Session plénière 4 L’offshore profond : Apres l’ultra, une nouvelle frontière

Jean-François SAINT-MARCOUX Engineering Expertise Director Subsea 7

JAH 2014

Introduction

Les compagnies pétrolières ont toutes identifié les couts élevés comme un obstacle à leurs nouveaux développements. Et pourtant les permis sont accordés dans des profondeurs de plus en plus importantes. Il faut nécessairement aller vers un changement de paradigme dans l’architecture de champ et plusieurs compagnies comme Statoil ou Total en proposent une nouvelle vision L’objectif de cette présentation est d’analyser l’état de l’art des éléments constitutifs d’un champ d’huile et de chercher à comprendre comment leur évolution permet d’imaginer ce que seront les architectures de champ dans les dix ans qui viennent.

JAH 2014

Agenda

Revue des composants: Puits, Conduites, Lignes chauffées, Boosting et Séparation, Gaslift, Traitement d’eau, Unités de Production Flottantes, Risers, Puissance et Contrôle. Architecture de champ du futur: Récapitulatif Solution proposée Aléas Moyens de Construction Conclusions

JAH 2014

Dimensionnement des puits de production

Même si ce critère peut apparaitre ancien le dimensionnement des tubages reste le plus souvent lié à l’erosional velocity (ou plus précisément à la pression dynamique) maximum tolérée par l’installation. Un tubage de 5-1/2 inch peut produire de 5000 à 15000 BOPD selon le GOR de l’effluent. On constate une convergence de fait du dimensionnement des têtes de puits vers l’utilisation d’un tubage de diamètre 5 inch. Il est peu probable que ce diamètre augmente en raison de la sévérité croissante des conditions opératoires (HPHT).

JAH 2014

Arbres de Noël

Les arbres de Noël sous-marins maintiennent leur prééminence: en 2012, 6720 ont été commandées dont 3110 pour l’offshore profond et très profond Dans la foulée de la standardisation des tubages, les arbres de Noël de 5 inch sont maintenant le standard de fait - Il permettent de réaliser des arbres de Noël horizontaux - Il permettent de modifier la fonction du puits (producteur

/injecteur) - Le même obturateur de Sécurité est utilisé pour tous les arbres

du champ - Un seul « Well Capping unit » est nécessaire Total a installé depuis 2008 des arbres de Noel entièrement électriques en Mer du Nord. Total vient aussi de qualifier des vannes de sécurité de fond de puits électriques.

JAH 2014

Conduites sous-marines

La plupart des compagnies font converger la production de plusieurs puits vers des manifolds. Or la pression en opération des manifolds résulte d’un compromis entre - Raccorder un grand nombre de puits à un seul

manifold - Eviter la limitation de la production par le puits

produisant à la plus faible pression En pratique c’est la production de quatre puits par manifold qui est le plus souvent retenue. On observe donc en général - Des jumpers de 6inch - Des lignes de production d’huile de 12inch - Des lignes d’injection d’eau de 14inch Des systèmes HIPPS, qui permettront de réduire les épaisseurs des lignes viennent d’être qualifiés dans leur version électrique.

JAH 2014

Lignes Chauffées

Pour la production d’huile l’architecture retenue actuellement pour la préservation de la formation d’hydrate consiste à: - Faire une boucle de production qui permet la circulation (après une période de non intervention) d’un hydrocarbure liquide à faible tension de vapeur (par exemple huile dégazée ou diesel) - Disposer d’une seconde ligne plus ou moins parallèle à la ligne de production et pré-remplie de diesel A l’avenir, les lignes de production thermiquement très isolées, pourront être maintenues en température par réchauffage au-dessus de la température de formation d’hydrates à la pression de fonctionnement. On constate déjà le développement du réchauffage électrique sous deux formes: - Réchauffage électrique direct (DEH) - Pour les PIP, le réchauffage par traçage électrique

JAH 2014

Boosting et Séparation

Dans une ligne de production, la très grande partie de la chute de pression (et de température) se produit dans le riser. On constate par simulation qu’il y a peu de différence entre mettre le « boosting « près de la tête de puits ou à la base du riser. La puissance électrique requise par les pompes de boosting est de l’ordre de 1 a 2 MW La séparation se développe beaucoup moins rapidement que le « boosting »: seuls quelques projets phares émergent: - Total produit sur Pazflor par 800m de fond, en séparant le gaz et en maintenant

ensemble l’huile, l’eau et le sable, - Shell utilise des séparateurs cyclonique sur Perdido par 2500m de fond Un des obstacles à la séparation sur le fond est la difficulté à réaliser un volume important résistant à l’effondrement sous pression externe: d’où l’apparition de séparateurs tubulaires ou cycloniques.

