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Sommaire615202529333945505663677174Or noir, or grisLa confusion des sentimentsTransitions énergétiquesRencontre avec Scott...
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­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­11Pétrole et gazdérable des besoins d’énergie néces-saires à la remontée de l’huile,...
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­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­20 revue ABB 2|11Sergio Casati – Au cours des 45 dernières années, ABBa mené à bien ...
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­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­22 revue ABB 2|11données géodésiques, les désaccordssur le positionnement correct de...
­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­23Au pays de l’or noir3	Vues aériennes du site d’El MerkNotes2	 Tous les équipements...
­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­24 revue ABB 2|11hostiles –, ABB est l’une des ­sociétésd’ingénierie affichant l’exp...
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  1. 1. ABBActualités technologiquesdu Groupe ABBL’or noir du désert 20Séparation huile/eau 33Le cuivre a bonne mine 56Modernisation de poste CEI 61850 67Pétrole et gaz2|11revue
  2. 2. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­2 revue ABB 2|11La Revue ABB met à la une le plusgrand terminal de gaz naturel liquéfiéd’Europe, exploité par Statoil àMelkoya, tout près du Cap Nord,qu’ABB a équipé d’une gamme­complète de matériels électriques etd’automatismes. Le gaz du gisement deSnøhvit est puisé de plates-formesancrées au fond de la mer, transportépar gazoduc jusqu’à la raffinerie où ilest liquéfié, puis exporté par bateau.Fluide glacial garanti au pays deBlanche-Neige (Snøhvit en norvégien) . . .
  3. 3. Sommaire615202529333945505663677174Or noir, or grisLa confusion des sentimentsTransitions énergétiquesRencontre avec Scott W. Tinker, professeur à l’universitédu Texas, géologue de l’État du Texas et directeur duBureau of Economic GeologyAu pays de l’or noirABB relève les défis de la construction d’infrastructurespétrolières et gazières en plein désert.Les fruits de l’intégrationDes solutions globales pour toute la chaînede production de gaz de charbonDistribution électrique offshoreABB met à profit son savoir-faire pour proposer dessolutions électriques et d’automatisation intégrées,clé en main.Clair comme de l’eau de rocheUne solution de séparation huile/eausouple, compacte et efficaceEssais concluantsABB met au banc d’essais ses systèmes d’entraînementà vitesse variable pour l’industrie pétrogazière.Intelligence précoceLes données de procédé, une mine d’informationspour l’entrepriseTélérobotique d’inspection et de maintenanceLes robots plongent dans le pétrole et le gaz.Gisement de productivitéABB dope et prolonge l’exploitationde la mine de cuivre d’Aitik.Cohabitation harmonieuseLes atouts de poids des nouveaux variateurs ABBModernisation de posteUne installation 380 kV se met à l’heure de la CEI 61850.Protection à grande vitesseLes parafoudres ABB en tête de trainStabilité opérationnelleLes variateurs ABB dopent les performances desbroyeurs (2epartie).. . . et ABBTechnologies . . .ProjetsTendances­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­3Sommaire
  4. 4. revue ABB 2|11­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­4Peter TerwieschDirecteur des technologiesABB Ltd.ingénierie et construction clé en main,contrôle-commande intégré, distributionélectrique offshore, déshuilage de l’eau, grosentraînements à vitesse variable, exploitationpoussée des données de procédé et incursiondes robots en terrain hostile.Au-delà du pétrole et du gaz, la Revue ABBévoque la contribution d’ABB à la mine decuivre suédoise d’Aitik, aux performancesdes broyeurs de minerai commandés envitesse variable, à l’aérodynamisme desparafoudres montés en toiture des trains àgrande vitesse et à la modernisation d’unposte électrique conforme CEI 61850.Ce numéro de la Revue ABB met en lumièrequelques-unes des avancées garantissant lacontinuité des approvisionnements énergé-tiques, si précieux pour notre économie.Autre mutation, cette fois plus personnelle :après six années passées à la tête de laDirection des technologies du Groupe ABB,j’aurai bientôt le privilège d’assumer la respon-sabilité d’ABB Europe centrale et d’ABBAllemagne. Je signe ici ma dernière contributionau comité éditorial de la Revue ABB, enremerciant tous les auteurs, rédacteurs etlecteurs pour leur fidèle soutien et attention.Souhaitons à notre publication de longuesannées de parution !Bonne lecture,Peter TerwieschDirecteur des technologiesABB Ltd.Chers lecteurs,Le pétrole et le gaz subviennent à bien plusde la moitié des besoins mondiaux en énergieprimaire. Parmi les facteurs expliquant laprépondérance du pétrole figurent sa sou-plesse et multiplicité d’emploi, tant commesource d’énergie que comme matièrepremière, de même que sa facilité de trans-port et de stockage qui lui confère unequasi-universalité. Plus qu’un banal produit,le pétrole est incontestablement LA marchan-dise de la planète. Son prix est scruté etcommenté plus que tout autre bien : que l’onfasse le plein à la pompe ou que l’on débattede prospective économique, impossibled’ignorer le cours du baril !Le gaz naturel n’est pas une marchandisemondialisée et omniprésente comme onl’entend pour le pétrole, mais les technologiesmises en œuvre pour l’acheminer jusqu’ànous (gazoducs, navires-méthaniers . . .)écourtent de plus en plus les distances entreproduction et consommation.Maintenir la sécurité et la fiabilité de cesapprovisionnements est donc primordial.Il faut pour cela relever les multiples défis queposent l’exploration, la récupération, letraitement et le transport de ces sourcesd’énergie vitales de manière sûre, propre etefficace, à un prix raisonnable, malgré desécueils géographiques et géologiquestoujours plus nombreux.La Revue ABB a fait appel à un éminentgéologue texan, le professeur Scott W. ­Tinker,pour esquisser les nouveaux contours del’industrie pétrolière et gazière. Suivent desarticles qui, au fil d’exemples glanés dans lemonde entier, illustrent les technologies etservices ABB œuvrant au progrès de la filière :ÉditoPétrole, gaz,quand tu nous tiens . . .
  5. 5. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­5Éditorial
  6. 6. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­6 revue ABB 2|11par jour (bep/j), dont près de 20 % sont­puisés de champs offshore en mer peuprofonde.Ce secteur en croissance rapide devientvite le principal débouché pétrogazierd’ABB qui multiplie les projets de réfé-rence en mer du Nord et dans les gigan-tesques champs du golfe Persique.L’époque est aux imposantes installa-tions de production gravitaires et fixesqui s’accompagnent de nouvelles exi-gences en matière de détection d’incen-die et de fuite de gaz, de contrôle-­commande des procédés et d’intégrationdes systèmes de sécurité, de mesure, desurveillance et de conduite jusqu’alorsHåvard Devold, Sandy Taylor – Le pétrole et le gaz fournissent plus de la moitiéde l’énergie primaire consommée dans le monde. Pour autant, les entreprises etactivités du secteur suscitent dans l’opinion des réactions mitigées, différentsaspects, comme la pollution, le réchauffement climatique et les fluctuations ducours du baril ayant des répercussions multiples sur les populations et l’économie.La part du pétrole et du gaz dans le bouquet énergétique est telle que ces combus­tibles continueront d’étancher largement la soif d’énergie mondiale, à un horizonprévisible. La fiabilité et la sécurité des approvisionnements reposent sur lestechnologies utilisées pour l’extraction. L’exploitation de champs toujours pluscomplexes exige des techniques de pointe pour optimiser, sécuriser et rentabiliserl’extraction. ABB y contribue avec une offre complète de solutions couvrant aussibien l’automatisation intégrée, le matériel électrique et l’instrumentation que lessystèmes d’analyse et de télécommunications, l’ingénierie et la maintenanceglobale.Entre haine et passion,la confusion des sentimentsPétroleet gazABB est au service de l’indus-trie pétrolière mondiale depuisplus de 100 ans. Les années1970 marquent un tournantdans l’histoire de l’or noir : le premierchoc pétrolier de 1973 et la raréfactionprogressive des hydrocarbures obligentà mettre en production des champs deplus en plus difficiles d’accès, à l’aide detechnologies collant à l’évolution de lademande. ABB mise alors sur les automa-tismes électroniques pour remplacer peuà peu les commandes mécaniques etpneumatiques câblées, tout en étoffant eten diversifiant son offre. En 1973, la pro-duction pétrolière et gazière se chiffre à76 millions de barils équivalent pétrole
  7. 7. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­7Pétrole et gaz
  8. 8. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­8 revue ABB 2|11­aujourd’hui et annoncé pour demain. Orces combustibles subviennent à 81,3 %des besoins mondiaux, la part du pétroleet du gaz totalisant plus de 54 %, relayéspar le charbon 1(27 %)  ➔ 1b. En dépit desconséquences désastreuses de cettesuprématie, il n’existe à ce jour aucunvecteur ou source d’énergie exploitablesusceptible de suppléer massivement lepétrole et le gaz dans les transports oul’industrie. Si les batteries des véhiculesélectriques ont un beau potentiel entermes de technologie et d’autonomie,elles ne contribuent pour l’heure qu’à unepart infime de la consommation. Quandbien même une nouvelle source révolu-tionnaire serait découverte, il faudrait­nettement plus d’une décennie pour­déployer des véhicules et leurs infras-tructures de recharge. Aujourd’hui, laautonomes. Riche d’une longue traditionde la construction navale, c’est tout natu-rellement qu’ABB élargit son périmètred’action aux plates-formes flottantes et àla production par grand fond. Ces struc-tures détrônent progressivement bonnombre des grandes constructions fixes.À l’heure actuelle, l’offshore assure plusde 40 % de la production totale de ­pétroleet de gaz, et les nouveaux gisementssont exploités à plus de 500 m de pro-fondeur. Dernièrement, les champs deCascade et Chinook, au large de la Loui-siane (Golfe du Mexique) ont accueilli unenouvelle unité flottante de production, destockage et de déchargement « FPSO »(Floating Production Storage and Off­loading) : ancrée à une profondeur recordde 2 500 m, la BW Offshore Pioneer­embarque des automatismes et équipe-ments électriques ABB.Demain se construit aujourd’huiDe l’avis général, la combustion des res-sources fossiles (charbon, pétrole et gaznaturel) est la première cause directedu réchauffement climatique observé­Note1 Statistiques de l’Agence internationale del’Énergie, 2010 (www.iea.org)Illustration p. 6–7FPSO reliée à un réseau de têtes de puitssous-marines.Grâce aux techni­ques EOR, les­réserves récupé-rables de nombreuxchamps en produc-tion ont plus quedoublé, et cettecroissance devraits’accentuer.1 Évolution de l’approvisionnement en énergie primaire dans le monde2008* Dont géothermie, solaire, éolien, chaleur, etc.Note : 1 bep ≈ 0,146 tep1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 20101971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010Approvisionnementenénergie(Mtep/an)Production(Mt)Production(milliardsm3)15 00010 0005 00004 0003 0002 0001 00003 5003 0002 5002 0001 5001 00050001a Approvisionnements et mix énergétiques mondiaux1c Production de pétrole brut par région1b Le pétrole et le gaz représentaient, en 2008, plus de la moitié des approvisionnements énergétiques mondiaux.1d Production de gaz par régionCharbon/TourbePétroleAutres*GazÉlectro-nucléaireHydroélectricitéRenouvelableset déchetsOCDEMoyen-OrientEx-URSSOCDEMoyen-OrientEx-URSSEurope (hors OCDE)ChineAsieEurope (hors OCDE)ChineAsieAmérique latineAfriqueAmérique latineAfrique 27,0 % Charbon/Tourbe 33,2 % Pétrole 21,1 % Gaz 5,8 % Électronucléaire 2,2 % Hydroélectricité 10,0 % Renouvelables et déchets 0,7 % Autres*Total : 12 267 Mtep
