MOHO BILONDO 18 juillet 2008 1 SPE 02 février 2010
Agenda Présentation du Projet et spécificités Local Content Objectifs et organisation Le futur : Moho Nord Conclusions 2 SPE 02 février 2010
Permis Moho Bilondo ex Haute Mer Partenaires TOTAL E&P Congo 53.5% Chevron 31.5% SNPC 15.0% 3 SPE 02 février 2010
Zone développd veloppée Profondeur mss API Bilondo 1100 22 Mobim 1200 30 Limite du PEX MOBIM BILONDO Mobim Csup Mobim C 4 SPE 02 février 2010
Une histoire mouvementée e... 1ère découverte 1995 1ère phase : Études d'avant-projet en 2001 pour développer les objets Albien & Tertiaires Basic engineering réalisé avec DORIS en 2002 Projet arrêté fin 2003 après un cycle complet d'appel d'offres (yc le rig) 2ème phase : Nouvelles études conceptuelles lancées Q1-2004 sur la base d'une zone de développement restreinte aux seuls réservoirs tertiaires (incluant MOBIM) Update du Basic Engineering en 2004, pour couvrir le nouveau scope UFL et pour tenir compte des caractéristiques des bruts des nouveaux réservoirs (impact sur FPU seulement) En parallèle, évaluation détaillée d'une solution FPU en leasing menée à terme et finalement écartée sur des critères économiques Nouveaux appels d'offres envoyés fin 2004 pour SPS et UFL (pas pour le rig) Contrat FPU renégocié avec HHI (en compétition avec les offres leasing) Sanction du Projet en COMEX en mai 2005 ; contrats surface signés été 2005 5 SPE 02 février 2010
Schéma de développementd Profondeur d'eau variant de 540 à 740m 2 manifolds subsea + 1 puits injecteur d'eau excentré (3 km) 12 puits à la sanction du projet : 7 producteurs + 5 injecteurs d'eau 2 producteurs supplémentaires sanctionnés début 2007 (phase 1 élargie) Injection gas-lift en fond de puits et au niveau des manifolds Ligne d'import / export de gaz vers Nkossa Export direct du brut stabilisé vers le terminal de Djéno (ligne 16" de 80 km) Nouvelles installations de traitement dans le terminal de Djéno Floating Production Unit : - 90,000 bpd liquide - compression pour gas-lift et export gaz - sulfate reduction unit pour l'eau d'injection de Mobim 6 SPE 02 février 2010
Lay-out 6 Manifold MOBIM 6 slots Production lines 8 6 Export / Import Gas from NKF2 8 water injection 16 Oil Export Umbilical GL FPU 8 6 Water injection line Umbilical E H C Manifold BILONDO 4 slots 7 SPE 02 février 2010
Profondeur d eau de 540 à 740m 3 km 740m 660m Nkossa 18 km Djeno 78 km 2,3 km 600m 2,3 km 540m 8 SPE 02 février 2010
4 Packages surface Basic Engineering Doris Engineering (Paris France) Subsea Production System - SPS Contrats EPC + IAC attribués à FMC (Kongsberg - Norvège) Umbilical and Flowlines - UFL Contrat EPCI attribué à ACERGY (Suresnes - Paris) Floating Production Unit - FPU Contrat EPCCI attribué à HYUNDAI HEAVY INDUSTRIES - HHI (Ulsan - Korea) - 1er contrat de ce type pour HHI avec TOTAL Integration aux installations existantes - ITG Tie-ins sur Nkossa : contrat avec FRIEDLANDER Pipe à terre à Djeno: contrat avec FRIEDLANDER Nouveaux equipments de Process à Djeno : Bypass - contrat avec FRIEDLANDER Djeno Terminal Intégration (DTI) : > contrat avec BOSCONGO/ Dietsman 9 SPE 02 février 2010
Schéma de Développement et Scope Forage/Complétion Deux clusters principaux à une distance de flow assurance technologie riser du FPU soit 2250m - WD 542m-Bilondo / 663m-Mobim / 730m-MI-1 - Limitation du nombre de puits - 14 - Puits déviés avec ERD jusqu à 2.8 pour MOB1-05 - Multizones sur Mobim OP et WI pour atteindre le Csup et le C - Puits horizontaux sur Bilondo - Choix rig ancré car peu de rig move et coûts 2004/2005 inférieurs Aux DP drillships FPU Diversité des architectures de complétion - Doubles frac packs C et Csup sur les OP de MOBIM - Sélectivité 2 niveaux sur les WI de MOBIM =>Nombre de puits / 2 SAS sur les OP de BILONDO => Simplicité ESS sur les WI de MOBIM et de BILONDO => Réponse à la Mobilité des argiles et optimisation LCT 4500m MOB0-03 remote BI-1 BP-1 BP4 BI-2 BIL2-01 BP-2 MP-1 MOB1-01 MOB1-04 BDP-1 MOB1-06 MOB1-02 MI-3 MOB1-05 10 SPE 02 février 2010
