100202-MOHO BILONDO-présentation SPE-wo back up · SIMOPS après S/U Challenges techniques : ......
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2 SPE – 02 février 2010
AgendaAgenda
Présentation du Projet et spécificités
Local Content
Objectifs et organisation
Le futur : Moho Nord
Conclusions
3 SPE – 02 février 2010
PermisPermisMohoMoho BilondoBilondoex Haute Merex Haute Mer
Partenaires TOTAL E&P Congo 53.5%Chevron 31.5%SNPC 15.0%
4 SPE – 02 février 2010
Zone dZone dééveloppveloppééee
BILONDOBILONDO
Limite du PEXLimite du PEX
MOBIMMOBIM
Profondeur mss API
Bilondo 1100 22
Mobim 1200 30
Mobim Csup
Mobim C
5 SPE – 02 février 2010
Une histoire mouvementUne histoire mouvementéée ...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
6 SPE – 02 février 2010
SchSchééma de dma de dééveloppementveloppement
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'eau2 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 terminalde Djéno (ligne 16" de 80 km)
Nouvelles installations de traitementdans 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'injectionde Mobim
7 SPE – 02 février 2010
Manifold BILONDO 4 slots
Lay-out
Manifold MOBIM6 slots
Umbilical E H C
Umbilical GL
Water injection line
8’’
6’’
from N
KF2
8’’wate
r injec
tion
6’’
Production lines 8’’16
’’ Oil E
xport
6’’Exp
ort / I
mport G
as
FPU
8 SPE – 02 février 2010
Profondeur d’eau de 540 à 740m
740m
540m600m
660m
Nkoss
a 18 km
Djeno 78 km
3 km
2,3 km
2,3 km
9 SPE – 02 février 2010
4 Packages surface4 Packages surface
Basic EngineeringDoris Engineering (Paris – France)
Subsea Production System - SPSContrats EPC + IAC attribués à FMC (Kongsberg - Norvège)
Umbilical and Flowlines - UFLContrat EPCI attribué à ACERGY (Suresnes - Paris)
Floating Production Unit - FPUContrat EPCCI attribué à HYUNDAI HEAVY INDUSTRIES - HHI(Ulsan - Korea) - 1er contrat de ce type pour HHI avec TOTAL
Integration aux installations existantes - ITGTie-ins sur Nkossa : contrat avec FRIEDLANDERPipe à terre à Djeno: contrat avec FRIEDLANDERNouveaux equipments de Process à Djeno :
Bypass - contrat avec FRIEDLANDERDjeno Terminal Intégration (DTI) :> contrat avec BOSCONGO/ Dietsman
10 SPE – 02 février 2010
Schéma de Développement et Scope Forage/Complétion
MOB1-05
BIL2-01
MOB1-02
MOB1-01
MOB0-03
remote
4500m
FPU
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 inférieursAux DP drillships
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 / 2SAS sur les OP de BILONDO=> SimplicitéESS sur les WI de MOBIM et de BILONDO=> Réponse à la Mobilité des argiles et optimisation LCT
MP-1
BDP-1
MOB1-04 MOB1-06
MI-3
BP-1
BP-2BP4
BI-1BI-2
11 SPE – 02 février 2010
SPS: Production & Injection systemsDrill through vertical X-Mas Trees
Manifold including pig loop
All production equipments are fully insulated
MSS
CFCROV + CATS
13 SPE – 02 février 2010
IntegrationIntegration teststests
Pourquoi?Nombre d’équipements et des interfaces associéesProjet de taille moyenne et planning serré
Objectifs:Éviter les stand-byQualification des nouveaux designs
Avantages« debugging » des procéduresFormation 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
14 SPE – 02 février 2010
UFL
Direct line
to Djeno
Opérations :• 120 Km de pipe rigide 16’’, 8’’et 6’’
• 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 sous-marines, ITA, PLET, FLET
15 SPE – 02 février 2010
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
E/HC
GLU
Flexibles CCF
JUMPER Prod
Manifold
Dog House
16 SPE – 02 février 2010
FPU ALIMA
Rig 135 on Bilondo KUITO BBLT
Hull Weight 13,100 t dry 13,300 t operatingLiving Quarter Weight 2,500 t dry 2,600 t operatingTopsides Weight 11,400 t dry 13,300 t operating
TOTAL 27,000 t dry 29,200 t operating
FPU
Hull : 188.50m x 34.00m x 12.50m
17 SPE – 02 février 2010
FPU
Design life 20 yearsCrude treatment capacity 90,000 bpdCrude export design pressure 124 bar
Electrical generation Main (3 x 50%) TG SOLAR Mars100 de 8.8 MW 18 MWEssential (2 x 50%) DG PON POWER de 1.2 MW 2.4 MWEmergency (1 x 100%) DG PON POWER de 1.3 MW 1.3 MW
Produced water treatment 75,000 bwpd30 ppm
Water injectionMobim from FPU 65,000 bwpd
21 SPE – 02 février 2010
TieTie--inin des puitsdes puits
Séquence habituelle d’installation des jumpersForage et completion du puitsMétrologie: position et orientation du Xmas treeFabrication du jumperInstallation du jumperCommissioning 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 puitsMétrologie après la pose de la PGBFabrication du jumper pendant le forage du puitsInstallation du jumperCommissioning du puits et S/U
=> Impact planning: S/U du puits 5 jours après la fin du puits
24 SPE – 02 février 2010
Les spLes spéécificitcificitéés du ds du dééveloppement de veloppement de MohoMoho BilondoBilondo
Contexte1er développement Deep Offshore au Congo, dans une filiale mature et en plein re-développementPas d’infrastructures industrielles spécifiques aux développements grands fondsPas d’obligations contractuelles de « local content »
25 SPE – 02 février 2010
Des réserves de taille « moyenne » : 230 Mbbls en 2P
