Feuilletable supplément panorama 2016

Hors-série Innovation hors-série innovation / PanoraMa déceMbre 2016 issn : 1622-1036

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➔ Interview : Laurent Decoret, VP Technologies Subsea de Technip p. 4

/ Panorama

➔ Interview : Elodie Morgan et Habib Al Khatib de SpotLight p. 8

➔ Marché : L’année 2017 sera-t-elle celle du rééquilibrage ? p. 18

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04 © OPEP

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édito

Pas une option, une nécessité

innovation

04 - Interview - Laurent Decoret, vice-président Technologies Subsea de Technip 08 - Interview - Elodie Morgan, Géophysicienne R&D et Habib Al Khatib, fondateur de SpotLight 12 - Tribune - Des plateformes pétrolières aux plateformes numériques 14 - Numérique - Air Liquide va se connecter à l’usine du futur 16 - Focus - Le programme CITEPH élargit son périmètre d’actions

panorama

18 - Marché - L’année 2017 sera-t-elle celle du rééquilibrage ?

22 - Tribune - L’Arabie saoudite sous-estime le pétrole de schiste 24 - Industrie - Filière parapétrolière : les principaux résultats de l’enquête d’Evolen

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Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

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édito

Pas une option, une nécessité «

L’

innovation n’est pas une option mais une nécessité », affirmait Patrick Pouyanné, le p-dg du groupe Total, lors de son discours de clôture des Journées annuelles 2016 organisées par Evolen*. Une conviction partagée et exprimée par l’ensemble des dirigeants des entreprises de la filière parapétrolière et paragazière présents à l’événement.

Dans un contexte de marché particulièrement contraint par déjà deux années successives de prix bas du baril et de baisse des investissements dans l’E&P, l’innovation est un levier puissant pour renforcer l’efficacité opérationnelle et réduire les coûts des projets.

C’est d’ailleurs grâce à l’intégration de technologies innovantes, dans un design optimisé, que Total a pu diviser par deux les capex du projet Zinia 2, dans l’offshore profond en Angola.

Au-delà d’une avancée technique, « les développements technologiques doivent désormais être impérativement liés à une réduction de coûts », insiste de son côté Laurent Decoret, vice-président Technologies Subsea de Technip (lire notre entretien, page 4).

C’est résolument dans cet esprit que la start-up SpotLight, lauréat du Prix de l’Innovation 2016 d’Evolen, a développé une solution sismique de suivi de la production particulièrement disruptive (lire notre entretien, page 8).

Alors que les pays producteurs Opep et non Opep se sont entendus sur une réduction de leur niveau de production à partir du 1er janvier 2017, laissant espérer à terme une remontée des prix et plus de visibilité pour les acteurs du marché (lire page 18), les efforts de R&D engagés par l’ensemble de la filière pétrolière et gazière constituent un atout essentiel pour la compétitivité des futurs développements dans l’amont. n eric saudemont, Rédacteur en chef * qui se sont déroulées les 19 et 20 octobre 2016

Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

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innovation interview

« Les développements technologiques doivent être associés à une réduction de coût »

Rééduire de moitié le poids du flexib ble PGi : Quels sont aujourd’hui les enjeux de l’innovation dans le domaine du subsea ?

Ld : Les développements technologiques

plus optimisées. Par exemple, un tel flexible évite l’utilisation de modules de flottaison qui sont coûteux en achat et en temps passé pour la pose. Donc lorsque l’on prend en compte le coût complet de la solution installée, les flexibles à armures composites deviennent plus compétitifs.

© Technip

Pétrole et Gaz informations : comment l’innovation dans le domaine du subsea peut-elle participer à la maîtrise et à la réduction des coûts opérationnels des projets ?

Laurent decoret : L’innovation dans le domaine du subsea est cruciale pour répondre au challenge que représente l’optimisation des Capex et des Opex.

Nous travaillons, par exemple, sur des solutions qui permettent de réduire le coût des conduites flexibles. Nous avons ainsi qualifié récemment un nouveau grade de polymère qui ne modifie pas les capacités du produit final mais dont le coût est de 6 à 20 fois moins cher, selon les conditions d’opérations, que les grades alternatifs que l’on pouvait utiliser jusqu’à présent. Nous travaillons également à faire évoluer les façons de développer les infrastructures de champs. Par exemple, la combinaison des technologies du SURF(1) avec la partie SPS(2) dans une approche plus holistique, peut permettre d’apporter des solutions très concrètes pour réduire les coûts des architectures sous-marines. Enfin, des technologies comme le chauffage actif par traçage électrique deviennent particulièrement pertinentes, car on dispose ainsi d’une conduite qui permet d’agir sur le fluide de production en chauffant pour le maintenir à des températures optimum afin d’éviter la formation des hydrates en particuliers dans les modes transitoires lors d’un arrêt de production.

n Laurent Decoret, vice-président Technologies n Subsea de Technip.

ne doivent pas simplement représenter une avancée technique, mais ils doivent désormais être impérativement associés à une réduction de coût. Par exemple, nous avons qualifié des armures en matériaux composites pour remplacer les armures en acier de nos flexibles. Grâce aux matériaux composites, on peut ainsi réduire de moitié le poids du flexible pour les applications grande profondeur.

De plus, ces matériaux composites sont aussi plus performants mécaniquement et ils ne sont pas affectés par les problèmes de corrosion. Bien qu’en comparaison directe les armures composites restent encore plus coûteuses que les armures aciers, elles permettent d’avoir des configurations installées qui sont

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PGi : vous avez développé une technologie de « couverture chauffante » pour les conduites non dotées d’un système de chauffage par traçage électrique. Quel est son usage ?

Ld : C’est un développement que nous avons pu réaliser grâce à notre expertise acquise dans la qualification de l’ETH (electrical trace-heated) Pipe-in-pipe qui est dédiée aux nouveaux développements de champs. Nous avions vu l’intérêt de pouvoir également déployer cette capacité de chauffage actif pour des champs existants et donc sur des pipelines qui n’en sont pas dotés. La « couverture chauffante » intégrant des câbles de traçage électrique vient recouvrir la conduite. Le traitement des données de température mesurées par des fibres optiques incorporées dans la couverture permet de détecter où se trouve le bouchon d’hydrates qui empêche l’écoulement des hydrocarbures. Il ne reste plus qu’à lancer la séquence de chauffe qui permet de résorber ce bouchon graduellement, de façon contrôlée, pour déboucher le pipeline. Cette technique peut également être très pertinente pour des nouveaux champs, mais dans une philosophie un peu différente. En effet avec la « couverture chauffante », on dispose d’un système d’intervention qui permet d’optimiser dès la conception le niveau d’isolation requis pour une nouvelle conduite de production sans nécessairement chercher à adresser tous les scenarios de production les plus sévères durant

la durée de vie du champs. Cette approche peut donc permettre de réduire de façon significative le Capex.

Cet équipement est en cours de développement. Un pilote devrait être mis en place en 2017 et nous visons une validation en 1er semestre de 2018 puis un lancement commercial.

Rend e dre nos produits et solutions plus smaartss PGi : Les technologies du digital sont amenées à prendre une place de plus en plus importante dans l’e&P, et donc dans le domaine du subsea. technip a développé une solution de gestion de l’intégrité des risers flexibles appelée morphopipe. comment fonctionne ce système ?

Ld : Grâce à des capteurs insérés dans la

partie critique d’un flexible, on dispose en temps réel et en continu de la mesure de la courbure exacte de cette conduite.

Cela permet non seulement de détecter un problème, mais, ce qui est encore plus intéressant, de connaître les charges auxquelles est soumis le flexible et ainsi déterminer le niveau de fatigue qui a été consommé. On peut alors anticiper des actions correctives, voire un changement de l’équipement. De plus, dans le cas où l’opérateur peut être intéressé à allonger la durée de vie d’une infrastructure, ce type de technologie permet d’évaluer la durée de vie restante d’un riser. D’ailleurs, au-delà de la question de l’intégrité des infrastructures, l’intégration de capteurs dispersés le long des conduites permet de combiner des mesures de température et de pression temps réels à des outils de simulation puissants et ainsi de fournir à l’opérateur des informations à forte valeur ajoutée pour le suivi de la

© Technip

n L’optimisation des configurations installées est l’un des axes de R&D de Technip. Ci-dessus : le navire de pose de conduites n (PLSV, Pipelay Support Vessel) Skandi Açu, mis en service au Brésil en août 2016.

production. Celui-ci a ainsi une vue complète sur l’ensemble de la conduite et, plus largement, sur l’ensemble des performances de production du champ et il peut donc les ajuster au mieux.

PGi : technip a signé en juin 2016 avec Ge un protocole d’accord qui vise à déployer des solutions digitales dans le domaine du GnL (encadré page 6). une démarche semblable est-elle envisageable dans celui du subsea ?

