Algeria - First Petroleum Project

Document of The World Bank FOR OFFICIAL USE ONLY Report No: 17252 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (Loan 3395-AL) December 23, 1997 Infrastructure Development Group Middle East and North Africa Region This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.  CURRENCY EQUIVALENTS Currency Unit: Algerian Dinar (DA) End of Period Dinars/US Dollar 1990 12.19 1991 21.39 1992 21.84 1993 23.34 1994 35.06 1995 47.66 1996 54.68 1997 (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 lbs 1 meter (m) = 3.2808 feet (ft) I kilometer (km) = 1000 m = 0.6214 miles I cubic meter (CM) = 35.3147 cubic feet (cu ft) 1 barrel (bbl) = 42 US gallons = 1.59 liters I kilocalorie (kcal) = 3.9683 British thermal units (Btu) I British thermal unit (Btu) = 0.2520 kcal I thermie (th) = 1,000 kcal I 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 Forages ENAGEO: Entreprise Nationale Algerienne de Geophysique ENSP: Entreprise Nationale des Services aux Puits GTP: Entreprise Nationale de Grands Travaux Petroliers LNG: Liquefied Natural Gas LPG: Liquefied Petroleum Gas SONATRACH: 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-Belk Responsible Staff: Hartwin Nickel  TABLE OF CONTENTS FOR OFFICIAL USE ONLY Preface i Evaluation Summary ii PART I: IMPLEMENTATION ASSESSMENT A. Statement and Evaluation of Objectives 1 B. Achievement of Objectives 4 C. 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 13 2 Related Bank Loans 14 3 Project Timetable 15 4 Loan Disbursements: Cumulated Estimated and Actual 16 5 Key Indicators for Project Implementation 17 6 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-Memoire B. Borrower's Contribution and Comnments to the ICR Map: IBRD 22406 This document has a restricted distribution and may be used by recipients only in the performance of their official duties. Its contents may not otherwise be disclosed without World Bank authorization.   IMPLEMENTATION COMPLETION REPCRT DEMOCRATIC 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, and became effective on April 2, 1992. The original closing date of June 30, 1996 was extended once, and the loan closed on June 30, 1997. The undisbursed balance of US$ 11.4 million (plus US$ 0.7 million Special Account balance) will be canceled. The project is cofinanced by the Eximbank of Japan, Ln. Exim 02790 administered by the Bank, in the amount of US$ 76.8 million equivalent. This loan was approved by Jeximbank on 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 of October 31, 1998. As of December 9, 1997 US$ 29.6 million had been disbursed, and US$ 47.2 million 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 and Editor, 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 completion report provided by the Borrower. The report has been sent for comment to the borower, Sonatrach.   . IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) EVALUATION SUMMARY Introduction (i) The First Petroleum Project was part of the Bank's strategy to support Algeria's economic reform program. Given the sensitivity of the oil and gas sector in Algeria, the Government and the Bank had agreed on a gradual but incremental strategy for Bank involvement. This project was meant to be the first in a string of operations, to start a dialogue with a sector previously unknown to the Bank, in spite of its fundamental importance to the country's macroeconomic development. Project Objectives and Design (ii) As an initial phase of the medium-term sector assistance strategy (see below), the project had four main objectives: (a) help attract foreign investments in oil exploration and development, (b) help improve the efficiency of the Algerian petroleum services companies, and especially drilling operations, (c) optimize the production of Sonatrach's oil fields through enhanced oil recovery schemes, and (d) address environmental problems related to drilling and production activities. These were expected to lead to substantial and rapid foreign earnings/savings, and thus contribute to alleviating the country's severe balance of payments difficulties. Moreover, the Bank's involvement was to help Sonatrach mobilize external funds through cofinancing arrangements with the Eximbank of Japan, and more generally, to facilitate Sonatrach's efforts at reentering the international capital markets. (iii) The project included four main components: (a) assistance for the promotion of exploration acreage to foreign oil companies, including basin studies, the setting up of a modern exploration data base, promotional and contractual assistance, and the services of full-time foreign experts; (b) technical assistance and training in drilling supervision; (c) selected enhanced oil recovery subprojects and related studies; and (d) training and other technical assistance in the area of organization, financial systems, planning optimization, and environmental protection. Implementation (iv) Implementation of most components has progressed well, with the physical and financial objectives largely achieved, acquisition of needed equipment essentially  completed, and several studies carried out, except as described below. The groundwork was also laid for the medium-term institutional objective of restructuring the five Algerian 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/Rhourde El-Baguel and Amassak secondary oil recovery schemes, have been in operation since February and September 1995, respectively. The exploration data bank has also been completed, with all equipment and software operational. The drilling simulator acquired under 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 to prepare the Zarzaitine tertiary recovery feasibility study, and computer and laboratory equipment for Sonatrach's Research and Development Center. (vii) Studies. The ZarzaYtine feasibility study on tertiary recovery, the studies on the restructuring of each of the five petroleum services companies, and the environmental study 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 them may be carried out under the still available Jeximbank funds, and the others by foreign oil companies under their exploration joint ventures with Sonatrach . (ix) Achievement offinancial objectives. Sonatrach has complied with the financial covenants, i.e. debt service coverage and debt:equity ratio. On the other hand, audits of Sonatrach'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 major overhaul of Sonatrach's accounting systems. (x) Achievement of institutional objectives. The institutional emphasis of this first hydrocarbons project was on helping Sonatrach improve its efficiency in various domains and on laying the groundwork for restructuring the five Algerian petroleum services enterprises. Regarding Sonatrach, the project has helped to improve exploration strategy, including international exploration promotion, procurement, and financial planning at the corporate level. For the five petroleum services enterprises restructuring studies have been carried out. Based on these studies, restructuring plans have been prepared by the enterprises 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 loan effectiveness delay, several shifts regarding project components, some difficulties in supervising the smaller components, and the differences between the Bank's procurement  iv procedures and those of the oil industry which to a large extend rely on the short-list approach or direct contracting. On the other hand, the turnkey approach for the surface installations at Mesdar and Amassak was instrumental in the timely completion of these contracts. 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 produce incremental oil volumes over the next twenty-five years or so. The exploration data bank should make Sonatrach's exploration promotion efforts to the private oil industry more efficient over many years to come and enhance private sector involvement in Algeria's hydrocarbons sector. Benefits from the petroleum services restructuring studies will depend on GOAs decisions on the strategic plans prepared by the five concerned enterprises. (xiii) Further efforts are needed to improve the oil and gas sector, including its legal framework, the corporate structure of Sonatrach, Sonatrach's financial and information systems, and Algeria's natural gas strategy. Such efforts might be slow in the future, in the absence of a follow-up operation. The Bank had started to prepare a second loan for petroleum 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 the Bank have given priority to the Bank's involvement in other sectors. The Bank's further approach will be clarified in the upcoming energy sector and Country Assistance Strategy papers. Bank and Borrower Performance (xiv) The Bank. Preparation needed nearly three years, as this was the first operation with Sonatrach. Several missions were needed to develop mutual understanding and to develop acceptable loan conditionality. Bank performance was highly satisfactory; the necessary specialized expertise was available; Bank staff, GOA and Sonatrach collaborated fully to review and update the hydrocarbons sector strategy and define the various project components. At the supervision stage, Bank performance was satisfactory, with regular supervision missions over the life of the project. Bank staff assisted Sonatrach in its efforts to implement the project and reach its objectives and also helped prepare the reallocation of unused funds from the Jeximbank loan. However, the Bank's supervision would have been more efficient under more normal security conditions in the country. Also, less stringent budget allocations would have permitted more 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 during the late phase of preparation of this first project, Sonatrach presented proposals for a follow-up operation in the area of secondary recovery. Project implementation logistics were well organized and up to the technical complexity of the project. The enterprise had  v all the technical, organizational and financial capabilities necessary to achieve the project objectives. It also has respected the financial covenants. On the other hand, progress regarding the implementation of the basin studies has been very slow. Also, full-scale annual audits as an instrument of financial management may not have had the needed support at the top. Overall, the borrower's performance has been satisfactory, and for any second 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's leverage to achieve sector reforms and restructuring has remained limited. The financing package put together was sizable, but has been modest in relation to Sonatrach's large investment program. To enhance its credibility and leverage in a large hydrocarbons sector, the Bank needs to have a medium-term commitment to cooperation, and a string of substantial operations over several years. (b) Procurement and implementation: The efficiency of early procurement arrangements and turnkey contracts was demonstrated by the speedy implementation of the main components, i.e. the secondary oil recovery schemes at Mesdar and Amassak The civil works carried out by local contractors were included in the turnkey contracts and coordinated by the foreign contractor who had the overall responsibility. - On the other hand, the project included a considerable number of small components in various domains, which made implementation and supervision cumbersome.  IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) 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 financial system, promotion of the private sector, improved mobilization and allocation of resources via pricing reforms. The Bank's strategy had focused on supporting the country's economic reform program and the government's drive towards improved resource allocation and productivity. It had supported this reform program in key sectors and public enterprises. Bank involvement in the petroleum sector intended to be consonant with this strategy in view of the sector's predominant role in the economy as revenue generator and catalyst for industrial development. 2. Confronted with a steady decline in the country's petroleum resource base and a drop in foreign exchange earnings and fiscal revenues resulting from falling oil prices, the Government shifted, in the late 1980s, its petroleum strategy towards (i) reinforcing the role of the private sector through the adoption in 1986 of a new, more attractive petroleum law for petroleum exploration/development by international oil companies and through the progressive opening up of the service sector to local and foreign private contractors; (ii) improving the efficiency of the sector's public enterprises (including Sonatrach) by giving them more managerial and financial autonomy while exposing them gradually to foreign competition; and (iii) maximizing gas exports by adopting a more flexible marketing/pricing strategy in order to regain lost market shares and fully utilize existing production and liquefaction facilities. 