SPS: Production & Injection systems Drill through vertical X-Mas Trees MSS Manifold including pig loop ROV + CATS CFC All production equipments are fully insulated 11 SPE 02 février 2010
SWT 12 SPE 02 février 2010
Integration tests Pourquoi? Nombre d équipements et des interfaces associées Projet de taille moyenne et planning serré Objectifs: Éviter les stand-by Qualification des nouveaux designs Avantages «debugging» des procédures Formation des équipes en charge de l installation (entrepreneur UFL ) Incitation pour le fournisseur des équipements SPS à livrer les premiers équipements dans le planning La qualité et le niveau de standardisation ne permet pas d éviter les tests d intégration 13 SPE 02 février 2010
UFL 14 SPE 02 février 2010 Opérations : Direct line 120 Km de pipe rigide 16, 8 et 6 to Djeno Shore approach + travaux de plongée + terrassements pour plateforme du treuil de tirage remontée sur Jetée existante, riser en dog leg Installation de 2 risers flexibles dans les J-Tubes existants de la plate-forme NKF2 Installation de structures sousmarines, ITA, PLET, FLET
E/HC Flexibles CCF Manifold Dog House GLU JUMPER Prod Opérations 22 Km de flexible 6, 8 et 15 7 risers flexibles + 4 risers ombilicaux (GLU + E/H) sur FPU 18 Km d ombilicaux GLU et E/HC Pose d équipements SPS (CCF, MSS, Manifolds, Pig loop, dog housse, etc ) Pose de jumpers Prod + WI 15 SPE 02 février 2010
FPU Rig 135 on Bilondo KUITO BBLT FPU ALIMA Hull Weight 13,100 t dry 13,300 t operating Living Quarter Weight 2,500 t dry 2,600 t operating Topsides Weight 11,400 t dry 13,300 t operating TOTAL 27,000 t dry 29,200 t operating Hull : 188.50m 16 SPE 02 février 2010 x 34.00m x 12.50m
FPU Design life Crude treatment capacity Crude export design pressure 20 years 90,000 bpd 124 bar Electrical generation Main (3 x 50%) TG SOLAR Mars100 de 8.8 MW 18 MW Essential (2 x 50%) DG PON POWER de 1.2 MW 2.4 MW Emergency (1 x 100%) DG PON POWER de 1.3 MW 1.3 MW Produced water treatment 75,000 bwpd 30 ppm Water injection Mobim from FPU 65,000 bwpd 17 SPE 02 février 2010
FPU DRY TOW CONGO 18 SPE 02 février 2010
OFFSHORE INSTALLATION FPU ANCHORING 19 SPE 02 février 2010
OFFSHORE INSTALLATION 20 SPE 02 février 2010
Tie-in in des puits Séquence habituelle d installation des jumpers Forage et completion du puits Métrologie: position et orientation du Xmas tree Fabrication du jumper Installation du jumper Commissioning du puits et S/U => Impact planning: S/U du puits au minimum 40 jours après la fin du puits Procédure adoptée sur Moho Bilondo: Forage du puits Métrologie après la pose de la PGB Fabrication du jumper pendant le forage du puits Installation du jumper Commissioning du puits et S/U => Impact planning: S/U du puits 5 jours après la fin du puits 21 SPE 02 février 2010
TERMINAL INTEGRATION 22 SPE 02 février 2010
TERMINAL INTEGRATION 2008 Q2 - IRC valid for 3 years Q4-23 SPE 02 février 2010
Les spécificit cificités s du développement d de Moho Bilondo Contexte 1 er développement Deep Offshore au Congo, dans une filiale mature et en plein redéveloppement Pas d infrastructures industrielles spécifiques aux développements grands fonds Pas d obligations contractuelles de «local content» 24 SPE 02 février 2010
Les spécificit cificités s du développement d de Moho Bilondo Des réserves de taille «moyenne» : 230 Mbbls en 2P 2 réservoirs différents et incompatibles 3 centres de forage, 14 puits (9 Producteurs et 5 Injecteurs d eau) Profondeur d eau < 800m Pas forcément un avantage : rig ancré, risques pécheurs Toutes les problématique Grands Fonds restent valables Flow assurance : cumul de quasiment tous les problèmes connus Technologies variées Technologies Grands fonds Technologies conventionnelles (pipe shallow water, atterrage et pipe à terre) UFL : pipes rigides et risers dynamiques flexibles Connexions à des installations existantes en production et en forage Travaux importants à terre sur le terminal 25 SPE 02 février 2010
