Gaz acides Une expertise historique (pdf - 11,42 Mo) - Total.com
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. COLLECTION savOIr-faIrE<br />
ExPLOrATiOn & PrOducTiOn<br />
gaz aCIdEs<br />
UNE EXPERTISE<br />
HISTORIQUE
. sOmmaIrE<br />
gaz aCIdEs<br />
UNe eXPeRTise<br />
HisTORiQUe<br />
s s s<br />
Page 3 avaNT-PrOPOs<br />
Page 4 CONTExTE<br />
40 % des réserves mondiales de gaz naturel<br />
restant à exploiter sont <strong>acides</strong>.<br />
Page 6 ENjEUx<br />
depuis la découverte du champ gazier<br />
de lacq, <strong>Total</strong> améliore sans cesse son<br />
procédé de valorisation des gaz très <strong>acides</strong>.<br />
Page 8 ExPErTIsE<br />
après la mdEa, Sprex ® ouvre une nouvelle voie<br />
de valorisation des réserves de gaz hyper-<strong>acides</strong>.<br />
P. 10 Première mondiale à Lacq<br />
P. 14 L’innovation en continu<br />
P. 18 <strong>Une</strong> gestion durable des produits associés<br />
P. 20 Produire en toute sécurité<br />
Page 22 grOUPE<br />
<strong>Total</strong> dans le monde en 2006.<br />
moyen-Orient.
. avaNT-PrOPOs<br />
PrOLONgEr La dUréE<br />
dE vIE dES RESSOURcES<br />
d’HYdROcaRbURES<br />
L’Exploration & Production de <strong>Total</strong><br />
repousse continuellement les frontières<br />
de la production pétrolière et gazière.<br />
C’est dans l’intégration <strong>com</strong>plète<br />
de tous ses métiers que le Groupe<br />
puise la force d’innovation qui lui vaut<br />
d’être pionnier dans les domaines<br />
stratégiques d’avenir.<br />
Huiles extra-lourdes, offshore ultraprofond,<br />
gaz <strong>acides</strong>, hydrocarbures très<br />
profondément enfouis à haute pression<br />
et haute température, parfois dans<br />
des tight sands <strong>com</strong>plexes à produire,<br />
l’Exploration & Production de <strong>Total</strong> est<br />
présente sur tous les grands challenges<br />
technologiques. En parallèle, elle crée<br />
les outils et les méthodes qui lui<br />
permettent d’accéder aux réserves<br />
« L’innovation est le levier<br />
majeur de la croissance<br />
durable de nos productions. »<br />
ultimes des champs conventionnels.<br />
S’appuyant sur les synergies avec<br />
les autres branches du Groupe dans<br />
les domaines du gaz et de l’électricité,<br />
du raffinage et du marketing ou encore<br />
de la pétrochimie, ses solutions<br />
technologiques s’intègrent dans toute<br />
la chaîne de valeur, de la production<br />
aux produits finis ou aux marchés.
04<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
1. doha, Qatar.<br />
Qu’est-ce<br />
qu’un gaz acide ?<br />
Un gaz acide contient,<br />
outre du méthane et quelques<br />
hydrocarbures à chaîne longue,<br />
du H2S et/ou du CO2. On y<br />
trouve également des <strong>com</strong>posés<br />
organiques sulfurés de formule<br />
générale R–S–H, les mercaptans.<br />
H2S, CO2 et mercaptans<br />
corrodent les conduites et<br />
les pompes, obligeant à utiliser<br />
une métallurgie adaptée ;<br />
ils doivent être retirés du gaz<br />
avant sa <strong>com</strong>mercialisation.<br />
//. CONTExTE<br />
dEs mILLIards<br />
dE mèTRES cUbES<br />
à valORISER<br />
s s s<br />
Près de 40 % des réserves de gaz inexploitées<br />
contiennent du dioxyde de carbone et du sulfure<br />
d’hydrogène. Leur valorisation est un challenge<br />
pour les <strong>com</strong>pagnies pétrolières.<br />
avec une croissance annuelle de près de 3 % en moyenne<br />
depuis trente ans, le gaz est l’énergie fossile dont la demande<br />
augmente le plus fortement. satisfaisant 16 % des besoins<br />
énergétiques en 1971, il y contribuait pour 21 % en 2004. selon<br />
l’agence internationale de l’énergie, cette part devrait continuer<br />
à progresser pour atteindre 23 % en 2030. en valeur absolue,<br />
la consommation devrait ainsi avoir considérablement augmenté<br />
entre 2004 et 2030, passant de 2 800 à 4 700 gm 3 .<br />
cette progression, le gaz naturel, “énergie propre”, la doit avant<br />
tout à ses qualités environnementales. sa <strong>com</strong>bustion ne produit pas<br />
de résidus lourds, tels que suie et goudrons, et présente la plus faible<br />
production de dioxyde de carbone (cO2) de tous les <strong>com</strong>bustibles<br />
fossiles. de plus en plus utilisé dans la production d’électricité,<br />
le gaz naturel a <strong>com</strong>me atout supplémentaire d’être très bien adapté<br />
aux besoins des centrales, à cogénération <strong>com</strong>me à cycle <strong>com</strong>biné,<br />
où il permet d’atteindre des rendements très élevés.<br />
si les réserves mondiales prouvées de gaz naturel sont abondantes,<br />
de l’ordre de 180 Tm 3 , près de 40 % des gisements non exploités<br />
contiennent du cO2 et du sulfure d’hydrogène (H2s) à des concentrations<br />
rendant difficile leur exploitation. ces gisements se répartissent entre<br />
l’europe, l’afrique, l’amérique du Nord et du sud et l’extrême Orient,<br />
mais ce sont surtout le <strong>Mo</strong>yen-Orient et les pays de l’asie centrale<br />
qui en recèlent les volumes les plus importants. <strong>Total</strong>, pionnier mondial<br />
de la valorisation des gaz <strong>acides</strong> avec le gisement de Lacq, n’a eu de cesse<br />
d’aiguiser son <strong>expertise</strong> dans le domaine et d’innover pour développer<br />
des techniques ouvrant l’accès à la production économique de ces<br />
gisements non conventionnels, tout en répondant à des spécifications<br />
environnementales et <strong>com</strong>merciales de plus en plus sévères. nnn
06<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
À la lumière<br />
de Lacq<br />
<strong>Total</strong> a de longues années<br />
d’expérience dans la production<br />
de gaz à partir de gaz <strong>acides</strong>,<br />
expérience acquise notamment<br />
à Lacq (France) et à Ram River<br />
(Alberta, Canada).<br />
Les procédés développés<br />
par <strong>Total</strong> – la séparation<br />
des gaz <strong>acides</strong> par des amines<br />
notamment – figurent<br />
toujours parmi les solutions<br />
les plus performantes.<br />
//. ENjEUx<br />
UN savOIr-faIrE<br />
éPROUvé<br />
s s s<br />
confronté à nombre de défis sur le champ gazier<br />
de Lacq, <strong>Total</strong> y a inventé de multiples techniques<br />
de valorisation des gaz <strong>acides</strong>, aujourd’hui exploitées<br />
partout dans le monde.<br />
c’est avec l’exploitation de l’immense champ gazier de Lacq que<br />
<strong>Total</strong> a relevé, dès les années 1950 et pour la première fois au monde,<br />
le défi de la valorisation d’un gaz très acide (16 % de H2s et 10 % de cO2)<br />
dans des conditions de pression et de température élevées. confronté<br />
à des fluides corrosifs, à des dépôts de soufre, le groupe a mis au point<br />
les techniques et matériaux permettant de traiter en toute sécurité ce<br />
