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BP amplifie l'exploitation d'un champ pétrolier en mer du Nord britannique

AFP le 23 nov. 2018

La major pétrolière BP a annoncé vendredi le lancement d'une deuxième phase d'exploitation du champ Clair en mer du Nord britannique, avec une production visée de 120.000 barils par jour.

Le géant britannique est l'exploitant de ce champ dont la propriété est partagée entre BP (28,6%), son compatriote Shell (28%) et les américains ConocoPhillips (24%) et Chevron (19,4%). BP s'est entendue dernièrement avec ConocoPhillips pour acquérir une partie de ses actions et devrait prochainement posséder un peu plus de 45% de l'ensemble.

"Au nom de ses copropriétaires Shell, Chevron et ConocoPhillips, BP annonce le début de la production du projet Clair Ridge à l'ouest des îles Shetland", un archipel situé au large de l'Ecosse, a expliqué l'entreprise dans un communiqué.

Clair Ridge constitue la deuxième étape de développement du champ d'hydrocarbure Clair, découvert en 1977 et dont l'exploitation pétrolière n'a débuté qu'en 2005 du fait de la complexité d'extraction dans ce gisement offshore.

"Plus de 40 ans après la première découverte, la première goutte de pétrole va être extraite de Clair Ridge, qui représente un de nos principaux investissements au Royaume-Uni. Il s'agit d'une étape importante pour notre production et souligne notre engagement en mer du Nord", a expliqué Bernard Looney, directeur général de la production chez BP.

L'exploitation de ce champ au nord du Royaume-Uni est symbolique de la nouvelle dynamique de l'exploitation des ressources de la mer du Nord. Si ce bassin pétrolier est, dans l'ensemble, mature et vieillissant, les compagnies pétrolières y financent encore des investissements ciblés pour lancer de nouvelles phases d'extraction.

Quelque 4,5 milliards de livres (5,1 milliards d'euros) ont été investis dans les nouvelles installations nécessaires à l'exploitation de Clair Ridge et au transport des hydrocarbures, notamment des plates-formes pétrolières et des oléoducs. Prévue sur 40 années, l'extraction devrait atteindre un pic de production de 120.000 barils de pétrole par jour et permettre de récupérer un total de 640 millions de barils, a précisé BP.

UK Approves BP’s Plan To Develop New North Sea Field

By Tsvetana Paraskova - Sep 27, 2018


BP has received the approval of the UK’s Oil and Gas Authority (OGA) to proceed with the development of the Vorlich field in the North Sea—a project that is expected to produce 20,000 barrels of oil equivalent a day (boed) at its peak.

The project is part of BP’s program to develop satellite fields through existing hubs, the UK supermajor said on Thursday.

The Vorlich development, which is looking at resources of 30 million barrels of oil equivalent, will cost US$263 million (200 million British pounds) to tap and is part of BP’s plan for North Sea subsea tie-back developments aimed at exploiting new production from fields close to established producing infrastructure.

Vorlich—expected to come online in 2020—will be a two-well development located 241 kilometers (150 miles) east of Aberdeen, and will be tied back to the Ithaca Energy-operated FPF-1 floating production facility at the centre of Greater Stella Area production hub.

Offshore britannique : les effectifs ont encore baissé de 14 % en 2017

Publié le 24/08/2018

L’offshore pétrolier et gazier britannique a continué à détruire des emplois l’an dernier, indiquent les données de l’association du secteur, Oil & Gas UK.


L'industrie offshore britannique semble désormais avoir stabilisé ses effectifs, qui sont même attendus en légère hausse sur l'ensemble de l'année 2018. (Photo : Cape)

Le FSO « Ailsa » prêt à rejoindre le champ Culzean de Total

Publié le 14/05/2018 lemarin.fr

Sembcorp Marine a finalisé le FSO Ailsa, première unité au monde de stockage et déchargement dont la coque a été conçue pour avoir une durée de vie de 40 ans.



Le FSO « Aisla » pourra recevoir 25 000 barils/jour de condensats et en stocker 430 000 barils. (Photo : Sembcorp Marine)

Culzean is a high-pressure / high-temperature (HP/HT) gas field located in Block 22/25a (License P111) of the UK continental shelf (UKCS), around 145 miles east of Aberdeen at a water depth of approximately 90m.