Les spécificit cificités s du développement d de Moho Bilondo FPU et non pas un FPSO => la taille de la coque n est pas dictée par le volume du stockage => dimensions plus réduites Forage / completion : Architecture des puits Pas de «learning curve» 2 clusters Interferences forage installation SIMOPS après S/U Challenges techniques : Gas Lift en fond de puits Isolation thermique Preservation Nombre de puits au S/U 26 SPE 02 février 2010
Planning as-built 27 SPE 02 février 2010
Dates clés 2005 1 er juil. D date = signature des contrats ou interim agreements oct. engagement du rig R 135 2006 avril identification avec la filiale des exploitants congolais à détacher 15 mai début fabrication de la coque du FPU (D + 10.5) mai contrat MIEC avec Dietsmann mai contrat des manuels opératoires avec Impaqt Conseil juin contrats pour les équipements de complétion août début des tests d intégration SPS à Horten sept. mobilisation au Congo des équipes GSR et Forage / Completion sept. début de la préparation des activités de commissioning 24 déc. mise à l eau de la coque du FPU (après 7 mois de fab.) 28 SPE 02 février 2010
Dates clés 2007 jan. mars mars avril mai mai engagements des PSV / AHTS et MPSV pour la campagne de forage et d installation des jumpers tirage du pipe d export 16 devant Djeno 1 ère session de formation process à Lacq livraison à PNR des premières Xmas trees (après 22 mois) fin du levage des modules topsides sur la coque début des rotations des exploitants sur la Corée (comm. et S/U) juin mobilisation au Congo de la «core team» juil. mobilisation en Corée du responsable Commissioning juil. pré-forage avec le Stena Tay (39 j) oct. début de la campagne de forage avec le R 135 nov. livraison à PNR de l OTS (operators training simulator) 7 déc. sail away de Ulsan (après 19 mois de fab) avec 85% de comm. 29 SPE 02 février 2010
Dates clés 2008 jan. livraison de la version électronique des manuels operatoires jan. formation sur le subsea par STAT Marine 20 jan. arrivée FPU à Port-Gentil au Gabon et mise à l eau 27 jan. arrivée FPU sur site et début des opérations d ancrage 2 fév. fin des opérations d ancrage (7 jours) 15 fév. début du hang-off des risers avec la POLAR QUEEN 2 mars fin du tirage des risers (17 jours) 11 mars 1 er chargement de méthanol 14 avril gas-in 17 avril ouverture du 1 er puits (BIL2-01), 33.5 mois après contract award 27 avril première huile à Djeno 3 juin ouverture du 2 ème puits (MOB1-02) 15 juin hand-over du FPU aux équipes d exploitation de la filiale 30 SPE 02 février 2010
31 SPE 02 février 2010 Local Content
Local content Pas d obligations contractuelles de local content en 2005 Personnel: stratégie définie par TEP Congo: 70% de personnel congolais au S/U Recrutement Plan de formation Intégration aux équipes de construction et de commissioning, Construction SPS: Base construite sur la Base Industrielle à Pointe Noire Rigid jumpers: sous traités par FMC à Friedlander Congo UFL Structures sous marines sous traitées par Acergy à Friedlander Tie-ins sur Nkossa et pipe onshore à Djéno: Friedlander Intégration à Djéno: Boscongo 32 SPE 02 février 2010
Local content Aujourd hui nécessité d intégrer le local content aux nouveaux contrats Les Opérateurs et les Entrepreneurs devront proposer l intégration de compagnies locales Le local content ce n est pas uniquement attribuer des contrats à des compagnies locales qui sous traitent ensuite à l extérieur c est former du personnel pour réaliser une partie des projets dans le pays hote HSE qualité écoles de soudure 33 SPE 02 février 2010