Ld : Le déploiement de solutions digitales est bien évidemment tout à fait pertinent dans le domaine du subsea. C’est un des axes sur lesquels Technip, et plus encore Technip-FMC dans quelques mois, est fortement mobilisé. FMC Technologies a lancé également plusieurs initiatives sur ce thème, notamment des solutions de CPM (condition and performance monitoring) qui permettent de s’assurer du bon fonctionnement d’un équipement afin de

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innovation interview

n La « couverture chauffante » intégrant des câbles de traçage électrique vient recouvrir la conduite.

Des solutions digitales qui créent de la valeur Élaborer des solutions digitales pour l’industrie du GNL, en particulier les phases de conception et de construction des projets de gaz naturel liquéfié, tel est objet du protocole d’accord signé par GE Oil & Gas et Technip à l’occasion de l’évènement GE Minds + Machines qui s’est tenu le 14 juin 2016 à Paris. Les deux entreprises collaboreront afin d’évaluer l’application de solutions digitales dans les domaines de l’ingénierie, la construction, la mise en service, le démarrage et l’exploitation des installations de GNL, précisent-elles dans un communiqué commun. Les solutions développées reposeraient sur Predix, le système d’exploitation pour l’internet industriel conçu par GE. « Nous entrons dans ce partenariat avec le même esprit pionnier qui nous animait il y a 50 ans, lors de la construction de la première usine de GNL au monde par Technip », souligne Nello Uccelletti, président Onshore Offshore, de Technip, dans le communiqué déjà cité. « Ensemble, avec GE Oil & Gas, nous souhaitons développer des solutions digitales qui créent de la valeur, et ce, tout au long de la durée de vie d’un projet. Ce partenariat résulte de l’engagement sans faille de Technip en faveur de l’innovation et de la technologie, qui sont au cœur de l’optimisation des développements pétroliers et gaziers. Comme nous l’avons fait il y a 50 ans, et comme nous le faisons actuellement dans le secteur du FLNG, nous sommes convaincus que ce partenariat marquera une avancée déterminante pour l’industrie du GNL ».

© Technip IIlustration ETH Blanket

lourde, ce qui optimise l’ensemble de l’équipement. On met ainsi en place un cercle vertueux qui permet de réduire tout à la fois la taille, le poids et les coûts des équipements. C’est un avantage qu’un ensemble comme Technip-FMC pourra proposer quand le développement combiné SURF-SPS sera dans un même package.

détecter le plus tôt possible des événements qui pourraient amener à terme un problème et qui nécessitent donc une intervention.

PGi : dans le cadre du rapprochement technip-Fmc, qui doit être finalisé au début de 2017, quels sont les autres sujets d’innovation pertinents ?

Ld : La complémentarité des technologies du chauffage actif et du subsea processing est évidente et lorsque l’on prend en compte cette complémentarité dès la phase de conception d’un projet, on peut vraiment optimiser cette combinaison pour la rendre la plus efficace possible d’un point de vue des Capex et des Opex.

Bien évidemment, c’est une démarche qui est plus complexe à mettre en œuvre si l’on appréhende ces technologies de manière séparée.

Un autre sujet plus direct et plus pragmatique concerne les interfaces de connexion. Aujourd’hui, le fournisseur SPS fournit avec le manifold le système de connexion automatique spécifique qui nécessite une interface pour connecter un jumper ou une conduite flexible.

Si on appréhende cette question dès la phase de conception, de façon combinée, on peut directement intégrer le connecteur dans la terminaison du flexible. On obtient ainsi une solution non seulement beaucoup plus compacte, et donc moins coûteuse en termes d’achats matière, mais également moins

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PGi : sur quels domaines scientifiques êtes-vous le plus attentifs ?

Ld : La science des matériaux est bien évidemment un domaine clé. Nous sommes également très attentifs aux possibilités offertes par les additifs nanomatériaux qui peuvent venir renforcer les performances mécaniques ou les performances thermiques d’un polymère par exemple. A plus long terme, les nanotechnologies pourraient rendre possible le développement de capacités d’autoréparation.

Plus globalement, l’un des axes essentiels dans notre démarche d’innovation est de rendre nos produits et nos solutions plus « smarts ». C’est-à-dire de leur donner la capacité de faire remonter de l’information sur leur état de santé ou sur le produit transporté, que ce soit via des capteurs embarqués ou intégrés dans le matériau lui-même, par exemple de la fibre optique ou des MEMS (Microelectromechanical systems).

On peut notamment utiliser l’effet piézoélectrique de certains plastiques pour détecter un événement. L’ensemble des données recueillies sur les équipements permettent d’alimenter des systèmes de data analytics qui nous aident à comprendre les flux de production ou le vieillissement des matériaux, et ainsi optimiser la production et la maintenance, assurer l’intégrité de l’infrastructure du champ et minimiser les arrêts non planifiés. n Propos recueillis par éric saudemont

&(1) Subsea Umbilicals Risers Flowlines (conduites dynamiques et statiques sous-marines et ombilicaux) (2) Subsea Production System (équipements de production immergés)

Équipements Éq É uip ip pem n s et e procédés p

hydrauliques hy h yd dra aul uli lliq li iiq q es

De la co D conception o tio ti o à la a qualification, l’expertise d du Cetim est es st à votre v e service er ce e: P M Mod Modélisation odé od él tion él o numérique des écoulements – CFD : fluides id s m monophasiques et multiphasiques

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innovation interview

« Développer la solution de mesure sismique la plus légère au monde »

Pétrole et Gaz informations : a quelle problématique répond la solution développée par spotLight ?

Habib al Khatib : Notre solution permet d’optimiser à la fois la production et l’investissement en production pétrolière.

C’est un outil de décision qui apporte des améliorations sur trois points décisifs : le taux de récupération des puits, l’impact environnemental et la simplification du processus de décisions opérationnelles.

Contrairement aux technologies de duplication des images 3D dans le temps, utilisée traditionnellement pour faire le suivi de la production dans le sous-sol, notre technologie se concentre uniquement sur la détection de l’information utile, en temps réel. Nous disons que c’est la solution de mesure sismique la plus légère au monde puisqu’elle n’utilise qu’un seul couple source-récepteurs, au lieu de millions de capteurs et de sources dans le sol pour obtenir une image 3D avec à la clef une réduction drastique du coût de la solution. Elle repose sur deux innovations majeures : l’identification d’un spot d’intérêt, là où l’information de détection sera la plus utile, et l’exploitation des données existantes pour trouver l’optimum de placement pour positionner ce couple source-récepteur.

PGi : comment est née l’idée de développer cette solution ?

HaK: Ayant été en charge pendant trois ans du développement et de la commercialisation des solutions de Permanent Reservoir Monitoring (PRM) au sein de CGG, j’avais pu constater que, malgré la qualité de l’information technique obtenue grâce à ce type de solutions, ce marché n’a jamais réussi à décoller. Cela a été pour moi une grande frustration car la

n Elodie Morgan, Géophysicienne R&D n et Habib Al Khatib, fondateur de SpotLight.

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Lauréat du Prix de l’Innovation 2016 d’EVOLEN, la start-up SpotLight a développé une solution sismique de suivi de la production pétrolière particulièrement disruptive. Contrairement aux solutions traditionnelles qui reposent sur l’imagerie 3D, cette innovation, baptisée « SpotDetection », se concentre sur l’acquisition, en temps réel, d’une information focalisée pour chaque zone critique d’un réservoir.

valeur réelle de ces solutions de PRM n’était pas perçue par le client compte tenu notamment de leur coût de mise en œuvre qui nécessite le déploiement, de manière permanente, d’une multitude de sources et de récepteurs sismiques.

L’ensemble de ces solutions peinent aujourd’hui à trouver des débouchés commerciaux.

Par ailleurs, les solutions existantes de PRM donnent une information trop riche et trop dense pour être gérée au jour le jour efficacement et utilement par les experts en charge de la production. J’ai alors imaginé que si l’on était capable de donner une information centrée sur quelques points d’intérêts seulement, ce que l’on appelle des « spots », cette information serait suffisante pour valider ou invalider un scénario de production et prendre les mesures correctrices au bon moment. Les cinq compagnies pétrolières que nous avons consultées sur ce sujet ont toutes validé ce raisonnement.

PGi : c’est une approche réellement nouvelle… élodie morgan : L’innovation de notre solution réside dans sa capacité à

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détecter dans un seul point d’intérêt les effets de production. Nous nous sommes éloignés des concepts de l’image géophysique pour nous centrer sur cette valeur de l’information. Pour détecter un changement en un seul point du sous sol, il nous suffit d’un seul couple sourcedétecteur à la place de centaines de milliers voire de millions de couples sourcedétecteur nécessaire à l’imagerie. Nous brisons un peu les codes traditionnels de la sismique puisque nous ne réalisons pas une image mais une détection.

PGi : comment déterminez-vous la position optimale du couple sourcedétecteur ? em : Nous exploitons pour cela la première image sismique réalisée lors de la phase d’exploration et qui est une véritable mine d’information. Grâce aux données de cette image, on va pouvoir remonter à la position de la source et du récepteur qui a été le plus pertinente pour ce point critique. C’est dans cette démarche originale que se trouve le cœur de l’innovation de SpotLight. Pour affiner encore cette position optimum, on peut prendre également en compte les paramètres pétro-élastiques, c’est-à-dire le changement attendu. Nous appelons cette recherche d’optimum le « renversement de l’image » car plutôt que de construire l’image du haut vers le bas,on part du spot d’intérêt pour remonter à la position optimale du matériel en surface.

