La production pétrolière et gazière offshore représente une part importante de l’infrastructure énergétique de nombreux pays, mais ces opérations sont en elles-mêmes gourmandes en énergie, avec des besoins en énergie sur site pouvant atteindre plusieurs centaines de mégawatts pour des plates-formes plus grandes et plus complexes.
Pour la plupart, les plates-formes offshore brûlent du diesel ou du gaz, alimentant des moteurs diesel ou des turbines à gaz pour faire fonctionner leurs machines. À bien des égards, cela semble la voie naturelle à suivre – si une plate-forme offshore se trouve sur un important champ de gaz producteur, pourquoi ne pas l’utiliser pour entraîner des turbines à gaz locales?
Turbines à gaz sur site: un statu quo inefficace
Bien que la combustion locale du gaz semble être la solution de bon sens pour répondre aux besoins en énergie de la plate-forme, elle n’est guère idéale. Comme l’a expliqué Rahul Chokhawala, spécialiste du transport d’énergie anciennement chez ABB Process and Automation et maintenant responsable de la stratégie pour le courant continu haute tension (HVDC) chez GE Global Research, dans un article de 2008, les turbines à gaz à cycle simple habituellement utilisées sur les plates-formes offshore sont inefficaces du point de vue financier et environnemental.
« Les GT à cycle simple ont une efficacité de conversion d’énergie remarquablement faible, en particulier lorsqu’ils fonctionnent à une capacité inférieure à la pleine capacité, ce qui est souvent le cas », a écrit Chokhawala. « La meilleure efficacité opérationnelle de la génération GT est de l’ordre de seulement 25 à 30%A Une plate-forme d’une capacité de production de 100 MW rejetterait généralement plus de 500 000 tonnes de CO2 par an, associées à l’émission d’environ 300 tonnes d’oxyde d’azote, un gaz corrosif pour l’environnement et la santé des personnes. »
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Compte tenu du coût environnemental de fonctionnement des turbines à gaz et du coût financier de leur exploitation et de leur maintenance, la perspective d’un système d’alimentation électrique alternatif utilisant l’énergie générée à terre et transférée vers une plate-forme offshore via des câbles de transmission sous-marins attire l’attention en tant qu’option, voire exigence.
Les marins ont toujours parlé de mauvaises choses qui se cachent dans les brumes, et même si les légendes ne sont peut-être pas beaucoup plus que des contes, la possibilité de brumes inflammables est trop réelle..
Norvège: pionnier de l’énergie offshore
Bien que le concept d’énergie depuis le rivage n’ait pas encore été largement adopté dans le secteur offshore, ce n’est pas une idée nouvelle. En tant que pays abritant sans doute l’industrie pétrolière et gazière offshore la plus avancée au monde, il n’est pas surprenant que la Norvège ait été pionnière dans ce domaine.
En plus de la vaste expertise de la Norvège en matière de technologie offshore, son mix énergétique terrestre, dominé par les énergies renouvelables, convient parfaitement à l’énergie à quai, comme l’explique Pia Martine Gautier Bjerke, responsable de la communication environnementale de l’Association norvégienne du pétrole & Gas. « En général, la Norvège dispose de beaucoup d’hydroélectricité, et la production à terre sera donc dans certains cas un choix raisonnable du point de vue climatique », dit-elle.
Le pays a maintenant réalisé plusieurs projets d’électricité depuis le rivage en mer du Nord, avec la participation constante de la centrale électrique suisse ABB. Les sites de production offshore qui ont mis en œuvre une alimentation électrique à terre en mer du Nord norvégienne au cours des six dernières années démontrent à la fois le transport d’électricité en courant alternatif et en courant continu, les deux options disponibles pour réaliser le concept. AC tend à être un choix moins efficace sur de longues distances en raison de sa susceptibilité aux pertes de ligne, mais peut être efficace sur des distances relativement courtes.
La transmission à courant alternatif a été utilisée pour fournir de l’énergie terrestre à la plate-forme de Gjøa de la compagnie pétrolière nationale Statoil, située à seulement 98 km de la côte norvégienne. Le système d’alimentation à terre de la plate-forme a été achevé par ABB en août 2010, mais le saut relativement court de la côte à la plate-forme n’a pas exclu des défis, ABB citant les contraintes environnementales constantes auxquelles les câbles sous-marins doivent résister, ce qui a nécessité un système de résistance à la fatigue sur mesure pour le câble dynamique transportant de l’énergie les derniers 1,5 km en eau libre jusqu’à la plate-forme.
Les projets d’alimentation à quai à plus longue distance nécessitent généralement une transmission d’énergie en courant continu, qui a été utilisée pour le champ de Valhall de BP, qui a achevé un projet de réaménagement à grande échelle en janvier 2013. Le projet a introduit un système d’alimentation à terre pour « rendre les émissions directes dans l’air du champ de Valhall proches de zéro », selon la société. Un câble HVDC de 294 km transfère désormais l’électricité d’une sous-station de Lista, sur la côte sud-ouest de la Norvège, à la plate-forme, où elle est reconvertie en courant alternatif par une usine spécialisée sur place.
