Des réserves pour demain

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1 //. COLLECTION Savoir-Faire exploration & production Bruts extralourds et bitumes Des réserves pour demain

2 //. sommaire BruTs ExTra-LOurds ET BITumEs DES RÉSERVES POUR DEMAIN s s s page 3 avant-propos page 4 CONTExTE les huiles lourdes constituent d importantes ressources pour le renouvellement des réserves de brut. page 6 ENjEux acteur intégré du domaine des bruts extra-lourds et des bitumes, total exploite ce potentiel en proposant des solutions adaptées. page 8 ExpErTIsE total est engagé dans toutes les voies d exploitation des bruts extra-lourds et des bitumes. actif en r & D et sur le plan industriel, le groupe contribue, dans le respect de l environnement, au progrès des méthodes d extraction et de conversion. p. 10 produire et valoriser une ressource complexe p. 18 une gestion intégrée p. 22 préserver au mieux l environnement page 26 GrOupE total dans le monde en fort mcmurray, canada.

3 //. avant-propos prolonger La durée De vie Des ressources D HYDrocarbures L Exploration & Production de Total repousse continuellement les frontières de la production pétrolière et gazière. C est dans l intégration complète de tous ses métiers que le Groupe puise la force d innovation qui lui vaut d être pionnier dans les domaines stratégiques d avenir. Huiles extra-lourdes, offshore ultraprofond, gaz acides, hydrocarbures très profondément enfouis à haute pression et haute température, parfois dans des tight sands complexes à produire, l Exploration & Production de Total est présente sur tous les grands challenges technologiques. En parallèle, elle crée les outils et les méthodes qui lui permettent d accéder aux réserves «L innovation est le levier majeur de la croissance durable de nos productions.» ultimes des champs conventionnels. S appuyant sur les synergies avec les autres branches du Groupe dans les domaines du gaz et de l électricité, du raffinage et du marketing ou encore de la pétrochimie, ses solutions technologiques s intègrent dans toute la chaîne de valeur, de la production aux produits finis ou aux marchés.

4 04 //. contexte sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES Les ressources du futur s s s 1. Calgary, Canada. Qu est-ce qu un pétrole lourd? Au sens strict, les pétroles lourds sont les bruts dont la densité se situe entre 10 et 20 API. Quant aux pétroles extra-lourds et aux bitumes, ils affichent une densité inférieure à celle de l eau, soit moins de 10 API. À titre de comparaison, le Brent de la mer du Nord est un pétrole léger de 38 API. Les bitumes se distinguent des bruts extra-lourds non par leur densité ou leurs caractéristiques chimiques, mais par une viscosité plus élevée liée aux conditions de pression et de température du réservoir : alors que les bitumes sont figés à la température du gisement, les bruts extra-lourds conservent une certaine mobilité. Avec des ressources en place considérables, les bruts extra-lourds et les bitumes constituent une source potentielle majeure pour le renouvellement des réserves. Les bruts extra-lourds et les bitumes apparaissent aujourd hui comme une ressource stratégique dont l exploitation intensive pourrait permettre de compléter les apports d hydrocarbures conventionnels et d assurer en partie le futur énergétique de la planète. Toutes catégories confondues, les quantités en place sont estimées à milliards de barils (Gb), dont environ milliards seraient récupérables, soit l équivalent des réserves mondiales de pétrole brut conventionnel*. Si les réserves de pétrole extra-lourd sont réparties sur l ensemble de la planète, c est sur le continent américain que se concentrent les plus importantes : au Venezuela, dans les sables inconsolidés de la ceinture de l Orénoque (1 300 Gb), et au Canada, dans la province de l Alberta (2 000 Gb). Ces deux régions, déjà exploitées à grande échelle, assurent une production quotidienne d environ 1,5 million de barils (Mb). Le Moyen-Orient, le Mexique, le Brésil et la Russie présentent également des accumulations importantes, mais l exploitation y reste très limitée, les efforts portant davantage sur la récupération des hydrocarbures conventionnels. Seules quelques compagnies sont capables de relever les défis posés par la valorisation de ces pétroles complexes dont la mise en production, qui requiert des installations industrielles importantes et des investissements lourds, exige de mobiliser à la fois les compétences du secteur amont extraction et celles du secteur aval conversion. Selon l Agence internationale de l énergie, plus de 140 milliards de dollars seront ainsi investis entre 2001 et 2030 dans le développement de ces ressources sur le continent américain. Mais au-delà de la performance industrielle, l exploitation des huiles lourdes, gourmande en énergie, représente aussi un enjeu environnemental d importance. S appuyant sur des efforts soutenus en R & D, Total, acteur intégré du secteur énergétique, relève ces défis. nnn * Source : Institut français du pétrole (IFP).