PGi : cette innovation n’est donc possible que parce que l’on a une première image sismique ?

HaK : En effet, et plus cette première image sismique sera de bonne qualité, plus le positionnement sera pertinent.

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n Cas pratique : la détection de changement à quatre spots d’intérêt (à gauche) est suffisante pour prendre les bonnes décisions opérationnelles n (à droite). Dans ce cas : réduire l’injection au nord-est pour éviter une arrivée d’eau précoce.

PGi : Quelle est la mise en œuvre de la solution de la spotdétection par rapport à une solution traditionnelle ? em : La première étape consiste à identifier, avec le client, le ou les spots d’intérêt critiques dont la détection est critique pour la production. A partir de ces spots, nous déterminerons l’emplacement optimal du couple source-récepteur. Une fois réalisée cette étape du « renversement de l’image », on installe les équipements d’acquisition des données qui vont émettre en continu. Le volume de données acquises étant très faible par rapport à une acquisition sismique complète, on peut transmettre et traiter ces informations en temps réel. Le client reçoit immédiatement l’information de détection sous la forme d’une alerte ce qui lui permet de prendre rapidement les décisions correctrices pour optimiser sa production. Bien évidemment, ce pro-

n Vue d’artiste de la SpotDetection : schéma avec la position optimale de la source et du récepteur n puis transfert en temps réel des données pour détecter un changement au spot d’intérêt. cessus n’est pas possible avec des systèmes d’acquisition non permanents.

PGi : Quel est votre modèle d’affaires ?

HaK : Nous allons proposer une offre commerciale basée sur la détection du spot d’intérêt. Nous estimons que la mise en œuvre de notre solution coûtera entre 100 et 1000 fois moins cher que pour une solution classique même si notre solution peut coexister avec ces dernières. Nous pouvons également assurer le suivi des actions correctrices engagées par l’opérateur et accompagner ainsi les ingénieurs réservoirs dans le suivi de l’évolution de leurs scénarios. Aujourd’hui les solutions de monitoring classiques fonctionnent sur

© SpotLight

Nous n’ajoutons pas d’incertitude aux modèles existants puisque nous utilisons la sismique qui a permis de construire ces mêmes modèles de production. Notre solution va « écouter » en permanence ce qui se passe dans le spot d’intérêt sur une échelle de temps très courte, de de quelques jours à quelques mois, et dès lors que l’on constate les prémices d’un changement, et si ce mouvement se maintient dans le temps, on peut valider et confirmer la détection.

des contrats pluriannuels. Compte tenu de notre technologie, nous proposerons des offres sur une période de 0 à 3 mois.

Dans le cas de monitoring HSE, la durée peut être plus longue puisque l’on travaille sur des problématiques de sécurité. Nous pouvons intervenir extrêmement rapidement (en quelques jours) pour fournir les premières détections. Aucun système sismique ne peut opérer avec une telle rapidité.

PGi : Quels sont les autres atouts de la spotdétection, selon vous ? em : Contrairement aux solutions types jauge de pression ou 4D VSP (1), la SpotDétection n’impose pas de contrainte

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innovation interview

pour ce qui est de la distance au puits. De plus, c’est une solution sismique qui ne perturbe pas la production en cours. Enfin, sur le plan environnemental, la puissance des sources que nous mettons en œuvre est bien moindre que celles des solutions actuelles, y compris pour les campagnes marines. On peut dire que l’on murmure à l’oreille des réservoirs. Avec un seul couple source-récepteurs l’impact en surface est quasi nul. La sismique de production qui est développée aujourd’hui par les parapétroliers est un concept qui fonctionne très bien sur le plan technique. La spot détection, qui est une information de changement, est une méthode complémentaire. Dans certains cas, si grâce à notre SpotDétection, les ingénieurs réservoirs constatent que leur scénario de production est complètement faux, ils peuvent déclencher une sismique 4D conventionnelle avant qu’il ne soit trop tard pour comprendre plus en détail l’évolution de la production. Dans ce cas la valeur et donc le coût de cette sismique 4D aura été démontrée en amont.

PGi : Quelle organisation avez-vous mis en place pour développer votre innovation ?

HaK : Nous sommes tous les deux des anciens de l’entreprise CGG au sein de laquelle ce projet a été initié. J’étais alors en charge de l’innovation au sein de l’organisme de recherche corporate et, avec le soutien de Thierry Brizard (vice-président

de CGG, en charge de laTechnologie, ndlr) nous avions mis en place une cellule d’intrapreneuriat pour essayer de valider cette solution et démontrer sa valeur. Mais le contexte de la restructuration n’était pas favorable au développement de ce projet en interne. J’ai alors pris la décision de quitter l’entreprise en mars 2016 pour créer la start-up SpotLight. A ce sujet, je dois dire que nous sommes très reconnaissants à CCG de nous avoir fourni des moyens, en termes de propriété intellectuelle comme de soutien logistique, et ainsi donner une chance à SpotLight.

PGi : aujourd’hui vous développez votre propre entreprise. Quelle est votre approche de la démarche d’innovation ?

HaK : Quand on travaille sur une innovation de rupture, le fait de ne pas être des experts du domaine traité permet de tenter ce qui paraît irréalisable, et de le faire avec une approche novatrice. Elodie est diplômée en géophysique de Polytech Paris UPMC et a également suivie un MBA afin d’acquérir des compétences business.

Pour ma part, je suis ingénieur géologue, diplômé de l’école d’ingénieur de Nancy, et j’ai ensuite travaillé sur la caractérisation sismique de réservoir et fait du développement commercial. Nous n’étions pas des experts mais nous avions les compétences transverses nécessaires. Nous nous sommes nourris des connaissances qu’il y avait à la CGG pour développer une

Prix de l’Energie 2016 d’EVOLEN : Cementys et Vallourec également récompensés Comme chaque année à l’occasion de ses Journées Annuelles, l’association Evolen, qui regroupe les acteurs de la filière parapétrolière et paragazière, a remis le 19 octobre 2016 ses prix et trophée de l’Energie. Le Prix de l’Innovation a été remis à la start-up SpotLight pour sa technologie de « SpotDetection » (lire ci-contre) par Benoit Lecinq, pdg du groupe Entrepose, entreprise sponsor de prix. Le Prix du développement international a été remis à Cementys, une PMI spécialisée dans la surveillance et l’instrumentation des infrastructures de l’énergie.

Employant 22 salariés en France, Cementys a créée une filiale à Houson (Texas) où elle emploie 3 personnes. Son activité à l’export

représente 62 % de son chiffre d’affaires en 2015 (contre 0 % en 2012). Sponsorisé par Technip, ce prix a été remis par Alain Marion, directeur de la Technologie de Forsys Subsea. Un prix spécial a été décerné, dans cette catégorie, à la société Process System (conception et fabrication d’unités procédés pour le pétrole et le gaz) qui réalise 90 % de son CA à l’export. Enfin, le Trophée EVOLEN a été remis par Dominique Bouvier, président de l’association, à une équipe de la société Vallourec - Romain Branzy, Alexandre Catry et Mathieu Massines - pour la réalisation d’une « Colonne de tubes de dépose et d’interventions avec une connexion étanche pour des tests de puits ».

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approche vraiment différente et c’est cela qui a été l’élément moteur. Nous sommes convaincus que l’innovation de rupture est nécessaire pour sortir par le haut de cette crise. C’est grâce à l’innovation que notre industrie pourra développer des projets économiquement viables dans un environnement de prix bas du pétrole.

PGi : Quelles sont les prochaines étapes de votre projet ?

HaK : Nous avons encore beaucoup de R&D et d’innovation devant nous, notamment pour ce qui est de la solution marine. Nous sommes ainsi à la recherche d’une source vibratoire capable de rester statique sur un point, quelle soit attachée à la plateforme ou ancrée à une barge.

Pour la réception, nous prévoyons d’utiliser des récepteurs marins déjà existants qui seront un peu modifiés. Nous travaillons sur ces sujets avec la SATT(2) ParisSaclay. Nous travaillons également sur l’amélioration de notre méthodologie de traitement des données. Pour nos travaux, nous utilisons le logiciel de géophysique geovation de CGG qui est la référence du marché. Nous avons également le projet de développer des petits algorithmes pour optimiser notre méthodologie, l’automatiser, lui donner une interface client spécifique à notre offre, et peut être proposer une application mobile pour encore réduire le temps entre nos détections et les décisions opérationnelles. Plus globalement, nous avons encore plein d’idées pour améliorer notre innovation, et pour accélérer notre développement, il va falloir que nous recrutions. Enfin, pour ce qui est de la commercialisation de notre solution, nous avons déjà réalisé des tests sur des données réelles, et aujourd’hui nous sommes en discussion avec des opérateurs pétroliers et gaziers pour déployer notre solution sur des sites en production dès le début de 2017. Cela va nous permettre de spécifier les besoins d’une industrialisation qui pourrait intervenir dès la seconde moitié de 2017. n Propos recueillis par éric saudemont (1) (2)

Vertical Seismic Profiling Société d’Accélération de Transfert Technologique

plcB contact Adrien Lescurat Fonction Directeur code aPe 7490 B secteur Société d’Ingénierie et de Conseil activité PLCB est organisé en deux départements experts et complémentaires : • PLcB resources propose des solutions RH pour chaque étape du cycle de vie d’un projet : études, EPCC, exploitation, maintenance.