JAH 2014

Statoil Subsea Factory

La Vision de Statoil « Subsea Factory » est : - Une unité de production sur le fond marin (aussi bien d’huile que de gaz) opérée a

distance et permettant d’évacuer des hydrocarbures vers n’importe quelle unité de production offshore

JAH 2014

Traitement d’eau sur le Fond

L’injection d’eau est le moyen de choix d’augmenter le taux de récupération des gisements. Cette récupération assistée doit le plus souvent être mise en œuvre dès le démarrage de la production. Les volumes d’eau mises en œuvre sont importants (120% de la production d’huile) mais immédiatement disponibles offshore. Toutefois l’eau de mer et l’eau de gisement sont fréquemment « incompatibles ». Cela signifie qu’un traitement est nécessaire pour retirer de l’eau de mer les ions qui pourraient précipiter avec ceux de l’eau de gisement et freiner la circulation de fluides dans le gisement. Ces installations de traitement d’eau fonctionnent le plus souvent par ultrafiltration par membranes. Leur utilisation sur FPSO est maintenant classique (depuis Girasol), mais plusieurs projets existent (ExxonMobil, Total, Veolia) afin de mariniser ces unités. Ces unités requièrent une puissance électrique d’une dizaine de MW.

JAH 2014

Unités Flottantes de Production Les caractéristiques les plus fréquentes des unités de production sont: - FPSO - Capacité 2MB (VLCC) - Mouillage à fibres synthétiques (HDPME ou Polyester) En nombre, les mouillages sur touret semblent gagner du terrain sur les mouillages fixes sous l’influence de plusieurs facteurs: - Il existe déjà une large flotte sur touret de FPSO en leasing ou en opération déléguées - Pour les unités nouvelles l’extension de proue et les modules de production peuvent

être construits en parallèle dans des yards différents

JAH 2014

Risers

De nombreux types de risers ont été développés au fil des ans - Couplées: Flexibles, SCR - Découplées : Bundle Hybrid Riser Towers, Single Hybrid Risers, Buoyancy Supported

Risers Au cours de l’année 2014 on peut citer l’installation et la mise en huile pour - Les HRT de CLOV pour Total en Angola - Les BSR de Petrobras sur les champs de Sapinhoa Lula NE

Les risers découplés sont souvent préférées pour les FPSO sur tourets car ils permettent de respecter des critères plus sévères de Flow Assurance. Toutefois sur BC-10, Shell a retenu des SCR en Lazy Wave.

JAH 2014

Puissance et Contrôle Tout ce qui précède souligne la nécessité d’alimenter en puissance (des dizaines de MW) les équipements des fonctions qui, l’une après l’autre, sont transférées sur le fond marin. Statoil s’engage résolument vers une distribution centralisée de la génération de puissance électrique qui autorise un meilleur rendement de la génération de puissance électrique par l’utilisation de cycle combinés. Plusieurs acteurs majeurs s’engagent dans la distribution électrique sous-marine: ABB, GE, Nexans, Siemens, Schneider-Electric Pour le projet de Martin Linge pour Total en mer du Nord, ABB a construit un câble de 162km de long 145kV, capable de délivrer une puissance de 45 MW. Des conséquences importantes peuvent en résulter sur les Tospides des FPSO. Le boosting sur le fond et même la séparation premier étage ne réduisent pas sensiblement l’importance des topsides, mais il n’en sera pas de même si: - L’alimentation électrique principale vient de la terre - Et/ou le traitement d’eau est transféré sur le fond marin