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6 06 //. enjeux sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES Une expérience à l échelle mondiale s s s Fort de son expérience dans le domaine de l extraction et de la conversion des huiles lourdes, Total est présent sur les deux territoires majeurs de leur exploitation, le Canada et le Venezuela, et s affirme comme un acteur de premier plan capable de décliner des solutions de valorisation adaptées aux différents contextes. Quatre catégories d huiles lourdes Pour distinguer les différentes huiles et développer les techniques les mieux adaptées à leur mise en production, Total a conçu une classification fondée sur la viscosité. La viscosité des bruts lourds (classe A) est comprise entre 10 et 100 centipoises (cp) et celle des bruts extra-lourds (classe B) varie entre 100 et cp. Ces deux catégories, d une densité comprise entre 25 et 7 API, recouvrent les huiles mobiles récupérables par production froide. Au-delà de cp, c est la classe C, qui regroupe les bitumes d un degré API inférieur à 7, figés dans les conditions du réservoir, et dont la production requiert l utilisation de méthodes thermiques, telle l injection de vapeur, ou de techniques minières. Restent, dans la classe D, les schistes bitumineux, apparentés aux roches mères, susceptibles d être exploités par voie minière ou in situ (par des puits). Opérant dans le secteur des bruts extra-lourds depuis les années 1970, Total est aujourd hui présent tant dans la technique de la production froide que dans celle de la production thermique. Le Groupe possède les actifs nécessaires pour initier un futur développement minier et intervient sur les zones au potentiel le plus prometteur : le Venezuela et le Canada. Avec pour objectif d optimiser toujours plus la récupération des hydrocarbures, le Groupe est engagé dans la conception de solutions de valorisation adaptées aux différentes caractéristiques des réserves en place, qu elles soient figées, comme dans les réservoirs au Canada, ou relativement mobiles, comme dans l Orénoque. Au Venezuela, Total a démontré avec Sincor sa capacité à mener un vaste projet d exploitation d huiles extra-lourdes par production froide à l échelle industrielle. Au Canada, le Groupe renforce actuellement son engagement, affinant son expertise dans la valorisation des bitumes par le biais de méthodes thermiques, telle l injection de vapeur (SAGD Steam Assisted Gravity Drainage), et s engage dans l exploitation minière des bitumes. Combinant ses compétences en matière d extraction et son expérience dans le domaine du raffinage, Total est à même de proposer une solution globale de conversion des bruts extra-lourds en un brut synthétique de haute qualité exploitable par les raffineries du monde entier. Cette performance technologique s accompagne d un souci permanent de l environnement. Si les équipes R & D du Groupe optimisent sans cesse le cycle de production, notamment l efficacité énergétique, point névralgique pour cette industrie gourmande en énergie, les efforts portent également sur une meilleure gestion des ressources en eau et, dans des environnements particulièrement sensibles, sur l intégration des unités industrielles. De grande ampleur, ces projets intégrés se situent au confluent des multiples expertises de Total, mobilisant de nombreux métiers géosciences, développement, opérations, raffinage, marketing, stratégie, etc., et contribuent pleinement au renouvellement de ses réserves. nnn

7 07 Présence de Total dans le domaine des bruts extra-lourds et des bitumes Site de production de San Diego de Cabrutica, Sincor, Venezuela. 2. Puits d injection, permis de Joslyn, Canada. 3. Trains de traitement de San Diego de Cabrutica.

8 //. expertise Les multiples défis des bruts extra-lourds s s s La production des bruts extra-lourds et des bitumes est l un des axes majeurs de la stratégie de développement du Groupe. À l origine de nombre de techniques innovantes, appliquées notamment sur Sincor, Total dispose d un savoir-faire unique qui lui a ouvert les portes du territoire canadien. Une position d excellence que le Groupe s attache sans relâche à renforcer en mettant sa recherche au service de l amélioration constante des procédés d extraction et de conversion avec deux objectifs phares : diminuer la consommation énergétique et minimiser l impact environnemental.

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10 10 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES Produire et valoriser une ressource complexe s s s Le Venezuela et le Canada disposent des plus importantes réserves mondiales de bruts extra-lourds et de bitumes. Pour les exploiter, Total, expert confirmé de la production froide, entend développer de nouvelles technologies aptes à optimiser les taux de récupération, comme le SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Dès la fin des années 1990, Total montrait avec Sincor son aptitude à valoriser les bruts extra-lourds de la ceinture de l Orénoque (Venezuela). Pour mettre en chantier et exploiter ces installations gigantesques, le Groupe réalisait alors son plus gros investissement sur un seul projet : 4,2 milliards de dollars. Le site illustre, par les techniques de pointe mises en œuvre, l aboutissement de plus de trente ans de R & D sur les méthodes de récupération et de conversion des huiles lourdes et démontre aussi plus largement l étendue de l expertise de Total. L origine des bruts extra-lourds Les pétroles lourds sont, pour la plupart, des bruts dégradés. Enfouis à faible profondeur, dans des sables non consolidés et donc très perméables, ils ont subi une altération liée à des infiltrations d eau et de bactéries, un phénomène qui a détruit les molécules les plus légères et enrichi artificiellement l huile en asphaltènes et en résines. Ils contiennent, en outre, des métaux lourds, de l azote et du soufre, qui nécessitent un traitement particulier lors du raffinage. Sincor, une référence pour la production froide à l échelle industrielle Extrêmement visqueuses, les huiles du permis de Zuata (site de production de Sincor) sont issues de réservoirs sableux peu consolidés enfouis sous 350 à 600 m. À cette profondeur, les hydrocarbures ont une température d environ 50 C, ce qui les rend suffisamment mobiles pour une extraction par production froide. Les puits producteurs, munis de drains horizontaux, peuvent ainsi directement pomper le brut. Cependant, avec un effluent à 8,3 API, la productivité des installations reste faible ; du naphta est donc ajouté, soit en fond de puits, soit en surface, afin de diluer le brut jusqu à 17 API et extraire davantage d huile. Le mélange est ensuite acheminé par pompage polyphasique jusqu à la station principale de traitement de San Diego de Cabrutica, où s opère la séparation entre le brut, le gaz et l eau. Puis le brut dilué est transporté via un pipeline de 200 km vers le centre de conversion l upgrader de Jose. Le naphta récupéré au cours du processus de distillation est renvoyé jusqu à San Diego de Cabrutica par un pipeline dédié pour être de nouveau mélangé au brut. Malgré la dilution et la température, la productivité des puits conventionnels reste limitée par la viscosité des hydrocarbures ; cela a conduit Total à adapter le nombre et l architecture des forages. C est ainsi que les puits nécessaires pour assurer les débits prévus se comptent désormais par centaines : plus de 320 forages ont été menés entre 1999 et 2005, et le millier devrait être largement dépassé d ici le terme du contrat. Ce développement à grande échelle a été complété par une géométrie de puits originale mise au point par les équipes Forage et Géosciences du Groupe. Munis de drains horizontaux de m, les trajectoires de forage des puits ont été optimisées afin de mieux cibler les niveaux les plus producteurs (voir encadré page ci-contre). Cette configuration assurera une récupération de 2,4 Gb sur les 36 Gb contenus dans la partie Sincor du gisement. Les choix technologiques opérés

