Frédéric Garnaud, responsable du programme de R&D Deep Offshore de Total

2017-05-10T15:12:18+00:00

« C’est la combinaison des briques technologiques qui va générer le plus de bénéfices opérationnels»

Selon des études perspectives établies par Total, les grands fonds marins recèleraient environ 350 milliards de barils équivalent pétrole d’hydrocarbures(1). A l’horizon 2019, le deep offshore représentera 15 % de la production du groupe français. Au-delà de l’amélioration de l’efficacité opérationnelle dans un contexte de marché particulièrement contraint, Total doit relever plusieurs défis technologiques pour exploiter ces ressources et développer les champs en offshore profond du futur.

(Note : cet article a fait l’objet d’une publication dans la revue « Pétrole et Gaz Informations » n° 1845, novembre-décembre 2016).

PGI : Comment la R&D et l’innovation peuvent-elles participer à faire améliorer la rentabilité des projets deep offshore, notamment dans un contexte de prix bas du pétrole ?

Frédéric Garnaud : L’adaptation des développements du deep offshore au contexte économique repose sur plusieurs paramètres. Le premier d’entre eux est constitué bien évidemment des effets de marché liés à une baisse du prix du baril. Bien sûr, ces effets sont indépendants de notre propre action. Le deuxième repose sur un ensemble d’actions que l’on peut mettre en place pour standardiser plus, ou mieux, nos développements. La question qui nous est posée est de savoir comment simplifier le design de ces projets de manière à générer des économies lors des phases de définition et de construction. Et le troisième volet de ce triptyque est bien évidemment la R&D et l’innovation technologique, mais aussi l’innovation méthodologique dans nos façons de travailler.

Le FPSO Clov au large de l’Angola (Igor Sachs/Total)

PGI : Quels sont les différents axes stratégiques de votre activité de R&D pour le deep offshore ?

FG : Le premier de ces axes stratégiques concerne la mise au point d’un ensemble de technologies qui nous permettent d’envisager des développements entièrement sous-marins. L’objectif est notamment de pouvoir développer des ressources dispersées ou des satellites autour de centres de production au travers de ce que l’on appelle des subsea tieback. Cela suppose notamment d’être capable de réaliser sous l’eau des opérations de traitement des fluides qui sont aujourd’hui réalisées en surface. Dans cette démarche, l’objectif ultime serait de développer un champ comme Pazflor et ses satellites sans FPSO. Ce travail concerne des développements de type clusters, en Angola par exemple, et certaines zones dans le monde où les environnements sont particulièrement hostiles. En effet, en mettant les installations au fond de la mer, on peut se préserver des conditions météo-océaniques extrêmement difficiles. C’est le cas par exemple de la région Ouest des îles Shetland, en mer du Nord britannique, où Total a mis en production, en février 2016, le champs de Laggan-Tormore.


PGI : Quel était le principal challenge technologique de ce développement qui a reçu en novembre dernier un prix à l’IPTC (International Petroleum Technology Conference) ?


FG :
Laggan-Tormore est un développement « subsea to shore » considéré dans l’industrie subsea mondiale comme « frontière ». Le principal challenge technologique de ce projet réside dans la gestion de l’écoulement du gaz brut dans le pipeline qui transporte, sur une distance de 140 kilomètres, la production depuis le puits jusqu’à l’usine de traitement située onshore. Par ailleurs, nous avons également réussi à concevoir un schéma de développement qui est mieux disant sur le plan économique par rapport à une construction d’installations de surface. En complément de ces développements entièrement sous-marins, le deuxième axe stratégique de notre R&D est d’être capable d’explorer et de développer des champs en dehors du domaine actuel de l’offshore profond. Aujourd’hui, l’état de l’art permet de réaliser des développements jusqu’à 3000 mètres d’eau. Or, depuis quelques années, notre industrie identifie des potentiels pour des accumulations d’hydrocarbures au-delà de 3000 mètres et jusqu’à au moins 4000 mètres.


PGI : Quels sont les enjeux technologiques de ces futurs développements à très grandes profondeurs ?