3. Although the overall direction of Algeria's policy in the energy sector, and more specifically the petroleum subsector, was appropriate, there were a number of issues: the needs to enhance the efficiency of petroleum exploration and production, to integrate natural 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 the hydrocarbons sector and the energy sector of Algeria in general, as part of the country  2 assistance strategy, in view of the sector's predominant role in the economy as revenue generator and catalyst for industrial development. Given the complexity and sensitivity of the petroleum sector in Algeria, the Government and the Bank had agreed on a gradual but incremental strategy for Bank involvement. The project was meant to be the first in a string of operations in the oil and gas sector, to gain familiarity and start a dialogue with a sector previously rather unknown to the Bank, in spite of its fundamental importance to the country's macroeconomic development. It was therefore designed to address a selected number of key issues (see below), while contributing to a modest extent to the mobilization of Sonatrach's financing requirements. It was also meant as a base for preparing follow-up operations which would extend and deepen the dialogue with the Government and sector. 5. There were a number of policy issues in the hydrocarbons sector: first, the need to enhance the efficiency of petroleum exploration and production through (i) improvements in acreage promotion and the legal/contractual framework for investment by foreign oil companies; (ii) restructuring of state-owned petroleum sector enterprises; and (iii) development of the local private sector, starting with the petroleum services subsector; second, the development of natural gas exports as part of an integrated gas development and utilization strategy, based on an analysis of the economic value of gas for different possible uses; and third, energy demand management and conservation, and to achieve this objective, bringing domestic energy prices up to international levels. 6. The Bank's medium-term strategy in the sector has aimed at (i) addressing the key sector issues outlined above; (ii) mobilizing financing for the sizable foreign currency requirements of the sector, through direct funding and co-financing arrangements; and (iii) providing catalytic support for increased involvement by the international petroleum industry in developing Algeria's substantial hydrocarbon potential. 7. The project's immediate objectives were to: (i) help the Government and Sonatrach in their efforts to attract investments in exploration and development by foreign oil companies; (ii) help improve the efficiency of the petroleum services subsector, and particularly of drilling operations; (iii) help Sonatrach optimize the production of its oil and gas fields through enhanced oil recovery schemes; (iv) address environmental problems related to drilling and production activities; and (v) help Sonatrach mobilize incremental funds through co-financing arrangements with Eximbank of Japan.  3 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 and integrate all geological, geochemical, geophysical and well data in each area, with a view to determining its petroleum potential and identifying new exploration leads which could prove attractive to oil companies; (ii) development and setting up of a modem, computerized exploration database to assist foreign oil companies and Sonatrach in preparing exploration plans; (iii) technical assistance to Sonatrach's Exploration Division in the form of geophysical and geological computerized workstations as well 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.), and in contract negotiations with oil companies. (b) Technical assistance and training in drilling supervision, aimed at strengthening Sonatrach's drilling supervisory capabilities, which had been weak since drilling operations were spun off (to form ENTP) in 1982. This included: (i) extensive TA and on-the-job training to be provided by a foreign oil company over a three-year period to train about 40 drilling supervisors; and (ii) acquisition of a drilling simulator and related assistance (including upgrading 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 cases including the drilling of injection wells as well as the acquisition of surface facilities (compressors, generators, pipes, etc.) (ii) detailed feasibility studies and engineering/supervision of a tertiary pilot project through the injection of CO2 in the ZarzaYtine field; and (iii) strengthening of Sonatrach's Production Division's data processing facilities. (d) Other training and technical assistance, consisting of: (i) studies, technical assistance, and training related to implementation of Sonatrach's Environmental Action Plan;  4 (ii) development of a computerized long-term hydrocarbons development optimization model; (iii) the strengthening of Sonatrach's Management and Finance Training Centers in Arzew and Algiers as well as technical and managerial training in exploration, production, drilling and administration/finance; (iv) consultant studies and services related to the implementation of Sonatrach'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 time when the national economy was about to undergo profound structural changes. Objectives were imbedded in GOA's and Sonatrach's strategy for the hydrocarbons sector, and in the Banks CAS. They may appear to be of limited scope; however, this project was to open the door for the Bank to the Algerian oil and gas sector, after a difficult dialogue over several years. As already stated, assistance by the Bank to major policy improvements and sector restructuring was to be provided over a string of several operations in the sector. In that sense, the project objectives and conditionality appear to be appropriate, and reflect what was acceptable for both parties at the time for an initial operation. B. Achievement of Objectives 10. Achievement of Physical Obiectives: Overall project implementation has progressed well. The majority of physical objectives has been achieved and mostly within the implementation timetable. The two main components, Mesdar/Rhourde El-Baguel and Amassak secondary oil recovery installations have been completed and have been in operation since February and September 1995 respectively. The exploration data bank has also been completed. 11. Mesdar/Rhourde El-Baguel Secondary Recovery (Gas Injection): This component was the core of the project, with a cost of US$ 61.6 million for surface installations for which the Bank has financed a foreign exchange cost of US$ 51.6 million. Construction of the surface installations was finished in November 1994. Start up took place in June 1995. The wells (the equipment for which was initially to be financed by the Jeximbank loan) were carried out as part of Sonatrach's overall drilling program by the Algerian oil services companies in order to meet the start up date of the surface installations. Gas injection and crude oil production during the first 2 1/2 years were as follows:  5 Year Gas Injection Crude Oil Production (000 (million ni3) metric tons) 1995 72.5 432 1996 263.0 478 1997 (six months) 152.6 284 12. These orders of magnitude are in line with the appraisal projections. Gradual but sizable increases of both gas injection and oil production are expected from about the fourth year of operation onwards. The reservoir should produce 20.2 million tons over 25 years 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 component with 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. Water injection reached 1.3. million m3 by the end of July 1997, instead of the planned 2.7 million m3, due to technical start-up problems with the pumps. Incremental crude oil production 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$ 16.5 million for international exploration promotion has been implemented. All hardware has been delivered and commissioned, and all software systems have been installed and are operational. 15. Drilling Simulator: The simulator has been purchased for US$ 1.8 million) and has been in service since March 1993. The required technical assistance and maintenance is being financed from other sources. 16. Computer Capacity and Information Systems Equipment: US$ 5.3 million have been invested under the project in computer equipment other than the exploration data bank, including for Sonatrach's drilling department, its Research and Development Center, and equipment specifically for the Zarzaitine feasibility study. 17. Completed Studies: (see table 6) The study on tertiary recovery at Zarzaitine was completed at a cost of US$ 0.48 million. This study explored the feasibility of enhancing oil recovery and gas liquids extraction in the Zarzaitine field through the injection of CO2. Because of the risks involved, Sonatrach intends to implement the pilot component based on the study (cost US$ 8.0 million) under a production sharing agreement with a foreign partner.  6 18. The studies on restructuring of the five petroleum service enterprises have been completed under the responsibility of the Government's hydrocarbons and mines holding and are the basis for restructuring strategies still to be approved by GOA. Also, an environmental study on groundwater protection in oil producing areas has been completed and is being used by Sonatrach to device an environmental action plan for these areas. 19. Components not yet completed: Originally, four basin studies (Ahnet- Timmimoun, Illizi, Sud-Est Constantinois/Chot Melrhir, Chelif/Telagh) as well as two other optional basin studies (for Bechar and Atlas Saharien Central) were part of the First Petroleum 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 been selected, 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 other studies have been launched or will be launched by foreign enterprises under their exploration joint ventures with Sonatrach. 20. While the training equipment for Sonatrach's training center at Arzew has been purchased, procurement for the equipment for the Algiers and Benali-Cherif centers has not yet been completed. 21. Training programs abroad for Sonatrach's management and professional staff initially 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 want to use the Bank's procedures for selection of the providers. Also, the Bank had recommended that the training programs should be more petroleum industry-specific than those already selected by Sonatrach. 22. Achievement of Financial Objectives: Sonatrach had agreed to annually review with the Bank its past financial performance as well as its medium-term investment program and future finances so that the Bank would get an opportunity to contribute to the design of the sector's investment priorities and overall strategy. Such reviews were normally carried out as part of supervision missions. Also, Bank staff assisted Sonatrach to develop a model for financial projections facilitating these reviews. 23. Financial covenants (spelled out in side letter no. 2) stipulated debt service coverage for 1991 of 1.3 and for the following years of 1.5; and debt:equity ratio was less than 75:25 for the years 1991 and 1992, 70:30 for the year 1993, and 66:34 for the years thereafter. Sonatrach was able to comply with these covenants throughout the project implementation period, as international oil prices continued to recover from the 1986 low, and it is anticipated that it will do so in the remaining time. Furthermore, the fiscal regime applied by the Government to Sonatrach (royalties and corporate income tax) remained stable. It should also be mentioned that Sonatrach's self-financing ratios for 1994 and 1995 were 47% and 65% respectively. Forecasted figures of Sonatrach's self-financing ratios continue to range between 45% and 65%.  7 24. Audits: Sonatrach had the project accounts, statements of expenditures and the Special Account audited in line with the Loan Agreement, and received clean auditors' opinions on these. Regarding Sonatrach's annual financial statements, the Loan Agreement stipulates audits by independent auditors acceptable to the Bank. Even though Sonatrach had the intention to phase in audits by international audit firms over time after a period of two or three years (as stated in the SAR), such audits did not take place. Sonatrach had its financial statements, accounting systems and procedures audited by GIREC, a grouping of three Algerian firms formed specifically to conduct the Sonatrach audits. GIREC carried out partial audits of Sonatrach's accounts; even these audits resulted in adverse opinions on Sonatrach's financial statements. This has led to some efforts on the side of Sonatrach to remedy the important shortcomings in its accounting systems. Major efforts to overhaul Sonatrach's accounting and information systems will have to continue for several years before Sonatrach's financial statements will receive clean auditors' opinions. This will be important for Sonatrach's intention to regain access to the international capital markets. 