Maersk Oil acquired BP’s 66% interest in Block 22/25a in 2004, becoming the operator of the field while holding a 49.99% stake. The other development partners include JX Nippon (34.01%) and Britoil (16%). Eni had held a 16.95% share in the development, but its shares were acquired by JX Nippon in December 2010.

Culzean gas field is expected to have a peak production rate of 400 to 500 million standard cubic feet per day (MMSCFD), providing for around 5% of the UK’s total gas consumption by 2020/21.

UK North Sea Oil Output To Resume Decline After Brief Respite

by Reuters|Ron Bousso March 26, 2018 LONDON,

The UK North Sea is set to resume a two-decade decline in oil production next year, snapping a brief period of growth since 2015, consultancy Bernstein said in a report on Monday.

Production in the North Sea, home to the Brent global crude benchmark, peaked in 1999 at 2.6 million barrels per day (bpd) and had steadily slipped until 2014, when it hit around 800,000 bpd. In the past four years, output has stabilised or even recovered.

The halt to the decline stemmed from the start-up of several new fields such as the BP-operated Quad 204 west of the Shetland Islands and Enquest's Kraken field east of them.

The revival was due also to improved output from existing fields as operators slowed the natural decline of reservoirs by accelerating drilling around wells, a process known as infill drilling, and ran platforms better, Bernstein said.

Decline rates improved from around 18 percent in 2012 to 8 percent in 2016 and 5 percent in 2017, the report said. Output from fields naturally decreases as they age and their resources dwindle.

"The stability and even growth from 2015 to 2018 will prove temporary in nature for this 1 million bpd basin," the report said.

Production from the UK North Sea, considered the world's first deepwater oil basin, is expected to grow by 4 percent, or roughly 40,000 bpd, in 2018 before declining from 2019 to 2021.

Infill drilling sharply accelerated following a drop in rig rates in the wake of the 2014 oil price downturn. In 2016, 54 wells were completed, more than double the number in 2012.

At the same time, the production efficiency of wells and platforms increased to 73 percent in 2016 from 60 percent in 2012, accounting for a 200,000-bpd gain in output over the period, according to Bernstein.

The decline in output has had a profound impact on North Sea producers.

Nimble, often privately owned companies such as Siccar Point, Neptune and Chrysaor that specialise in extending the life of ageing fields are gradually replacing large producers such as Royal Dutch Shell and BP, which were among the first to develop the basin but see less opportunity there today.

Mer du Nord: Total met en production deux champs

AFP parue le 30 août 2017

Le groupe français Total a annoncé mercredi avoir mis en production les champs de gaz et de condensats d'Edradour et Glenlivet en mer du Nord.
Ces champs situés à l'ouest des îles Shetland au Royaume-Uni ajouteront une capacité de production de 56.000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j), indique Total dans un communiqué.

Ils sont à proximité des importants champs de Laggan-Tormore, qui avaient déjà été mis en production par Total en février 2016 et auxquels ils sont raccordés.

Le nouveau projet "a pu être achevé en avance par rapport au calendrier initial et avec un budget réduit de 30%", a souligné Arnaud Breuillac, directeur général Exploration-Production.

La mise en exploitation d'Edradour avait été suspendue en 2013 en raison d'importantes augmentations de coûts révélées lors de l'appel d'offres. Mais des négociations avec les sous-traitants avaient permis de lancer le développement un an plus tard.

Les partenaires d'Edradour et Glenlivet sont Total (60%, opérateur), le danois Dong (20%) et le britannique SSE (20%).

"Ce développement contribue à la croissance de notre production en mer du Nord", a commenté Arnaud Breuillac.

Total a renforcé sa présence dans la région en annonçant la semaine dernière qu'il allait débourser 7,45 milliards de dollars pour acheter la société d'exploration-production pétrolière Maersk Oil, dont l'activité se concentre à 80% en mer du Nord.

