces unités est prévue pour le second semestre 2012.

Sunrise est un projet SAGD de sables bitumineux en cours de construction à environ 60 kilomètres au nord-est de Fort McMurray (Alberta, Canada) et opéré par Husky Energy. Une fois la première phase du projet achevée, Technip indique que "le complexe devrait produire environ 60 000 barils de bitume par jour."

** Snamprogetti Canada est le contractant principal pour l’ingénierie, la fourniture des équipements et la construction des installations principales de Sunrise Phase 1 pour lesquels les OTSG seront utilisés.

Une loi pour bannir l’exploitation des gaz de schiste

2011-04-12T01:12:00.000-07:00

"... l’exploration et l’exploitation des mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux non conventionnels, par des forages verticaux comme par des forages horizontaux suivis de fracturation hydraulique de la roche, sont interdites sur le territoire national", tel est le contenu de l’article premier de la proposition de loi déposée la semaine dernière par Christian Jacob, Président du groupe UMP de l’Assemblée nationale.

En préambule de cette proposition de loi, il est rappelé la nature exacte des motifs exposés :

"Le gaz de schiste est un gaz naturel, de type non conventionnel, emprisonné dans du schiste, roche sédimentaire déposée sous forme d’argile et de limon. Dans le cas du gaz naturel classique, les molécules migrent naturellement jusqu’à des poches de forte concentration. Le schiste, lui, a pour propriété de conserver les plus petites quantités et de les empêcher de se rejoindre. L’extraction est longtemps demeurée impossible économiquement et physiquement.

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Fukushima : classé au même niveau que Tchernobyl

2011-04-12T01:10:00.000-07:00

L’autorité japonaise de sûreté nucléaire (NISA) a relevé aujourd’hui le niveau de gravité de l’accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima Daiichi, en passant de 5 à 7, soit le seuil maximal sur l’échelle INES.

L’accident nucléaire de Fukushima est maintenant considéré comme un "accident majeur", celui le plus grave, sur l’échelle INES. Le niveau 7 reste utilisé pour décrire un événement comportant "des rejets majeurs de matières radioactives avec des effets sur la santé et l’environnement nécessitant une mise en œuvre d’actions planifiées et étendues."

A ce jour, le seul événement classé au niveau 7 a été l’accident de la centrale de Tchernobyl (Ukraine) en 1986.

Paradoxalement, les émissions de particules radioactives en provenance de Fukushima-Daiichi représenteraient selon NISA, environ 10% de la quantité émise par la centrale de Tchernobyl. Cependant, comme les rejets n’ont toujours pas cessé, ils pourraient à terme être bien plus importants.

Les autorités japonaises ont informé qu’il s’agissait d’une évaluation préliminaire devant être validée par l’Agence internationale de l’Energie atomique (AIEA).

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Gasunie et Fluxys étudient la possibilité d’une collaboration

2011-04-12T01:09:00.001-07:00

Les entreprises d’infrastructures gazières Gasunie (Pays-Bas) et Fluxys (Belgique) vont explorer les possibilités d’une collaboration transfrontalière. Aujourd’hui, les CEO des deux entreprises, Walter Peeraer (Fluxys) et Paul van Gelder (Gasunie), ont signé une déclaration d’intention conjointe à cet effet. Le document a été signé à Zelzate, près de la frontière belgo-néerlandaise, à bord du Jacob van Artevelde, un navire de la Société du port de Gand.

L’étude porte dans un premier temps sur le développement de services transfrontaliers. Cette approche vise à stimuler davantage la libre circulation de gaz naturel et à améliorer le fonctionnement du marché gazier, deux objectifs centraux de la politique énergétique européenne.

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Intertek surveillera la qualité du carburant en France

2011-04-12T01:08:00.001-07:00

Le prestataire de services Intertek annonce avoir remporté le contrat sur le Programme de Contrôle de la Qualité des Carburants en Station géré par le ministère français de l’Ecologie et du Développement durable et la Direction Générale de l’Énergie et du Climat (DGEC).

Le programme de contrôle évalue la qualité des carburants pour automobiles à la disposition des consommateurs dans l’ensemble de la France.

Bien que les distributeurs de carburant et les raffineurs aient tous leurs propres programmes de qualité en place, la DGEC a demandé aussi à Intertek d’effectuer un prélèvement aléatoire de carburant dans les stations-service et des combustibles en dépôt afin d’assurer une qualité constante dans les carburants automobiles vendus à travers la France.

