Report No: 17252 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT ALGERIA ... · PDF fileIMPLEMENTATION COMPLETION REPORT ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT ... Middle East and North Africa Region

Document ofThe World Bank

FOR OFFICIAL USE ONLY

Report No: 17252

IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT

ALGERIA

FIRST PETROLEUM PROJECT(Loan 3395-AL)

December 23, 1997

Infrastructure Development GroupMiddle East and North Africa Region

This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in theperformance of their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed withoutWorld Bank authorization.

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CURRENCY EQUIVALENTS

Currency Unit: Algerian Dinar (DA)

End of PeriodDinars/US Dollar

1990 12.191991 21.391992 21.841993 23.341994 35.061995 47.661996 54.681997 (June) 56.95

FISCAL YEAR: January 1 to December 31

WEIGHTS AND MEASURES

1 kilogram = 2.2046 pounds (lbs)I metric ton (ton) = 1000 kg = 2204.6226 lbs1 meter (m) = 3.2808 feet (ft)I kilometer (km) = 1000 m = 0.6214 milesI cubic meter (CM) = 35.3147 cubic feet (cu ft)1 barrel (bbl) = 42 US gallons = 1.59 litersI kilocalorie (kcal) = 3.9683 British thermal units (Btu)I British thermal unit (Btu) = 0.2520 kcalI thermie (th) = 1,000 kcalI ton of oil equivalent (toe) = 10,000 th

= 0.9091 tons of crude oil=1068.4 m3 of natural gas

ABBREVIATIONS AND ACRONYMS

ENAFOR: Entreprise Nationale de ForagesENAGEO: Entreprise Nationale Algerienne de GeophysiqueENSP: Entreprise Nationale des Services aux PuitsGTP: Entreprise Nationale de Grands Travaux PetroliersLNG: Liquefied Natural GasLPG: Liquefied Petroleum GasSONATRACH: Societe Nationale pour la Recherche, la Production, le Transport, la

Transformation et la Commercialisation des Hydrocarbures

Vice President: Kemal Dervi-

Director: Jean Claude Villiard

Sector Leader: Zoubeida Ladhibi-BelkResponsible Staff: Hartwin Nickel

TABLE OF CONTENTS FOR OFFICIAL USE ONLY

Preface iEvaluation Summary ii

PART I: IMPLEMENTATION ASSESSMENT

A. Statement and Evaluation of Objectives 1

B. Achievement of Objectives 4C. Major Factors Affecting the Project 9

D. Bank Performance 10

E. Borrower Performance 10

F. Assessment of Program Outcome and Sustainability 11

G. Future Operation 11

H. Key Lessons Learned 12

PART II: STATISTICAL TABLES

1 Summary of Assessment 132 Related Bank Loans 14

3 Project Timetable 15

4 Loan Disbursements: Cumulated Estimated and Actual 16

5 Key Indicators for Project Implementation 176 Key Indicators for Project Operation 18

7 Studies Included in the Project 19

8A. Project Costs 20

8B. Project Financing 22

9A Economic Costs and Benefits - Mesdar Secondary Recovery 23

9B Economic Costs and Benefits - Amassak Secondary Recovery 24

10 Status of Legal Covenants 25

11 Bank Resources: Staff Input 27

12 Bank Resources: Staff Missions 28

APPENDICES

A. ICR Mission Aide-MemoireB. Borrower's Contribution

and Comnments to the ICR

Map: IBRD 22406

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IMPLEMENTATION COMPLETION REPCRTDEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA

FIRST PETROLEUM PROJECT(LOAN 3395-AL)

PREFACE

This is the Implementation Completion Report (ICR) for the First Petroleum Project,funded by Loan 3395 to the petroleum company Sonatrach, in the amount of US$ 100 million.The loan was approved by the Board on July 30, 1991, was signed on August 2, 1991, andbecame effective on April 2, 1992. The original closing date of June 30, 1996 was extendedonce, and the loan closed on June 30, 1997. The undisbursed balance of US$ 11.4 million (plusUS$ 0.7 million Special Account balance) will be canceled.

The project is cofinanced by the Eximbank of Japan, Ln. Exim 02790 administered bythe Bank, in the amount of US$ 76.8 million equivalent. This loan was approved by Jeximbankon June 26, 1992, was signed also on June 26, 1992, and became effective on March 22, 1993.The original closing date of October 31, 1996 was extended once, to the present closing date ofOctober 31, 1998. As of December 9, 1997 US$ 29.6 million had been disbursed, and US$ 47.2million were still available.

This ICR was prepared by Hartwin Nickel, Sr. Financial Analyst, Ahmed El-Hamri,Economist, Carmen Niethammer, Consultant, and Deborah Davis, Operations Analyst andEditor, of the Infrastructure Development Group, Middle East and North Africa Region(MNSID).

Preparation of the ICR was based on material in the project files and on the completionreport provided by the Borrower. The report has been sent for comment to the borower,Sonatrach.

.

IMPLEMENTATION COMPLETION REPORTDEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA


EVALUATION SUMMARY

Introduction

(i) The First Petroleum Project was part of the Bank's strategy to support Algeria'seconomic reform program. Given the sensitivity of the oil and gas sector in Algeria, theGovernment and the Bank had agreed on a gradual but incremental strategy for Bankinvolvement. This project was meant to be the first in a string of operations, to start adialogue with a sector previously unknown to the Bank, in spite of its fundamentalimportance to the country's macroeconomic development.

Project Objectives and Design

(ii) As an initial phase of the medium-term sector assistance strategy (see below), theproject had four main objectives: (a) help attract foreign investments in oil explorationand development, (b) help improve the efficiency of the Algerian petroleum servicescompanies, and especially drilling operations, (c) optimize the production of Sonatrach'soil fields through enhanced oil recovery schemes, and (d) address environmentalproblems related to drilling and production activities. These were expected to lead tosubstantial and rapid foreign earnings/savings, and thus contribute to alleviating thecountry's severe balance of payments difficulties. Moreover, the Bank's involvement wasto help Sonatrach mobilize external funds through cofinancing arrangements with theEximbank of Japan, and more generally, to facilitate Sonatrach's efforts at reentering theinternational capital markets.

(iii) The project included four main components: (a) assistance for the promotion ofexploration acreage to foreign oil companies, including basin studies, the setting up of amodern exploration data base, promotional and contractual assistance, and the services offull-time foreign experts; (b) technical assistance and training in drilling supervision;(c) selected enhanced oil recovery subprojects and related studies; and (d) training andother technical assistance in the area of organization, financial systems, planningoptimization, and environmental protection.

Implementation

(iv) Implementation of most components has progressed well, with the physical andfinancial objectives largely achieved, acquisition of needed equipment essentially

completed, and several studies carried out, except as described below. The groundworkwas also laid for the medium-term institutional objective of restructuring the fiveAlgerian petroleum services enterprises, ENAGO, ENTP, ENGTP, ENEFOR, and ENSP,which carry out drilling programs, well services, and civil works in the oil fields.

(v) Achievement of physical objectives. The two main components, Mesdar/RhourdeEl-Baguel and Amassak secondary oil recovery schemes, have been in operation sinceFebruary and September 1995, respectively. The exploration data bank has also beencompleted, with all equipment and software operational. The drilling simulator acquiredunder the project has been in service since March 1993.

(vi) Acquisition of computer, and information systems, and laboratory equipment.Computer equipment for drilling operations has been acquired, as has equipment used toprepare the Zarzaitine tertiary recovery feasibility study, and computer and laboratoryequipment for Sonatrach's Research and Development Center.

(vii) Studies. The ZarzaYtine feasibility study on tertiary recovery, the studies on therestructuring of each of the five petroleum services companies, and the environmentalstudy focusing on groundwater protection in the oil fields have been carried out.

(viii) Components not completed. The basin studies in key areas of the country (Ahnet-Timmimoun, Bechar, Chelif, Constantine and Illizi) have not yet started; three of themmay be carried out under the still available Jeximbank funds, and the others by foreign oilcompanies under their exploration joint ventures with Sonatrach .

(ix) Achievement offinancial objectives. Sonatrach has complied with the financialcovenants, i.e. debt service coverage and debt:equity ratio. On the other hand, audits ofSonatrach's financial statements by international auditors have not yet been introduced,and the partial audits carried out by local firms have revealed the need for a majoroverhaul of Sonatrach's accounting systems.

(x) Achievement of institutional objectives. The institutional emphasis of this firsthydrocarbons project was on helping Sonatrach improve its efficiency in various domainsand on laying the groundwork for restructuring the five Algerian petroleum servicesenterprises. Regarding Sonatrach, the project has helped to improve exploration strategy,including international exploration promotion, procurement, and financial planning at thecorporate level. For the five petroleum services enterprises restructuring studies havebeen carried out. Based on these studies, restructuring plans have been prepared by theenterprises and are now being examined by the Government.

Major Factors Affecting the Project

(xi) The one-year delay in completing the project was caused by the eight-months loaneffectiveness delay, several shifts regarding project components, some difficulties insupervising the smaller components, and the differences between the Bank's procurement

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procedures and those of the oil industry which to a large extend rely on the short-listapproach or direct contracting. On the other hand, the turnkey approach for the surfaceinstallations at Mesdar and Amassak was instrumental in the timely completion of thesecontracts. Supervision extent was affected by the security situation in the country.

Project Sustainability and Assessment of Outcome

(xii) The project is sustainable. The secondary recovery components will produceincremental oil volumes over the next twenty-five years or so. The exploration data bankshould make Sonatrach's exploration promotion efforts to the private oil industry moreefficient over many years to come and enhance private sector involvement in Algeria'shydrocarbons sector. Benefits from the petroleum services restructuring studies willdepend on GOAs decisions on the strategic plans prepared by the five concernedenterprises.

(xiii) Further efforts are needed to improve the oil and gas sector, including its legalframework, the corporate structure of Sonatrach, Sonatrach's financial and informationsystems, and Algeria's natural gas strategy. Such efforts might be slow in the future, inthe absence of a follow-up operation. The Bank had started to prepare a second loan forpetroleum secondary recovery and overhaul of outdated oil and gas field installations.The loan has been postponed though, as for the time being both the Government and theBank have given priority to the Bank's involvement in other sectors. The Bank's furtherapproach will be clarified in the upcoming energy sector and Country Assistance Strategypapers.

Bank and Borrower Performance

(xiv) The Bank. Preparation needed nearly three years, as this was the first operationwith Sonatrach. Several missions were needed to develop mutual understanding and todevelop acceptable loan conditionality. Bank performance was highly satisfactory; thenecessary specialized expertise was available; Bank staff, GOA and Sonatrachcollaborated fully to review and update the hydrocarbons sector strategy and define thevarious project components. At the supervision stage, Bank performance wassatisfactory, with regular supervision missions over the life of the project. Bank staffassisted Sonatrach in its efforts to implement the project and reach its objectives and alsohelped prepare the reallocation of unused funds from the Jeximbank loan. However, theBank's supervision would have been more efficient under more normal securityconditions in the country. Also, less stringent budget allocations would have permittedmore technical petroleum sector expertise in the supervision missions.

(xv) The Borrower. Sonatrach's readiness to work with the Bank increased over time,in line with its growing familiarity with Bank policies and procedures. Already duringthe late phase of preparation of this first project, Sonatrach presented proposals for afollow-up operation in the area of secondary recovery. Project implementation logisticswere well organized and up to the technical complexity of the project. The enterprise had

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all the technical, organizational and financial capabilities necessary to achieve the projectobjectives. It also has respected the financial covenants. On the other hand, progressregarding the implementation of the basin studies has been very slow. Also, full-scaleannual audits as an instrument of financial management may not have had the neededsupport at the top. Overall, the borrower's performance has been satisfactory, and for anysecond operation preparation should be much easier and shorter than for this first project.

Key Lessons Learned

(xvi) The following key lessons can be derived:

(a) Compared to the ambitious medium term sector objectives, the Bank'sleverage to achieve sector reforms and restructuring has remained limited. The financingpackage put together was sizable, but has been modest in relation to Sonatrach's largeinvestment program. To enhance its credibility and leverage in a large hydrocarbonssector, the Bank needs to have a medium-term commitment to cooperation, and a stringof substantial operations over several years.

(b) Procurement and implementation: The efficiency of early procurementarrangements and turnkey contracts was demonstrated by the speedy implementation ofthe main components, i.e. the secondary oil recovery schemes at Mesdar and AmassakThe civil works carried out by local contractors were included in the turnkey contractsand coordinated by the foreign contractor who had the overall responsibility. - On theother hand, the project included a considerable number of small components in variousdomains, which made implementation and supervision cumbersome.



PART I: IMPLEMENTATION ASSESSMENT

A. Statement and Evaluation of Objectives

Introduction/Background

1. Since the early 1980s, the Government had been implementing economic reforns,including relaxation of central planning, development of a more autonomous financialsystem, promotion of the private sector, improved mobilization and allocation ofresources via pricing reforms. The Bank's strategy had focused on supporting thecountry's economic reform program and the government's drive towards improvedresource allocation and productivity. It had supported this reform program in key sectorsand public enterprises. Bank involvement in the petroleum sector intended to beconsonant with this strategy in view of the sector's predominant role in the economy asrevenue generator and catalyst for industrial development.

2. Confronted with a steady decline in the country's petroleum resource base and adrop in foreign exchange earnings and fiscal revenues resulting from falling oil prices, theGovernment shifted, in the late 1980s, its petroleum strategy towards (i) reinforcing therole of the private sector through the adoption in 1986 of a new, more attractivepetroleum law for petroleum exploration/development by international oil companies andthrough the progressive opening up of the service sector to local and foreign privatecontractors; (ii) improving the efficiency of the sector's public enterprises (includingSonatrach) by giving them more managerial and financial autonomy while exposing themgradually to foreign competition; and (iii) maximizing gas exports by adopting a moreflexible marketing/pricing strategy in order to regain lost market shares and fully utilizeexisting production and liquefaction facilities.

3. Although the overall direction of Algeria's policy in the energy sector, and morespecifically the petroleum subsector, was appropriate, there were a number of issues: theneeds to enhance the efficiency of petroleum exploration and production, to integratenatural gas exports into an integrated gas strategy, and to pursue energy conservation.

Project Objectives and Components

4. The objectives of the project were to help address major policy issues in thehydrocarbons sector and the energy sector of Algeria in general, as part of the country

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assistance strategy, in view of the sector's predominant role in the economy as revenuegenerator and catalyst for industrial development. Given the complexity and sensitivity ofthe petroleum sector in Algeria, the Government and the Bank had agreed on a gradualbut incremental strategy for Bank involvement. The project was meant to be the first in astring of operations in the oil and gas sector, to gain familiarity and start a dialogue with asector previously rather unknown to the Bank, in spite of its fundamental importance tothe country's macroeconomic development. It was therefore designed to address aselected number of key issues (see below), while contributing to a modest extent to themobilization of Sonatrach's financing requirements. It was also meant as a base forpreparing follow-up operations which would extend and deepen the dialogue with theGovernment and sector.

5. There were a number of policy issues in the hydrocarbons sector: first, the needto enhance the efficiency of petroleum exploration and production through(i) improvements in acreage promotion and the legal/contractual framework forinvestment by foreign oil companies; (ii) restructuring of state-owned petroleum sectorenterprises; and (iii) development of the local private sector, starting with the petroleumservices subsector; second, the development of natural gas exports as part of anintegrated gas development and utilization strategy, based on an analysis of the economicvalue of gas for different possible uses; and third, energy demand management andconservation, and to achieve this objective, bringing domestic energy prices up tointernational levels.

6. The Bank's medium-term strategy in the sector has aimed at (i) addressing the keysector issues outlined above; (ii) mobilizing financing for the sizable foreign currencyrequirements of the sector, through direct funding and co-financing arrangements; and(iii) providing catalytic support for increased involvement by the international petroleumindustry in developing Algeria's substantial hydrocarbon potential.