11 sur le site de Sincor ont permis de réduire à deux ans l intervalle entre la mise en chantier (1998) et le démarrage de la production. L objectif initial des b/j a été atteint dès 2004 et dépassé à la fin de l année ( b/j en décembre). Le Groupe doit ce bilan exceptionnel à ses importants efforts de R & D sur les méthodes de production froide, qui ont permis d augmenter les débits tout en diminuant les coûts. pp Schéma de développement de Sincor, Venezuela. Une productivité maximale grâce au forage optimisé en temps réel Sur Sincor, un dispositif innovant permettant l optimisation des trajectoires de forage a été mis en œuvre ; une première au Venezuela. Empruntant une liaison satellite dédiée, les mesures de forage sont transmises en temps réel au siège de Sincor, à Caracas, pour y être superposées aux données sismiques des sections traversées. La géologie du gisement est en effet compliquée, une succession de sables peu consolidés, d origine fluviatile ou fluviodeltaïque, dessinant des bancs peu épais. Les trajectoires optimisées garantissent une productivité maximale en augmentant la longueur utile du drain dans les sables. Ce pilotage précis a été rendu possible grâce à l intégration étroite et réussie des équipes de géosciences et de forage.

12 12 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES 1. Work over sur un puits d injection sur le champ de Joslyn, Canada. pp Extraire les bruts figés du Canada Plus au nord, au Canada, le problème est différent. Les accumulations de la province de l Alberta sont constituées de sables bitumineux peu enfouis de quelques dizaines à plusieurs centaines de mètres de profondeur. La production froide est inopérante face à ces pétroles figés dans des réservoirs dont la température ne dépasse guère la dizaine de degrés Celsius. Il faut donc appliquer d autres méthodes. Présent dans le pays depuis 1999 avec le permis de Surmont, Total a acquis en 2005 la compagnie Deer Creek Energy Limited, devenant ainsi le premier actionnaire du permis Joslyn. Ces deux champs représentent bien la diversité des techniques applicables à la récupération des bitumes. Sur Joslyn, dont la production cumulée sur trente ans est estimée à près de 2 Gb, l essentiel de l exploitation se fera par le biais de mines à ciel ouvert. Cette méthode d extraction, traditionnelle dans cette province, assure aujourd hui une production de b/j dans la région de l Athabasca. Mais, si elle permet un taux de récupération particulièrement élevé, elle n est opérante que sur des gisements enfouis à moins de 75 m. Ce sont donc 90 % des bitumes en place dans l Athabasca qui ne sont pas valorisables via cette technique, car enfouis trop profondément. Pour produire ces bitumes figés, il faut les chauffer, puis les remonter à la surface : ces méthodes dites thermiques sont appliquées sur le permis de Surmont et sur une petite partie du champ de Joslyn. pp Le bitume canadien et les bactéries Le volume de brut présent dans les sables pétrolifères de l Athabasca était initialement deux à trois fois supérieur au niveau actuel : les bactéries ont ingéré la majorité des hydrocarbures légers et laissé un mélange de grosses molécules d hydrocarbures et de substances comme le soufre, le nickel ou le vanadium. 1

13 La technique minière La technique minière se décompose essentiellement en trois phases. Une fois les terrains de surface particulièrement fertiles dégagés et mis de côté, on procède d abord au transport des sables bitumineux (le minerai) au moyen de pelleteuses et de camions-bennes de grandes dimensions : en termes de poids, il faut compter environ deux Boeing 747 au décollage pour un camion chargé et trois pour une pelleteuse. La deuxième étape consiste à laver le minerai à l eau chaude, produisant un mélange mousseux d eau, de bitume et de solides fins. Puis ce mélange est traité à l aide d un solvant pour séparer le bitume. Enfin, traditionnellement, le mélange d eau et de sable résultant de ces traitements est stocké dans de grands bassins, où l on procède au recyclage de l eau après décantation des solides. Les sédiments stockés servent au comblement du fond de la mine en fin d exploitation, parfois plus de trente ans après la mise en production. En surface, les sites sont remis en état jusqu aux terrains fertiles initialement dégagés et replantés. Traitement type des sables bitumineux. schéma de principe de l exploitation des sables bitumineux par la technique minière.

14 14 //. ExpErTIsE sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES pp La méthode historique du Css Historiquement, la première technologie de production chaude utilisée en Athabasca fut la méthode dite CSS (Cyclic Steam Stimulation) ou Huff and Puff. Elle consiste à injecter via un puits de la vapeur au sein du réservoir pendant quelques semaines afin de chauffer et de fluidifier les bitumes. Une fois l injection de vapeur terminée, le même puits devient producteur et permet de récupérer le mélange eau/hydrocarbures. Cette technique conduit à récupérer entre 15 et 25 % de l huile située dans le périmètre d action de l injection de vapeur, soit entre 10 et 15 % de l ensemble des volumes du réservoir. LEs promesses du sagd Pour augmenter les taux de récupération, Total utilise une autre approche, le SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Le principe repose sur le forage d une paire de puits horizontaux : un puits de production situé à la base du gisement et un puits d injection foré 5 m au-dessus du premier. La vapeur injectée dans le puits supérieur crée une chambre de vapeur qui chauffe la couche bitumineuse, le bitume fluidifié et l eau de condensation s écoulant alors par gravité jusqu au puits de production, d où ils sont pompés jusqu à la surface. Sur les sites d exploitation, les paires de puits sont forées parallèlement avec un espacement de 100 à 200 m. Afin de tester la pertinence de cette méthode en conditions réelles, un pilote a été Schéma type complet du SAGD