25. Achievement of Institutional Objectives: Long-term institutional objectives for the sector have included improvements in the hydrocarbons legal framework in order to further broaden the participation of foreign oil companies in the sector, to improve Sonatrach's structure and organization, and to restructure the Algerian petroleum services enterprises. Under this first project in the hydrocarbons sector, the institutional emphasis was on helping Sonatrach improve its efficiency in various domains, and on the preparation of the restructuring of the five Algerian petroleum services enterprises 26. Regarding Sonatrach, the project has helped during both the preparation and implementation phase to improve among others Sonatrach's exploration strategy, including international exploration promotion, procurement procedures (e.g., the open bidding turn-key approach used for the Mesdar and Amassak schemes has been used subsequently for various other Sonatrach projects), and its financial and investment planning by helping to develop its first long-range financial model at the corporate level. - The five petroleum services enterprises ENAGO, ENTP, ENGTP, ENEFOR, and ENSP carry out drilling programs, well services, and civil works in the oil fields. Their major client is Sonatrach, and some foreign oil companies now active in Algeria represent a smaller part of their clientele. A study on each of these petroleum service enterprises has been carried out, including a diagnostic part, institutional and legal aspects, and recommendations. Based on the conclusions of these studies, each enterprise has prepared restructuring plans which are now being examined by the Algerian government. The medium term objective is to enhance the efficiency of these enterprises through joint ventures 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  8 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 changes of the project content: financing of the drilling and equipment of wells for Mesdar and Amassak was taken over by Sonatrach, and some of the basin studies are to be carried out under 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 Bank loan, US$ 88.57 million of US$ 100.00 million had been disbursed, leaving a balance of US$ 11.43 million undisbursed Bank loans. The Jeximbank loan has been slow to disburse: as of December 9, 1997, US$ 47 million remained available which Sonatrach still 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 has contributed US$ 27.5 million to finance local cost. Project Economic Performance 29. The economic performance of the two main components, i.e. secondary recovery at Mesdar and Amassak has been reevaluated on the basis of about two years of operation out of about 25 years overall life-time of the secondary recoveries, i.e. at a very early stage of operation. 30. Revenue streams consist of the incremental petroleum volumes to be produced due to the gas injection in the case of the Mesdar reservoir (and of water in the case of Amassak) valued at the FOB price minus domestic transport cost (transport costs were assumed as US$ 0.4 and US$ 0.25 for Mesdar and Amassak respectively). The long-term price of petroleum has been estimated at US$ 18.50/bbl in real terms, which for Saharan Blend (440 API) is a conservative assumption. Benefits of the Mesdar project include also revenues from the injected gas, to be produced after the end of the oil secondary recovery 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 and equipment) and surface installations for the injection scheme. They also include the economic 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 of Algeria's gas export capacity since the early nineties and the absence of a recent gas utilization study, the economic value of gas has been assumed to be about US$ 2.00 per million Btu in real terms, which is a conservative (i.e., high) assumption and the order of size of the export prices for Algerian gas.  9 32. On this basis, the reevaluated economic rate of return for the Mesdar assisted recovery is 76%, and the one for Amassak is 57%, which compares to the appraisal estimates 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 on July 30, 1991, but did not become effective until April 2, 1992. Also, the effectiveness of the (parallel) Jeximbank cofinancing came about one year late, which had an impact on implementation of some components, mostly the injection wells for Mesdar and Amassak which in the meantime were drilled by the Algerian oil services companies as part of Sonatrach's overall drilling program and paid for by Sonatrach. 34. This made reallocations of loan funds necessary: an additional major secondary recovery scheme at Gassi Touil of about US$ 30 million was approved by Jeximbank following a Sonatrach request supported by the Bank, but was later withdrawn by Sonatrach as it turned out that the project needed additional engineering studies. The presently remaining funds from the Jeximbank loan will most likely by used for well equipment to be used in the southern Sahara development program. 35. Some components were delayed or not implemented under the project because of the differences between the Bank's procurement procedures and those of the oil industry which to a large extend rely on short-lists or direct contracting, e.g. training programs contracted directly by Sonatrach, or the invitations and proposals for basin studies which went through very lengthy TOR preparation and evaluation processes. The studies have not yet been implemented. Also, the project included a considerable number of small components in various domains, such as computer equipment for different Sonatrach departments, documentation, training equipment, etc., which made procurement and follow-up cumbersome. On the other hand, the turnkey approach for the surface installations at Mesdar and Amassak was instrumental in the timely completion of these contracts. The turnkey contracts covered also the civil works executed by Algerian subcontractors under the coordination of the main contractor. 36. Supervision extent was affected to some degree by the security situation in the country. Supervision was carried out regularly in spite of the civil disturbances, but some missions had to meet Algerian officials outside of the country, and others went to Algiers but had to limit time and scope of the missions to the most essential matters.  10 D. Bank Performance 37. The preparation/appraisal/negotiations phase was carried out over nearly three years, from August 1988 to May 1991. Not only did the project include technically complex secondary recovery schemes which needed thorough preparation, but as this was the first operation with Sonatrach time and several missions were needed to develop mutual understanding for the respective positions. In particular, it needed major communication efforts all the way into and during negotiations to explain the Bank's policies regarding loan conditionality and to fornulate covenants acceptable to Sonatrach. 38. Bank performance was highly satisfactory. Over this extended time it was able to make the necessary specialized expertise available in petroleum and reservoir engineering, geology, petroleum legal framework, training. Bank staff, the Government, and Sonatrach collaborated fully to review and update the hydrocarbons sector strategy and define the various project components. 39. At the supervision stage, Bank performance was satisfactory, with regular missions during the life of the project. Bank staff advised and assisted Sonatrach in its efforts to implement the project and reach its objectives. The one-year closing date extension helped achieve project implementation and objectives. The Bank also helped Sonatrach to prepare the reallocation of unused Jeximbank funds. It also assisted Sonatrach in developing its financial and investment planning tools. However, the Bank's supervision would have been more efficient under normal security conditions in the country. Also, more generous than the stringent average budget allocations would have 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 increased over time, in line with its growing familiarity with Bank policies and procedures. Already during the late phase of preparation of this first project, Sonatrach presented proposals for a follow-up operation in the area of secondary recovery. Collaboration had been very close, with several visits of Sonatrach executives to the Bank, in addition to the Bank's missions to Algeria. 41. Sonatrach's project implementation logistics were well organized and up to the technical complexity of the project. The Bank's overall counterpart was Direction des Etudes et Statistiques. For implementation of individual components, direct relations existed with Sonatrach's various Vice-presidencies (Divisions).The enterprise had all the technical, organizational and financial capabilities necessary to achieve the project objectives. It also has respected the financial covenants.  11 42. Among the matters that might have been more forthcoming were the implementation of the basin studies, still pending. Also, the use of full-scale annual audits as an instrument to improve financial management, although welcomed at the working 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 operation the 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 components implemented and performing as anticipated. The enhanced oil recovery schemes at Mesdar and Amassak are operating, and the re-estimated rates of return are in the same high orders of size as the ones estimated at appraisal. The project has helped to improve Sonatrach's efforts to promote oil exploration and development in joint ventures with foreign companies. On the other hand, the various basin studies have not yet been implemented, and the restructuring of the petroleum services companies on the basis of the 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 and Amassak will produce incremental oil volumes over some twenty-five years. The exploration data bank should make Sonatrach's exploration promotion efforts to the private oil industry more efficient over many years to come and enhance private sector involvement in Algeria's hydrocarbons sector. Equipment for Sonatrach's schools will assist its training programs for years to come. - Benefits from the petroleum services restructuring studies will depend on the Government's pending decisions on the strategic plans prepared by the five petroleum services enterprises. G. Future Project Operation 45. The enhanced oil recovery schemes at Mesdar and Amassak will be operated by Sonatrach as originally planned; present injection and recovery estimates are in line with the appraisal estimates. The various computer systems including the exploration data bank are being operated by Sonatrach, enhancing its exploration promotion, technical operations, financial planning; no problems are anticipated. 46. Further efforts are needed to improve the oil and gas legal framework, to restructure Sonatrach into a holding and several legally separate affiliates (as already intended 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  12 natural gas strategy based on a gas utilization study. Such efforts might be slow in the future, in the absence of a follow-up operation with the Bank. Following a project proposal from Sonatrach including several secondary recovery schemes and overhaul of outdated installations in older oil fields, the Bank had started to prepare a second loan to Sonatrach in 1994/1995. The loan has been postponed though, as for the time being the Government and the Bank have given priority to the Bank's assistance addressing urgent issues in other sectors, including social needs. The Bank's further approach to the hydrocarbons sector will be clarified in the upcoming energy sector note and Country Assistance 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's leverage to assist in hydorcarbons sector reforms and restructuring has remained limited. The financing package put together was sizable, but has been modest in relation to Sonatrach's large investment program. In order to help implement sector reforms in large oil & gas sectors the Bank needs to enhance its credibility and leverage through its commitment and a string of substantial operations over the medium term. (b) Procurement and implementation: The efficiency of early procurement arrangements and turnkey contracts was demonstrated by the speedy implementation of the main components, i.e. the secondary oil recovery schemes at Mesdar and Amassak The civil works carried out by local contractors were included in the turnkey contracts and coordinated by the foreign contractor who had the overall responsibility. - On the other hand, the Bank's procurement procedures were not always well adapted to the needs of Sonatrach, as in the petroleum industry short-list approaches even for large contracts, and direct contracting being used, because high quality, reliability and time is often considered more essential than least cost. Regarding implementation, the project included a considerable number of small components in various domains, which made contracting and supervision cumbersome.  