"Le programme comprend des prélèvements et des contrôles qualité en laboratoire selon les exigences de la norme EN590 et EN228, qui s’effectueront tout au long de l’année" a précisé également la société. Des programmes similaires sont gérés par Intertek en Espagne et au Portugal, tout comme d’autres programmes de contrôle de carburant indépendant réalisés pour le compte d’entreprises de pétrole et de carburant à travers l’Europe.

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Nucléaire : calendrier "serré" pour les stress-tests

2011-04-12T01:07:00.000-07:00

Les tests de sécurité des réacteurs nucléaires voulus au niveau européen devraient se dérouler selon un "calendrier serré" pour s’achever d’ici fin 2011 ou début 2012. C’est ce qu’a déclaré vendredi un responsable de l’Autorité de sûreté nucléaire. Parallèlement, un audit a été décidé en France.

Il s’agit de soumettre les centrales à "des scénarios extrêmes", a précisé Olivier Gupta, directeur général adjoint de l’ASN. Il a présidé un groupe de travail européen réuni mardi et mercredi à Paris pour définir les conditions -"le cahier des charges" - des vérifications imposées.

L’audit décidé parallèlement en France devrait "apporter le même type de résultats", selon le directeur adjoint de l’autorité. Le dispositif hexagonal "va très peu différer des stress tests européens". "L’idée est de soumettre les centrales nucléaires à des scénarios extrêmes" afin de "vérifier le comportement et la robustesse des installations face à de tels scénarios", allant au-delà de ce qui était jusque là jugé à risques, marges de sécurité comprises.

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Oiltanking acquires storage terminal in Colon, Panama

2011-03-04T07:05:00.002-08:00

The Oiltanking Group announces that it has acquired 100% of the shares of Colon Oil and Service S.A. (“COASSA’) and Colon Port Terminal S.A. (”CPT”). These companies will be renamed Oiltanking Colon S.A. and will be managed and operated by Oiltanking.

Oiltanking Colon S.A. is located at the Atlantic entrance of the Panama Canal, within the breakwater, at the Cocosolo Bay.

The aim of the terminal is to accommodate the increasing demand for marine fuels by vessels transiting the Panama Canal and calling the ports in the area.

The first phase of the terminal is currently under construction and will be commissioned in the third quarter of 2011. It consists of 300,000 barrels of tank capacity for the storage and handling of marine fuels along with an exclusive 260 meter jetty with a draft of 12.5 meter and ability to receive PANAMAX vessels. The jetty has also two barge positions.

Additionally, Oiltanking is already working on the first expansion of 450,000 barrels and truck loading facilities which is expected to be operational in 2012. The terminal still has land available for further construction.

Oiltanking is a subsidiary of Marquard & Bahls AG, Germany, a leading petroleum company, privately owned. Oiltanking is the second largest independent tank storage provider for petroleum products, chemicals and gases world-wide. The company owns and operates 71 terminals in 22 countries within Europe, North and South America, Middle East, India as well as Asia. Oiltanking has an overall storage capacity exceeding 17.6 million cubic meters.

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Atex System présent à la foire de Hanovre 2011 – du 4 au 8 avril

2011-03-04T07:05:00.000-08:00

An impressive line-up of 13 flagship international trade fairs takes the stage at HANNOVER MESSE 2011 (4 - 8 April) under the banner of "Smart Efficiency". Exhibiting companies will be presenting intelligent solutions aimed at cutting costs, optimizing process efficiency and conserving resources at every stage of the production chain.

Noeuds de communication sans fil Atex

2011-03-04T07:04:00.000-08:00

Banner Engineering propose la série de nœuds de communication sans fil à sécurité intrinsèque DX99 FlexPower, certifiés pour utilisation en atmosphère explosive (gaz ou poussière).

Ces nœuds autorisent la connexion de capteurs et autres dispositifs de surveillance et de contrôle. Ils sont disponibles avec une grande variété d’options d’entrées/sorties.

# Les nœuds éloignés recueillent les données et/ou transmettent des commandes entre les capteurs ou d’autres dispositifs et une passerelle centrale

# Il est possible de connecter jusqu’à 56 nœuds à une passerelle

# La passerelle mappe les signaux des nœuds éloignés et les transmet à un automate programmable ou une interface homme-machine par l’intermédiaire d’une liaison modbus RS-485 ou Modbus TCP/IP et Ethernet/IP# Les passerelles sont disponibles dans une configuration pour zones non dangereuses et dans des boîtiers antidéflagrants# Les nœuds sont dotés de piles internes et de boîtiers de protection en métal

