Le subsea et les nouveaux défis technologiques

La stratégie actuelle de Petrobras, qui prévoit d’investir toujours plus dans les systèmes de production et de traitement sous-marins, ouvre la voie à l’installation au Brésil du premier réseau sous-marin de distribution d’énergie, le Subsea Power Grid. L’utilisation de moteurs électriques permettant de mettre en action des équipements sous-marins tels que des pompes ou des séparateurs de liquides sera rendue possible. Siemens prévoit de présenter une offre prochainement, qui pourrait servir dans le cadre du Pré-Sal.

Actuellement, les systèmes de production sous-marins du pays font appel à des équipements mécaniques actionnés grâce à la force hydraulique. Quelques rares systèmes de contrôle fonctionnent électroniquement, mais utilisent une faible puissance électrique. Cependant, le plan technologique de Petrobras prévoit d’installer des pompes, des séparateurs et des compresseurs de 3MW en 2015, et allant jusqu’à 10 MW en 2018.

Dans les plans de Siemens, le système Subsea Power Grid est alimenté par une plateforme de production d’énergie localisée en mer ou sur terre. La configuration idéale sera déterminée en fonction de la distance de transmission et de la disponibilité énergétique des plateformes offshore.

Dans le cadre du Pré-Sal, la production d’énergie sur terre n’est pas la meilleure option. En effet, du fait de l’éloignement des champs, il serait dans ce cas nécessaire de transporter l’énergie électrique en courant continu et sous de très hautes tensions, pour ensuite la convertir, sur une plateforme, en courant alternatif et sous plus basse tension, avant de pouvoir l’utiliser dans le réseau sous-marin. Si l’énergie est produite en mer, à un maximum de 50 kilomètres du puits, il est possible de la transporter en courant alternatif directement, et il suffira alors d’en réduire la tension.

Le modèle devrait être prêt en 2013. Parmi les principaux défis, il est nécessaire de développer des components électriques capables d’opérer dans des eaux d’une profondeur de 3000 mètres. Le processus inclut la compensation entre les pressions internes et externes, et le scellage des équipements.

Ces nouveaux équipements pourraient également être utilisés pour transférer, vers une plateforme proche, la production de pétrole des champs au sein desquels l’installation d’une plateforme n’est pas rentable économiquement. En fonction de la distance, la pression du puits pourra se révéler insuffisante pour acheminer la production, et des pompes électriques devront alors être installées, alimentées par l’énergie générée sur la plateforme.

En ce qui concerne les unités du Pré-Sal, qui utilisent de nombreux compresseurs, une puissance additionnelle sera surement nécessaire. Comme l’explique le directeur de la division Oil & Gas de Siemens, Welter Benício, le concept ne fonctionnera pas si la plateforme FPSO ne génère pas d’énergie en surplus.

Le système “classique” permettant d’alimenter une telle unité sous-marine comprend un transformateur sous-marin de 72/36 kV ou 36/6 kV, selon la tension de transmission (72 kV ou 36 kV), des disjoncteurs tri-phasiques de 36 kV ou 6 kV, et des inverseurs (VSDs) de 36 kV ou 6 kV connectés aux moteurs. Dans un premier temps, le système peut comprendre 4 VSDs qui alimentent 4 moteurs électriques, produisant 5 MW chacun, soit 20 MW par système. Cette puissance est suffisante pour permettre l’action des pompes sous-marines (jusqu’à 1 MW), des compresseurs sous-marins (de 3 à 12 MW) et des pompes multiphasiques (de 3 à 5 MW). Les systèmes incluent même un module d’instrumentalisation sur la plateforme qui permet la gestion et le contrôle des équipements à distance. En fonction de la tension de transmission (36 kV ou 72 kV), le réseau peut alimenter des systèmes sous-marins situés à une distance de la plateforme allant de 10 à 50 kilomètres.

La fiabilité est un autre paramètre à prendre en compte pour le développement de ce réseau, qui prévoit des composants d’une durée de vie de 30 ans, avec des opérations de maintenance dès la 5ème année. Benício souligne le fait que l’état des composants sera contrôlé régulièrement, ce qui permettra d’anticiper les problèmes et d’allonger leur durée de vie.

Pour ce qui est de l’installation du système, le transformateur sera connecté au tube en amont de l’opération, tandis que les disjoncteurs et les inverseurs y seront connectés sur place, au fond de la mer, grâce à l’utilisation de ROV. De cette façon, les connecteurs et les techniques de connexion seront également adaptés à ce nouveau milieu.

Le projet implique deux entreprises récemment acquises par Siemens, Poseidon et Bennex, spécialisées en ingénierie sous-marine et qui travaillent déjà sur la compensation et la « marinisation » des équipements.

Aucun autre projet de la sorte n’existe aujourd’hui. Des systèmes de transformateurs sous-marins sont en cours de développement pour les blocs du Golfe du Mexique Jack-Saint Malo, de Chevron, et Julia, d’Exxon, dans des eaux d’une profondeur de 2000 m, mais les VSDs seront localisés sur la plateforme. Dans ce cas également, les transformateurs et les VSDs seront fournis par Siemens.

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