13 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) PART II: STATISTICAL TABLES Table 1: Summary Assessments A. Achievement of Objectives Substantial Partial Negligible Not Applicable Macroeconomic X Sector policies X Financial objectives X Institutional development X Physical objectives X Poverty reduction X Gender concerns x Other social objectives X Environmental objectives X Public sector management X Private sector development X Other (indicate) Likely Unlikely Uncertain B. Project X Sustainability C. Bank Performance Highly Satisfactory Satisfactory Deficient Identification X Preparation X Appraisal X __ _ Supervision X D. Borrower Highly Satisfactory Satisfactory Performance Preparation X Implementation X Compliance with X covenants Operation (if X applicable) Highly Satisfactory Satisfactory Unsatisfactory E. Assessment of x Outcome  14 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 2: Other Bank Loans/Credits Loan/Credit Objectives Date of Status Approval Preceding Operations None Subsequent Operations A follow-up operation is in the 2001 lending program.  15 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 3: Project Timetable Stage of Project Cycle Planned Date Actual Date/Estimate Identification Aug 1988 Aug 1988 Preparation 1988-1989 Nov 1988-July 1989 Appraisal Jan-Feb 1990 June 1990 Negotiation March 1991 April-May 1991 Board presentation 1991 July 30, 1991 Signing 1991 Aug 2, 1991 Effectiveness Sept 1991 April 2, 1992 Loan closing June 30, 1996 June 30, 1997  16 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 4: Loan Disbursements: Cumulative Estimated and Actual (US$ million) Fiscal Year 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Appraisal Estimate-annual 20.00 35.00 35.00 5.00 5.00 0.00 0.00 Appraisal Estimate- 20.00 55.00 90.00 95.00 100.00 100.00 100.00 cumulative Actual annual 7.68 51.88 12.78 5.51 10.21 4.66 -4.20 Actual cumulative 7.68 59.56 72.34 77.85 88.06 92.72 88.52 Actual 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$ 4.2 million in FY97 represent the return of the unutilized balance of the Special Account.  17 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) 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 to Exploration Promotion - Basin studies 1/95 not completed - Exploration data bank 2/94 3/96 - Other exploration T.A. 4/95 ongoing 2. Technical Assistance to 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 completed b. Others 3/93 not yet completed - Other training 4/95 ongoing - Other studies & documentation 4/94 ongoing  18 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 6: Key Indicators for Project Operation The key indicators for the operation of the main project components, i.e. the secondary recovery 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 the economic evaluation; tables 9A and 9B.  19 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 7: Studies Included in the Project Study Purpose Status (12/97) Impact Basin 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 partnership USS 1.6 mill.) area, to analyze the petroleum potential and identify new exploration leads. (b) Ahnet (original appraisal USS project has been cancelled under this 2.2 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 completed under Jeximbank loan* (d) Chelif/Thelag (original study no longer part of this project; none appraisal US$ 2.1 mill.) to be executed with foreign _ =__________________________ ____________________________ partnership (e) Bechar (original appraisal US$ replaced Constantine study 1.6 mill.) (US$ 1.6 million) none yet Bechar to be completed under Jeximbank loan* (f) other studies (original appraisal US$ Canceled. none 8.2 mill.) l l Detailed feasibility studies for a Enhance oil recovery and gas Study completed (USS 0.48 million) none yet tertiary recovery pilot project in liquids extraction in the Zarzaitine Zarzaitine tertiary recovery project the Zarzaitine field (original field through the injection of CO, (USS 8.0 million) to be executed appraisal USS 9.8 mill.) under production sharing arrangement with foreign partner Data collection and assessment of Provide information needed for Completed. Execution of project's impact on groundwater, implementation of Sonatrach's Environmental Action and study of altemative Environmental Action Plan. Plan underway technologies and comparative costs for remedial action. Studies to identify need for Assist in implementing Completed by Sonatrach with Improved management external assistance to Sonatrach in Sonatrach's new organization. extemal assistance for financial techniques and human resource management, aspects with Sonatrach's own funds. strategic planning financial and managerial systems capabilities; Bank and affiliate holding relations. awaiting borrower's _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ rep o rt In-depth study of the petroleum Lay the groundwork for Completed. (USS 0.53 million) Restructuring services subsector restructuring of the subsector, strategies to be including possible spinning off of approved by GOA some Sonatrach services to contractors * Completion of the basin studies Illizi and Bechar under Jeximbank loan for a total of US$ 5.0 million.  20 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 8A: Project Costs (in millions of US$) APPRAISAL ACTUAL Foreign 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 -1.6 Sub-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 0.8 Sub 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 sharing agreement 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 the Jeximbank loan. 6 Instead of the execution of the optimization model, technical software (US$ 0.35 million) was purchased. 7Completed with other financing.  21 APPRAISAL ACTUAL Foreign 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 0 Sub 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.  22 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 8B: Project Financing (in millions of US$) ADDraisal I Actual Sources of Financing Local Foreign I Total Local Foreign Total Sonatrach 27.50 0.00 27.50 27.00 0.00 27.00 Domestic Loans 28.20 0.00 28.20 0.00 0.00 0.00 IBRD 0.00 100.00 100.00 0.00 88.6 88.6 Japan Eximbank 13.40 63.40 76.80 0.00 76.809 76.80 French Government 0.00 7.70 7.70 0.00 7.70 7.70 Total ~69.10 171.10 240.20 27.00 173.1 200.-10f Note that about US$ 47.0 million of the Jeximbank loan (here included) as of mid December 1997 have not yet been disbursed but are expected to be disbursed by the closing date of Oct. 31, 1998, mostly for well equipment and 2 basin studies (see table 8A).  IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR RE, PUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) 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 4.899 Well-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 Costs Gas injectcd (mill. M') 72.5 263 305.2 287.5 287.5 287.5 417.9 417.9 465 512.8 512.8 557.7 589.3 643.1 643.1 669.4 669.4 728.4 728.4 757.4 757.4 779.5 779.5 642.3 642.3 Gas 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 85.33 Surface Expenses (m S) 61.6 Drilling Expenses (nnS) 6.9 Cost 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 0.057 Cost 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 4.83S CostofInject.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 36.39 Otheroperatingcost(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 6.213 Total (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%  IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) 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 1.17 Price (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 17.5 Drilling Cost 18.1 Total 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 1.28 Water 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 0.16 Other 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 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) 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 study AL (A) stipulated by the action plan on groundwater protection, esp. in Hassi Messaoud and Hassi R'Mel, with recommendations for action and investment programs. 3.02 6 C 12/12/94 Progress review re: Environmental Study completed; proposed (B) Action Plan components to be included in possible second hydrocarbons project. 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 plan reviewed. 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 projections reviewed. 5/22/97 Updated financial projections reviewed. 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 1994 5.02 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 fluctuation 5.02 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, then 5.02 carry out such measures SL No. 3 9 C C Promptly carry out study to improve Study carried out. re: Sec. organization, performance and 3.04 productivity of petroleum service subsector *Date of Form 590 in which compliance first noted. Covenant Class: 1. Account/audit 2. Financial performance 3. Management aspects of the project 4. Special conditions relating to the implementation of strategies, criteria, and procedures 5. General and institutional conditions 6. Environmental covenants 7. Flow and utilization of project funds 8. Monitoring, reviewing and reporting 9. Sector organization Status: C = Complied with, CD = Compliance after delay, CP = Complied with partially, NC = Not complied with  27 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 11: Bank Resources -- Staff Inputs Stage of Project Cycle Planned Actual Planned Actual (staff weeks) (staff weeks) (USSOOG) (US$000) Preparation 83.8 219.6 Appraisal 30.2 79.7 Negotiation through Board Approval 33.5 102.0 Supervision ______________ 114.3 397.6 Completion/Closing 8.0 8.0 29.0 29.0* TOTAL l 269.8 824.5 *$ 15,500 spent to end-Nov. 1997.  28 IMPLEMENTATION COMPLETION REPORT DEMOCRATIC AND POPULAR REPUBLIC OF ALGERIA FIRST PETROLEUM PROJECT (LOAN 3395-AL) Table 12: Bank Resources -- Missions Performance Rating Stage of Month/ No. of Staff- Specialized Staff Implementation Type of Problem Project Year Persons Weeks Skills Represented Development Cycle 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. Specialist Petrol. Engineer Prepar. Jan-Feb 1 1.2 Petrol. Engineer n.a. n.a. Prepare project; meet with 1989 Sonatrach technical staff. Prepar. July 1989 5 6.5 Financial Analyst n.a. n.a. Prepare project; meet Legal Analyst with officials from Petrol. Engineer (2) Sonatrach and Ministry of Energy Economist Energy. Pre-appraisal Nov. 1989 5 Financial Analyst n.a. n.a. Pre-appraise project; Egy Economist redefine components, Petr. Engineer discuss conditionality Petr. Geologist Consultant Appraisal Jan./Feb. 5 Financial Analyst n.a. n.a. Appraise project; agree 1990 Egy Economist on components, review Consultants (2) intended conditionality Educ. Specialist Post- June 1990 3 3 Financial Analyst n.a. n.a. Follow up on preparation appraisal Petrol. Engineer of key components; reach Legal Analyst prelim. agreements on loan conditionality in preparation for negotiations.  APPENDIX A AIDE MEMOIRE OF THE ICR MISSION  pRMIR,PROJET PETROLrER (PRET NO. 3395-ALG) MISSION D'ACHEVEMENT DU 13 AU 26 JUIN 1997 AIDE-ME MOTRE A. Introduction 1. Une mission de la Banque mondiale composee de Messieurs. Ren6 Mendon.a et Ahmed El-Hamri a eu des reunions avec les representants de la Sonatach du 13 au 26 juin 1997 a la residence El-Mithak - Alger pour preparer le rapport d'achevement du premier projet petrolier dans le cadre de la cloture du pret de la Banque pr6vue pour fin juin 1997. En ce concerme le cofinancement (credit parallele) assure par l'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 Sonatrach pour leur chaleureux accueil et leur collaboration efficace. Le present aide-mesnoire resume les principaux sujets discutes et les accords conclus lors de cette mission que la Banque confirmera par lettre officielle une fois la mission rentree a Washington. La lste de personnes rencontrees est presentee en Annexe 1. 