  9. 9. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­9Pétrole et gaz­représentera 70 % de la consommation­totale   ➔ 2b. D’ici là, il faudra développerde nouveaux gisements, optimiser l’exis-tant ou exploiter les ressources nonconventionnelles. Ce déficit, à peine infé-rieur à la production totale actuelle, faitpeser de lourdes contraintes sur les tech-niques d’exploration et de production.Le temps où l’or noir coulait à flot est­révolu. De nos jours, une grande partiedes opérations d’extraction a pour théâtredes gisements arctiques, profonds etfroids renfermant des huiles lourdes, àforte teneur en eau ou en soufre, etc. Destechniques de récupération améliorée« IOR » (Improved Oil Recovery) per-mettent d’extraire davantage d’huile desréservoirs en exploitation. Bien souvent,elles incluent une assistance à l’écoule-ment (pompage, par exemple), des fonc-tions de chauffage, de traitement etd’épuration de l’eau, des modèles logi-ciels et autres technologies semblables.Les résultats sont là : si un taux de récupé­-ration de 20 à 30 % était jugé acceptableil y a 50 ans, de nombreux champs visentdésormais 50 % tandis que les méthodesles plus efficaces dépassent 70 %. Ainsi,nombre de gisements ont vu leurs ­réservesrécupérables plus que doubler au coursde leur exploitation. Ces gains sont­amplifiés avec la sophistication croissantedes méthodes de récupération assistée« EOR » (Enhanced Oil Recovery) qui alliententre autres la modélisation sismiqueen 3D et 4D, la fracturation et la stimula-tion du réservoir, la modélisation avancée,etc.La fracturation et la stimulation ouvrentdes canaux dans la roche-réservoir pourfaciliter l’écoulement des hydrocarburesproduction cumulée de pétrole et de gazs’établit à 142 millions bep/j, pratique-ment deux fois plus qu’en 1973. Malgrél’amélioration des rendements énergé-tiques et l’introduction de sources renou-velables comme les biocarburants, cettehausse devrait s’accentuer pour atteindre180 millions bep/j à l’horizon 2030. Dansquelques années, la consommationhors OCDE dépassera celle des paysmembres  ➔ 2a ; elle devrait progresser de120 % d’ici à 2030 pour atteindre ledouble de celle de l’OCDE. Dans le mêmetemps, cette dernière déclinera lente-ment, d’environ 12 %, sous l’effet desprogrès de l’efficacité énergétique et dutassement démographique.Dans un champ d’hydrocarbures clas-sique, la production grimpe rapidementjusqu’à une valeur maximale (« plateau »),avant de décliner lentement (« fin de­production »). Faute d’améliorations, laproduction moyenne mondiale reculed’environ 6 % par an. À ce rythme, l’écart,en 2030, entre la demande prévue etla capacité des champs en fin de viede la structure poreuse. La fracturationconsiste à injecter dans la roche un liquideà haute pression (fracturation hydraulique),des charges explosives (fracturation parexplosion), des substances chimiques(fracturation à l’acide, par exemple), etc.D’autres solutions sont utilisées pour­empêcher les canaux de se refermer(agents de soutènement, par exemple) etmaintenir la perméabilité de la roche.Équipements électriques et automa-tismes jouent un rôle crucial dans la miseen œuvre des technologies IOR/EOR etl’exploitation des récentes découvertesplus profondes, plus froides et comple­xes. C’est le cas, par exemple, du pom-page polyphasique, généralement prati-qué sur les réservoirs peu profonds del’Angola.À l’heure où le cours du brut dépasse100 dollars le baril  ➔ 3 et les prix dugaz se redressent durablement, les res-sources non conventionnelles connaissentLa production cumu­lée de pétrole et degaz, de 142 Mbep/j(presque deux foisplus qu’en 1973),devrait ­encore­progresser pour­atteindre 180 Mbep/jen 2030.2 Un défi de taille : répondre à la demande future par l’optimisation et de nouvelles découvertes2a Consommation des pays membres et nonmembres de l’OCDE2c Production par type de structure2b Capacités actuelles et futures des champs d’hydrocarburesHors OCDEÉcart à combler par améliorationset nouvelles découvertesOCDECapacité deschamps en productionAujourd’hui 2030Pétroleetgaz(Mbep/j)Source : Rystad Energy UCube200150100500Aujourd’hui 2030Consommationdepétroleetdegaz(Mbep/j)200150100500Productionmondialed’hydrocarbures(milliersdebep/j)200 000150 000100 00050 0000200020052010201520202025203020352040Sous-marineFlottanteFixeÀ terreInconnueInstallations avec raccordementet acheminement jusqu’à la côteFPSO, semi-submersibles,SPAR, plates-formes à lignestenduesPlates-formes, installationsde têtes de puits, structuresgravitaires en bétonLa production des puits sous-marins passera de 13 millions debep/j en 2010 à 40 millions debep/j en 2030, soit de 10 % à23 % de la production mondiale.
  10. 10. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­10 revue ABB 2|11dispositifs de traitement rem­plaçant lesfameux « arbres de Noël en atmosphèresèche » embarqués sur des installationsde surface ou des navires, reposent­désormais sur le fond marin. Souvent,une FPSO n’est autre qu’une coque depétrolier équipée, sur le pont, de modulesde traitement du gaz et de l’huile. Cettereconversion des tankers en FPSO estencouragée par la disponibilité de coquesqui ne sont plus habilitées pour le trans-port en haute mer mais peuvent encoreservir à demeure, pendant 10 ans ouplus. Déjà solidement ancré sur le mar-ché maritime, ABB s’est hissé parmi lesgrands noms du secteur, en équipantplus de 50 FPSO. De conception généra-lement modulaire, ces installations ontégalement donné à ABB l’occasiond’étendre ses activités dans le domainedu matériel électrique à la conception debâtiments pour accueillir l’équipementélectrotechnique d’une plate-forme off­shore (cf. p. 29). En outre, ces projetssont généralement rapides à mettre enœuvre et répondent au souhait de limiterle nombre d’interfaces et d’accroître lastandardisation des équipements debord. Un choix qui s’inscrit dans l’optiqued’ABB de regrouper les fonctions élec-triques, l’instrumentation et les télécoms,câblées ou non, en un seul système. Lesavantages de cette intégration sont mul-tiples : réduction des coûts d’exploita-tion, économie prouvée de 15 à 20 % surle budget total d’investissement dans cesystème et l’ingénierie, raccourcissementde plusieurs mois des délais de livraison.Si les premières installations sous-­marines s’étendaient sur quelques kilo-mètres tout au plus, raccordant desgrappes satellites de quatre à six puits àune FPSO, elles se sont érigées au fil desans en systèmes de production à partentière, totalement immergés, avec des« prolongements » essaimant à plusieursdizaines de kilomètres. L’ultime objectifest de s’affranchir de toutes les installa-tions de surface pour relier directementce système de production sous-marin aurivage, en faisant transiter sous l’eau­hydrocarbures, signaux électriques etcommunications, sur au moins 100 kmde distance.À plus de 2 000 m de profondeur, le mer-cure peut descendre à 0 °C, même sousles tropiques ; dans ces conditions debasse température et haute pression, lerisque est de voir les hydrocarbures plusun regain d’intérêt. Ainsi, le gaz deschiste, le gaz de charbon (méthane) demême que les sables asphaltiques et­bitumeux sont en plein boom. Hélas, leurextraction, autrement plus difficile,consomme davantage d’énergie et aug-mente la pollution, tant directe qu’indi-recte, notamment de l’eau de produc-tion. L’avenir obligera donc à creuserdavantage les problématiques de rejets,de pollution accidentelle et de fuites. Lesdépenses d’investissement relatives tri-pleront au cours des prochaines décen-nies et les fournisseurs devront proposerdes technologies novatrices, à des prixacceptables  ➔ 4.Vingt mille lieux sous les mersLe début des années 1990 marquel’abandon des imposantes structuresgravitaires, dont la plate-forme Troll A,lourde de 656 000 t et haute de 472 m(369 m immergés), est le summum (leGolfe du Mexique en compte certes deplus hautes mais moins volumineuses). Sice type de construction garde l’avantagedans certains champs arctiques de faibleou moyenne profondeur, comme Hebronau Canada, en mer de Kara et sur l’île deSakhaline en Russie, en raison de la pré-sence de glace et d’icebergs, leur coûtet la découverte de gisements presquetous situés sous plus de 500  m d’eaules ont progressivement remis en cause.Ces plates-formes fixes cèdent la placeà des structures flottantes (les plusconnues étant les FPSO) et des installa-tions de production sous-marines dontles têtes de puits, tout comme certainsL’extraction dansdes réservoirs tou-jours plus profondset éloignés descôtes accroît lesbesoins en énergieet de facto l’impor-tance de l’efficacitéénergétique.3 Historique des cours du pétrole brut14013012011010090807060504030201001940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010Moyenne USSource : BP, Total et aliiReconstruction del’après-guerreChoc pétrolier/conflitisraélo-arabeRévolution iranienneContre-chocpétrolierInvasion duKoweïtPoint basde janvier 2009Pic de juillet 2008DollarsUS/barilArabian Light BrentEn dollars US de 2004 corrigés de l’inflation En dollars US courantsInvasion de l’IrakHausse de la pro-duction de l’OPEP
  11. 11. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­11Pétrole et gazdérable des besoins d’énergie néces-saires à la remontée de l’huile, à sonpompage, à l’injection de gaz sous pres-sion, à la liquéfaction du gaz, etc. Si,dans les années 1980, une plate-formeclassique nécessitait quelque 200 kWpour produire 1 000 barils par jour, cer-taines installations modernes englou-tissent pas moins de 1 MW, voire bienplus dans le cas des ressources nonconventionnelles, avec jusqu’à un barilconsommé pour cinq barils transportés !On l’aura compris, l’extraction est gour-mande en énergie : en moyenne, 11 % dela production d’un puits sont engloutis,avant même d’être commercialisés, prin-cipalement dans le chauffage, le pom-page et la compression, et le traitementdes hydrocarbures. L’énergie est sou-vent produite sur place par des généra-teurs thermiques au rendement médiocre(entre 20 et 40 % en général, autour de25 % en moyenne). De nombreusesétudes de cas ont prouvé que d’impor-tantes économies pouvaient être réali-sées au moyen d’entraînements à vitessevariable, tant pour les faibles charges(pompes, par exemple) que pour leséquipements plus voraces (compres-seurs, canalisations et pompes de char-gement). Dans ce dernier cas, ils peuventmême se substituer aux turbines à gazpour les applications à entraînement­direct, abaissant considérablement lapollution, la consommation de fioul (derée. Il faut rappeler que, dans la secondemoitié de la décennie 1990, le cours dubaril plongeait à 8,70 dollars et nombrede conférences se focalisaient alors surl’optimisation des techniques de récupé-ration pour un baril à 10 dollars. Il s’agis-sait avant tout de comprimer les coûtsde développement des nouveauxchamps pétrolifères en misant sur l’effi-cacité de l’ingénierie, la standardisationet la simplification, mais aussi de rentabi-liser davantage les gisements en amélio-rant l’extraction. C’est en 1997 qu’ABBse lance dans les technologies de récu-pération assistée, baptisées EnhancedOil Production. La décennie suivante voitson offre évoluer pour devenir ce quenous appelons aujourd’hui « Intégrationdes opérations »qui vise à accroîtreles rendements,réduire la consom-mation d’énergie etabaisser les coûtsd’exploitation grâceà une utilisationplus poussée desdonnées disponibles, comme les don-nées process temps réel et le suivi d’étatdes équipements.Cette intégration des opérations a ins-tauré un environnement collaboratif entreles installations sur site, les centres d’ex-ploitation et les spécialistes du procédé,tant au sein de la compagnie pétrolièrequ’avec les grands fournisseurs de pro-duits et services.Cap sur l’efficacité énergétiqueLe développement de réservoirs offshoretoujours plus difficiles à atteindre et àexploiter (éloignement, profondeur, froid,etc.) a fait de l’efficacité énergétique unepriorité pour pallier l’augmentation consi-légers, comme le propane