mercredi 20 juillet 2011

BHP Billiton and Petrohawk Energy Corporation Announce Merger

 
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.

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

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.

mardi 12 juillet 2011

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


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
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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.

Médical : doses de rayonnements ionisants en hausse !


"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.

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


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. »

Eolien offshore : GDF Suez confirme sa candidature


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.

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


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