3. La mission a confld aux representants de la Sonatrach que, dans le cadre des directives et accords des prets de la Banque mondiale, les "agences" beneficiant des emprunts ont la responsabilite de preparer, apres une cl6ture du pret, un rapport d'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 etre prepare par la Sonatrach et soumis A la Banque dans un delai maximum de six mois apres la cloture du pret, c'est-a-dire le 31 decembre 1997. La mission a recommande a la Sonatrach de saisir cette oppormnite pour faire une evaluation retrospective du projet qui vient de s'achever et pour presenter son appreciation en termes d'impact du projet sur la performance des activites de la Sonatrach et de preciser dans quelle mesure le projet a atteint 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 a la Sonatrach. Le rapport final prepare par la Banque sera transmis aux membres du Conseil d'Administration de la Banque auauel seront annexes sans modification le rapport 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 le transmettre a la Banque vers la mi-aout 1997. Ce rapport devrait contenir une partie analytique d'environ 10 pages ainsi que des annexes detaillIes se rapportant aux objectifs realises.  2 5. La mission a suggari & la Sonatrach que le rapport d'achevement ci-dessus mentionne fasse, en plus de I'analyse retrospective du projet, le point sur les realisations physiques, sur les problemes rencontr6s dans la passation des march6s et sur les decaissements du pret par rapport aux objectifs envisageis initialement tels que presentes en Annexe 2. A cet effet, la Banque a remis a la Sonatrach un prototype de rapport d'achevement fait par d'autres emprunteurs. Il a ete convenu que la Sonatrach ilabore un seul rapport diachevement concernant la Banque et Exim Bank du Japon en precisant qu'il s'agit d'une dvaluation jusqu'au 30 JuinD 1997 pour le pret Banque et d'tm rapport diexecution 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 oeuvre d'un programme d'etudes de bassins, d'assistance technique et de developpement d'une Banque de donnees exploration. Ce programme vise a renforcer les capacites propres de la Sonatrach et permertre de developper le partenariat etranger dans l'exploration; - renforcer I'aptitude de la Sonatrach aL maximiser la production des champs p6troliers par la realisation d'etude et de projets de recuperation secondaire et tertiaire a travers des composantes de recupration assistee a Mesdar, Amassak et Zarzaitine; - ameliorer les capacites de la Sonatrach en matiere de supervision de forage par la formation et I'acquisition d'un simulation forage, - developper les capacites des services fonctionnels de la Sonatrach par I'assistance technique notamment dans le domaine de planification (modelisation), de l acquisition d'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 des hydrocarbures par la mise en place d'un plan de protection de l'environnement comportant la rdalisation d'operations de traitement des eaux de rejets industriels des charnps de Hassi Messaoud et El Gassi.  3 Ce projet est finance par des credits de la Banque et cofinance par l'Exim Bank du Japon pour 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 du premier projet petrolier est juge satisfaisant. Les consommations de credits i fin lun 1997 ont atteint 90,2 millions $US pour les deux prets, soit un taux de realisation global de 51% du montant total du financement acquis (ce taux est de 66,5% pour le pret de la Banque et de 32% pour le pret Exim Bank du Japon). Seules trois composantes financ6es essentiellement par le pret Exim Bank du Japon ont accuse quelques retards, il s'agit des etudes de bassin et des projets de recuperation de Zarzaitine et de Gassi Touil. Le financement prdvu pour le projet de recupdration des gaz associes de Gassi Touil a &A annule compte tenu des delais, additionnels necessaires a la maturation du projet, qui s'averent aujourd'hui non compatibles avec les dilais de validit6 des pr&ts de la Banque et Exim Bank du Japon. En ce qui conceme le projet de r6cuperation ternaire de Zarzaitine, celui ci sera realise dans le cadre d'un accord de partenariat (a) Pret de la Banque: Etat des realisations 14 contrats ont etd imputes en juin 1997 pour un montant global de 68 2 millions S (dont 0,5 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 de 90,2 millions de $US, soit un taux de 90,2 % du financement Banque. les decaissements sur les engagements a la fin de juin 1997 s'elevent a 66,5 millions $US, soit un taux de realisation de 66,5% sur le pret de la Banque. Le montant des interets intercalaires a ete totalement debourse, soit 22 millions $US. Le montant des deboursements prevus pour la periode juin a octobre 1997 s'Il&ve i 1,76 million US. Sur les 100 millions SUS du pret de la Banque, 9 millions $US -ne seront probablement pas consommes du fait de la date de cl6ture du pret Banque. Ce montant correspond aux credits affectes initialement aux operations qui ntont pas deniarre a ce jour telles que: - Etudes de bassins (Ahnet, Bechar et Illizi ): 4 millions $US. Sonatrach introduira une demande 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 le si&ge de la Sonatrach: 1,3 million $US (contrat non signe). Sonatrach introduira une demande aupres de l'Exim Bank du Japon pour imputer ces contrats sur le credit Exim. - ModeIe optimisation: 0.6 million US: operation annulee. - Recuperation Gaz associes Gassi Touil: 2,3 millions SUS Les delais plus longs necessaires a la maturation technique du projet siaverent aujourd'hui non compatibles avec les delais de validite de ces prets. 0.8 million de US$ representent des reliquats dues a la surestimation des equipements informatiques destines au forage et au CRD.  4 (b) Pr8t Exim Bank du Japon: Etat des realisations 17 contrats ont ete imputes a ce jour pour un montant global de 25,7 mnillions SUS, soit 34% du pret Exim Bank du Japon. Le total des engagements y compris les int6rets intercalaires a la fin de juin 1997 s'616ve a 3 3,8 millions SUS. Les decaissements a la fin de juin 1997 sur le total des engagements s'elevent a 24,2 millions SUS, soit un taux de realisation 31,5 % par rapport au montant du credit Exim Bank du Japon. Un montant de 1,4 million de dollars a ete consomme au titre des interets intercalaires estim6s initialement a 8 millions de dollars. Les previsions de decaissements pour la p6riode juin a octobre 1997 s'elve a 2,6 millions de dollars. Compte tenu de 1'entrie en vigueur tardive du pret Exim Bank du Japon, les credits non consomm6s sur le pret Exim Bank du Japon concernent les composantes suivantes: - recupradtion des Gaz Associes Gassi Touil: 29,5 millions SUS. Les delais plus longs necessaires a la maturaion technique du projet siaverent aujourd'hui non compatibles avec les delais de validit6 du pret Exim Bank du Japon. Sonatrach en informera l'Exim Bank du Japon das que possible. - r6cup6ration tertiaire Zarzaitine : 8 millions $US. II a et decide sur la base des resultats de l'etude de faisabi1ite technique liee a ce projet que ce dernier sem realise dans le cadre d'un projet de partenariat. Sonatrach en informera l'Exim Bank du lapon des que possible. - int*ets intercalaires : 6,6 millions SUS, soit un total de cr&dits non consommes de 44 millions SUS sur le pret Exim Bank du Japon. Une demande de r6afiectation de ce montant a d'autres operations sera introduite par la Sonatrach 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 a I'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 objectifs assign6s au premier projet telles que: le programme d'acquisition d'equipements de puits (Division Production): 38,7 millions de dollars US. Sonatrach introduira cette denande aupres de l'Exim Bank du Japon avec copie a la Banque qui, de son c&t, contactera I'Exim Bank du Japon a ce sujet 8. Respect des envaaements financiers: Concernant la situation financiere de l'entreprise, les etats financiers ont et actualises sur la base des resultats de 1'annees 1995 et de la prevision 1996; les chiffres indiquent une situation fmnanciere satisfaisante et les ratios dette LT+CT/Actif total et couverture du service de la dette s'averent meilleurs que les coefEcients convenus dans I'accord de pret. Ainsi, les resultats nets de 1'entreprise en 1995 et 1996 sont respectivement de 69 milliards et 102 milliards de DA (une nette augmentation de 47.8%). La capacite d'autofmnancement de l'entreprise, en 1996. est passee de 1 12 a 138 milliards de DA, soit une augmentation de 23% par rapport a l'aFn6e precedente, repr6sentant ainsi 83% de l'investissement de la Sonatrach. L'analyse des ratios 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 en 1995, 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 cl6ture 1997 sera transmise a la Baaque vers mi-aout 1997 . Ce modele retrace les r6sultats financiers de la Sonatrach sur la periode 1991/1996 et les perspectives sur la periode 1997/2001. L'audit des comptes du projet pour 1'annie 1996 a 6t6 remis aux representants de la Banque au cours de cette mission. L'audit des etats financiers de la Sonatach 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 EPP Mr. 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 PETROLIER PRET BIRD ALG-3395 RAPPORT PRELIMINAIRE D'ACHEVEMENT ETABLI PAR L'EMPRUNTEUR 08/1997  RAPPORT D'ACHEVEMENT DU 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 AUX OBJECTIFS 3) ANALYSE DE L'EVOLUTION DES COMPOSANTES INITIALEMENT RETENUES 4) ANALYSE DE LA PERFORMANCE DU PROJET 5) PRINCIPAUX FACTEURS AYANT AFFECTE LE PROJET 6) ANALYSE DES PERFORMANCES DE LA BANQUE ET DE L'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 Petrolier etabli par SONA TRA CH ( en qualite d 'emprunteur) en application des directives et accords de prets de la Banque Mondiale r a la suite de la cl5ture du prit BIRD qui 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 l1etat de 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 des conditions de realisation du Premier Projet Petrolier, * la deuxieme partie presente les tableaux statistiques lies a 1'execution du projet. 1  INTRODUCTION Le Premier Projet Petrolier s'inscrit dans le cadre du programme triennal 1989/1991 dont les actions ont ete arretees conjointement entre le Gouvernement Algerien et la Banque Mondiale. Le rapport d'achevement relatif au Premier Projet Petrolier est etabli a la suite de la cloture du pret BIRD qui a eu lieu le 30 Juin 1997 . En ce qui concerne le pret de l'Eximbank du Japon (EXIM/J) , dont Ja cloture est prevue pour le 30 Octobre 1998, ce rapport fera le point sur lPetat de son execution au 30 Juin 1997. Le Premier Projet Petrolier a fait l'objet d'un financement BIRD et d'un cofinancement de I'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 Avril 1992. Le pret EXIM/J a ete signe le 26 Juin 1992 avec une date d'entre en vigueur le 22 Mars 1993 , soit une annie de retard par rapport au pret BIRD.Ceci a induit des retards dans le 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 des difflrentes 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 charge totalement par SONATRACH, - "autres etudes de bassins" dont le financement sera assure par des associes etrangers dans le cadre 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 du cofit global du projet et A la reaffectation du reliquat au profit du projet de recuperation des gaz associes de Gassi Touil non inscrir initialement . Depuis, il est apparu necessaire d'actualiser la configuration technique du projet de Gassi Touil a la lumiere des dernieres informations techniques, ce qui a induit des delais supplementaires pour le lancement de Ia procedure d'appel d'offres. Aujourd'hui, il apparait que les delais necessaires a la maturation du 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 initialement inscrit et dont le financement etait initialement assure par le pr6t EXIM/J, ce projet , du fait de sa complexite technique . sera realise dans le cadre d'un accord de partenariat avec des associ6s 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 des engagements 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 de suivi effectuee par les representants de la BIRD a Alger en Juin 1997, SONATRACH a propose une reaffectation d'une partie des credits disponibles sur le prit EXIM/J pour le financement d'operations nouvelles qui s'inscrivent parfaitement dans les objectifs assignes au Premier Projet Petrolier, il s'agit des operations suivantes: - programme d'acquisition d'equipements de puits et de pieces de rechanges destines aux regions sud (de 38,7 millions SUS), - programme d'acquisition d'equipements actifs teleinformatiques pour le nouveau siege SONATRACH (1 million $US), et d'autre part pour le financement des etudes de bassins (5 millions SUS) financees initialement par le pret BIRD. Une demande de reaffectation a ete introduite par SONATRACH 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 rapport d'evaluation v Algerie, Premier Projet Petrolier o elabore par la Banque Mondiale en Juin 1990. [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 capacites propres de SONATRACH et permettre de developper le partenariat etranger dans l'exploration et le developpement - aider SONATRACH a optimiser la production de ses champs petroliers grace a des v techniques 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 v 1'environnement. - Au plan institutionnel, les objectifs visaient la restructuration des services petroliers pour aider 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 quatre composantes suivantes: a) Composante < Assistance technique promotion exploration Cette composante consistait a mener dans une premiere phase des etudes exhaustives sur les Bassins juges prioritaires telles que: . Les etudes sedimentologiques , diagenetiques et modelisation sismique des reservoirs paleozoiques 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 et du 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'exploration pour permettre a SONATRACH de developper le partenariat etranger dans ['exploration. Dans une deuxieme phase , cette assistance devait se traduire par le developpement et la mise en place d'une Banque de donnees informatisee relative a ['exploration . Cela permettra a la Division Exploration de SONATRACH d'ameliorer les methodes de recherche et d'exploration en multipliant le nombre de prospects.  