gaz agressif, développant un savoir-faire en constante évolution qu’il a<br />
su exporter, mettant en œuvre ses solutions sur plus de 60 gisements<br />
de gaz <strong>acides</strong> dans le monde. Parmi ceux-là, les champs d’elgin /<br />
Franklin (Royaume-Uni), de south Pars et dorood (iran),<br />
de Bongkot (Thaïlande), de Kharyaga (Russie), de sleipner (Norvège)<br />
ou les champs fortement <strong>acides</strong> d’abou dhabi. aujourd’hui, <strong>Total</strong> repousse<br />
une nouvelle fois les limites avec la production économique des champs<br />
très <strong>acides</strong> (plus de 20 % de cO2 ou de H2s) et le traitement du gaz jusqu’à<br />
des spécifications de plus en plus sévères. La part du gaz dans les<br />
productions d’hydrocarbures du groupe devrait atteindre 35 % vers 2010.<br />
si la viabilité économique des technologies se révèle cruciale pour<br />
l’avenir de la valorisation des gaz très <strong>acides</strong>, leur innocuité pour les<br />
hommes et l’environnement est une dimension tout aussi stratégique.<br />
cet engagement majeur du groupe pour la réduction maximale de l’impact<br />
de ses activités sur l’environnement est soutenu par d’importantes<br />
activités de recherche. en ligne de mire : l’amélioration de l’efficacité<br />
énergétique de ses procédés d’adoucissement, mais aussi de véritables<br />
ruptures technologiques, <strong>com</strong>me avec le procédé sprex ® . actuellement<br />
en phase préindustrielle, celui-ci permet de traiter le gaz à moindre coût,<br />
aussi bien en termes énergétiques qu’économiques. acteur intégré,<br />
<strong>Total</strong> est aussi engagé dans la gestion des produits associés, <strong>com</strong>me les<br />
effluents soufrés, avec ses solutions de <strong>com</strong>mercialisation. À plus long<br />
terme, ses programmes de recherche explorent également les solutions<br />
de réinjection et de stockage des fractions <strong>acides</strong> de ces gaz. nnn
Présence de <strong>Total</strong> dans le domaine des gaz <strong>acides</strong><br />
1 2 3<br />
07<br />
1. Plate-forme de Bongkot sud, Thaïlande.<br />
2. champ d’elgin/Franklin, Royaume-Uni.<br />
3. champ de Kharyaga, Russie.
. ExPErTIsE<br />
PIONNIEr<br />
dES gaz acIdES<br />
s s s<br />
En 1951, <strong>Total</strong> découvre le gisement gazier de Lacq,<br />
à forte teneur en H2s et CO2. Pour traiter ce type<br />
de gaz, tout est alors à inventer. moins de sept ans plus<br />
tard, l’exploit est au rendez-vous. Capable de traiter les<br />
propriétés agressives de l’effluent, <strong>Total</strong> peut délivrer<br />
un gaz <strong>com</strong>mercial de grande qualité. Cette dynamique<br />
de l’innovation, entretenue depuis plus de soixante ans,<br />
a permis au groupe de maintenir son leadership<br />
technologique avec la conception de solutions toujours<br />
plus économiques et respectueuses de l’environnement.
10<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
Le gaz de Lacq<br />
en chiffres<br />
Réservoir<br />
Profondeur : 3 500 m<br />
en moyenne<br />
Pression : environ<br />
650 bar à la découverte,<br />
24 bar aujourd’hui<br />
Température au fond :<br />
140 °C<br />
Composition du gaz<br />
Hydrocarbures : 74,2 %<br />
Méthane : 69 %<br />
Éthane : 3 %<br />
Propane : 0,9 %<br />
Butane : 0,5 %<br />
Pentane : 0,2 %<br />
Hexane et autres : 0,6 %<br />
<strong>Gaz</strong> <strong>acides</strong> : 24,8 %<br />
Hydrogène sulfuré : 15,3 %<br />
Mercaptans : 0,2 %<br />
<strong>Gaz</strong> carbonique : 9,3 %<br />
Eau : 1 %<br />
//. ExPErTIsE<br />
PrEmIèrE<br />
mONdIalE<br />
à lacQ<br />
s s s<br />
confronté à un gaz acide à haute pression et haute<br />
température, <strong>Total</strong> a développé en quelques années<br />
les techniques qui permettent de valoriser ce type<br />
de gisement en s’appuyant notamment sur la chimie<br />
des amines. des solutions exportées aujourd’hui<br />
dans le monde entier.<br />
c’est en 1951 que le groupe se trouve, pour la première fois, en présence<br />
de gaz <strong>acides</strong>. en forant le puits Lacq 3, initialement destiné à la recherche<br />
d’hydrocarbures liquides, <strong>Total</strong> met au jour un réservoir majeur.<br />
Mais c’est à 3 450 m que les hydrocarbures sont trouvés en grandes<br />
quantités, sous forme gazeuse. du gaz <strong>com</strong>primé à un point<br />
tel qu’il fait éruption le 19 décembre 1951 : le gisement Lacq profond<br />
vient d’être découvert.<br />
Mm 3 /j de gaz brut<br />
Premier gaz<br />
Plateau de production atteint.<br />
baisses de capacité surtout dues<br />
aux contrôles réglementaires<br />
Réservoir<br />
650 bar<br />
Un taux de récupération record<br />
Depuis les débuts de l’exploitation<br />
du gaz de Lacq, en 1957, 246 Gm 3<br />
ont été extraits. La pression<br />
interne du réservoir est passée<br />
de 650 à 24 bar. De nombreuses<br />
campagnes de sismique ont permis<br />
de reconstituer le réservoir en trois<br />
dimensions, ce qui a ouvert la voie<br />
à une <strong>com</strong>préhension plus fine<br />
arrêt de trois unités<br />
de récupération de soufre<br />
déclin avéré<br />
du potentiel<br />
de production<br />
des puits<br />
Réservoir<br />
24 bar<br />
de la géométrie du gisement et<br />
à un placement optimal des puits<br />
de production.<br />
Résultat : un taux de récupération<br />
prouvé de 94 %. Grâce à Lacq,<br />
<strong>Total</strong> dispose, de plus, de<br />
l’expérience de la production<br />
d’un réservoir mature fortement<br />
déplété.<br />
Gm 3 de production cumulée de gaz
1<br />
2<br />
Schéma global de valorisation du gaz à Lacq<br />
gaz brut<br />
Pétrole brut<br />
de Lacq<br />
désulfuration<br />
gaz<br />
adouci<br />
dégazolinage<br />
Unité de récupération<br />
du soufre<br />
stabilisation<br />
Thiochimie<br />
éthane<br />
vapocraqueur<br />
650 bar dE PrEssION<br />
en 1951, le gaz qui jaillit à une pression <strong>com</strong>prise entre 530 et 670 bar<br />
et à 140 °c doit, dans un premier temps, être torché. Les opérations<br />
de colmatage du puits et d’extraction des tiges de forage dureront<br />
deux mois. À la remontée des tiges, les ingénieurs observent<br />
un phénomène rare : le gaz a modifié la <strong>com</strong>position moléculaire<br />
de l’acier et provoqué la rupture de toutes les pièces forgées à chaud.<br />
COrrOsION fIssUraNTE<br />
L’explication tient à la <strong>com</strong>position du gaz. il contient 10 % de dioxyde<br />
de carbone (cO2) et, avec ses 16 % de sulfure d’hydrogène (H2s), provoque<br />
une “corrosion fissurante”. <strong>Une</strong> découverte que les experts qualifient<br />
de catastrophique, personne à l’époque ne sachant exploiter les gaz<br />
<strong>acides</strong> présentant de très fortes teneurs en soufre. ce n’est pourtant<br />
pas ce qui arrêtera <strong>Total</strong>, bien décidé à valoriser ce gisement qui promet<br />