7. The project's immediate objectives were to: (i) help the Government andSonatrach in their efforts to attract investments in exploration and development byforeign oil companies; (ii) help improve the efficiency of the petroleum servicessubsector, and particularly of drilling operations; (iii) help Sonatrach optimize theproduction of its oil and gas fields through enhanced oil recovery schemes; (iv) addressenvironmental problems related to drilling and production activities; and (v) helpSonatrach mobilize incremental funds through co-financing arrangements with Eximbankof Japan.

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8. The project comprised four components:

(a) Exploration promotion assistance, consisting of:(i) comprehensive basin studies in selected priority areas (starting

with Ilizi, Ahnet, Constantine and Chelif basins) to compile andintegrate all geological, geochemical, geophysical and well data ineach area, with a view to determining its petroleum potential andidentifying new exploration leads which could prove attractive tooil companies;

(ii) development and setting up of a modem, computerized explorationdatabase to assist foreign oil companies and Sonatrach in preparingexploration plans;

(iii) technical assistance to Sonatrach's Exploration Division in theform of geophysical and geological computerized workstations aswell as the services of full-time foreign experts for up to 3 years;

(iv) consulting services to assist Sonatrach in promotional activities(organization of seminars, contacts with oil companies, etc.), andin contract negotiations with oil companies.

(b) Technical assistance and training in drilling supervision, aimed atstrengthening Sonatrach's drilling supervisory capabilities, which had beenweak since drilling operations were spun off (to form ENTP) in 1982. Thisincluded:

(i) extensive TA and on-the-job training to be provided by a foreignoil company over a three-year period to train about 40 drillingsupervisors; and

(ii) acquisition of a drilling simulator and related assistance (includingupgrading of the Drilling Division's data processing facilities).

(c) Enhanced oil recovery and gas liquids extraction, consisting of:(i) two subprojects to enhance the recovery of crude oil in the Mesdar/

Rhourde El-Baguel field (through the injection of miscible gas)and the Amassak field (through water injection) -- in both casesincluding the drilling of injection wells as well as the acquisition ofsurface facilities (compressors, generators, pipes, etc.)

(ii) detailed feasibility studies and engineering/supervision of a tertiarypilot project through the injection of CO2 in the ZarzaYtine field;and

(iii) strengthening of Sonatrach's Production Division's data processingfacilities.

(d) Other training and technical assistance, consisting of:(i) studies, technical assistance, and training related to implementation

of Sonatrach's Environmental Action Plan;

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(ii) development of a computerized long-term hydrocarbonsdevelopment optimization model;

(iii) the strengthening of Sonatrach's Management and FinanceTraining Centers in Arzew and Algiers as well as technical andmanagerial training in exploration, production, drilling andadministration/finance;

(iv) consultant studies and services related to the implementation ofSonatrach's new organization;

(v) specialized documentation; and(vi) an in-depth study of the petroleum services subsector.

Evaluation of Objectives

9. This loan provided Bank financing for the oil and gas sector in Algeria at a timewhen the national economy was about to undergo profound structural changes.Objectives were imbedded in GOA's and Sonatrach's strategy for the hydrocarbonssector, and in the Banks CAS. They may appear to be of limited scope; however, thisproject was to open the door for the Bank to the Algerian oil and gas sector, after adifficult dialogue over several years. As already stated, assistance by the Bank to majorpolicy improvements and sector restructuring was to be provided over a string of severaloperations in the sector. In that sense, the project objectives and conditionality appear tobe appropriate, and reflect what was acceptable for both parties at the time for an initialoperation.

B. Achievement of Objectives

10. Achievement of Physical Obiectives: Overall project implementation hasprogressed well. The majority of physical objectives has been achieved and mostly withinthe implementation timetable. The two main components, Mesdar/Rhourde El-Bagueland Amassak secondary oil recovery installations have been completed and have been inoperation since February and September 1995 respectively. The exploration data bank hasalso been completed.

11. Mesdar/Rhourde El-Baguel Secondary Recovery (Gas Injection): Thiscomponent was the core of the project, with a cost of US$ 61.6 million for surfaceinstallations for which the Bank has financed a foreign exchange cost of US$ 51.6million. Construction of the surface installations was finished in November 1994. Startup took place in June 1995. The wells (the equipment for which was initially to befinanced by the Jeximbank loan) were carried out as part of Sonatrach's overall drillingprogram by the Algerian oil services companies in order to meet the start up date of thesurface installations. Gas injection and crude oil production during the first 2 1/2 yearswere as follows:

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Year Gas Injection Crude Oil Production (000(million ni3 ) metric tons)

1995 72.5 4321996 263.0 4781997 (six months) 152.6 284

12. These orders of magnitude are in line with the appraisal projections. Gradual butsizable increases of both gas injection and oil production are expected from about thefourth year of operation onwards. The reservoir should produce 20.2 million tons over 25years through gas injection compared to only 2.2 million tons with natural depletion, i.e.an incremental 18.0 million tons due to the gas injection assisted recovery.

13. Amassak Secondary Recovery (Water Injection): This was a smaller componentwith a cost of US$ 17.5 million for surface installations, and a Bank contribution of US$10.5 million foreign exchange cost. Commissioning was in February 1995. Waterinjection reached 1.3. million m3 by the end of July 1997, instead of the planned 2.7million m3, due to technical start-up problems with the pumps. Incremental crude oilproduction is expected to reach 3.9 million tons over 25 years, i.e. 8.7 million tons total,compared to only 4.8 million tons without water injection.

14. Exploration Data Bank: This major system of hard- and software of US$ 16.5million for international exploration promotion has been implemented. All hardware hasbeen delivered and commissioned, and all software systems have been installed and areoperational.

15. Drilling Simulator: The simulator has been purchased for US$ 1.8 million) andhas been in service since March 1993. The required technical assistance and maintenanceis being financed from other sources.

16. Computer Capacity and Information Systems Equipment: US$ 5.3 million havebeen invested under the project in computer equipment other than the exploration databank, including for Sonatrach's drilling department, its Research and DevelopmentCenter, and equipment specifically for the Zarzaitine feasibility study.

17. Completed Studies: (see table 6) The study on tertiary recovery at Zarzaitine wascompleted at a cost of US$ 0.48 million. This study explored the feasibility of enhancingoil recovery and gas liquids extraction in the Zarzaitine field through the injection ofCO2 . Because of the risks involved, Sonatrach intends to implement the pilot componentbased on the study (cost US$ 8.0 million) under a production sharing agreement with aforeign partner.

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18. The studies on restructuring of the five petroleum service enterprises have beencompleted under the responsibility of the Government's hydrocarbons and mines holdingand are the basis for restructuring strategies still to be approved by GOA. Also, anenvironmental study on groundwater protection in oil producing areas has beencompleted and is being used by Sonatrach to device an environmental action plan forthese areas.

19. Components not yet completed: Originally, four basin studies (Ahnet-Timmimoun, Illizi, Sud-Est Constantinois/Chot Melrhir, Chelif/Telagh) as well as twoother optional basin studies (for Bechar and Atlas Saharien Central) were part of the FirstPetroleum Project. Only two basin studies in key areas of the country (Bechar and Illizi)continue to remain in the First Petroleum Project, but even though consultants have beenselected, the contracts have not yet been signed, and the studies have not yet started.These studies are to be implemented under the still available Jeximbank funds. The otherstudies have been launched or will be launched by foreign enterprises under theirexploration joint ventures with Sonatrach.

20. While the training equipment for Sonatrach's training center at Arzew has beenpurchased, procurement for the equipment for the Algiers and Benali-Cherif centers hasnot yet been completed.

21. Training programs abroad for Sonatrach's management and professional staffinitially to be financed by the project were implemented by other financing sources.Since Sonatrach had already negotiated direct contracts for such training it did not wantto use the Bank's procedures for selection of the providers. Also, the Bank hadrecommended that the training programs should be more petroleum industry-specific thanthose already selected by Sonatrach.

22. Achievement of Financial Objectives: Sonatrach had agreed to annually reviewwith the Bank its past financial performance as well as its medium-term investmentprogram and future finances so that the Bank would get an opportunity to contribute tothe design of the sector's investment priorities and overall strategy. Such reviews werenormally carried out as part of supervision missions. Also, Bank staff assisted Sonatrachto develop a model for financial projections facilitating these reviews.

23. Financial covenants (spelled out in side letter no. 2) stipulated debt servicecoverage for 1991 of 1.3 and for the following years of 1.5; and debt:equity ratio wasless than 75:25 for the years 1991 and 1992, 70:30 for the year 1993, and 66:34 for theyears thereafter. Sonatrach was able to comply with these covenants throughout theproject implementation period, as international oil prices continued to recover from the1986 low, and it is anticipated that it will do so in the remaining time. Furthermore, thefiscal regime applied by the Government to Sonatrach (royalties and corporate incometax) remained stable. It should also be mentioned that Sonatrach's self-financing ratiosfor 1994 and 1995 were 47% and 65% respectively. Forecasted figures of Sonatrach'sself-financing ratios continue to range between 45% and 65%.

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24. Audits: Sonatrach had the project accounts, statements of expenditures and theSpecial Account audited in line with the Loan Agreement, and received clean auditors'opinions on these. Regarding Sonatrach's annual financial statements, the LoanAgreement stipulates audits by independent auditors acceptable to the Bank. Eventhough Sonatrach had the intention to phase in audits by international audit firms overtime after a period of two or three years (as stated in the SAR), such audits did not takeplace. Sonatrach had its financial statements, accounting systems and procedures auditedby GIREC, a grouping of three Algerian firms formed specifically to conduct theSonatrach audits. GIREC carried out partial audits of Sonatrach's accounts; even theseaudits resulted in adverse opinions on Sonatrach's financial statements. This has led tosome efforts on the side of Sonatrach to remedy the important shortcomings in itsaccounting systems. Major efforts to overhaul Sonatrach's accounting and informationsystems will have to continue for several years before Sonatrach's financial statementswill receive clean auditors' opinions. This will be important for Sonatrach's intention toregain access to the international capital markets.

25. Achievement of Institutional Objectives: Long-term institutional objectives forthe sector have included improvements in the hydrocarbons legal framework in order tofurther broaden the participation of foreign oil companies in the sector, to improveSonatrach's structure and organization, and to restructure the Algerian petroleum servicesenterprises. Under this first project in the hydrocarbons sector, the institutional emphasiswas on helping Sonatrach improve its efficiency in various domains, and on thepreparation of the restructuring of the five Algerian petroleum services enterprises

26. Regarding Sonatrach, the project has helped during both the preparation andimplementation phase to improve among others Sonatrach's exploration strategy,including international exploration promotion, procurement procedures (e.g., the openbidding turn-key approach used for the Mesdar and Amassak schemes has been usedsubsequently for various other Sonatrach projects), and its financial and investmentplanning by helping to develop its first long-range financial model at the corporate level.- The five petroleum services enterprises ENAGO, ENTP, ENGTP, ENEFOR, and ENSPcarry out drilling programs, well services, and civil works in the oil fields. Their majorclient is Sonatrach, and some foreign oil companies now active in Algeria represent asmaller part of their clientele. A study on each of these petroleum service enterprises hasbeen carried out, including a diagnostic part, institutional and legal aspects, andrecommendations. Based on the conclusions of these studies, each enterprise hasprepared restructuring plans which are now being examined by the Algerian government.The medium term objective is to enhance the efficiency of these enterprises through jointventures or through the participation of foreign oil services enterprises.

Project Costs

27. The project is to be completed at a cost of about US$ 200.1 million, or at 17%below the appraisal estimate of US$ 240 million. At present, total cost can only be

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estimated as the Japanese cofmancing will close more than one year after the Bank's loan,i.e. October 31, 1998. Reasons for the lower cost are mostly to be found in the changesof the project content: financing of the drilling and equipment of wells for Mesdar andAmassak was taken over by Sonatrach, and some of the basin studies are to be carried outunder exploration joint ventures with foreign oil companies.

Project Financing

28. By December 9, 1997, disbursements had reached US$ 118 million for both loans.This represented a disbursement rate of 67 % of the total amount. Regarding the Bankloan, US$ 88.57 million of US$ 100.00 million had been disbursed, leaving a balance ofUS$ 11.43 million undisbursed Bank loans. The Jeximbank loan has been slow todisburse: as of December 9, 1997, US$ 47 million remained available which Sonatrachstill intends to invest in well equipment for the operations in the southern Sahara.Initially planned domestic loans of US$ 28.2 million were not utilized. Sonatrach hascontributed US$ 27.5 million to finance local cost.

Project Economic Performance

29. The economic performance of the two main components, i.e. secondary recoveryat Mesdar and Amassak has been reevaluated on the basis of about two years of operationout of about 25 years overall life-time of the secondary recoveries, i.e. at a very earlystage of operation.

30. Revenue streams consist of the incremental petroleum volumes to be produceddue to the gas injection in the case of the Mesdar reservoir (and of water in the case ofAmassak) valued at the FOB price minus domestic transport cost (transport costs wereassumed as US$ 0.4 and US$ 0.25 for Mesdar and Amassak respectively). The long-termprice of petroleum has been estimated at US$ 18.50/bbl in real terms, which for SaharanBlend (440 API) is a conservative assumption. Benefits of the Mesdar project includealso revenues from the injected gas, to be produced after the end of the oil secondaryrecovery period (an estimated total of 10.5 billion m3 gas from the years 2020 to 2027).

31. The cost streams include mainly the investment in injection wells (drilling andequipment) and surface installations for the injection scheme. They also include theeconomic value of the injected gas and the gas used as fuel for the injection installations,as well as operating and maintenance cost at the two sites. Given the doubling ofAlgeria's gas export capacity since the early nineties and the absence of a recent gasutilization study, the economic value of gas has been assumed to be about US$ 2.00 permillion Btu in real terms, which is a conservative (i.e., high) assumption and the order ofsize of the export prices for Algerian gas.

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32. On this basis, the reevaluated economic rate of return for the Mesdar assistedrecovery is 76%, and the one for Amassak is 57%, which compares to the appraisalestimates of 87% for Mesdar and 44% for Amassak.

C. Major Factors Affecting the Project

33. The project was essentially completed by mid 1997, one year behind schedule.This was partly caused by the delayed effectiveness for the Bank loan. It was approved onJuly 30, 1991, but did not become effective until April 2, 1992. Also, the effectiveness ofthe (parallel) Jeximbank cofinancing came about one year late, which had an impact onimplementation of some components, mostly the injection wells for Mesdar and Amassakwhich in the meantime were drilled by the Algerian oil services companies as part ofSonatrach's overall drilling program and paid for by Sonatrach.

34. This made reallocations of loan funds necessary: an additional major secondaryrecovery scheme at Gassi Touil of about US$ 30 million was approved by Jeximbankfollowing a Sonatrach request supported by the Bank, but was later withdrawn bySonatrach as it turned out that the project needed additional engineering studies. Thepresently remaining funds from the Jeximbank loan will most likely by used for wellequipment to be used in the southern Sahara development program.

35. Some components were delayed or not implemented under the project because ofthe differences between the Bank's procurement procedures and those of the oil industrywhich to a large extend rely on short-lists or direct contracting, e.g. training programscontracted directly by Sonatrach, or the invitations and proposals for basin studies whichwent through very lengthy TOR preparation and evaluation processes. The studies havenot yet been implemented. Also, the project included a considerable number of smallcomponents in various domains, such as computer equipment for different Sonatrachdepartments, documentation, training equipment, etc., which made procurement andfollow-up cumbersome. On the other hand, the turnkey approach for the surfaceinstallations at Mesdar and Amassak was instrumental in the timely completion of thesecontracts. The turnkey contracts covered also the civil works executed by Algeriansubcontractors under the coordination of the main contractor.

36. Supervision extent was affected to some degree by the security situation in thecountry. Supervision was carried out regularly in spite of the civil disturbances, butsome missions had to meet Algerian officials outside of the country, and others went toAlgiers but had to limit time and scope of the missions to the most essential matters.