et le butane,cristalliser. Des additifs sont souvent­nécessaires pour empêcher le gel descanalisations si la production vient à­ralentir ou si les écoulements du puits nesuffisent plus à les chauffer. Pour le brutlourd (de densité inférieure à 20° API 2), lefroid peut entraîner une visco­sité exces-sive. De même, les longues colonnesmontantes qui relient le plancher océa-nique à la production en surface doiventêtre chauffées et équipées de pompesde fond de puits et d’autres appareilspolyphasiques d’assistance à l’écoule-ment (pompes ou compresseurs). Tousces équipements consomment beau-coup d’électricité et doivent être com-mandés avec précision : alimenter despostes aussi éloignés avec des pertesacceptables est un défi en soi. ABB a puconcevoir des systèmes qui optimisentces transits sur de longues distances.La tendance va vraisemblablement sepoursuivre, surtout en Arctique et dansles écosystèmes vulnérables où des­distances allant jusqu’à 500 km sontenvisageables.Améliorer le taux de récupérationÀ la fin des années 1990, les systèmesde contrôle-commande ne se démarquentplus de la concurrence par des caracté-ristiques de base comme le systèmed’exploitation, la résolution d’écran, lafréquence d’horloge, etc., mais par desapplications dédiées pétrole et gaz, etdes technologies émergentes comme lesbus de terrain et la récupération amélio-Note2 Mesure de la densité d’un liquide, en particulierdu pétrole, conçue par l’American PetroleumInstitute. Plus l’indice est élevé, plus la densitéest faible. L’eau a une densité de 10° API(1 kg/l) ; au-delà, un liquide reste en surface,en deçà, il coule.5 La plate-forme Troll A pèse 656 000 t, mesure 472 m de haut etrepose dans 369 m d’eau.Par 2 000 m de fond, le froidprovoque le gel de nombreuxhydrocarbures, même sousles tropiques.4 Impact des techniques d’amélioration de la récupération deshuiles dans les réservoirs exploitésCoursmoyendupétroleetdugaz(dollarsUS/baril)Réserves récupérables au prix dumarché en vigueur (milliards de TEP)Source : Technip, AIE2001801601401201008060402000 200 400 600 800 1000 1200 1400Huile récupérableProduction ExplorationRécupération amélioréeHuile non récupérable
  12. 12. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­12 revue ABB 2|11Dans ce domaine, les derniers grandssuccès d’ABB sont les avancées de sessolutions de contrôle et d’optimisationdes mélanges RBC/ABC (RegulatoryBlend Control/Advanced Blend Control),dont le déploiement et la mise en ser-vice, en 2010, ont permis de considéra-blement gonfler les marges des raffi-neurs.Des solutions clé en mainABB jouit de nombreuses années d’ex-périence dans la maîtrise d’œuvre degrands projets pétrogaziers, tant autitre de constructeur que d’ensemblier.À l’aube des années 2000, le Groupeconsolida son offre sur ce segment en luiconsacrant un centre d’excellence baséen Italie, héritant de la longue tradition etdes savoir-faire d’une ancienne entre-prise locale.Conscient des nouvelles exigences dusecteur, ABB ouvre ses grands systèmesà la gestion de projets pluridisciplinairesen intégrant des activités d’ingénierie,d’approvisionnement et de gestion de laconstruction (IAGC) à ses métiers tradi-tionnels de l’automatisation et du génieélectrique. ABB fournit à l’industrie pétro-gazière des solutions clé en main com-plètes (en mer et à terre) pour les activi-tout en optimisant les coûts de l’énergie,dans le respect des exigences envi­ronnementales et réglementaires dumarché (essenceaux normes Euro 3et Euro 4, gazole àtrès basse teneuren soufre).Depuis de nom-breuses années,ABB met au ser-vice de l’industriedu raffinage touteune gamme de produits d’instrumenta-tion, d’analyse, de contrôle-commandeet de sécurité. Bien implantée sur cemarché, son offre est gage de stabilitépour des applications évoluées :1) Prédiagnostic et détection précocedes anomalies de fonctionnement pourprévenir ou réduire les arrêts ­inopinés ;2) Conduite avancée multivariable pouroptimiser la production ;3) Gestion de l’énergie pour rationaliserles usages et coûts d’exploitation dela raffinerie ;4) Gestion des actifs pour surveiller­l’intégrité du site ;5) Bouquet de prestations de conseilcomplètes pour des solutions éprou-vées de sécurité totale de l’usine.l’ordre de 40 à 70 %) et les coûts demaintenance, tout en augmentant la fia-bilité et la disponibilité. Leader sur lemarché de la vitesse variable, ABBéquipe des stations de compression,des trains de liquéfaction de gaz des ins-tallations de récupération des liquides degaz naturel (LGN) et des usines de traite-ment du gaz.Optimiser l’avalLe secteur du raffinage est en perma-nence soumis à diverses pressions : lesvariations des cours du brut, la cherté del’énergie, la réglementation environne-mentale et les besoins des consomma-teurs sont autant de facteurs qui res-serrent les marges des raffineurs.Ceux-ci sont à l’affût d’applications­innovantes et à valeur ajoutée pour­extraire le maximum de chaque barilABB continue de développerdes solutions dans ses métiersde base : génie électrique,contrôle-commande, sécuritéet instrumentation.Malgré la complexitégrandissante desopérations d’explo-ration et de produc-tion, les réservesd’hydro­carburesconventionnelles etnon convention-nelles de la planètesont suffisantespour couvrir les­besoins de l’huma-nité pendant encorecent ans.Les solutions d’intégration des opérations d’ABB visent à accroître les rendements touten réduisant la consommation énergétique et les coûts d’exploitation.
  13. 13. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­13Pétrole et gazréelles. En témoignent les projets menéssur le plateau continental norvégienet la participation durable d’entreprisescomme ConocoPhillips, Shell, BP et­Statoil à des programmes communs derecherche et développement (R&D) avecABB et d’autres acteurs, dans le cadredu « Laboratoire de la mer du Nord ».Qui plus est, ABB peut sans cesse pui-ser dans des partenariats et des accordsde R&D avec des entreprises, à l’imagede Sonatrach, Dow et Petrobras, pourenrichir ses technologies. Prochaineétape : renforcer cette collaboration auMoyen-Orient, notamment en Arabiesaoudite, au Qatar et aux Émirats arabesunis, pour identifier des solutions du-rables et efficaces présentant un intérêtparticulier pour cette région. Ces projetsporteront sur des thématiques comme latechnologie IOR, l’eau et la gestion del’eau, et la télérobotique d’inspection etde maintenance (cf. p. 50).Malgré la complexité grandissante desopérations d’exploration et de produc-tion, les réserves d’hydrocarbures conven-tionnelles et non conventionnelles de laplanète sont suffisantes pour subveniraux besoins de l’humanité durant les centprochaines années. Le vrai défi ne seratés amont et intermédiaires : ­séparationgaz/huile, traitement du gaz, injectiond’eau et de gaz, pompage et compres-sion, terminaux, petites centrales d’éner-gie et épuration de l’eau. Elles contri-buent à la force de frappe ABB, dans unsecteur où rares sont les industriels àpouvoir se prévaloir d’une pareille offrede produits d’excellence mondiale, desystèmes d’intégration évolués et de­capacités IAGC éprouvées.L’article consacré aux enjeux du gise-ment algérien El Merk (cf. p. 20) endonne un aperçu.Pui(t)s encore . . .ABB relève les défis à venir de l’industriepétrogazière, selon deux axes : d’unepart, en poursuivant le développementde solutions « maison » pour l’alimenta-tion électrique, le contrôle-commande, lasécurité et l’instrumentation ; d’autrepart, en nouant, au fil des ans, des par-tenariats avec des clients stratégiquespour déployer des technologies inéditestelles que l’électrification sous-marine,l’alimentation à partir de la côte et l’inté-gration des opérations. Des solutions quin’auraient pas pu voir le jour sans unpartage des risques, des financementset des essais poussés, en conditionsABB fournit des solutions clé en main complètes pour la production pétrogazière en mer et à terre.pas tant de puiser assez de ressourcesque d’en atténuer l’impact sur l’environ-nement. Dans un monde assoiffé où laconsommation d’énergie par habitantvaut quasiment indice de prospérité, lepétrole et le gaz demeurent, bon gré malgré, les deux mamelles du globe.Pour en savoir plus sur l’offre Pétrole et Gaz d’ABB,rendez-vous sur : www.abb.com/oilandgas.Håvard DevoldUpstream Market Vertical ManagerBusiness Unit Oil, Gas and PetrochemicalOslo (Norvège)havard.devold@no.abb.comSandy TaylorBusiness Unit Manager – Oil, Gas and PetrochemicalSt-Laurent (Québec, Canada)sandy.s.taylor@ca.abb.com
  14. 14. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­14 revue ABB 2|11
  15. 15. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­15Transitions énergétiquesLes hydrocarbures assurant plus de lamoitié des énergies primaires de laplanète, la continuité et la fiabilité desapprovisionnements ont un impactcrucial sur tous les autres pans del’économie. Pas étonnant, dans cesconditions, que le cours du brut soitscruté, commenté et analysé commenulle autre marchandise. Par-delà le rôleéconomique prépondérant des hydro-carbures, bien d’autres raisons nourris­sent notre fascination pour le pétrole etle gaz. Le professeur Scott W. Tinkerpasse ici en revue les enjeux technolo-giques, sociétaux et environnementauxde la filière.La Revue ABB s’est entretenu avec Scott W. Tinker,­professeur à l’université du Texas, géologue de l’État du Texaset directeur du Bureau of Economic Geology, sur les défiset perspectives de l’industrie pétrolière et gazière.Transitionsénergétiquescraintes, jouer la transparence et dissiperles nombreux mythes qui l’entourent.Le pétrole et le gaz représentent plus de lamoitié de la consommation mondialed’énergie primaire et sont donc vitaux pourl’économie. Les gens s’inquiètent de lavolatilité des prix de l’énergie.Regardez les huit dernières récessionsmondiales : sept ont été précédées d’uneflambée des cours du pétrole. C’est le casdes quatre dernières grandes récessionsqui ont frappé les États-Unis. Je ne dis pasqu’il y a forcément lien de causalité ; lesrécessions ont des origines et des effetsbeaucoup plus complexes. Pour autant,l’énergie est un facteur critique, voire le­pivot de toute économie. Et le pétrole étantle porte-flambeau de l’énergie (du moins,historiquement), son prix est un signal fort.Comment expliquer que le pétrole et le gazsoient à ce point irremplaçables ?Le pétrole est un prodigieux combustiblequi peut être transformé en une multi-tude de produits, essence et gazole enProfesseur, merci de nous recevoir. Quellessont pour vous les principales tendancesde l’industrie du pétrole et du gaz ?On assiste à plusieurs grands bouleverse-ments, à commencer par l’organisationdu secteur : les groupes pétroliers inter-nationaux ont depuis quelque temps mul-tiplié les fusions-acquisitions. En paral-lèle, les entreprises naguère confinées auterritoire national deviennent des majorsde stature internationale. Tous s’efforcentd’accroître leurs réserves par le biais denouvelles campagnes d’exploration etd’acquisition.Autre tendance forte : la transition vers le« non-conventionnel ». Entendez par là leshydrocarbures lourds mais aussi les « nou-veaux gaz » comme les gaz de réservoircompact 1, le gaz de schiste, le gaz decharbon, les hydrates de méthane, etc.Ces développements ont pour dénomina-teur commun l’abondance des ressourceset les difficultés pour y accéder. À l’avenir,les grands gagnants seront ceux qui, pardivers moyens, auront accès aux réservesles plus riches.Une autre tendance concerne ce que­j’appelle, d’une part, les défis « de surface »qui portent sur les questions d’environne-ment, de législation et de réglementation,et d’autre part, les problématiques « defond » que sont l’exploration et la technolo-gie. L’industrie doit informer et éduquer lespopulations mais aussi comprendre sesPhoto p. 14L’usine Shell de traitement du gaz d’Ormen Lange,sur le plateau norvégienNote1 Gaz naturel contenu dans des roches gréseusespeu perméables, à 2 000–3 000 m de pro­fondeur,d’où les difficultés d’accès et d’extraction.