Le FPSO « Glen Lyon » entre en service au large des Shetland

le 22/05/2017 lemarin.fr

BP a annoncé le 22 mai la mise en production de Quad 204, à l’ouest des îles Shetland. Ce projet a donné lieu à la construction de la plus grande barge de production, stockage et déchargement (FPSO) au monde pouvant fonctionner en conditions difficiles.


Le FPSO « Glen Lyon » peut traiter 130 000 barils par jour de pétrole. (Photo : OMV)

Offshore Rigs to be Recycled by Veolia Partnership in Great Yarmouth
96% Recycling Rate Targeted


The Veolia and Peterson partnership has been awarded two platform decommissioning contracts for recycling at their facility in Great Yarmouth, including the onshore receipt and disposal of offshore materials and several assets for a major gas producer.


The Great Yarmouth Decommissioning Facility.
Image © Veolia

The Veolia and Peterson partnership has been awarded two platform decommissioning contracts for recycling at their facility in Great Yarmouth, including the onshore receipt and disposal of offshore materials and several assets for a major gas producer.

Under the contracts there is an aim of reaching 96% recycling rates and the work to recycle materials and assets is expected to begin in Spring 2017 when the platforms arrive onshore.

Veolia-Peterson is a joint venture between Veolia and Peterson, a value added logistics provider to the energy industry, providing full service decommissioning including decontamination, deconstruction, waste management and environmental services together with associated logistics, marine and quayside operations.

The partnership has been providing onshore decommissioning services for over 10 years. Set up to cover the full decommissioning of platforms the services include decontamination, deconstruction, waste management and environmental services together with associated integrated logistics, marine and quayside services.

To date the joint venture has recovered over 80,000 tonnes of offshore materials and achieved ‘excellent’ environmental assessment ratings in the process.

The work will cover disposal options for a number of production complex and surrounding satellite platforms currently located around 40 miles off the coast of Great Yarmouth. Recycling is expected to start this year and will take around four years to complete.

Veolia said that recovering these platforms at the end of their operational life is essential. Now using the new facilities the materials that they contain can be carefully extracted and returned to industry for re-use, and where possible assets that have further operational life can be sold. This, in turn, helps boost the sustainability of the industry.
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Deux contrats de démantèlement de plateformes pétrolières pour Veolia

Publié le 10/01/2017

Veolia a remporté deux contrats pour le démantèlement et le recyclage de plateformes pétrolières dans le cadre de sa coentreprise avec Peterson. De quoi créer de nouveaux emplois sur le site de Great Yarmouth (côte est de l’Angleterre).



Les travaux devraient débuter au printemps sur le site de démantèlement de Great Yarmouth suite aux deux contrats remportés par Veolia et Peterson pour le recyclage de plateformes offshore. (Photo : Veolia)

GB: 120.000 emplois perdus à cause de la chute des cours du pétrole

Londres 10 Juin 2016 Romandie

L'industrie pétrolière et gazière du Royaume-Uni aura perdu quelque 120.000 emplois directs et indirects entre 2014 et la fin 2016 du fait de la chute des prix de l'or noir, a déploré vendredi la fédération professionnelle du secteur.

L'exploitation des gisements en mer du Nord représentait quelque 450.000 emplois en 2014, année où le nombre d'employés a atteint son pic, a expliqué Oil & Gas UK dans un communiqué. Cela recouvrait les emplois directement concernés par l'extraction pétrolière et gazière, mais aussi les emplois indirects générés pour les fournisseurs jusqu'à ceux de services de restauration et d'hôtellerie entourant l'activité.

Mais les cours de l'or noir ont plongé depuis, passant de plus de 100 dollars le baril à quelque 50 dollars actuellement. Le baril de Brent de la mer du Nord, qui sert de référence européenne pour le brut, a même atteint un plancher de 27,10 dollars le 20 janvier, avant de remonter quelque peu.

D'après Oil and Gas UK, quelque 84.000 emplois ont disparu en 2015 et environ 40.000 autres devraient avoir été supprimés en 2016, les compagnies s'efforçant de comprimer leurs coûts pour rester rentables dans cette nouvelle conjoncture tarifaire - un défi particulièrement ardu en mer du Nord où les gisements, matures, sont particulièrement onéreux à exploiter.

