«Le 21ème siècle verrala primauté du capital intellectuel sur les actifs physiques »

Revue ABB 2/2000 7

l’aube de ce nouveau millénaire, le développement

et l’exploitation des champs de pétrole et de gaz

doivent répondre à deux impératifs: d’une part,

réduire l’écart de coût entre la production à terre et

en mer et, d’autre part, minimiser l’impact de ce secteur sur l’en-

vironnement. Non seulement la technologie et le savoir-faire

parapétroliers ont atteint un niveau jamais égalé, mais les progrès

n’ont jamais été aussi rapides. Le défi est donc permanent pour

exploiter les nouvelles technologies au maximum de leur poten-

tiel. Nous sommes aujourd’hui à un tournant où il nous incombe

de saisir les nouvelles opportunités qu’offrent ces avancées tech-

nologiques et de faire des choix pour l’avenir.

Les gagnants seront ceux qui feront preuve d’une démarche

proactive, anticipant les mutations en créant de nouveaux mar-

chés et en ouvrant de nouvelles voies. Investir et exploiter le capi-

tal humain et intellectuel seront deux éléments clés de la réussite.

La gestion des connaissances, l’excellence technologique et notre

capacité à utiliser au mieux ces atouts seront des avantages déci-

sifs face à la concurrence.

Les défis pour 2005

Aujourd’hui, le pétrole et le gaz offshore proviennent essentielle-

ment de champs exploités à des coûts élevés, dans des mers n’ex-

cédant pas 500 mètres de profondeur.

Comme le montrent les récentes tendances, et en particulier

les fluctuations du cours du pétrole, l’industrie pétrolière doit

se préparer à une instabilité des marchés, à exploiter des réser-

voirs de plus en plus complexes, à passer de l’offshore profond

à l’offshore ultraprofond avec des champs marginaux et plus

petits.

Sachant que le pétrole des champs offshore est en concurren-

ce directe sur le marché avec les produits des champs à terre,

il nous faut réduire l’écart de coût entre les deux et minimiser

l’impact de la production en mer sur l’environnement.

En d’autres termes, il devient impératif :

� d’accéder de façon sûre et rentable aux champs en eaux pro-

fondes.

� d’augmenter considérablement la quantité totale d’hydrocar-

bures récupérés ainsi que les taux de récupération.

1

A

L’offshoreprofondà l’aube d’uneère nouvelle

Rune Strömquist

Senior Vice President Technology

Oil, Gas and Petrochemicals

Oil, Gas and Petrochemicals

� de réduire nettement les investissements et les coûts d’exploitation.

A cet égard, de longs raccordements sous-marins constituent des

solutions très prometteuses.

Pour les champs matures, nous pouvons relever ces défis en utilisant les

infrastructures existantes beaucoup plus efficacement qu’aujourd’hui. Le

développement de nouvelles technologies pour l’exploitation à distance

de champs sous-marins et le transport sur de longues distances des fluides

à partir des puits, nous permettra de relier les gisements découverts dans

des zones éloignées aux infrastructures existantes, éventuellement directe-

ment aux infrastructures côtières .

Parallèlement, la productivité des puits sous-marins sera augmentée

pour atteindre, voire dépasser, celle des puits à terre; et, cerise sur le

gâteau, les quantités totales récupérées seront en nette augmentation.

L’apport des technologies émergentes

Les technologies permettant de récupérer plus des réservoirs auront un

impact majeur sur la rentabilité de la production offshore.

Les moindres quantités récupérées d’un puits sous-marin s’expliquent

notamment par les coûts d’intervention sur le puits. Il est, par consé-

quent, impératif de réduire ces coûts avec une instrumentation et des sys-

tèmes de contrôle-commande installés en permanence sur le fond marin

et en utilisant des équipements et des supports flottants plus légers et

plus économiques.

Les technologies de l’information vont également révolutionner l’in-

dustrie du pétrole et du gaz. Le développement de nouveaux champs

commencera par une modélisation du réservoir qui permettra une mise

en valeur optimale de chaque champ sur la base des perspectives de cycle

de vie. En cours d’exploitation, un modèle complet sera élaboré avec

caractérisation du réservoir, schéma d’écoulement des fluides, perfor-

mances du procédé, ainsi que tous les paramètres nécessaires à l’optimisa-

tion de l’exploitation du champ. Tout au long de la durée de vie du

champ, ce modèle sera affiné par les données collectées par l’instrumenta-

tion et rapatriées par les systèmes de communication.

