Deep offshore : de nouveaux horizons à portée de main

Les hydrocarbures du deep offshore, auparavant considérés comme inaccessibles, concentrent aujourd’hui environ 30 % des ressources conventionnelles mondiales restant à découvrir. Leur exploitation, dans des eaux de plus en plus profondes, des mers toujours plus difficiles et des gisements aux fluides complexes de plus en plus isolés, constitue un enjeu majeur pour le futur énergétique. Grâce à son expérience dans le deep offshore et à sa politique d’innovation continue, l’Exploration-Production de Total, leader dans le domaine, relève chaque jour les défis liés à la production de ces hydrocarbures des grands fonds marins.

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Frédéric Garnaud

Offshore Profond, Best Innovators

La construction des FPSO exige un solide savoir-faire en management de grands projets. Pazflor en Angola.
La construction des FPSO exige un solide savoir-faire en management de grands projets. Pazflor en Angola.

Les challenges clés du deep offshore

Avec une vision à long terme, fondée sur une maîtrise éprouvée du deep offshore, Total anticipe les besoins de demain. Guidées par un inventaire détaillé des gaps technologiques à franchir pour relever efficacement les challenges de l’avenir, ses équipes sont mobilisées autour de cinq objectifs prioritaires.

La réduction des coûts de développement et d’exploitation des projets deep offshore

Les économies les plus significatives seront réalisées grâce à l’optimisation et à la réduction des temps du forage, objectifs de nouvelles stratégies opérationnelles basées sur l’automatisation, la standardisation, voire l’industrialisation des équipements sous-marins et des synergies industrielles en cours de développement.

 

D’ici peu, toutes les opérations de production et de traitement par grande profondeur d’eau seront installées au fond de la mer.

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D’ici peu, toutes les opérations de production et de traitement par grande profondeur d’eau seront installées au fond de la mer.

La mise en œuvre de nouvelles solutions subsea constituera un autre levier de réduction des coûts, comme l’a été la séparation sous-marine déployée en première mondiale sur Pazflor (Angola) en 2011, qui a réduit de 7 % le coût global de cet immense développement deep offshore. À long terme, le nouveau concept d’architecture entièrement sous-marine DEPTH® (Deep Export Production Treatment Hub) permettra un accès économiquement valide aux gisements trop éloignés des côtes ou de taille trop modeste pour justifier des supports de production flottants. Cette usine entièrement intégrée réalisera sur le fond de la mer toutes les opérations de traitement nécessaires pour délivrer des produits prêts à être raffinés et exportés à terre par des tiebacks sous-marins de plusieurs centaines de kilomètres. 

Pour répondre aux besoins en énergie considérables générés par ce recours massif au subsea processing, le Groupe travaille à l’émergence de ruptures technologiques sur le transport et la distribution de puissance électrique en subsea, avec deux objectifs principaux : augmenter la distance du transport de puissance électrique en courant alternatif et disposer d’équipements électriques capables de supporter les fortes pressions des grandes profondeurs d’eau.

L’accès aux réserves de gisements deep offshore satellites

Certaines briques technologiques de DEPTH®, disponibles à plus court terme, permettront une réduction substantielle des coûts de développement de ces gisements périphériques représentant 50 millions à 200 millions de barils de réserve.

 

La première unité sous-marine de traitement et d’injection d’eau de mer, SPRINGS®, pourra traiter et injecter jusqu’à 60 000 barils d’eau/jour.

On entrevoit des économies notables dans divers domaines, comme celui de l’injection d’eau avec le projet SPRINGS® (Subsea Process and Injection Gear for Seawater), première unité subsea de désulfatation et d’injection d’eau de mer traitée, d’ores et déjà testée avec succès par un pilote en eaux profondes. En supprimant une ligne d’injection d’eau à haute pression à partir de la surface, son déploiement réduirait de plus de 20 % les coûts de développement de gisements satellites distants de plus de 50 km d’un Floating production storage and offloading (FPSO).

Autre exemple, notre nouveau concept de stockage et d’injection de produits chimiques en subsea répond à ce même objectif. Il est l’une des innovations conçues pour relever le défi de systèmes de production sous-marins tout électriques permettant de s’affranchir d’ombilicaux contenant les lignes de fluide hydraulique et de produits chimiques. Envisagée dans les études conceptuelles de prochains développements de gisements satellites, la solution locale de stockage et d’injection de produits chimiques permet des réductions de coûts atteignant jusqu’à 35 %.

Le transport des hydrocarbures facilité

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Total a joué un rôle moteur dans le développement du simulateur polyphasique transitoire Ledaflow.

LedaFlow®, nouveau code de simulation des écoulements multiphasiques, est l’un des leviers technologiques indispensables aux sauts qualitatifs à réaliser pour maîtriser la flow assurance dans le contexte de profondeurs d’eau croissantes et d’allongement des lignes sous-marines.

Sa physique améliorée, pour des calculs plus fiables et précis, lui confère aujourd’hui un net avantage compétitif pour la simulation de régimes d’écoulements instables. Ses performances en progression continue, grâce à une R&D soutenue, en feront un outil incontournable d’optimisation du design et de l’économie des lignes de production et de transport.