15 mis en place sur le site de Surmont, sur lequel des mesures ont été menées entre 1999 et Ces campagnes d essais ont permis de constater l efficacité du processus, qui autorise des taux de récupération locaux de l ordre de 50 à 60 %, soit de 20 à 30 % pour l ensemble du réservoir. Devant ce succès, le pilote de Surmont a laissé la place à une première phase industrielle d une vingtaine de paires de puits mis en service lors du démarrage. Quatorze paires de puits additionnelles seront nécessaires pour atteindre l objectif de production fixé à b/j. Un développement du même type mais à moindre échelle a démarré sur Joslyn, le débit attendu devant atteindre en plateau les b/j. Au vu des gains de productivité constatés sur les bitumes, les équipes de R & D du Groupe conduisent actuellement d importants travaux pour transposer le SAGD aux bruts extra-lourds. Sur Sincor, les simulations montrent que l application de cette technique permettrait d obtenir un ratio de pétrole récupéré compris entre 15 et 20 %. pp Sur le champ de Joslyn, les sables bitumineux sont extraits grâce au procédé SAGD. Système d injection/récupération

16 16 //. ExpErTIsE sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES pp La voie de L Es-saGd ET du vapex Déjà très performant, le SAGD devrait encore être amélioré avec l ajout d un solvant dans la vapeur. L action conjuguée solvant/vapeur permettrait, en effet, à la fois d optimiser les taux de récupération et de consommer moins de vapeur, donc moins d eau. Un test avec cette technologie, dite ES-SAGD (Expanding Solvent-SAGD), est envisagé sur le site de Surmont. Cette décision se traduirait par une augmentation de la productivité des puits. Le Chops : produire avec le sable Traitement pour extraction des huiles Alors que, dans les techniques de production classiques, les opérateurs évitent de produire du sable, responsable de l abrasion et de la dégradation des installations, c est le mélange sable/ hydrocarbures qui est pompé avec la méthode Chops (Cold Heavy Oil Production with Sand). Ce mélange est ensuite traité pour en retirer le pétrole selon un procédé se rapprochant des techniques d extraction minière classiques. Seulement applicable à des sables inconsolidés et à des viscosités inférieures à cp, cette technique permet de produire b/j au Canada grâce à l usage de pompes moineau et à une perforation agressive. Attentif aux performances de cette technologie, le Groupe a réalisé un couplage entre modèles réservoirs et codes de calcul de géomécanique, afin de prévoir la productivité des puits opérés par ce système. Le Chops devrait être mis en fonction sur Sincor à l état de pilote début 2008, ce qui permettra de valider les hypothèses issues de la simulation.

17 Les équipes R & D de Total mènent également dans le même esprit un programme de recherche sur le Vapex (Vapor Extraction). Beaucoup moins gourmand en énergie que le SAGD, car ne nécessitant pas de production de vapeur, le principe du Vapex consiste à injecter, en lieu et place de la vapeur, un solvant chargé de fluidifier les bitumes. À l instar du SAGD, il se forme une chambre de vapeur ici de la vapeur de solvant et les mécanismes de récupération sont les mêmes. Cette approche devrait permettre d épargner l énergie de la génération de vapeur et de supprimer les coûteuses installations de traitement de l eau. Toutefois, les recherches se poursuivent sur la nature du solvant à injecter et sur la meilleure façon de le recycler. Intervention sur des têtes de puits sur le champ de Joslyn, Canada. Les espoirs de la combustion in situ Troisième option étudiée par Total, la combustion in situ. Il s agit cette fois d injecter de l air ou de l oxygène, afin de provoquer la combustion d une partie du brut et de réchauffer le réservoir. Déjà mise en œuvre pour des bruts visqueux, cette technique requiert une combustion à plus de 450 C pour être efficace sur les bruts extra-lourds ou les bitumes. Cette forte montée en température provoque un craquage thermique dans le réservoir et conduit à une production de coke qui alimente alors la combustion. Dans le même temps, la viscosité du brut est fortement diminuée sous l effet de la température en avant du front de combustion, permettant son écoulement. La difficulté à maîtriser ce phénomène souterrain est à la hauteur de l enjeu. La combustion in situ pourrait cumuler les avantages du SAGD et du Vapex sans présenter certains de ses inconvénients : sa cinétique rapide est celle d un mécanisme thermique, les coûts et problèmes liés à la génération d énergie en surface disparaissent, le brut produit est en partie converti in situ et une fraction des gaz de combustion est piégée dans le réservoir. Des essais ont été réalisés depuis les années 1960, notamment en Californie et en Roumanie, mais cette technique n a jamais dépassé le stade du pilote en raison de la difficulté à trouver un schéma de puits injecteurs et producteurs adapté à la quasi-immobilité de l huile. C est pour l instant à l échelle du laboratoire que les équipes travaillent, notamment sur l étude fine de la thermodynamique des fluides soumis à de telles conditions et des mécanismes de propagation du front de combustion dans un milieu poreux. nnn