Une automatisation avancée des champs de pétrole et de gaz permet-

tra d’accroître, de stabiliser et d’anticiper la production.

Optimiser la production impose l’utilisation d’une instrumentation

intelligente, avec des capteurs qui surveillent tous les paramètres clés de

production et des duses de fond commandées à distance pour contrôler

les débits des différentes zones d’un puits multilatéral . Plusieurs zones

peuvent alors être simultanément productrices, alors que les zones qui

produisent trop d’eau, par exemple, peuvent être fermées, si nécessaire.

Il semble tout à fait réaliste d’envisager de faire passer de 30–35% à

50–-60% en moyenne les quantités de pétrole brut aujourd’hui récupérées

des réservoirs.

Les coûts d’exploration doivent également diminuer par de meilleures

méthodes sismiques de collecte des données, de meilleures méthodes

d’interprétation des données et une meilleure modélisation par l’utilisa-

tion de la technologie CAVE. Dans certaines régions, nous assisterons à

une augmentation du nombre de microforages avec des appareils de fora-

ge moins coûteux et des équipements plus légers. Nous verrons égale-

ment le forage de puits d’exploration appelés à être transformés ultérieu-

rement en puits de production.

3

2

Revue ABB 2/20008

Accès auxchamps en eaux

profondes

Exploitationoptimisée

des réservoirs

Protection del’environnement

Longsraccordements

sous-marins

Oil, Gas and Petrochemicals

1 Les défis à relever dans l’immédiat

incluent la réduction de l’écart entre les

coûts de production à terre et en mer,

et la diminution de l’impact de la pro-

duction offshore sur l’environnement.

Revue ABB 2/2000 9

Mais l’amélioration des performances découlera en grande partie d’une

meilleure surveillance de la production du réservoir, avec notamment:

� Sismique en 4C/4D qui envisage le développement des champs dans le

temps et utilise des ondes de cisaillement pour détecter les interfaces

pétrole brut/eau.

� Mesures en cours de forage pour positionner les puits de production

avec plus de précision.

� Surveillance microsismique constante par une écoute en continu des

micro-tremblements de terre qui permettrait d’accroître encore les

quantités extraites du réservoir.

D’importantes économies pourront être réalisées en s’affranchissant de

l’installation de supports flottants ou plates-formes, ce qui nous met au

défi de transporter les fluides sur de longues distances. Pour ce faire, nous

développons actuellement de nouvelles technologies portant sur:

� La maîtrise des écoulements

� Les systèmes sous-marins de distribution d’énergie électrique

� Le traitement sous-marin et en fond de puits

� Les machines tournantes sous-marines

Mais pour que ces développements deviennent réalité, les industriels

du pétrole et du gaz doivent faire leur propre révolution. Avant de

décrire quelques exemples de ces deux derniers points, intéressons-

nous d’abord à la maîtrise des écoulements et aux systèmes sous-

marins de distribution d’énergie électrique.

La technologie de la maîtrise des écoulements vise à:

� Eviter/gérer les dépôts de paraffine, d’hydrates et autres

� Optimiser les régimes d’écoulement

� Minimiser la contre-pression d’écoulement

� Minimiser les temps improductifs du système

Cela pourrait se résumer ainsi: davantage de pétrole, moins cher et plus

rapidement.

Le transport sous-marin de l’énergie électrique et sa distribution entre les

plates-formes, ainsi qu’entre le large et le littoral est fondamental pour

parvenir au «tout au fond». C’est également un préalable indispensable

pour diminuer la consommation d’énergie en mer, de même que la pollu-

tion .

En milieu sous-marin, l’énergie électrique sert principalement à ali-

menter les machines tournantes, mais elle sera également utilisée pour

le chauffage et les procédés de séparation. Pour les infrastructures de

surface, un réseau électrique offshore évitera l’installation d’une turbine

5

4

GazPétrole

Câbles de commande

Câbles d’énergie

2 Le développement des nouvelles technologies per-

mettra de relier les nouveaux champs éloignés aux infra-

structures existantes ou même directement au littoral.