d’être de première importance (plus de 240 gm 3 ).<br />
deux puits sont forés, à 1 500 m au nord et au sud, pour estimer la taille<br />
du réservoir. ils rencontrent tous deux du gaz en 1953. Un important<br />
effort de R & d est alors engagé, afin de mettre au point les matériaux<br />
et les filières nécessaires à la valorisation. en 1955, au terme<br />
de deux ans de travaux, les aciéries de Pompey (France) réussissent<br />
à mettre au point un acier résistant au H2s. en parallèle,<br />
pp<br />
Soufre<br />
Produits<br />
soufrés<br />
gaz <strong>com</strong>mercial<br />
gPl<br />
(butane, propane)<br />
éthylène<br />
Hydrocarbures légers<br />
condensats<br />
Produits pétroliers<br />
<strong>11</strong><br />
1. Vue aérienne du site de Lacq, France.<br />
2. <strong>Total</strong> a développé un système<br />
de contrôle capable d’ajuster en temps<br />
réel l’activité des réactifs pour garantir<br />
la <strong>com</strong>position du gaz traité.
12<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
Ram River,<br />
35 % de H2S<br />
Dès 1961, capitalisant<br />
l’expérience accumulée à Lacq,<br />
<strong>Total</strong> exporte son savoir-faire sur<br />
le champ canadien de Pincher<br />
Creek. En 1972, le Groupe relève<br />
un nouveau défi en exploitant<br />
le gisement de Ram River<br />
(Canada), dont le gaz contient...<br />
35 % de H2S ! En traitant<br />
ce gaz avec une technologie<br />
aux amines, <strong>Total</strong> réalise<br />
une performance mondiale,<br />
montrant que ses solutions<br />
sont adaptées à la valorisation<br />
des ressources hyper-<strong>acides</strong>.<br />
//. ExPErTIsE<br />
pp<br />
les recherches aboutissent au choix et à l’optimisation<br />
des procédés aux amines (voir p. 14), clé chimique de l’adoucissement<br />
<strong>com</strong>plet du gaz. <strong>Total</strong> travaille également sur la récupération du soufre,<br />
mettant au point les procédés de type claus qui permettent de produire<br />
du soufre liquide tout en récupérant de l’énergie. Le chantier de l’usine<br />
de traitement du gaz est mis en route à la fin de l’année 1955, tandis<br />
que la prospection du gisement continue. au total, 34 puits seront forés,<br />
dont 32 se révéleront productifs.<br />
UN géaNT gazIEr<br />
La première tranche d’exploitation du gaz entre en service en avril 1957<br />
avec une capacité de traitement et de production de un million<br />
de mètres cubes par jour. cette tranche opère la désulfuration, le<br />
dégazolinage, la récupération du soufre contenu dans le H2s et<br />
le raffinage des sous-produits. elle produit aussi bien du gaz purifié<br />
que des hydrocarbures utilisables dans l’industrie chimique (éthane,<br />
propane, butane) ou du soufre. Trois autres tranches sont mises<br />
en service successivement, en juillet 1958, mai 1959 et 1960, portant<br />
la capacité de traitement à plus de 20 millions de mètres cubes de gaz<br />
par jour. Le tout dans le plus grand respect de la sécurité industrielle.<br />
c’est un <strong>com</strong>plexe d’une importance internationale que les efforts<br />
de <strong>Total</strong> ont permis de réaliser. L’extraction de soufre à Lacq représente<br />
alors la totalité de la production nationale et 8,5 % de la production<br />
mondiale. en 1960, le gisement produit 90 % du gaz consommé<br />
en France. autour, les industries se multiplient : centrale thermique,<br />
usine d’aluminium, ainsi que des usines de production de méthanol,<br />
d’engrais et de chlorure de vinyle qui exploitent les gaz résiduels.<br />
dans les années 1970, le plateau de production atteint 33 millions<br />
de mètres cubes par jour.<br />
dE La CONTraINTE aU savOIr-faIrE<br />
Même si, actuellement, la production de gaz à Lacq est en forte<br />
baisse, la dynamique lancée par ce gisement ne s’est jamais démentie.<br />
Mettant au point des méthodes d’extraction toujours plus performantes<br />
(voir p. 14), le groupe a su exporter son savoir-faire, sous forme<br />
de licences ou en tant qu’opérateur. aujourd’hui, ce sont plus de<br />
60 champs de gaz <strong>acides</strong> qui sont exploités partout dans le monde<br />
grâce aux procédés <strong>Total</strong> : elgin / Franklin (Royaume-Uni), south Pars<br />
et dorood (iran), sleipner (Norvège) ou encore les champs fortement<br />
<strong>acides</strong> d’abou dhabi. avec le gisement de Lacq, <strong>Total</strong> a su faire d’une<br />
contrainte géologique un atout technologique. nnn
Elgin / Franklin : traiter des gaz <strong>acides</strong> à <strong>com</strong>position variable<br />
Réalisation très innovante,<br />
cumulant les records de profondeur,<br />
de pression et de température<br />
(5 500 m d’enfouissement,<br />
1 100 bar et 190 °C), la valorisation<br />
des champs d’Elgin et de Franklin<br />
est également une performance<br />
quant au traitement des gaz <strong>acides</strong>.<br />
Situés dans la partie centrale de la<br />
mer du Nord britannique, ces deux<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
réservoirs contiennent d’immenses<br />
réserves de gaz à condensats.<br />
Les gaz de ces deux réservoirs<br />
montrent une <strong>com</strong>position<br />
légèrement différente, avec<br />
une teneur en CO2 variant entre<br />
2,4 et 4 % et une teneur en H2S<br />
atteignant au maximum 50 ppm.<br />
<strong>Total</strong> a réussi là l’intégration<br />
d’une unité d’adoucissement<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
unique, capable de traiter le<br />
mélange issu de ces deux sources,<br />
qui se présente sous la forme<br />
d’un gaz à <strong>com</strong>position variable.<br />
Utilisant la technologie des<br />
amines (MDEA activée), l’unité<br />
d’adoucissement délivre directement<br />
un gaz répondant aux spécifications<br />
<strong>com</strong>merciales, avec un taux de CO2<br />
de 1,5 % ± 0,2 % et un taux de H2S<br />
inférieur à 1 ppm. Pour absorber<br />
le H2S, c’est la MDEA qui a été<br />
retenue, activée modérément<br />
pour permettre une coabsorption<br />
contrôlée et variable du CO2<br />
en fonction de la <strong>com</strong>position<br />
de l’effluent. Un contrôle<br />
précis du taux de CO2 dans<br />
le gaz brut et dans le gaz traité<br />
est effectué afin d’ajuster<br />
automatiquement les paramètres<br />
opératoires de l’unité d’après les<br />
calculs d’un modèle numérique<br />
de transfert de matière développé<br />
par <strong>Total</strong>. Garantissant un gaz<br />
conforme aux spécifications<br />
<strong>com</strong>merciales quelle que soit<br />
la <strong>com</strong>position du gaz entrant,<br />
l’installation supporte des<br />
variations de débit de 70 % en<br />
évitant tout recours au torchage<br />
lors des changements de débit<br />
et/ou de <strong>com</strong>position.<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
<br />
schéma simplifi é du<br />
process de traitement.