L’intégrité des assets garantie par de nouvelles technologies subsea

Un AUV Total pour l’inspection des pipelines deep offshore d’ici 2017

Opérationnel en 2017, l’AUV réduira significativement le coût des opérations tout en les menant quatre fois plus rapidement.

De nouvelles technologies subsea d’inspection, de monitoring, de maintenance et de réparation doivent émerger pour garantir, au meilleur coût, l’intégrité des champs matures de Total et l’opérabilité de leurs installations dans la durée. Un Autonomous Underwater Vehicule (AUV) d’inspection acoustique et visuelle des pipelines, en phase industrielle en 2017, en sera la première illustration, avec à la clé des campagnes d’inspection optimisées et beaucoup moins coûteuses. À moyen terme, l’objectif est de disposer d’un AUV résident multifonctionnel, capable de séjourner plusieurs mois au fond de l’eau et d’intervenir sur les installations à tout moment.

La conception de nouveaux risers pour l’ultra-deep offshore

L’émergence de nouvelles cibles d’exploration sous des profondeurs d’eau de 3 000 m et plus impose d’étendre les fenêtres opératoires de technologies existantes et de délivrer les technologies de rupture pour forer, développer et produire à de telles profondeurs. Les risers constituent aujourd’hui l’un des maillons les plus critiques de la chaîne technologique de l’ultra-deep offshore, pour le forage comme pour la production. Des matériaux composites, plus légers que l’acier, seront indispensables pour que, au-delà d’une certaine longueur, ces conduites supportent leur propre poids. Afin de disposer d’une solution fiable dans les meilleurs délais et de bénéficier d’une offre diversifiée, Total s’investit dans la qualification de solutions innovantes en partenariat avec plusieurs industriels.

Le deep offshore : une dynamique d’innovation continue 

 

Reconnu par la profession comme un inventeur historique du deep offshore, Total s’est lancé dans les technologies subsea dès la fin des années 1960. Depuis, cette attitude pionnière ne s’est jamais démentie et lui a permis de ponctuer sa conquête des grands fonds de jalons industriels majeurs et de nouveaux standards industriels.

  • Girassol Angola
    Total a marqué son entrée sur les grands fonds par la mise en service du plus grand FPSO jamais construit au monde. Girassol, en Angola.
  • Dalia Angola
    Total dispose d’une forte maîtrise tant dans la conception des FPSO que dans le management de la sécurité à bord. Dalia, en Angola.
  • Pour gagner en flexibilité opérationnelle, l’organisation des topsides évolue tout au long de la vie du champ. Akpo, au Nigeria 
    Pour gagner en flexibilité opérationnelle, l’organisation des topsides évolue tout au long de la vie du champ. Akpo, au Nigeria.
  • La construction des FPSO exige un solide savoir-faire en management de grands projets. Pazflor en Angola.
    La construction des FPSO exige un solide savoir-faire en management de grands projets. Pazflor en Angola.
  • CLOV Angola
    La construction d’un FPSO, c’est près de dix millions d’heures de travail pendant deux ans. Clov, en Angola.
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Historique des innovations

  • 1967 : Premier puits de production sous-marin, réalisé par 40 m de profondeur d’eau et à 1 200 m d’une plateforme hôte (Anguille Marine, Gabon).
  • 1976 : Première station sous-marine de production regroupant trois puits de production au sein d’un template et 1re étape de robotique sous-marine pour la maintenance des têtes de puits (Grondin Nord-Est, Gabon).
  • 1983 : Frigg Nord-Est, premier développement gazier subsea de la mer du Nord, exploité à partir de six puits sous-marins contrôlés à distance depuis la plateforme Frigg située à 18 km (Norvège).
  • 1987 : Frigg Est, premier développement sous-marin au monde développé, maintenu et exploité sans intervention de plongeurs et ouvrant la voie aux grands fonds (Norvège).
  • 2001 : Girassol, le plus grand développement réalisé jusqu’alors par 1 400 m de profondeur d’eau (Angola). Ses risers towers, première technologique, sont l’une des nombreuses innovations qui lui vaudront un Award à l’Offshore Technology Conference (OTC) 2003 (Angola).
  • 2002 : Canyon Express, développement par plus grande profondeur d’eau réalisé jusqu’alors (2 250 m), produit simultanément trois champs de gaz dans le golfe du Mexique (États-Unis).
  • 2003 : Première TLP (Tension Leg Platform) du Groupe installée par 800 m d’eau, avec têtes de puits en surface dans le golfe du Mexique (États-Unis).
  • 2007 : Tieback de 20 km réalisé par 1 400 m de fond pour raccorder Rosa au FPSO Girassol, une première technologique pour un champ de cette taille et à une telle profondeur d’eau (Angola).
  • 2008 : K5F, premier projet subsea au monde à utiliser des têtes de puits à commande électrique. Une première mondiale y sera réalisée en 2016 avec la mise en production d’un nouveau puits subsea entièrement électrique (Pays-Bas).
  • 2008-2012 : Premier pilote industriel mondial d’injection de polymères à des fins d’EOR (Enhanced Oil Recovery) en deep offshore sur le champ de Dalia (Angola).
  • 2011 : Pazflor, premier développement au monde déployant à l’échelle de plusieurs champs des systèmes subsea d’activation de production associant séparation gaz/liquide et pompes de nouvelle génération (Angola), distingué par un Award à l’OTC 2013. 
  • 2012 : Pilote de traçage électrique en pipe-in-pipe (ETH-PiP, Electrically Heat Trace Pipe-in-Pipe), technologie innovante de chauffage des conduites sous-marines, sur le champ d’Islay en mer du Nord (Grande-Bretagne).
  • 2014 : Test par 500 m de profondeur d’eau de l’unité pilote de SPRINGS®, qui confirme les bonnes performances de ce dispositif subsea de traitement d’eau de mer (République du Congo).
  • 2015 : Laggan-Tormore, premier développement subsea to shore (West Shetlands) de deux gisements isolés dont le gaz est exporté jusqu’à la côte par un tieback subsea de 143 km (Grande-Bretagne). Distingué par un Award à l’IPTC 2016.
  • 2016 : Première pompe multiphasique subsea high boost, développant une puissance de 3,5 MW, sur Moho Phase 1 bis, développement complémentaire du brownfield Alima (République du Congo).

