Soyons innovateurs

Et le gaz continuera a couler

La demande en gaz naturel augmente et continuera probablement à augmenter. Simultanément, les champs de gaz actuels produisent de moins en moins. Cela pose un problème, mais il n'est pas insur montable. L'innovation est la solution!

ExxonMobil innove dans la chaîne complète de l'exploration, la production, le transport et dans des projets d'importation. Cela permet de forer, d'extraire, de transporter et d'importer plus de gaz et d'ainsi mieux rentabiliser les réserves disponibles. Les géologues et les ingénieurs d'ExxonMobil disposent des appareils de visualisation tridimensionnels les plus modernes grâce auxquels des modèles virtuels des différentes couches de gaz sont réalisés sur base des données des mesures effectuées. Dans des espaces créés spécialement à cet effet, les experts étudient le meilleur endroit pour un puit de forage et la meilleure façon d'y creuser.

Ensuite, il faut trouver une méthode d'extraction efficace. Un exemple à ce sujet est la mise en service des nouveaux Trident Monotowers, des plates-formes sur un seul pilier, dont la conception est basée sur la technologie utilisée pour la construction des parcs à éoliennes offshore. Ce type de platesformes inhabitées convient pour quatre à six puits de forage. Leur construction et leur entretien sont relativement bon marché, entre autres du fait que de l'énergie éolienne et solaire est présente sur place et que le gaz est exporté via les infrastructures existantes. Ainsi, plusieurs petits champs de gaz dans la partie méridionale de la Mer du Nord dont le secteur néerlandais dans lequel ExxonMobil a des intérêts significatifs, sont rendus rentables sans augmenter les émissions de CO2.

Sleipner Le champ de Sleipner dans le secteur norvégien de la Mer du Nord est un des principaux lieux en Europe pour la recherche sur la capture et le stockage de CO2.	Terminal de GNL dans la Mer Adriatique A Algeciras, les installations de traitement sont posées sur la construction qui sera finalement installée comme terminal GNL dans la Mer Adriatique. Lorsque la construction sera terminée, le bassin moulé sera mis sous eau et l'installation flottante sera remorquée vers sa destination finale devant la côte du nord de l'Italie.

Du gaz confiné | Les champs de tight gas peuvent également être rendus rentables par des techniques innovatrices. Dans ces champs, le gaz est enfermé dans des formations rocheuses imperméables. Grâce à des techniques avancées de fissuration hydraulique, des fissures sont réalisées dans la roche et un chemin est créé pour le gaz contenu. Près de Söhlingen en Allemagne, ExxonMobil a utilisé cette technique pour effectuer un forage à une profondeur de 4400 mètres. Des experts sont d'avis que la production de gaz en Allemagne peut ainsi augmenter d'un cinquième.

Plus efficace | Une autre possibilité est d'utiliser au maximum l'infrastructure disponible. Cela est souvent possible grâce à de petites interventions, également dans des champs qui sont en utilisation depuis longtemps. Dans le champ norvégien de Statfjord (21,4% d'intérêts d'ExxonMobil), de nombreux puits de forage supplémentaires ont été creusés afin de continuer à exploiter le champ jusqu'en 2018. La plate-forme a également été adaptée et le champ a été converti de production de pétrole vers le gaz. De plus, le Tampen Link pipe-line a été aménagé pour relier Statfjord au système de pipelines britannique FLAGS.

Durant cette opération, le pipe-line FLAGS a simplement continué à être utilisé malgré les travaux de forage et de soudure des plongeurs à une profondeur de 145 mètres. Le réseau de conduites du champ de Statfjord est donc également relié au réseau FLAGS. La capacité augmente ainsi sensiblement et du gaz des champs-satellites autour de Statfjord et des champs de tiers sera acheminé vers le royaume-Uni. Via l'exploitation d'Ormen Lange (7% d'intérêts d'ExxonMobil), du gaz norvégien arrive au royaume-Uni. Ce projet est un des projets industriels les plus vastes et les plus compliqués jamais réalisés en Norvège. L'exploitation du champ a lieu uniquement par des puits de forage sous-marins avec l'infrastructure qui s'y rapporte et ce, à une profondeur d'un kilomètre. Les matières premières produites sont ensuite transportées sur une distance de 120 kilomètres vers la côte.

Ormen Lange Le champ d'Ormen Lange en Norvège est entièrement exploité avec des puits de forage sous-marins et leur infrastructure correspondante, à une profondeur de parfois un kilomètre. Le gaz est traité à terre et ensuite transporté via le pipe-line Langeled sur une distance de 1200 kilomètres vers le Royaume-Uni.	La plate-forme L09 avec le Monotower Dans le champ L09 dans le secteur néerlandais de la Mer du Nord, une plate-forme Monotower innovatrice est installée. Des plates-formes similaires sont utilisées dans le champ K17 néerlandais et dans deux champs britanniques: Cutter et Caravel. Pour l'approvisionnement des Monotowers, de l'énergie éolienne et solaire est utilisée.