18 18 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES Une gestion intégrée s s s La production des bruts lourds s appuie sur des processus complexes qui exigent une expertise pointue à tous les stades du développement. Acteur intégré du secteur énergétique, Total propose dans ce cadre des solutions adaptées et des outils innovants, de la compréhension optimale du réservoir au raffinage du brut en passant par l extraction. Le site de Surmont nécessitera, à terme, le forage de plusieurs centaines de puits. Très performantes pour produire les bitumes, les méthodes thermiques mettent en jeu de nombreux puits et d énormes quantités de vapeur. Pour optimiser les injections et améliorer l efficacité énergétique de l extraction, les équipes de Total utilisent diverses techniques complémentaires : sismique répétitive, interférométrie radar, fibres optiques, etc. Modéliser des phénomènes complexes Améliorer les taux de récupération et l efficacité énergétique de la production en mode thermique implique de bien comprendre les mécanismes physiques à l œuvre dans le réservoir : comportement et interaction des fluides dans des conditions de température inhabituelles, géomécanique, dissolution de la matrice, etc. Total s est donc engagé, en collaboration avec l université de Pau (France), dans un vaste effort de modélisation numérique de ces phénomènes, notamment via le groupe de recherche Chloé. Parallèlement, les équipes de R & D du Groupe travaillent sur le module HOT, la partie modélisation thermique du programme Intersect (Schlumberger et Chevron). En participant au design de ce logiciel, Total développe ses compétences en matière de simulation numérique des phénomènes thermiques, un savoir-faire que le Groupe pourra appliquer via des outils adaptés à chaque situation. Si, aujourd hui, plusieurs semaines de travail sont requises pour réussir à simuler les puits en production thermique, l objectif principal d ici à cinq ans est de diminuer notablement ces temps de calcul. Acquisition sismique à la carte Afin de compléter ces mesures, Total recourt à une technique de sismique 4D intelligente mise au point par la Compagnie générale de géophysique, le SeisMovie TM. Le principe de la sismique 4D, celui d une répétition de la sismique 3D, a été adapté à la problématique des huiles lourdes. Les géophysiciens ont en effet décidé de procéder d abord à l acquisition de mesures dégradées, lesquelles sont moins coûteuses mais permettent de repérer les éventuelles anomalies, puis de lancer une campagne sismique plus précise sur les zones d intérêt. Le SeisMovie TM, même s il ne permet pas de révéler avec exactitude la géométrie du front de vapeur, permet néanmoins de suivre l évolution

19 Sables deltaïques Sables fluviaux Sable Argile Modèle géologique 3D et trajectoires de puits horizontaux et verticaux du champ de Sincor. du volume affecté par le SAGD au sein du gisement. La R & D du Groupe a également mis au point un capteur sismique à fibre optique qui ouvre la voie à l écoute passive de la microsismicité induite par l extraction de bruts extra-lourds. Le monitoring in situ pour comprendre et prévoir Dans le contexte des bitumes, pérenniser les débits de production revient à forer régulièrement de nouveaux puits. Sur le site de Surmont, extraire b/j demandera dans une première phase 34 paires de puits pour atteindre le plateau. Pour conserver ce volume de b/j jusqu à la fin de vie du champ, 66 autres paires de puits dont le forage n est pas encore décidé seront nécessaires. Le passage à une deuxième phase de b/j devrait mettre en jeu des centaines de puits, rendant difficiles et coûteuses l instrumentation de l ensemble et la surveillance des chambres de vapeur. Afin de résoudre ce problème, Total développe une approche se focalisant sur la réduction des incertitudes liées aux paramètres clés. Ainsi, sur Surmont, 26 puits d observation verticaux forés entre deux paires de puits producteurs/injecteurs ont été instrumentés dans le but d obtenir une mesure fine de la pression et de la température. Grâce à leur implantation stratégique, pp La simulation numérique de réseaux de pores La mesure de la perméabilité relative, un paramètre clé pour comprendre les écoulements dans les gisements, n est accessible qu au prix de longues et coûteuses études de laboratoire. Dans le cas de la production froide des huiles lourdes de type Sincor, décrire la saturation critique en gaz et la déplétion de l huile constituait un enjeu primordial. Face à l impossibilité de réaliser des essais dans des conditions similaires à celles du gisement, l extrapolation reposait sur des règles empiriques. Le travail d une équipe R & D de Total sur la modélisation des écoulements polyphasiques par simulation numérique de réseaux de pores a permis d aboutir à une description très précise de la relation entre le débit et le gradient de pression pour chacun des fluides présents dans le gisement et à une estimation des saturations critiques en gaz pour le réservoir. Les calculs ont montré des saturations plus faibles que ce qu avaient laissé supposer les précédentes études, mais ces modélisations ont été confirmées depuis par observation directe sur micromodèle.

20 20 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES pp ils délivrent les informations pertinentes au regard de l économie du projet, portant par exemple sur la compréhension des conditions d extension de la chambre de vapeur. Pour mener un monitoring plus précis et continu, Total développe également l utilisation de la fibre optique, capteur permanent et polyvalent. Placée le long du drain, la fibre optique permet de détecter les variations de température, une indication précieuse pour l analyse des processus à l œuvre en fond de puits. Sur Sincor, cette approche a permis de surveiller et de circonscrire les arrivées d eau, marquées par une hausse soudaine de la température. Les équipes en charge du pilotage de ces puits ont ainsi pu réagir en temps réel pour prévenir une arrivée massive d eau dans la production. Le Zuata Sweet produit à Jose, Venezuela, est un brut synthétique léger de 32 API. Produire un brut synthétique de haute qualité Les hydrocarbures issus des réservoirs de l Alberta ou de l Orénoque, très visqueux, riches en soufre et en métaux lourds, ne peuvent être commercialisés tels quels. Total a su s appuyer sur son expérience de raffineur pour proposer une solution complète permettant de produire un brut synthétique. Au Venezuela, l upgrader construit à Jose, à 200 km du champ de Sincor, permet de transformer un brut d une densité de 8,3 API en un brut synthétique léger de 32 API commercialisable sur les marchés internationaux. Concentré de technologies, l unité de conversion profonde de Jose, l une des plus imposantes au monde, reçoit près de barils de bruts extra-lourds par jour. Ses unités de dessalement, de distillation atmosphérique et sous vide, de cokéfaction retardée et d hydrotraitement sont capables de délivrer, en bout de chaîne, b/j d un syncrude de 32 API pouvant être traité dans les raffineries du monde entier. En concentrant la création de valeur et en produisant un brut synthétique de grande qualité au Venezuela, Total permet au pays de profiter des retombées économiques induites par toute la chaîne de production, grâce à la vente d un produit à haute valeur ajoutée. Au Canada, l extension actuelle des projets conduit à envisager la construction d un upgrader dans la province de l Alberta afin de traiter les volumes d huiles bitumineuses issues des permis de Surmont et de Joslyn. Ni l emplacement faut-il privilégier la proximité avec les puits d extraction, les infrastructures d export ou les raffineries?, ni les choix technologiques delayed coker, flexicoker ou hydrocracking (voir encadré ci-contre) n ont encore été définitivement arrêtés, mais l hypothèse de travail privilégie le choix d une technologie delayed coker située à Edmonton. Les investissements en jeu sont considérables, de l ordre de plusieurs milliards de dollars pour une unité capable de traiter b/j. C est avec de tels projets gigantesques, complexes et pluridisciplinaires, réunissant les compétences de l Exploration & Production et du Raffinage & Marketing que Total démontre son engagement et sa capacité à proposer des solutions globales, du gisement au traitement. nnn

