Présentation

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
Chevron
SNPC
3
SPE – 02 février 2010
53.5%
31.5%
15.0%
Zone développée
Profondeur
mss
API
Bilondo
1100
22
Mobim
1200
30
MOBIM
Mobim Csup
Mobim C
4
SPE – 02 février 2010
Limite du PEX
BILONDO
Une histoire mouvementée ...
1ère découverte 1995
1ère phase :
ƒ Études d'avant-projet en 2001 pour développer les objets Albien & Tertiaires
ƒ Basic engineering réalisé avec DORIS en 2002
ƒ Projet arrêté fin 2003 après un cycle complet d'appel d'offres (yc le rig)
2ème phase :
ƒ Nouvelles études conceptuelles lancées Q1-2004 sur la base d'une zone de
développement restreinte aux seuls réservoirs tertiaires (incluant MOBIM)
ƒ 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)
ƒ En parallèle, évaluation détaillée d'une solution FPU en leasing menée à terme et
finalement écartée sur des critères économiques
ƒ Nouveaux appels d'offres envoyés fin 2004 pour SPS et UFL (pas pour le rig)
ƒ Contrat FPU renégocié avec HHI (en compétition avec les offres leasing)
ƒ Sanction5 du Projet
en COMEX en mai 2005 ; contrats surface signés été 2005
SPE – 02 février 2010
Schéma de développement
¾ Profondeur d'eau variant de 540 à 740m
¾ 2 manifolds subsea + 1 puits injecteur d'eau excentré (3 km)
¾ 12 puits à la sanction du projet : 7 producteurs + 5 injecteurs d'eau
2 producteurs supplémentaires sanctionnés début 2007 (phase 1 élargie)
¾ Injection gas-lift en fond de puits et au niveau des manifolds
¾ Ligne d'import / export de gaz vers Nkossa
¾ Export direct du brut stabilisé vers le terminal
de Djéno (ligne 16" de 80 km)
¾ Nouvelles installations de traitement
dans le terminal de Djéno
6
SPE – 02 février 2010
¾ Floating Production Unit :
- 90,000 bpd liquide
- compression pour gas-lift
et export gaz
- sulfate reduction unit
pour l'eau d'injection
de Mobim
Lay-out
’E
6’
/
rt
o
xp
as
G
rt
o
p
Im
’w
8’
Manifold MOBIM
6 slots
6’’
FP
U
Umbilical GL
8’’
Water injection line
Umbilical E H C
Manifold
BILONDO 4 slots
SPE – 02 février 2010
6’’
N
e
nj
i
er
t
a
i
’O
’
16
Production lines 8’’
7
m
fro
2
F
K
n
io
t
c
t
or
p
x
lE
18
km
Profondeur d’eau de 540 à 740m
Nk
os
sa
740m
n
e
j
D
o
km
8
7
660m
3 km
600m
2,3 km
2,3 km
8
SPE – 02 février 2010
540m
4 Packages surface
z Basic Engineering
Doris Engineering (Paris – France)
z Subsea Production System - SPS
Contrats EPC + IAC attribués à FMC (Kongsberg - Norvège)
z Umbilical and Flowlines - UFL
Contrat EPCI attribué à ACERGY (Suresnes - Paris)
z Floating Production Unit - FPU
Contrat EPCCI attribué à HYUNDAI HEAVY INDUSTRIES - HHI
(Ulsan - Korea) - 1er contrat de ce type pour HHI avec TOTAL
z 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
SPE – 02 février
2010
9
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
45 0
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
MOB0-03
remote
BP4
BIL2-01
BI-1
MOB1-01
MOB1-04
MP-1
MOB1-06
BDP-1
10
SPE – 02 février 2010
BI-2
BP-1
MOB1-05
MOB1-02
MI-3
BP-2
0m
SPS: Production & Injection systems
Drill through vertical
X-Mas Trees
MSS
Manifold including pig loop
ROV +
CATS
All production equipments are fully insulated
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SPE – 02 février 2010
CFC
SWT
12
SPE – 02 février 2010
Integration tests
Pourquoi?