L’exploitation du pétrole et dugaz ne pourra, à l’avenir, êtredurable qu’à la condition de pou-voir réduire au minimum la pollu-tion et en atténuer les effets.

«

»

3 Technologie intelligente utilisée dans les différentes zones d’un

puits multilatéral.

Revue ABB 2/200010

à gaz sur chaque site et permettra d’importer et d’exporter l’énergie

électrique vers le littoral.

Une nouvelle génération de technologies de transport de l’énergie en

courant continu à haute tension, appelée «liaisons HTCC à technologies

allégées», rend ce projet économiquement viable.

D’ici 2.005, l’industrie de l’offshore sera en mesure de fournir de l’éner-

gie électrique à des profondeurs d’eau de 2.000 mètres et plus, sur des dis-

tances couvrant la plupart des nouveaux gisements découverts. Avec un

système HTCC à technologies allégées, la distance ne pose plus problème.

Nous avons déjà indiqué que les solutions sous-marines sont envisa-

geables pour toutes les profondeurs d’eau, mais pour un grand nombre

de champs, la meilleure solution restera la production avec têtes de puits

en surface. C’est la configuration du réservoir ainsi que l’expérience de

l’opérateur pétrolier qui détermineront le choix des têtes de production

en surface ou au fond.

Même si les supports flottants de production, stockage et décharge-

ment (FPSO) restent à l’avenir les maîtres des mers pour les solutions au

fond, on peut faire encore beaucoup mieux et engager une réflexion. Cela

est particulièrement vrai à la fois pour les colonnes montantes (risers) et la

forme des coques.

De nouvelles formes de coque pour les têtes de puits en surface arri-

vent sur le marché. Des supports flottants adaptés à l’exploitation de têtes

de puits en surface pour les opérations en mers profondes sont également

requis, tout comme de nouvelles solutions de stockage. Pour contenir les

coûts, il faudra des solutions standardisées pour des conditions climatiques

spécifiques, des profondeurs d’eau et des charges utiles données .

Les principaux défis à relever pour le forage en eaux profondes sont

liés à la colonne d’eau, à la pression et au réservoir. A ces profondeurs, il

faut de longues colonnes montantes, ce qui suppose des charges élevées

et un équipement lourd et onéreux. Chaque opération de forage est fasti-

dieuse et coûteuse. Au niveau du réservoir, la pression de boue existant

dans un très long riser peut endommager et détruire le puits.

De nouvelles méthodes de forage sont à l’étude pour répondre à ces

besoins. A titre d’exemple, nous citerons le forage dit «à double densité»

dans lequel la pression de réservoir est équilibrée par une pompe à boue

reposant sur le fond marin plutôt que par la colonne de boue dans le riser.

Certaines entreprises envisagent même de placer sur le fond marin un

appareil de forage complet et télécommandé.

Mieux protéger l’environnement

La figure montre les différentes sources de pollution d’un champ

offshore. L’exploitation du pétrole et du gaz ne pourra, à l’avenir, être

durable, qu’à la condition de pouvoir réduire au minimum la pollution et

en atténuer les effets.

L’une de ces sources de pollution est mise en évidence par la photo

satellite de notre planète . Les très nombreux points lumineux le long8

7

6

4 Image d’un réservoir produite par surveillance

microsismique.

5 Le système SEPDISTM est conçu pour la distribution fiable

de l’énergie électrique en milieu sous-marin.

Oil, Gas and Petrochemicals

de la côte est des Etats-Unis, au Japon et en Europe sont les lumières des

grandes agglomérations. N’est-il pas angoissant de constater que les

mêmes points lumineux en Afrique, en Sibérie et au Moyen-Orient, sont le

fait du torchage des puits pétroliers. Il s’agit d’une des plus importantes

sources d’émission de CO2 et, dans ce domaine, des investissements

même modérés permettraient de réduire l’impact sur l’environnement de

l’activité pétrolière et gazière.

Réduire les émissions de CO2 des activités offshore de production de

pétrole et de gaz exige des stratégies offensives:

� Amélioration des systèmes de combustion des turbines à gaz et des

centrales à cycle combiné. Le cycle combiné à l’air est aujourd’hui le

standard; le remplacement de l’air par de l’oxygène ou de l’hydrogène

nécessitera d’autres développements.