• PLcB ProJects réalise des contrats clé en main pour les champs d’action suivants : Management de projet, Management HSSE, Procurement et Commissioning.

Par notre engagement Assuredly Efficient, nous engageons toujours notre efficacité et notre responsabilité pour garantir l’efficience économique des projets de nos clients.

PLCB est implanté en France, en Afrique et est opérationnel dans douze pays.

Quand chaque goutte compte.

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Griffon Solutions d’analyse de gaz Contrôle d’impuretés et de composition de gaz pour la sécurité des pipelines, la maîtrise des process et la qualité de production.

Grâce aux technologies TDL et Raman développées par SpectraSensors et Kaiser Optical Systems, Endress+Hauser vous fournit des solutions complètes clé-en-main d’analyse de gaz supportées par un réseau mondial d’experts.

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Michel Morand Directeur Général 741 G Assistance à l’Exportation & à la Certification en Russie, au Kazakhstan et dans l’Union Douanière. activité Griffon, facilite l’accès aux marchés de l’OIL&GAS et de la Chimie en Russie et dans l’Union Douanière. Pour les exportations d’équipements, une implantation ¡industrielle ou une autorisation d’exploitation, obtention en un lieu unique des certificats, permis, licences ou autorisations nécessaires : Certifications Gosstandart, réglements techniques de l‘Union Douanière TR CU (Protection incendie, Atex, Métrologie, hygiène…) Certification Matrix, Passeports Techniques .Mise aux standards locaux de l’ingénierie (Russification).Traductions Techniques. Bureaux à Paris, St Petersburg, Bale, Göteborg, Milan & Alma Ati.

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39, rue de Liège 75008 Paris - France Tél. : +33 1 45 22 65 90 Fax : +33 1 45 22 19 89 E-mail : mmorand@griffoninternational.com Site web : www.griffoninternational.eu

innovation triBune

Des plateformes pétrolières aux plateformes numériques Albert Meige,

stratégies dites de plateforme, sont en train de voir le jour dans les secteurs B2B industriels.

fondateur et président de Presans

N

os chaînes de valeur sont bousculées très fort et très vite depuis une quinzaine d’année. La première vague de disruptions a principalement concerné les secteurs B2C (musique, banque, assurance, transport etc.).

Aujourd’hui la seconde vague arrive : les règles du jeu dans les secteurs B2B à forte intensité capitalistique sont sur le point de changer complètement. Peut-on imaginer un Uber de l’Oil & Gas ? Comment injecter suffisamment d’agilité dont nos grandes entreprises pour survivre ?

Vers un Uber de l’Oil & Gas ?

Dans mon dernier article publié dans Pétrole & Gaz Information, j’expliquais quelles étaient les trois tendances disruptives* qui bousculent nos entreprises – quel que soit le secteur industriel concerné. En résumé : Toutd’abord,onassisteàuneinflationexponentielle du volume des connaissances.

Cette année, la quantité de publications

Capturer la relation client En 2014, Google fait l’acquisition de NEST Labs, une entreprise qui fabrique des thermostats connectés, pour 3,2 milliards de dollars. Panique dans les états major des énergéticiens. Pourquoi Google a-t-il fait cette acquisition? Google implémente la stratégie habituelle des barbares du numérique: capturer la relation client grâce à un cheval deTroie. Dans le cas présent, un produit sympa couplé à des services pour optimiser sa consommation d’énergie. Une fois la relation client, autrefois détenue par les énergéticiens, capturée par Google, les acteurs historiques se retrouvent au rang de commodité, alors que Google en profite au passage pour aussi capturer les marges.

© Presans

Trois tendances transsectorielles qui changent la donne

scientifiques dans le monde dépassera les 5 millions et le nombre de brevets avoisinera le million.

Ensuite, le rythme auquel un nouveau produit devient une commodité s’accélère. Pour continuer à se différencier et à préserver ses marges, la tendance est de packager avec le produit un ensemble de services pour la chaîne de valeur. Par exemple, Michelin, sur son segment professionnel, ne vend plus des pneus, mais des kilomètres d’atterrissage.

Enfin, la digitalisation précipite la reconfiguration des chaînes de valeur traditionnelles. Il y a 15 ans l’industrie de la musique était complètement transformée par un acteur du numérique, Apple.

Depuis, tous les secteurs B2C ont été touchés – c’est la première vague. Mais la seconde vague arrive : les mêmes

12 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

Attardons nous sur cette troisième tendance. Il y a environ un an, j’étais invité par le Directeur de la Propriété Intellectuelle de Total pour donner une conférence sur l’innovation et la digitalisation. On me demanda de traiter la question suivante : peut-on envisager un Uber de l’Oil & Gas? En d’autres termes, est-ce que ces stratégies disruptives de plateforme, évoquées plus haut, peuvent être imaginées dans un secteur à forte intensité capitalistique, tel que l’Oil & Gas ? Cette question a été le point de départ de nombreuses discussions avec les principaux acteurs du domaine, de recherches et de réflexions sur le sujet. Dans le secteur de l’énergie, il existe de nombreuses initiatives. Le rachat de NEST par Google (voir encadré), ou bien la fusion entre deux des entreprises dirigées par Elon Musk, Tesla et Solar City sont des exemples édifiants.

Mais quid de l’Oil & Gas ? L’Exploration Production est un business à risque et à rendement élevés. On parle de dizaines de milliards d’euros d’investissements. Ce n’est pas demain qu’une startup dans un garage va sortir une app qui va désintermédier le secteur ! Et pourtant...

Déplacement dans la chaîne de valeur

Et pourtant certains acteurs commencent à faire bouger les lignes. Par exemple, General Electrics (GE) a annoncé dès 2014 le lancement de sa plateforme Predix.

Predix est une plateforme logicielle permettant à des tiers de développer des applications pour améliorer la performance du système utilisant des produits GE. Que se passe-t-il ici ? Le fournisseur d’équipement, devient aussi le fournisseur de l’infrastructure qui permet à des tiers de construire de nouveaux services

s’appuyant sur ces équipements (maintenance prédictive etc.). Déplacement dans la chaîne de valeur à prévoir. Et donc déplacement de la capture des marges.

GE, avec sa plateforme Predix, est en train de déployer la même stratégie qu’Apple avec l’AppStore, mais pour des applications industrielles.

Il existe par ailleurs une multitude de startups en tout genre qui se lancent, tels des pirates, pour exploiter les failles du système établi. La startup SpotLight qui a remporté le Prix de l’Innovation d’Evolen et qui est interviewée dans ce numéro est un bon exemple. Leur projet ?

Disrupter l’acquisition et le traitement de données pour la production d’huile…

Alors que les acteurs en place misent tous sur de plus en plus de mesures, de plus en plus de données, de plus en plus de puissance de calcul, eux, Spotlight misent sur un retour au besoin de l’utilisateur final. Et dans ce cas, cela veut dire

le moins de données possible. Histoire à suivre.

Injecter de l’agilité pour survivre

Pour survivre - car c’est bien de cela dont il s’agit – l’organisation doit se transformer. C’est pourquoi toutes les grandes entreprises se demandent comment atteindre l’agilité d’une startup malgré leurs dizaines ou centaines de milliers de collaborateurs. La réponse c’est une nouvelle forme d’organisation. Une entreprise ouverte & décentralisée. L’entreprise traditionnelle se transforme souvent par le biais de nouveaux venus dans l’organigramme – le directeur innovation, le directeur de la transformation digitale etc.

Mais aussi par de nouveaux dispositifs – incubateurs, accélérateurs, innovation lab, etc. Elle ancre sa transformation aussi en ayant recours à de nouveaux outils, par exemple, une plateforme d’experts telle

axflow

Albert Meige est le fondateur et président de Presans, une plateforme numérique mondiale d’experts. Il est par ailleurs directeur de l’Executive MBA de l’Institut MinesTélécom. Il est expert de la Harvard Business Review France. Ingénieur télécom, il est aussi titulaire d’un MBA d’HEC Paris et d’un PhD de physique de l’Australian National University.

que Presans, très active dans le secteur de l’énergie et de l’Oil & Gas en particulier, et qui permet de mobiliser seuls ou équipe les meilleurs parmi un réseau de plus de 6 millions d’experts.

