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Les hydrocarbures situés en deep offshore concentrent aujourd’hui environ 30% des ressources conventionnelles mondiales restant à découvrir. Leur exploitation, dans des eaux profondes, des mers difficiles et des gisements aux fluides complexes parfois 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, pionnier et un des leaders dans le domaine, relève chaque jour les défis liés à la production de ces hydrocarbures dont les gisements se trouvent par de grandes profondeurs d’eau.

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Artur Nunes Da Silva

Offshore profond

Total un pionnier et leader dans l'offshore profond – Exploration-Production – Total

L'imagerie, la caractérisation et la simulation d'écoulement des nouveaux gisements en deepwater

L’évaluation des ressources des nouveaux gisements et leurs incertitudes associées en deepwater sont complexes mais centrales dans le dimensionnement des futures installations de production. Les nouvelles découvertes de gisements sont à des profondeurs de plus en plus importantes avec de nouvelles thématiques géologiques (exemple : Carbonates sous le sel). Les éléments clés pour estimer les réserves et optimiser les installations de surface sont :

  • l’imagerie sismique de ces réservoirs,
  • la compréhension des hétérogénéités dynamiques de ces nouveaux champs,
  • l’optimisation du nombre de puits et de la technique de récupération.

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

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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Les économies les plus significatives sont réalisées grâce à l’optimisation et à la réduction des temps de forage, à de nouvelles stratégies opérationnelles basées sur l’automatisation, la standardisation, voire l’industrialisation des équipements sous-marins et des synergies industrielles quand cela s’avère possible.

Certaines technologies ayant atteint un niveau de maturité avancée permettent aujourd’hui d’envisager en toute sécurité la standardisation de bon nombre d’équipements et designs grâce auxquels le coût technique et la durée d’exécution sont réduits.

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. 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 unités de production flottantes. Cette usine sous-marine entièrement intégrée réalisera sur le fond de la mer et en toute sécurité toutes les opérations de traitement nécessaires pour extraire 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 puissance électrique générés par ce recours massif au subsea processing, Total travaille à l’émergence de ruptures technologiques concernant le transport et la distribution de puissance électrique en subsea, avec trois objectifs principaux :

  • améliorer l'efficacité énergétique de ses développements,
  • augmenter la distance du transport de puissance électrique en courant alternatif,
  • disposer d’équipements électriques capables de supporter les fortes pressions des grandes profondeurs d’eau.

L'accès aux réserves de gisements dep 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 le plus souvent 50 à 200 millions de barils de réserve.

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 réduira significativement les coûts de développement de gisements satellites distants de plus de 50 kilomètres 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

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 de plus en plus grandes 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.

Le développement continu des outils de simulation associé à une analyse fine de la cinétique de formation d'hydrate de nos fluides a permis de mettre en place l'approche NADAH (New Approach of Design Against Hydrates). Elle permet de relâcher les contraintes de design de l'isolation thermique d'une ligne de production sous-marine et donc de faire baisser le coût des réseaux sous-marins en s'autorisant à l'opérer dans la zone thermodynamique de formation d'hydrate.

L'intégrité des assets garantie par de nouvelles technologies subsea

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

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 a été 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 mètres et plus impose d’étendre les fenêtres opératoires des technologies existantes et de délivrer les technologies de rupture pour forer, développer et produire de façon économique 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.

La réduction des émissions de gaz à effet de serre liées à la production de nos champs

La réduction des émissions de gaz à effet de serre sur nos actifs deep offshore est un enjeu majeur pour contribuer à notre ambition de neutralité carbone à l’horizon de 2050. Pour cela et à la demande de nos filiales, nous lançons des études impliquant tous les domaines du deepwater :

  • optimisation du nombre de puits et des facteurs de récupération des champs
  • politique d’arrêt du torchage et de consommation de fuel gas
  • bilan d’efficacité énergétique de nos installations deep offshore
  • remplacement et optimisation des équipements topside
  • études de concept d’alimentation électrique depuis la terre
  • études de capture et de stockage de CO2 sur les champs où cela pourrait être possible

Nous partageons également notre expérience et notre savoir-faire avec les opérateurs des actifs deep offshore sur lesquels nous sommes partenaires pour que ces actifs suivent le chemin vertueux de nos actifs opérés.