ƒ Nombre d’équipements et des interfaces associées
ƒ Projet de taille moyenne et planning serré
Objectifs:
ƒ Éviter les stand-by
ƒ Qualification des nouveaux designs
Avantages
ƒ « debugging » des procédures
ƒ Formation des équipes en charge de l’installation (entrepreneur UFL )
ƒ 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
Opérations :
Direct
• 120
Km deline
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
14
SPE – 02 février 2010
• Installation de structures sousmarines, ITA, PLET, FLET
E/HC
Flexibles
CCF
Manifold
Dog House
Opérations
• 22 Km de flexible 6’’, 8’’ et 15’’
GLU
• 7 risers flexibles + 4 risers
ombilicaux (GLU + E/H) sur FPU
JUMPER Prod
• 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
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SPE – 02 février 2010
FPU
Rig 135 on Bilondo
KUITO
BBLT
FPU ALIMA
Hull Weight
Living Quarter Weight
Topsides Weight
13,100 t dry
2,500 t dry
11,400 t dry
13,300 t operating
2,600 t operating
13,300 t operating
TOTAL
27,000 t dry
29,200 t operating
Hull : 188.50m x 34.00m x 12.50m
16
SPE – 02 février 2010
FPU
Design life
Crude treatment capacity
Crude export design pressure
20 years
90,000 bpd
124 bar
Electrical generation
ƒ Main (3 x 50%) TG SOLAR Mars100 de 8.8 MW
18 MW
ƒ Essential (2 x 50%) DG PON POWER de 1.2 MW
2.4 MW
ƒ Emergency (1 x 100%) DG PON POWER de 1.3 MW 1.3 MW
Produced water treatment
75,000 bwpd
30 ppm
Water injection
ƒ Mobim from FPU
17
65,000 bwpd
SPE – 02 février 2010
FPU DRY TOW
CONGO
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SPE – 02 février 2010
OFFSHORE INSTALLATION
FPU ANCHORING
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SPE – 02 février 2010
OFFSHORE INSTALLATION
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SPE – 02 février 2010
Tie-in des puits
Séquence habituelle d’installation des jumpers
ƒ Forage et completion du puits
ƒ Métrologie: position et orientation du Xmas tree
ƒ Fabrication du jumper
ƒ Installation du jumper
ƒ 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:
ƒ Forage du puits
ƒ Métrologie après la pose de la PGB
ƒ Fabrication du jumper pendant le forage du puits
ƒ Installation du jumper
ƒ Commissioning du puits et S/U
=> Impact planning: S/U du puits 5 jours après la fin du puits
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SPE – 02 février 2010
TERMINAL INTEGRATION
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SPE – 02 février 2010
TERMINAL INTEGRATION
2008
ƒ Q2 - IRC valid for 3 years
ƒ Q4 -
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SPE – 02 février 2010
Les spécificités du développement de Moho Bilondo
Contexte
ƒ 1er développement Deep Offshore au Congo, dans une filiale mature et en plein redéveloppement
ƒ Pas d’infrastructures industrielles spécifiques aux développements grands fonds
ƒ Pas d’obligations contractuelles de « local content »
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SPE – 02 février 2010
Les spécificités du développement 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
ƒ Pas forcément un avantage : rig ancré, risques pécheurs
ƒ Toutes les problématique Grands Fonds restent valables
ƒ Flow assurance : cumul de quasiment tous les problèmes connus
Technologies variées
ƒ Technologies Grands fonds
ƒ Technologies conventionnelles (pipe shallow water, atterrage et pipe à terre)
ƒ UFL : pipes rigides et risers dynamiques flexibles
ƒ Connexions à des installations existantes en production et en forage
ƒ Travaux importants à terre sur le terminal
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SPE – 02 février 2010
Les spécificités du développement 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 :
ƒ Architecture des puits
ƒ Pas de « learning curve »
2 clusters
ƒ Interferences forage installation
ƒ SIMOPS après S/U
Challenges techniques :
ƒ Gas Lift en fond de puits
ƒ Isolation thermique
ƒ Preservation
ƒ Nombre de puits au S/U
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SPE – 02 février 2010
Planning
as-built
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SPE – 02 février 2010
Dates clés
2005
1er 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.)
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SPE – 02 février 2010
Dates clés
2007
jan.
engagements des PSV / AHTS et MPSV
pour la campagne de forage et d’installation des jumpers
mars
tirage du pipe d’export 16’’ devant Djeno
mars
1ère session de formation process à Lacq
avril
livraison à PNR des premières Xmas trees (après 22 mois)
mai
fin du levage des modules topsides sur la coque
mai
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.
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SPE – 02 février 2010
Dates clés
2008
jan.
jan.
20 jan.
27 jan.
2 fév.
15 fév.