Autant d’initiatives locales dont l’objectif, au fond, est d’injecter de l’agilité au sein de l’entreprise et ainsi faire face aux disruptions profondes et rapides évoquées plus haut. *A. Meige and J. Schmitt, Innovation Intelligence, absans publishing, 2015

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Ghislain d’Angleville Responsable Industrie 20 M€ 4662 Z Distributeur pompes, agitateurs, matériel d’analyses eFFectiF 57 personnes activité AxFlow est spécialisé dans la distribution de pompes volumétriques, d’agitateurs, d’échangeurs de chaleur ainsi que des broyeurs, filtres, tamis, pompes à vis, compacteurs et analyseurs. D’autre part, AxFlow propose des d’ensembles clé en main et des installations de dosage-mélange en continu. Enfin, AxFlow propose une offre complète de services afin que vos installations tournent en « fluidity.nonstop » c’està-dire en permanence.

Laurent Mulley Directeur Général de la SAS 4652 Z 600 collaborateurs en France 12950 dans le monde activité Nous proposons une gamme complète de produits, services et solutions pour répondre aux exigences des applications de l’industrie du pétrole et du gaz. Nous couvrons tous les domaines : l’exploration, la production, les raffineries et la logistique. Tous nos appareils de mesure (niveau, pression, débit, température, analyse liquide et gaz,…) sont fabriqués conformément aux standards de qualité les plus élevés, pour garantir performance et compatibilité. Nos instruments sont conçus et fabriqués selon les normes internationales en vigueur (API, ISO, SIL, transaction commerciale, etc).

87, rue des Poiriers - ZA Sainte Apolline 78370 Plaisir Tél. : 01 30 68 41 41 Fax : 01 30 68 41 00 E-mail : info@axflow.fr Site web : www.axflow.fr

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Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

I 13

innovation focus

Le programme CITEPH élargit son périmètre d’actions

L

e programme CITEPH facilite l’accès à des financements privés de projets de recherche innovants par l’intermédiaire des sponsors* donneurs d’ordre membre de l’association (jusqu’à 50 % de subvention pour des budgets projet de 800 000 euros maximum. « Ce programme mène une action volontariste de concertation et d’aide au développement de projets de recherche dans l’industrie pétrolière et gazière, et il contribue activement à la pérennité de ce secteur industriel en France », rappelle Philippe Perreau, son directeur. En janvier 2017, le CITEPH organisera la journée de lancement de son 11e appel à projets. Au cours de cette journée, les sponsors présenteront leurs besoins R&D prioritaires. Les projets peuvent être déposés jusqu’à fin avril. En 10 ans, les sponsors du CITEPH ont financé presque 210 projets pour un budget total de 41 millions d’euros avec un effet de levier du double de ce financement. Après DCNS en 2016, ce sont les entreprises GTT et TIGF qui rejoindront à leur tour, dès le 1ier janvier 2017, en tant que sponsors.

Le monde de l’énergie change

Depuis sa création en juillet 2007 par les principaux industriels du secteur pétrolier, gazier et parapétroliers et le concours de IFP Energies nouvelles le programme CITEPH est animé et managé au sein de l’association EVOLEN. En 2016, le GEP-AFTP a changé de nom pour celui

Site web et contact CITEPH Pour des renseignements complémentaires, vous pouvez contacter Philippe Perreau, directeur du programme CITEPH, à l’adresse p.perreau@evolen.fr et n’hésitez pas consulter le site web www.citeph.fr

d’EVOLEN. Un changement qui souligne la place que l’association veut donner à l’« EVOLution de l’ENergie ». Un nouveau logo a également été créé avec comme baseline : « Energy made in France ». « Le monde de l’Energie change », souligne l’association. « L’expertise technique des acteurs pétroliers, parapétroliers et paragaziers sera essentielle pour le développement des énergies du futur ».

Les entreprises du secteur parapétrolier recouvrent une variété de métiers : producteurs, transporteurs, distributeurs ou encore sociétés de service. Ayant toutes en commun d’être engagées dans le changement, ces entreprises travaillent à l’avènement d’un nouveau cadre énergétique mondial fondé sur une réduction des émissions de CO2 et des gaz à effet de serre, sur une utilisation plus rationnelle des hydrocarbures, et sur un développement des énergies renouvelables et des énergies du futur. Enfin, elles contribuent à la complémentarité des énergies et aux transferts de technologie entre elles (offshore éolien, géothermie, EMR, stockage du CO2, biomasse...).

Une convention de recherche

Le programme CITEPH, qui fait partie intégrante d’EVOLEN, doit suivre également cette évolution. Pendant 10 ans ses sponsors finançaient exclusivement des projets dans le cadre de l’explorationproduction d’hydrocarbures. A partir de l’année 2017, les porteurs de projets pourront déposer des dossiers, bien évidemment dans le cadre des activités d’exploration et de production des hydrocarbures, mais également dans les domaines du raffinage/pétrochimie, des énergies renouvelables (comme les éoliennes ancrées ou flottantes, les hydroliennes, l’énergie thermique des

14 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

© Evolen

En janvier 2017, le programme collaboratif CITEPH (Concertation pour l’Innovation Technologique dans l’Exploration-Production des Hydrocarbures) lancera son 11e appel à projets. Les dossiers pourront également désormais adresser des secteurs comme les énergies renouvelables et le stockage du CO2.

mers, le solaire…), la capture et le stockage du CO2 ou encore les projets liés au stockage de l’énergie.

A partir de la journée de lancement du programme, les porteurs de projets auront deux mois pour rédiger leurs dossiers qui seront examinés par les experts des sponsors dans le courant du mois de mai. Au cours du second semestre, les porteurs de projets seront avertis de la décision du financement ou non de leur projet. Si ce dernier est financé, ils devront alors rédiger une convention entre le porteur de projets, les partenaires éventuels et le ou les sponsors. Un modèle type de cette convention est disponible sur le site web du CITEPH. Un projet type a une durée de 12 à 18 mois pour un budget total de 500 000 euros, dont la moitié est pris en charge par les sponsors. Les porteurs de projet doivent faire partie d’un PME ayant une entité juridique française. sylvie Le Brun * le terme « « sponsors » est un peu inapproprié.

Ceux-ci ne « sponsorisent » pas les projets mais s’investissent dans le déroulement de ces derniers.

artis

idrm

contact Arnaud Josse Fonction Cogérant code aPe 3320 A eFFectiF 30 personnes ca 4,7 M€ secteur Tuyauterie industrielle activité ARTIS, société française, créée en 2007, basée en région nantaise, spécialisée dans l’organisation, la fabrication, le montage, le suivi et la maintenance d’ensembles de tuyauterie ou de canalisations enterrées de transport de fluides.

Nous développons une expertise dans la construction, l’installation de skids et modules de petites et de moyennes dimensions.

Nous réalisons aussi : poste de coupures, poste de sectionnement et gare de racleurs.

Philippe Cyprien 2790 Z Ingénierie, Fabrication de matériel électrique de sécurité activité IDRM est Fabricant français de matériel électrique de sécurité et spécialiste de la protection des sites industriels, particulièrement des zones ATEX (Atmosphères Explosibles) et des zones à haut risque de corrosion (environnement marin, et/ou chimique) IDRM collabore activement avec les plus grands acteurs de l’énergie : Pétrole, Gaz, Nucléaire, Eolien, Solaire, Eau. IDRM apporte ainsi toute son expertise en matière d’ingénierie, de technique, et de savoir-faire.

Nos domaines d’intervention couvrent la Fabrication de matériel atex et étanche, mais aussi la tôlerie et la mécanique, l’intégration de solutions d’automatismes, le montage câblage.

Parc d’activités des Estuaires – Espace Mortier 309, Avenue Lavoisier 44590 Derval Tél. : 02 40 07 81 17 Fax : 02 40 28 54 36 E-mail : contact@artis-groupe.fr Site web : www.artis-groupe.fr

7, rue Ampère 77100 Meaux Tél : 01 60 61 54 84 Fax : 01 60 61 54 77 E-mail : contact@idrm.fr Site web : www.idrm.fr

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Gmacx contact Gilbert Pereira secteur Pétrochimie, Raffinage, Gaz Naturel, A.S.U. activité GMACX est spécialisé dans les prestations de services et fournitures d’hygromètres industriels ayant une dépense minime d’investissement « CAPEX », une dépense d’exploitation réduite au minimum « OPEX », des performances inégalées à ce jour, y compris par rapport aux nouvelles technologies optiques, et de plus, facile à valider sur le terrain.

De nombreuses sociétés importantes dans le domaine du Gaz naturel, du Raffinage, de la Pétrochimie, des A.S.U. utilisent ces hygromètres qui leurs donnent pleinement satisfaction.

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8, route des Bonnes Joies 78440 Lainville-en-Vexin Port. : 06 78 15 73 94 E-mail : gilbert.pereira@gmacx.com Web : www.gmacx.com

innovation numérique

Air Liquide va se connecter à l’usine du futur

Le spécialiste des gaz industriels mise sur les technologies du numérique et s’est engagé dans le déploiement du projet Connect. Représentant un investissement d’environ 20 millions d’euros, celui-ci vise notamment à mettre en place un centre de gestion et d’optimisation à distance des opérations.

