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 BillingstadNorvè[email protected]: +47 668 435 41
Oil, Gas and Petrochemicals