2 mars
11 mars
14 avril
17 avril
27 avril
3 juin
15 juin
livraison de la version électronique des manuels operatoires
formation sur le subsea par STAT Marine
arrivée FPU à Port-Gentil au Gabon et mise à l’eau
arrivée FPU sur site et début des opérations d’ancrage
fin des opérations d’ancrage (7 jours)
début du hang-off des risers avec la POLAR QUEEN
fin du tirage des risers (17 jours)
1er chargement de méthanol
gas-in
ouverture du 1er puits (BIL2-01), 33.5 mois après contract award
première huile à Djeno
ouverture du 2ème puits (MOB1-02)
hand-over du FPU aux équipes d’exploitation de la filiale
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SPE – 02 février 2010
Local Content
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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/U
ƒ Recrutement
ƒ Plan de formation
ƒ Intégration aux équipes de construction et de commissioning,
Construction
ƒ SPS:
ƒ Base construite sur la Base Industrielle à Pointe Noire
ƒ Rigid jumpers: sous traités par FMC à Friedlander Congo
ƒ UFL
ƒ Structures sous marines sous traitées par Acergy à Friedlander
ƒ Tie-ins sur Nkossa et pipe onshore à Djéno: Friedlander
ƒ Intégration à Djéno: Boscongo
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SPE – 02 février 2010
Local content
Aujourd’hui nécessité d’intégrer le local content aux nouveaux contrats
ƒ Les Opérateurs et les Entrepreneurs devront proposer l’intégration de compagnies
locales
Le local content
ƒ ce n’est pas uniquement attribuer des contrats à des compagnies locales qui sous
traitent ensuite à l’extérieur
ƒ c’est former du personnel pour réaliser une partie des projets dans le pays hote
ƒ HSE
ƒ qualité
ƒ écoles de soudure …
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SPE – 02 février 2010
Objectifs et Organisation
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SPE – 02 février 2010
Objectifs fixés à l’équipe en 2005 en début 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:
ƒ Sécurité
ƒ Interventionnisme
ƒ Environnement
ƒ Limitation et mesures des rejets à l’atmosphère et à la mer
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SPE – 02 février 2010
Projet Intégré
Projet Intégré: géosciences, foreurs, constructeurs, responsables installation,
exploitants
ƒ Dès le Basic Engineering
ƒ Exploitants mobilisés dans les équipes SPS et FPU
ƒ Foreurs spécialistes en completion subsea dans l’équipe SPS pendant le detailed engineering, les FAT
et les SIT
Continuité des équipes
ƒ FPU: responsable engineering >> construction >> hook-up offshore
ƒ Equipe forage subsea: SPS >> forage à Pointe Noire et supervision sur le rig
ƒ Exploitants: construction en Corée >> commissioning >> start-up >> exploitation
Gestion du planing
ƒ Utilisation d’Interim Agreement pour déclancher une « D » date simultanée
ƒ Un planning cohérent entre les packages
ƒ Suppose la capacité à avoir une vision transverse des problématiques
en amont de la signature des contrats (avant-projet & basic engineering)
ƒ 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
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SPE – 02 février 2010
Efficacité du commissioning en mer !
PRECOM% vs COM % actuel MHR
100%
Sail / Site / F.oil / Handover
90%
COM % MHR actual
PRECOM % MHR actual
80%
75%
70%
D’où la décision
par anticipation
de reporter
d’un mois
le SAIL AWAY
60%
50%
40%
Performance
%mhr / sem
PRECOM Planned
5,0%
PRECOM Actual
3,1%
COM Planned Onshore
7,7%
COM Actual Onshore
6,3%
COM Actual Offshore
0,8%
30%
20%
10%
RATIO
Onshore /Offshore
8
0%
1/1
29/1
26/2
26/3
37
23/4
21/5
18/6
16/7
SPE – 02 février 2010
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
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)
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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
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SPE – 02 février 2010
Lay out / Simops
SHZ N
E 768 600
N 9 406 024
Des arbitrages planning bien
sur
ƒ Polaris
ƒ Polar Queen
ƒ Choix du cluster de Forage
MOB1-05
Des SIMOPS construction
subsea / forage deepwater
surtout
ƒ Pose des well jumpers avec le
rig sur SHZ
ƒ Commissioning puits
MOB1-01
MOB1-02
MOB1-04
SHZ W
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 :
ƒ Interventionnisme
ƒ imposer aux entrepreneurs la transparence
2 exemples
ƒ HHI
ƒ 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 :
ƒ Mobilisation d’équipes dédiées
ƒ Participation aux FAT
ƒ Programme d’inspection basé sur la criticalité des équipements
Moho Bilondo,
ƒ S/U sans shut down dus aux équipements
ƒ 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)
ƒ « maintanibilty », handling philosophy …
ƒ Participations aux tests
ƒ Préparation manuels opératoires et Start Up
ƒ Supervision du commissioning, même dans le cas d’un EPCC
ƒ Assistance au pre-com/ base de données commune
ƒ définition des priorités
ƒ 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
PEX MOHO BILONDO
Djéno
12
1 000 m
75 km
500 m
Moho Nord
25km
20 km
15 km
FPU
Moho-Bilondo
45
SPE – 02 février 2010
Nkossa
il
"o
"o
16
il
TOTAL
Chevron
SNPC
: 53.5 % (op)
: 31.5 %
: 15 %
Signed
Duration
Extension
End
: June 2005
: 20 years
: 5 years
: June 2030
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
Conclusions
51
SPE – 02 février 2010
Conclusions
En grands fonds, le développement économique de structures petites ou moyennes
reste un enjeu majeur
Objectifs des projets
ƒ HSE
ƒ Qualité
ƒ Planning
ƒ Start-Up
ƒ Ramp-Up
ƒ Minimiser les manques à produire
ƒ Budget
52
SPE – 02 février 2010
Merci
53
SPE – 02 février 2010
Back-Up
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SPE – 02 février 2010
Qualité – Mesure de la Criticalité
Utiliser la criticalité est nécessaire pour un package SPS afin de
répartir les ressources QC
ƒ Beaucoup de fournisseurs (+ de 2000 pièces sur un Xmas Tree)
ƒ 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 :
ƒ Risques projets:
ƒ Date de livraison / importance planning (besoin campagne de tests par ex)
ƒ Problèmes rencontrés dans le passé (feedbacks / connaissance des fournisseurs)
ƒ Besoins de qualifications (ex: connecteurs électriques sur Xmas Trees)
ƒ Risques opérationnels
ƒ Stratégie de back-up
ƒ 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