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D. Bank Performance

37. The preparation/appraisal/negotiations phase was carried out over nearly threeyears, from August 1988 to May 1991. Not only did the project include technicallycomplex secondary recovery schemes which needed thorough preparation, but as this wasthe first operation with Sonatrach time and several missions were needed to developmutual understanding for the respective positions. In particular, it needed majorcommunication efforts all the way into and during negotiations to explain the Bank'spolicies regarding loan conditionality and to fornulate covenants acceptable toSonatrach.

38. Bank performance was highly satisfactory. Over this extended time it was able tomake the necessary specialized expertise available in petroleum and reservoirengineering, geology, petroleum legal framework, training. Bank staff, the Government,and Sonatrach collaborated fully to review and update the hydrocarbons sector strategyand define the various project components.

39. At the supervision stage, Bank performance was satisfactory, with regularmissions during the life of the project. Bank staff advised and assisted Sonatrach in itsefforts to implement the project and reach its objectives. The one-year closing dateextension helped achieve project implementation and objectives. The Bank also helpedSonatrach to prepare the reallocation of unused Jeximbank funds. It also assistedSonatrach in developing its financial and investment planning tools. However, theBank's supervision would have been more efficient under normal security conditions inthe country. Also, more generous than the stringent average budget allocations wouldhave permitted more technical petroleum sector expertise in the supervision missions,similar to the preparation missions.

E. Borrower Performance

40. After initial hesitations, Sonatrach's readiness to work with the Bank increasedover time, in line with its growing familiarity with Bank policies and procedures.Already during the late phase of preparation of this first project, Sonatrach presentedproposals for a follow-up operation in the area of secondary recovery. Collaboration hadbeen very close, with several visits of Sonatrach executives to the Bank, in addition to theBank's missions to Algeria.

41. Sonatrach's project implementation logistics were well organized and up to thetechnical complexity of the project. The Bank's overall counterpart was Direction desEtudes et Statistiques. For implementation of individual components, direct relationsexisted with Sonatrach's various Vice-presidencies (Divisions).The enterprise had all thetechnical, organizational and financial capabilities necessary to achieve the projectobjectives. It also has respected the financial covenants.

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42. Among the matters that might have been more forthcoming were theimplementation of the basin studies, still pending. Also, the use of full-scale annualaudits as an instrument to improve financial management, although welcomed at theworking level, may not have had the needed support at the top decision making levels.Overall, the borrower's performance has been satisfactory, and for any second operationthe preparation should be much easier and shorter than for this first project.

F. Assessment of Project Outcome and Sustainability

Project Outcome

43. Overall project outcome can be rated satisfactory, with main componentsimplemented and performing as anticipated. The enhanced oil recovery schemes atMesdar and Amassak are operating, and the re-estimated rates of return are in the samehigh orders of size as the ones estimated at appraisal. The project has helped to improveSonatrach's efforts to promote oil exploration and development in joint ventures withforeign companies. On the other hand, the various basin studies have not yet beenimplemented, and the restructuring of the petroleum services companies on the basis ofthe studies carried out under the project has yet to be decided by the Government.

Project Sustainability

44. The project is sustainable. The secondary recovery projects at Mesdar andAmassak will produce incremental oil volumes over some twenty-five years. Theexploration data bank should make Sonatrach's exploration promotion efforts to theprivate oil industry more efficient over many years to come and enhance private sectorinvolvement in Algeria's hydrocarbons sector. Equipment for Sonatrach's schools willassist its training programs for years to come. - Benefits from the petroleum servicesrestructuring studies will depend on the Government's pending decisions on the strategicplans prepared by the five petroleum services enterprises.

G. Future Project Operation

45. The enhanced oil recovery schemes at Mesdar and Amassak will be operated bySonatrach as originally planned; present injection and recovery estimates are in line withthe appraisal estimates. The various computer systems including the exploration databank are being operated by Sonatrach, enhancing its exploration promotion, technicaloperations, financial planning; no problems are anticipated.

46. Further efforts are needed to improve the oil and gas legal framework, torestructure Sonatrach into a holding and several legally separate affiliates (as alreadyintended by Sonatrach and discussed with the Bank during preparation of this project),upgrading of Sonatrach's financial and information systems, and review of Algeria's

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natural gas strategy based on a gas utilization study. Such efforts might be slow in thefuture, in the absence of a follow-up operation with the Bank. Following a projectproposal from Sonatrach including several secondary recovery schemes and overhaul ofoutdated installations in older oil fields, the Bank had started to prepare a second loan toSonatrach in 1994/1995. The loan has been postponed though, as for the time being theGovernment and the Bank have given priority to the Bank's assistance addressing urgentissues in other sectors, including social needs. The Bank's further approach to thehydrocarbons sector will be clarified in the upcoming energy sector note and CountryAssistance Strategy paper.

H. Key Lessons Learned

47. The following key lessons can be derived:

(a) Compared to the ambitious medium term sector objectives, the Bank'sleverage to assist in hydorcarbons sector reforms and restructuring has remained limited.The financing package put together was sizable, but has been modest in relation toSonatrach's large investment program. In order to help implement sector reforms in largeoil & gas sectors the Bank needs to enhance its credibility and leverage through itscommitment and a string of substantial operations over the medium term.

(b) Procurement and implementation: The efficiency of early procurementarrangements and turnkey contracts was demonstrated by the speedy implementation ofthe main components, i.e. the secondary oil recovery schemes at Mesdar and AmassakThe civil works carried out by local contractors were included in the turnkey contractsand coordinated by the foreign contractor who had the overall responsibility. - On theother hand, the Bank's procurement procedures were not always well adapted to theneeds of Sonatrach, as in the petroleum industry short-list approaches even for largecontracts, and direct contracting being used, because high quality, reliability and time isoften considered more essential than least cost. Regarding implementation, the projectincluded a considerable number of small components in various domains, which madecontracting and supervision cumbersome.

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PART II: STATISTICAL TABLES

Table 1: Summary Assessments

A. Achievement of Objectives Substantial Partial Negligible Not ApplicableMacroeconomic XSector policies XFinancial objectives XInstitutional development XPhysical objectives XPoverty reduction XGender concerns xOther social objectives XEnvironmental objectives XPublic sector management XPrivate sector development XOther (indicate)

Likely Unlikely UncertainB. Project XSustainabilityC. Bank Performance Highly Satisfactory Satisfactory DeficientIdentification XPreparation XAppraisal X __ _

Supervision XD. Borrower Highly Satisfactory SatisfactoryPerformancePreparation XImplementation XCompliance with XcovenantsOperation (if Xapplicable)

Highly Satisfactory Satisfactory UnsatisfactoryE. Assessment of xOutcome

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Table 2: Other Bank Loans/Credits

Loan/Credit Objectives Date of StatusApproval

Preceding Operations

None

Subsequent Operations

A follow-up operation isin the 2001 lendingprogram.

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Table 3: Project Timetable

Stage of Project Cycle Planned Date Actual Date/EstimateIdentification Aug 1988 Aug 1988Preparation 1988-1989 Nov 1988-July 1989Appraisal Jan-Feb 1990 June 1990Negotiation March 1991 April-May 1991Board presentation 1991 July 30, 1991Signing 1991 Aug 2, 1991Effectiveness Sept 1991 April 2, 1992Loan closing June 30, 1996 June 30, 1997

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Table 4: Loan Disbursements: Cumulative Estimated and Actual(US$ million)

Fiscal Year 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997Appraisal Estimate-annual 20.00 35.00 35.00 5.00 5.00 0.00 0.00Appraisal Estimate- 20.00 55.00 90.00 95.00 100.00 100.00 100.00cumulativeActual annual 7.68 51.88 12.78 5.51 10.21 4.66 -4.20Actual cumulative 7.68 59.56 72.34 77.85 88.06 92.72 88.52Actual as % of Estimate 0.38 1.08 0.80 0.82 0.88 0.93 0.89

Date of Final 31 -Oct-Disbursement 97

The negative US$ 4.2million in FY97 representthe return of the unutilizedbalance of the SpecialAccount.

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Table 5: Key Indicators for Project Implementation

Project Component Implemented by Quarter Actual Calendar Quarter of(SAR Estimate; Annex 3.3) Implementation Completion

1. Technical Assistance toExploration Promotion

- Basin studies 1/95 not completed- Exploration data bank 2/94 3/96- Other exploration T.A. 4/95 ongoing

2. Technical Assistanceto Drilling Supervision 4/92 1/93

3. Production/Development- Ammassak 2/93 1/95- Mesdar 3/93 3/95- Zarzaitine study 4/93 3/95

4. Other T.A. & Training- Optimization model 3/93 not completed; funds

reallocated to techn. software- Equipment for training centers:

a. Arzew 3/93 completedb. Others 3/93 not yet completed

- Other training 4/95 ongoing- Other studies & documentation 4/94 ongoing

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Table 6: Key Indicators for Project Operation

The key indicators for the operation of the main project components, i.e. the secondaryrecovery schemes of Mesdar and Amassak, are the projected volumes of injected gas

(Mesdar) and water (Amassak), and the projected volumes of produced crude oil; see theeconomic evaluation; tables 9A and 9B.

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Table 7: Studies Included in the Project

Study Purpose Status (12/97) ImpactBasin studies: Compile and integrate all existing study no longer part of this project; none

geological, geochemical, to be executed with foreign(a) Constantine (original appraisal geophysical and well data in each partnershipUSS 1.6 mill.) area, to analyze the petroleum

potential and identify newexploration leads.

(b) Ahnet (original appraisal USS project has been cancelled under this2.2 mill.) project and may be carried out by none yet

______ ______ ______ _____ _ _______ ____foreign oil company(c) Illizi (original appraisal US$ consultants have been selected,2.8 mill.) contracts not been signed none yet

(USS 3.4 million); to be completedunder Jeximbank loan*

(d) Chelif/Thelag (original study no longer part of this project; noneappraisal US$ 2.1 mill.) to be executed with foreign

_ =__________________________ ____________________________ partnership(e) Bechar (original appraisal US$ replaced Constantine study1.6 mill.) (US$ 1.6 million) none yet

Bechar to be completed underJeximbank loan*

(f) other studies (original appraisal US$ Canceled. none8.2 mill.) l l

Detailed feasibility studies for a Enhance oil recovery and gas Study completed (USS 0.48 million) none yettertiary recovery pilot project in liquids extraction in the Zarzaitine Zarzaitine tertiary recovery projectthe Zarzaitine field (original field through the injection of CO, (USS 8.0 million) to be executedappraisal USS 9.8 mill.) under production sharing

arrangement with foreign partner

Data collection and assessment of Provide information needed for Completed. Execution ofproject's impact on groundwater, implementation of Sonatrach's Environmental Actionand study of altemative Environmental Action Plan. Plan underwaytechnologies and comparative costsfor remedial action.Studies to identify need for Assist in implementing Completed by Sonatrach with Improved managementexternal assistance to Sonatrach in Sonatrach's new organization. extemal assistance for financial techniques andhuman resource management, aspects with Sonatrach's own funds. strategic planningfinancial and managerial systems capabilities; Bankand affiliate holding relations. awaiting borrower's

_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ rep o rt

In-depth study of the petroleum Lay the groundwork for Completed. (USS 0.53 million) Restructuringservices subsector restructuring of the subsector, strategies to be

including possible spinning off of approved by GOAsome Sonatrach services tocontractors

* Completion of the basin studies Illizi and Bechar under Jeximbank loan for a total of US$ 5.0 million.

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Table 8A: Project Costs(in millions of US$)

APPRAISAL ACTUALForeign Local Total Foreign Local Total Variance

1. Exploration Promotion Assistance(a) basin study Bechar (replacing Constantine) 1.4 0.2 1.6 1.6 0 1.6 0(b) basin study Ahnet 2.1 0.1 2.2 0 0 0 -2.2(c) basin study Illizi 2.6 0.2 2.8 3.4 0 3.4 0.6(d) basin study CheliflThelag 1.9 0.2 2.1 0 0 0 -2.1(e) other basin studies 7.8 0.4 8.2 0 0 0 -8.2(f) data bank, exploration/workstations 8.1 0.2 8.3 16.5 0.9 17.4 9.1(g) data process. CRD 1.5 0 1.5 1.5 0 1.5 0(h) foreign experts 1.4 0.3 1.7 0.1 0 0.1 -1.6(i) negotia./promotion assistance 0.5 0.1 0.6 0.1 0 0.1 -0.5() geological cabins 10.3 0 10.3 8.7 0 8.7 -1.6Sub-Total 37.6 1.6 39.2 31.9 0.9 32.8 -6.4

2. Drilling Supervision Assistance(a) tech. assist. CFP/TOTAL 7.7 0.4 8.1 7.7 0.4 8.11 0

(b) data processing 1.2 0 1.2 1.5 0 1.5 0.3(c) drilling simulator 1 0 1 1.8 0 1.8 0.8Sub Total 9.9 0.4 10.3 11 0.4 11.4 1.1

3. Enhanced Oil Recovery & Studies(a) water inject. Amassak (surf.) 7.9 2.8 10.7 10.5 7 17.5 6.8(b) water inject. Amassak (drilling) 7.9 10.2 18.1 0 0 02 -18.1

(c) gas inject. Mesdar/Rhourde El Baguel (surf.) 56.2 30.7 86.9 51.6 10 61.6 -25.3(d) gas inject. Mesdar/Rhourde El Baguel (drilling) 2.9 4 6.9 0 0 3 -6.9

(e) pilot tertiary recovery Zarzaitine 8.4 1.4 9.8 0.48 0 048 -9.32

(f) data processing 1.9 0 1.9 1.2 0 1.2 -0.7(g) Well-equipment Southern Sahara 0 0 0 38 0 385 38

Sub Total 85.2 49.1 134.3 101.78 17 118.78 -15.52

Other T.A. and Training(a) hydrocarbons optimization model 1.8 0.1 1.9 0.3556 0 0.35566 -1.5444

(b) equipment for training Centers (CPE & Algiers) 1.2 4.8 6 3.6 8.7 12.3 6.3(c) tech. and administr. training 2.2 0.3 2.5 0 0 0 -2.5

Financed by the French Government

Drilling executed by Algerian drilling company on Sonatrach's own budget.

Drilling executed by Algerian drilling company on Sonatrach's own budget

Zarzaitine study, only, was completed. Sonatrach intends to implement the pilot component based on a study (cost USS 8.0 million) under a production sharingagreement with a foreign partner.

Sonatrach is currently developing a drilling project in the South of Algeria instead of the originally planned Gassi Touil which had been financed under theJeximbank loan.

6 Instead of the execution of the optimization model, technical software (US$ 0.35 million) was purchased.

7Completed with other financing.

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APPRAISAL ACTUALForeign Local Total Foreign Local Total Variance

(d) other studies 2.4 0.3 2.7 0.53 0 0.53 -2.17(e) documentation 1 0 1 1 0 1 0Sub Total 8.6 5.5 14.1 5.49 8.7 14.19 0.09

Interest During Construction 29.6 12.7 423 22.9 08 22.9 -19.4

Total 170.9 693 240.2 173.1 27 200.1 -40.1

s No [DC due to absence of local loans.

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Table 8B: Project Financing(in millions of US$)

ADDraisal I ActualSources of Financing Local Foreign I Total Local Foreign Total

Sonatrach 27.50 0.00 27.50 27.00 0.00 27.00

Domestic Loans 28.20 0.00 28.20 0.00 0.00 0.00

IBRD 0.00 100.00 100.00 0.00 88.6 88.6

Japan Eximbank 13.40 63.40 76.80 0.00 76.809 76.80

French Government 0.00 7.70 7.70 0.00 7.70 7.70

Total ~69.10 171.10 240.20 27.00 173.1 200.-10f

Note that about US$ 47.0 million of the Jeximbank loan (here included) as of mid December 1997 have not yetbeen disbursed but are expected to be disbursed by the closing date of Oct. 31, 1998, mostly for wellequipment and 2 basin studies (see table 8A).