14<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
South Pars<br />
Le gisement gazier de South<br />
Pars (Iran), faiblement acide<br />
(2 % de CO2 et 0,54 % de H2S),<br />
délivre depuis mars 2002 un gaz<br />
de grande qualité au réseau<br />
<strong>com</strong>mercial iranien. <strong>Une</strong><br />
solution de monoéthylène glycol,<br />
dont le pH est contrôlé à la<br />
MDEA, est injectée au niveau des<br />
puits producteurs afin d’éviter<br />
le risque de formation d’hydrates<br />
et de contrôler la corrosion<br />
dans les pipelines polyphasiques<br />
de 105 km conduisant le gaz<br />
brut à terre. Le gaz est ensuite<br />
désulfuré par lavage sélectif<br />
à la MDEA. Depuis le démarrage,<br />
les productions traitées ont<br />
dépassé les objectifs du projet<br />
de 10 à 15 %.<br />
//. ExPErTIsE<br />
L’INNOvaTION<br />
EN cONTINU<br />
s s s<br />
en s’appuyant sur l’amélioration constante des amines,<br />
<strong>Total</strong> a développé des solutions performantes et<br />
économiques de traitement des gaz <strong>acides</strong>. <strong>Une</strong> véritable<br />
saga de l’innovation qui se poursuit encore aujourd’hui<br />
pour conquérir les champs hyper-<strong>acides</strong>, notamment via<br />
l’optimisation des amines ou le nouveau procédé sprex ® .<br />
depuis les premiers outils mis au point dans les années 1950 pour<br />
adoucir le gaz acide de Lacq, <strong>Total</strong> n’a cessé d’améliorer ses procédés<br />
aux amines pour en aiguiser l’efficacité et en élargir le domaine<br />
d’application. cet effort continu et soutenu de R & d a abouti au<br />
développement d’une palette de solutions enrichie et diversifiée,<br />
adaptée au traitement de tous les types d’effluents, et a permis<br />
au groupe de maintenir son leadership <strong>historique</strong>.<br />
dEs géNéraTIONs d’amINEs<br />
dès 1957, <strong>Total</strong> met en service une unité de traitement capable d’adoucir<br />
un million de mètres cubes de gaz par jour grâce à l’utilisation de la<br />
diéthanolamine (dea). La diéthanolamine “pauvre” mise en contact<br />
avec le gaz brut réagit rapidement avec le H2s et le cO2, débarrassant<br />
le gaz de ses <strong>com</strong>posés <strong>acides</strong>. <strong>Une</strong> fois l’amine “chargée”, elle passe<br />
par un bouilleur pour être régénérée avant nouvelle utilisation.<br />
Le procédé sera amélioré au fil des années, avec <strong>com</strong>me objectifs<br />
la réduction des coûts et de la consommation d’énergie et l’amélioration<br />
des performances de désulfuration.<br />
c’est en 1978 que <strong>Total</strong> franchit un nouveau saut technologique, ouvrant<br />
l’ère de la désacidification sélective avec la méthyldiéthanolamine<br />
(Mdea). appliquée pour la première fois dans l’unité de chémery<br />
puis intégrée dès 1980 dans certaines unités de Lacq, la Mdea<br />
a une cinétique lente d’absorption du cO2. elle ne capture donc<br />
de façon significative que le H2s, laissant le taux de cO2 quasi<br />
inchangé. <strong>Une</strong> propriété qui la rend très intéressante pour exploiter<br />
certains gisements de la mer du Nord ou du <strong>Mo</strong>yen-Orient.<br />
de plus, sa régénération demande moins d’énergie que celle<br />
de la dea, permettant de substantielles économies dans le cycle<br />
de traitement du gaz.<br />
en 1990, les études menées permettent au groupe de franchir<br />
une nouvelle étape majeure en ajoutant à sa gamme de solutions<br />
la désacidification “à la carte”. La clé de ce procédé de dernière<br />
génération, appliqué pour la première fois sur le champ de Lacq,<br />
consiste à activer la Mdea par une amine secondaire. cette dernière<br />
accélère plus ou moins la vitesse de réaction du cO2 avec le solvant<br />
selon le type et la concentration en activateur. cette maîtrise<br />
de la vitesse autorise ainsi une élimination <strong>com</strong>plète ou contrôlée<br />
du cO2 (voir encadré p. 15).