# Ils sont certifiés pour une utilisation en atmosphère explosive (poussière et gaz) dans les espaces classe I, division 1, groupes A, B, C, D ; classe II, division 1, groupes E, F, G ; classe III, division 1 ; catégorie 1G, groupe IIC, Zone 0 ; et la poussière, catégorie 1D, groupe II, zone 20# Les nœuds DX99 et les dispositifs qu’ils surveillent sont alimentés par piles

# La durée de vie des piles peut être supérieure à 5 ans pour les modèles à thermocouples et RTD/PT100 DX99. En présence d’entrées numériques et analogiques, la durée de vie des piles dépend du type de capteur et de leur consommation nominale

# Les nœuds sont certifiés IP67 et peuvent être configurés au moyen de commutateurs DIP

Turck Banner3, rue de Courtalin
77703 MARNE-LA-VALLEE CEDEX 4
Tél : 01 60 43 60 70 - Fax : 01 60 43 10 18
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GDF Suez s’explique sur les sujets polémiques

2011-03-04T07:02:00.001-08:00

A l’occasion de la présentation des bons résultats 2010 de GDF Suez, Gérard Mestrallet, le PDG du groupe, est revenu sur trois grands sujets qui animent le paysage énergétique français. A savoir : les tarifs du gaz, la loi Nome et le gaz de schiste.

La hausse des prix du gazPour la première fois, GDF Suez a gagné de l’argent sur son activité de distribution de gaz en France, à la faveur d’une hausse de 9 % des tarifs depuis janvier 2009. Mais Jean-François Cirelli, vice-président et directeur général délégué, tempère ces gains : « Nous avons facturé 10 milliards d’euros de gaz et nous avons une marge de 300 millions d’euros. »

Gérard Mestrallet assure que les demandes de hausse de tarifs formulées par GDF Suez « n’ont pas pour but de gagner plus d’argent mais simplement de ne plus en perdre ». Les prix devraient progresser de 5 % le premier avril prochain.

La loi NomeGérard Mestrallet a une fois de plus expliqué que le prix juste pour l’accès à l’énergie nucléaire produite par EDF devrait être fixé à 35 euros le MWh. La loi Nome (Nouvelle organisation des marchés de l’électricité), qui s’appliquera le 1 er juillet prochain, prévoit que EDF doit vendre 25 % de sa production nucléaire à ses concurrents. EDF exige un prix de 42 euros le MWh.

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OIL AND GAZ – SIBERIA 27-29, April, 2011

2011-02-28T06:32:00.001-08:00

It’s not a secret that metal working, gas and extractive industries have difficulties nowadays. The major problems of these branches are low innovative activity, degradation of quality and competitive ability at the home and foreign markets. Equipment for metal working, extraction and processing of mineral deposits at the industrial enterprises of our country is used-up so that makes companies to buy new equipment corresponding to the last exigencies. This fact makes exhibitions with such topics very popular in many regions. Among other events, the exhibitions of "ITE Siberian Fair" are the leading exhibitions.

ON SHOW PROGRAMM

* Conferences, work shops, panel discussion

* "Gold Medal of the ITE Siberian Fair" Contest

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TUROGE 2011 16 - 17 March 2011

2011-02-28T06:30:00.001-08:00

TUROGE will be celebrating its 10th Anniversary in 2011. The Turkish Oil & Gas Conference and Showcase will be held on 16-17 March 2011 at the Sheraton Hotel & Convention Center in Ankara, Turkey.

Over the last 10 years, TUROGE has steadily reflected the growing interest in the Turkish Oil & Gas sector, Turkey’s strategic location and importance as regional Oil & Gas transportation hub between Central Asia, the Middle East and Europe.

TUROGE benefits from the official support of the Ministry of Energy and Natural Resources of the Republic of Turkey, General Directorate of Petroleum Affairs (PIGM), Turkish Petroleum A. O. - TPAO, Petroleum Pipeline Corporation - BOTAS, General Directorate of Mineral Research & Exploration - MTA and UKTI, and is co-organised with the Turkish Association of Petroleum Geologists (TPJD) and The Turkish Chamber of Geophysical Engineers (JFMO).

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Shell sends New Zealand mooring project to InterMoor

2011-02-28T06:29:00.001-08:00

HOUSTON – Shell Todd Oil Services has contracted a preset mooring project offshore New Zealand to InterMoor.

During earlier this month, InterMoor completed the design, engineering, procurement, and installation services for preset moorings in the Ruru field. Upon completion of the drilling program, InterMoor will provide the same services for the recovery phase.

Eight preset mooring legs were pre-laid and hooked up at a water depth of approximately 105 m (344 ft). This operation was for the drillship Noble Discoverer, and InterMoor provided personnel to complete the installation.

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