IMPLEMENTATION COMPLETION REPORTDEMOCRATIC AND POPULAR RE, PUBLIC OF ALGERIA


Table 9A: Economic Costs and Benefits -Mesdar Secondary Recovery

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Added Production (m bbl) 3.241 3.589 4.255 5.105 5.528 5.774 6.022 5.948 5.898 5.886 5.836 6.555 6.555 6.529 5.75 4.833 5.626 5.589 5.539 4.845 5.452 4.845 4.957 4.908 4.899Well-head price (S/bbl) 17 20.93 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1 18.1

Benefts (million S)OilRevenue 55.1 75.11 77 92.41 100.1 104.5 109 107.7 106.8 106.5 105.6 118.6 118.6 118.2 104.1 87.47 101.8 101.2 100.3 87.7 98.69 87.7 89.71 88.84 88.68

CostsGas injectcd (mill. M') 72.5 263 305.2 287.5 287.5 287.5 417.9 417.9 465 512.8 512.8 557.7 589.3 643.1 643.1 669.4 669.4 728.4 728.4 757.4 757.4 779.5 779.5 642.3 642.3Gas consumplion (mill. m') 9.632 34.94 40.55 38.2 38.2 38.2 55.52 55.52 61.78 68.13 68.13 74.09 78.29 85.44 85.44 88.93 88.93 96.77 96.77 100.6 100.6 103.6 103.6 85.33 85.33Surface Expenses (m S) 61.6Drilling Expenses (nnS) 6.9Cost or Export Gas (S/ml) 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0,057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057 0.057Cost of Fuel Gas (m S) 0.546 1.98 2.297 2.164 2.164 2.164 3.146 3.146 3.5 3.86 3.86 4.198 4.436 4.841 4.841 5.039 5.039 5.483 5.483 5.701 5.701 5.867 5.867 4.835 4.83SCostofInject.Gas(m S) 4.108 14.9 17.29 16.29 16.29 16.29 23.68 23.68 26.35 29.05 29.05 31.6 33.39 36.44 36.44 37.93 37.93 41.27 41.27 42.91 42.91 44.16 44.16 36.39 36.39Otheroperatingcost(mS) 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213 6.213Total (nmillion S) 68.5 10.87 23.09 25.8 24.67 24.67 24.67 33.04 33.04 36.06 39.13 39.13 42.01 44.04 47.49 47.49 49.18 49.18 52.96 52.96 54.83 54.83 56.24 56.24 47.44 47.44

NetBenefits(nmillionS) -68.5 44.23 52.02 51.2 67.74 75.39 79.85 75.97 74.62 70.7 67.41 66.51 76.64 74.61 70.69 56.58 38.29 52.65 48.19 47.29 32.87 43.86 31.45 33.47 41.4 41.24

[RR 76%



Table 9B: Economic Costs and Benefits - Amassak Secondary Recovery

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Incremental Oil (m bbl) 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1.17 1 .17 1.17 1.17 1,17 1.17 1.17 1.17Price (5/bbl) 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25 18.25

Benefits (nillion S)Oil Revenue 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35 21.35

Costs (ndtiion S)Surface Cost 17.5Drilling Cost 18.1Total Cost 35.6

Water injectlon (million m3) 0.48 0.52 0.84 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28 1.28Water operation cost (mS) 0.06 0.07 0.10 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 .0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.A6 0.16 0.16Other operation cost (mS) 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03

NetBentfits(mS) -35.60 20.26 20.25 20.21 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16 20.16

IRR 56.81%

25



Table 10: Status of Legal Covenants

Loan Ref. Covenant Present Fulfillme Description Comments. ________ Type Status nt Date*

3395- 3.02 6 C 12/12/94 Carry out Environmental Action Plan Sonatrach has carried out studyAL (A) stipulated by the action plan on

groundwater protection, esp. inHassi Messaoud and HassiR'Mel, with recommendationsfor action and investmentprograms.

3.02 6 C 12/12/94 Progress review re: Environmental Study completed; proposed(B) Action Plan components to be included in

possible second hydrocarbonsproject.

3.03 2 C 12/12/94 Review of five-year investment plan Draft 1994-1998 investment plan(i) reviewed.

5/20/96 Draft 1996-2000 investment planreviewed.

3.03 2 C 12/12/94 Review of related medium-term Financial projections 1997-2000(ii) financial plan prepared.

5/20/96 Updated financial projectionsreviewed.

5/22/97 Updated financial projectionsreviewed.

3.04 7 C 12/12/94 Onlending of US$500,000 to Fonds Done.(A) de participation mines, hydrauliques et

hydrocarbures

4.03 5 NC 12/12/94- Insurance against risks Reviewed during every mission.5/22/97

26

5.01 1 CD 12/12/94- Audits of financial statements and of Audit reports received after(B) 5/22/97 Special Accounts; statements and delay.

audit reports to be furnished to Bank

5.01 1 C 12/12/94 Statements of Expenditure to be Done.(C) covered by mentioned audits

5.02 2 C 12/12/94 Review of financial performance of Done.previous year with Bank

General 8 C 12/12/94 Project progress report. All reports received on time.condition

Sidelekter Covenants

SL No. 2 2 C 12/12/94 Debt service coverage > = 1.5 Done.re: Sec.5.02

SL No. 2 2 C 12/12/94 Debt equity ratio < 70:30 for 1993, Done.re: Sec. < 66:34 for 19945.02

SL No. 2 2 C 12/12/94- Review of compliance with above Yearly reports received.re: Sec. 5/22/97 ratios (taking into account fluctuation5.02 of oil price)

SL No. 2 2 C 12/12/-94- In case of noncompliance, submit set n.a.re: Sec. 5/22/97 of measures to reach compliance, then5.02 carry out such measures

SL No. 3 9 C C Promptly carry out study to improve Study carried out.re: Sec. organization, performance and3.04 productivity of petroleum service

subsector

*Date of Form 590 in which compliance first noted.Covenant Class:1. Account/audit2. Financial performance3. Management aspects of the project4. Special conditions relating to the implementation of strategies, criteria, and procedures5. General and institutional conditions6. Environmental covenants7. Flow and utilization of project funds8. Monitoring, reviewing and reporting9. Sector organizationStatus:C = Complied with, CD = Compliance after delay, CP = Complied with partially, NC = Not complied with

27



Table 11: Bank Resources -- Staff Inputs

Stage of Project Cycle Planned Actual Planned Actual(staff weeks) (staff weeks) (USSOOG) (US$000)

Preparation 83.8 219.6Appraisal 30.2 79.7Negotiation through Board Approval 33.5 102.0Supervision ______________ 114.3 397.6Completion/Closing 8.0 8.0 29.0 29.0*

TOTAL l 269.8 824.5*$ 15,500 spent to end-Nov. 1997.

28



Table 12: Bank Resources -- Missions

Performance RatingStage of Month/ No. of Staff- Specialized Staff Implementation Type of ProblemProject Year Persons Weeks Skills Represented DevelopmentCycle in Field status objectives

Identific. July/Aug. 1 0.5 TM / Fin. Analyst n.a. n.a. Explore sector issues,1988 dialogue with GOA and

Sonatrach, identify________ possible components

Prepar. Nov-Dec 3 3.7 Financial Analyst n.a n.a. Prepare project/1988 Oil & Gas Contract preappraisal.

SpecialistPetrol. Engineer

Prepar. Jan-Feb 1 1.2 Petrol. Engineer n.a. n.a. Prepare project; meet with1989 Sonatrach technical staff.

Prepar. July 1989 5 6.5 Financial Analyst n.a. n.a. Prepare project; meetLegal Analyst with officials fromPetrol. Engineer (2) Sonatrach and Ministry ofEnergy Economist Energy.

Pre-appraisal Nov. 1989 5 Financial Analyst n.a. n.a. Pre-appraise project;Egy Economist redefine components,Petr. Engineer discuss conditionalityPetr. GeologistConsultant

Appraisal Jan./Feb. 5 Financial Analyst n.a. n.a. Appraise project; agree1990 Egy Economist on components, review

Consultants (2) intended conditionalityEduc. Specialist

Post- June 1990 3 3 Financial Analyst n.a. n.a. Follow up on preparationappraisal Petrol. Engineer of key components; reach

Legal Analyst prelim. agreements onloan conditionality inpreparation fornegotiations.

APPENDIX A

AIDE MEMOIRE OF THE ICR MISSION

pRMIR,PROJET PETROLrER(PRET NO. 3395-ALG)

MISSION D'ACHEVEMENTDU 13 AU 26 JUIN 1997

AIDE-ME MOTRE

A. Introduction

1. Une mission de la Banque mondiale composee de Messieurs. Ren6Mendon.a et Ahmed El-Hamri a eu des reunions avec les representants de la Sonatachdu 13 au 26 juin 1997 a la residence El-Mithak - Alger pour preparer le rapportd'achevement du premier projet petrolier dans le cadre de la cloture du pret de la Banquepr6vue pour fin juin 1997. En ce concerme le cofinancement (credit parallele) assure parl'Exim Bank du Japon, celui-ci sera cl6ture en octobre 1998 conformement aux accords.

2. La mission tient a remercier vivement les representants de la Sonatrachpour leur chaleureux accueil et leur collaboration efficace. Le present aide-mesnoireresume les principaux sujets discutes et les accords conclus lors de cette mission que laBanque confirmera par lettre officielle une fois la mission rentree a Washington. La lstede personnes rencontrees est presentee en Annexe 1.

3. La mission a confld aux representants de la Sonatrach que, dans le cadredes directives et accords des prets de la Banque mondiale, les "agences" beneficiant desemprunts ont la responsabilite de preparer, apres une cl6ture du pret, un rapportd'achevement du projet conjointement avec la Banque. Le rapport de l'emprunteur(Sonatrach) constitue la derniere etape du suivi du premier projet petrolier. n devra etreprepare par la Sonatrach et soumis A la Banque dans un delai maximum de six mois apresla cloture du pret, c'est-a-dire le 31 decembre 1997. La mission a recommande a laSonatrach de saisir cette oppormnite pour faire une evaluation retrospective du projetqui vient de s'achever et pour presenter son appreciation en termes d'impact du projet surla performance des activites de la Sonatrach et de preciser dans quelle mesure le projet aatteint ses objectifs tout en s'exprimant librement sur la qualite de l'action de la Banque.La Banque de son cote, preparera un rapport d'achevement du projet qui sera transmis ala Sonatrach. Le rapport final prepare par la Banque sera transmis aux membres duConseil d'Administration de la Banque auauel seront annexes sans modification lerapport fait par la Sonatrach et ses commentaires sur le rapport prdpare par la Banque.

4. La Sonatrach sest engagee a preparer le rapport d'achevement et de letransmettre a la Banque vers la mi-aout 1997. Ce rapport devrait contenir une partieanalytique d'environ 10 pages ainsi que des annexes detaillIes se rapportant aux objectifsrealises.

2

5. La mission a suggari & la Sonatrach que le rapport d'achevement ci-dessusmentionne fasse, en plus de I'analyse retrospective du projet, le point sur les realisationsphysiques, sur les problemes rencontr6s dans la passation des march6s et sur lesdecaissements du pret par rapport aux objectifs envisageis initialement tels que presentesen Annexe 2. A cet effet, la Banque a remis a la Sonatrach un prototype de rapportd'achevement fait par d'autres emprunteurs. Il a ete convenu que la Sonatrach ilabore unseul rapport diachevement concernant la Banque et Exim Bank du Japon en precisantqu'il s'agit d'une dvaluation jusqu'au 30 JuinD 1997 pour le pret Banque et d'tm rapportdiexecution du projet en cours de realisation pour le pret Exim Bank du Japon.

B. Point de situation du proiet.

6. Rappel des objectifs essentiels et description du premier projet p6trolier.Les objectifs du premier projet petrolier ont &t6 defmnis dans le rapport d'evaluation"Alg6rie, premier projet petrolier" 6labor6 par la Banque mondiale en juin 1990.

Ils devraient contribuer a:

- promouvoir les investissements dans les activites d'exploration par la mise en oeuvred'un programme d'etudes de bassins, d'assistance technique et de developpement d'uneBanque de donnees exploration. Ce programme vise a renforcer les capacites propres dela Sonatrach et permertre de developper le partenariat etranger dans l'exploration;

- renforcer I'aptitude de la Sonatrach aL maximiser la production des champs p6troliers parla realisation d'etude et de projets de recuperation secondaire et tertiaire a travers descomposantes de recupration assistee a Mesdar, Amassak et Zarzaitine;

- ameliorer les capacites de la Sonatrach en matiere de supervision de forage par laformation et I'acquisition d'un simulation forage,

- developper les capacites des services fonctionnels de la Sonatrach par I'assistancetechnique notamment dans le domaine de planification (modelisation), de l acquisitiond'equipement p6dagogiques et informatiques;

- ameliorer l'efficacite des services para-petroliers par des mesures et des actions qui ont&d determinees par l'etude diagnostic de I'activitd;

- reduire les effets sur 1'environnement des activitEs de forage et de production deshydrocarbures par la mise en place d'un plan de protection de l'environnement comportantla rdalisation d'operations de traitement des eaux de rejets industriels des charnps de HassiMessaoud et El Gassi.

3

Ce projet est finance par des credits de la Banque et cofinance par l'Exim Bank du Japonpour un montant total de 176,8 millions SUS repartis conmue suit:

- 100 millions $US par la Banque- 76,8 millions $US par l'Exim Bank du Japon.

7. Obiectifs phvsiques: globalement, I'avancement des differentes composantes dupremier projet petrolier est juge satisfaisant. Les consommations de credits i fin lun1997 ont atteint 90,2 millions $US pour les deux prets, soit un taux de realisation globalde 51% du montant total du financement acquis (ce taux est de 66,5% pour le pret de laBanque et de 32% pour le pret Exim Bank du Japon). Seules trois composantes financ6esessentiellement par le pret Exim Bank du Japon ont accuse quelques retards, il s'agit desetudes de bassin et des projets de recuperation de Zarzaitine et de Gassi Touil. Lefinancement prdvu pour le projet de recupdration des gaz associes de Gassi Touil a &Aannule compte tenu des delais, additionnels necessaires a la maturation du projet, quis'averent aujourd'hui non compatibles avec les dilais de validit6 des pr&ts de la Banqueet Exim Bank du Japon. En ce qui conceme le projet de r6cuperation ternaire deZarzaitine, celui ci sera realise dans le cadre d'un accord de partenariat

(a) Pret de la Banque: Etat des realisations14 contrats ont etd imputes en juin 1997 pour un montant global de 68 2 millions S (dont0,5 million S pour l'etude des services parapetroliers ) soit 68 % du pret de la Banque.Le total des engagements (y compris les interets intercalaires ai la fin de juin 1997) est de90,2 millions de $US, soit un taux de 90,2 % du financement Banque. les decaissementssur les engagements a la fin de juin 1997 s'elevent a 66,5 millions $US, soit un taux derealisation de 66,5% sur le pret de la Banque. Le montant des interets intercalaires a etetotalement debourse, soit 22 millions $US. Le montant des deboursements prevus pour laperiode juin a octobre 1997 s'Il&ve i 1,76 million US. Sur les 100 millions SUS du pretde la Banque, 9 millions $US -ne seront probablement pas consommes du fait de la datede cl6ture du pret Banque. Ce montant correspond aux credits affectes initialement auxoperations qui ntont pas deniarre a ce jour telles que:

- Etudes de bassins (Ahnet, Bechar et Illizi ): 4 millions $US. Sonatrach introduira unedemande aupres de l'Exim Bank du Japon pour imputer ces contrats sur le crddit Exim.- Equipements pedagogiques (du centre de formation d'Alger) et inforTnatiques pour lesi&ge de la Sonatrach: 1,3 million $US (contrat non signe). Sonatrach introduira unedemande aupres de l'Exim Bank du Japon pour imputer ces contrats sur le credit Exim.- ModeIe optimisation: 0.6 million US: operation annulee.- Recuperation Gaz associes Gassi Touil: 2,3 millions SUSLes delais plus longs necessaires a la maturation technique du projet siaverent aujourd'huinon compatibles avec les delais de validite de ces prets.0.8 million de US$ representent des reliquats dues a la surestimation des equipementsinformatiques destines au forage et au CRD.

