OGS

Libondo – Eni Total

Développement de Libondo. Le Comité exécutif du 7 octobre 2008 a approuvé le lancement du développement du champ de Libondo, au Congo.
Situé à 50 km des côtes, par une profondeur d’eau de 114 m, Libondo fait partie du permis d’exploitation Kombi-Likalala-Libondo, associant Total E&P Congo (65 %, opérateur) et ENI (35 %). Il recèle des réserves initiales (prouvées + probables) évaluées à 17 millions de barils. Le développement est prévu au moyen d’une plate-forme fixe à construire, d’où seront forés trois puits producteurs et un puits injecteur d’eau. La production sera expédiée sur la plate-forme existante de Yanga. La mise en service est prévue en août 2010, avec une capacité (100 %) d’un peu plus de 8 000 barils par jour en 2011. Le projet Libondo incorpore une forte dimension développement durable, puisqu’il sera réalisé localement, en redémarrant le chantier de construction de Saipem (ex-BosCongo) à Pointe-Noire, inutilisé depuis plusieurs
années. Ce redémarrage entraînera une création d’emplois locaux significative (1 000 emplois directs et indirects).

Accord sur le projet Goliat

Le 8 mai 2009, le gouvernement norvégien a donné son accord au projet Goliat, la première plate-forme pétrolière dans les eaux de la Mer de Barents.

Le projet, dont le coût est estimé à 28 milliards de NOK (environ 3 milliards d’euros), doit encore obtenir l’accord du Parlement. Détenu à 65% par l’italien ENI et à 35% par StatoilHydro, Goliat permettra de créer 500 emplois selon le gouvernement, qui assure que le projet ne menacera pas les eaux fragiles et poissonneuses de la Mer de Barents.

“Goliat est le premier champ pétrolier qui doit être construit en Mer de Barents. Il sera un des principaux projets industriels à avoir jamais été conduits dans le Nord de la Norvège“, a déclaré M. Terje Riis-Johansen, ministre du Pétrole et de l’Energie. Le gouvernement pose comme condition que l’ensemble de l’énergie nécessaire au fonctionnement de la plate-forme provienne du continent à partir de 2017, c’est-à-dire trois à quatre ans après la mise en service de l’installation, pour éviter des émissions importantes de CO2. Au cours actuel, la valeur des 174 millions de barils de brut estimés du champ avoisine les 60 milliards de NOK (environ 6,8 milliards d’euros).

Le projet Goliat fait réagir fortement les ONG vertes. “C’est horrible que le gouvernement soit ouvert à la possibilité d’exploiter le pétrole en Arctique“, déclare M. Frederic Hauge, de Bellona.

BE Norvège numéro 87 (2/06/2009) – Ambassade de France en Norvège / ADIT – http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59301.htm

Contrats attribués pour la raffinerie de Jubail

La Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Company (SATORP, filiale commune de Saudi Aramco et Total), a décidé l’attribution des treize principaux contrats de construction de la raffinerie de Jubail.

Elle offrira une capacité de production de 400 000 barils par jour, et devrait être pleinement opérationnelle à partir du second semestre 2013.

Elle est présentée par Total comme l’une des plus performantes au monde. Elle traitera du brut Arabian Heavy. Une part de la production de la raffinerie de Jubail sera destinée au marché local pour répondre à la forte demande intérieure.

Cette raffinerie totalement convertissante va maximiser la production de diesel et de carburant pour l’aviation, affirme Total. Elle produira par ailleurs 700 000 tonnes par an (t/an) de paraxylène, 140 000 t/an de benzène et 200 000 t/an de propylène de haute pureté pour l’industrie pétrochimique.

Khalid Al-Falih, Président Directeur Général de Saudi Aramco, souligne que “le projet de Jubail est stratégique pour Saudi Aramco et l’Arabie Saoudite, et sa mise en œuvre selon le calendrier prévu permet de garantir que les marchés internationaux et régionaux seront correctement approvisionnés en produits de haute qualité au cours des dix prochaines années.”

“Notre engagement à financer un projet de cette ampleur témoigne de notre confiance dans la croissance des marchés dans les années à venir et de notre conviction que l’Arabie Saoudite est le pays idéal pour accueillir les investissements internationaux dans le secteur énergétique.”

Les deux compagnies estiment que la raffinerie permettra la création de quelque 1 200 emplois directs en Arabie Saoudite, et de cinq à six fois plus d’emplois indirects.

Les 6 et 8 mai 2008, le Comité exécutif de Total et le Conseil d’administration de Saudi Aramco ont respectivement décidé de lancer le projet et, le 22 juin 2008, un pacte d’actionnaires a été signé à Djedda, en Arabie saoudite, par Saudi Aramco et Total S.A.

A la suite de la signature de cet accord, SATORP a été créée au troisième trimestre 2008, et le développement du projet s’est poursuivi conformément au calendrier prévu. À terme, Saudi Aramco et Total détiendront chacun une participation de 37,5% dans la société, Saudi Aramco envisageant d’introduire en bourse sur le marché saoudien les 25% restants, au cours du dernier trimestre 2010, via une offre publique initiale (IPO) après approbation des autorités compétentes.

le North Ocean 103, acquisition de Technip

Technip a annoncé lundi l’acquisition d’un nouveau navire de support de construction, le North Ocean 103, auprès d’Oceanteam ASA.

La transaction a été réalisée par l’achat de la société propriétaire du navire, North Ocean III KS, pour un montant non communiqué. Le navire est actuellement en cours de construction dans le chantier naval de Metalships à Vigo, en Espagne. Il devrait être livré en août 2009, avant d’être équipé selon le cahier des charges de Technip en 2009/2010.

Selon la société d’ingénierie spécialisée dans les hydrocarbures, “cette acquisition accélère la stratégie de renouvellement de la flotte de Technip avec des navires de pose de conduites et de construction performants et modernes. L’acquisition du North Ocean 103 permettra au Groupe de remplacer l’Apache en 2010 par un navire dont il sera également propriétaire. Ce nouveau navire réalisera des opérations de pose de conduites rigides par diverses profondeurs d’eau.”

Thierry Pilenko, Président-Directeur Général de Technip, déclare : “cette opération illustre notre confiance dans le marché Subsea. Elle reflète également notre volonté d’améliorer notre compétitivité en utilisant nos liquidités pour acquérir des actifs de premier ordre et renforcer ainsi notre leadership“.