34 SPE 02 février 2010 Objectifs et Organisation
Objectifs fixés à l équipe en 2005 en début d de Projet Dans le respect des objectifs sécurité et qualité du Groupe, maintenir la date de First Oil : 29 février 2008 Optimisation du développement global Optimisation des interfaces Opérabilité HSE: Sécurité Interventionnisme Environnement Limitation et mesures des rejets à l atmosphère et à la mer 35 SPE 02 février 2010
Projet Intégré Projet Intégré: géosciences, foreurs, constructeurs, responsables installation, exploitants Dès le Basic Engineering Exploitants mobilisés dans les équipes SPS et FPU Foreurs spécialistes en completion subsea dans l équipe SPS pendant le detailed engineering, les FAT et les SIT Continuité des équipes FPU: responsable engineering >> construction >> hook-up offshore Equipe forage subsea: SPS >> forage à Pointe Noire et supervision sur le rig Exploitants: construction en Corée >> commissioning >> start-up >> exploitation Gestion du planing Utilisation d Interim Agreement pour déclancher une «D» date simultanée Un planning cohérent entre les packages Suppose la capacité à avoir une vision transverse des problématiques en amont de la signature des contrats (avant-projet & basic engineering) Même si le risque d interférences entre spread d installation et rig de forage avait été identifié et pris en compte dans le design (puits remote), besoin de coordination (UFL forage) pendant la campagne d installation afin de minimiser le standby des moyens navals engagés et de préserver au mieux la séquence de forage 36 SPE 02 février 2010
Efficacité du commissioning en mer! 100% PRECOM% vs COM % actuel MHR 90% Sail / Site / F.oil / Handover COM % MHR actual PRECOM % MHR actual 80% 70% 60% 50% 40% 30% D où la décision par anticipation de reporter d un mois le SAIL AWAY 75% Performance %mhr / sem PRECOM Planned 5,0% PRECOM Actual 3,1% RATIO Onshore /Offshore 20% 10% COM Planned Onshore 7,7% COM Actual Onshore 6,3% COM Actual Offshore 0,8% 8 0% 1/1 29/1 26/2 26/3 23/4 21/5 18/6 16/7 13/8 10/9 8/10 5/11 3/12 31/12 28/1 25/2 24/3 21/4 19/5 16/6 14/7 37 SPE 02 février 2010
Gestion des interfaces techniques entre packages Responsabilité de la Compagnie : la Compagnie s est délibérément positionnée aux interfaces des interfaces Chaque package incluait - côté Compagnie - un ingénieur responsable des interfaces techniques (CIL : Company Interface Leader) Organisation similaire chez les Entrepreneurs => Objectif: optimiser les interfaces pour optimiser le projet global (technique, coût, planning) (Tendance naturelle initiale d un CIL : défendre son entrepreneur, avec qui il travaille tous les jours) 38 SPE 02 février 2010
Gestion des interfaces techniques entre packages Gros travail en phase avant-projet sur les Battery Limits mais encore beaucoup de «trous dans le gruyère» en début de Detailed Engineering, ce qui semble inévitable Cette implication très en amont des équipes Compagnie dans la résolution des problèmes d interface a créé une dynamique transverse en cours de DE En créant cette relation obligatoire entre CILs, on peut réorienter l ensemble des équipes vers un objectif commun De fait, la coordination des interfaces peut devenir un outil de management de projet qui permet d intervenir dans les packages pour s assurer de la cohérence de l ensemble du design Peu de ratés techniques (en particulier pendant la phase d installation en mer) et de claims directement liés aux interfaces 39 SPE 02 février 2010
Lay out / Simops SHZ N Des arbitrages planning bien sur Polaris Polar Queen Choix du cluster de Forage E 768 600 N 9 406 024 Des SIMOPS construction subsea / forage deepwater surtout Pose des well jumpers avec le rig sur SHZ Commissioning puits SHZ W MOB1-01 MOB1-04 MOB1-05 MOB1-02 MOB1-06 SHZ S 40 SPE 02 février 2010