4

(b) Pr8t Exim Bank du Japon: Etat des realisations17 contrats ont ete imputes a ce jour pour un montant global de 25,7 mnillions SUS, soit34% du pret Exim Bank du Japon. Le total des engagements y compris les int6retsintercalaires a la fin de juin 1997 s'616ve a 3 3,8 millions SUS. Les decaissements a la finde juin 1997 sur le total des engagements s'elevent a 24,2 millions SUS, soit un taux derealisation 31,5 % par rapport au montant du credit Exim Bank du Japon. Un montant de1,4 million de dollars a ete consomme au titre des interets intercalaires estim6sinitialement a 8 millions de dollars. Les previsions de decaissements pour la p6riode juina octobre 1997 s'elve a 2,6 millions de dollars. Compte tenu de 1'entrie en vigueurtardive du pret Exim Bank du Japon, les credits non consomm6s sur le pret Exim Bank duJapon concernent les composantes suivantes:

- recupradtion des Gaz Associes Gassi Touil: 29,5 millions SUS. Les delais plus longsnecessaires a la maturaion technique du projet siaverent aujourd'hui non compatiblesavec les delais de validit6 du pret Exim Bank du Japon. Sonatrach en informera l'EximBank du Japon das que possible.

- r6cup6ration tertiaire Zarzaitine : 8 millions $US. II a et decide sur la base desresultats de l'etude de faisabi1ite technique liee a ce projet que ce dernier sem realise dansle cadre d'un projet de partenariat. Sonatrach en informera l'Exim Bank du lapon des quepossible.

- int*ets intercalaires : 6,6 millions SUS, soit un total de cr&dits non consommes de44 millions SUS sur le pret Exim Bank du Japon.Une demande de r6afiectation de ce montant a d'autres operations sera introduite par laSonatrach aupres de l'Exim Bank du Japon, avec copie a la Banque.

(c) demande de reaffectation des credits a adresser iI'Exim. Bank du Jp. Suite aI'annulation du financement du projet de recuperation des gaz associes de Gassi Touil,Sonatrach souhaite allouer le solde disponible A des operations entrant dans les objectifsassign6s au premier projet telles que: le programme d'acquisition d'equipements de puits(Division Production): 38,7 millions de dollars US. Sonatrach introduira cette denandeaupres de l'Exim Bank du Japon avec copie a la Banque qui, de son c&t, contacteraI'Exim Bank du Japon a ce sujet

8. Respect des envaaements financiers: Concernant la situation financiere del'entreprise, les etats financiers ont et actualises sur la base des resultats de 1'annees 1995et de la prevision 1996; les chiffres indiquent une situation fmnanciere satisfaisante et lesratios dette LT+CT/Actif total et couverture du service de la dette s'averent meilleurs queles coefEcients convenus dans I'accord de pret. Ainsi, les resultats nets de 1'entreprise en1995 et 1996 sont respectivement de 69 milliards et 102 milliards de DA (une netteaugmentation de 47.8%). La capacite d'autofmnancement de l'entreprise, en 1996. estpassee de 1 12 a 138 milliards de DA, soit une augmentation de 23% par rapport a l'aFn6eprecedente, repr6sentant ainsi 83% de l'investissement de la Sonatrach. L'analyse desratios de l'entreprise montre que le ratio d'autofinancement global etait de 109% en 1995,

5

et 98% en 1996. Le ratio representant la couverture du service de la dette a atteint 4.5 en1995, et 11.5 en 1996

9. La disquette contenant les donnees du modele "perspectives finmncitres'actualisdes sur la base des resultats des annres 1995 et 1996 et des previsions de cl6ture1997 sera transmise a la Baaque vers mi-aout 1997 . Ce modele retrace les r6sultatsfinanciers de la Sonatrach sur la periode 1991/1996 et les perspectives sur la periode1997/2001. L'audit des comptes du projet pour 1'annie 1996 a 6t6 remis auxrepresentants de la Banque au cours de cette mission. L'audit des etats financiers de laSonatach pour l'annee 1996 sera =nsmis la Banque vers la fin de septembre 1997.

Alger, le 24 Juin 1997.

Pour la Banque Mondiale:

Ren6 Mendonca

6

AEX1

Liste des personnes rencontrdes

B.ntat SONATRACH:

Mr. BENAOUDA Sous Directeur Financement, (FIB)Mede BENSALEM Charge de mission (FIB)Mr. BOUKHALFA Sous Directeur Gestion PrevisioDnelle (FIB)iMme ZITOUNI Inagnieur d'etudes (EPP)

Melle BENOUGHLIS S/Directeur EPPMr. OUADAH Directeur Planification (EXP)Mr BAKOUCHE Chef de departement (EXP)Mr. SEFFOUH Directeur Central Approvisionnement (DP)Mr. AIT YOUCEF Chef de DEpartement (CRD)Mme OUIGUINI Sous Directeur CIED (EPP)Ir MABROUK Directeur Adjoint (RHUT)

7

ANN1FXE 2

Le rapport d'achevement de la Sonatrach devrait analyser et contenir les suets svams:

Evaluation rdrospective

Impact des effets induits du projet

Indicateur de performance technique et de gestion

Realisation physique du projet

Passation des marches et decaissements du pret

Etudes (ex: etude de bassins, compagnies parap6trolieres, protection environnemental,etc..)

Creances et arrieres: statistiques 1991-1997

Bareme des tarifs 1991-1997

Formation du personnel

Assistance technique - consultants

Echeancier d'investissements 1991-1997 du projet

Echeancier d'investissement 1991-1997 de 1'entreprise

Taux de rentabilite des projets Mesdar et Amassak

Finances: statistiques 1991-1997 et previsions

Inflation et valeur du dollar: statistiques 199 1\1997

Prix du baril du petrole brut. du gaz, et du condensat: statisques 199 1\97

APPENDIX B

BORROWER'S CONTRIBUTION

AND COMMENTS TO THE ICR

SONATRACH

PREMIER PROJET PETROLIERPRET BIRD ALG-3395

RAPPORT PRELIMINAIRE D'ACHEVEMENTETABLI PAR L'EMPRUNTEUR

08/1997

RAPPORT D'ACHEVEMENTDU PREMIER PROJET PETROLIER ALGERIE

(Pret BIRD ALG - 3395)

SOMMAIRE

Pages

INTRODUCTION 2n3

PREMIERE PARTIE: ANAL YSE QUALITATIVE 4 u 16

1) RAPPEL DES OBJECTIFS DU PREMIER PROJET PETROLIER

2) ANALYSE COMPARATIVE DES REALISATIONS PAR RAPPORT AUXOBJECTIFS

3) ANALYSE DE L'EVOLUTION DES COMPOSANTES INITIALEMENTRETENUES

4) ANALYSE DE LA PERFORMANCE DU PROJET

5) PRINCIPAUX FACTEURS AYANT AFFECTE LE PROJET

6) ANALYSE DES PERFORMANCES DE LA BANQUE ET DEL'EMPRUNTEUR

7) PERENNITE DU PROJET

8) PRINCIPALES LECONS

DEUXIEMEPARTIE: TABLEAUX STATISTIQUES 17a 23

- Resume de l'evaluation- Calendrier du Premier Projet- Etudes incluses dans le Premier Projet- Indicateurs clis de 1'execution du projet Mesdar- Emploi de fonds et financement du projet- Evolution des cousts des composantes- Point de situation des consommations de credits

Le present document constitue le rapport d'achevement du Premier Projet Petrolieretabli par SONA TRA CH ( en qualite d 'emprunteur) en application des directiveset accords de prets de la Banque Mondiale r a la suite de la cl5ture du prit BIRDqui a eu lieu le 30 Juin 1997. En ce qui concerne le prit de l'Eximbank du Japon(EXIMIJ), dont la cloture est prevue pour le 30 Octobre 1998, le point sur l1etatde son execution au 30 Juin 1997 est egalement presente dans ce document.

Ce document comporte deux parties:

* la premiere partie retrace une analyse qualitative retrospective desconditions de realisation du Premier Projet Petrolier,

* la deuxieme partie presente les tableaux statistiques lies a1'execution du projet.

1

INTRODUCTION

Le Premier Projet Petrolier s'inscrit dans le cadre du programme triennal 1989/1991 dont lesactions ont ete arretees conjointement entre le Gouvernement Algerien et la BanqueMondiale.

Le rapport d'achevement relatif au Premier Projet Petrolier est etabli a la suite de la cloturedu pret BIRD qui a eu lieu le 30 Juin 1997 . En ce qui concerne le pret de l'Eximbank duJapon (EXIM/J) , dont Ja cloture est prevue pour le 30 Octobre 1998, ce rapport fera le pointsur lPetat de son execution au 30 Juin 1997.

Le Premier Projet Petrolier a fait l'objet d'un financement BIRD et d'un cofinancement deI'Eximbank du Japon pour un montant total de 176.8 millions $US reparti comme suit- Pret BIRD : 100 millions S US- Pret EXIM/J: 76,8 millions SUS

Le pret BIRD a ete signe le 02 Aout 1991 avec une entree en vigueur prononcee le 02 Avril1992. Le pret EXIM/J a ete signe le 26 Juin 1992 avec une date d'entre en vigueur le 22Mars 1993 , soit une annie de retard par rapport au pret BIRD.Ceci a induit des retards dansle lancement des operations financees par le pret EXIM/J.

Durant 1'execution du projet, et sur la base de l'etat d'avancement a fin Juin 1995 desdifflrentes composantes, un reliquat de financement non utilise de l'ordre de 31, 8 millions$US a ete degage ( 2,3 millions $US sur le pret BIRD et 29,5 millions $US sur le pret EXIM/J)suite a la non utilisation du financement prevu pour les composantes suivantes:- "forages de puits a Mesdar et Amassak" dont le financement a ete prise en chargetotalement par SONATRACH,

- "autres etudes de bassins" dont le financement sera assure par des associes etrangers dans lecadre d'accords de partenariat dans le domaine de la recherche et developpement,

- "assistance technique experts" dont la realisation s'est averee non opportune.

Apres accords prealables de la BIRD et de l'EXIMIJ, il a ete procede a la restructuration ducofit global du projet et A la reaffectation du reliquat au profit du projet de recuperation desgaz associes de Gassi Touil non inscrir initialement . Depuis, il est apparu necessaired'actualiser la configuration technique du projet de Gassi Touil a la lumiere des dernieresinformations techniques, ce qui a induit des delais supplementaires pour le lancement de Iaprocedure d'appel d'offres. Aujourd'hui, il apparait que les delais necessaires a la maturationdu projet de Gassi Touil s'averent non compatibles avec les delais de validite du pret EXIM/J.De plus, en ce qui concerne le projet pilote de recuperation tertiaire de Zarzaitine initialementinscrit et dont le financement etait initialement assure par le pr6t EXIM/J, ce projet , du faitde sa complexite technique . sera realise dans le cadre d'un accord de partenariat avec desassoci6s etrangers. Aussi, les credits alloues a ce projet ne seront pas consommes.

A fin Juin 1997, date de cloture du pret BIRD, sur le financement BIRD de 100 millions $US;90,2 millions SUS sont decaissees. 11 ressort ainsi que 9,8 millions SUS ne seront pas utilises.A fin Octobre 1998, sur le financement de 76,8 millions SUS du pret EXIM/J, le montant desengagements realises et des previsions d'engagement est estime a 32,8 millions SUS.Ainsi, 44 millions SUS restent disponibles. C'est pourquoi, lors de la derniere mission desuivi effectuee par les representants de la BIRD a Alger en Juin 1997, SONATRACH apropose une reaffectation d'une partie des credits disponibles sur le prit EXIM/J pour lefinancement d'operations nouvelles qui s'inscrivent parfaitement dans les objectifs assignes auPremier Projet Petrolier, il s'agit des operations suivantes:- programme d'acquisition d'equipements de puits et de pieces de rechanges destines auxregions sud (de 38,7 millions SUS),- programme d'acquisition d'equipements actifs teleinformatiques pour le nouveau siegeSONATRACH (1 million $US),

et d'autre part pour le financement des etudes de bassins (5 millions SUS) financeesinitialement par le pret BIRD. Une demande de reaffectation a ete introduite parSONATRACH aupres de l'EXIM/J le 2 Aouit 1997 avec copie a la BIRD.

PREMIERE PARTIE:

ANALYSE QUALITATIVE

PREMIERE PARTIE: ANALYSE QUALITATIVE

I) RAPPEL DES OBJECTIFS DU PREMIER PROJET PETROLIER

Les principaux objectifs du Premier Projet Petrolier ont ete definis dans le rapportd'evaluation v Algerie, Premier Projet Petrolier o elabore par la Banque Mondiale en Juin1990.

[ls devaient contribuer a:

- soutenir les efforts consentis par le Gouvernement Algerien et SONATRACH pour V

promouvoir les investissements dans les activites d'exploration , pour renforcer les capacitespropres de SONATRACH et permettre de developper le partenariat etranger dansl'exploration et le developpement

- aider SONATRACH a optimiser la production de ses champs petroliers grace a des vtechniques de recuperation assistee du petrole,

v- ameliorer les capacites de SONATRACH en matiere de supervision de forage,

- developper les capacites des services fonctionnels de SONATRACH,

- reduire les effets de pollution des activites de forage et de production des hydrocarbures sur v1'environnement.

- Au plan institutionnel, les objectifs visaient la restructuration des services petroliers pouraider la ces derniers en vue d'ameliorer leur efficacite , en particulier pour le forage.Ces objectifs devaient etre concretises a travers les principaux projets regroupes en quatrecomposantes suivantes:

a) Composante < Assistance technique promotion exploration

Cette composante consistait a mener dans une premiere phase des etudes exhaustives sur lesBassins juges prioritaires telles que:

. Les etudes sedimentologiques , diagenetiques et modelisation sismique des reservoirspaleozoiques et evaluation des reserves des bassins de I'Ahnet Timimoun et d'lllizi

. L'evaluation du potentiel petrolier du bassin Sud - Est Constantinois et du Chott Meirhir etdu Bassin du Chelif et du Sillon de Telagh,

. les deux etudes optionnelles de bassins pour Bechar et Atlas Saharien central.

Ce programme d'etudes devait identifier les nouvelles perspectives en matiere d'explorationpour permettre a SONATRACH de developper le partenariat etranger dans ['exploration.Dans une deuxieme phase , cette assistance devait se traduire par le developpement et la miseen place d'une Banque de donnees informatisee relative a ['exploration . Cela permettra a laDivision Exploration de SONATRACH d'ameliorer les methodes de recherche etd'exploration en multipliant le nombre de prospects.