La directrice générale de la fédération, Deirdre Michie, a d'ailleurs souligné que le prix moyen de production d'un baril de pétrole en mer du Nord était passé de 30 dollars en 2015 à 17 dollars cette année.

Nous ne pouvons sous-estimer l'impact que la chute des cours mondiaux entraîne sur l'économie britannique, ni les conséquences pour les personnes qui ont perdu leurs emplois ainsi que pour leurs familles, a-t-elle expliqué. Nous faisons le maximum pour les soutenir, travaillons avec les autorités britanniques et écossaises pour proposer des emplois alternatifs, et coopérons aussi avec les syndicats en ces temps difficiles, a ajouté la directrice.

Le secteur ne comptera plus que 330.000 emplois directs et indirects à la fin 2016 et Mme Michie a souligné que pour les préserver, le secteur devait pouvoir susciter de nouveaux investissements, tant dans l'exploration de nouveaux gisements que dans le développement des sites existants. Le secteur estime à quelque 20 milliards de barils équivalent pétrole la quantité d'hydrocarbures encore enfouies sous les fonds britanniques de la mer du Nord.

Coup de pouce fiscal britannique pour l'industrie pétrolière

Par latribune.fr | 16/03/2016,

Le ministre britannique des Finances a annoncé mercredi de nouvelles réductions de taxes pour soutenir l'industrie pétrolière et gazière en mer du Nord, frappée par la chute des prix du pétrole depuis la mi-2014.

La Grande-Bretagne choie sa production de pétrole et de gaz. Un coup de pouce, d'abord motivé par un constat d'échec. "Dans mon budget, il y a un an, j'ai réalisé des réductions majeures de taxes, mais les prix du pétrole ont continué à chuter. Nous devons donc agir maintenant pour le long terme", a déclaré George Osborne lors d'un discours de présentation du budget annuel de l'État britannique, à la Chambre des communes.

La taxe sur les revenus pétroliers divisée par deux

"Je réduis aujourd'hui de moitié l'impôt supplémentaire sur le pétrole et le gaz, [le faisant passer] de 20% à 10%, et j'abolis de façon effective la taxe sur les revenus pétroliers", a annoncé le ministre britannique des Finances devant le parlement.
L'impôt supplémentaire sur les bénéfices issus de la production de pétrole et de gaz est une taxe s'appliquant aux profits réalisés par une compagnie pétrolière ou gazière britannique, uniquement à partir de ses activités d'extraction ou de production, indépendamment des pertes qu'elle aurait pu subir dans d'autres activités.

La taxe sur les revenus pétroliers (Petroleum Revenue Tax ou PRT), qui avait déjà été abaissée de 50% à 35% dans le budget 2015, concerne principalement certains des champs pétroliers les plus matures au Royaume-Uni.

Pression des lobbies

George Osborne a précisé que ces deux mesures de réduction fiscale, destinées à "accompagner cette industrie clé de l'Écosse et à soutenir les emplois partout en Grande-Bretagne", seraient rétroactives à compter du 1er janvier de cette année.

Oil and Gas UK, la fédération du secteur pétrolier et gazier au Royaume-Uni, avait prévenu fin février dans son rapport annuel que la production de pétrole et de gaz en mer du Nord risquait d'être divisée par deux en dix ans si de nouveaux investissements n'étaient pas réalisés.

Aider les industriels à trouver de nouveaux revenus

Le lobby précisait que cette forte baisse des investissements faisait suite à la dégringolade des cours de l'énergie observée depuis près de deux ans, alors que "le cours du pétrole a perdu 70% depuis l'été 2014 et (que) le prix moyen du gaz (a décliné de) 20% l'année dernière".

Le gouvernement britannique avait déjà annoncé fin janvier qu'il allait débloquer 250 millions de livres (320 millions d'euros) pour soutenir l'industrie pétrolière dans le nord-est de l'Écosse, une enveloppe devant servir à aider les industriels du pétrole et du gaz à vendre leur expertise à l'étranger et promouvoir une diversification économique de la région.