21 Trois voies pour la conversion profonde Parce que les bruts extra-lourds ne peuvent être expédiés en l état, il convient soit de les diluer avec un diluant ou un brut léger, soit de les upgrader. Leur caractère extra-lourd provenant de leur excès de carbone, le principal but du traitement par upgrader consiste, dans l unité de conversion profonde, à diminuer le ratio carbone/hydrogène en retirant du carbone ou en ajoutant de l hydrogène. La première solution débouche sur la mise en œuvre de procédés du type coker, qui produisent de grandes quantités de carbone sous forme de coke. Le plus répandu, choisi sur Sincor, est le delayed coker ; l upgrader produit t de coke par jour. Deuxième solution possible : l ajout d hydrogène se fait au moyen de procédés d hydrocracking qui permettent d atteindre des niveaux de conversion plus élevés, mais au prix d une consommation massive de gaz naturel. Deux types de techniques sont envisageables sur ce type de charge : celles avec réacteur en lit ébulliant, prouvées industriellement, et celles avec réacteurs de type slurry, en développement. La technologie du delayed coker. Une troisième voie intéressante existe : celle du flexicoker. Dans ce type d unité, le coke résultant de l extraction du carbone est transformé en gaz de synthèse, mélange de monoxyde de carbone (CO) et d hydrogène (H 2), qui peut alors être utilisé pour produire la vapeur nécessaire à l extraction du brut en production chaude. Ce type d unité fait partie des procédés en cours d évaluation pour choisir le meilleur schéma d upgrading. Les contraintes technologiques entre le secteur amont et aval étant liées, l objectif est d aboutir aux meilleures synergies possibles. Schéma simplifié des flux dans la technologie flexicoker.

22 22 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES Préserver au mieux l environnement s s s Avec ses technologies gourmandes en énergie, la production thermique des pétroles lourds peut avoir un impact environnemental non négligeable. Soucieux d intégrer au mieux ses activités, Total s efforce de minimiser son empreinte sur le milieu naturel en améliorant notamment l efficacité énergétique de ses procédés. Sur le site de Joslyn, 90 à 95 % de l eau est réutilisée. Les méthodes d exploitation minière ont besoin de beaucoup d eau pour la séparation hydrocarbures/sable : les installations actuelles en demandent plusieurs centaines de milliers de barils chaque jour. L eau est mélangée avec le minerai pour séparer les huiles avant de passer dans d immenses bassins de décantation (plusieurs dizaines de kilomètres carrés). Le temps de décantation du liquide avant recyclage et nouvelle utilisation peut atteindre plusieurs années. Or, l eau est relativement rare en Athabasca, où se trouvent les permis de Joslyn et de Surmont. Préparant ses activités dans la mine, le Groupe mène des recherches visant à optimiser le recyclage, à améliorer l efficacité des traitements et à minimiser ainsi ses besoins. Optimiser la gestion de l eau La production thermique implique également de générer d importantes quantités de vapeur, de l ordre de trois barils de vapeur pour un baril de pétrole récupéré. Lourdement chargée en minéraux à la sortie des puits, l eau est récupérée, traitée puis recyclée pour servir à un nouveau cycle. Pour générer la vapeur, deux grandes technologies de chaudière sont aujourd hui disponibles : conventionnelles ou OTSG (Once Through Steam Generator). Souvent privilégiées, les chaudières OTSG n ont besoin que d un traitement sommaire et moins onéreux de l eau. Cette technologie entraîne toutefois une perte en eau de 25 % à chaque cycle. La R & D de Total a breveté un procédé de traitement de l eau qui permet de diminuer son coût d exploitation (voir encadré ci-contre). Deuxième option, la filière conventionnelle permet de recycler l eau à 100 %. Cependant, elle n a jamais été testée à grande échelle. Après une phase de recherche, Total a mis en œuvre sur le SAGD de Joslyn un schéma innovant de génération de vapeur : traitement des eaux par évaporation/cristallisation et chaudières conventionnelles. Ce procédé évite de puiser dans le milieu naturel. Diminuer les émissions de gaz résiduels Le choix des chaudières est connexe à celui du combustible utilisé pour la production de chaleur. Les chaudières qui brûlent du gaz naturel sont les plus simples et les moins chères. Malheureusement, dans le cas d un développement de taille significative, la combustion de grandes quantités de gaz naturel, dont le prix pourrait fortement fluctuer

