Industries pétrolières: le défi des abysses

Le 2009/01/08 à 11:05
Par By Éliane Kan

L’émergence de nouvelles réserves situées en offshore profond et dans des régions souvent hostiles et difficiles d’accès nécessite de nouvelles technologies sur lesquelles travaillent les industries pétrolières et parapétrolières. Les conditions extrêmes impactent la recherche et le développement.


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En dépit du ralentissement économique, les réserves pétrolières menacent toujours de s’épuiser, sachant que les trois quarts des champs sont exploités depuis vingt ans. Dans ce contexte, les grands pétroliers comme BP, Exxon Mobil, Petrobras, Saudi Aramco, Shell ou bien sûr Total n’ont pas d’autres alternatives que de découvrir de nouveaux gisements dans des régions souvent hostiles et difficiles d’accès. En vue notamment, les hydrocarbures provenant de l’offshore ultraprofond. Ces recherches extrêmement coûteuses (de l’ordre de plusieurs dizaines de millions de dollars par étude) peuvent se révéler très fructueuses comme en témoignent les champs de Tupi découverts dans le bassin de Santos au sud-est du Brésil, ceux de Cascade et Chinook dans le golfe du Mexique ou encore ceux situés au large du Congo et de l’Angola, dans le golfe de Guinée…

 

Points communs, nombre de ces champs pétrolifères se situent à des profondeurs d’eau supérieures à 1 400 mètres et sous d’épaisses couches de sel. De quoi renchérir le coût des forages qui s’avèrent déjà 5 à 10 fois plus chers qu’auparavant du fait notamment de la demande importante et de la profondeur des forages envisagés, jusqu’à 4 000 et 5 000 mètres, voire davantage. Forer à de telle profondeur soulève de véritables défis technologiques pour les équipementiers du secteur pétrolier qui investissent en moyenne 3 % de leur chiffre d’affaires dans la recherche et développement, à l’instar de Géoservices, spécialiste de la surveillance des forages, ou de Schlumberger, le leader mondial en mesure et métrologie. Sans oublier CGGVeritas, leader de l’industrie sismique qui, avec le Wide Azimuth, améliore drastiquement l’image en trois dimensions des réservoirs cachés sous le sel. Utilisée pour la première fois dans le golfe du Mexique, la méthode consiste à quadriller les zones explorées avec des bateaux qui vont soit émettre des ondes sismiques soit en recevoir les échos à l’aide de capteurs dédiés et renfermés dans des sortes de flûtes longues d’une dizaine de kilomètres. « Cette méthode est quatre à cinq fois plus onéreuse que les autres solutions, mais le coût élevé des forages, particulièrement en offshore profond, rend l’arbitrage favorable », explique Romain Soubeyran, directeur de la technologie pour les services de CGGVeritas.

 

En améliorant la netteté des images du sous-sol, le Wide Azimuth va favoriser une meilleure visualisation de l’intérieur du réservoir. De quoi aider ainsi les compagnies à améliorer le taux de récupération du pétrole qui n’est que de 30 % en moyenne. Ce niveau tend à s’améliorer par l’injection de polymères à l’intérieur du puits, technique que Total compte utiliser cette année 2009 sur le champ de Dalia (Angola). Son intérêt est de balayer le réservoir et de pousser l’huile vers le puits de production. SNF Floerger, un des leaders dans ce domaine, compte d’ailleurs développer de nouvelles compositions de polymères. L’enjeu étant de supporter des températures de 100 à 120 degrés qui, avec les fortes de pressions de l’ordre de plusieurs centaines de bars, caractérisent les puits ultraprofonds. Ces conditions extrêmes impactent également la conception des outils d’exploration et de forage qui devront concilier des contraintes de formes et de résistance mécanique. Vallourec, un producteur de tubes de forage, a ainsi développé des tubes expansibles en acier enrichi de carbone capables de supporter de très fortes déformations. En y introduisant un boulet, on peut en augmenter le diamètre de 15 à 20 % afin d’optimiser la productivité des puits.

 

Le pétrolier Saudi Aramco aurait ainsi augmenté sa production moyenne de 2 600 barils par jour et par puits. Autre contrainte spécifique aux grands fonds, l’obligation d’alléger les conduites et autres trains de tige en recourant à des métaux plus légers comme l’aluminium ou le titane, voire des matériaux composites. « D’ici 20 ans, on peut imaginer avoir des flexibles marins qui transporteront du GNL (gaz naturel liquéfié, ndlr) à partir d'unités flottantes de liquéfaction de gaz sur les navires méthaniers », indique Gérard Momplot, directeur du Groupement des entreprises parapétrolières et paragazière (GEP). Ces flexibles pourraient être constitués de caoutchoucs synthétiques en élastomère complexe avec isolation thermique pour limiter les risques de rupture et de durcissement ou de réchauffement, sachant qu’ils devront véhiculer des fluides avec des températures internes de moins 160 degrés.

 

Le Brésil, un nouvel eldorado
Le Brésil est en passe de devenir un des plus grands producteurs de pétrole grâce à la découverte fin 2007 d’un des plus grands gisements pétroliers qui devrait lui permettre de quintupler ses réserves. À condition d’y mettre le prix. 600 milliards de dollars, soit 475 milliards d’euros, c’est le montant des investissements que la compagnie nationale brésilienne Petrobras devrait consentir pour exploiter les nouveaux champs pétroliers mis à jour dans la baie de Santos, au sud-est du Brésil. Une formidable manne qui portera les réserves du pays de 14 milliards de barils à 50 milliards, voire plus, dont 5 à 10 milliards de brut léger pour le seul gisement de Tupi. L’exploitation de ce dernier va nécessiter des avancées technologiques importantes. En effet, ce gisement est enfoui à près de 6 000 mètres de profondeur, où il est protégé par une épaisse croûte saline. Outre le forage dans le sol marin et l’extraction du pétrole, la transformation et le transport du gaz associé au pétrole représentent un vrai défi technologique. Plutôt que de construire des gazoducs le long des fonds marins jusqu’aux côtes brésiliennes, la compagnie devrait amener le gaz et le pétrole vers la surface via un réseau de tubes flexibles, appelés risers, qui devront supporter des conditions maritimes difficiles avec des vents forts et des courants sous-marins importants. Après de nombreux tests qui devraient démarrer au printemps prochain sur le puits de Tupi, les essais de production sont prévus au cours du second semestre 2010. Si les résultats s’avèrent concluants, la production démarrera en 2013 avec une phase initiale journalière de 100 000 barils de pétrole et de 5 millions de mètres cubes de gaz.

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