ces succès technologiques se sont doublés de succès <strong>com</strong>merciaux à<br />
l’échelle mondiale. La robustesse, la sûreté et l’efficacité de ses procédés<br />
ont en effet valu à <strong>Total</strong> d’exporter son <strong>expertise</strong>, dès 1961 pour la dea,<br />
et respectivement depuis 1987 et 1996 pour la Mdea et la Mdea activée.<br />
entre 1957 et 2005, ce sont ainsi quelque 70 projets qui ont choisi<br />
les filières amines de <strong>Total</strong> pour traiter des gaz bruts <strong>acides</strong>, confiant<br />
la responsabilité des opérations au groupe ou exploitant ses licences<br />
(<strong>com</strong>me au canada, en inde, en iran, au Nigeria, en Norvège, au Qatar,<br />
au Royaume-Uni, en Russie…).<br />
La vOIE dEs sOLvaNTs HybrIdEs<br />
aujourd’hui, les équipes de recherche de <strong>Total</strong> travaillent à de nouvelles<br />
voies d’optimisation technologique et économique des amines.<br />
elles explorent en particulier les voies de solvants hybrides – par ajout<br />
d’un solvant physique au solvant amine chimique – ou de mélanges de<br />
solvants chimiques. ces procédés présentent de meilleures performances<br />
de séparation des <strong>com</strong>posés soufrés organiques (mercaptans, cOs<br />
et cs2) tout en demandant moins d’énergie pour être régénérés.<br />
• DEA : première génération de<br />
solvants utilisée par le Groupe,<br />
la DEA est une amine secondaire,<br />
de formule HN–(CH2–CH2–OH)2.<br />
• MDEA : deuxième génération<br />
d’amines issue des travaux<br />
de R & D de <strong>Total</strong>, la<br />
méthyldiéthanolamine est<br />
pp<br />
Traitement par les amines mis au point par <strong>Total</strong><br />
une amine tertiaire de formule<br />
H3C–N (CH2–CH2–OH)2.<br />
• MDEA activée : procédé de<br />
dernière génération utilisé pour<br />
la première fois sur le champ<br />
de Lacq en 1990, il consiste<br />
à activer la MDEA par une amine<br />
secondaire. Cette dernière accélère<br />
À elgin / Franklin, dans l’absorbeur,<br />
le gaz est mis en contact avec<br />
la solution d’amine, qui absorbe<br />
les gaz <strong>acides</strong>.<br />
15<br />
la vitesse de réaction du CO2<br />
avec le solvant aqueux.<br />
Cette vitesse est plus ou moins<br />
élevée selon l’activateur.<br />
Le procédé permet une élimination<br />
<strong>com</strong>plète ou contrôlée de ce gaz,<br />
offrant ainsi des solutions<br />
de désacidification à la carte.
16<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
<strong>Une</strong> extension<br />
du Sprex ® au CO2<br />
Le procédé Sprex ® a été<br />
initialement conçu pour séparer<br />
le H2S. <strong>Une</strong> version améliorée<br />
a été développée pour la<br />
séparation du CO2 dans les gaz<br />
fortement carbonatés. Dans<br />
ce procédé, baptisé Sprex ® CO2,<br />
la température à atteindre<br />
(de l’ordre de - 60 à - 70 °C suivant<br />
la spécification recherchée)<br />
nécessite une déshydratation<br />
préalable du gaz afin d’éviter<br />
la formation d’hydrates<br />
dans la colonne Sprex ® .<br />
Le procédé Sprex ® CO2 fournit<br />
une alternative économique<br />
aux procédés classiques<br />
utilisant des solvants ou des<br />
membranes semi-perméables<br />
pour le traitement des gaz<br />
fortement carbonatés.<br />
//. ExPErTIsE<br />
pp<br />
de plus, cette régénération peut se faire sous pression. il s’agit<br />
là d’un avantage majeur dans la perspective des nouveaux scénarios<br />
de production, fondés sur la réinjection des gaz <strong>acides</strong> <strong>com</strong>primés dans<br />
des réservoirs déplétés ou non. dans un tel schéma, les procédés à base<br />
de solvants hybrides s’intègrent parfaitement dans la chaîne d’injection<br />
du gaz acide séparé, ce qui permet d’améliorer les performances<br />
du traitement tout en réduisant la consommation énergétique totale.<br />
ces solutions sont également prometteuses pour l’extraction<br />
des mercaptans des gaz <strong>acides</strong>, qui nécessitent aujourd’hui de forts débits<br />
de solvant. La R & d de <strong>Total</strong> effectue un screening systématique des<br />
molécules intéressantes, puis vérifie l’efficacité des formulations sur<br />
un pilote en pression à Lacq. ce type de procédé peut utilement <strong>com</strong>pléter<br />
les solutions existantes en permettant de retirer les <strong>com</strong>posés rebelles aux<br />
amines, ce qui réduit la consommation énergétique totale. Par sa maîtrise<br />
de toute la chaîne de traitement des gaz, <strong>Total</strong> est à même de passer<br />
rapidement des tests à la solution industrielle.<br />
sPrEx ® , UNE rUPTUrE TECHNOLOgIqUE<br />
Les voies traditionnelles de valorisation des gaz bruts <strong>acides</strong> sont vouées<br />
à connaître des évolutions. en effet, face à un marché limité et saturé,<br />
la valorisation de l’H2s sous forme de soufre est difficile. de même,<br />
les contraintes environnementales limitent désormais le rejet dans<br />
l’atmosphère du cO2 et du sO2. Pour ces raisons, les nouveaux circuits<br />
de valorisation des gaz bruts <strong>acides</strong> conçus avec réinjection des gaz <strong>acides</strong><br />
séparés dans le sous-sol semblent aujourd’hui la voie la plus prometteuse.<br />
Pour relever ces nouveaux défis, <strong>Total</strong> a mis au point, en collaboration<br />
avec l’iFP, un procédé baptisé sprex ® . ce nouveau procédé, qui a pour cible<br />
majeure les champs de gaz hyper-<strong>acides</strong> inexploités du <strong>Mo</strong>yen-Orient<br />
faute de solution économiquement viable, permet d’étendre le domaine<br />
d’application des procédés chimiques classiques aux amines à des gaz très<br />
chargés en H2s. Mis en œuvre en amont de la chaîne d’adoucissement,<br />
Schéma fonctionnel du Sprex ®<br />
> 20 % H2s 10-12 % H2s<br />
<strong>Gaz</strong> brut acide sprex <strong>Gaz</strong> prétraité<br />
®<br />
H2S liquide<br />