� Séparation et élimination du CO2 en amont, ou, dans la plupart des

technologies, en aval de la combustion. Les membranes de sépara-

tion sont actuellement au stade des études en laboratoire, d’autres

méthodes de séparation existent, mais elles ne sont pas viables

économiquement. On peut espérer des progrès d’ici trois à cinq

ans.

Revue ABB 2/2000 11

Moteursd’hélicoptère

Gaz combustibleTorchage

MoteursDiesel des supports

Rejets de forage

Déversements

Eau produiteHuile disperséeProduits chimiquesComposés organiquesMétal

Composésorganiquesvolatils

7 Sources de pollution d’un champ offshore

500

2000 5000 10000 15000 20000 >25000

10001500200025003000

Pro

fon

de

ur[

m]

Charge utile[ t ]

SCF

TLP standard

TLP mini

6 Supports flottants ABB pour mers profondes.

SCF Support flottant à colonne unique

TLP Plate-forme à lignes tendues

12 Revue ABB 2/200012

� Rejet ou dépôt de CO2. Plusieurs méthodes sont réalisables, mais des

incertitudes demeurent quant à la stabilité et aux effets à long terme.

Le gaz résiduel et le dépôt de gaz associé constituent un problème majeur

du développement de champs marginaux, éloignés des infrastructures

existantes. Le torchage est inacceptable d’un point de vue écologique, le

transport peut s’avérer trop coûteux, et la réinjection n’est pas toujours

réalisable.

La liquéfaction du gaz pour son transport ne peut se faire que dans de

grandes usines. Lorsque nous serons en mesure de construire des unités

de liquéfaction de petite taille et financièrement viables à un cours de US$

20/baril, l’exploitation de nombreux champs marginaux deviendra du jour

au lendemain rentable. Toutefois, ce scénario sera difficilement réalisable

avant cinq ans. Les réserves de gaz étant beaucoup plus importantes que

les réserves de pétrole, le gaz sera, à l’avenir, plus largement utilisé

comme combustible, pour la fabrication des produits chimiques et pour la

production d’énergie. Les usines de liquéfaction pourraient devenir un

important secteur industriel.

Pour le plus grand bénéfice de l’environnement, les centrales au char-

bon seront remplacées par des centrales au gaz, à cycle combiné.

8 Image satellite de la planète la nuit. Les points lumineux en Afrique, en Sibérie et au Moyen-Orient correspondent à des torchages

du gaz.

Oil, Gas and Petrochemicals

9 SUBSISTM, premier système sous-marin au monde de

séparation et d’injection destiné au projet pilote Troll en mer

du Nord.

13

Solution intermédiaire

L’avenir que nous avons évoqué est déjà une réalité. L’exemple concret

décrit ci-après montre qu’il est possible de relier de nouveaux champs

satellites aux systèmes de production flottants existants sans modification

majeure des installations de surface.

Le champ en question est situé en mer du Nord, en territoire britan-

nique. Dans un cas comme celui-ci, opter pour une solution traditionnelle

nécessiterait trois nouvelles conduites et d’importantes modifications du

support flottant.

L’autre solution consiste à utiliser les nouvelles technologies de sépa-

ration et de réinjection d’eau en milieu sous-marin dans le cadre du projet

pilote Troll 1) . Dans ce cas, seules deux nouvelles conduites et de très

légères modifications des installations de surface seront nécessaires ,

tout en augmentant la productivité et permettant une production plus

rapide à pleine capacité. Les principaux avantages sont:

� Une seule conduite de production de 10” au lieu de deux.

� Modifications mineures apportées au support flottant.

� Pas d’accostage du support flottant.

� Production anticipée et exploitation à pleine capacité plus rapide.

� Augmentation de la production totale.

En résumé, le retour sur investissement pourrait être amélioré de plus de

60%.

Prochaine étape – la solution complète

Dès 2.005, il sera également possible d’exploiter un champ offshore sans

plates-formes ni supports flottants, les fluides étant évacués directement à

terre. Le coût est estimé à environ 6–10 US$ par baril. Toutefois, avant que

cela ne devienne une réalité, l’équipement devra être testé sur sites

pilotes pour être qualifié. Il s’agit certainement de la solution idéale pour

atteindre l’objectif de production directe vers la côte.