  16. 16. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­16 revue ABB 2|11Les navires méthaniers joueront-ils lemême rôle pour le gaz naturel que les­pétroliers pour le brut ?Ils en ont le potentiel mais il faut savoir quele gaz naturel liquéfié (GNL) a un peu pâtidu développement accéléré des gaz nonconventionnels. À terme, je pense que leGNL l’emportera largement. Voyez le Qatarqui détient la plus importante installation deliquéfaction au monde, « RasGas », néed’un partenariat entre ExxonMobil et legouvernement qatari : sept trains de liqué-faction sont aujourd’hui achevés et je croisqu’un huitième est en cours. Ce vastechantier de construction et de maintenancemobilise environ 40  000 personnes, soit lapopulation d’une ville ! L’usine traite prèsd’un méthanier par jour, chargeant plus de140 000 tonnes de gaz en 12 heures. Cesgéants de la mer, hauts de 10 étages,longs d’environ 300 mètres et larges de100 mètres affichent des performancesimpressionnantes : propulsés au gazole ou(tout naturellement) au gaz, selon le prixBTU, par une hélice de 10 mètres de dia-mètre, ils filent à plus de 20 nœuds. Laflotte qatari en compte plus de 50 !Un pétrolier n’est pas très différent. Biensûr, il n’a pas besoin d’être refroidi, alorsque le GNL oblige à faire couler un rideaud’eau le long de la paroi du méthanier­durant son chargement pour éviter toutefissure de la coque au contact du gaz. Unsupertanker, propulsé au fioul lourd, peutemporter 500 000 à 750 000 barils de­pétrole. Dans tous les cas, le transport parbateau est extrêmement énergivore, tantpour propulser le navire que pour alimenteret faire tourner ses équipements.Donc, la technologie pour acheminer effi-cacement le GNL existe bel et bien. Faut-ilaujourd’hui en augmenter les capacités ?Les installations sont en effet gigantesques,coûteuses et soumises à autorisations.Ce qui n’est pas sans inquiéter l’opinionpublique et semer le doute sur la sécuritédes méthaniers et la dangerosité de la car-gaison. Même si cela n’a pas encore ététesté – et ce n’est pas à souhaiter – dessimulations montrent que si jamais unebombe torpillait la double coque, le GNLs’écoulerait dans l’environnement, change-rait d’état et brûlerait. Certes, l’accidentproduirait énormément de chaleur, au détri-ment du voisinage immédiat, mais le naviren’exploserait pas ! Le processus « s’auto-nettoierait », ce qui, dans un sens, seraitpréférable à une fuite d’hydrocarbures,beaucoup plus difficile à endiguer et à­éliminer. Cela dit, personne ne veut voir cetête. Vous faites le plein à la pompe,vous parcourez des kilomètres . . . Unefois le ­réservoir vide, il ne reste aucunetrace du pétrole que vous avez brûlé !Propreté garantie. D’une densité éner­gétique élevé, il est en outre sûr, éton-namment bon marché et très difficile àremplacer ; c’est pourquoi il domine lesecteur des transports.Le gaz naturel est une ressource trèspoly­valente qui non seulement produit del’électricité et de la chaleur, mais gagneaussi du terrain dans le transport. Il estplus « propre » que le charbon ou le­pétrole car sa combustion émet moins dedioxyde de carbone, d’oxydes de soufreet d’azote, de mercure et d’autres pol-luants du charbon. Sa part dans le bou-quet énergétique, déjà considérable, estencore appelée à croître.Par contre, à la grande différence du­pétrole, le gaz naturel n’est pas une mar-chandise « planétaire ». Nous n’en sommespas encore à le transporter comme nousbrassons le pétrole ; le marché est bienplus régional.Vous dites « pas encore » . . .Les installations d’exportation et les termi-naux de réception de gaz naturel pro-gressent. Ce déploiement nous permettrad’atteindre des régions du monde dépour-vues de gaz naturel, d’atténuer quelquepeu la volatilité et d’améliorer la « livrabilité »de cette fourniture. Le gaz naturel va jouerun rôle essentiel dans l’économie de cesiècle.Les méthaniers transportent le gaz naturel dans le monde entier (ici, le Provalys de GDF,équipé d’un système propulsif ABB).Il est plus facilede créer de toutespièces que de­moderniser desinstallations­vétustes pour leshisser au mêmerang que le neuf.
  17. 17. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­17Transitions énergétiquesscénario se produire dans un port situé àproximité des habitations et des infrastruc-tures. Les installations en mer permettrontd’éloigner ce risque en accostant à des­dizaines de kilomètres au large, le gaz étantrapatrié par pipeline.Quels sont les enjeux technologiques del’extraction du pétrole et du gaz ?Il faut d’abord aller chercher ces précieusesmolécules. On a souvent dit que l’ère du« pétrole facile » était révolue. L’explorationpétrolière n’a pas toujours été une siné-cure. Pour autant, une fois trouvé et puisédans des roches à forte perméabilité, lepétrole était facile à produire. Nous dispo-sons aujourd’hui de bien meilleures tech-niques et d’une connaissance plus fine dela géologie mais les sites d’exploration sontplus difficiles. Nous forons en mer par plusde 2 500 mètres de fond, par exemple, ouencore dans l’Arctique ou les sables bitu-mineux du Canada. Non seulement cesrégions dressent des obstacles géogra-phiques et technologiques, mais elles sontaussi coûteuses.Prenons l’exemple des gaz de schiste. Laressource, abondante, est naturellementpiégée dans de vastes couches de rochessédimentaires qui peuvent être hétéro-gènes et plus ou moins perméables.Chaque bassin est différent. Les entre-prises doivent déterminer judicieusementl’emplacement des forages et accéder aumieux à ces réserves sans rompre l’équi-libre écologique en surface. Au lieu de forerà tout bout de champ, la solution consisteà creuser en un seul endroit pour atteindre,par de multiples drains horizontaux, lacouche où le gaz est emprisonné.L’eau pose aussi problème. Pour exploiterles gaz de schiste, il faut accéder à la for-mation rocheuse, évacuer le méthane etl’eau, séparer le méthane, puis réinjecterl’eau. La quantité d’eau nécessaire à lafracturation est phénoménale, sans parlerdes agents de soutènement (sable ou billescéramiques) pour empêcher la résorptiondes fissures. Cette eau doit ensuite êtrenettoyée en surface ou réinjectée. Tout celarevient cher.De nombreux champs de pétrole en­exploitation depuis des décennies sontaujourd’hui sur le déclin. Que faire pourprolonger leur durée de vie économique ?De nombreux gisements « matures » sonten effet en voie d’assèchement. Or, biensouvent, ces périodes de fin de productionsont plus longues que prévu car nous trou-vons les moyens de récupérer quelquesbarils de plus. Néanmoins, même avec destechnologies de pointe, nous laissons tou-jours derrière nous une grande quantitéd’hydrocarbures. Voyez ce que donne unetâche d’huile sur votre chemise ou une fuitedans le garage : difficile de la retirer ! Il enva de même de la roche. Selon le gise-ment, les méthodes d’extraction classiquesne permettent de récupérer en moyenneque 30 % des réserves. Certes, des tech-niques complémentaires améliorent cetaux, comme l’injection d’eau (inondationdu puits) et les procédés chimiques et ther-miques, ou encore microbiens. Hélas, ellessont toutes dispendieuses. Nous savonssouvent stimuler la production mais, à­défaut de la rentabiliser, pas question des’engager dans cette voie. L’énergie étantun secteur fortement tiré par les prix, sanssavoir si le prix du brut flambera ou retom-bera à 50 dollars, il est difficile de convaincrevos actionnaires de financer l’investis­sement.Des pays non membres de l’OCDE,comme la Chine et l’Inde, connaissent unecroissance économique sans précédent.Quelles en sont les retombées sur le ­pétroleet le gaz ?L’Inde et la Chine sont d’énormes consom-mateurs en puissance.À l’heure actuelle, 600 millions d’Indienssont encore privés d’énergie, soit presquele double de la population américaine.Idem pour la Chine. Mais il faut aussicompter sur le milliard d’individus qui, dansces pays, y ont déjà accès ; et ce nombreexplose. En 2005, les Chinois achetaientchaque année trois fois moins de voituresque les Américains ; six ans plus tard, laChine dépasse les États-Unis et friseles 20 millions de véhicules vendus à­l’année. Cette crois-sance va légitime-ment se poursuivre.Accès à l’énergieet développementéconomique sontintimement liés.L’enjeu ne résidepas dans une indus­trialisation identiqueà celle des pays del’OCDE au siècle dernier. À l’époque, nousavons agi au mieux, compte tenu des­technologies du moment. Mais il est­impossible de renouveler l’expérience : onassisterait à un emballement de l’offreénergétique avec des effets domma-geables sur l’économie et l’environnement.Les pays membres et non membres del’OCDE doivent se concerter pour déployerdes technologies écoperformantes, ren-tables et respectueuses de l’environne-ment. Bon nombre d’entre elles existentdéjà ; elles sont une formidable occasiond’innover car il est plus facile de créer detoutes pièces que de moderniser l’ancienpour le hisser au même niveau de perfor-mance que le neuf.Quel est le potentiel de l’efficacité énergé-tique ?C’est assurément le premier gisement àcreuser. Les États-Unis consommentchaque année environ 100 exajoules(1018 joules) ou encore plus de 2 800 mil-liards de mètres cubes (m3) d’équivalentgaz naturel. Moins de la moitié est transfor-mée en énergie utile, le reste étant essen-tiellement gaspillé sous forme de chaleurrejetée par les cheminées industrielles, lesbâtiments tertiaires et résidentiels, lestuyaux d’échappement de nos véhicules.Gagner en efficacité revient à réduire cespertes thermiques. Là encore, la démarcheest plus facile dans le neuf que dans l’an-cien. Chez moi, par exemple, j’ai remplacéles ampoules à incandescence par desfluocompactes, amélioré l’isolation du bâti,opté pour une chaudière à haut rende-ment . . . Revers de la médaille, ces investis-sements ne seront jamais rentabilisés.Certes, les économies d’énergie ont dubon mais elles relèvent davantage de labonne conscience écologique. Si nous­avions mis en œuvre ces mesures dès lapose de la première pierre, ces investisse-ments auraient été rentables d’emblée.En matière d’énergie, les décisions sontprincipalement fondées sur les prix. Nousle constatons dans l’industrie mais aussidans nos choix personnels. Pour séduiredavantage, l’efficacité énergétique doitfaire valoir l’argument économique.Comment y parvenir ?Les entreprises peuvent mettre au pointdes produits offrant de meilleurs rende-ments, à un prix abordable. Par ses choixpersonnels, l’individu a aussi son mot àÀ la différence du pétrole, legaz naturel n’est pas encoreune marchandise « plané-taire » : il ne se transporte pascomme le pétrole.
