Technip, au sein d’un consortium avec Aker Solutions et SBM Offshore, a remporté auprès de Shtokman Development AG un contrat d’ingénierie pour une unité flottante de production, dans le cadre de la partie offshore de la première phase du développement du champ Shtokman, en Russie.
Le champ Shtokman, situé en Mer de Barents, est un des plus importants gisements de condensats de gaz au monde avec des réserves avoisinant 3 800 milliards de m3 de gaz et 37 millions de tonnes de condensats d’hydrocarbures.
Le contrat qui représente un montant d’environ 25 millions d’euros devrait être achevé au premier semestre 2010.
Il comprend la définition conceptuelle de l’unité flottante de production, l’ingénierie d’avant-projet détaillé de la coque, du système de tourets et d’ancrage, ainsi que des installations de surface. Le contrat sera réalisé par une équipe intégrée expérimentée impliquant les trois partenaires du consortium, dont Aker est le leader. Le consortium s’est engagé à maximiser la part de contenu russe et le transfert de compétences, conformément aux directives de Shtokman Development AG.
Le projet Shtokman présente d’importants défis technologiques : l’unité flottante de production devra en effet être capable de résister aux conditions climatiques extrêmes de l’Océan Arctique, avec notamment une coque résistante à la banquise pouvant être détachée pour éviter des icebergs importants.
Les actionnaires de Shtokman Development AG sont Gazprom (51 %), Total (25 %) et StatoilHydro (24 %).
toujours plus loin, dans des conditions toujours plus difficiles , c’est sûr qu’à l’avenir , on ne va pas manquer de gaz .
Avec une telle technologie , on pourra bientot et trés vite exploiter les Hydrates de Gaz en mer !
Certes vous avez raison pour Technip, mais en cherchant sur Google , il me semble que Total (ou une autre compagnie) avait fait des essais de démonstration de faisabilité technique , concluant que d’ici 2030-2040 cela pourrait devenir exploitable économiquement . A voir donc…
Il existe un cas particulier où des hydrates de méthane ont pu être exploités. Le gisement de Messoyakha, un petit champ de gaz peu profond en Sibérie occidentale, présentait la particularité de se situer juste à la limite de stabilité des hydrates de méthane. En conséquence, sa partie basse était un gisement de gaz “normal” (du gaz libre dans du sable) tandis que le haut était rempli d’hydrates. L’exploitation du gaz conventionnel a réduit la pression et a déstabilisé les hydrates, dont le méthane a alors pu être utilisé. L’exploitation des hydrates de méthane a donc déjà une petite lueur d’espoir . Je n’ai plus retrouvé pour l’instant l’article de l’essai de Total (ou d’une autre compagnie) vu il y a quelques années .Je vais continuer à chercher , si je trouve , je vous tiens au courant : Cordialement …
Voici un article paru dans “La recherche” en 2004 ,repris semble t’il sur un article de la revue “Science” en 2004 : Article paru sur http://www.larecherche.fr ÉNERGIE Mark Noble : « Des hydrates de gaz prometteurs ? » Découverts dans les années soixante-dix, les gisements naturels d’hydrates de gaz présents dans les sédiments marins et certains sols gelés font l’objet de recherches intensives. Certains y voient en effet l’énergie du futur : dans ces composés, les molécules d’eau s’organisent en une sorte de cage où se loge du méthane. Les essais réalisés par un consortium international sur le site expérimental de Mallik, dans le nord-ouest canadien, livrent les premières données . Quels sont les résultats de ces premiers essais de production ? MARK NOBLE : Le principal est qu’il est effectivement possible d’extraire le méthane ! C’était l’une des grandes inconnues. L’incertitude venait de la répartition des hydrates à l’intérieur de la roche. Avant les essais, on ne savait pas très bien s’ils étaient piégés dans des pores communiquant entre eux ou non, ni le volume qu’ils occupaient. Il est apparu que les roches de Mallik constituent un cas presque idéal puisque les hydrates, qui représentent en moyenne 20 à 30 % des roches, sont localisés dans des espaces bien connectés. Le côté technique posait moins de problèmes. Les hydrates de gaz étant stables à basse température et haute pression, il suffit a priori de chauffer les dépôts en y injectant de la vapeur d’eau ou de relâcher la pression dans le forage. C’est effectivement avec ces deux méthodes, bien maîtrisées par les pétroliers, que les chercheurs ont réussi à récupérer de petites quantités de méthane pendant plusieurs jours d’affilée, pouvant atteindre 1 500 mètres cubes par jour. Les rendements exacts devraient être publiés en septembre . Mais cette expérience ne dit rien des autres gisements potentiels. À combien s’élève le stock global d’hydrates de méthane ? Les chiffres, avancés dans les années quatre-vingt-dix par les chercheurs de l’US Geological Survey (USGS), étaient extraordinaires : quelque 10 000 milliards de tonnes (gigatonnes ou Gt) de méthane piégées sous la forme d’hydrates ! Mais cette estimation a depuis lors été revue à la baisse, et l’on parle aujourd’hui de 500 à 2 500 Gt. En outre, ce chiffre est à manier avec précaution. Il s’agit en effet de réserves globales et non de réserves exploitables. Et si des hydrates de gaz ont été repérés dans presque toutes les mers du monde et les régions arctiques, nous sommes loin de savoir si ces gisements sont suffisamment riches pour être exploitables. Aujourd’hui, seuls deux d’entre eux, les sites de forages expérimentaux de Nankai, au sud du Japon, et de Mallik, sont bien connus. Les stocks de méthane pouvant faire l’objet d’une production risquent donc d’être inférieurs à ceux du gaz naturel soit 1 500 Gt. Pour Timothy Collett, de l’USGS, qui participe au projet Mallik, la production de méthane pourrait débuter bien plus vite que prévu, d’ici dix à quinze ans. Partagez-vous cette vision ? Certes, preuve est faite que l’extraction est possible, du moins pour des gisements « riches » comme celui de Mallik. Mais, en l’état actuel de nos connaissances, il est difficile de généraliser. Nous devrions avoir des éléments de réponse très prochainement avec la multiplication des forages expérimentaux, notamment au Japon. Le gouvernement de ce pays, tout comme celui des États-Unis, investit beaucoup dans ce domaine (50 millions de dollars cette année pour le premier, 10 millions pour les seconds). Gros importateurs de gaz et de pétrole, ces deux pays possèdent aussi d’importants gisements d’hydrates de gaz sur leurs côtes. Une trentaine de puits expérimentaux vont être forés dans les mois qui viennent dans la fosse de Nankai, où plusieurs réservoirs potentiels ont été repérés grâce aux études sismiques. L’objectif affiché du Japon est ambitieux : se lancer dans la production le plus vite possible et couvrir par ce biais les besoins domestiques en gaz au cours des cent prochaines années. C’est donc probablement là que les premières exploitations se feront Propos recueillis par Fabienne Lemarchand Propos recueillis par Fabienne Lemarchand Résultats présentés au Japon en décembre : http://www.mh21japan.gr.jp /english/index.html et /scng/hydrate/ R. Kerr, Science, 303, 946, 2004.
Ainsi , même si les stocks de méthane pouvant faire l’objet d’une production risquent donc d’être inférieurs à ceux du gaz naturel soit 1 500 Gt , ce sera toujours ça à exploiter pour les grandes compagnies d’extractions de gaz dans le futur ( plusieurs décénies au moins) . Et ce ne seront pas les investissements coûteux qui les dissuaderont à cette époque future .