C

e projet, qui s’inscrit dans la transformation numérique du groupe, repose notamment sur l’introduction de nouvelles technologies dans le travail quotidien des équipes », explique Souhel Bousta, chef du projet Connect à Air Liquide France Industrie. « Il s’agit d’améliorer encore notre efficacité opérationnelle grâce notamment à l’optimisation de nos processus de production ».

Parmi les évolutions majeures portées par ce projet, Air Liquide ouvrira en 2017, à Saint-Priest (Rhône), un centre de gestion et d’optimisation à distance des opérations. Relié à une vingtaine de sites en France, qui alimentent par canalisation les clients industriels du groupe en divers produits (oxygène, azote, argon et hydrogène), ce centre pilotera la production et la consommation énergétique, tandis que les équipes sur site se concentreront sur la sécurité et la disponibilité des équipements. « Le centre de Saint-Priest aura une vue globale sur la demande, la production et la logistique aval, ce qui nous permettra de répondre au mieux aux besoins de nos clients », précise Souhel Bousta. « Nous gagnerons ainsi en réactivité ».

Développer de nouvelles offres Le i-Lab de Air Liquide a pour mission « d’accélérer l’innovation et d’explorer de nouveaux marchés en adoptant une approche centrée sur les usages », explique le groupe. C’est tout à la fois un lieu de réflexion, d’expérimentation et d’incubation qui développe de nouvelles offres en liaison « avec les différentes entités Innovation, les Opérations et les Branches d’activité mondiale du groupe ». http://ilab.airliquide.com/

Éco-système pour l’innovation

Pour ce qui est de la méthode, les responsables de Air Liquide ont fait le choix d’un modèle d’innovation ouverte. « Nous avons créé un éco-système intégrant tout à la fois nos collaborateurs des sites industriels, des start-up qui déploient des nouvelles technologies et le laboratoire des nouvelles idées du groupe, dénommé i-Lab, qui nous a accompagné sur la mise en œuvre « preuves de concept » de différentes applications », poursuit le chef du projet Connect. Une dizaine de technologies ont ainsi été testées, parmi lesquelles le scan 3D, la réalité augmentée, les tablettes tactiles, les tutoriels vidéo, la numérisation et l’indexation massive de documents, ou encore les drones. « La méthode des « preuves de concept » permet non seulement d’avancer vite dans la démarche mais également d’éliminer rapidement les technologies qui ne nous paraissent pas suffisamment matures ou dont l’usage n’est pas pertinent pour notre activité », commente Souhel Bousta.

Les collaborateurs des sites ont donc participé activement à ce travail dans un esprit de « co-construction » des solutions. Plusieurs applications ont ainsi été développées, par exemple un outil de mobilité dédié au suivi des rondes d’exploitation sur les sites. « On utilise traditionnellement pour cette mission une check-list papier », explique Souhel Bousta. « Grâce au travail engagé avec une start-up spécialisée dans le web design nous avons pu concevoir une application mobile à partir du parcours de travail de nos techniciens ». L’un des objectifs de la démarche initiée par le projet Connect est également de faire monter en compétences les collaborateurs sur des domaines comme le numérique. Outre le déploiement d’outils de mobilité

16 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

© Air Liquide

«

auprès des opérateurs et des techniciens de terrain, la mise en place d’outils basés sur les technologies du Big Data permettra de développer de nouvelles expertises, par exemple dans le domaine de la maintenance prédictive.

Imaginer l’opérateur du futur

En février dernier, Air Liquide annonçait que son projet Connect avait été labellisé « Vitrine technologique » par l’Alliance Industrie du Futur, qui réunit les organisations professionnelles de l’industrie et du numérique. Enfin dans le cadre de cette démarche d’innovation ouverte, le groupe a lancé en 2016, en partenariat avec Total, un concours d’innovation destiné aux étudiants pour leur proposer d’imaginer « l’opérateur du futur ». Objectif : concevoir les technologies et/ou les services qui pourront apporter plus de sécurité à un opérateur de site industriel, simplifier sa gestion des opérations de maintenance et d’inspection, l’organisation des tâches quotidiennes ou encore ses interactions avec l’environnement industriel. L’équipe lauréate du concours pourra assister à la prochaine édition du Consumer Electronic Show (CES) qui se tiendra en janvier 2017, à Las Vegas (Nevada). n éric saudemont

sick

sick

Equipements/services

contact Fonction

Stéphane Mabecque Product Manager Analysers + Flow ca 2011 53 M€ code aPe 4652 Z Stéphane Mabecque eFFectiF 134 personnes activité SICK, présent dans le monde entier, avec 6 600 collaborateurs qui cultivent un même esprit de service , est un leader de la fourniture des capteurs intelligents pour l’automatisation industrielle, les contrôles de procédés et la logistique.

Depuis 1946, SICK n’a cessé d’innover et d’étendre sa gamme de produits : ses 52 000 références vous permettent de répondre à vos besoins de détection, d’identification, de protection, de régulation de vos procédés et de mesure de débit de gaz.

Avec plus de 10 000 compteurs à ultrasons installés durant ces 10 dernières années, SICK est devenu un acteur incontournable du comptage gaz.

secteur comptage gaz contact Stéphane Mabecque descriPtiF LessolutionsdemesurededébitparULTRASONS pour le comptage transactionnel ou de process du gaz.

En 10 ans, SICK est devenu le leader mondial pour le comptage gaz par ultrasons. De nombreuses applications ont été réalisées avec succès, grâce à une gamme Flowsic600, unique sur le marché, pour le transport du gaz naturel. Compacts et robustes, nos compteurs sont adaptés aux environnements industriels sévères et offrent des performances exceptionnelles tant en mesure qu’en capacité de diagnostics.

Le dernier né de la gamme, le compteur Flowsic500 a bouleversé les codes. Il est le seul débitmètre à ultrasons sur le marché dédié à la distribution de gaz naturel et peut en option intégrer un correcteur de volume.

2016 est encore une année d’innovation, avec l’arrivée de la nouvelle gamme Flowsic600, la version XT. Une gamme élargie pour s’adapter à toutes les applications, tout aussi robuste, et encore plus performante.

21, boulevard de Beaubourg 77184 Emerainville Tél. : 01 64 62 35 00 Fax : 01 64 62 78 00 E-mail : info@sick.fr Site web : www.sick.fr

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panorama marché

L’année 2017 sera-t-elle celle du rééquilibrage ?

Pour la première fois depuis 2001, les pays producteurs Opep et non-Opep se sont entendus sur une réduction de leur niveau de production pour favoriser une remontée des prix du pétrole. Si la sortie de crise est bien l’objectif, plusieurs incertitudes demeurent. Par ailleurs, cette évolution des conditions de marché pourrait bien redynamiser la production de schiste américain.

«

H

n A partir du 1 n de six mois .

er

à 34,19 Mbbl/j). Quant aux pays hors Opep, ils ont annoncé une baisse de 558 000 barils par jour. C’est donc bien près de 1,8 Mbbl/j qui vont être retirés du marché pour une période de six mois, renouvelable une fois.

L’Iran pourra augmenter sa production

Pour ce qui est des pays du cartel, c’est l’Arabie saoudite qui porte la part la plus importante de cet effort avec une baisse annoncée de 486 000 bbl/j. L’Irak, pour sa part, s’est engagé pour une baisse de 210 000 bbl/j, les Émirats arabes unis pour 139 000 bbl/j et le Koweit pour 131 000 bbl/j. Ultime consensus au sein du cartel, l’Iran a été autorisé à augmenter sa production de 90 000 b/j sur cette même période du 1e semestre 2017. Le grand rival de l’Arabie saoudite pourra ainsi retrouver son niveau de production de 2005, à 3,975 Mbbl/j, avec l’objectif de reconquérir ses parts de marché perdues

© Harald Pettersen / Statoil

istorique ! » … Tel a été l’adjectif le plus utilisé par les observateurs après les annonces successives de l’accord des pays de l’Opep, le 30 novembre 2016, et celui des pays non Opep, le 10 décembre suivant, pour réduire leur production de pétrole au cours des six premiers mois de 2017. Il est vrai que le scepticisme était de mise quant à la possibilité d’une telle entente.

Après avoir bataillé ferme pendant deux ans pour maintenir ses parts de marché face aux producteurs d’hydrocarbures de schiste américains, l’Opep – et bien évidemment tout particulièrement son chef de file, l’Arabie saoudite – a modifié sa stratégie, entraînant à sa suite les pays producteurs non membres du cartel. Et c’est désormais acté : l’Opep va réduire sa production de 1,2 million de barils par jour (Mbbl/j) à partir du 1er janvier 2017, pour porter son plafond à 32,5 Mbbl/j (au mois de novembre 2016, la production du cartel avait atteint un nouveau record

janvier 2017, près de 1,8 Mbbl/j vont être retirés du marché pour une période

18 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

depuis la mise en place en 2012 des sanctions internationales. De la même manière, le Nigeria et la Libye ne sont pas engagés par l’accord. Pour ce qui est des pays non Opep, c’est la Russie qui a pris le fort engagement avec une baisse de sa production de 300 000 b/j. A ses côtés, on trouve notamment la Malaisie, le Mexique, l’Azerbaïdjan, Oman, le Kazakhstan ou encore Bahreïn. « Opep is back », a commenté Patrick Pouyanné, le pdg de Total, dans une interview publiée par le Journal du Dimanche daté du 11 décembre 2016. « Malgré leurs différents politiques, ils ont trouvé une communauté d’intérêts. Mieux, ils ont convaincu la Russie, qui est hors Opep, de s’aligner ».