If s'agit de mettre en place un reseau informatique constitue de stations de travail et determinaux relies a un serveur central et dote d'un ensemble de logiciels pour le traitement etinterpretation des donnees . Ce svsteme d'informations permet l'acces tres rapide a toutes lesinformations relatives a la geologie, la geophysique et aux caracteristiques des reservoirstraverses par les differents puits d'exploration et de production . Cette Banque de donneespourra etre consultee par 1'ensemble des structures de SONATRACH et de ses partenairesetrangers .De plus , if etait prevu le recours a des experts etrangers sur deux ( 02 ) anneesnotamment pour les negociations de contrats avec les compagnies petrolieres etrangeres.

b) Composante if Production et Diveloppement )

Cette composante comprend la realisation d'une etude et de projets de recuperation assistee atravers les projets de Mesdar, Amassak et Zarzaitine . 11 s'agit pour le projet de Mesdar/Rhourde El Baguel de recuperer du petrole brut par injection de gaz miscible a un taux de2,4 Millions m3/jour pour augmenter la recuperation finale de petrole de 13% environ , soit130 millions de barils .La recuperation dans le champ d'Amassak devait se faire par injection d'eau a un taux de3500 m3 J jour et se traduire par une augmentation de la recuperation finale de petrole brutde 30% environ, soit 19 millions de barils .. Le forage de puits injecteurs a ete egalementprevu .Enfin une etude de faisabilite detaillee pour la mise au point d'un projet pilote derecuperation tertiaire par injection de co, dans le champ de Zarzaitine etait egalement prevue.

c) Composante "Assistance technique etformation a la supervision deforage"

Cette assistance devait renforcer les capacites de supervision de forage de la SONATRACH (les operations de forage etant transferees a l'ENTP ). Ceci devait se concretiser par unprogramme de formation de 40 superviseurs de forage par une compagnie petroliereetrangere (TOTAL/CFP) , et par l'acquisition d'un simulateur de forage avec l'assistancerequise.

d) Composante " Autre assistance technique"

mise en place d'un modele d'un modele d'optimisation des hydrocarbures dans le domainede planification ( environ 75 hommes mois environ ) ,- renforcement des centres de formation de SONATRACH A Arzew et Alger,. formation aux techniques de gestion dans le domaine de l'exploration , de la production , duforage et de l'administration /finances,. acces a une documentation specialisee dans le secteur des hydrocarbures,. Ia protection de l'environnement: une etude preliminaire sur les eaux usees industrielles etdomestique et la protection des nappes souterraines , surtout pour les regions du SUD devaititre lancee par SONATRACH,- renforcement des capacites informatiques des divisions operationnelles de SONATRACHpar I'acquisition d'equipements informatiques et de logiciels.. Etait prevue egalement la realisation d'une etude des services petroliers pour it compte duFonds de Participation Mines et Hydrocarbures qui a concerne les entreprises ENAGEO,ENTP , ENGTP ENEFOR , ENSP . Cette etude a couvert les domaines suivants: diagnostic,aspects institutionnels , juridiques et recommandations . Sur la base des resultats de cetteetude, chaque entreprise devait elaborer un plan de redressement a court et moyens termes,

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2) ANALYSE COMPARATIVE DES REALISATIONS PAR RAPPORT AUXOBJECTIFS

La realisation des differentes composantes a ete prise en charge par les DivisionsOperationnelles de SONATRACH ( Exploration, Production, CRD et Forage) ainsi que parles Directions Centrales Ressources Humaines et Etudes , Planification et Prospective dansleur domaines respectifs.La coordination avec la BIRD a ete assuree par les Directions Centrales Finances et Budget,et Etudes, Planification et Prospective de SONATRACH.Le suivi de realisation de l'etude de restructuration des services petroliers a ete assure par leFonds de Participation Mines et Hydrocarbures.

2.11 Realisations /Objectifs phvsipues

Globalement, les objectifs physiques assignes au Premier Projet Petrolier ont ete atteints dufait que les differentes composantes ont ete dans leur majorite totalement realis&es dans lesdelais .

a) Operations achevies:

- Projet d'acquisition d'une Banque de donnees ( EXP ): les equipements sonttotalement receptionnes et operationnels , la reception provisoire a ete signee . Lesreseaux informatiques sont configures et operationnels a 100%, les logiciels sontinstalles a 90% , ils sont en phase de test.

- Projets de recuperation secondaire AMASSAK et MESDAR t RHOURDE ELBAGUEL: en exploitation respectivement en Fevrier et Septembre 1995.

- Projet d'acquisition d'un simulateur de forage ( FOR ): mis en exploitation enMars 1993 . Le fournis-seur retenu est Digitran (USA), le contrat a ete signe en Juin1992 pour un montant de 1 556 294SUS y compris le cofit de la formation desformateurs. Les equipements sont receptionnes en Mars 1993 et mis en service. Uncontrat d'un montant de 302 072 $US pour la maintenance du Simulateur etl'assistance technique sur trois (3) ans a ete mis en oeuvre avec le mime fournisseurDigitran . Les operations d'assistance technique CFP-TOTAL pour la supervisionforage ont ete realisees par le recours a une autre source de financement .

- Projet equipements informatiques ( FOR ): equipements receptionnes . Le contratd'acquisition a etc signe avec le fournisseur DIGITAL ( equipements et services )pour un montant de 1 300 870 $US.

- Projet d'acquisition de 20 cabines geologiques (CRD): programme d'acquisitionacheve.

- Projet equipements informatiques ( CRD : installation du reseau et reception dela totalite des equipements tels que:lire tranche: reception et installation du reseau et de la majorite des equipementsinformatiques, la reception provisoire des equipements a eu lieu en octobre 1994 .Une partie de la formation du personnel a ete effectuee chez le fournisseur.

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2eme tranche: Acquisition de materiels complementaires et de logiciels. Cettetranche a et decomposee en trois volets:- acquisition de materies complementaires : contrat totalement realise,- acquisition de logiciels d'application: contrat totalement realise,- acquisition et mise en oeuvre d'un logiciel de gestion de donnees de laboratoire(LIMS): contrat totalement realise . A signaler l'imputation du projet derenovation de 03 cabines mud-logging sur le projet informatique : 500 000 US$.

- Acquisition equipements de laboratoire et materiel roulant (CRD): operationachevee. If s'agit des equipements de laboratoire et vehicules tout terrain (CRD) .

A l'exception de l'offre ROP qui n'a pas abouti ( montant maintenu pourl'acquisition d'un autre equipement avec un autre fournisseur), les autresequipements sont totalement acquis .

- Etude de faisabilite de recuperation tertiaire champ Zanaitine: etude achevee. Lecontrat pour la realisation de l'etude a ete signe en aout 1993 avec le consultantPETRESIM (USA) pour un montant de 476 709 SUS , I'etude est achevee a 100% .

- Acquisition d'equipements informatiques se rapportant a l'etude de faisabilite deZarzaitine: le contrat d'acquisition a ete signe avec le fournisseur DIGITAL pourun montant de 87 512 $US . Les equipements sont acquis, le credit accordetotalement consomme.

- Acquisitions equipements informatiques ( PED): operation achevee, le contratd'acquisition a ete signe avec le fournisseur SPES pour le montant de 1 166 839 $US,

A Acquisition d'une collection de normes sur CD/ROM avec support informatiqueoperation realisee.

- Modele d'optimisation: deux contrats signes avec les fournisseurs GEOQUEST(249 600 SUS) et SCIENTIFIC SOFTWARE INTERCOMP ( 106 000 SUS ) ont eteimputes pour I'acquisition de logiciels destines a la Division PED . Les logiciels sontacquis, les enveloppes sont totalement consommees .

- Etude diagnostic des services parapetroliers pour le compte du Fonds Mines etHydrocarbures etude achevee.

b) ODerations en cours:

- Etudes de bassins;. etude de bassin Ahnet -Timmimoun financee initialement par pret BIRD pour 3millions $US .Le projet de contrat avec le consultant GUSTAVSON est en instance designature .. etude de bassin lilizi financee initialement par pret EXIM/J pour 3 millions $US etpar pr8t BIRD pour 0.4 million $US. Le projet de contrat avec le consultantROBERTSON est en instance de signature.. etude de bassin Bechar financee initialement par pret BIRD pour 1,6 million US$.Le projet de contrat est en instance de signature avec le consultant GUSTAVSON.

- Projet equipements pedagogiques centres de formation Alger et CPE/Arzew financeinitialement par pret BIRD pour 1,4 million $US et pret EXIM/J pour 1,2million $US

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- Centre de formation Benaly Cherif /Alger : 2,0 millions SLJSevaluation des offres fimaliseee.

- Acquisition d'equipements pedagogiques , CPE Arzew :0,6million SUSContrat signe avec ALBM , equipements receptionnes .

- Equipements informatiques pour le siege: 0,5 million Sce montant de 0,5 Million S correspond au reliquat du montant de l'enveloppeallouee au centre de formation d'Alger ( 2,5 Millions $), il a ete affecte , apresaccord de la BIRD, i l'acquisition d'equipements informatiques pour le Siege,evaluation des offres en cours d'approbation par la BIRD.

- Composante documentation: operation qui se deroule normalement.

c) Operations dont le financement a ete annule:

- projet de recuperation de gaz associes de Gassi Touil dont les depenses en devisesetaient prevues etre financees conjointement par les prets BIRD et EXIM/J,

- projet de recuperation tertiaire de Zarzaitine dont les depenses en devises etaientprevues etre financees par le pret EXIMIJ.

2.2) Realisations/Obiectifs financiers

a) DXcaissement:Les decaissements de credits a fin Juin 1997 ont atteint un niveau satisfaisant de 114 millionsSUS pour les deux prets, soit un taux de realisation global de 65% du montant total dufinancement acquis .11 est estime qu'a fin Octobre 1995, 167 millions $US seront consommeessur les prets BIRD et EXIM/J, soit un taux de couverture des besoins de financement duProjet de 82%. Le financement en monnaie locale ( 18% du financement global) n'a pas posede problemes particulier.

b) Engaggements financiers:Les ratios d'endettement tels que prevus dans l'accord de pret ont ete largement respectes parSONATRACH . Les etats financiers pour les diffierents exercices montrent que ces ratiossont bien meilleurs par rapport a ceux convenus dans l'accord de pret.

2.3) Realisations/Objectifs institutionnels

Les objectifs institutionnels visent Ia restructuration de cinq (05) entreprises a travers larealisation de l'etude de rentabilite du secteur des services petroliers en Algerie (restructuration des entreprises. Une etude executee par CEGOS/BEICIP a concerne cinqentreprises de services petroliers ( ENAGEO , ENTP, ENGTP ENEFOR, ENSP ) et acouvert trois volets: diagnostic , aspect institutionnels / juridiques et recommandations . Apartir des conclusions de l'etude, un plan de redressement a court et moyen terme elaborepar chacune des entreprises est en cours d'examen par les autorites competentes.

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2.4 ) Realisations /Obiectifs relatifs a l'environnement

Les services techniques de SONATRACH ont effectue. dans le cadre d'un plan d'actions pourla protection de 1'environnement, une etude preliminaire sur les eaux usees industrielles etdomestiques et la protection des nappes souterraines , surtout pour les regions Sud .Sur la base des resultats de cette etude preliminaire , des etudes de faisabilite ont ete effectueespar la filiale CBR et ont abouti a des projets d'investissemente.

3) ANALYSE DE L'EVOLUTION DES COMPOSANTES INITIALEMENTRETENUES

Depuis 1'entree en vigueur des accords de prets. certaines ajustements techniques ont eteapportees dans le programme phvsique initialement inscrit.

a) Composante "Assistance Teclnique Promotion Exploration " comprenant

a.1l Les Etudes de bassins : sur un programme initial de quatre etudes de Bassins (Ahnet -Timimoun ,d'0llizi , Sud - Est Constantinois et du Chott Melrhir , du Bassin du Chelif et duSillon de Telagh ) et deux autres etudes optionnelles de Bassins pour Bechar et Atlas SaharienCentral , trois etudes seulement ont ete maintenues dans le cadre du Premier Projet Petrolier.Il s'agit des etudes de bassins Ahnet -Timimoun , Bechar et Illizi dont les contrats derealisation ont ete signes respectivement avec les consultants GUSTAVSON pour Ahnet etBechar et ROBERTSON pour Illizi. Les autres etudes sont lancees ou seront lancees par dessocietes etrangeres dans le cadre du partenariat.Le retard pris pour le demarrage de ces etudes est dfi essentiellement:. I 1'entree en vigueur tardive de la convention de pret EXIM BANK JAPAN qui n'estintervenue qu'en Mars 1993,. aux modifications apportees au programme initial pour les raisons citees plus haut.

a.2) La Banaue de Donnees Exploration: ce projet a necessite la mise en place d'un contratde consultant avec D.C. CRANE pour la definition du projet et pour l'assistance dans l'appeld'offres internationnal a ete approuve par la Banque en Aout 1992 a ete lance en Septembre1992. Apres approbation des rapports d'evaluation technique et financiere par la Banque, lemarche a ete attribue A PECC (GB) pour un montant global de 16,5 millions S US; le contratest entre en vigueur en Octobre 1994. La realisation s'est deroulee globalement dans debonnes conditions; le planning de realisation a ete dans l'ensemble respecte . Le projet estactuellement operationnel . 11 est ai rappeler que ce projet a enregistre une augmentation decofit de 8,5 millions SUS par rapport au montant initial (8 millions USS). Les surcouits de 8,5millions USS ont ete couverts par les cr6dits destines initialement aux projets de forage depuits MESDAR et AMASSAK ( rialises deji par SONATRACH anterieurement a la dated'entree en vigueur des conventions des prets) .

a.3) Les eauinements informatigues destines au CRD: ce projet a ete realise en deux tranches, la premiere concerne l'acquisition d'equipements informatiques , la deuxieme porte surI'acquisition de materiels complementaires et de logiciels .Le contrat pour la premiere tranchea ete signe avec DIGITAL , il a ete realise . Le contrat pour la deuxieme tranche a ete signeavec CANSOC . Le contrat n'a pas ete realise dans les delais du fait de la lenteurd'intervention de CANSOC qui n'a pas fourni toutes les prestations prevues dans le contrat.La reception provisoire n'a pas encore ete signee.

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a.4) Les cabines aeologigues de Mud Logzaing: ce projet etait prevu a l'origine pour lal'acquisition de 20 cabines .Suite a la reestimation du projet, un solde de 2,5 millions SUS s'estdegage par rapport a l'estimation initiale (10,3) . cela a permis au CRD , d'acquerir desequipements de laboratoires et vehicules tout terrain non prevu initialement . Le reliquat afin Juin 1997 a ete estime a 420 000 SUS. La BIRD a donne son accord pour l'utiliser pour iefinancement du projet " renovation cabines mud logging" . La realisation de la premieretranche etait prevue pour 1991 , cependant l'operation de mise en place de la procedure definancement a necessite delais tels qu'il n'a pas ete possible de respecter le calendrier initial (entree en vigueur du pret EXIM /.I en Mars 1993 ) , cette tranche n'a ete realisee qu'en 1993 .Malgre la multiplicite des contrats , la realisation de la totalite des operations gerees par leCRD, s'est deroule globalement dans de bonnes conditions.

a.5) Les prestations d'experts . assistance technique: sur l'ensemble de l'assistance prevue,seules les prestations d'un consultant (M. CRANE ) ont ete imputees a hauteur de 0,1 millionsSUS , le solde sur les credits accordes ont ete reaffecte a d'autres projets.

b) Composante "Assistance teclhnique supervision forage" comprenant

b.1) L'assistance technique fournie par CFP-TOTAL qui n'a pas ete financee dans le cadredu Premier Projet Petrolier du fait du retard pris dans la mise en place des credits Ce contrata ete realise par le recours a une autre source de financement.

b3.2 Les eauipements informatiques destines a la Division Forage: les equipements ont etereceptionnes.

b.3) L'acauisition d'un simulateur de forage : le simulateur a ete livre en 1993, le materiel estinstalle et fonctionne normalement . La seule contrainte qui pourrait se poser a la DivisionForage est celle liee au contrat de maintenance du simulateur conclu pour trois ans avec lemime fournisseur. En effet compte tenu de la cl6ture du pret BIRD , ce contrat ne sera pasrealise dans le cadre du financement BIRD.

c) Composante << Production et developpement *

11 s'agit essentiellement de la realisation de projets de recuperation assistee deMesdar/Rhourde El Baguel et Amassak : ces deux projets qui representent 62% dufinancement BIRD ont etc mis en services respecdivement en Fevrier et Septembre 1995.

c.1 ) Projet de Mesdar/Rhourde El Baizuel: I'entree en vigueur du contrat principalSOFREGAZ a eu lieu en Octobre 1991 pour une duree de realisation de 24 mois. Les travauxde construction se sont acheves le 30 Novembre 1994.