If s'agit de mettre en place un reseau informatique constitue de stations de travail et de terminaux relies a un serveur central et dote d'un ensemble de logiciels pour le traitement et interpretation des donnees . Ce svsteme d'informations permet l'acces tres rapide a toutes les informations relatives a la geologie, la geophysique et aux caracteristiques des reservoirs traverses par les differents puits d'exploration et de production . Cette Banque de donnees pourra etre consultee par 1'ensemble des structures de SONATRACH et de ses partenaires etrangers .De plus , if etait prevu le recours a des experts etrangers sur deux ( 02 ) annees notamment 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 a travers 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 de 2,4 Millions m3/jour pour augmenter la recuperation finale de petrole de 13% environ , soit 130 millions de barils . La recuperation dans le champ d'Amassak devait se faire par injection d'eau a un taux de 3500 m3 J jour et se traduire par une augmentation de la recuperation finale de petrole brut de 30% environ, soit 19 millions de barils .. Le forage de puits injecteurs a ete egalement prevu .Enfin une etude de faisabilite detaillee pour la mise au point d'un projet pilote de recuperation 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 un programme de formation de 40 superviseurs de forage par une compagnie petroliere etrangere (TOTAL/CFP) , et par l'acquisition d'un simulateur de forage avec l'assistance requise. d) Composante " Autre assistance technique" mise en place d'un modele d'un modele d'optimisation des hydrocarbures dans le domaine de 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 , du forage 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 et domestique et la protection des nappes souterraines , surtout pour les regions du SUD devait itre lancee par SONATRACH, - renforcement des capacites informatiques des divisions operationnelles de SONATRACH par I'acquisition d'equipements informatiques et de logiciels. . Etait prevue egalement la realisation d'une etude des services petroliers pour it compte du Fonds 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 cette etude, chaque entreprise devait elaborer un plan de redressement a court et moyens termes, 5  2) ANALYSE COMPARATIVE DES REALISATIONS PAR RAPPORT AUX OBJECTIFS La realisation des differentes composantes a ete prise en charge par les Divisions Operationnelles de SONATRACH ( Exploration, Production, CRD et Forage) ainsi que par les Directions Centrales Ressources Humaines et Etudes , Planification et Prospective dans leur 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 le Fonds de Participation Mines et Hydrocarbures. 2.11 Realisations /Objectifs phvsipues Globalement, les objectifs physiques assignes au Premier Projet Petrolier ont ete atteints du fait que les differentes composantes ont ete dans leur majorite totalement realis&es dans les delais . a) Operations achevies: - Projet d'acquisition d'une Banque de donnees ( EXP ): les equipements sont totalement receptionnes et operationnels , la reception provisoire a ete signee . Les reseaux informatiques sont configures et operationnels a 100%, les logiciels sont installes a 90% , ils sont en phase de test. - Projets de recuperation secondaire AMASSAK et MESDAR t RHOURDE EL BAGUEL: en exploitation respectivement en Fevrier et Septembre 1995. - Projet d'acquisition d'un simulateur de forage ( FOR ): mis en exploitation en Mars 1993 . Le fournis-seur retenu est Digitran (USA), le contrat a ete signe en Juin 1992 pour un montant de 1 556 294SUS y compris le cofit de la formation des formateurs. Les equipements sont receptionnes en Mars 1993 et mis en service. Un contrat d'un montant de 302 072 $US pour la maintenance du Simulateur et l'assistance technique sur trois (3) ans a ete mis en oeuvre avec le mime fournisseur Digitran . Les operations d'assistance technique CFP-TOTAL pour la supervision forage ont ete realisees par le recours a une autre source de financement . - Projet equipements informatiques ( FOR ): equipements receptionnes . Le contrat d'acquisition a etc signe avec le fournisseur DIGITAL ( equipements et services ) pour un montant de 1 300 870 $US. - Projet d'acquisition de 20 cabines geologiques (CRD): programme d'acquisition acheve. - Projet equipements informatiques ( CRD : installation du reseau et reception de la totalite des equipements tels que: lire tranche: reception et installation du reseau et de la majorite des equipements informatiques, la reception provisoire des equipements a eu lieu en octobre 1994 . Une partie de la formation du personnel a ete effectuee chez le fournisseur. 6  2eme tranche: Acquisition de materiels complementaires et de logiciels. Cette tranche a et decomposee en trois volets: - acquisition de materies complementaires : contrat totalement realise, - acquisition de logiciels d'application: contrat totalement realise, - acquisition et mise en oeuvre d'un logiciel de gestion de donnees de laboratoire (LIMS): contrat totalement realise . A signaler l'imputation du projet de renovation de 03 cabines mud-logging sur le projet informatique : 500 000 US$. - Acquisition equipements de laboratoire et materiel roulant (CRD): operation achevee. 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 pour l'acquisition d'un autre equipement avec un autre fournisseur), les autres equipements sont totalement acquis . - Etude de faisabilite de recuperation tertiaire champ Zanaitine: etude achevee. Le contrat pour la realisation de l'etude a ete signe en aout 1993 avec le consultant PETRESIM (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 de Zarzaitine: le contrat d'acquisition a ete signe avec le fournisseur DIGITAL pour un montant de 87 512 $US . Les equipements sont acquis, le credit accorde totalement consomme. - Acquisitions equipements informatiques ( PED): operation achevee, le contrat d'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 informatique operation realisee. - Modele d'optimisation: deux contrats signes avec les fournisseurs GEOQUEST (249 600 SUS) et SCIENTIFIC SOFTWARE INTERCOMP ( 106 000 SUS ) ont ete imputes pour I'acquisition de logiciels destines a la Division PED . Les logiciels sont acquis, les enveloppes sont totalement consommees . - Etude diagnostic des services parapetroliers pour le compte du Fonds Mines et Hydrocarbures etude achevee. b) ODerations en cours: - Etudes de bassins; . etude de bassin Ahnet -Timmimoun financee initialement par pret BIRD pour 3 millions $US .Le projet de contrat avec le consultant GUSTAVSON est en instance de signature . . etude de bassin lilizi financee initialement par pret EXIM/J pour 3 millions $US et par pr8t BIRD pour 0.4 million $US. Le projet de contrat avec le consultant ROBERTSON est en instance de signature. . etude de bassin Bechar financee initialement par pret BIRD pour 1,6 million US$. Le projet de contrat est en instance de signature avec le consultant GUSTAVSON. - Projet equipements pedagogiques centres de formation Alger et CPE/Arzew finance initialement par pret BIRD pour 1,4 million $US et pret EXIM/J pour 1,2 million $US 7  - Centre de formation Benaly Cherif /Alger : 2,0 millions SLJS evaluation des offres fimaliseee. - Acquisition d'equipements pedagogiques , CPE Arzew :0,6million SUS Contrat signe avec ALBM , equipements receptionnes . - Equipements informatiques pour le siege: 0,5 million S ce montant de 0,5 Million S correspond au reliquat du montant de l'enveloppe allouee au centre de formation d'Alger ( 2,5 Millions $), il a ete affecte , apres accord 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 devises etaient prevues etre financees conjointement par les prets BIRD et EXIM/J, - projet de recuperation tertiaire de Zarzaitine dont les depenses en devises etaient prevues 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 millions SUS pour les deux prets, soit un taux de realisation global de 65% du montant total du financement acquis .11 est estime qu'a fin Octobre 1995, 167 millions $US seront consommees sur les prets BIRD et EXIM/J, soit un taux de couverture des besoins de financement du Projet de 82%. Le financement en monnaie locale ( 18% du financement global) n'a pas pose de problemes particulier. b) Engaggements financiers: Les ratios d'endettement tels que prevus dans l'accord de pret ont ete largement respectes par SONATRACH . Les etats financiers pour les diffierents exercices montrent que ces ratios sont 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 la realisation de l'etude de rentabilite du secteur des services petroliers en Algerie ( restructuration des entreprises. Une etude executee par CEGOS/BEICIP a concerne cinq entreprises de services petroliers ( ENAGEO , ENTP, ENGTP ENEFOR, ENSP ) et a couvert trois volets: diagnostic , aspect institutionnels / juridiques et recommandations . A partir des conclusions de l'etude, un plan de redressement a court et moyen terme elabore par chacune des entreprises est en cours d'examen par les autorites competentes. R  2.4 ) Realisations /Obiectifs relatifs a l'environnement Les services techniques de SONATRACH ont effectue. dans le cadre d'un plan d'actions pour la protection de 1'environnement, une etude preliminaire sur les eaux usees industrielles et domestiques 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 effectuees par la filiale CBR et ont abouti a des projets d'investissemente. 3) ANALYSE DE L'EVOLUTION DES COMPOSANTES INITIALEMENT RETENUES Depuis 1'entree en vigueur des accords de prets. certaines ajustements techniques ont ete apportees 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 du Sillon de Telagh ) et deux autres etudes optionnelles de Bassins pour Bechar et Atlas Saharien Central , 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 de realisation ont ete signes respectivement avec les consultants GUSTAVSON pour Ahnet et Bechar et ROBERTSON pour Illizi. Les autres etudes sont lancees ou seront lancees par des societes 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'est intervenue 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 contrat de consultant avec D.C. CRANE pour la definition du projet et pour l'assistance dans l'appel d'offres internationnal a ete approuve par la Banque en Aout 1992 a ete lance en Septembre 1992. Apres approbation des rapports d'evaluation technique et financiere par la Banque, le marche a ete attribue A PECC (GB) pour un montant global de 16,5 millions S US; le contrat est entre en vigueur en Octobre 1994. La realisation s'est deroulee globalement dans de bonnes conditions; le planning de realisation a ete dans l'ensemble respecte . Le projet est actuellement operationnel . 11 est ai rappeler que ce projet a enregistre une augmentation de cofit de 8,5 millions SUS par rapport au montant initial (8 millions USS). Les surcouits de 8,5 millions USS ont ete couverts par les cr6dits destines initialement aux projets de forage de puits MESDAR et AMASSAK ( rialises deji par SONATRACH anterieurement a la date d'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 sur I'acquisition de materiels complementaires et de logiciels .Le contrat pour la premiere tranche a ete signe avec DIGITAL , il a ete realise . Le contrat pour la deuxieme tranche a ete signe avec CANSOC . Le contrat n'a pas ete realise dans les delais du fait de la lenteur d'intervention de CANSOC qui n'a pas fourni toutes les prestations prevues dans le contrat. La reception provisoire n'a pas encore ete signee. 