Tupi, le petit nouveau en ville

Publié le par Luis de Souza traduit par Vincent Schwander

Le matin du 12 novembre, un ami m’a appelé pour me dire que le plus gros gisement de pétrole mondial venait d’être découvert au large du Brésil.

Je lui ai donc expliqué à quoi devrait ressembler le plus gros gisement du monde, et combien cette information était improbable.


petroleo.jpgEffectivement, depuis la veille au soir, les médias glosaient autour « du plus grand gisement découvert depuis 20 ans ». Une fois de plus, nos problèmes d’énergie étaient résolus, au revoir le pétrole à 90$, etc ..
Déjà vu ?  N’est ce pas arrivé déjà l’année dernière avec le gisement Jack dans le golfe du Mexique ?

Jack relevait du battage médiatique qui attribuait faussement à un seul gisement la capacité d’une couche géologique entière du Tertiaire. L’agitation a enflé puis décru, les prix du pétrole ont baissé puis monté pour s’établir un an après à 20$ de plus qu’à leur niveau d’avant l’annonce de Jack. Jusqu’à maintenant, on ne sait pas si la production de ce gisement va démarrer.

La semaine dernière, on a eu Tupi, un gisement découvert par Petrobras, dans le Campos Basin au large du Brésil. Avec des réserves estimées de 5 à 8 Gb de pétrole de densité intermédiaire (28° API) et de gaz, il a relevé les réserves du pays de 50%. Une découverte remarquable (pour les standards actuels) annoncée à nouveau dans une période de prix élevés.

Il a fallu plusieurs jours pour que l’agitation retombe, et qu’émerge une image claire des
articles nombreux et quelquefois contradictoires qui circulaient dans la presse. Il y a là quelque chose de révélateur du manque de préparation de certains journalistes à se colleter avec ce genre d’information.

Des faits

Premièrement, est-ce que les 5 à 8 Gb font référence au stock de pétrole en place, ou aux réserves récupérables ? Les premiers articles donnaient une capacité de production du champ de 100 Kb/j, ce nombre indique que les 8 Gb étaient plutôt une estimation du pétrole en place. Plus tard dans la semaine, la production ultime était donnée à 4 Mb/j, puis redescendue à 400 Kb/j, ce qui confirmait que les chiffres donnés concernaient en fait les réserves récupérables.
Il est établi que des officiels de Petronas ont utilisé ces termes.

Est-ce que Tupi est un champ unique ? L’information disponible à ce jour et les citations des géologistes de Pétrobras vont dans ce sens. Tupi est soit un champs unique, soit un ensemble de champs très rapprochés dans une zone de 800 kms de long sur 200 kms de large dans une zone sel puis roches sous 2 à 3000 mètres d’eau.

Quel est le ratio pétrole/gaz ?  C’est une question importante ; étant donné la profondeur du champs, les températures pourraient être assez hautes pour former du gaz, et la plupart des articles des média parlent de « réserves de pétrole et de gaz ». il est probable qu’à ce stade, l’opérateur lui-même ne connait pas exactement ce ratio,  d’où le grand intervalle donné pour les réserves.

Pour ce qui concerne la planification de l’exploitation, les médias citent différentes dates pour les premières extractions, mais rien avant 2011. Il y a un délai d’au minimum deux ans pour acquérir les matériel de plateforme dans un marché équipementier tendu, et au moins encore deux ans pour obtenir une exploitation commerciale. Un calendrier possible serait :

Premier forage :            2009
Première production à 100 Kb/j    2011-2013
Plateau de production à 400 Kb/j    2015


A un moment, certains articles évoquaient une production cible de 4 Mb/j, confondant probablement les objectifs de production de la compagnie dans son entier avec ceux du seul gisement Tupi.  Des articles plus récents donnent 4.5 Mb/j comme objectif de production de la compagnie, et de 400 Kb/j pour Tupi en 2015. Khebab a fait les calculs suivants suivant la technique "pickering":

Région                                  Paramètres                Production max (Kb/j)

World (Small Fringe)          0.0435/0.0418            260 - 390
Cantarell (Mexique)            2.1/11                          1000 – 1500
Statfjord (Norvège)             0.637/5.53                   580 – 920
Ekofisk (Norvège)               0.299/5.10                   290 – 470

Ces chiffres mettent en perspective ce que représente réellement Tupi au global ; à son pic de production, le gisement représentera moins de 0.5 % de la production mondiale.  Même si la limite haute de 8 Gb devait être confirmée, les réserves de ce champs représenteraient 14 semaines de consommation mondiale.

Le challenge technologique

Néanmoins, à ce stade, Tupi semble être réel, et pas seulement du vent médiatique.
Un aperçu a été publié dans le journal « O Estado de Sao Paulo » ce week end, dans lequel ont été interrogés plusieurs experts. Tupi est un vrai challenge technologique, ce gisement repose dans un environnement géologique jamais encore appréhendé au Brésil.

La couche pré-sel se trouve sous des profondeurs d’eau entre 2 et 3000 mètres, puis on observe une couche de 2000 mètres de roches. La couche de sel proprement dite est épaisse de 2000 mètres, au-delà desquels se trouve le réservoir.

TupiLayerSketch.PNGA l’heure actuelle, Petrobras explore déjà des champs à plus de 5000 mètres de profondeur ; la profondeur de Tupi n’effraie pas en elle-même le leader mondial de l’exploration offshore. Le problème, c’est l’épaisseur de la couche de sel au travers duquel on doit forer.