FG : Ces développements supposent non seulement d’étendre la fenêtre d’utilisation des technologies actuelles, mais également de concevoir de nouvelles technologies pour faire face notamment aux conditions de pression que l’on peut avoir à ces profondeurs, c’est-à-dire environ 400 bars. Ainsi, pour ce qui est du subsea processing, c’est-à-dire du traitement des fluides, nous pensons que nous pourrons étendre les fenêtres d’utilisation de nos pompes moyennant notamment un re-engineering de la partie étanchéité. Mais pour ce qui est des pipelines ou des risers de production, qui transportent les fluides depuis le fond de la mer jusqu’à un FPSO, nous devrons notamment envisager l’utilisation de nouveaux types de matériaux, des composites en particulier, pour alléger ces équipements. En effet, sous 4000 mètres d’eau, un riser tout acier ne pourrait pas supporter son propre poids.


PGI : Et pour ce qui du troisième grand axe de R&D…

FG : Il concerne l’intégrité des actifs sous-marins, c’est-à-dire notre capacité à maintenir durablement ces derniers dans de bonnes conditions opératoires. Notre objectif est d’être capable de réaliser en environnement deep offshore l’ensemble des opérations d’IMR (inspection, maintenance et réparation, ndlr) que nous réalisons aujourd’hui sur les installations de surface, Pour cela, nous avons mis en œuvre un plan d’actions consacré à la robotique sous-marine qui nous a notamment permis de développer un AUV (Autonomus Underwater Vehicle) dédié à l’inspection des pipelines. Les tests de qualification de cet équipement viennent d’être effectués aux États-Unis et ce robot autonome sera disponible pour nos filiales à partir du début de 2017. Nous travaillons également à la conception d’équipements sous-marins porteurs de leur propre robotique. C’est ce que l’on appelle la robotique résidente. Nous venons ainsi de qualifier un manifold sous-marin doté d’un bras articulé capable de réaliser l’ensemble des opérations nécessaires sur les vannes de cet équipement. Nous pensons que nous pourrons également appliquer ce concept de robotique résidente à d’autres équipements sous-marins, par exemple des têtes de puits, voire des stations de process comme la séparation gaz-liquide.


PGI : Quels sont les apports concrets de ces évolutions technologiques en termes de réduction des coûts opératoires ?

FG : Nous pensons que l’inspection des pipelines sous-marins par un AUV va nous permette de réduire d’un facteur trois le coût de ce type d’opérations. Les enjeux économiques sont donc extrêmement significatifs et, qui plus test, à court terme puisque cette technologie sera disponible dès 2017. D’ailleurs, dans ce même esprit, nous avons mis en service à l’été 2016, en Hollande, le puits K5F3 qui est un puits sous-marin à contrôle tout électrique et une brique technologique essentielle de notre enjeu de réduction de 50% de nos coûts de développement. C’est une première mondiale, et bien que nous ne sommes pas là dans le domaine du deep offshore puisque ce puits K5F3 est situé à 35 mètres de profondeur, c’est un moyen d’éprouver cette technologie avant de la mettre en œuvre à de plus grandes profondeurs.

Technologie de traitement et d’injection d’eau sous-marin Springs (Subsea PRocessing and INjection Gear for Seawater)


PGI : Quels sont les principaux avantages de cette technologie de contrôle de puits tout électrique ?

FG : Ses avantages sont multiples. D’une part, compte tenu du coût des ombilicaux qui assurent traditionnellement le contrôle d’un puits, leur remplacement par un câble électrique est une source d’économie significative. D’autre part, en utilisant un câble électrique en lieu et place d’un système hydraulique, on gagne aussi en fiabilité. Enfin, il y a également un bénéfice en termes d’HSE(2) car lorsque l’on supprime un fluide hydraulique dans un environnement marin, on supprime par la-même un risque potentiel de fuite. Par ailleurs, je voudrais citer également un autre exemple de technologies subsea très innovante qui est celui du procédé de traitement et d’injection d’eau sous-marin Springs (Subsea PRocessing and INjection Gear for Seawater) qui permet de supprimer l’utilisation de conduites d’eau, de gagner en efficacité énergétique et de simplifier le process. Cette technologie, en cours de qualification, pourra être mise en service dès 2019 sur nos champs.