  18. 18. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­18 revue ABB 2|11coût et le bénéfice environnemental ? Laplanète produit chaque année entre 25et 30 Gt (109tonnes) de CO2de sources­anthropogéniques. Pour capturer 1 Gt paran, nous devrions dans le même tempsréaliser la bagatelle de 1 000 projets­d’injection de 1 Mt (106tonnes) chacun.Ce n’est pas rien ! Il faut trouver les bonssites et se donner les moyens de les réali-ser. La partie captage se chiffre en milliardsde dollars pour une grande installation.Certes, les volets compression et injectioncoûtent moins mais nécessitent tout demême beaucoup d’argent. Ajoutez à celal’arsenal réglementaire et législatif quigonfle l’addition et renchérit considérable-ment le prix du kWh tiré du charbon. Etpour quelle différence en termes de chan-gement climatique ? L’infrastructure mettradu temps à monter en charge. Or cet­objectif de la gigatonne annuelle, pour êtreambitieux, ne représente qu’environ 1 tren-tième des émissions totales. Les défis pourmener à bien ce vaste chantier, au rythmesouhaité, sont colossaux. Et pendant toutce temps voué à la recherche, l’horlogetourne. Même si la majorité de ceux quis’investissent dans cette voie ou dans larecherche sur le climat ne l’avoue pas, jecrains que le CSC ne soit pas raisonnable.L’avenir le dira.Au sujet du CO2justement, quel rôlepeuvent jouer les techniques de captage etde séquestration (CSC) ?Le Bureau of Economic Geology, queje dirige, est l’un des chefs de file de la­recherche sur la séquestration du carboneaux États-Unis. Nous avons été les pre-miers à enfouir plus de 1 million de tonnessous Terre. La discipline est fascinante.Dans une perspective plus large, nous­devrions nous poser trois questions deprincipe : est-ce possible ? est-ce faisable ?est-ce raisonnable ?Possible ? Mon groupe de géologues étu-die les méthodes pour enterrer rapidementde grandes quantités de CO2. D’autresplanchent sur le captage du CO2à partirdes cheminées industrielles. Au fil de nosrecherches, nous constatons que la solu-tion est possible dans certaines régions,grandement tributaires de la géologie.Est-ce faisable, sous le double prisme de lapolitique et de la réglementation ? Là sepose la question de l’acceptabilité sociale :qui est prêt à enfouir le CO2dans son jar-din ? L’enjeu dépasse le cadre de l’environ-nement. Une fois de plus, je pense qu’onpeut envisager la solution mais au prix debeaucoup de travail, et pas partout. Enfin,est-ce raisonnable ? Quels en seront leUsine GNL de Statoil, sur l’île norvégienne de Melkoya (champ gazier de Snøvhit) ; les équipements d’alimentation en énergieet d’automatisation sont de fourniture ABB.dire. Les économies d’échelle jouerontégalement, tout comme l’action des pou-voirs publics.Jusqu’à quel point et comment ces der-niers devraient-ils s’impliquer ?Par une panoplie d’incitations encoura-geant industriels et particuliers à se tournervers la sobriété et l’efficacité énergétiques.Mais gare à la tentation de tout miser sur leticket gagnant ! La filière maïs-éthanol pourproduire du carburant, aux États-Unis, enest un fâcheux exemple, parmi d’autres :là, il n’est plus question de stratégie éner-gétique mais de politique agricole. Cetteproduction, qui a besoin d’eau, d’engraiset de terres, est en conflit avec les culturesnourricières tandis que son bilan énergé-tique net est médiocre. Il aurait mieux valuque les autorités diversifient leurs objectifs(baisse des émissions, efficacité, faibleconsommation, moindre coût . . .) et laissentles industriels, universitaires et autres rivali-ser pour développer les meilleures solu-tions. Prenons la pollution par le CO2. Si lecharbon ou le gaz naturel atteignent cesobjectifs à un coût aussi abordable quecelui de l’éolien, du solaire . . . , alors nouspouvons agir dans ce sens. Mais la poli-tique est souvent dictée par des intérêtsqui transgressent l’intérêt collectif. Ce quimet à mal les pouvoirs publics . . .
  19. 19. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­19Transitions énergétiquesLes hydrocarbures ne sont pas seulementsources d’énergie. Quels en sont les autresusages ?Le développement des renouvelables (so-laire, éolien, géothermie et agrocarburants)aidant, nous brûlerons de moins en moinsd’hydrocarbures pour produire de l’éner-gie, préférant les réserver aux applications« nobles », comme les plastiques, les lubri-fiants et les engrais. Présent dans toutesces substances et très difficilement substi-tuable, le pétrole n’a jamais autant méritéson surnom d’or noir.Merci d’avoir répondu à nos questions.Propos recueillis par Andreas Moglestue,rédacteur en chef de la Revue ABB :andreas.moglestue@ch.abb.comet produire ainsi de la vapeur qui est injec-tée dans les forages afin de réchaufferle bitume (très dense) et le fluidifier. Les­nuisances en surface sont donc minimes.Le gisement épuisé, la tête de puits estdéplacée et, lorsque la végétation reprendses droits, il n’y a plus guère de traces duforage.L’opération est coûteuse mais, dans uncontexte de forte demande en hydrocar-bures liquides, de prix à la hausse et detechniques en progrès, de plus en plus deréserves deviendront rentables. D’aucunsdisent (et l’ont annoncé depuis des lustres)que le pétrole et le gaz ont atteint leur picde production, au vu des conditions éco-nomiques et technologiques du moment.L’offre finira certes par plafonner, surtout sinous arrêtons d’explorer et migrons versde nouvelles zones géographiques et géo-logiques. À mesure que le prix des énergiesfossiles augmente, d’autres sources, plusviables, remplaceront petit à petit le pétroleet le gaz. Un jour, nous en viendrons mêmeà nous demander pourquoi nous avonsbrûlé du pétrole dans nos voitures ?!Par conséquent, si le pétrole atteint sonpic, ce n’est pas parce que les réservess’épuisent mais que nous avons trouvéd’autres ressources ?Oui, des filons plus abordables ou mêmeplus riches ! Tout comme la fin de l’Âge depierre n’est pas due à la disparition de lapierre, l’ère du pétrole ne s’achèvera paspar pénurie de pétrole ! Au juste prix, la pla-nète en regorge. Songez à l’époque oùnous nous éclairions à l’huile de baleine :quitte à m’attirer les foudres de nos lec-teurs, j’oserais dire que grâce au pétrole,nous n’avons plus besoin de chasser lesbaleines pour leur huile. Pour un peu, c’estle pétrole qui les a sauvées . . .À combien chiffrez-vous les réserves­d’hydrocarbures ?Le monde a consommé un peu plus de1 billion (1012) de barils de pétrole et environ28 billions de m3de gaz naturel. Il resteencore 5 à 10 billions de barils et probable-ment 140 à 280 billions de m3de gaz, à unprix acceptable. Le problème est qu’il estimpossible de récupérer une bonne partiede cette manne, de manière économique.Avec un cours du brut qui s’envole – et peuimporte de savoir si cette flambée sera (àn’en pas douter) suivie d’un repli – il sepeut que nous ayons atteint aujourd’hui unniveau de prix qui plaide en faveur des­molécules difficilement accessibles et pluschères.Il n’y a pas que le CO2qui fasse débat enmatière de pollution par le pétrole et le gaz.La fracturation hydraulique est aussi unsujet « détonant ».Ce procédé d’extraction existe depuis denombreuses décennies et est aussi utiliséen forage traditionnel. Lorsque l’hydrocar-bure liquide ou gazeux est emprisonnédans des microfissures ou de très petitspores (réservoirs compacts), la seule façonde le libérer est de fracturer la roche eninjec­tant à très haute pression de grandesquantités d’eau additionnée de produitschimiques et d’agents de soutènementpour garder ces fissures ouvertes. Et cela,entre 1 000 et 3 000 mètres de profondeur.L’énergie utilisée à cette fin limite naturelle-ment l’étendue de ces failles artificielles.Nous avons effectué près de 1 millionde fracturations aux États-Unis. Certains­forages totalisent plus de 30 drains hori-zontaux. Or, à ma connaissance, la fractu-ration en elle-même n’a jamais provoquéde fissures affleurant en surface. Pour cela,il faudrait utiliser un procédé beaucoupplus puissant et écorner certaines lois de laphysique . . .Cela dit, le forage des puits, l’injection,l’évacuation et le transport des liquides defracturation par camion présentent unrisque de fuites dans l’environnement,comme tout autre process industriel. Nousdevons améliorer ces opérations et viser le« zéro-accident ». Pourtant, en général,nous savons quand il y a eu fuite : le dangerest alors circonscrit, la fuite arrêtée et lesdégâts sont endigués et atténués. Pareilincident est déplorable mais il ne risquepas de contaminer de vastes étenduesgéographiques.Quelles autres tendances marquent le­développement des ressources nonconventionnelles ?Technologie et prix sont indissociables.Quand les cours d’une ressource montent,la technologie devient économiquementviable. L’Arctique nous donne l’exemple deformidables potentialités : on n’y a extraitqu’une infime partie des vastes réservesd’huile. Nous allons devoir travailler danscette région en y respectant l’environne-ment.Il en va de même, par exemple, de l’exploi-tation à ciel ouvert des sables bitumineuxen Alberta (Canada). Une vraie plaie pourl’environnement ! Les progrès de la techno-logie nous permettent aujourd’hui d’y­remédier grâce au « drainage par gravitéau moyen de vapeur (DGMV) » : on utilisele gaz naturel pour porter l’eau à ébullitionScott W. TinkerScott W. Tinker, géologue de l’État du Texas, estdirecteur du Bureau of Economic Geology et duconsortium AEC (Advanced Energy Consortium),professeur titulaire de la chaire Allday EndowedChair et vice-doyen en exercice de l’École Jacksonde Géosciences à l’université du Texas (Austin).Ses 17 ans de carrière passés dans l’industrie dupétrole et du gaz, avant de rejoindre l’Université en2000, lui ont valu de nombreuses distinctions :président de l’association américaine de géologuespétroliers American Association of PetroleumGeologists (2008–2009) et de l’Association ofAmerican State Geologists (2006–2007), éminentconférencier auprès de l’AAPG (1997) et de laSociety of Petroleum Engineers (2002), en chargedes questions d’éthique à l’AAPG (2006–2007).Il a aussi remporté plusieurs trophées du meilleurarticle pour deux publications de prestige. M. Tinkerest chargé de mission au National Petroleum Councilet à l’Interstate Oil and Gas Compact Commission,et siège à plusieurs conseils de sociétés privées,ordres professionnels et universités. Ce passionnéde la convergence entre milieux académique,industriel et politique a prononcé plus de 400conférences et discours d’ouverture, dans plus de45 pays. Docteur de l’université du Colorado, il estaussi titulaire d’un Master de l’université duMichigan et d’une Licence de l’université de Trinity.