Quelques difficultes ont ete rencontrees durant la realisation telles que la suspension descommandes de materiels suite au retard pris dans l'entree en vigueur de la convention definancement BIRD qui n'a etc effective qu'en Avril 1992 , la livraison tardive de certainsequipements tels que ballons, separateurs, aerorefrigerants, raccorderies et un demarragelent pour des raisons securitaires . Le d6marrage des deux trains a eu lieu respectivement enMai et Juin 1995.La r6ception provisoire avec SOFREGAZ a 6t6 prononcee le 04 Avril 1996.Les productions de petrole brut et les volumes de gaz injectes ont et6 de:

en 1995: 432 121 tonnes de petrole brut avec une injection de 72,5 millions m3 de gazen 1996: 478 472 tonnes de p6trole brut avec une injection de 263 millions m3 de gaza Juin 1997: 283 644 tonnes de petrole brut avec une injection de 152,6 millions m3 de gaz

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c.2) Projet Amassak: ce projet a ete realise dans de conditions jugees satisfaisante. sondemarrage s'est effectue en AvrI 1992 pour une duree de realisation de 22 mois , la receptionprovisoire stest faite en Fevrier 1994, la reception definitive en Fevrier 1995.

c.3) Les Forazes a Mesdar et Amassak: initialement , le credit EXIM/J devait financer lesequipements pour les puits de forage Mesdar et Amassak ( 21 millions SUS) . Compte tenu duretard pris par l'entree en vigueur du pret EXIM/J , ces forages ont ete reaiises par lesentreprises de services petroliers dans le cadre de leur programme de forage . Ces credits ontdonc ete reaffectes aux projets " Banque de Donnees Exploration " et "recuperation des gazassocies Gassi Touil ".

c.4) Le projet pilote de recuperation tertiaire de Zarzaitine: ce projet consistait en larealisation d'etude de faisabilite de recuperation tertisire, I'acquisition d'equipementsinformatiques pour la realisation de l'etude ainsi que la realisation du projet pilote.L'etude de faisabilite de recuperation tertiaire par injection de fluide miscible dans le champsde Zarzaitine a ete conflee au consultant PETRESIM .Le contrat a ete signe en Aou1t 1993pour une duree initiale de 10 mois . Ce contrat a ete proroge deux annees en raison de la sousestimation au depart de la duree des travaux de laboratoire. L'etude a et6 entierement realiseeselon les termes du contrat .Le rapport final a ete transmis a SONATRACH en Decembre1995 . L'apport de cette etude s'est avere positif , toutefois en ce qui concerne le projet pilote,SONATRACH envisage de le realiser dans le cadre d'un accord de partenariat avec desassocies etrangers ( le champ de Zarzaitine figure parmi les projets " promotion enpartenariat ") . Dans le cas ou 1'exploitation du champ de Zarzaitinese se poursuivra avec unpartenaire etranger, la mise en oeuvre du pilote sera conflee a ce dernier ce qui permettra aSONATRACH de beneficier de 1'experience et de la technologie du partenaire etranger choisi.

c.5) Les epuiiements infornatipues destins au PED : les projets d'acquisition d'equipementsinformatiques et logiciels ont e entierement realises conformcment aux contrats . 11 sontop6rationnels au niveau de la Division PED . La realisation a ete effectu6e dans les delais aussibien pour le materiel que pour les logiciels .

c.6) Le projet de recuperation des Gaz associes Gassi Touil : des difficultes ont e rencontreespar SONATRACH pour Ia finalisait du projet de cahier de charges suivant les dernieresprocedures de la BIRD , ce qui a engenre des delais suppleimentaires .En effet I'accord deprncipe de la BIRD sur le projet des cahiers de charges soumis par SONATRACH en Juillet1995, n'a ete approuve qu'en Juillet 1996 apres de nombreux correctifs exiges par la BIRD .Parallelement , en vue d'optimiser le projet, il etait necessaire d'apporter des modificationsd'ordre technique relatives a la prise en compte d'investissements non prevus initialementdans le cahier des charges ( centrale electrique et installations de recuperation des gaz a bassepression) non prevus initialement dans l'etendu des travaux soumis a la BIRD .Cesmodifications ont eu pour effets une reevaluation de l'estimation du cout en devises du projetqui passe de 30 a 50 millions $us et une duree de realisation plus longue ( 30 mois ) . Lesmodifications apportees au projet ont necessite la revision du cahier des charges et lelancement d'un deuxieme appel d'offres. SONATRACH etait donc amenee a solliciter la BIRDpour une prolongation supplementaire de delais des prets BIRD et EXIM jusqu'en I'an 2000.Cette demande a ete rejetie . Devant cette situation , SONATRACH a decide de renoncer aufinancement BIRD et EXIM /J bien que l'opportunit6 de realiser ce projet ait ete maintenue.

d) ConWmosante "Autre assistance technique etformation" comprenant

d.l) Le modele d'optimisation de Dianification: deux contrats pour l'acquisition de logicielsdestins a ila Division PED ont etc imputes sur les credits alloues initialement .

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d.2) Les eiuinements pidanogigues destines aux Centres de Formation de i'Entreprise ( CPEArzew et Alter : les equipements destines au CPE Arzew ont ete totalement acquis Pourles equipements du centre d'Alger, le rapport d'evaluation des offres est en coursd'approbation par la Banque.

d.3) Les actions de formation technique et administrative: dans le cadre du renforcement desa capacite manageriale , SONATRACH a soumis a l'approbation de la BIRD, en Janvier1993,un vaste programme de formation des cadres superieurs . La BIRD a rejete ceprogramme de formation considerant que ce programme s'ecarte des objectifs du projetpetrolier et que les procedures de la BIRD pour la selection des bureaux de consultants nlontpas ete strictement respectees du fait que SONATRACH avait deja engage avec d consultantsetrangers des discussions avant de consulter au prealables la BIRD.Compte tenu de l'importance de ces actions pour SONATRACH, le programme a ete realiseavec recours a d'autres sources de financement . De ce fait, le montant de la composanteformation a ete donc affecte a d'autres projets .

d.4) Documentation: I'operation se deroule normalement.

d.5) Autres etudes: cette composante comprend essentiellement de l'etude diagnostic desservices petroliers (0,53 million $US) :cette etude executee par CEGOS/BEICIP a ete achevee.Le rapport final a etc transmis a la BIRD en Octobre 1993.11 etait egalement envisage des actions de modernisation du systeme informatique de gestionde SONATRACH , celles ci ont ete lancees dans le cadre d'un vaste programme d'actions dei'Entreprise sans recourir au financement BIRD.

4) ANALYSE DE LA PERFORMANCE DU PROJET

La performance du projet a ete mesuree sur la base de la methodologie decrite dans le rapportd'evaluation; a savoir V' impact des projets de recuperation assistee de Mesura/Hourde ElBague et Amassa, Banque de Donnees Exploration et cabines geologiques sur les activites deSONATRACH.

4.1) Impact du projet de recuperation assistee Mesdar/Rhourde El Bague:

Les etudes menees par SONATRACH sur lc gisement de Mesura out demontre l'interet d'uneexploitation par injection degs miscible par rapport a une depletion naturelle.Cette injection devrait perniFre de porter le taux de rcup tj9n-glebak--de40 a 25 %.Cetteinjection a ete mise en ceuvre en 1995 au rythme deA,8 million m3/JJiIe doit etreaccompagnee d'une augmentation du rythme de production ac6tuel44-300J1 a un niveau de2 400tlj sur les trois annees a venir notamment par des actions de work over permettant unemise en gas-lift des puits et l'implantation de drains horizontaux dans les puits ferm6s dusecteur ouest du champ.Le gain de production de petrole brut par injection de gaz miscible est estime a + 18 millionsde tonnes sur une duree de 25 ans, soit une production cumulee de 20,2 millions de tonnesavec injection de gaz miscible a comparer it 2,2 million,s de tonnes en cas de depletionnaturelle.

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4.2) Impact du pro6et de recuperation assistee d'Amassak

Une simulation preliminaire du reservoir ordovicien avec injection d'eau a ete effectuae parSONATRACH en 1988. Elie a montre qu'aux conditions du reservoir, la quantite d'eaunecessaire pour maintenir ia pression du reservoir etait de 3 000 m3/j et a donne un taux derecuperation finale de 21,6%. Le champ a produit en depletion naturelle jusqu'au 11 fevrier1995, date de mise en service de l'injection d'eau peripherique.L'injection cumulee au 31 Juillet 1997 a atteint pres de 1,3 million de m3,au lieu de 2,7millions m3prevus initialement suite aux problemes mecaniques rencontres au niveau dugroupe de pompage. Le profil previsionnel de production qui resulterait de cette injectiond'eau a ete etabli suivant les possibilites actuelles de production avec injection d'eau et cela enattendant la finalisation d'une nouvelle etude reservoir (qui tiendra compte du dernier modelegeologique du reservoir ou l'huile en place est plus importante, de l'historique de productiondepuis 1988, et de l'injection a partir du 11 Fevrier 1995). Cette nouvelle etude permettrad'optimiser la repartition de l'injection d'eau a travers le reservoir et le profil de productiondu champ afin d'obtenir le taux de recuperation optimal.Le gain de production de petrole brut par injection d'eau est estime a + 3,9 millions de tonnessur une duree de 25 ans, soit une production cumulee de 8,7 millions de tonnes avec injectiond'eau a comparer a 4,8 millions de tonnes en cas de depletion naturelle.

4.3) ImpDact do Proet Cabines g_ologigues de Mud Loggin

L'acquisition de cabines informatisees a permis la modernisation du parc de cabines enremplacant les cabines standard devenues obsoletes par des cabines plus performantes .Cecis'est traduit sur le terrain par une amelioration des prestations rendues , d'un apportqualitatif aux operations de forage et une meilleure prise en charge de la securite de forage.Avant 1994, les prestations rendues par le CRD en matiere de Mud Logging se limitaient auxforages realises par SONATRACH seule . Actuellement le CRD effectue des prestations deMud Logging pour SONATRACH et pour les societes etrangeres install6es en ALGERIE. Lapart de marche en Algerie est ainsi passee de 36% a 74%.

4.4) ImDact du Proiet Banque de Donnees Exploration

La nise en place d'une banque de donnees informatisee relative i l'exploration va permettre,a travers un systeme moderne de gestion d'informations , I'acces tres rapide ia toutes lesinformations (enregistrees depuis de nombreuses annees.) relatives a Ia geologie , lageophysique et aux caracteristiques des reservoirs traverses par les differents puitsd'exploration et de production..Elle devra egalement permettre d'augmenter la fiabilite et le nombre de prospects. Ce systemed'informations permettant I'acces tres rapide a toutes les informations ainsi que le traitementet l'interpretation fiables des donnees pourra etre consultee par 1'ensemble des structures deSONATRACH et par les partenaires etrangers.

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5) PRINCIPAUX FACTEURS AVANT AFFECTE LE PROJET

Les principaux facteurs avant affecte la realisation des objectifs du Premier Projet Petrolier sesituent essentiellement au niveau

- de la conceDtion initiale des composantes du Projet: a 1'exception des projets derecuperation assistee, les autres composantes du Premier Projet Petrolier representent depetits operations de nature tres diverses, ce qui a pose le probleme de mise en ceuvre et desuivi . En effet, une telle conception a induit des delais plus longs dans la mise en place desprocedures de passation de marche et dans la negociation d'une multitude de petits contrats,ce qui a necessite des movens humains imp77ortants. Alors que SONATRACH avait souhaitedes les premieres discussions menees avec la Banque inclure des composantes de meme naturetelle qu'un programme de Recherche/Exploration , la Banque n'a pas accepte de financer cetype d'activite juge a haut risque.

- de 1'entree en vigueur tardive de la convention EXIM/J : le retard d'une annee pris dans lamise en place de la convention de pret EXIM/J (Mars 1993) a eu pour effet un decalage duplanning initial de certaines operations et un faible taux des utilisations sur ce pret (32%).

- des contraintes liees a I'anplication stricte des nrocedures de passation de marche de laBanque :sur le plan pratique , certaines lenteurs ont ete enregistrees compte tenu des tempsnecessaires pour assimiler ces procedures et des difficult6s rencontrees par les structures deSONATRACH pour etablir les differents projets de cahiers des charges et projets de contratsdans le strict respect des procedures en vigueur a Ia Banque Mondiale.Ces proc6dures nous semblent tris contraignantes surtout pour les contrats qui se rapportenta des petites operations. Tres souvent les documents d'appel d'offres soumis pasSONATRACH a l'approbation de la BIRD devaient etre revus et reajustes en fonction desremarques et observations de la Banque car ils ne se conformaient pas totalement a sesdirectives ( surtout au debut de la periode de realisation ) . A titre d'illustration , nouspouvons cite le rejet par la BIRD de la demande de financement de l'etude de bassin de Sbadet du programme de formation manageriale de SONATRACH et le refus de la BIRD deregulariser les depenses anterieures des forages de puits i Mesdar et Amassak,

- des contraintes inherentes au financement mixte (co-financement ) de certaines onerations:durant 1'execution du projet, il a ete constate que la realisation d'une operation financee parle pret BIRD et co-financee par le pret EXIM/J a ete perturbee par les decalages d'entree envigueur des conventions de prets. De plus, un projet cofinanee est expose au risque de ne pasdisposer de la totalite des cridits si une des conventions ne peut aboutir pour une raisonquelconque . A signaler, cependant que le fait d'avoir obtenu un delai de validit6supplementaire d'une annee pour le pret EXIM/J va permettre a SONATRACH de realisercertaines operations jugees necessaires.

- du faible niveau d'alimentation du compte special pour le pret EXIM /J : l'obligation faite aSONATRACH de regler les depenses relatives aux operations financees par le pret EXIM/Jpar le biais du compte special EXIM/J a pose souvent le probleme de l'insuffisance de laprovision alimentant ce compte, ceci a pose quelques difficultes a SONATRACH pourhonorer rapidement les creances , c'est ainsi que SONATRACH a ete souvent amenee ieffectuer certains paiements sur ses fonds propres . A la demande de SONATRACH, uneaugmentation du piafond d'alimentation du compte special EXIMJJ a finalement ete op6ree en1996.

6) ANALYSE DES PERFORMANCES DE LA BANQUE ET DEL'EMPRUNTEUR

La performance de la Banque peut etre evaluee au niveau des phases de la preparation et dela supervision du Projet .En ce qui concerne la preparation du Projet: plusieurs missions dela Banque se sont derouliees a Alger des 1989, des reunions se sont tenues dans des bonnesconditions de collaboration entre les experts de la Banque et les responsables de structures deSONATRACH pour la definition des differentes composantes constituant le projet.Le Projet a ete supervise par la Banque d'une maniere soutenue sur toute la duree du pretBIRD. Six (06) missions de suivi ont ete effectuees par la Banque .Durant ces missions, lesexperts de la Banque n'ont pas manque d'apporter conseils et assistance aux structures deSONATRACH pour la realisation des objectifs du Projet . C'est d'ailleurs suite aux missionsde supervision que la Banque a etudie positivement les demandes de SSONATRACH pour Iareaffectation des reliquats des prets disponibles et la demande de prorogation d'une annee dela duree de validite de ces prets. Ce qui a permis a SONATRACH d'achever les operations encours de realisation et d'engager de nouveaux contrats . La Banque a egalement soutenutoutes les deimarches de SONATRACH aupres de l'EXIM/J .Toutefois la position de laBanque a quelque peu manque de flexibilite en matiere de procedures de passation demarches . Elle slest montre souvent intransigeante dans leurs application stricte quelque soitla nature de l'operation..