Chute des prix du pétrole: à Aberdeen, on ne veut pas craindre le pire

25 Janvier 2015 l' OBS

Aberdeen (Royaume-Uni) (AFP) - La dégringolade massive des prix de l'or noir menace Aberdeen, la capitale du pétrole en Europe, façonnée par l'exploitation en mer du Nord au large de l’Écosse, et pourtant ses habitants affichent fièrement leur optimisme.

Les cours du brut ont chuté de près de 60% depuis la mi-juin 2014. Ils sont passés sous la barre des 50 dollars en janvier, grévant la rentabilité économique des champs matures de la mer du Nord dont l'exploitation est plus coûteuse.

La réaction des majors pétrolières ne s'est pas fait attendre: ces derniers mois, BP, Royal Dutch Shell et Chevron ont annoncé des licenciements par centaine en mer du Nord.

Pour Jake Molloy, responsable au syndicat RMT qui représente près de 20% des travailleurs offshore au Royaume-Uni, la situation est sérieuse.

Selon lui, près de 1.500 employés ont été notifiés de leur licenciement, près de 3.000 personnes pourraient perdre leur emploi dans le secteur offshore, et 10.000 personnes en tout pourraient se retrouver au chômage dans l'industrie du pétrole.

Pour eux "c'est la crise d'une vie", constate M. Molloy, qui a lui même perdu son emploi en 1986, lorsque les prix du pétrole avaient plongé.

Au milieu des années 80, l'économie locale avait été particulièrement affectée. "C'était vraiment sinistre, beaucoup de personnes ont perdu leurs commerces ou leurs maisons", raconte à l'AFP M. Molloy.

- Un sentiment de déjà vu -

"Aberdeen pourrait devenir une ville fantôme dans 10 ans", souligne Colin Welsh, le CEO de Simmons & Company.

En effet, cette fois-ci, le rebond attendu des prix pourrait ne pas profiter à Aberdeen car les puits en Mer du nord sont trop vieux, trop chers et intéressent moins les majors.

L'industrie pétrolière, dont les salariés gagnent en moyenne 2 fois et demi le salaire moyen au Royaume-Uni, a fait la prospérité d'Aberdeen.

Aujourd'hui, les Aberdinois, qui ont voté en septembre contre l’indépendance de l'Écosse, tentent de se rassurer. Le scénario le plus noir a été évité, soulignent-ils. Le Parti national Écossais (SNP) séparatiste avait en effet construit le budget du pays de leurs rêves sur un pétrole à 110 dollars. A 50 dollars le baril, on est loin du compte.

"Je n'ai pas prévu la chute des cours du pétrole, comme tout le monde d'ailleurs. En politique on joue avec les cartes distribuées, on répond aux défis, et ce défi est très sérieux", esquive Fergus Ewing, le ministre écossais (SNP) du commerce, de l'énergie et du tourisme.

Plus de la moitié des emplois à Aberdeen sont liés à l'industrie du pétrole et du gaz. En plus du vent glacial bien commun en hiver, un vent de panique devrait souffler sur la ville.

Cependant, les Aberdinois ne semblent pas avoir pris la mesure de la crise qui s'annonce. C'est peut-être parce que les licenciements n'ont pas encore pris effet.

Pour l'instant la plupart des travailleurs concernés sont encore en poste et les premiers à partir seront les personnes proches de la retraite, selon Dame Anne Begg, député d'Aberdeen sud.

"Il y a toujours un délai, et il est possible que 6 mois à un an se passent avant que l'impact se fasse réellement sentir sur l'économie de la ville", a-t-elle ajouté, inquiète.

Ses administrés veulent se rassurer.

"Nous avons déjà vécu cela avant, et cela arrivera encore. Il y aura probablement des pertes d'emploi mais c'est comme cela que fonctionne l'industrie (pétrolière)," constate, fataliste, Tony Maguire qui travaille sur une plateforme offshore.

Dans le port d'Aberdeen, où les dockers s'affairent à charger des bateaux imposants d'équipement dédié aux plateformes, c'est le même discours.