  20. 20. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­20 revue ABB 2|11Sergio Casati – Au cours des 45 dernières années, ABBa mené à bien plus de 300 contrats d’ingénierie, d’appro­visionnement et de gestion de la construction (IAGC), auservice des secteurs du pétrole et du gaz, de la productiond’énergie et de l’eau. Bon nombre de ces chantiers d’enver-gure obligent à aller toujours plus loin, aux limites del’extrême : sites reculés, rudesse du climat, déploiement demoyens techniques et humains sur de multiples fronts . . .Parmi ces grands travaux figure le complexe pétrogazierd’El Merk, dans le sud algérien, pour lequel ABB conçoit,fournit, construit et met en service une part importante desinfrastructures. La complexité et le gigantisme du siteexigent des compétences, des outils et une logistique horspair pour garantir l’ingénierie, l’approvisionnement et laconstruction de ce mégaprojet dans le respect des délaiset du budget.ABB construit des infrastructures pétrolièreset gazières en plein désertAu paysde l’or noir
  21. 21. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­21Au pays de l’or noirAvec El Merk, le bassin deBerkine devient le deuxièmeplus grand gisement d’hydro-carbures algérien.Les champs de pétrole et de gazd’El Merk, dans le bassin de­Berkine, sont à la fois le deu-xième plus « riche » gisementd’hydrocarbures algérien et l’un des plusprometteurs en termes de capacité deproduction et de nouvelles découvertes.Aux confins du désert saharien, l’envi-ronnement d’El Merk est aussi rudequ’inhospitalier : la température y atteintfréquemment 50 °C, les pluies sont rareset le relief dentelé se compose en grandepartie de gigantesques dunes de sablesans cesse redessinées par le siroco.Éloigné de tout (à quelque 1 000 km desvilles et ports du littoral méditerranéenoù se concentrent 90 % des 35 millions­d’Algériens), le site est naturellementdépourvu d’infrastructures  ➔ 1.Le gisement d’El Merk est constitué dequatre réservoirs de pétrole et de gaz(EKT, EMN, EME et EMK) répartis surdeux blocs (405 et 208) et développéspar un consortium de six partenaires(Sonatrach, Anadarko, Eni, Maersk,­ConocoPhillips et Talisman), copilotéspar le Groupement Berkine 1. À pleinecapacité, le complexe traitera 160 000barils équivalent pétrole par jour que­débiteront près de140 puits. Ceux-ciseront reliés par unréseau de canali­sations à dix sta-tions collectricesqui enverront le brutà une usine de trai-tement assurant laséparation pétro­le-eau-gaz, la stabilisation, la compressiondu gaz, l’ex­traction des liquides de gaznaturel et le stockage des hydrocar-bures. Le gaz sera ensuite réinjecté parsix manifolds de distribution de gaz­répartis entre les quatre réservoirs. Les80 premiers puits devraient commencerà produire en 2012.Feuille de route ABBLe Groupement Berkine a découpé leprojet El Merk en plusieurs contrats IAGCportant sur la réalisation de l’usine detraitement, des installations annexes, dela base de vie, de la base industrielle,des canalisations de transport, deslignes d’alimentation électrique et d’unposte électrique. Le consortium regrou-pant ABB, SARPI (Société Algérienne deNote1 Entité codétenue par la société algérienneSonatrach, le pétrolier texan Anadarko, lacompagnie pétrolière publique italienne Eni et legroupe pétrogazier privé danois Maersk.Photo p. 20–21Au sud-est de l’Algérie, El Merk déroule à perte devue, sur 5 000 km2, d’immenses dunes de sablepouvant atteindre 300 m de hauteur.
  22. 22. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­22 revue ABB 2|11données géodésiques, les désaccordssur le positionnement correct des équi-pements de production sont monnaiecourante. Le SIG d’ABB écarte toutrisque de malentendu (et, donc, de­retards éventuels dans l’exécution ducontrat) mais améliore aussi la précisionet l’efficacité du chantier.ABB a fait d’Intergraph son partenaireSIG et fournisseur de la plate-forme géo­spatiale, ABB gérant les informations duprojet et la compilation des données detous les participants au projet  ➔ 4. Le sys-tème surveille la construction de chaqueouvrage et équipement du site, des puitset canalisations d’hydrocarbures aux ate-liers, bureaux et logements sur la base,ainsi que les lignes électriques, les circuitsde distribution d’énergie et d’eau, et lescâbles de communication qui relient lesinstallations au réseau national.vellation, déclivité des dunes, etc.) etproduit automatiquement des plans etdocuments de pose, avec toute l’infor-mation sur le site. La solution s’appuiesur le modèle standard PODS (PipelineOpen Data Standard), très prisé pour letransport du pétrole brut et du gaz.Ce SIG contribue amplement au succèsd’un grand projet d’infrastructures commeEl Merk  ➔ 3, qui réunit au même momentune multitude de prestataires et de sous-traitants, et des milliers d’ouvriers. Sanslui, le chantier nécessiterait sans doute12 mois de plus, avec tous les surcoûtset manques à gagner engendrés par ceretard. Il n’est pas rare, dans un projetde cette importance, que l’emplacementdes puits ou le tracé des canalisations,par exemple, évolue avec le déploiementdu réservoir. Les sous-traitants ayanttendance à interpréter différemment lesRéalisation de Projets Industriels) etl’Égyptien Petrojet, mené par ABB, estresponsable des installations annexes.Pour un montant de 650 millions de dol-lars – l’un des plus gros contrats IAGCjamais décrochés par ABB ! –, le Groupeest chargé de concevoir, d’approvision-ner, de transporter, de construire, demettre en service et de démarrer :− les 10 stations collectrices ;− les 6 collecteurs de distribution de gaz ;− tout le matériel des 120 puits ainsi quele raccordement des 80 puits devantêtre mis en production en 2012 ;− les 719 km de pipelines et de canali-sations de transport reliant les4 champs du bloc 208.La fourniture ABB  ➔ 2 comprend les sys-tèmes d’injection d’eau, les conduitesd’évacuation de la production, d’extrac-tion au gaz, d’approvisionnement en eauet en eau de dilution, les lignes de distri-bution d’huile et de condensats, les des-sertes d’injection d’eau et de gaz, lescanalisations de transport. En termesd’équipements et de produits, ABB four-nira les pompes d’injection d’eau, lespompes de charge, les pompes d’eau dedilution, les filtres à eau, les refroidis-seurs de recyclage et les séparateursd’azote. La fourniture électrique se com-pose d’appareillages et de transforma-teurs de puissance moyenne et bassetension. L’instrumentation comprend lesystème de mesurage, les débitmètresmultiphases, les vannes de têtes depuits et les appareils de terrain. Leschâssis mobiles d’injection de produitschimiques, le lanceur et les récupéra-teurs de racleur de pipeline, ainsi queles systèmes de protection cathodique­seront aussi fournis par ABB.Précision et efficacitéAutre fourniture clé d’ABB, le systèmed’information géographique (SIG) cou-vrant la totalité du site. Ce système degéomatique permet de concevoir, deconstruire, d’entretenir et de gérer toutesles infrastructures et les ouvrages deproduction du champ avec le maximumd’efficacité et de précision. Il fournit àl’ensemble des intervenants au projetune vue précise et à jour de son avance-ment, en temps réel. Il regroupe les don-nées d’un grand nombre de sources dif-férentes et calcule la quantité exacte dematériaux de construction nécessaires.Il recense tous les accidents topogra-phiques sur le tracé des pipelines (déni-1 Géographie du bassin de Berkine et du gisement d’El MerkAlgerArzeuMarocAlgérieBassin deBerkineHassiRimel LybieSicileMer méditerranéeOcéanatlantiqueTunisSkikdaVers ItalieHassiMessaoudT.F.T.BejalaTunisie404212405b405211208406403cAnaguldSanrharJenelnNordEspagne2 Les grandes lignes du projet ABB d’El Merk présentées lors de la réunion de lancementEl Merk – Lots 3 et 4 – Installations annexes, lignes de distribution et conduites d’écoulementDistribution BT du réseau FOLignes de distribution de gazProductionde gazExtraction au gazProduction d’huileEau de dilutionInjection d’eauDessertes d’alimentation en eauLignes aériennes 30 kVet câbles FO – Lot BPuits d’injectionde gaz, 14 (+6)Collecteurs de distribution (6)Pas d’équipement/alimentation électriqueStations collectrices (10)Pompes d’injection d’eau (11)Filtres d’injection d’eau (11 x 2)Pompes d’eau de dilution (5)Alim 5,5 kV/TélécomsPuits d’injection d’eau20 (+11)Puits de productiond’huile30 (+21)Puits de production degaz, 8 (+2)Puits d’alimentation eneau (7), filtres à eau,séparateur d’azote,pompe de chargeUsinedetraitementdeshydrocarburesLots1et7GarederéceptionderacleurNbre total de puits : 80 + 40Puits d’évacuation(1)Conduites principalesd’injection de gazConduites d’eaude productionLignes dedistribution d’huileDessertesd’injection de gaz
  23. 23. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­23Au pays de l’or noir3 Vues aériennes du site d’El MerkNotes2 Tous les équipements et matériaux doiventrésister à une température de 55 °C.3 La politique HSE d’ABB se résume ainsi :zéro-danger pour les personnes, zéro-dommagepour l’environnement, les ouvrages et équipe-ments ; zéro-perte ou destruction de donnéeset de documents.Base de vieMirage technologiqueÀ la complexité de ce projet ambitieuxs’ajoutent l’éloignement et la rudesse dumilieu. Sur le plan technique, les ingé-nieurs se heurtent à une double difficulté :l’étendue des champs et l’obligation demener de front les travaux de foragedes puits, de pose des canalisations etde construction des installations. Côté­logistique, il faut acheminer d’énormesquantités de matériels et de matériaux 2livrés par des fournisseurs et usines dumonde entier, et parcourir les 1 0­00 kmde désert séparant le site du littoral­algérien. Sans oublier de respecter lescontraintes d’efficacité et de rentabilitépour convoyer le tout à bon port.Au pic de l’activité, El Merk mobiliserajusqu’à 6 000 travailleurs locaux et étran-gers ; c’est dire les barrières linguistiqueset les différences de culture qu’il convientd’anticiper et de gérer au quotidien ! Lasécurité est aussi de la partie. La contri-bution d’ABB au projet est chiffréeen  ➔ 5.Santé et sécuritéAvec des effectifs de 1 500 personnescumulant plusieurs millions d’hommes-heures, ABB se doit d’exceller en matièred’hygiène, de sécurité et d’environne-ment (HSE) 3. Ses objectifs se déclinenten 5 axes :− Instiller une culture du « zéro-incident »auprès de tout le personnel ;Le SIG est uneplate-forme géo­spatiale permettantde concevoir, bâtiret gérer les infra­structures et équi-pements de pro-duction du champ.