23 à l avenir, risquerait d avoir un impact très négatif sur l économie des projets. D autres types de chaudières, par exemple celles à lit fluidisé circulant (procédé CFB Circulating Fludized Bed), capables de brûler des combustibles lourds, liquides ou solides, interdisent la présence de minéraux dissous dans l eau, ce qui impose un traitement et renchérit le coût de l exploitation. Comme alternative au gaz naturel, la combustion du bitume ou de ses résidus est envisagée, bien que ceux-ci soient riches en atomes de carbone, d azote et de soufre. Leur utilisation augmenterait très significativement les émissions de dioxyde de carbone pp Zone de reboisement autour d un puits, sur le site de Surmont, Canada. Inhibition de la silice dans les chaudières OTSG La technologie des chaudières OTSG, procédé majoritaire dans la production de la vapeur nécessaire à l extraction des bitumes, est basée sur une évaporation partielle de l eau (75 %). La fraction d eau liquide résiduelle permet de stocker une grande partie des minéraux, évitant ainsi les dépôts sur les parois de la chaudière. Mais ce schéma se complique avec le recyclage de la vapeur, qui, en se condensant dans le réservoir pétrolier, dissout une partie de la matrice. Principalement constitués de grès inconsolidés, les gisements sont responsables de l augmentation de la teneur de l eau en silice, un élément qui s accumule ensuite dans les chaudières. Pour répondre à ce problème, une équipe R & D de Total a lancé un programme portant sur l inhibition de la silice dans les conditions de pression et de température des chaudières OTSG. L inhibiteur, dont la formule est protégée par un brevet, augmente la solubilité de la silice dans l eau ; dilué à 5 ppm, il permet de doubler la concentration en silice sans provoquer de dépôt. Testée par Total sur un site au Canada, cette technique a permis de diviser par deux le volume d eau saturée en silice à traiter et de réaliser une économie de 35 % sur le coût de l ensemble du traitement de l eau. Elle permet aussi de diminuer la consommation de réactifs chimiques et la taille des installations de traitement.

24 24 //. expertise sbruts EXTRA-LOURDS ET BITUMES La contribution prometteuse des énergies renouvelables Si les énergies renouvelables ne peuvent prétendre répondre intégralement aux besoins énergétiques des projets d extraction des huiles lourdes, la biomasse, l énergie solaire et la géothermie sont néanmoins en mesure d apporter leur contribution. Les équipes de Total travaillent ainsi sur la biomasse et la géothermie, qui seraient capables de produire jusqu à 10 % des calories nécessaires. Le solaire, qui mobilise des surfaces importantes, pourrait raisonnablement générer quelques pour-cent. Ces recherches s inscrivent dans la démarche globale de diminution de l impact environnemental des activités du Groupe. pp et produirait des quantités considérables de dioxyde de soufre et d oxyde d azote, ce qui poserait un problème majeur d impact environnemental. La combustion de bitume ou de résidus exigerait donc d installer des procédés spécifiques de désulfuration et de dénitrification des fumées, voire de capture, de transport et de séquestration du dioxyde de carbone. Des coûts qui s additionneraient à ceux du traitement de l eau et réduiraient ainsi, ou même annuleraient, l économie réalisée sur le combustible. Les équipes de R & D étudient actuellement une autre solution consistant à transformer les résidus de conversion du bitume en un gaz de synthèse propre par un procédé d oxydation partielle, afin que sa combustion dans des chaudières classiques permette à la fois de recourir à un procédé de traitement de l eau plus simple et de réduire les émissions de gaz polluants. Ces dernières options ne sont toutefois envisageables que si la quantité de résidus produite par la conversion profonde est suffisante. Or, réduire cette quantité est l une des voies étudiées pour limiter l impact environnemental de la valorisation des bruts extra-lourds. Dans ce gigantesque assemblage, la recherche doit donc opérer les bons choix en termes à la fois économiques et environnementaux. Elle s emploie ainsi à mettre en place des outils suffisamment fiables pour que les décisions industrielles intègrent les tout derniers développements de ses travaux. Améliorer l efficacité énergétique Le développement d une filière thermique à b/j demanderait t de vapeur par heure, soit l équivalent de MW thermiques. Total mène de nombreuses études sur ce sujet, car, à cette échelle, toute amélioration de l efficacité énergétique est profitable, d un point de vue tant financier qu environnemental. C est sur la méthode SAGD, la plus prometteuse, que porte l essentiel de la réflexion. La durée de vie d un puits opéré en SAGD est d environ dix ans, avec deux phases : durant les six premières années, l injection de vapeur apporte l énergie thermique nécessaire à la mobilisation des huiles lourdes ; ensuite, pendant quatre ans, la vapeur sert essentiellement à maintenir la pression dans le réservoir. Cette solution de maintien de la pression, extrêmement onéreuse, pourrait être avantageusement remplacée par l injection de méthane. En effet, le volume de méthane en jeu ne représente que 8 % de la quantité qui aurait été brûlée pour produire la vapeur, ce qui diminue le SOR (Steam Oil Ratio) d environ 25 %. Les équipes R & D de Total mènent les manipulations de laboratoire et les efforts de modélisation indispensables à la validation de cette solution. Des actions peuvent également optimiser le rendement énergétique au niveau des puits. Par exemple, il est possible d isoler thermiquement ces derniers en posant un gel dans les annulaires des casings. Si le principe est simple, la mise en œuvre opérationnelle reste