PGI : Est-ce l’association de ces différentes technologies innovantes qui permettra de développer les champs en offshore profond du futur ?

FG : À chaque fois que l’on met en œuvre une brique technologique, on dégage des bénéfices qui vont au-delà de l’efficacité intrinsèque de cette brique technologique, que ce soit en matière de maîtrise et de réduction des coûts opérationnels ou d’HSE. Mais c’est bien la combinaison de ces briques technologiques entre elles qui va générer le plus de bénéfices. En tant qu’opérateur, Total a vocation à assembler ces briques technologiques et à réaliser des architectures et des schémas de développement complets. Nous effectuons un important travail sur l’architecture et la conception globale de nos développements de manière à bien identifier quelles sont nos briques technologiques prioritaires. Dans les études que nous menons, nous sommes extrêmement vigilants à ce qu’il existe une forte interaction entre le monde de la R&D et le monde industriel. En tant que responsable R&D subsea, je me nourris des besoins de mes collègues qui travaillent sur les développements et les projets deep offshore, et je reçois la contribution technique d’un certain nombre de métiers qui apportent leur expertise et leur vision de ces besoins. Notre volonté est de porter, grâce à ce travail collaboratif, le plus rapidement possible nos innovations sur le terrain opérationnel.


PGI : Lors des dernières Journées Annuelles organisées par Evolen, en octobre dernier, le pdg de Total, Patrick Pouyanné, a notamment cité le projet Zinia 2, en Angola, comme un exemple de réduction des coûts de développement dans l’offshore profond…

FG : En effet, nous avons pu diviser par deux les capex du projet Zinia 2, en Angola, grâce tout à la fois aux effets de marché, à une simplification du design et à un re-engineering du projet qui intègre, dans ce design optimisé, des technologies innovantes récemment qualifiées. Dans une autre étude actuellement en cours, toujours pour un satellite angolais, nous avons pu démontrer qu’en additionnant plusieurs innovations technologiques, par exemple un puits tout électrique, l’injection d’eau sous-marine, un pipe chauffant et un stockage sous-marin de produits chimiques, il était possible d’atteindre une nouvelle réduction des capex jusqu’à 40 %, et cela indépendamment des effets de marché et de standardisation-simplification. Ce résultat nous conforte dans l’importance de la technologie et de l’innovation pour la maîtrise et la réduction des coûts. Il nous confirme également que nous avons encore un potentiel pour aller plus loin encore dans l’efficacité opérationnelle grâce aux technologies qui sont aujourd’hui en cours de développement et qui seront disponibles entre 2017 et 2020.


PGI : Les technologies du digital se développent fortement dans le secteur de l’Oil & Gas. Qu’en est-il plus spécifiquement dans le domaine du deep offshore ?

FG : Le déploiement des technologies digitales est en marche dans notre industrie et en particulier chez Total. Depuis le début du deep offshore, l’industrie pétrolière a du mobiliser beaucoup de ressources digitales de manière à avoir le meilleur accès possible à l’information. C’est un effort qui se poursuit. Nous avons mis en place, en Angola, des « smarts rooms » qui permettent de monitorer à distance les FPSO CLOV et Pazflor. Cette capacité à pouvoir déporter les salles de contrôle de nos installations à terre nous apporte une réelle plus-value en termes d’efficacité et de réactivité. Par exemple, nos experts peuvent ainsi être consultés sur un sujet technique un peu complexe sans attendre de pourvoir se déplacer sur site. Par ailleurs, ces « smarts rooms » permettent également réduire les effectifs sur site. Celui de CLOV, par exemple, passera ainsi de 220 personnes à 110. Par la même, on réduit ainsi l’exposition des personnels au risque industriel et on améliore leurs compétences en les formant à ces nouvelles technologies.

(1) source : site Internet de Total consulté en décembre 2016
(2) hygiène, sécurité et environnement

Propos recueillis par Eric Saudemont

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