  24. 24. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­24 revue ABB 2|11hostiles –, ABB est l’une des ­sociétésd’ingénierie affichant l’expertise la plusfructueuse sur ce créneau. Ce palmarèsn’est pas le seul critère à ­prouver l’adé-quation d’ABB au projet El Merk : trèsprésent en Algérie depuis les années1970, le Groupe a accompagné l’essorde l’industrie pétrogazière du pays, qui anotamment vu la création de SARPI, en1993.D’autres projets clé en main sont encours en Algérie : citons l’éliminationdes gaz torchés à Haoud Berkaoui, pourle compte de Sonatrach (contrat de225 millions de dollars portant sur destrains de compression du gaz et la­ré-instrumentation des trois centres deproduction), de même que la fournituredes réseaux de fluides et d’énergie, etdes installations de stockage et d’expor-tation pour l’usine de traitement de MLE,dans le bassin de Berkine (pour 245 mil-lions de dollars).Sergio CasatiABB SpAMilan (Italie)sergio.casati@it.abb.com− Intégrer le triptyque santé-sécurité-environnement dans la totalité desinstallations et lieux de travail duconsortium ;− Développer et mettre en œuvre unsystème de gestion HSE et uneprocédure de gestion des risques ;− Exécuter des programmes HSEd’entreprises spécifiques au site ;− Être prêt à passer sans heurt le relaisdes procédures et systèmes HSE àl’exploitant, au terme du projet.Pôle d’excellenceC’est depuis son centre d’excellencemilanais qu’ABB pilote, dans les temps,sa part du chantier. Avec plus de300 projets d’IAGC à son actif, dans lesdomaines du pétrole et du gaz, de laproduction d’énergie et de l’eau – pourbeaucoup dans des régions reculées et4 Écrans du système SIG reproduisant les infrastructures et installations d’El Merk.L’étendue et lacomplexitéd’El Merk imposentdes compétenceset outils garantis-sant l’exécution etl’achèvement duchantier dans lestemps et budgetsétablis.5 ABB et El Merk en chiffresABB évalue la réalisation du projet à :– 150 000 hommes-heures pour la fournitured’équipements et la gestion de projet ;− 200 000 hommes-heures supplémentairesen ingénierie.Sa fourniture électrique comprend :− 300 km de câbles haute tension ;− 200 km de câbles basse tension ;− plus de 150 tableaux haute, moyenne etbasse tension ;− 140 transformateurs ;− 3 000 instruments de terrain (vannes derégulation, capteurs, manomètres,débitmètres, etc.) ;− 400 km de câbles de mesure ;− 400 km de câbles optiques.Le consortium ABB est par ailleurs respon-sable de la conception, de la fourniture, del’installation et de la mise en service de700 km de pipelines qui seront équipés deprès de 10 000 vannes manuelles.ABB est également chargé des 5 tours detélécommunication et des systèmes dechauffage, ventilation, climatisation (CVC) etincendie des 10 stations collectrices.Une équipe ABB supervisera sur placequelque 2 000 collaborateurs SARPI-Petrojet ;ces effectifs devraient consacrer, en 42 mois,5 millions d’hommes-heures à la constructionet à l’installation des équipements annexesd’El Merk.
  25. 25. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­25Les fruits de l’intégrationDes solutions globales pour toute la chaîne de production de gaz de charbonColin Pearson – La recherche effrénée de nouvelles sourcesd’énergie avive l’intérêt pour le méthane contenu dans lescouches de charbon relativement peu profondes. Ce « gaz decharbon », également désigné par l’acronyme anglo-saxon« CBM » (Coalbed Methane), est un facteur de risque trèsimportant pour la mine. Autrefois, des canaris placés dans lesgaleries alertaient les mineurs du redoutable coup de grisouprovoqué par ce gaz ; aujourd’hui, la technologie permet de lerécupérer sous forme liquéfiée pour le valoriser et éviter ainsison rejet dans l’atmosphère. Dans le cadre de projets­d’exploitation de CBM, ABB apporte une réponse globale entermes d’automatisation, de sécurité, de distribution élec-trique, de gestion de l’eau et de télécommunications. Sessolutions intégrées offrent une visibilité complète des opéra-tions (souvent réparties sur une vaste zone géographiquedifficilement accessible) pour l’exploitation, la maintenance, lagestion des équipements et le traitement des alarmes, depuisle « carreau de la mine » jusqu’à l’informatique décisionnelle.Les fruitsde l’intégration
  26. 26. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­26 revue ABB 2|11Le dessalement et la compression enamont sont de gros consommateursd’énergie (parfois dix fois plus que laliqué­faction ultérieure) qui nécessitentd’importants systèmes de distributionélectrique et de gestion de l’eau.Méthodes d’extractionLe CBM est extrait en forant des puits enplusieurs endroits dans la veine de char-bon relativement peu profonde (quelquescentaines de mètres). La fracturationhydrau­lique consiste à y injecter soustrès haute pression de grands volumesd’eau et du sable, qui s’insinue dans lesmicrofissures et empêche qu’elles se­referment lorsque l’injection cesse. Legaz migre ensuite vers la tête de puitspour être récupéré en surface.Le cycle de vie d’un puits comprend­habituellement une première phase dedénoyage, suivie d’une phase d’écoule-ment libre. Lors du dénoyage, on installeau fond un groupe de pompage qui peutêtre retiré quand débute la phase d’écou-lement libre. L’équipement est complétéd’un séparateur d’eau, d’appareils dePour que l’extraction soit rentable, laveine doit être relativement peu profondeet inondée. L’exploitation d’un puitscommence donc par une phase de« dénoyage­ » qui peut, selon le cas, durerplusieurs mois ou années. Lorsque laveine est suffisamment asséchée, il y adésorption du gaz qui peut alors êtreextrait, puis transporté vers des usinesde liquéfaction et commercialisé.Le taux de désorption du méthane­dépend de la quantité de charbon nonsubmergé. L’évacuation de l’eau per-met donc de régu-ler la pression etle débit du gaz. Cedernier point estessentiel car, dansla partie basse pres-sion, les conduitesutilisées sont sou-vent de simplestuyaux PVC. Il estpeu rentable derecourir à des conduites en acier ou à decoûteux limiteurs de pression, en raisondu grand nombre de puits à forer (géné-ralement plusieurs milliers). Par ailleurs,des débits plus élevés peuvent entraînerl’épuisement prématuré d’un puits.Le processus d’extraction évacued’énormes volumes d’eau saumâtre quidoivent être stockés dans de grands­réservoirs et traités avant rejet pour­préserver l’environnement.Naturellement présent dans leshydrocarbures solides, leméthane a été « adsorbé »dans la veine de charbon aucours de son histoire géologique et desa formation résultant de processus bio-logiques ou thermiques. Durant les pre-miers stades de transformation de lamatière végétale en charbon (houillifica-tion), l’activité microbienne génère duméthane qui reste piégé dans le filonjusqu’à ce que l’extraction ou la venti­lation provoque sa « désorption », à defaibles pressions (1 à 4 bar). La désorp-tion et l’extraction peuvent être réaliséespar des procédés relativement simples etpeu coûteux, souvent transférables.Le méthane est la première cause d’ac-cidents miniers dans le monde, faisant,rien qu’en Chine, 5 000 victimes par an(soit 80 % de la mortalité annuelle dansles mines). C’est également l’un des pluspuissants gaz à effet de serre, dont lepouvoir de réchauffement global est 20 à25 fois supérieur au dioxyde de carbone(CO2). La récupération du CBM avantcelle du charbon a donc un double effetbénéfique : elle renforce la sécurité desmineurs et réduit de 70 à 80 % les rejetsde méthane dans la nature.Le marché mondialisé et­hautement concurrentiel dugaz doit aujourd’hui faire­appel à des technologies deplus en poussées.1 Principes du forage vertical et du forage incliné1a Autant de forages que de puits 1b Un forage pour plusieurs puitsBaie de PooleBaie de PoolePort de PoolePort de Poole
  27. 27. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­27Les fruits de l’intégrationet de gestion de la construction (IAGC),dont les choix d’investissement sontsouvent en conflit avec les impératifs àlong terme du donneur d’ordre.La stratégie ABB alliant « excellence opé-rationnelle », produits et services inté-grés, et technologie apporte une réponseextrêmement efficace à ces grands pro-jets centrés sur l’utilisateur. Plusieurs­arguments de poids justifient cette lignede conduite  ➔ 3.mesure, de panneaux solaires avec bat-terie de stockage et de postes asservisde téléconduite « RTU » (Remote Term-nal Units). Ces RTU rapatrient par liaisonssans fil les données de la tête de puitsà un centre de commande et de con­si­gnation qui, dans le cas d’ABB, peut êtreun superviseur SCADA (SupervisoryControl And Data Acquisition) ou sonsystème d’automatisation étendue 800xApour constituer une solution totalementintégrée.Les sites d’exploitation du CBM peuventnécessiter des milliers de têtes de puitsmettant en œuvre plusieurs techniquesde forage, dictées par les études de­topologie régionale et d’impact environ-nemental : forage vertical, à l’aplomb dufilon à atteindre (un RTU/puits) ; foragedirectionnel ou incliné (un seul RTU pou-vant gérer jusqu’à dix puits), bien moinsdommageable pour l’environnement  ➔ 1.ABB TotalFlow est leader sur le marchéaméricain du forage de puits de CBM :sur les 30 000 à 35 000 têtes de puitsaux États-Unis, 20 000 à 25 000 sontéquipées de matériel ABB  ➔ 2.Enjeux techniquesCes grands systèmes distribués quesont les projets d’exploitation du CBMposent de nombreuses difficultés tech-niques et opérationnelles ainsi que desproblèmes de maintenance ; ils exigentsoit du personnel posté à chaque instal-lation (stations de compression, parexemple), soit une infrastructure de com-munication et des équipes de terrainprêtes à intervenir en cas de pannes,défauts ou problèmes de configuration.La solution intégrée d’ABB fournit desinformations et des moyens d’action auxéquipes d’exploitation, de maintenanceet de gestion (voire aux fournisseurs desolutions informatiques), à partir ducentre de conduite et de la plate-formede développement distants. Elle permetainsi de réduire au minimum le personnelsur site, améliorant l’efficacité et la sécu-rité de l’exploitation.ABB constate une nette tendance en­faveur de cette intégration, incitant lesclients et propriétaires-exploitants àchoisir leurs systèmes de contrôle-­commande distribué très en amont duprojet, sans s’en remettre aux entre-prises d’ingénierie, d’approvisionnementSur les marchéstendus du gaz­naturel liquéfié, lesactivités d’extrac-tion et de distri­bution doiventplus que jamaismarier efficacité etfiabilité.2 ABB