Estimant, lui aussi, que l’accord entre les pays producteurs signé le 10 décembre était « historique », le dirigeant du groupe français assure toutefois que « le marché va rester très volatil ».

L’éventualité d’un contre-choc pétrolier

« Ces accords sont importants », se félicite un acteur de référence de la filière parapétrolière et paragazière. « Les pays producteurs ont confirmé leur volonté de vouloir stabiliser le prix du baril et donner ainsi de la visibilité au marché. Cette évolution positive consolide nos scénarios sur lesquels nous avions bâti nos plans stratégiques qui tablaient sur un rééquilibrage du marché à mi-2017 ». Pour cet industriel, le changement de stratégie des pays producteurs était, à terme, inévitable. « Compte tenu de la baisse de la production liée à la déplétion naturelle des puits, et de la croissance de la demande en énergie sur les prochaines décennies, nous étions convaincus que cela ne pouvait pas durer ».

Autre élément déterminant selon ce

axflow

Distribution/produits

axflow

Equipements/Service

secteur

raffineries / terminaux de pétrole & gaz / offshore contact Rémi Fallou / Hémir Sehili descriPtiF AxFlow, propose une gamme complète d’agitateurs utilisés dans les raffineries pour les bacs de pétrole brut et de produits intermédiaires. Ces bacs destinés aux essences et gazole sont, à ce jour, rarement agités. Mais avec le développement des «biocarburants» et l’augmentation du pourcentage d’Ester Méthylique d’Huile Végétale ajouté au gazole, les dépôts sont confrontés à plusieurs difficultés: mélange EMHV, stratification du bac et existence d’un gradient de densité,… Ces problèmes sont vite solutionnés par l’installation d’un agitateur à entrée latérale sur le bac via un trou d’homme disponible, sans aucun travail de chaudronnerie pour installer l’agitateur.

raffineries / terminaux de pétrole & gaz / offshore contact Thibault Lamotte descriPtiF AxFlow vous propose des solutions globales pour l’industrie du pétrole et du gaz et la pétrochimie.

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AxFlow met toute son expertise à la concrétisation de votre projet. Nous proposons différentes installations de dosage allant du dosage des produits chimiques aux systèmes de stockage et de dosage du méthanol à l’installation de dosage complète pour inhibiteur d’entartrage API/ATEX.

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secteur raffineries / terminaux de pétrole & gaz contact Philippe Lantigny descriPtiF AxFlow Service vous propose une offre complète de service : conseil, conception plans en 3D, logistique, installations, formations, maintenance & réparation et contrats de maintenance.

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secteur

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panorama marché

professionnel : « au mois de novembre dernier, l’Agence internationale de l’énergie avait alerté le marché sur les risques d’un contre-choc pétrolier possible, à fin 2017début 2018, si les investissements dans l’exploration-production n’étaient pas relancés », insiste-t-il. Bien évidemment, dans ce mouvement d’optimisme, des incertitudes demeurent, notamment quant à la mise en œuvre effective des engagements pris par les pays producteurs. Pour rassurer les marchés et ses acteurs économiques, un comité de surveillance de l’accord a été mis en place.

Cette instance sera présidée conjointement par le Koweit et la Russie.

Premier ou second semestre 2017 ?

« Avant l’accord entre les producteurs, nos estimations de l’offre et la demande suggéraient que le marché se rééquilibrerait

à la fin de 2017 », écrit l’Agence internationale de l’énergie (AIE) dans son Oil Market Report de décembre 2016. « Mais si l’Opep applique rapidement et totalement son objectif de production, évalué à 32,7 Mbbl/j, et que les producteurs hors Opep réalisent les coupes convenues de 558 000 b/j, le marché pourrait connaître un déficit dès le premier semestre 2017 d’environ 600 000 b/j ». Mais, précise l’agence liée à l’OCDE, « il ne s’agit pas là d’une prévision, mais d’une hypothèse » fondée sur les chiffres communiqués lors des accords concernés. Il est vrai qu’en parallèle, l’AIE a également relever, suite à une révision des données chinoises et russes, ses prévisions de croissance de la demande mondiale de pétrole. En 2016, sa consommation devrait croître de 1,4 Mbbl/j pour atteindre 96,3 Mbbl/j, puis en 2017, elle devrait croître à nouveau de 1,3 Mbbl/j pour atteindre 97,6 Mbbl/j. De

Dix majors pétrolières vont investir 1 md$ dans les technologies à faibles émissions Les dix compagnies pétrolières et gazières réunies au sein de l’OGCI (Oil and Gas Climate Initiative) ont annoncé qu’elles allaient investir un milliard de dollars, sur les dix prochaines années, pour développer des technologies innovantes faiblement émettrices de gaz à effet de serre, et pour en accélérer l’industrialisation. Pour cela, un « fonds vert », dénommé OGCI Climate Investments (OGCI CI), financera des start-up et des projets, « avec pour objectif de déployer avec succès dans les compagnies membres de l’OGCI ou ailleurs », précise un communiqué publié le 4 novembre 2016.

Pour ce qui est des thématiques retenues, la priorité sera donnée aux technologies de captage, de stockage et de valorisation du CO2 et la réduction des émissions de méthane du

secteur pétrolier et gazier « afin de maximiser les avantages du gaz naturel d’un point de vue climatique ».

Il s’agit là de domaines dans lesquels le secteur pétrolier et gazier a une influence significative et où la collaboration peut être la plus pertinente, précise le même communiqué. Par ailleurs, l’OGCI CI investira également dans l’amélioration de l’efficacité énergétique dans l’industrie et les transports.

Créée en 2014, l’OGCI regroupe les compagnies BP, CNPC, Eni, Pemex, Reliance Industries, Repsol, Saudi Aramco, Shell, Statoil et Total, qui assurent près d’un cinquième de la production mondiale de pétrole et de gaz. Le nom du directeur et des membres de l’équipe dirigeante de l’OGCI CI seront annoncés prochainement.

son côté, l’Opep affiche plus de prudence. Dans son rapport mensuel sur le pétrole de décembre 2016, l’organisation estime que, compte tenu notamment des réserves commerciales de brut actuelles, le rééquilibrage du marché n’interviendrait qu’au second semestre 2017.

Vers une relance de la production de schiste

Dans tous les cas, ce sont les producteurs de pétrole de schiste aux États-Unis qui se félicitent de ces accords de réduction de la production. Une hausse des prix à un niveau de 50 dollars le baril, et audelà, leur permet de relancer leurs opérations. Déjà, le nombre de rigs sur les principaux bassins de schiste américains est passé de 272 unités, au plus bas de l’année 2016, à 443 unités au 9 décembre de cette même année*. Car c’est là tout le paradoxe : la remontée des cours du pétrole redynamisera la production de schiste américain, ce qui pourrait à terme, recréer un déséquilibre offre/demande et mettre à nouveau en difficulté les producteurs d’hydrocarbures conventionnels.

D’autant que l’on connaît aujourd’hui la réactivité et la résilience de cette industrie du schiste qui, en quelques mois, peut s’adapter au contexte du marché. « Il est clair que les prochaines semaines seront cruciales pour déterminer si les réductions de production sont mises en œuvre et si la récente hausse du prix du pétrole durera », concluait l’AIE dans son Oil Market Report de décembre 2016. « Les accords ont été pris pour une période de six mois et nous devrions laisser le temps de leur mise œuvre avant de réévaluer nos perspectives de marché, ajoute l’agence », qui rappelle que si « le succès (de ces accords) signifie le renforcement des prix et la stabilité des revenus des producteurs après deux années difficiles, leur échec pourrait provoquer une quatrième année de constitution de stocks et le retour des prix bas ». n

© OGCI

éric saudemont

20 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

*source : Baker Hugues/AlphaValue Lire à ce sujet, la tribune d’Alexandre Andlauer, analyste financier au cabinet AlphaValue et spécialiste de l’Oil & Gas, page 22.

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Transport/Stockage

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panorama triBune

L’Arabie saoudite sous-estime le pétrole de schiste analyste financier au cabinet AlphaValue

1,8

© AlphaValue

million de barils de pétrole par jour en moins : c’est le volume de production que les pays de l’Opep et non-Opep ont décidé de retirer du marché pour une période de six mois dès le 1er janvier 2017. À en croire l’Arabie saoudite, l’objectif est de rééquilibrer le marché et de soutenir les prix du pétrole pour atteindre les 60 dollars par baril, un niveau satisfaisant pour mettre en place les nouvelles réformes économiques mais aussi préparer l’introduction en bourse de Saudi Aramco. Bien que l’accord semble sérieux et avec une forte volonté de l’ensemble des pays producteurs de soutenir les marchés pétroliers, l’analyse de ses impacts à moyen terme semble elle plus douteuse. Ce deal rappelle avant tout aux investisseurs que l’Opep existe encore et qu’il sera difficile de venir spéculer fortement à la baisse ces prochains mois. Mais il risque aussi de rappeler à l’Arabie saoudite que le marché pétrolier a structurellement changé.