<strong>Gaz</strong> acide restant<br />
Réinjection<br />
<strong>Gaz</strong> <strong>com</strong>mercial<br />
Traitement<br />
classique<br />
(ex: amine)
Schéma de procédé du Sprex ®<br />
<strong>Gaz</strong> brut<br />
<strong>Gaz</strong> prétraité<br />
Scrubber<br />
H2O<br />
Condenseur<br />
Refl ux<br />
(rectif<br />
H2O)<br />
Distillation<br />
60-70 °C<br />
Séparateur<br />
froid<br />
Rebouilleur<br />
(stripping Hc)<br />
sprex ® est une solution de séparation du H2s par distillation cryogénique.<br />
La fraction des gaz <strong>acides</strong> séparée par sprex ® est récupérée en phase<br />
liquide à haute pression (50 à 70 bar). ce fluide extrait, essentiellement<br />
<strong>com</strong>posé de H2s et contenant les hydrocarbures les plus lourds et l’eau,<br />
peut être aisément injecté par une pompe dans un réservoir géologique.<br />
Le gaz préadouci issu de l’unité sprex ® est ensuite traité par une unité<br />
amine traditionnelle de taille réduite. Bien que réclamant deux étapes,<br />
cette voie est moins coûteuse et surtout moins gourmande en énergie<br />
que son équivalent en technologie amine seule, essentiellement grâce<br />
à l’économie réalisée sur la <strong>com</strong>pression du gaz acide.<br />
Le procédé sprex ® a été validé à l’usine de Lacq, entre avril 2005 et juillet<br />
2006, sur une unité capable de traiter 70 000 m 3 de gaz brut par jour<br />
et alimentée par un effluent saturé en eau contenant entre 18 et 40 %<br />
de H2s. L’expérience acquise grâce à l’exploitation de ce pilote industriel<br />
a permis à <strong>Total</strong> de démontrer la robustesse du procédé, désormais partie<br />
intégrante du portefeuille de solutions de désacidification du groupe. nnn<br />
- 30 °C<br />
H2S liquide<br />
La gestion des<br />
licences avec l’IFP<br />
<strong>Total</strong> a confié à l’IFP le soin<br />
de gérer et de <strong>com</strong>mercialiser ses<br />
procédés d’adoucissement<br />
des gaz. Prosernat, filiale<br />
à 100 % de l’IFP, établit<br />
les dossiers de conception<br />
des unités de désacidification.<br />
sprex ® : l’unité pilote de Lacq.<br />
17
18<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
GTL et CO2<br />
Il est possible de valoriser<br />
le CO2 produit en le faisant<br />
participer à une réaction<br />
de conversion Gas to Liquids<br />
(GTL). Cette voie est explorée<br />
dans les recherches sur la filière<br />
GTL/Fischer-Tropsch, qui<br />
produit un gaz de synthèse et<br />
le transforme en hydrocarbures<br />
liquides. La présence de CO2<br />
dans le gaz alimentant le<br />
réacteur de production de gaz<br />
de synthèse permet d’améliorer<br />
le rendement carbone de la chaîne<br />
de conversion de méthane en<br />
hydrocarbures liquides.<br />
//. ExPErTIsE<br />
UNE gEsTION<br />
dUrabLE<br />
dES PROdUITS aSSOcIéS<br />
s s s<br />
<strong>Total</strong> développe des techniques spécifiques pour rendre<br />
la production des ressources <strong>acides</strong> aussi respectueuse<br />
que possible de l’environnement. L’injection constitue<br />
une solution permettant d’éviter la production de soufre<br />
et de réduire les émissions de cO2.<br />
Les filières de valorisation des gaz <strong>acides</strong> produisent des effluents<br />
concentrés en H2s, gaz mortel à de très faibles doses, et qui peuvent<br />
contenir du cO2, dont le rejet est préjudiciable à l’environnement.<br />
La gestion durable et sûre de ces gaz dits “résiduels” occupe une place<br />
prioritaire dans les actions de R & d du groupe.<br />
vaLOrIsEr LE sOUfrE<br />
Le H2s peut être valorisé sous forme de soufre par des procédés<br />
propriétaires de <strong>Total</strong>, mettant en œuvre des unités de type claus.<br />
La première phase de la réaction, thermique, permet de transformer<br />
une partie du H2s en sO2, suivant la réaction : 2H2s + 3O2 ➝ 2sO2 + 2H2O.<br />
Le sO2 produit est ensuite mis en contact avec le H2s restant,<br />
ce qui permet d’obtenir du soufre par la réaction de claus :<br />
2H2s + sO2 ➝ 3/2 s2 + 2H2O. cette voie permet de récupérer<br />
de l’énergie en quantité généralement suffisante pour alimenter<br />
les unités de désacidification du gaz dès que le ratio H2s/cO2<br />
est assez élevé. Le groupe a également développé des<br />
procédés de traitement des gaz résiduaires des usines à soufre,<br />
<strong>com</strong>me sulfreen ou les amines sélectives, et détient un savoir-faire<br />
en matière de conditionnement du soufre (technologie aquisulf<br />
pour le dégazage du soufre liquide notamment). <strong>Total</strong> maîtrise<br />
donc l’ensemble de la chaîne production, manutention, stockage<br />
et vente. À cause de la saturation, appelée à durer, du marché<br />
du soufre, de nouvelles voies de stockage du soufre ou du H2s doivent<br />
être mises en œuvre. L’injection directe des gaz <strong>acides</strong> séparés<br />
dans un réservoir déplété, option facilitée par l’utilisation du procédé<br />
sprex ® , qui permet d’extraire le H2s à haute pression, est une piste<br />
jugée prometteuse par de nombreux opérateurs. L’exploitation de<br />
cette solution nécessite une maîtrise de la corrosion et des aspects<br />
liés à l’extrême toxicité du H2s. Par ailleurs, les risques et incertitudes<br />
impliqués par le stockage géologique du H2s doivent également<br />
être totalement maîtrisés. il s’agit là de l’un des challenges majeurs<br />
des travaux de recherche engagés par le groupe sur cette thématique<br />
extrêmement <strong>com</strong>plexe.<br />
Les gaz <strong>acides</strong> séparés peuvent être utilisés pour améliorer la récupération<br />
de réservoirs d’huile (eOR), mais la mise en œuvre de cette technique<br />
nécessite une bonne connaissance du réservoir et la maîtrise de la<br />
modélisation des flux de matières, afin d’éviter le cyclage intempestif<br />
des gaz <strong>acides</strong> injectés dans les puits producteurs.