et l’exploitation du gaz de charbonDepuis de nombreuses années, ABB TotalFlowfournit des systèmes pour l’exploitation du gazde charbon ou « CBM » (Coalbed Methane) auxÉtats-Unis et au Canada ; l’entreprise y a équipéles têtes de puits de plus de 30 000 postes detéléconduite. ABB a par ailleurs récemmentdécroché une commande de 58 millions dedollars (voire plus), dans le cadre d’un projetaustralien avec BG (Royaume-Uni), pour lafourniture d’une solution totalement intégrée,basée sur son système d’automatisation 800xAet des RTU de fournisseurs tiers.Plusieurs grandes sociétés gazières jugentdésormais rentable l’exploitation du CBM etinvestissent des milliards de dollars dansl’exploration, l’extraction et les infrastructures.La Chine est l’un des pays qui offrent le plusde perspectives dans ce domaine.Bien que le gaz extrait ait été jusqu’à présentsurtout distribué directement aux « consomma-teurs », on envisage désormais de le commercia-liser sous sa forme liquéfiée.La chaîne de production du CBM comprendplusieurs procédés et équipements relativementsimples : têtes de puits, compression, distributionet stockage, liquéfaction et chargement. L’eauproduite par les têtes de puits est évacuée versde grandes retenues en vue de son rejet ultérieur.Des compresseurs basse pression transfèrent legaz « humide » vers une installation de séchage,puis des compresseurs haute pression l’injectentdans des gazoducs qui, dans certains cas,servent également au stockage. En aval, lachaîne se termine par les trains de liquéfaction etles réseaux de distribution par bateau.Compte tenu de l’étendue des opérations, il estimpératif d’en optimiser l’intégration afin dedépêcher le moins de techniciens de mainte-nance et d’ingénieurs sur place (en terrainsouvent très difficile) pour dépanner et configurerles appareils.S’appuyant sur une solide expertise et unportefeuille complet d’activités, ABB a surépondre aux besoins spécifiques de ces projetsd’envergure avec des solutions globalesassociant automatismes, sécurité, distributionélectrique, gestion de l’eau et télécoms. Sanscela, l’utilisateur serait incapable de tirer tout lepotentiel des diagnostics fournis par le système800xA et serait contraint d’envoyer du personnelsur site, accentuant les risques pour la santé etla sécurité.Avantages clientsLes propriétaires-exploitants les plustournés vers l’avenir se préparent dèsà présent à revoir leurs stratégies­d’automatisation pour relever ces défisd’intégration, comme l’ont récemmentmontré des projets australiens de CBM.L’architecture du système 800xA d’ABBet son évolutivité répondent parfaite-ment à ces besoins d’intégration en­permettant à nos clients de tirer le­maximum de leurs équipements sur lelong terme, tout en offrant à leur per­sonnel un environnement de travail effi-cace et sûr.En fédérant ses automatismes, télécomset matériels électriques (conformes à lanorme CEI 61850, sous protocole Profi-net) dans l’environnement 800xA, ABBoffre aux utilisateurs une visibilité sansprécédent de leurs équipements et enoptimise l’exploitation.Selon une récente étude du cabinetARC, cette meilleure visibilité de l’étatglobal du système, depuis un centre deconduite, évite plus de 44 % des défail­lances matérielles.Une solution totalement intégrée pourl’automatisation du procédé, la sécu-rité, le contrôle-commande électrique, la
  28. 28. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­28 revue ABB 2|11Des écueils ?Dans une certaine mesure, c’est au­niveau des approvisionnements quepeuvent se dresser des obstacles à uneexcellence opérationnelle pérenne. Sou-vent, les stratégies d’achat imposent derogner sur plusieurs volets de la solutionpour pouvoir soutenir la comparaisonavec la concurrence en matière de coûts.Bien que justifiée, la démarche pousseles acheteurs à opter pour le composantle moins cher, sans tenir compte desaspects liés à l’intégration ou les coûtsd’exploitation sur le long terme.Dans ses récents projets en Australie,ABB a été en mesure de fournir unepuissante solution intégrée de produitset services, permettant à ses clients detirer le maximum de leurs systèmes pourles propulser dans le peloton de tête desproducteurs de CBM.Colin PearsonABB Process AutomationSt Neots (Royaume-Uni)colin.pearson@gb.abb.comEn tenant compte du mode opératoiredes clients, ABB est amené à proposerdes offres intégrées dotées d’interfacesutilisateurs communes, quels que soientles fournisseurs des équipements de ter-rain. Cette stratégie répond aux intérêtsdes clients à long terme et procure àABB un réel avantage concurrentielpuisque le système 800xA est bâti sur ceprincipe.L’utilisateur ayant en main les informa-tions d’exploitation et de maintenancenécessaires peut prendre les bonnesdécisions au bon moment et réagir rapi-dement à toutes les urgences.L’avantage est manifeste lorsque letemps d’intervention est crucial.Le système 800xA, avec son inter-face homme-machine et son poste deconduite panoramique  ➔ 5, permet auxutilisateurs (opérateurs, agents de main-tenance et responsables) de remplir leurmission beaucoup plus efficacement quepar le passé.gestion de l’énergie et les télécommuni-cations s’appuyant sur une plate-formeet des protocoles communs, est avanta-geuse à plus d’un titre  ➔ 4.Contrôle-commande centraliséLes utilisateurs de ces grands systèmesdistribués doivent impérativement avoiraccès aux informations utiles, toutessources et tous types de systèmeconfondus. En mettant à leur dispositionun environnement unique, homogène etcohérent, ABB peut fournir à ses clientsdes systèmes et solutions conformesaux principes et exigences d’exploitationédictés par les normes EEMUA (191 et201) et ISO 11064.3 Onze arguments en faveur d’une exploitation intégrée du CBM– La pénurie d’ingénieurs et, par conséquent,le manque de personnel apte à garantir lacontinuité des opérations ; cela vautnotamment pour des pays qui, commel’Australie, ont du mal à recruter.– Les progrès de la téléconduite et l’accèsà un support technique mondial, qui per-mettent aux utilisateurs de bénéficier del’expertise d’ABB et de prestataires tiers enévitant les coûts et inconvénients desdéplacements dans le monde entier.– La possibilité de limiter et de simplifier aumaximum les contrats de maintenance sursite, le CBM étant souvent exploité dansdes endroits isolés ou hostiles.– La nécessité croissante de réduire lesdépenses d’investissement et d’exploitationen améliorant et en optimisant les systèmesà distance.– L’obligation, tant pour les sociétésd’ingénierie que les utilisateurs, d’intégrerleurs ressources en automatismes,technologies de l’information et génieélectrique pour des raisons de coûts et dedéficit de compétences : un effort facilité parla nature intégrée des systèmes d’automati-sation et des outils de conception et demodélisation d’usines tels que SmartPlant(Intergraph) ou Comos PT.– Les risques accrus de non-respect desdélais dû au resserrement des calendriersde projet et à l’hétérogénéité des systèmes.– Des politiques d’excellence opérationnelle(clé de la rentabilité à long terme desprojets) élaborées par les utilisateurs au seinde leurs propres groupes.– Des décisions stratégiques devants’appuyer sur des informations temps réelopportunes pour tirer pleinement parti desvariations du procédé et des conditions dumarché.– Des puits ou groupes de puits appartenantsouvent à plusieurs participants au projet,ce qui complique la gestion de laproduction et oblige à prendre desdécisions sur la base de donnéesmultisources, puisées à différents niveauxde l’organisation (du terrain à la gestion).– Les acquis et attentes d’une générationd’opérateurs rompus aux usagesnumériques ; les futures formations vontenglober toutes les composantes del’automatisation (génie électrique, télécoms,informatique).– La nécessité, pour le personnel du centrede conduite, d’avoir une vue globale demultiples sites de production pourhomogénéiser les procédures d’exploitationet de maintenance dans toute l’entreprise.Ces critères tangibles s’appliquent parfaite-ment aux très grands projets CBM au longcours.4 Les vertus de l’intégration– Elle procure aux opérateurs une vue complèteet cohérente de tout le site avec des relevésd’alarmes, journaux de bord et rapports degestion des équipements communs auxsystèmes d’automatisation, de distributionélectrique et de télécommunications.– Elle autorise des outils de développement com-muns pour la configuration et la maintenance.– La conformité CEI 61850 permettant l’intégra-tion des dispositifs électroniques intelligents« IED » réduit les risques et les coûts tout enfournissant une grande quantité de données dediagnostic aux systèmes intégrés de gestiondes alarmes/événements et des équipements.– Les systèmes de gestion de la maintenanceassistée par ordinateur peuvent gérer tous leséquipements (appareils de terrain intelligents,IED, outils télécoms).– Des rapports sur les équipements et la pro­duc-tion peuvent être produits à partir des donnéesdynamiques provenant de la totalité des actifsraccordés à l’entreprise. Les responsablesd’unité peuvent prendre des décisions plusprécises s’ils ont accès à ces informationstemps réel sur l’ensemble du site. Cela permetd’optimiser les processus décisionnels, tant enmatière de budget que de production.En assurant toutes ces fonctions à partir d’uneseule plate-forme harmonisée, le système 800xAd’ABB s’érige en leader des solutions decontrôle-commande étendu pour les grandsprojets CBM.5 Espace de travail 800xA d’ABB
  29. 29. ­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­29Distribution électrique offshoreANDREAS RENULF, J. PAUL SINGH – Traditionnellement,les sociétés pétrogazières et les entreprises d’ingénierie,d’approvisionnement et de gestion de la construction(IAGC) achètent leurs équipements électriques et leurssystèmes d’automatisation auprès de différents fournis-seurs. Dans le même temps, ils font appel à une entreprisespécialisée pour construire le bâtiment destiné à lesaccueillir. Or la nécessité de réduire à la fois les risques,les coûts et les délais remet en cause cette pratique pourlui préférer des solutions complètes et intégrées, prêtesà installer et à mettre en service. L’offre de produits etde systèmes ABB est parfaitement adaptée à cette évolu-tion, le Groupe ayant déjà fourni de nombreuses solutionsclé en main.Distributionélectrique offshoreABB met à profit son savoir-faire pour proposer des solutionsélectriques et d’automatisation intégrées, clé en main

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