Parce ce qu’un baril à 60 dollars, c’est ce dont rêvent justement les acteurs de pétrole de schiste. Et ces derniers n’ont pas attendu ce niveau de prix pour relancer de façon significative leur activité.

Plus de 171 plateformes ont en effet été ajoutées depuis le mois d’avril pour atteindre 443 plateformes actives sur le schiste à mi-décembre 2016. Et bien que le bassin de Permian, dans le Texas, contribue à lui seul pour 50 % de cette hausse, c’est l’ensemble des bassins de schiste qui ont d’ores et déjà redémarré.

Plus qu’un simple rebond, c’est une vraie tendance.

La production de schiste va croître significativement

Il faut également signaler que, contrairement aux « Big Oils », les sociétés de pétrole de schiste optent souvent - pour des raisons liées à leur business model - pour des stratégies de couverture de prix sur leurs productions. En d’autres termes, elles vendent à un prix connu la production à venir afin d’obtenir de meilleures conditions auprès des banques. Dès les premiers jours qui ont suivi le franchissement des 50 dollars par baril sur le WTI, les pétroliers se sont empressés de couvrir leur production pour les prochains mois. Plus de la moitié de la production de 2017 est à présent vendue à un prix de marché fixe supérieur à 50 dollars par baril. Il n’y a donc plus de doute : la production de schiste va croître significativement en 2017. Reste à savoir

22 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

qu’elle sera l’amplitude de cette croissance. Au regard du nombre de puits non complétés et du nombre de « frackers » (opérateurs de fracking, ndlr) qui y ont présents, le bassin de Permian pourrait ajouter 500 000 b/j supplémentaires fin 2017 par rapport à fin 2016. Les autres bassins, quant à eux, vont plutôt s’orienter vers une hausse de 50 à 100 000 b/j, de quoi « pousser » la croissance de la production à 600-700 kbpd pour l’ensemble du territoire américain. À eux seuls, les États-Unis viendraient donc mettre à risque le rééquilibrage voulu par les pays Opep pour cette année 2017.

Une extraction sans doute plus coûteuse

Les coûts ayant fortement chuté au cours des derniers mois, du fait des avancées technologiques mais surtout d’une plus grande efficacité dans les opérations, les acteurs du pétrole de schiste enregistrent des bénéfices au-dessus des 40 dollars par baril. La hausse significative à venir de production américaine risque cependant d’alimenter une hausse des prix des services pétroliers et de l’inflation sur certains produits tels que le sable et l’eau. L’extraction sera donc sans doute plus coûteuse en 2017 qu’en 2016. Plus inquiétant encore, avec un taux de chômage extrêmement faible aux États-Unis, il sera difficile pour les pétroliers d’embaucher à nouveau dans de bonnes conditions (20 dollars/heure), et ce d’autant qu’une bonne partie des personnels licenciés ont quitté cette industrie, et souvent même la région, et affirment ne plus vouloir y revenir. Rappelons que la mise en production d’un puits nécessite avant tout de la maind’œuvre : près de 250 personnes sur un mois, ce qui représente 20 % du coût d’un puits. Donald Trump et sa politique d’immigration vont ici à l’encontre de ce que les pétroliers américains risquent d’avoir le plus besoin : un personnel disponible. Le pari de l’Arabie saoudite est donc peut-être là : que le baril soit à 50 ou 70 dollars, le résultat sera identique pour 2017. L’élasticité prix/volume de production du pétrole se perdra alors dans la trop bonne tenue de l’économie américaine.

© Mieko Mahi-AP/Statoil

Alexandre Andlauer,

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Environnement/sécurité

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panorama industrie

Filière parapétrolière : les principaux résultats de l’enquête d’Evolen

Comme chaque année, Evolen a mené une enquête économique et conjoncturelle sur l’activité de l’industrie parapétrolière et paragazière en France. Les résultats de cette étude pour la période 20152016 confirment la situation de crise ressentie par les acteurs de la filière.

R

endre compte du paysage des entreprises de l’industrie parapétrolière et paragazière en France et mettre en évidence leurs attentes et leurs souhaits, tels sont les objectifs de l’enquête menée chaque année par l’association Evolen. Le chiffre d’affaires total de cette industrie pour 2015, depuis la France, est estimé à 36,3 milliards d’euros générés plus de 900 sociétés, précise tout d’abord l’association. Ce qui représente une baisse de 12 % par rapport à 2014 dont le niveau d’activité était estimé à 41,3 Mds€. « Ceci est attribué au gel ou à l’arrêt des projets pétroliers consécutifs à la chute du cours du pétrole », rappelle-t-elle. Pour ce qui est de la répartition de l’activité, la part estimée prise par les travaux en mer est maintenue à environ 45 % du montant global, alors que l’effectif total du secteur est estimé à 60 000 personnes en France (hors secteurs de la distribution et du commerce). Dans un contexte où les indicateurs pour 2016 donnent une stabilisation des cours autour de 45-60$/b mais sans redémarrage des activités parapétrolières, « les chiffres d’affaires des opérateurs et des ensembliers français sont majoritairement en baisse pour le premier semestre ». De plus, un série de sondages effectués par Evolen auprès de ses entreprises membres font état d’un faible optimisme quant à l’éventualité d’une reprise (…) en 2017.

71 % du CA parapétrolier à l’export

© GRTgaz

L’activité parapétrolière est l’activité unique ou majoritaire de près de 370 entreprises en France, rappelle également Evolen, précisant que les deux tiers d’entre elles sont des PME-PMI ou des TPE indépendantes. Quant à la présence à l’étranger, par des filiales ou des représentations, elle couvre une centaine de pays avec des zones privilégiées (Europe et Afrique), « mais ce n’est le fait que d’un tiers des entreprises ».

Réalisée au cours du premier semestre de 2015, cette dernière édition de l’enquête d’Evolen a permis de collecter près de 103 réponses d’entreprises parapétrolières et paragazières actives dans un large éventail de services. Pour ce qui est de la présence sur le territoire nationale, 40 % de ces sociétés disposent

24 I Pétrole & Gaz Informations • Hors-Série • Décembre 2016

d’établissements secondaires, principalement en Ile de France, Région PACA et Normandie. Pour l’ensemble de cet échantillon, la part à l’exportation du chiffre d’affaires parapétrolier est en moyenne de 71 % mais atteint plus de 80 % pour la moitié d’entre elles. Pour ce qui est de leur niveau d’activité, seules 14 % des entreprises anticipent pour 2016 une hausse du chiffre d’affaires parapétrolier, alors que pour 69 % d’entre elles, les prévisions de chiffre d’affaires à l’exportation sont à la baisse ou stable. Enfin, en termes d’emploi, 68 % des entreprises interrogées ont recruté environ 500 personnes en 2015 (soit deux tiers de moins qu’en 2014) et 36% d’entre elles pensaient recruter en 2016. A noter que 30 % de l’échantillon affirme éprouver des difficultés à trouver des candidats répondant à leurs besoins.

Pour moitié impliquées dans les EnR

Dans ce contexte des affaires difficile, « l’effort en matière de Recherche et Développement reste présent puisque 25 % des sociétés interrogées affirment dépenser plus de 5 % de leur chiffre d’affaires à ce poste », note Evolen. Près de la moitié des entreprises indique avoir également une implication dans le domaine des énergies renouvelables, en majorité l’éolien maritime, la biomasse et le solaire. Dans ce cas, les principales activités concernées sont la R&D et la fourniture d’équipement. D’ailleurs, quant à la diversification de leurs compétences et de leur activité, 62 % des entreprises partagent un savoir-faire avec d’autres industries telle que l’industrie nucléaire et la chimie. Enfin, pour ce qui est de l’expansion à l’étranger, mis à part le Moyen-Orient, on constate un net recul des zones géographiques privilégiées auparavant telles que, l’Asie-Pacifique, l’Amérique du Sud et l’Afrique de l’Ouest. « La France continue à être la moins privilégiée », note Evolen dont l’accompagnement à l’international est souhaité sur le MoyenOrient (Iran), l’Asie (Chine) et l’Afrique du Nord (Algérie). « Par ses chiffres, ses estimations et ses tendances, (notre) enquête parapétrolière annuelle confirme la situation de crise ressentie par les acteurs de la filière », conclut Evolen. « Les entreprises françaises ont su par le passé prouver la qualité de leur savoir-faire, gagnant par cela une réputation mondiale d’excellence », ajoute l’association de la filière des hydrocarbures. « En mobilisant leurs capacités d’inventivité et d’adaptation aux besoins et surtout agissant de concert pour reconquérir de nouveaux marchés, elles auront les moyens de passer la vague ». n eric saudemont à partir d’un document réalisé par Thierry Rouaud, chargé de mission, Evolen.

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