Pour Robert, le superviseur des docks, qui a 29 ans d'industrie derrière lui, il s'agit juste d'une baisse passagère: "le prix va remonter comme toujours". Un de ses trois enfants vient de commencer son apprentissage dans l'industrie mais il n'est pas inquiet.

"Si les choses allaient si mal, ils arrêteraient la construction du grand bâtiment près de l'aéroport", note Dave, un des nombreux chauffeurs de taxi qui sillonnent les routes embouteillées de la ville.

La compagnie pétrolière Norvégienne Aker Solutions, un gros employeur dans la région, va prendre livraison de nouveaux bureaux de 31.100 m2 cette année.

Mise en production de la phase 2 du projet West Franklin en mer du Nord

enerzine le 17 janvier 2015

Total a annoncé avoir démarrer la production de la phase 2 du projet West Franklin, dans le Central Graben en mer du Nord britannique. Ce projet permettra de produire 40 000 barils équivalents pétrole par jour (bep/j) de gaz à condensats à partir du centre de production d’Elgin/Franklin.

« Avec le démarrage de la phase 2 du projet West Franklin, Total consolide les capacités de production de la zone d’Elgin/Franklin, opérée par le groupe. Cette zone de production possède d’importantes réserves ainsi qu’un potentiel d’exploration prometteur », souligne Michael Borrell, directeur Europe et Asie Centrale au sein de la branche Exploration-Production.

La phase 2 du projet West Franklin développe des réserves de 85 millions de barils équivalents pétrole. Le projet comprend le forage de trois nouveaux puits de production et l’installation de deux plates-formes, la plateforme de production West Franklin et la plate-forme Elgin B, à partir de laquelle seront également forés des nouveaux puits sur le champ d’Elgin.

Situé à 240 km à l’est d’Aberdeen, le gisement de West Franklin a été découvert par Total en 2003. La production de la phase 1 a commencé en 2007, avec le forage de deux puits depuis la plateforme de Franklin.



Total détient une participation de 46,2 % dans la zone d’Elgin/Franklin, dont fait partie West Franklin, aux côtés de Eni (21,9 %), BG (14,1 %), E.ON (5,2 %), ExxonMobil (4,3 %), Chevron (3,9 %), Summit (2,2 %) et Dyas (2,2 %).

Le "non" écossais rassure les compagnies pétrolières

le 19/09/2014

Les Écossais ont choisi : ils ne prendront pas leur indépendance. Le "non" l’a emporté avec 55,3 % lors du référendum organisé le jeudi 18 septembre. Un soulagement pour les sociétés pétrolières (parmi lesquelles Shell et BP) qui avaient estimé qu’une prise d’indépendance d’Édimbourg risquait de nuire aux investissements.

"Shell salue la décision du peuple écossais de rester au sein du Royaume-Uni, ce qui réduit les incertitudes pour les activités basées en Écosse", a déclaré, ce vendredi 19 septembre, son patron, Ben van Beurden.

Selon l’association britannique du secteur pétrolier, Oil & Gas UK, le vote a eu un grand mérite : montrer l’importance de la production d’hydrocarbures offshore dans l’économie, à la fois en Écosse et dans le reste du Royaume-Uni. Le secteur reste le plus important investisseur industriel du pays, a rappelé Oil & Gas UK le 19 septembre.

Oil & Gas UK appelle le gouvernement britannique à mettre en œuvre au plus vite une réforme fiscale ainsi que les recommandations faites dans un récent rapport par Sir Ian Wood (le fondateur de la compagnie pétrolière Wood Group) pour maximiser les réserves. L’industrie, de son côté, doit faire tout son possible pour contrôler ses coûts. Oil & Gas UK évalue entre 12 et 24 milliards de barils équivalent pétrole les volumes restant à exploiter en mer du Nord britannique.

Londres a lancé des consultations au mois de juillet sur la manière de faire évoluer le régime fiscal pour que le secteur pétrolier puisse continuer à attirer les investissements en mer du Nord. Le chancelier de l’Échiquier George Osborne devrait annoncer les résultats préliminaires de ces consultations début décembre.


Une carte montrant les gisements en exploitation et les blocs concédés en mer du Nord.