La contribution du deepwater à nos enjeux de réduction des émissions est clé et constitue avec la réduction des coûts de nos développements une priorité majeure.

16 Mt CO2eq in 2020

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.

  • 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.
  • Total a marqué son entrée sur les grands fonds par la mise en service de son premier FPSO, Girassol, en Angola - Exploration - Production - Total
    Total a marqué son entrée sur les grands fonds par la mise en service de son premier FPSO, Girassol, en Angola.

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 première 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, distingué par un Award à l’OTC 2013 (Angola).
  • 2012 : Pilote de traçage électrique en pipe-in-pipe (ETH-PiP, Electrical Trace Heated 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 of Shetland) de deux gisements isolés dont le gaz est exporté jusqu’à la côte par un tieback subsea de 143 km. Distingué par un Award à l’International Petroleum Technology Conference (IPTC) 2016 (Grande-Bretagne).
  • 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).
  • 2018 : Première utilisation par Total d’un schéma de développement basé sur une boucle hybride sur le projet Kaombo (Angola).

Total, un opérateur deep offshore de premier plan

Le deep offshore fournit aujourd’hui près de la moitié de la production opérée Total et représente près de 70% de ses enjeux d’exploration pour la période 2018-2021.

Production mondiale en deep offshore entre 2000 et 2035

Production mondiale deep offshore entre 2000 et 2035

Le deep offshore, une activité stratégique en plein essort

Les développements 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 sur le continent américain qui devient une zone de forte activité pour Total avec le Brésil, le Golfe du Mexique et plus récemment le Suriname.

Carte des positions et projets en offshore profond - Exploration-Production - Total

Si la filiale Total Exploration-Production Angola a donné la mesure de la capacité d’innovation du Groupe en développant le Bloc 17 puis le Bloc 32, elle atteste aussi de son expertise opérationnelle de pointe. Elle s’y concrétise par une production totale maintenue à près de 600 000 barils par jour et des coûts d’exploitation compétitifs, de l’ordre de 5 dollars par baril, grâce aux synergies logistiques et, plus largement, opérationnelles mises en œuvre à l’échelle de ce bloc très prolifique.

Les blocs 17 et 32, une expertise opérationnelle de pointe

  • 9 000 km2 de superficie
  • 27 découvertes
  • 6 FPSO mis en production en 18 ans (Girassol, Dalia, Pazflor, CLOV, Kaombo Norte et Sul)

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 d’un concurrent dans le golfe du Mexique, Total a collaboré activement avec les autres acteurs de l’industrie au 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 dans le golfe de Guinée ont également été développées en interne et une entité entièrement dédiée à la mise en place des réponses en cas d'urgence a été créée au sein de la ligne de produit Deepwater & Subsea.
En novembre 2013, Total a également effectué un exercice de grande ampleur en Angola, avec l’objectif de se préparer pour réagir au mieux en cas de pollution majeure en mer. En mars 2019, afin de tester cette réponse dans des conditions aussi réalistes que possibles, Total a organisé un autre exercice de grande ampleur, déployant ainsi le premier système de Capping en Afrique. Avec ces exercices réussis, Total a renforcé ses capacités d’intervention en cas de pollution en mer et partagé ses enseignements au sein de l’industrie pétrolière.

Système de réponse d’urgence sur les puits subsea (SERS) – images fournies par OneSubsea

Système de réponse d’urgence sur les puits subsea (SERS) – images fournies par OneSubsea

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.

Offshore profond

Flow assurance : clé du succès des développements pétroliers

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Springs®, une technologie de rupture

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K5F : le premier puits subsea tout électrique

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Le transport des effluents par pompes multiphasiques

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Test de puits longue durée sur Libra

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Un AUV pour optimiser l'inspection des pipelines