A terre, le gaz est traité dans une nouvelle usine à Nyhamna et ensuite, il est transporté sur une distance de 1200 kilomètres via le pipe-line d'exportation sous-marin Langeled et la plate-forme Sleipner vers Easington au royaume-Uni. Ceci est le plus long pipe-line au monde. Un million de tonnes d'acier a été nécessaire pour sa construction. Le projet fonctionne depuis septembre 2007 et peut approvisionner un cinquième des besoins en gaz du royaume-Uni durant les 40 prochaines années.

Du gaz liquide du Qatar | A partir de 2010, le Qatar exportera environ 77 millions de tonnes de gaz naturel. ExxonMobil prend 61 millions de tonnes par an pour son compte via sa participation dans des joint ventures. Ce gaz ne sera pas transporté par pipe-line mais par bateau, entre autres vers l'Europe. Il est d'abord refroidi à tel point qu'il condense et devient du gaz liquide (gaz naturel liquéfié, GNL). Son volume est ainsi réduit avec un facteur 600, ce qui permet le transport par navire et par train. ExxonMobil et Qatar Petroleum construisent avec quelques partenaires deux nouveaux terminaux d'acheminement en Europe, qui permettront d'augmenter les importations. Devant la côte Adriatique du Nord de l'Italie, un terminal sera construit dans lequel le GNL pourra être déchargé, stocké et converti en gaz. La construction en béton de ce terminal est de 180 mètres de long, 88 mètres de large et 47 mètres de haut. Deux grands conteneurs de gaz y seront installés selon le système modulaire breveté par ExxonMobil. Le terminal est actuellement construit à Algeciras en Espagne et il sera bientôt mis à l'eau et remorqué vers l'Italie. Là, il reposera sur le fond de la mer à 29 mètres de profondeur, à 15 kilomètres de la côte et il sera donc invisible de la terre ferme. Ce terminal qui sera mis en service à la fin de l'année pourra couvrir environ un dixième des besoins actuels en gaz naturel de l'Italie. Sur la terre ferme du royaume-Uni, près de Milford Haven, un terminal encore plus grand est en construction. Il contiendra cinq conteneurs de gaz naturel, chacun d'environ 95 mètres de large et 45 mètres de haut, plus grand que le royal Albert Hall, la célèbre salle de concert londonienne. Les conteneurs sont fabriqués avec un coffrage coulissant. Un moule du conteneur est toujours rempli de béton pour en faire une moulure. La construction a lieu ainsi bien plus rapidement qu'en bâtissant les murs progressivement à l'aide d'échafaudages et de palissades selon la méthode traditionnelle. Le terminal, baptisé South Hook, peut convertir annuellement 21,3 milliards de mètres cubes de gaz naturel à partir de GNL, soit un cinquième des besoins actuels en gaz naturel du royaume-Uni. La première phase entrera probablement en production durant l'été 2008.

Le gaz naturel liquéfié est transporté par navire du Qatar vers Milford Haven avec une nouvelle flotte de 14 navires à double paroi. Ils transportent 80 pour cent de plus que les méthaniers GNL habituels et émettent par unité de gaz transporté 30 pour cent de CO2 en moins. Les frais de transport diminuent donc dans une même proportion.

Finalement, ExxonMobil et QP ont développé des installations de GNL qui sont 60 pour cent plus grandes que la génération précédente. De ce fait, les frais diminuent d'un quart et notre position concurrentielle en matière de GNL importé augmente dans le monde entier.

Conclusion

Au fil des ans, les innovations dans l'industrie du pétrole et du gaz ont eu raison d'innombrables obstacles. De ce fait, des réserves non-conventionnelles deviennent des réserves conventionnelles et la génération d'énergie a lieu bien plus efficacement et en respectant bien plus l'environnement que jamais auparavant.

Terminal de GNL à South Hook Le terminal de GNL à South Hook au sud de Wales est un des plus grands projets d'extraction de pétrole et de gaz en Europe. Chaque conteneur de gaz dispose d'une capacité de 55.000 mètres cubes, qui suffisent pour fournir du gaz durant huit heures dans tout le Royaume-Uni. Via un pipe-line de 128 km de long, le terminal est relié au réseau national de conduites de gaz.

Projet Z16 à Söhlingen En extrayant du gaz de formations rocheuses ("tight gas"), tel qu'ici à Söhlingen en Allemagne près du projet Z16, ExxonMobil continuera à livrer trois quarts de la production de gaz naturel en Allemagne.

Quelques faits

Ayant des intérêts dans l'extraction du pétrole et du gaz au Royaume-Uni, en Norvège, aux Pays- Bas, en Allemagne et en Italie et un portefeuille comprenant des anciens et des nouveaux champs, ExxonMobil est à un près le plus grand producteur d'hydrocarbures en Europe. ExxonMobil exploite environ 90 champs de production en Europe et possède des intérêts dans près de 200 autres champs.