Total, un opérateur deep offshore de premier plan

Le deep offshore fournit aujourd’hui 40 % de la production opérée par le groupe Total et représente près de 70 % de ses enjeux d’exploration pour la période 2015-2018.

Les positions deep offshore de Total en 2017

  • 15 % de la production mondiale d’huile issue du deep offshore (en 2019 pour Total)
  • 400 à 500 puits subsea opérés
  • 8 FPSO, 2 FPU
Production mondiale en deep offshore entre 2000 et 2035.

Le deep offshore, une activité stratégique en plein essor

Les développements de l’exploration-production de Total, concentrés dans le golfe de Guinée, en font le premier opérateur du deep offshore en Afrique de l’Ouest en termes de production. Toutefois, le périmètre de ses activités sur ce domaine s’est désormais fortement élargi, via de nouveaux permis miniers en Afrique orientale et australe, en Asie et en Amérique du Sud.

Les positions de Total en offshore profond en 2015.

Si le bloc 17 (Angola) a donné la mesure de la capacité d’innovation du Groupe, il atteste aussi de son expertise opérationnelle de pointe. Elle s’y concrétise par une production de 700 000 barils par jour et des coûts d’exploitation compétitifs, de l’ordre de 6 USD par baril, grâce aux synergies logistiques et, plus largement, opérationnelles mises en œuvre à l’échelle de ce bloc très prolifique.

Le bloc 17, une expertise opérationnelle de pointe

  • 4 000 km2 de superficie
  • 15 découvertes
  • 4 FPSO mis en production en 14 ans (Girassol, Dalia, Pazflor, CLOV)
  • 700 000 barils par jour
  • 2 milliards de barils, seuil de production cumulée franchi en avril 2015

Priorité à la maîtrise des risques spécifiques au deep offshore

L’exigence de performance et de rentabilité reste soumise à la priorité absolue de la maîtrise de tous les risques, en particulier des risques spécifiques aux opérations par grande profondeur d’eau.

  • Maîtriser une éruption d’hydrocarbures : à la suite d’un blow out survenu sur un puits d’exploration de la concurrence dans le golfe du Mexique, Total s’est investi avec l’industrie dans le développement de nouvelles technologies et équipements (captage de fuite, confinement de puits) pour remédier dans les meilleurs délais à un accident majeur de ce type. Des solutions de confinement adaptées à ses puits de production subsea du golfe de Guinée ont également été développées en interne.
  • Lutter efficacement contre une pollution marine : la mise au point de Spill Watch, chaîne opérationnelle maison de suivi et de prédiction de déplacement des nappes d’hydrocarbures, a permis de franchir un saut qualitatif de premier ordre dans la fiabilité et la précision des prédictions de dérives de nappes.
  • Surveiller et détecter via le monitoring subsea : engagé dans un vaste programme de qualification de nouvelles technologies de détection de fuites sous-marines, Total a également conçu un observatoire pour la surveillance en temps réel des aléas géologiques sous-marins.

BILLET D'EXPERT

Un AUV pour optimiser l'inspection des pipelines

VIDÉO

TOTAL.COM – offshore profond, la production de demain

BILLET D'EXPERT

SUBSEA processing : Springs, une technologie de rupture

BILLET D'EXPERT

Le premier puits SUBSEA tout électrique

BILLET D'EXPERT

La Flow assurance, clé du succès des développements pétroliers

BILLET D'EXPERT

Un savoir-faire interne en ingénierie de sécurité adapté aux FPSO

DOSSIER

TOTAL.COM – panorama de nos activités en offshore profond

PUBLICATION

Subsea Station for chemical storage and injection: 2 case studies

INFOGRAPHIES

TOTAL.COM – retour sur 10 ans d’histoires d’innovation sous les mers