25 complexe, puisque les matériaux isolants doivent à la fois résister aux hautes températures de la production thermique et rester compatibles avec les opérations menées sur les puits. Par ailleurs, le Groupe mène des études pour améliorer la diversion de la vapeur, c est-à-dire la façon dont la vapeur pénètre dans le réservoir, et mieux utiliser l énergie nécessaire. Les efforts se concentrent sur la perméabilité de l injecteur afin d obtenir la chambre de vapeur la plus homogène possible et d éviter que la majeure partie du gaz ne parte dans les zones les plus perméables. Les solutions à l étude sont soit mécaniques, avec des designs de complétion adaptés, soit chimiques, comme l injection de mousses compatibles avec les très hautes températures. En diminuant les volumes de vapeur nécessaires à l extraction des huiles lourdes, Total entend réduire sa consommation énergétique globale. Au Venezuela, en collaboration avec une association locale, Total a mis en place un programme de protection de la faune et de la flore de la lagune de Puerto Píritu. Respecter le milieu naturel L intégration dans l environnement est une préoccupation essentielle pour le Groupe, perceptible à chaque étape des projets. Avant même le démarrage de ses activités sur Sincor, il a ainsi pris part, en collaboration avec l association écologique vénézuélienne Profauna, à un vaste programme de protection de la faune et de la flore de la région : ce sont ainsi plus de 120 espèces qui ont été déplacées vers une réserve naturelle protégée. Lors du démarrage des campagnes de forage, une grande attention a été portée aux boues, plus complexes que dans le cadre d un forage conventionnel. Celles-ci ont donc été centrifugées, le résidu solide étant mélangé avec de la terre jusqu à parvenir à un taux d hydrocarbures total inférieur à 2 %. Ce mélange a ensuite été transporté dans des installations de stockage équipées de systèmes de drainage destinés à éviter la pollution des nappes phréatiques. Cette eau résiduelle, à l instar de l eau de production, a été traitée avant d être réinjectée dans des aquifères profonds. Enfin, pour limiter les problèmes d érosion lors de la saison des pluies et assurer la conservation des sols, Total s efforce de réhabiliter les sites exploités lors des campagnes de forage menées sur Sincor et accompagne des programmes de replantation et d enherbage autour de ses installations. nnn

26 //. groupe BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES 26 total dans le monde en 2006 s sss Total, présent dans plus de 130 pays, est l un des protagonistes les plus dynamiques de l industrie pétrolière mondiale. Le Groupe peut se prévaloir de réalisations technologiques et économiques de grande ampleur. Les activités de Total couvrent l ensemble de la chaîne pétrolière Chiffres clés de l Exploration & Production en 2006 Effectifs : collaborateurs (au 31 décembre 2006). Investissements : 9 milliards d euros. Une production d huile et de gaz de 2,36 Mbep/j. Des réserves prouvées d huile et de gaz de 11,12 Gbep. Des opérations dans plus de 40 pays. 1 er producteur d huile et de gaz en Afrique. 2 e producteur d hydrocarbures au Moyen-Orient. Partenaire dans 5 complexes de liquéfaction de gaz assurant près de 40 % de la production mondiale. Exploration et production de pétrole et de gaz, aval gazier, trading, transport, raffinage et distribution Total est aussi un acteur majeur de la chimie. La production 2006 de pétrole et de gaz de Total s élève à 2,36 Mbep/j. La croissance du Groupe s appuie sur des réserves prouvées de 11,12 Gbep et un portefeuille d actifs dans les grandes régions pétrolières. Leader européen du raffinage et du marketing, Total exploite en direct 13 raffineries sur les 27 dans lesquelles il a des intérêts. Son réseau de plus de stations-service est surtout implanté en Europe et en Afrique. Dans le domaine de la chimie, Total est l un des plus grands producteurs intégrés au monde. Sa branche chimie se classe parmi les leaders européens sur chacun de ses marchés : Pétrochimie, Fertilisants et Spécialités. Un secteur Exploration & Production à la pointe de la technologie Total est l un des acteurs les plus dynamiques et les plus performants de l industrie pétrolière mondiale. Porté par une exploration très active, une recherche, une expertise et des technologies de pointe, le Groupe opère dans des contextes géographiques et techniques très diversifiés, et déploie une stratégie de valorisation durable des hydrocarbures dans le respect de la sécurité des hommes et de la préservation de l environnement. Tout en œuvrant à l optimisation des ressources conventionnelles ultimes et au prolongement de la durée de vie des champs matures, le Groupe est un acteur majeur dans les technologies ouvrant l accès aux ressources d avenir. Total peut se prévaloir de réalisations de grande ampleur qui sont autant de preuves de sa capacité à manager technologiquement et économiquement la mise en production de gisements de grande taille, aussi bien pour le développement de champs à haute pression et haute température, l exploitation des bruts extra-lourds, la mise en production de champs situés par grands et ultra-grands fonds que pour le transport polyphasique des effluents. nnn

27 27 Les 30 projets géants pour une croissance soutenue Diversification géographique et technique Prévision de croissance de la production Réserves prouvées : plus de 12 ans Réserves prouvées et probables : plus de 20 ans n Afrique n Amérique du Nord n Asie n Europe n Reste du monde n Huiles extra-lourdes n Grands fonds n Autres liquides n GNL n Autres gaz n Huiles extra-lourdes n Grands fonds n Autres liquides n GNL n Autres gaz * Estimations dans un environnement à 60 US$/b en 2007 et à 40 US$/b à partir de Crédits photo : Burkard/Bilderberg/Studio X, G. Hunter/Superstock/Sipa, DR/Total, M. Roussel, L. Zylberman pour Total Infographies : Idé, Total Conception-réalisation : Impression : Comelli Total Mars 2007.

28 //. COLLECTION savoir-faire Huit domaines d expertise pour prolonger la durée de vie des ressources d hydrocarbures À paraître TOTAL S.A. Capital social : euros RCS Nanterre Exploration & Production - Paris 2, place de la Coupole - La Défense Courbevoie Cedex - France Tél. 33 (0) Exploration & Production - Pau Avenue Larribeau Pau Cedex - France Tél. 33 (0)