JAH 2014

EOR contre IOR pour atteindre 60% de l’huile en place

De façon traditionnelle, au delà de la récupération assistée ou secondaire il est d’usage de distinguer les méthodes tertiaires (Enhanced Oil recovery). Ces méthodes permettent d’aller au delà des méthodes de récupération telles que l’injection d’eau ou de gaz. Il reste que ces méthodes nécessitent un grand nombre de puits, ce qui, en pratique ne permet pas leur usage économique offshore. Aussi voit-on apparaitre, avec l’objectif d’atteindre un taux de récupération de 60% de l’huile en place, des méthodes génériquement appelées Improved Oil Recovery (IOR) - Le forage horizontal et multilatéral - La modélisation actualisées des réservoirs au fur et à mesure de la production - Le « Subsea processing» - L’utilisation planifiée du même puits pour l’injection alternative d’eau et de gaz (WAG)

avec des lignes non-isolées thermiquement - L’utilisation du même puits pour alternativement la production et l’injection avec des

lignes isolées thermiquement

JAH 2014

Agenda

Revue des composants: Puits, Conduites, Lignes chauffées, Boosting et Séparation, gaslift, Traitement d’eau, unités de production flottantes, risers, puissance et contrôle. Architecture de champ du futur: Récapitulatif Solution proposée Aléas Moyens de Construction Conclusions

JAH 2014

Récapitulatif

JAH 2014

Le champ d’huile du futur

JAH 2014

Système de Production d’huile

Quatre puits d’huile connectés a un manifold. Le manifold est connecté à une station de « boosting » par une ligne unique chauffée. La colonne montante est un SHR elle-même chauffée. Le SHR est mis en tension par une bouée de subsurface. Il est relié au FPSO par une ligne souple. Ce modèle s’applique aux différentes « zones de production » qui composent le champ.

JAH 2014

Système d’injection d’eau

Le système d’injection d’eau est entièrement situé sur le fond marin. L’eau est collectée localement. La distribution d’eau est locale, sans riser. La puissance nécessaire au traitement est fournie par une alimentation de puissance sous-marine en provenance d’une centrale située à terre.

JAH 2014

Système Electrique de Puissance

La ligne d’export de gaz contribue à la génération de puissance centralisée du ou des blocs. La génération de puissance électrique centralisée, grâce à un meilleur rendement augmente la quantité de gaz qui peut être mise sur le marché. La puissance électrique centralisée dessert - Les unités de « boosting » - Le traitement d’eau d’injection - Le services du FPSO en service normal

JAH 2014

Aléas, quelles sont les incertitudes? Et les schémas de rupture?

Ils sont nombreux: - Le progrès constant des matériaux composites - Les normes environnementales applicable à la production sous-marine et notamment

au rejet d’eau de production - L’impact de la production d’huile de schiste à terre sur la production offshore - L’impact de la production de gaz de schiste sur la production globale de gaz et ses

répercussions sur le marché du pétrole - L’impact des découvertes en Arctique - L’avenir de la récupération du méthane à partir des hydrates - Les évolutions du Droit de la Mer (UNCLOS)

JAH 2014

Agenda

Revue des composants: Puits, Conduites, Lignes chauffées, Boosting et Séparation, gaslift, Traitement d’eau, unités de production flottantes, risers, puissance et contrôle. Architecture de champ du futur: 60% de taux de récupération Récapitulatif Solution proposée Aléas Moyens de Construction Conclusions

JAH 2014

Moyens de construction Vaisseaux multifonctions Installation de colis lourds sur le fond marin

JAH 2014

Navire de Construction pour zones arctiques, Véhicules autonomes

JAH 2014

Agenda

Revue des composants: Puits, Conduites, Lignes chauffées, Boosting et Séparation, gaslift, Traitement d’eau, unités de production flottantes, risers, puissance et contrôle. Architecture de champ du futur: Récapitulatif Solution proposée Aléas Moyens de Construction Conclusions

JAH 2014

Conclusions

• Pour rester viable la production offshore doit en permanence s’adapter • Il est à prévoir une réduction des réseaux de production (ligne chauffée unique au lieu de

boucles de production) et de leur epaisseur (HIPPS)

• Le boosting et la séparation vont engendrer une augmentation très significative des services aux installation en exploitation (« Life of Field »)

• Les réseaux d’injection d’eau évoluent vers une simplification de leur réseau mais aussi

une augmentation de la complexité des équipements sur le fond marin • La distribution électrique va devenir une composante majeure des développement des

provinces pétrolières

• Les moyens de construction doivent poursuivre leur adaptation

• Les moyens d’intervention et de maintenance vont être de plus en plus nécessaires pour assurer la pérennité de la production

JAH 2014

Merci de votre attention

Questions?