L'industrie offshore

1– La situation générale d’aujourd’hui

Depuis les premiers soubresauts de la crise économique mondiale majeure qui a débuté en 2008 avec l’effondrement du système bancaire américain et qui a eu comme conséquence la chute du prix du baril de pétrole, la situation a beaucoup évolué. Nous sommes maintenant revenus à des prix de barils beaucoup plus élevés qu’avant, la valeur moyenne en 2011 étant de 111 $ pour un baril de Brent, chiffre le plus élevé de tous les temps. Il convient aussi de noter que la consommation mondiale s’est élevée à 90 Mbbl sur l’année 2011, niveau de consommation proche de celui de la capacité de production mondiale. Les prévisions, si tant est que l’on puisse en faire sur l’évolution du prix du pétrole, donnent un prix moyen autour de 115 $ sur l’année 2012. Cette situation a eu pour conséquence immédiate de relancer ou de confirmer un certain nombre de grands projets offshore concernant aussi bien le pétrole que le gaz. Ces nouveaux projets sont indispensables si l’on veut contenir l’augmentation du prix du pétrole, qui sera inévitable si on ne procède pas au remplacement des sites de production vieillissants et dont le niveau de production décroit naturellement. Après une période de réduction d’activité que nous avons pu constater depuis 2009, nous sommes confrontés à un regain important de cette activité, ce qui génère des tensions sur les ressources nécessaires à la réalisation de ces nouveaux projets. Ces tensions sont d’autant plus fortes que les compagnies nationales des pays où se trouvent les sites de production, imposent, à la demande de leurs gouvernements, des clauses de contenu local de plus en plus lourdes et difficiles à mettre en œuvre du fait du manque de main-d’œuvre locale. Le prix du gaz toujours très bas aux USA, environ 3 $ le million de BTU, n’a pas réellement affecté le lancement de grands projets gaziers en forme de GNL, en Australie en particulier. Cela vient du fait que la demande de gaz reste très dynamique en Asie, mais aussi en Europe, où les prix sont nettement plus élevés qu’aux USA : 15 $ en Europe et 16 $ au Japon à comparer à 3 $ aux USA. Si la réduction des programmes de fourniture d’électricité nucléaire en Europe voyait effectivement le jour, cela serait certainement un moteur important pour le développement de nouveaux projets gaziers pour lesquels les découvertes sont déjà faites. Enfin, on ne peut pas clore ce chapitre sans parler de la fuite de gaz survenue sur le site d’Elgin opéré par Total en Mer du Nord. A l’heure où ces lignes sont écrites, la fuite a pu être colmatée, mais les conséquences que cette fuite peut avoir sur la production future ne sont pas encore connues. Contrairement à ce qui s’était produit en 2009 sur le site de Macondo opéré par BP dans le Golfe du Mexique, il est remarquable de constater que l’accident d’Elgin n’a blessé personne. Il n’y a eu aucune victime, ce qui démontre bien l’efficacité des procédures de sécurité mises en place et qui sont très régulièrement testées par tous les employés lors des opérations normales de production. L’autre différence importante avec Macondo tient à la nature de l’effluent qui s’échappe : on est en présence de gaz et d’un peu de condensat alors que Macondo concernait du pétrole et un peu de gaz. L’effet de pollution est donc radicalement différent et considérablement diminué. Cependant cet accident rappelle que la production d’hydrocarbures en mer reste un métier dangereux et qu’il ne faut jamais l’oublier lors du développement de nouveaux projets, en particulier en voulant faire des économies qui ne sont pas à la hauteur des risques supplémentaires encourus.

2– Les perspectives à court et moyen termes

Comme cela était envisagé l’année dernière dans ce même rapport d’activité, on peut constater un grand regain d’activité pour le développement de nouveaux projets et on peut raisonnablement espérer que cela reste d’actualité à court et moyen termes. Nous sommes donc dès maintenant, comme décrit ci-dessus, confrontés à la question de la fourniture des ressources nécessaires à la bonne exécution de ces projets, tant dans les pays de l’OCDE que dans les pays hôtes. C’est un sujet que l’on doit traiter de façon globale, au niveau de l’industrie, et non pas au niveau de chaque société, car le principe des vases communicants s’appliquera de façon immédiate.

Parmi les nouveaux développements auxquels on peut s’attendre, il y aura la mise en production des réserves très prometteuses découvertes au Brésil dans des profondeurs d’eau importantes, supérieures à 2.000 mètres, et enfouies sous des dômes de sel très épais nécessitant des forages extrêmement profonds. Les réserves annoncées pour ces champs oscillent entre 15 et 45 milliards de barils, ce qui est considérable. Un autre axe important de développement concernera les champs marginaux qui nécessitent un prix du baril de pétrole élevé pour pouvoir atteindre le seuil de rentabilité économique. De la même manière, nous devrions voir apparaître très prochainement les premières unités flottantes de liquéfaction de gaz naturel, ce qui sera aussi facteur de développement des champs marginaux. Enfin il reste le développement des champs déjà exploités à la limite de ce qui est récupérable avec la technologie d’aujourd’hui. Il faut se souvenir que si le taux de récupération du gaz contenu dans les nappes est proche de 100%, ce n’est absolument pas le cas des nappes de pétrole où le taux de récupération oscille entre 30% et 45%. On voit donc immédiatement que c’est là que se trouvent les plus grandes réserves identifiées, mais pour lesquelles il est nécessaire de mettre au point des techniques nouvelles qui restent à développer.

Des images de quelques projets phares du moment

PRELUDE FLNG – Australie (Source SHELL)

BONAPARTE FLNG – Australie (Source DORIS)

KAOMBO – Angola (Source DORIS)

MOHO NORD TLP – Congo (Source DORIS)

MOHO NORD FPU – Congo (Source DORIS)

USAN FPSO – Nigeria (Source Fairmount Marine)