2 réservoirs différents et incompatibles3 centres de forage, 14 puits (9 Producteurs et 5 Injecteurs d’eau)
Profondeur d’eau < 800mPas forcément un avantage : rig ancré, risques pécheursToutes les problématique Grands Fonds restent valablesFlow assurance : cumul de quasiment tous les problèmes connus
Technologies variéesTechnologies Grands fondsTechnologies conventionnelles (pipe shallow water, atterrage et pipe à terre)UFL : pipes rigides et risers dynamiques flexiblesConnexions à des installations existantes en production et en forage Travaux importants à terre sur le terminal
Les spLes spéécificitcificitéés du ds du dééveloppement de veloppement de MohoMoho BilondoBilondo
26 SPE – 02 février 2010
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 puitsPas de « learning curve »
2 clustersInterferences forage installationSIMOPS après S/U
Challenges techniques :Gas Lift en fond de puitsIsolation thermique
PreservationNombre de puits au S/U
Les spLes spéécificitcificitéés du ds du dééveloppement de veloppement de MohoMoho BilondoBilondo
28 SPE – 02 février 2010
Dates clDates clééss
20051er juil. D date = signature des contrats ou interim agreements
oct. engagement du rig R 135
2006avril identification avec la filiale des exploitants congolais à détacher15 mai début fabrication de la coque du FPU (D + 10.5)mai contrat MIEC avec Dietsmannmai contrat des manuels opératoires avec Impaqt Conseiljuin contrats pour les équipements de complétionaoût début des tests d’intégration SPS à Hortensept. mobilisation au Congo des équipes GSR et Forage / Completionsept. début de la préparation des activités de commissioning24 déc. mise à l’eau de la coque du FPU (après 7 mois de fab.)
29 SPE – 02 février 2010
Dates clDates clééss2007
jan. engagements des PSV / AHTS et MPSVpour la campagne de forage et d’installation des jumpers
mars tirage du pipe d’export 16’’ devant Djenomars 1ère session de formation process à Lacqavril livraison à PNR des premières Xmas trees (après 22 mois)mai fin du levage des modules topsides sur la coquemai 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 Commissioningjuil. 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.
30 SPE – 02 février 2010
Dates clDates clééss2008
jan. livraison de la version électronique des manuels operatoiresjan. formation sur le subsea par STAT Marine20 jan. arrivée FPU à Port-Gentil au Gabon et mise à l’eau27 jan. arrivée FPU sur site et début des opérations d’ancrage2 fév. fin des opérations d’ancrage (7 jours)15 fév. début du hang-off des risers avec la POLAR QUEEN2 mars fin du tirage des risers (17 jours)11 mars 1er chargement de méthanol14 avril gas-in17 avril ouverture du 1er puits (BIL2-01), 33.5 mois après contract award27 avril première huile à Djeno3 juin ouverture du 2ème puits (MOB1-02)15 juin hand-over du FPU aux équipes d’exploitation de la filiale
32 SPE – 02 février 2010
Local content
Pas d’obligations contractuelles de local content en 2005
Personnel: stratégie définie par TEP Congo: 70% de personnel congolais au S/URecrutementPlan de formationIntégration aux équipes de construction et de commissioning,
ConstructionSPS:
Base construite sur la Base Industrielle à Pointe NoireRigid jumpers: sous traités par FMC à Friedlander Congo
UFLStructures sous marines sous traitées par Acergy à Friedlander
Tie-ins sur Nkossa et pipe onshore à Djéno: FriedlanderIntégration à Djéno: Boscongo
33 SPE – 02 février 2010
Local content
Aujourd’hui nécessité d’intégrer le local content aux nouveaux contratsLes 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’extérieurc’est former du personnel pour réaliser une partie des projets dans le pays hote
HSEqualitéécoles de soudure …
35 SPE – 02 février 2010
Dans le respect des objectifs sécurité et qualité du Groupe, maintenir la date de FirstOil : 29 février 2008
Optimisation du développement global⇒ Optimisation des interfaces⇒ Opérabilité
HSE:Sécurité
InterventionnismeEnvironnement
Limitation et mesures des rejets à l’atmosphère et à la mer
Objectifs fixObjectifs fixéés s àà ll’é’équipe en quipe en 20052005 en den déébut de Projetbut de Projet
36 SPE – 02 février 2010
Projet Intégré Projet Intégré: géosciences, foreurs, constructeurs, responsables installation, exploitants
Dès le Basic EngineeringExploitants mobilisés dans les équipes SPS et FPUForeurs spécialistes en completion subsea dans l’équipe SPS pendant le detailed engineering, les FAT et les SIT
Continuité des équipesFPU: responsable engineering >> construction >> hook-up offshoreEquipe forage subsea: SPS >> forage à Pointe Noire et supervision sur le rigExploitants: construction en Corée >> commissioning >> start-up >> exploitation
Gestion du planingUtilisation d’Interim Agreement pour déclancher une « D » date simultanéeUn planning cohérent entre les packagesSuppose la capacité à avoir une vision transverse des problématiquesen 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
37 SPE – 02 février 2010
EfficacitEfficacitéé dudu commissioning en commissioning en mermer !!