9  a.4) Les cabines aeologigues de Mud Logzaing: ce projet etait prevu a l'origine pour la l'acquisition de 20 cabines .Suite a la reestimation du projet, un solde de 2,5 millions SUS s'est degage par rapport a l'estimation initiale (10,3) . cela a permis au CRD , d'acquerir des equipements de laboratoires et vehicules tout terrain non prevu initialement . Le reliquat a fin Juin 1997 a ete estime a 420 000 SUS. La BIRD a donne son accord pour l'utiliser pour ie financement du projet " renovation cabines mud logging" . La realisation de la premiere tranche etait prevue pour 1991 , cependant l'operation de mise en place de la procedure de financement 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 le CRD, 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 millions SUS , 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 cadre du Premier Projet Petrolier du fait du retard pris dans la mise en place des credits Ce contrat a ete realise par le recours a une autre source de financement. b3.2 Les eauipements informatiques destines a la Division Forage: les equipements ont ete receptionnes. b.3) L'acauisition d'un simulateur de forage : le simulateur a ete livre en 1993, le materiel est installe et fonctionne normalement . La seule contrainte qui pourrait se poser a la Division Forage est celle liee au contrat de maintenance du simulateur conclu pour trois ans avec le mime fournisseur. En effet compte tenu de la cl6ture du pret BIRD , ce contrat ne sera pas realise dans le cadre du financement BIRD. c) Composante << Production et developpement * 11 s'agit essentiellement de la realisation de projets de recuperation assistee de Mesdar/Rhourde El Baguel et Amassak : ces deux projets qui representent 62% du financement 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 principal SOFREGAZ a eu lieu en Octobre 1991 pour une duree de realisation de 24 mois. Les travaux de construction se sont acheves le 30 Novembre 1994. Quelques difficultes ont ete rencontrees durant la realisation telles que la suspension des commandes de materiels suite au retard pris dans l'entree en vigueur de la convention de financement BIRD qui n'a etc effective qu'en Avril 1992 , la livraison tardive de certains equipements tels que ballons, separateurs, aerorefrigerants, raccorderies et un demarrage lent pour des raisons securitaires . Le d6marrage des deux trains a eu lieu respectivement en Mai 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 gaz en 1996: 478 472 tonnes de p6trole brut avec une injection de 263 millions m3 de gaz a Juin 1997: 283 644 tonnes de petrole brut avec une injection de 152,6 millions m3 de gaz in  c.2) Projet Amassak: ce projet a ete realise dans de conditions jugees satisfaisante. son demarrage s'est effectue en AvrI 1992 pour une duree de realisation de 22 mois , la reception provisoire 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 les equipements pour les puits de forage Mesdar et Amassak ( 21 millions SUS) . Compte tenu du retard pris par l'entree en vigueur du pret EXIM/J , ces forages ont ete reaiises par les entreprises de services petroliers dans le cadre de leur programme de forage . Ces credits ont donc ete reaffectes aux projets " Banque de Donnees Exploration " et "recuperation des gaz associes Gassi Touil ". c.4) Le projet pilote de recuperation tertiaire de Zarzaitine: ce projet consistait en la realisation d'etude de faisabilite de recuperation tertisire, I'acquisition d'equipements informatiques 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 champs de Zarzaitine a ete conflee au consultant PETRESIM .Le contrat a ete signe en Aou1t 1993 pour une duree initiale de 10 mois . Ce contrat a ete proroge deux annees en raison de la sous estimation au depart de la duree des travaux de laboratoire. L'etude a et6 entierement realisee selon les termes du contrat .Le rapport final a ete transmis a SONATRACH en Decembre 1995 . 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 des associes etrangers ( le champ de Zarzaitine figure parmi les projets " promotion en partenariat ") . Dans le cas ou 1'exploitation du champ de Zarzaitinese se poursuivra avec un partenaire etranger, la mise en oeuvre du pilote sera conflee a ce dernier ce qui permettra a SONATRACH 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'equipements informatiques et logiciels ont e entierement realises conformcment aux contrats . 11 sont op6rationnels au niveau de la Division PED . La realisation a ete effectu6e dans les delais aussi bien pour le materiel que pour les logiciels . c.6) Le projet de recuperation des Gaz associes Gassi Touil : des difficultes ont e rencontrees par SONATRACH pour Ia finalisait du projet de cahier de charges suivant les dernieres procedures de la BIRD , ce qui a engenre des delais suppleimentaires .En effet I'accord de prncipe de la BIRD sur le projet des cahiers de charges soumis par SONATRACH en Juillet 1995, 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 modifications d'ordre technique relatives a la prise en compte d'investissements non prevus initialement dans le cahier des charges ( centrale electrique et installations de recuperation des gaz a basse pression) non prevus initialement dans l'etendu des travaux soumis a la BIRD .Ces modifications ont eu pour effets une reevaluation de l'estimation du cout en devises du projet qui passe de 30 a 50 millions $us et une duree de realisation plus longue ( 30 mois ) . Les modifications apportees au projet ont necessite la revision du cahier des charges et le lancement d'un deuxieme appel d'offres. SONATRACH etait donc amenee a solliciter la BIRD pour 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 au financement 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 logiciels destins a ila Division PED ont etc imputes sur les credits alloues initialement . 11  d.2) Les eiuinements pidanogigues destines aux Centres de Formation de i'Entreprise ( CPE Arzew et Alter : les equipements destines au CPE Arzew ont ete totalement acquis Pour les equipements du centre d'Alger, le rapport d'evaluation des offres est en cours d'approbation par la Banque. d.3) Les actions de formation technique et administrative: dans le cadre du renforcement de sa capacite manageriale , SONATRACH a soumis a l'approbation de la BIRD, en Janvier 1993,un vaste programme de formation des cadres superieurs . La BIRD a rejete ce programme de formation considerant que ce programme s'ecarte des objectifs du projet petrolier et que les procedures de la BIRD pour la selection des bureaux de consultants nlont pas ete strictement respectees du fait que SONATRACH avait deja engage avec d consultants etrangers des discussions avant de consulter au prealables la BIRD. Compte tenu de l'importance de ces actions pour SONATRACH, le programme a ete realise avec recours a d'autres sources de financement . De ce fait, le montant de la composante formation 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 des services 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 gestion de SONATRACH , celles ci ont ete lancees dans le cadre d'un vaste programme d'actions de i'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 rapport d'evaluation; a savoir V' impact des projets de recuperation assistee de Mesura/Hourde El Bague et Amassa, Banque de Donnees Exploration et cabines geologiques sur les activites de SONATRACH. 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'une exploitation 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 %.Cette injection a ete mise en ceuvre en 1995 au rythme deA,8 million m3/JJiIe doit etre accompagnee d'une augmentation du rythme de production ac6tuel44-300J1 a un niveau de 2 400tlj sur les trois annees a venir notamment par des actions de work over permettant une mise en gas-lift des puits et l'implantation de drains horizontaux dans les puits ferm6s du secteur ouest du champ. Le gain de production de petrole brut par injection de gaz miscible est estime a + 18 millions de tonnes sur une duree de 25 ans, soit une production cumulee de 20,2 millions de tonnes avec injection de gaz miscible a comparer it 2,2 million,s de tonnes en cas de depletion naturelle. a~~~~~~~~~.~ ~ ~ ,  4.2) Impact du pro6et de recuperation assistee d'Amassak Une simulation preliminaire du reservoir ordovicien avec injection d'eau a ete effectuae par SONATRACH en 1988. Elie a montre qu'aux conditions du reservoir, la quantite d'eau necessaire pour maintenir ia pression du reservoir etait de 3 000 m3/j et a donne un taux de recuperation finale de 21,6%. Le champ a produit en depletion naturelle jusqu'au 11 fevrier 1995, 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 2,7 millions m3prevus initialement suite aux problemes mecaniques rencontres au niveau du groupe de pompage. Le profil previsionnel de production qui resulterait de cette injection d'eau a ete etabli suivant les possibilites actuelles de production avec injection d'eau et cela en attendant la finalisation d'une nouvelle etude reservoir (qui tiendra compte du dernier modele geologique du reservoir ou l'huile en place est plus importante, de l'historique de production depuis 1988, et de l'injection a partir du 11 Fevrier 1995). Cette nouvelle etude permettra d'optimiser la repartition de l'injection d'eau a travers le reservoir et le profil de production du 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 tonnes sur une duree de 25 ans, soit une production cumulee de 8,7 millions de tonnes avec injection d'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 en remplacant les cabines standard devenues obsoletes par des cabines plus performantes .Ceci s'est traduit sur le terrain par une amelioration des prestations rendues , d'un apport qualitatif 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 aux forages realises par SONATRACH seule . Actuellement le CRD effectue des prestations de Mud Logging pour SONATRACH et pour les societes etrangeres install6es en ALGERIE. La part 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 les informations (enregistrees depuis de nombreuses annees.) relatives a Ia geologie , la geophysique et aux caracteristiques des reservoirs traverses par les differents puits d'exploration et de production.. Elle devra egalement permettre d'augmenter la fiabilite et le nombre de prospects. Ce systeme d'informations permettant I'acces tres rapide a toutes les informations ainsi que le traitement et l'interpretation fiables des donnees pourra etre consultee par 1'ensemble des structures de SONATRACH et par les partenaires etrangers. 13  5) PRINCIPAUX FACTEURS AVANT AFFECTE LE PROJET Les principaux facteurs avant affecte la realisation des objectifs du Premier Projet Petrolier se situent essentiellement au niveau - de la conceDtion initiale des composantes du Projet: a 1'exception des projets de recuperation assistee, les autres composantes du Premier Projet Petrolier representent de petits operations de nature tres diverses, ce qui a pose le probleme de mise en ceuvre et de suivi . En effet, une telle conception a induit des delais plus longs dans la mise en place des procedures 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 souhaite des les premieres discussions menees avec la Banque inclure des composantes de meme nature telle qu'un programme de Recherche/Exploration , la Banque n'a pas accepte de financer ce type d'activite juge a haut risque. - de 1'entree en vigueur tardive de la convention EXIM/J : le retard d'une annee pris dans la mise en place de la convention de pret EXIM/J (Mars 1993) a eu pour effet un decalage du planning 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 la Banque :sur le plan pratique , certaines lenteurs ont ete enregistrees compte tenu des temps necessaires pour assimiler ces procedures et des difficult6s rencontrees par les structures de SONATRACH pour etablir les differents projets de cahiers des charges et projets de contrats dans le strict respect des procedures en vigueur a Ia Banque Mondiale. Ces proc6dures nous semblent tris contraignantes surtout pour les contrats qui se rapportent a des petites operations. Tres souvent les documents d'appel d'offres soumis pas SONATRACH a l'approbation de la BIRD devaient etre revus et reajustes en fonction des remarques et observations de la Banque car ils ne se conformaient pas totalement a ses directives ( surtout au debut de la periode de realisation ) . A titre d'illustration , nous pouvons cite le rejet par la BIRD de la demande de financement de l'etude de bassin de Sbad et du programme de formation manageriale de SONATRACH et le refus de la BIRD de regulariser 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 par le pret BIRD et co-financee par le pret EXIM/J a ete perturbee par les decalages d'entree en vigueur des conventions de prets. De plus, un projet cofinanee est expose au risque de ne pas disposer de la totalite des cridits si une des conventions ne peut aboutir pour une raison quelconque . A signaler, cependant que le fait d'avoir obtenu un delai de validit6 supplementaire d'une annee pour le pret EXIM/J va permettre a SONATRACH de realiser certaines operations jugees necessaires. - du faible niveau d'alimentation du compte special pour le pret EXIM /J : l'obligation faite a SONATRACH de regler les depenses relatives aux operations financees par le pret EXIM/J par le biais du compte special EXIM/J a pose souvent le probleme de l'insuffisance de la provision alimentant ce compte, ceci a pose quelques difficultes a SONATRACH pour honorer rapidement les creances , c'est ainsi que SONATRACH a ete souvent amenee i effectuer certains paiements sur ses fonds propres . A la demande de SONATRACH, une augmentation du piafond d'alimentation du compte special EXIMJJ a finalement ete op6ree en 1996.  