En ce qui concerne l'Emprunteur, malgre quelques retards accuses par quelquescomposantes au demarrage du Projet dus notamment a 1'entree en vigueur tardive du pretEXIM/J, SONATRACH a pu reunir toutes les conditions techniques, organisationnelles etmime financieres afin d'atteindre les objectifs assignes au Projet. C'est ainsi que la quasitotalite des operations importantes ont ete achevees dans de tres bonnes conditions et dans lesdelais prevus . Ainsi, la mise en service dans les delais des projets de recuperation assistee deAmassak et de Mesdar (qui constituent 60 % du pret BIRD) constitue un bon exemples deparfaite reussite. En outre, SONATRACH a totalement honore ses engagements financiersenvers la Banque en matiere de ratios d'endettement et de couverture du service de la dettepour chacun des exercices qui ont ete superieurs aux niveaux convenus dans I'accord de-pret.De plus, SONATRACH a veille a communiquer regulierement a la Banque les rapportsd'audit etablis par un cabinet d'audit independant (agree par Ia Banque) des compte duprojet et des comptes de SONATRACH que les perspectives financieres et le plan dedeveloppement A moyen terme actualises et toute autre information demandee par la Banque.A ce sujet, il y a lieu de rappeler que des 1990, SONATACH a mis en place en collaborationavec les experts de la Banque un modele informatique de simulation des perspectivesfinancieres, les applications issues de ce modele ulterieurement developpe et adapte parSONATRACFH pour tenir compte des besoins de la Banque sont jugees tres satisfaisant par laBanque.

Au vue de ces faits, nous considerons que l'Emprunteur a parfaitement rempli sesengagements contractuels et a reuni les conditions necessaires pour mener a terme le projet.

-J'

7) PERENNITE DU PROJET

Au vu des resultats positifs constates a l'issue de la realisation des projets de recuperationsecondaire, de la banque de donnees et les cabines geologiques , nous pouvons considerer laviabilite du Premier Projet Petrolier comme certaine. L'exploitation future du Premier ProjetPetrolier ne doit pas etre apprehendee en tant que projet independant car il s'insere dans lecadre du plan de developpement global de SONATRACH resultant des objectifs strategiquesdu secteur notamment:

- renouvellement des reserves recuperables par 1'exploration et par des actions d'EOR sur,lesgisements en developpement: les etudes de bassins conflees aux partenaires etrangers et cellesprises en charges par SONATRACH ainsi que le projet banque de donnees explorationcontribuent a atteindre cet objectif

- augmentation des exportations du gaz et des hydrocarbures liquides associes :Ies projets derecuperation secondaire de Mesdar/Rhourde El Baguel et d'Amassak contribuent aI'augmentation de la production avec un impact sur 1' augmentation des recettesd'exportations du petrole brut.

- Renforcement des capacites de realisation et de management pour reduire les delaisameliorer l'efficacite et minimiser les couts Ales plans de redressement pour chaque entreprisede services petroliers elabore sur la base des resultats de l'6tude de restructuration de cesservices constituent les moyens devant contribuer a realiser cet objectif .

8) PRINCIPALES LE(ONS

A la lumiere de l'execution du Projets les leqons suivantes sont a retenir:

- ,1 est recommande d'inscrire a l'avenir des composantes homogenes et d'eviter unemultitude de petites operations dont la mise en aeuvre engendre souvent des retards comptetenu du volume important des dossiers de passation de marches necessitant une mobilisationde moyens humains pour le suivi et la supervision des fournisseurs et contractants,

- la Banque devrait montrer une certaine souplesse dans l'application des procedures depassation de marche en fonction de la nature de chaque operation,

- dans l'attribution des marches, a prix /qualite egale , il est indispensable de favoriser la soustraitante locale.

- la Banque et a l'Emprunteur devraient etablir des contacts directs plus frequents a traversnotamment les missions de suivi; une mission de suivi par an nous semble insuffisante.

16

- - l~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

I~ DUIM IATE

I~ABEU STTSTQE

TABLEAU l: RESUME DE L'EVALUATION

|A. Realisation des objectifs T Importante i Partielle Negligeable Sans objetIPoliliques ncacrw-o

|eonomiques _ _

Politiques seciorielsObjecifts financiers X DeLveltoppenenI instimluionnel i

Olbecuifs materiefs X .4Alhgemeni de la pauvreteOuestions relatives aux sexesA utre objec#ifsociauxObhjeciif.s environnementaux XGestion secteur public X Ideveloppemeni secteur priie I

B. Perennite du projet Vraisemblable Invraisemblable IncertaineExploiiation et politique, X

C .Performance de ia Hautement Satisfaisante DeficienteBanque satisfaisanteIdentification XAssi.stance a la preparation XEvaluation

ISupervisvion _ _ _ _ _ _ __X I _ _ _ _ _

D. Performance de Hautement Satisfaisante DeficienteI'Emprunteur satisfaisantePreparation XExecution X

Cofnformiti aux clauses X

juridiques I _Exploilalionfinure X

E. Evaluation des resultats Hautement Satisfaisante Insatisfaisante Hautementsatisfaisante insatisfaisante

17

TABLEAU 2: CALENDRIER DU PROJET

Etapes du cycle de projet J Date reelle

Identification 1989/1990

Preparation 1989/1990

Evaluation Jan vier /Fivrier 1990

Nigociations A vril 1991

Presentation au conseilSignature 02Aouit 1991

Entree en vigueur 02 A vril 1992

Amendement # I Restructuration du couit(1995)

Amendement # 2 Prolongation de dtlai (1996)

Achevement du projet 30 Octobre 1998

Cloture du prit BIRD 30 Juin 1997

Cloture du prit EXIMIJ 30 Octobre 1998

Dernier decaissement 30 octobre 1998

'B

TABLEAU 3: ETUDES INCLUSES DANS LE PROJET

I NO Etudes T Objectifs definis a l'evaluation Statut I mpactde

I | Etudes de Mlener des eItudes exhaustives sur les En cours ImportanteBassins Bassins dans les zones priorilaires

selectionnis( Bassins IliJi, AhnetConstantine el Chelif)C'e programme d'e;tudes devait idenmifierles nouvelles perspectives en matiereD'exploration pour permettre ti

SONA TRA C'H de developper Icpartenarial e;tranger dans le domained'exploralion. Des modificalions onl e;eapporites au programme initial dont unepartie a ete; confiee aux partenairesctrangers de SONA TRA 'H .Leprogramme actuel porte sur trois etudessuivantes Illi( i . Bechar et Ahnet).

2 Etude de C'eule elude vise la restructuralion des Achevee Importantrentabilite des entreprises de services petroliers enentreprises Algerie. Elle a porte' sur les cinqpara enlreprises algeriennes ENAGEO. ENTP.pe'trofie'ress en ENGTP. ENAFOR . ei ENSP. elle a &tWdieAlgerie les domaines suivants: dianostic aspects

in.stilulionnels juridiques etrecommandations.

3 Etude sur le Doit delerminer la faisabilie d'un projet Achevee Importantpilote de pilote de recuperation tertiaire au niveauZarzaitine du gisement de Zarzaitine.

19

TABLEAU 4: INDICATEURS CLES DE L'EXECUTION DUPROJET DE MESDAR

Indicateurs d'exicution annonces Estimes Reelsdans le rapport d'evaluation

Projet recuperation secondaire deMesdar

Lancemenl des trav'aux ingrnierie el (Octobre 1991 Octobre 1991Iburniture des equipemenis Achevement des travaux ingenierie el Aozil 1994 D&cembre 1994fiourniture des equipe(me(nis

Dibul supervision ( centrale Meocirique eti Mars 1994 Mars 1994Usine _ |

Achevement supervision 'Aoiii 1994 Decembre 1994

Debut passation de marchesAchivemeni passation de marchesDehbul des travaux de construction Aoait 1992 Aoui^ 1992Achevement des travaux de conslruction D&embre 1993 Juin 1994

B. Projet recuperation AmassakLancemenr des Iramaux ingMnierie Avril 1992 Avril 1992Achevement des travaux ingenierie Janvier 1993 Juin 1993Debut supervision pendant ic dcWmarratge Seplembre 1993 Fivrier 1994AchIvemeni supervision pendant Ic Juillet 1994 Janvier 1995dimarrage .

Debul passation de marchesAchevement pavsation de march/iADibut.fourniture des iquipements Juin 1992 Juinl992Achevement fourniture des equipements Mai 1993 Aoutt 1993Debut des travaux de construction Novembre 1992 Novembre 1993Achevement des travaux de construction Janvier 1994 Novembre 1994

2C

TABLEAU 5: FINANCEMENT DU PROJET(en millions SUS)

Estimation a l'evaluation Financement reelI_______________________ (derniere estimation)

SOURCES Monnai Devise Total Monnaie Devise Totale locale locale

BIRD 0 100.0 100.0 0 90 - 90.7

EXIMIJ 13.4 63.4 7 76.8 6.8 76.8

FONDS SONA TRACH 27.5 0 27.5 36. 0 36.7

CREDITS LOCA UX 28.2 () 28,2 0 0 0

CREDITS FRANCAIS 0 _ 0 __ 7(CFP)

TOTAL 69, 1 171,1 240,2 36,7 175,2 211,9

f PRET BIRD 90,7

PRET EXIMIJ 76, 8

TOTAL PRETS 167,5

21

PREMIER PROJET PETROLIERPoint de situation des consommations des cr6dits BIRD et JEXIM au 31 Mars 1997

________ _________ _ __ _ -En millions SUSFINANCEMENT BIRD FINANCEMENT EXIMBANK JAPAN ___

COMPOSANTES -FINANCEMENT UTIIUSATIONS RESTE A UTILISER CREDIT FINANCEMENY UTILISATIONS RESTE A UTILISER RELIQUAtAU 31/03/1997 AU 3110311997 NON UTILISE AU 31103/1997 AU 31/0311997 A REAFFECTER

1- Assist. tech.promotion *xdlorationEtude do bassin AHNET ( EXP) 3,0 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 0,0Etude de bassin ILLIZI (EXP) 0,4 0,0 0,0 0,4 3,0 0,0 3.0Etude do bassin BECHAR (EXP)^ 1,6 0,0 0,0 16 0,0 0,0 0,0Banque de donn6es expl.et stat.de travail (EXP) 0,0 000 0,0 0,0 16,5 14,6 1,9Equlpements Informatiques (CRDI 1,5 08 0,7 0,0 0,0 0,0 0,0Assistance technique ( EXP) 0,1 0,1 000 0,0 0,0 0,0 0,020 Cabines geologlques (CRD) 0,0 000 0,0 0,0 8,7 7,4 1,3

SlTotal 1 6,6 09 0,7 5,0 28,2 22,0 6,2

2- Assistance technique supervision forageEquipements informatiques (FOR) 1,5 1,0 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0Slmulateur Forage 1,8 1,5 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0

S/total2 3,3 2,5 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0

3- Production /De6vlooDementGaz associ6s Gassi Toull ( ENC )* 2,3 0,0 0,0 2,3 29,5 0,0 0,0 29,5Injection daau Amassak ( ENC ) 10,5 9,7 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0injection de gaz MesdarlBaguel ( ENC) S1i6 51i5 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0R6cuprdtlon tertlalre Z.rziltine ^* 0,0 0,0 0,0 0,0 8e5 0,4 0,0 8,1Equipements iformatiques 4 PED 0,8 0,8 0,0 0,0 0,4 0,4 0,0

S/Total 65,2 62,0 0,9 2,3 38,4 0,6 0,0

4-Atr assistance technique et formationModble d optimisation planif. 1,0 0,4 0,0 0,6 0,0 0,0 0,0Equipemnts centres de formation 1,4 0,0 0,0 1,4 1,3 0,0 1,3Documentation 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,3 0,7Autre Etudes 0,5 0,S 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

S/Total4 2,9 0,9 0,0 2,0 2,3 0,3 2,0

lIntrits Intercalairs y compris les commission 22,0 22,0 0,0 0,0 8,0 1,4 0,0 6,6et fuahls enpgamonts

Total GIn6ral 100,0 88,3 2,4 9,3 76,9 24,6 8,1 44,2*Op6ration maintenue, * financer en totalUt par le pret EXIlUJ

Projet annul6

EVOLUTION DES COUTS DES COMPOSANTESAU 30 JUIN 1997 en millions SUS

Estimation a 1'evaluation Cout reel Ecart VariationCOMPOSANTES Devises Dinars Total Devises Dinars Total Dinars Devises Total %

1- Assistance technique promotion explorationA- Etude de bassin 8echar (en rempl.S.E.Const.) 1,4 0,2 1,6 1,6 0 1,6 -0.2 0,2 0B- Etude de bassin Ahnet 2,1 0,1 2,2 3 0 3 -0, 1 0,9 0,8C-Etude de bassin Ililzi 2,6 0,2 2,8 3,4 0 3,4 -0,2 0,8 0,6D-Etude de Bassin nappes orientales (en remp.Chdlif) 1,9 0,2 2,1 0 0 0 -0,2 -1,9 -2,1E-Autres 6tudes de Bassins 7,8 0,4 8,2 0 0 0 -0,4 -7,8 -8,2F- Banque de donnees exploration et station de travail 8 0,2 8,2 16,5 0,9 17,4 0,7 8,5 9,2G- Equipements informatiques (CRD) 1,5 0 1,5 1,5 0 1,5 0 0 0H- Assistance technique experts 1,4 0,3 1,7 0 0 0 -0,3 -1,4 -1,7I- Negociation /Assistance technique I Expl.) 0,5 0,1 0,6 0,1 0 0,1 -0,1 -0,4 -0,5J- Cabines g6ologiques 10,3 -0 10,3 8,7 0 8,7 0 -1,6 -1,6S/Total 1 37,5 1,7 39,2 34,8 0,9 35,7 -0,8 -2,7 -3,5 -0,09

2- Assistance techniaue supervision forageA- Assistance technique CFP (pour m6molre) 7,7 0,4 8,1B- Equipement lnformatique 1,2 0 1,2 1,5 0 1,5 0 0,3 0,3C- Simulateur Forage 1 0 1 1,8 0 1,8 0 0,8 0,8Stotal 2 9,9 0,4 10,3 3,3 0 3,3 -0,4 -6,6 -7 -0,68

3- Production ID6veloppementA-injection deau Amassak (Surface) 7,9 2,8 10,7 10,5 7 17,5 4,2 2,6 6,8B- Injecton d'eau Amassak (Forage) 7,9 10,2 18,1 0 0 0 -10,2 -10,2 -18,1B-Injecton de gaz Meadar/Baguel (Surface) 56,2 30,7 86,9 51,6 10 61,6 -20,7 -4,6 -25,3B-Injection de gaz Mesdar/Baguel (Forage) 2,9 4 6,9 0 0 0 -4 -2,9 -6,9C-Rdcup6ration tertlaire Zeraltine 8,4 1,4 9,8 8,5 0 8,5 -1,4 0,1 -1,3D-Equipements informatiques PED 1,9 0 1,9 1,2 0 1,2 0 -0,7 -0,7F- R6cup6ration des gaz associ6s Gassi Touil 0 0 0 31,8 10,1 41,9 10,1 31,8 41.9S/Total 3 85,2 49,1 134,3 103,6 27,1 130,7 -22 18,4 -3,6 -0,03

4-Autre assistance technique et formationB-Modile d'optimisation 1,8 0,1 1,9 1 0 1 -0,1 -0,8 -0.9C-Equipements centres de formation ( CPEet ALGER) 1,2 4,8 6 2,6 8,7 11,3 3,9 1,4 5,3D-FormTation technique et management 2,2 0,3 2,5 0 0 -0,3 -2,2 -2,5E-Documentation 1 0 1 1 0 1 0 0 0F-Autres Etudes 2,4 0,3 2,7 0,5 0 0,5 -0,3 -1.9 -2,2SlTotal 4 8,6 535 14,1 5,1 8,7 13,8 3,2 -3,5 -0,3

05-int6rets Intercalaires et 29,6 12,7 42,3 30 0 30 -12,7 0,4 -12.3 -0,29(commissions . frais d'engagements) _ . __ _ _ _______Total G6n6ral 170,8 69,4 240,2 176,8 36,7 213,5 -32 7 3 _____ 6 -26,7 _-0,11

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Report No: 17252 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT ALGERIA ... · PDF fileIMPLEMENTATION COMPLETION REPORT ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT ... Middle East and North Africa Region