La société de recherche et de conseil en énergie offshore Axiom a étudié comment l'électrification des plateformes peut avoir un impact significatif sur l'intensité carbone de la production pétrolière et gazière offshore.

Le graphique ci-dessus met en évidence le point de vue d'Axiom sur l'évolution du marché de la production fixe 2020-2024 de février à juin 2020.

Les conditions récentes du marché ont poussé les opérateurs à retarder, différer ou annuler environ 240 installations de plates-formes par rapport aux prévisions 2020-2024.

Ces projets retardés ont connu un glissement moyen du calendrier de six à douze mois, entraînant une contraction du marché des installations jusqu'en 2022/2023.

Le marché ne reviendra probablement pas aux niveaux de 2019 avant 2024 au plus tôt.

Alors que le nombre d’installations de plates-formes fixes est inférieur de 22% aux attentes d’Axiom avant Covid, le rythme de décarbonisation des plates-formes augmente.

La prochaine génération d'actifs fixes de production de pétrole et de gaz devra jouer son rôle dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES).

La transition vers une économie sobre en carbone nécessite une forte poussée évidente vers des solutions d'énergie renouvelable.

Cependant, selon Axiom, la dépendance à l'égard du pétrole et du gaz, en tant que composante majeure du mix énergétique mondial, sera avec nous pendant longtemps.

Il est donc impératif que la production d'O & G ait l'empreinte carbone la plus faible possible, dit Axiom.

Prenons l'exemple de la Norvège

En 2018, les activités de production d'O & G sur le plateau continental norvégien ont contribué pour environ 28% au total des émissions de GES de la Norvège, soit environ 13 millions de tonnes d'équivalent CO2.

Plus de 160 turbines à gaz produisent de l'électricité pour les plates-formes, en partenariat avec le torchage, ce qui représente environ 85% des émissions totales de GES du CS norvégien.

Equinor et ses partenaires adoptent une position proactive pour réduire les émissions «à la source» grâce à l'électrification des installations offshore.

L'électrification remplace la production d'électricité in situ par la pose de câbles depuis le rivage ou à partir de développements renouvelables vers l'infrastructure de production la plus appropriée pour le remplacement des turbines à gaz / production d'énergie diesel.

L'électricité fournie par les énergies renouvelables et les centrales au gaz, avec gestion du CO2, produit des émissions de GES par MW bien plus faibles que les solutions in situ.

L'idée d'électrification des installations offshore n'est pas nouvelle

Le Troll A a été la première plate-forme du secteur norvégien à être électrifiée en 1996.

Le champ de Gjøa, démarré en 2010, a été électrifié dès le départ.

En 2018, un câble de 163 kilomètres reliait le champ de Martin Linge à une alimentation électrique de Kollsnes à terre.

Le développement devrait être mis en ligne dans les prochains mois.

Pour quantifier l'impact de l'électrification sur l'empreinte CO2 par baril de pétrole produit, Johan Sverdrup a été électrifié depuis le rivage et produit 0,67 kg de CO2 par baril.

Cela se compare à une moyenne norvégienne de 9 kilogrammes et à une moyenne mondiale de 18 kilogrammes par baril.

La phase 2 de Sverdrup fournira également à Gina Krog, Ivar Aasen, Edvard Grieg et Sleipner de l'électricité à partir du rivage via le réseau de transport de la région d'Utsira High.

Sleipner doit être partiellement électrifié, lorsque la demande d'énergie est supérieure à ce que le réseau Utsira High peut fournir. Il utilisera des turbines à gaz pour couvrir les besoins en électricité.

Sleipner Vest CCS a stocké environ 20 millions de tonnes de CO2 depuis sa mise en service en 1996.

Les économies d'émissions de CO2 de tous les champs connectés au réseau d'Utsira High sont d'environ 1,15 million de tonnes par an, la composante de Sleipner étant de 150 000 tonnes, ce qui réduit encore l'intensité carbone de ses opérations CCS.

La prochaine étape du développement de l’électrification en Norvège se concentre sur la fourniture d’électricité aux développements de Gullfaks et de Snorre grâce à l’utilisation de la technologie éolienne flottante.

Le projet de parc éolien Hywind Tampen est situé entre les plates-formes Gullfaks et Snorre et se compose de onze turbines flottantes de 8 MW.

Le projet devrait fournir environ 35% de la demande totale d'électricité des plates-formes Snorre A et B, Gullfaks A, B et C, et également réduire les émissions de carbone de 200 000 tonnes par an.

Hywind Tampen devrait entrer en service fin 2022 / début 2023.

Autres projets

Ailleurs en Europe, BP et Shell envisagent toutes deux des options d'alimentation propre pour les installations du CNS britannique.

BP travaille également sur des solutions pour l'ouest des Shetland, qui pourraient impliquer l'éolien offshore, l'électricité de la Norvège ou des îles Shetland.

L'électrification du secteur néerlandais de la mer du Nord pourrait réduire les émissions de CO2 d'un million de tonnes par an.

Les Pays-Bas ne disposent actuellement que d'une seule plate-forme électrifiée depuis la côte, la plate-forme de production Q13A-A, ce qui permet d'économiser environ 14 000 tonnes de CO2 par an.

La plate-forme de concentrateur K-14 est également envisagée pour l'électrification, ce qui utiliserait l'énergie produite à partir d'un parc éolien offshore non encore développé; la plate-forme pourrait être électrifiée d'ici 2023/2024.

En dehors de l'Europe, ADNOC et ADPower cherchent à installer un système de transmission HVDC, reliant les installations de production offshore d'ADNOC au réseau électrique terrestre ADPowers.

L’électrification partielle des plates-formes d’ADNOC devrait réduire les émissions de GES de 30%.

Le système de transmission sera composé de deux liaisons HVDC sous-marines indépendantes et d'une station de conversion fournissant 3,2 GW d'électricité d'ici 2025.

Perspective

L'électrification des installations offshore a le potentiel de réduire considérablement les émissions de CO2 de l'industrie O&G.

Une gestion réussie du carbone dans les centrales électriques à terre et un accès facile aux développements éoliens sont essentiels pour l'évolutivité et la durabilité de la solution.

Le déploiement de l'électrification en Europe devrait progresser avec un rythme accéléré tout au long de la décennie, à mesure que les réseaux de transport s'étendent et que les technologies autonomes de développement de l'éolien flottant se déploient.

L'Europe du Nord a également l'avantage d'un secteur éolien offshore mature et relativement «intégré à l'industrie O&G», où les futurs développements éoliens peuvent faciliter l'électrification des installations O&G.

Axiom prévoit que l'électrification se généralisera dans d'autres régions productrices d'hydrocarbures.

L'industrie appliquera les leçons apprises en Europe aux développements de sites nouveaux et de sites contaminés dans le monde entier.

Enfin, Axiom a noté que la production de pétrole et de gaz, en tant qu'élément important du mix énergétique mondial, est là pour rester.

L'électrification est une approche relativement simple pour décarboniser la production offshore.

«L'électrification, associée aux synergies de la diversification du portefeuille des opérateurs dans les énergies renouvelables, le CSC et potentiellement l'hydrogène, contribue grandement à améliorer l'image de l'industrie, tout en ayant un impact significatif sur la réduction des émissions de carbone.»