6) ANALYSE DES PERFORMANCES DE LA BANQUE ET DE L'EMPRUNTEUR La performance de la Banque peut etre evaluee au niveau des phases de la preparation et de la supervision du Projet .En ce qui concerne la preparation du Projet: plusieurs missions de la Banque se sont derouliees a Alger des 1989, des reunions se sont tenues dans des bonnes conditions de collaboration entre les experts de la Banque et les responsables de structures de SONATRACH 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 pret BIRD. Six (06) missions de suivi ont ete effectuees par la Banque .Durant ces missions, les experts de la Banque n'ont pas manque d'apporter conseils et assistance aux structures de SONATRACH pour la realisation des objectifs du Projet . C'est d'ailleurs suite aux missions de supervision que la Banque a etudie positivement les demandes de SSONATRACH pour Ia reaffectation des reliquats des prets disponibles et la demande de prorogation d'une annee de la duree de validite de ces prets. Ce qui a permis a SONATRACH d'achever les operations en cours de realisation et d'engager de nouveaux contrats . La Banque a egalement soutenu toutes les deimarches de SONATRACH aupres de l'EXIM/J .Toutefois la position de la Banque a quelque peu manque de flexibilite en matiere de procedures de passation de marches . Elle slest montre souvent intransigeante dans leurs application stricte quelque soit la nature de l'operation.. En ce qui concerne l'Emprunteur, malgre quelques retards accuses par quelques composantes au demarrage du Projet dus notamment a 1'entree en vigueur tardive du pret EXIM/J, SONATRACH a pu reunir toutes les conditions techniques, organisationnelles et mime financieres afin d'atteindre les objectifs assignes au Projet. C'est ainsi que la quasi totalite des operations importantes ont ete achevees dans de tres bonnes conditions et dans les delais prevus . Ainsi, la mise en service dans les delais des projets de recuperation assistee de Amassak et de Mesdar (qui constituent 60 % du pret BIRD) constitue un bon exemples de parfaite reussite. En outre, SONATRACH a totalement honore ses engagements financiers envers la Banque en matiere de ratios d'endettement et de couverture du service de la dette pour 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 rapports d'audit etablis par un cabinet d'audit independant (agree par Ia Banque) des compte du projet et des comptes de SONATRACH que les perspectives financieres et le plan de developpement 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 collaboration avec les experts de la Banque un modele informatique de simulation des perspectives financieres, les applications issues de ce modele ulterieurement developpe et adapte par SONATRACFH pour tenir compte des besoins de la Banque sont jugees tres satisfaisant par la Banque. Au vue de ces faits, nous considerons que l'Emprunteur a parfaitement rempli ses engagements 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 recuperation secondaire, de la banque de donnees et les cabines geologiques , nous pouvons considerer la viabilite du Premier Projet Petrolier comme certaine. L'exploitation future du Premier Projet Petrolier ne doit pas etre apprehendee en tant que projet independant car il s'insere dans le cadre du plan de developpement global de SONATRACH resultant des objectifs strategiques du secteur notamment: - renouvellement des reserves recuperables par 1'exploration et par des actions d'EOR sur,les gisements en developpement: les etudes de bassins conflees aux partenaires etrangers et celles prises en charges par SONATRACH ainsi que le projet banque de donnees exploration contribuent a atteindre cet objectif - augmentation des exportations du gaz et des hydrocarbures liquides associes :Ies projets de recuperation secondaire de Mesdar/Rhourde El Baguel et d'Amassak contribuent a I'augmentation de la production avec un impact sur 1' augmentation des recettes d'exportations du petrole brut. - Renforcement des capacites de realisation et de management pour reduire les delais ameliorer l'efficacite et minimiser les couts Ales plans de redressement pour chaque entreprise de services petroliers elabore sur la base des resultats de l'6tude de restructuration de ces services 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 une multitude de petites operations dont la mise en aeuvre engendre souvent des retards compte tenu du volume important des dossiers de passation de marches necessitant une mobilisation de moyens humains pour le suivi et la supervision des fournisseurs et contractants, - la Banque devrait montrer une certaine souplesse dans l'application des procedures de passation 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 sous traitante locale. - la Banque et a l'Emprunteur devraient etablir des contacts directs plus frequents a travers notamment 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 objet IPoliliques ncacrw-o |eonomiques _ _ Politiques secioriels Objecifts financiers X DeLveltoppenenI instimluionnel i Olbecuifs materiefs X .4Alhgemeni de la pauvrete Ouestions relatives aux sexes A utre objec#ifsociaux Obhjeciif.s environnementaux X Gestion secteur public X I developpemeni secteur priie I B. Perennite du projet Vraisemblable Invraisemblable Incertaine Exploiiation et politique, X C .Performance de ia Hautement Satisfaisante Deficiente Banque satisfaisante Identification X Assi.stance a la preparation X Evaluation ISupervisvion _ _ _ _ _ _ __X I _ _ _ _ _ D. Performance de Hautement Satisfaisante Deficiente I'Emprunteur satisfaisante Preparation X Execution X Cofnformiti aux clauses X juridiques I _ Exploilalionfinure X E. Evaluation des resultats Hautement Satisfaisante Insatisfaisante Hautement satisfaisante 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 conseil Signature 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 Importante Bassins Bassins dans les zones priorilaires selectionnis( Bassins IliJi, Ahnet Constantine el Chelif) C'e programme d'e;tudes devait idenmifier les nouvelles perspectives en matiere D'exploration pour permettre ti SONA TRA C'H de developper Ic partenarial e;tranger dans le domaine d'exploralion. Des modificalions onl e;e apporites au programme initial dont une partie a ete; confiee aux partenaires ctrangers de SONA TRA 'H . Le programme actuel porte sur trois etudes suivantes Illi( i . Bechar et Ahnet). 2 Etude de C'eule elude vise la restructuralion des Achevee Important rentabilite des entreprises de services petroliers en entreprises Algerie. Elle a porte' sur les cinq para enlreprises algeriennes ENAGEO. ENTP. pe'trofie'ress en ENGTP. ENAFOR . ei ENSP. elle a &tWdie Algerie les domaines suivants: dianostic aspects in.stilulionnels juridiques et recommandations. 3 Etude sur le Doit delerminer la faisabilie d'un projet Achevee Important pilote de pilote de recuperation tertiaire au niveau Zarzaitine du gisement de Zarzaitine. 19  TABLEAU 4: INDICATEURS CLES DE L'EXECUTION DU PROJET DE MESDAR Indicateurs d'exicution annonces Estimes Reels dans le rapport d'evaluation Projet recuperation secondaire de Mesdar Lancemenl des trav'aux ingrnierie el (Octobre 1991 Octobre 1991 Iburniture des equipemenis Achevement des travaux ingenierie el Aozil 1994 D&cembre 1994 fiourniture des equipe(me(nis Dibul supervision ( centrale Meocirique eti Mars 1994 Mars 1994 Usine _ | Achevement supervision 'Aoiii 1994 Decembre 1994 Debut passation de marches Achivemeni passation de marches Dehbul des travaux de construction Aoait 1992 Aoui^ 1992 Achevement des travaux de conslruction D&embre 1993 Juin 1994 B. Projet recuperation Amassak Lancemenr des Iramaux ingMnierie Avril 1992 Avril 1992 Achevement des travaux ingenierie Janvier 1993 Juin 1993 Debut supervision pendant ic dcWmarratge Seplembre 1993 Fivrier 1994 AchIvemeni supervision pendant Ic Juillet 1994 Janvier 1995 dimarrage . Debul passation de marches Achevement pavsation de march/iA Dibut.fourniture des iquipements Juin 1992 Juinl992 Achevement fourniture des equipements Mai 1993 Aoutt 1993 Debut des travaux de construction Novembre 1992 Novembre 1993 Achevement des travaux de construction Janvier 1994 Novembre 1994 2C  TABLEAU 5: FINANCEMENT DU PROJET (en millions SUS) Estimation a l'evaluation Financement reel I_______________________ (derniere estimation) SOURCES Monnai Devise Total Monnaie Devise Total e 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 PETROLIER Point de situation des consommations des cr6dits BIRD et JEXIM au 31 Mars 1997 ________ _________ _ __ _ -En millions SUS FINANCEMENT BIRD FINANCEMENT EXIMBANK JAPAN ___ COMPOSANTES -FINANCEMENT UTIIUSATIONS RESTE A UTILISER CREDIT FINANCEMENY UTILISATIONS RESTE A UTILISER RELIQUAt AU 31/03/1997 AU 3110311997 NON UTILISE AU 31103/1997 AU 31/0311997 A REAFFECTER 1- Assist. tech.promotion *xdloration Etude do bassin AHNET ( EXP) 3,0 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 0,0 Etude de bassin ILLIZI (EXP) 0,4 0,0 0,0 0,4 3,0 0,0 3.0 Etude do bassin BECHAR (EXP)^ 1,6 0,0 0,0 16 0,0 0,0 0,0 Banque de donn6es expl.et stat.de travail (EXP) 0,0 000 0,0 0,0 16,5 14,6 1,9 Equlpements Informatiques (CRDI 1,5 08 0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 Assistance technique ( EXP) 0,1 0,1 000 0,0 0,0 0,0 0,0 20 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 forage Equipements informatiques (FOR) 1,5 1,0 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 Slmulateur 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 /De6vlooDement Gaz associ6s Gassi Toull ( ENC )* 2,3 0,0 0,0 2,3 29,5 0,0 0,0 29,5 Injection daau Amassak ( ENC ) 10,5 9,7 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 injection de gaz MesdarlBaguel ( ENC) S1i6 51i5 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 R6cuprdtlon tertlalre Z.rziltine ^* 0,0 0,0 0,0 0,0 8e5 0,4 0,0 8,1 Equipements 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 formation Modble d optimisation planif. 1,0 0,4 0,0 0,6 0,0 0,0 0,0 Equipemnts centres de formation 1,4 0,0 0,0 1,4 1,3 0,0 1,3 Documentation 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,3 0,7 Autre 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 6,6 et 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 COMPOSANTES AU 30 JUIN 1997 en millions SUS Estimation a 1'evaluation Cout reel Ecart Variation COMPOSANTES Devises Dinars Total Devises Dinars Total Dinars Devises Total % 1- Assistance technique promotion exploration A- Etude de bassin 8echar (en rempl.S.E.Const.) 1,4 0,2 1,6 1,6 0 1,6 -0.2 0,2 0 B- Etude de bassin Ahnet 2,1 0,1 2,2 3 0 3 -0, 1 0,9 0,8 C-Etude de bassin Ililzi 2,6 0,2 2,8 3,4 0 3,4 -0,2 0,8 0,6 D-Etude de Bassin nappes orientales (en remp.Chdlif) 1,9 0,2 2,1 0 0 0 -0,2 -1,9 -2,1 E-Autres 6tudes de Bassins 7,8 0,4 8,2 0 0 0 -0,4 -7,8 -8,2 F- Banque de donnees exploration et station de travail 8 0,2 8,2 16,5 0,9 17,4 0,7 8,5 9,2 G- Equipements informatiques (CRD) 1,5 0 1,5 1,5 0 1,5 0 0 0 H- Assistance technique experts 1,4 0,3 1,7 0 0 0 -0,3 -1,4 -1,7 I- Negociation /Assistance technique I Expl.) 0,5 0,1 0,6 0,1 0 0,1 -0,1 -0,4 -0,5 J- Cabines g6ologiques 10,3 -0 10,3 8,7 0 8,7 0 -1,6 -1,6 S/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 forage A- Assistance technique CFP (pour m6molre) 7,7 0,4 8,1 B- Equipement lnformatique 1,2 0 1,2 1,5 0 1,5 0 0,3 0,3 C- Simulateur Forage 1 0 1 1,8 0 1,8 0 0,8 0,8 Stotal 2 9,9 0,4 10,3 3,3 0 3,3 -0,4 -6,6 -7 -0,68 3- Production ID6veloppement A-injection deau Amassak (Surface) 7,9 2,8 10,7 10,5 7 17,5 4,2 2,6 6,8 B- Injecton d'eau Amassak (Forage) 7,9 10,2 18,1 0 0 0 -10,2 -10,2 -18,1 B-Injecton de gaz Meadar/Baguel (Surface) 56,2 30,7 86,9 51,6 10 61,6 -20,7 -4,6 -25,3 B-Injection de gaz Mesdar/Baguel (Forage) 2,9 4 6,9 0 0 0 -4 -2,9 -6,9 C-Rdcup6ration tertlaire Zeraltine 8,4 1,4 9,8 8,5 0 8,5 -1,4 0,1 -1,3 D-Equipements informatiques PED 1,9 0 1,9 1,2 0 1,2 0 -0,7 -0,7 F- R6cup6ration des gaz associ6s Gassi Touil 0 0 0 31,8 10,1 41,9 10,1 31,8 41.9 S/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 formation B-Modile d'optimisation 1,8 0,1 1,9 1 0 1 -0,1 -0,8 -0.9 C-Equipements centres de formation ( CPEet ALGER) 1,2 4,8 6 2,6 8,7 11,3 3,9 1,4 5,3 D-FormTation technique et management 2,2 0,3 2,5 0 0 -0,3 -2,2 -2,5 E-Documentation 1 0 1 1 0 1 0 0 0 F-Autres Etudes 2,4 0,3 2,7 0,5 0 0,5 -0,3 -1.9 -2,2 SlTotal 4 8,6 535 14,1 5,1 8,7 13,8 3,2 -3,5 -0,3 0 5-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 .,. t   MAP SECTION   IBRD 22406 5' I 0'dg sa A [LAiN "I /c-harsl M Sia EaKh,eI I OROrC CCENTRALPCOENA N / rX~~~~ BAI STUDIE \ r- B0r {:i:'t s. EXPLORATION PERMITS AT , b1 OIL F-D o SELECTED TOWNS ANDVILLA-CFPTOTAL .pE9abo, ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~~~THAAR& ---~~~~~~~~~ INERAIOA BONARE ; --ord 0 00 20 0 ,,,dMm,,wlas 30' '-a--ILOMETER5 m rsanmlora qe3 N.,~~~~~~~~~~~~4 .,, A L G E R I A~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~lML o'h N XPLORTION ERMIT N,~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~A 19.