Les diff érents types de stockage géologique du CO2<br />
<br />
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<br />
Stockage <br />
de cO2 <br />
<br />
<br />
Stockage <br />
<br />
Stockage de cO2<br />
dans <br />
Stockage de cO2 en veines<br />
dans <br />
un champ <br />
de gaz <br />
<br />
<br />
de cO2 <br />
<br />
dans <br />
un <br />
<br />
un <br />
champ <br />
<br />
de pétrole <br />
avec <br />
<br />
<br />
de charbon <br />
avec récupération<br />
épuisé. <br />
<br />
aquifère salin.<br />
<br />
<br />
récupération <br />
<br />
<br />
assistée. <br />
<br />
<br />
assistée<br />
<br />
de méthane.<br />
UTILIsEr LE CO2<br />
si le cO2 issu du traitement du gaz est moins dangereux que le H2s,<br />
il participe néanmoins au processus de changement climatique.<br />
Le groupe souhaite donc en limiter le rejet direct dans l’atmosphère.<br />
dans cette optique, le cO2 peut être stocké dans des réservoirs déplétés,<br />
des aquifères salins profonds, des veines de charbon, ou utilisé pour la<br />
récupération améliorée d’hydrocarbures (eOR). L’exploration & Production<br />
de <strong>Total</strong> a mis en place en 2001 un programme de R & d dédié aux<br />
problèmes de captage et de stockage du cO2, en partenariat avec divers<br />
instituts, universités et industriels. dans ce cadre, le groupe est impliqué<br />
dans de nombreux programmes nationaux et internationaux s’appuyant<br />
sur des travaux de recherche théorique et expérimentale, des pilotes<br />
de démonstration industrielle et sur le retour d’expérience de projets<br />
dans lesquels <strong>Total</strong> a une participation. il est ainsi membre de CO2 Re<strong>Mo</strong>Ve,<br />
consortium d’industries et d’organismes de recherche qui encourage<br />
le déploiement des applications du stockage géologique du cO2 en europe<br />
et dans les pays voisins. il participe aussi au groupe de travail eNcaP<br />
(ENhanced CAPture), conduit par l’électricien suédois Vattenfall<br />
et portant sur le développement de procédés de capture du cO2 appliqués à<br />
des systèmes de production d’électricité à partir de différents <strong>com</strong>bustibles :<br />
charbon, gaz naturel ou <strong>com</strong>bustibles pétroliers. enfin, <strong>Total</strong> soutient Picoref<br />
(piégeage du cO2 dans les réservoirs en France), qui a pour objectif de<br />
préparer les démonstrations industrielles d’injection de cO2 dans le bassin<br />
parisien (gisements d’hydrocarbures et aquifères salins notamment).<br />
Plus concrètement, le groupe participe à l’exploitation du champ de sleipner,<br />
en activité depuis 1996, où le cO2 est injecté dans l’aquifère. il est aussi<br />
partenaire du projet d’injection du cO2 sur le champ de snøhvit également<br />
opéré par statoil en mer de Barents. Le cO2 sera séparé à terre dans une<br />
usine de gNL, convoyé en mer par pipeline et injecté par puits sous-marin<br />
dans les grès aquifères salins du Tubåen à 2 600 m de profondeur. <strong>Total</strong><br />
est aussi partenaire du projet de R & d sur le champ pétrolier de Weyburn,<br />
au canada, ac<strong>com</strong>pagnant la première réalisation industrielle couplant captage<br />
de cO2 et récupération assistée de pétrole. enfin, le groupe a décidé en 2005<br />
du lancement des études pour la réalisation d’un pilote de captage de cO2<br />
par oxy<strong>com</strong>bustion et de stockage dans le bassin de Lacq en France. nnn<br />
<br />
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<br />
19<br />
Cristalliser le soufre<br />
dans les réservoirs<br />
Alternative au stockage<br />
géologique du H2S, la<br />
production de soufre non<br />
plus en surface, mais dans un<br />
réservoir d’hydrocarbures<br />
déplété ayant contenu du H2S.<br />
Le principe consiste à brûler<br />
le H2S ou le soufre pour obtenir<br />
du SO2 susceptible d’être<br />
réinjecté dans le gisement.<br />
Le contact de ce fluide avec<br />
le H2S natif du réservoir<br />
provoquerait la formation d’eau<br />
et de soufre selon la réaction<br />
de Claus. Cette solution, si elle<br />
se révélait possible à réaliser,<br />
présenterait l’avantage de<br />
résoudre le problème posé<br />
par le H2S sur le long terme,<br />
le soufre, <strong>com</strong>posé solide,<br />
étant parfaitement stable.<br />
Cette option pourrait ainsi être<br />
appliquée dans des réservoirs<br />
déplétés adaptés et situés<br />
à proximité de champs<br />
de gaz <strong>acides</strong> en exploitation.
20<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
instruments de détection de gaz.<br />
//. ExPErTIsE<br />
PrOdUIrE EN<br />
TOUTE SécURITé<br />
s s s<br />
La valorisation des gaz <strong>acides</strong>, corrosifs, toxiques voire<br />
inflammables représente un challenge important pour la<br />
sécurité. avec des matériaux adaptés, des réseaux denses<br />
de capteurs et une réflexion poussée sur la modélisation<br />
des risques, <strong>Total</strong> peut produire ces ressources difficiles<br />
en toute sécurité.<br />
acteur industriel responsable, <strong>Total</strong> se doit d’assurer la sécurité de<br />
ses installations. cet impératif est d’autant plus important lorsque les<br />
processus mettent en jeu des fluides dangereux <strong>com</strong>me les gaz <strong>acides</strong>.<br />
aNTICIPEr sUr LEs sITUaTIONs dE CrIsE<br />
Évaluer les risques d’accident pour les maîtriser et diminuer la gravité<br />
éventuelle d’un événement sont deux principes maîtres de la politique<br />
de sécurité maximale mise en œuvre par <strong>Total</strong>. celle-ci se concrétise,<br />
sur tous les sites où opère le groupe, par des procédures de sécurité<br />
rigoureuses et des exercices réguliers de simulation d’accident.<br />
Les scénarios d’accident font l’objet d’analyses quantitatives de risque<br />
utilisant des outils 2d ou 3d pour affiner les simulations de dispersion<br />
des polluants et définir les zones de danger. des recherches<br />
sont en cours pour améliorer les modèles de simulation dynamique<br />
de brèche en phase dense.<br />
Un enjeu pour le Groupe<br />
Le Groupe opère dans le monde<br />
sur plus de 500 sites dits “à<br />
risques”, répondant aux critères<br />
de la directive européenne Seveso.<br />
Dans ce cadre, la politique<br />
développée par <strong>Total</strong> s’appuie sur<br />
l’évaluation par des organismes<br />
indépendants et reconnus<br />
de ses systèmes de management<br />
de la sécurité. En 2006, au niveau<br />
mondial, ce sont plus de 70 %<br />
des installations qui auront<br />
été évaluées. En interne,<br />
le Groupe s’est doté fin 2004 d’une<br />
méthodologie unifiée d’analyse<br />
des risques pour l’ensemble de ses<br />
activités dans le monde. Celle-ci<br />
a pour objectifs d’harmoniser<br />
les critères d’évaluation utilisés<br />
dans les différentes activités et<br />
d’approfondir la connaissance<br />
des risques liés aux installations.<br />
La gestion de ces crises impose<br />
de parvenir à une très bonne<br />
coordination de toutes les entités<br />
concernées et de pouvoir mobiliser<br />
rapidement un réseau pluridisciplinaire<br />
de <strong>com</strong>pétences<br />
et d’<strong>expertise</strong>s. Pour être solide<br />
et opérationnelle, l’organisation<br />
de <strong>Total</strong> se décline sur trois<br />
niveaux : niveau local (site ou<br />
filiale) pour gérer la situation sur<br />
le terrain, niveau de la branche<br />
d’activité avec la mobilisation<br />
d’une équipe pluridisciplinaire<br />
et, enfin, niveau central pour<br />
prendre les décisions à plus longue<br />
échéance et assurer les contrôles<br />
nécessaires.