L’électrification d’Utsira High
Un développement plus récent dans la poussée continue de la Norvège pour étendre l’alimentation électrique à terre dans son secteur offshore illustre à la fois l’engagement du pays à minimiser les émissions des plates-formes et l’équilibre entre les facteurs environnementaux et économiques qui régissent sa mise en œuvre.
La haute région d’Utsira, également connue sous le nom de hauteur d’Utsira, se trouve au fond de la mer du Nord, près de la frontière norvégienne avec les eaux britanniques, et est l’un des sites de production de pétrole et de gaz les plus excitants de Norvège, en particulier depuis la découverte par Statoil de l’immense champ Johan Sverdrup, qui à son apogée produira jusqu’à 660 000 barils de pétrole par jour et devrait maintenir sa production jusqu’en 2050.
Statoil étudie depuis plusieurs années la possibilité d’une alimentation à terre à Johan Sverdrup, et même dans la grande région d’Utsira, y compris les champs d’Edvard Grieg, Ivar Aasen et Gina Krog. Le concept proposé par Statoil consiste en deux câbles à courant continu parallèles transmettant l’électricité des installations de Kårstø à Utsira High, à 200 km de là, Johan Sverdrup, le plus grand des quatre nouveaux développements, servant de centre d’alimentation électrique pour la zone environnante.
Bilan coût/climat: le débat d’Utsira High
En mai 2014, le Parlement norvégien a accéléré de manière inattendue le calendrier d’électrification d’Utsira High lorsqu’il a présenté une proposition visant à exiger que les opérateurs d’Utsira High utilisent l’énergie terrestre dès le démarrage de la première phase de production de Johan Sverdrup en 2019, incitant Statoil et d’autres partenaires de l’industrie à faire valoir qu’ils auraient du mal à livrer cela rapidement sans retards de développement majeurs. Les actions de Statoil, ainsi que les autres opérateurs d’Utsira High Lundin et Det norske, ont immédiatement commencé à vaciller.
En 2013, le spécialiste des équipements et services pipeliniers T.D. Williamson a dû se mobiliser plus rapidement que jamais.
La proposition reflète la nature fragmentée du Parlement norvégien, la coalition Parti conservateur/Parti du progrès au pouvoir ne pouvant résister à un appel uni des partis d’opposition, y compris les Travaillistes, la Gauche socialiste et les démocrates-chrétiens, à intensifier et à formaliser l’exigence d’électrification. Alors que Statoil a averti qu’un retard d’un an entraînerait une perte de valeur avant impôts de 20 milliards de NOK (3 NO).4 milliards), les politiciens parlaient dur et une impasse semblait de plus en plus probable.
« Nous disons au gouvernement d’exiger une solution globale qui englobera tous les besoins en électricité de la région », a déclaré le député du Parti travailliste Terje Aasland lors d’une conférence de presse, rapportée par Reuters. « Nous sommes tout à fait certains que cela peut se produire sans causer de retards. »
Au cas par cas: l’avenir de l’alimentation électrique terrestre
Heureusement pour l’industrie, les têtes plus froides ont prévalu au Parlement, où en juin, les parties ont convenu d’une date limite révisée de 2022 pour la pose des câbles CC, ce qui a permis à Statoil et à ses partenaires de développer et de mettre en œuvre l’initiative Utsira High. Néanmoins, cette vague de discussions soulève des questions sur l’avenir de l’alimentation électrique terrestre pour les installations offshore et sur la nécessité de la déployer plus énergiquement avec l’aide de la législation des États.
Bien que les économies de carbone de l’alimentation électrique à terre ne soient pas en cause – la Direction norvégienne du pétrole a estimé que cela pourrait réduire les émissions de CO2 du pays jusqu’à un million de tonnes chaque année – Bjerke souligne la position de l’Association norvégienne du gaz pétrolier & selon laquelle la mesure devrait être appliquée au cas par cas, et non idéologiquement. La pertinence de la technologie d’alimentation électrique réduisant le carbone pourrait dépendre de toute une série de facteurs, notamment la distance par rapport au rivage, les conditions marines, la maturité technologique et la capacité de la production d’électricité à terre de répondre à un autre bloc important de la demande.
« La Norwegian Oil & Gas Association est favorable à l’alimentation à terre lorsque c’est la meilleure solution d’alimentation pour le champ spécifique », explique Bjerke. « Cependant, nous pensons qu’il s’agit d’une décision qui doit être prise pour des raisons économiques, compte tenu de l’aspect coût / bénéfice climatique. La nouvelle exigence proposée pour les producteurs dans la hauteur d’Utsira est arrivée à un stade précoce du processus – et n’était pas prévue avant l’année prochaine, lorsque le plan de développement et d’exploitation sera examiné par le Parlement. Nous sommes critiques envers la procédure inhabituelle du Parlement concernant Utsira, et notre position est que les politiciens doivent assurer un cadre prévisible pour l’industrie dans les années à venir, comme ils l’ont fait au cours des 40 années qui nous attendent. »
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