HSE Reste un challenge majeur pour l Opérateur comme pour les Entrepreneurs Objectifs fixés par le management du Projet : Interventionnisme imposer aux entrepreneurs la transparence 2 exemples HHI SOCOFRAN Équipes de supervision de la Compagnie sur chantiers et offshore préparation des dossiers SIMOPS 41 SPE 02 février 2010
Qualité Un des risques majeurs Qualité ramp Up de la production disponibilité des équipements minimisation des manques à produire Même si dans un EPC, la qualité est de la responsabilité de l entrepreneur, nécessité de se substituer dans certains cas à lui : Mobilisation d équipes dédiées Participation aux FAT Programme d inspection basé sur la criticalité des équipements Moho Bilondo, S/U sans shut down dus aux équipements 18 mois de production: disponibilité des installations : 98% 42 SPE 02 février 2010
Opérabilité «mechanical completion» vs «nice to have» => l opérabilité est un objectif commun à tous les packages Intégration des équipes FOP et de maintenance très tôt (dès le Basic Engineering pour le responsable FOP) Equipe FA mobilisée du Basic Engineering au Start Up Mobilisation dans les équipes en charge des EPC (SPS et FPU) «maintanibilty», handling philosophy Participations aux tests Préparation manuels opératoires et Start Up Supervision du commissioning, même dans le cas d un EPCC Assistance au pre-com/ base de données commune définition des priorités Manuels de maintenance et définition des pièces de rechange 43 SPE 02 février 2010
Le futur de TEP Congo Développement de Moho Nord 44 SPE 02 février 2010
Moho Nord Localisation & distances Djéno PEX MOHO BILONDO TOTAL : 53.5 % (op) Chevron : 31.5 % SNPC : 15 % Signed : June 2005 Duration : 20 years Extension : 5 years End : June 2030 1 000 m 500 m 75 km 12 " oil 16" oil Moho Nord 20 km 25km 15 km FPU Nkossa Moho-Bilondo 45 SPE 02 février 2010
Moho Nord Cas 1 : Miocène seul Puits sub-sea et FPU ou FPSO 46 SPE 02 février 2010
Moho Nord Cas 2 : Miocène Puits sub-sea et Albien A&B Puits dry tree FPU ou FPSO et TLP 47 SPE 02 février 2010
Moho Nord Cas 2: FPU + Dry Tree Unit (+ tender Assist Rig) 48 SPE 02 février 2010
Moho Nord - Différents types de supports flottants pour dry tree 49 SPE 02 février 2010
Moho Nord Qualification nouveau concept Objectif : remplacer FPU + DTU par un seul flotteur Études en cours Wellheadbarge: Rig fixe ancrage actif puits tensionnés par des flotteurs Dry Tree FPU: rig skiddé Tendons + Rocker arms pour tensionner les risers 50 SPE 02 février 2010
51 SPE 02 février 2010 Conclusions
Conclusions En grands fonds, le développement économique de structures petites ou moyennes reste un enjeu majeur Objectifs des projets HSE Qualité Planning Start-Up Ramp-Up Minimiser les manques à produire Budget 52 SPE 02 février 2010
53 SPE 02 février 2010 Merci
54 SPE 02 février 2010 Back-Up
Qualité Mesure de la Criticalité Utiliser la criticalité est nécessaire pour un package SPS afin de répartir les ressources QC Beaucoup de fournisseurs (+ de 2000 pièces sur un Xmas Tree) Fournisseurs à différents endroits en Europe Nombre de notifications reçues à fin 2007 : ~500 Nombre d inspections faites : ~380 (~ 76%) La criticalité des fournisseurs a été définie par Company selon : Risques projets: Date de livraison / importance planning (besoin campagne de tests par ex) Problèmes rencontrés dans le passé (feedbacks / connaissance des fournisseurs) Besoins de qualifications (ex: connecteurs électriques sur Xmas Trees) Risques opérationnels Stratégie de back-up Équipements temporaires (installation) ou permanents Criticalité définie par les règles de la Compagnie parfois difficile à comprendre par l Entrepreneur notamment pour les risques opérationnels 55 SPE 02 février 2010