Nelson Ebecken de la « Coordination of Post Doctoral Engineering Programmes” (COPPE) de l’Université Fédérale de Rio de Janeiro (UFRJ) nous dit : « Nous devons développer cette technologie … Si cette couche était à terre, ce serait déjà difficile. Imaginez alors à 3 ou 4000 mètres de fond … Forer à travers des couches de sel a déjà été réalisé ailleurs, mais pas à cette profondeur, pas de cette épaisseur … »

A de telles profondeurs, sous une pression immense et réchauffé par la chaleur interne à la planète, le sel se comporte plus comme un fluide que comme un solide. C’est comme si on forait dans de la gelée, un trou se forme puis se referme immédiatement. Une maintenance correcte dans ces conditions peut être problématique. Edison Prates de Lima, membre également de l’UFRJ :

« La couche rocheuse est dure, mais stable. La couche de sel n’est pas aussi dure, mais instable.»

C’est une tâche difficile, mais à portée de l’ingienérie brésilienne. Giuseppe Bacoccolli du laboratoire des méthodes informatiques pour l’engeeniring du COPPE le dit en ces termes :

«Je n’y vois pas une rupture de paradigme, mais une autre évolution.»

Mais il y a un problème : le coup, qui croît de manière exponentielle avec la profondeur. Bacoccolli à nouveau :

« Nous pouvons atteindre la conclusion que nous pouvons, mais que nous ne devrions pas. Vaincre la couche de sel implique des surcoûts considérables … »

Le COPPE possède à l’heure actuelle trois caissons hyperbares qui permettent de simuler des conditions opératoires à des profondeurs de 6000 mètres, dans lesquels est testé le matériel de forage. On est en train de construire un quatrième caisson qui permettra de simuler des conditions opératoires jusqu’à 7000 mètres, lequel caisson sera fonctionnel au début de 2009.
Les opérations de forage aux profondeurs indiquées doivent être réalisées par des robots contrôlés à distance. « c’est comme piloter une Formule 1 depuis le paddock » dit Segen Estefan, lui aussi du COPPE.

D’autres problèmes ont trait au choc thermique que le pétrole endure quand il sort de la couche rocheuse. Dans le réservoir, les températures pourraient approcher les 100°C, et à la limite océanique, le brut rencontrera des températures aussi basses que 4°C. le brut peut alors créer des nodules de haute densité, capable de bloquer le flot en surface. Ce problème peut être amélioré en chauffant l’oléoduc. Le poids de l’oléoduc peut lui même constituer un soucis, ce qui amène les experts du COPPE à envisager l’emploi de titane.

Dans ce cas revient la question du prix, comme l’indique Segen Estefan :

« Nous opérons aux limites de la technologie. Le problème c’est le coût, savoir s’il sera excessif ou pas.»

Le premier puits foré dans le champ de Tupi a coûté 240 millions de dollars, les suivants ont diminué  à 60 millions. On a creusé un total de 15 puits au travers de la couche de sel, dont 8 ont atteint le réservoir d’hydrocarbures. Giuseppe Bococcolli s’attend à ce que le coût tombe même jusqu’à 30 millions de dollars par puits, lors de l’exploitation commerciale. Ceci suppose un prix de base de 30 dollars au moins le baril produit, c'est-à-dire, 4 fois le prix du baril extrait aujourd’hui par Pétrobras en offshore, et sans compter les coûts d’équipement. Bacoccolli pense que l’exploitation nécessitera entre 6 et 12 plateformes FPSO, chacune raccordées à 10 à 15 puits.

Toujours selon Giuseppe Bococcolli, d’autres réserves recouvrables peuvent être confirmées, suivant ce qu’on trouvera dans les zones non encore sondées de Tupi.

Conclusion

Tout bien considéré, le cas de Tupi semble être sensiblement différent de celui de Jack l’année dernière. Quand on scrute l’information qui a circulé dans les média, on est mené à le considérer comme un champ exploitable par la technologie poussée à ses limites actuelles. Quand on en juge par l’emballement des brésiliens, c’est plutôt le prix de revient que le savoir faire technologique qui sera le facteur limitant.

Pour poser la question finale, est ce que Petrobras avait besoin de ce tapage médiatique ? En réalité, il semble que non. Petrobras est la compagnie privée la plus rentable d’Amérique du Sud, tous secteurs confondus, affichant un bénéfice de 9 milliards de dollars pour les neuf premiers mois de cette année.

Si l’on considère qu’il reste à trouver des réserves mondiales d’au moins 200 Gb, cela implique qu’il faut découvrir des régions pétrolières de la taille de la Mer du Nord.
Le Campos Basin off Brasil, où Tupi a été trouvé, pourrait être l’une d’entre elles.

Le communiqué de presse peut être lu here.

Information complémentaire dans la presse brésilienne (en portugais):

O Estado de São Paulo

Cosmo On Line

A Tarde


The oil drum : Europe, un post de Luis de Souza le 22 novembre 2007
Traduit par Vincent Schwander pour terredebrut.org

Publié dans News

Pour être informé des derniers articles, inscrivez vous :

Commenter cet article

Eric 13/04/2008 00:06

Bonjour et félicitations pour votre site web.Que pensez-vous de ceux qui prétendent qu'il y a autant de pétrole brut sur le versant nord de l'alaska qu'en arabie saoudite et que la crise énergétique est seulement à Washington.

Pascal 26/11/2007 22:58

Merci pour ce poste très intéressant et très compréhensible !