1 3<br />
maîTrIsEr La COrrOsION<br />
depuis la fin des années 1950, avec la valorisation du gisement<br />
de Lacq, <strong>Total</strong> dispose d’alliages adaptés à la circulation des gaz<br />
<strong>acides</strong>. Les futurs gisements, aux fluides plus agressifs, posent<br />
de nouveaux problèmes au niveau des conduites <strong>com</strong>me au niveau<br />
des pompes. en particulier, les futurs schémas d’exploitation<br />
prévoient la réinjection des gaz <strong>acides</strong> séparés, des fluides très<br />
concentrés en H2s ou en cO2, dont le <strong>com</strong>portement à forte<br />
pression est moins bien connu. <strong>Une</strong> étude menée dans le laboratoire<br />
du groupe, qualifié pour travailler sur les gaz à forte teneur<br />
en H2s, a caractérisé la corrosivité de ces gaz sous-saturés en eau<br />
en conditions supercritiques. L’<strong>expertise</strong> de <strong>Total</strong>, qui opère sur<br />
de nombreux champs <strong>acides</strong> depuis des dizaines d’années, a pu<br />
ainsi être étendue au domaine des gaz <strong>acides</strong> en phase dense.<br />
séCUrITé : LE mONITOrINg EN TEmPs réEL<br />
en raison de la haute toxicité de l’H2s, une fuite massive de gaz<br />
acide aurait des conséquences désastreuses, tant pour les travailleurs<br />
que pour les populations environnantes. La détection de tout incident,<br />
y <strong>com</strong>pris d’une fuite minime, est donc cruciale, car l’alerte doit<br />
être donnée rapidement. Pilote dans la gestion de ce type de risque,<br />
le site de Lacq <strong>com</strong>pte environ 1 000 capteurs surveillés en temps<br />
réel et assure un monitoring des systèmes de sécurité depuis la salle<br />
de contrôle. <strong>Total</strong> a lancé des recherches sur une nouvelle façon<br />
de <strong>com</strong>biner les mesures de manière à générer une mise en sécurité<br />
automatique des installations rapide et avec une fiabilité accrue. nnn<br />
2<br />
1. et 2. salle de contrôle<br />
du site de Lacq, France.<br />
3. Le site de Lacq est pionnier<br />
en matière de gestion des risques.
22<br />
gaz <strong>acides</strong><br />
s<br />
Chiffres clés<br />
de l’Exploration<br />
& Production<br />
en 2006<br />
Effectifs : 13 624 collaborateurs<br />
(au 31 décembre 2006).<br />
Investissements :<br />
9 milliards d’euros.<br />
<strong>Une</strong> production d’huile<br />
et de gaz de 2,36 Mbep/j.<br />
Des réserves prouvées<br />
d’huile et de gaz<br />
de <strong>11</strong>,12 Gbep.<br />
Des opérations dans plus<br />
de 40 pays.<br />
1 er producteur d’huile<br />
et de gaz en Afrique.<br />
2 e producteur d’hydrocarbures<br />
au <strong>Mo</strong>yen-Orient.<br />
Partenaire dans 5 <strong>com</strong>plexes<br />
de liquéfaction de gaz assurant<br />
près de 40 % de la production<br />
mondiale.<br />
//. grOUPE<br />
TOTaL daNS<br />
lE mONdE<br />
EN 2006<br />
s s s<br />
<strong>Total</strong>, présent dans plus de 130 pays, est l’un des<br />
protagonistes les plus dynamiques de l’industrie pétrolière<br />
mondiale. Le groupe peut se prévaloir de réalisations<br />
technologiques et économiques de grande ampleur.<br />
LEs aCTIvITés dE TOTaL COUvrENT<br />
L’ENsEmbLE dE La CHaîNE PéTrOLIèrE<br />
exploration et production de pétrole et de gaz, aval gazier, trading,<br />
transport, raffinage et distribution… <strong>Total</strong> est aussi un acteur majeur<br />
de la chimie. La production 2006 de pétrole et de gaz de <strong>Total</strong> s’élève<br />
à 2,36 Mbep/j. La croissance du groupe s’appuie sur des réserves<br />
prouvées de <strong>11</strong>,12 gbep et un portefeuille d’actifs dans les grandes<br />
régions pétrolières. Leader européen du raffinage et du marketing,<br />
<strong>Total</strong> exploite en direct 13 raffineries sur les 27 dans lesquelles<br />
il a des intérêts. son réseau de plus de 16 500 stations-service est<br />
surtout implanté en europe et en afrique.<br />
dans le domaine de la chimie, <strong>Total</strong> est l’un des plus grands<br />
producteurs intégrés au monde. sa branche chimie se classe parmi<br />
les leaders européens sur chacun de ses marchés : Pétrochimie,<br />
Fertilisants et spécialités.<br />
UN sECTEUr ExPLOraTION & PrOdUCTION<br />
à La POINTE dE La TECHNOLOgIE<br />
<strong>Total</strong> est l’un des acteurs les plus dynamiques et les plus performants<br />
de l’industrie pétrolière mondiale. Porté par une exploration très<br />
active, une recherche, une <strong>expertise</strong> et des technologies de pointe,<br />
le groupe opère dans des contextes géographiques et techniques<br />
très diversifiés, et déploie une stratégie de valorisation durable<br />
des hydrocarbures dans le respect de la sécurité des hommes<br />
et de la préservation de l’environnement.<br />
Tout en œuvrant à l’optimisation des ressources conventionnelles<br />
ultimes et au prolongement de la durée de vie des champs matures,<br />
le groupe est un acteur majeur dans les technologies ouvrant l’accès<br />
aux ressources d’avenir. <strong>Total</strong> peut se prévaloir de réalisations<br />
de grande ampleur qui sont autant de preuves de sa capacité<br />
à manager technologiquement et économiquement la mise<br />
en production de gisements de grande taille, aussi bien pour le<br />
développement de champs à haute pression et haute température,<br />
l’exploitation des bruts extra-lourds, la mise en production de champs<br />
situés par grands et ultra-grands fonds que pour le transport<br />
polyphasique des effluents. nnn
Les 30 projets géants pour une croissance soutenue<br />
Diversification géographique<br />
et technique<br />
Réserves prouvées : plus de 12 ans<br />
Réserves prouvées et probables :<br />
plus de 20 ans<br />
n afrique<br />
n amérique du Nord<br />
n asie<br />
n Europe<br />
n Reste du monde<br />
n Huiles extra-lourdes<br />
n grands fonds<br />
n autres liquides<br />
n gNl<br />
n autres gaz<br />
Prévision de croissance<br />
de la production<br />
n Huiles extra-lourdes<br />
n grands fonds<br />
n autres liquides<br />
n gNl<br />
n autres gaz<br />
* Estimations dans un environnement à 60 US$/b<br />
en 2007 et à 40 US$/b à partir de 2008.<br />
Crédits photo : F. guiziou/Hémisphères, Photodisc, dR/<strong>Total</strong>, castano, m. dufour et m. Roussel pour <strong>Total</strong> – Infographies : Idé, <strong>Total</strong> –<br />
Conception-réalisation : – Impression : <strong>com</strong>elli – © <strong>Total</strong> – mars 2007.<br />
23
. COLLECTION savOIr-faIrE<br />
Huit domaines d’<strong>expertise</strong> pour prolonger la durée de vie<br />
des ressources d’hydrocarbures<br />
TOTAL S.A. Capital social : 6 062 232 950 euros - 5<strong>42</strong> 05<strong>11</strong>80 RCS Nanterre<br />
Exploration & Production - Paris<br />
2, place de la Coupole - La Défense 6 - 92400 Courbevoie Cedex - France<br />
Tél. 33 (0)1 47 44 45 46<br />
Exploration & Production - Pau<br />
Avenue Larribeau - 64018 Pau Cedex - France<br />
Tél. 33 (0)5 59 83 40 00<br />
www.total.<strong>com</strong><br />
À paraître