PRECOM% vs COM % actuel MHR
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
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
Sail / Site / F.oil / Handover
COM % MHR actual
PRECOM % MHR actual
75%
Performance%mhr / sem
RATIO Onshore /Offshore
PRECOM Planned 5,0%
PRECOM Actual 3,1%
COM Planned Onshore 7,7%
COM Actual Onshore 6,3%
COM Actual Offshore 0,8%8
D’où la décisionpar anticipation
de reporterd’un mois
le SAIL AWAY
38 SPE – 02 février 2010
Gestion des interfaces techniques entre packagesGestion 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)
39 SPE – 02 février 2010
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 peutréorienter l’ensemble des équipes vers un objectif commun
De fait, la coordination des interfaces peut devenirun outil de management de projetqui permet d’intervenir dans les packagespour 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
Gestion des interfaces techniques entre packagesGestion des interfaces techniques entre packages
40 SPE – 02 février 2010
Lay out / Simops
E 768 600N 9 406 024
SHZ N
SHZ S
SHZ W
MOB1-06
MOB1-02
MOB1-05
MOB1-04
MOB1-01
Des arbitrages planning bien sur
PolarisPolar QueenChoix du cluster de Forage
Des SIMOPS construction subsea / forage deepwatersurtout
Pose des well jumpers avec le rig sur SHZCommissioning puits
41 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 HHISOCOFRAN
Équipes de supervision de la Compagnie sur chantiers et offshore
préparation des dossiers SIMOPS
42 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 dédiéesParticipation aux FATProgramme d’inspection basé sur la criticalité des équipements
Moho Bilondo, S/U sans shut down dus aux équipements18 mois de production: disponibilité des installations : 98%
43 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 testsPréparation manuels opératoires et Start UpSupervision du commissioning, même dans le cas d’un EPCC
Assistance au pre-com/ base de données communedéfinition des priorités
Manuels de maintenance et définition des pièces de rechange
44 SPE – 02 février 2010
Le futur de TEP CongoLe futur de TEP CongoDDééveloppement de veloppement de MohoMoho NordNord
45 SPE – 02 février 2010
Moho Nord – Localisation & distances
Nkossa
25km
Moho Nord
Moho-Bilondo
75 km
FPU15 km
20 km
12 " oil
16" oil
Djéno
TOTAL : 53.5 % (op)Chevron : 31.5 %SNPC : 15 %
500 m500 m
Signed : June 2005Duration : 20 yearsExtension : 5 yearsEnd : June 2030
PEX MOHO BILONDO
1 000 m1 000 m
47 SPE – 02 février 2010
Moho Nord – Cas 2 : Miocène Puits sub-sea et Albien A&B Puits dry tree
FPU ou FPSO et TLP
50 SPE – 02 février 2010
Moho Nord – Qualification nouveau concept
Wellheadbarge: Rig fixe– ancrage actif –puits tensionnés par des flotteurs
Dry Tree FPU: rig skiddé– Tendons + Rocker arms pour tensionner les risers
Objectif : remplacer FPU + DTU par un seul flotteurÉtudes en cours
52 SPE – 02 février 2010
ConclusionsConclusions
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
55 SPE – 02 février 2010
Qualité Qualité –– MesureMesure de la de la CriticalitéCriticalitéUtiliser 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 opérationnelsStratégie de back-upÉquipements temporaires (installation) ou permanents
Criticalité définie par les règles de la Compagnie parfois difficile àcomprendre par l’Entrepreneur notamment pour les risques opérationnels