Toutes ces technologies émergentes permettront d’exploiter à distance

des champs situés à plus de 200 km des côtes ou d’infrastructures exis-

tantes, aussi efficacement que s’il s’agissait de puits à terre. De surcroît, l’im-

pact sur l’environnement et les risques pour le personnel seront considéra-

10

9

Revue ABB 2/2000 13

WI

10km

WI

WI

PW PW PW PW

WI

PWPW

PWPW

MAN

SUBSIS

PW

Nouvelles conduites

Conduites existantes

Installationsflottantes deproduction

Nouveau satellite

Puits existants

10 Système de production flottant associé au traitement sur les fonds marins.

PW Puits de production

MAN Collecteurs

WI Injection d’eau

1) Le projet pilote Troll est une joint venture entre Norsk Hydro et ABB.

14 Revue ABB 2/200014

blement réduits. Cette solution a surtout le

mérite d’éviter la remontée de l’eau jusqu’à la

plate-forme, puis son retour, avant de la réinjec-

ter. Elle nécessite moins de conduites, la contre-

pression est plus faible, l’extraction d’huile

plus importante, la consommation d’énergie

moindre, et le problème des hydrates minimisé,

réduisant la quantité de produits chimiques

nécessaires.

Une fois la technologie SUBSIS/projet pilote

Troll en exploitation, l’étape suivante consistera

à inclure des installations sous-marines de com-

pression et de réinjection du gaz humide, soit

séparément, soit mélangé à l’eau . La sur-

pression permettra de transporter le pétrole sur de plus grandes dis-

tances. La réinjection du gaz répond à un double objectif:

� Résoudre le problème du gaz résiduel et autoriser une production

anticipée sans installation d’évacuation du gaz.

� Permettre une meilleure exploitation du pétrole en maintenant une

pression de réservoir acceptable.

Pour les champs plus importants ou dont la production de gaz est trop

élevée pour qu’il soit réinjecté, on aura recours à la compression sous-

marine de plus grandes quantités de gaz pour l’évacuer sur de plus

longues distances. Plusieurs entreprises mettent actuellement au point

cette technologie. On pourrait également y adjoindre des installations de

pompage commandées à distance.

A l’horizon 2005

A la lumière de tous ces développements, la question est de savoir où en

sera ce secteur industriel dans cinq ans? Les prévisions à cet égard sont,

par ordre, les suivantes:

� Réduction de 30 à 50% des dépenses d’investissement du fait de

l’utilisation des infrastructures existantes et d’une réduction des

besoins en nouvelles plates-formes; à cela s’ajoute un traitement

sous-marin partiel avant le transport à terre où sera effectué le

traitement final.

� Un personnel moins nombreux et des systèmes offshore plus simples

permettront d’abaisser les coûts d’exploitation et d’améliorer la sécuri-

té. Les économies potentielles sont de l’ordre de 30 à 60%.

� Des puits intelligents, un traitement sous-marin et des interventions

légères sur puits permettront de porter à 60% le taux de récupération

du pétrole des puits sous-marins.

� Un accroissement de la production permettra une production antici-

pée à plus haute capacité.

� Une standardisation des principaux éléments constitutifs sous-marins,

une conception plus simple des supports flottants et l’utilisation des

infrastructures existantes diminueront de 30 à 50% les temps de déve-

loppement.

� L’impact sur l’environnement pourrait être réduit de plus de 50%.

D’un point de vue technologique, tout cela est possible, mais suppose une

collaboration étroite entre l’industrie parapétrolière et les compagnies

pétrolières, ainsi que la définition d’objectifs communs. Tels sont les prin-

cipes qui guideront nos programmes de développement technologique au

cours des années à venir et apporteront à nos clients les avantages concur-

rentiels indispensables pour réussir sur leurs marchés.

11

Pétrole versunités de

traitement enmer ou côtières

Evacuationgaz

Traitement dupétrole brut

Contrôledu pointde rosée Compresseur

Têtes deproduction

Séparateurtriphasique

Contrôledu sable

Moduled’injection d’eau

Têted’injection

d’eau

H2O Huile

Gaz

11 Traitement sous-marin – Solution complète

Adresse de l’auteur

Rune StrömquistSenior Research ManagerABB Corporate ResearchMarine Oil & GasBergerveien 12NO-1361 BillingstadNorvègerune.stroemquist@no.abb.comFax: +47 668 435 41

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