L'énergie dans le champ pétrolier

L'accès à une alimentation électrique fiable sur site devient aussi crucial pour l'exploitation du Permien que les installations de forage et les réseaux de collecte. À mesure que les opérateurs électrifient les opérations de forage, de fracturation hydraulique et de production, la production d'électricité en aval du compteur est de plus en plus considérée comme une infrastructure de terrain permanente plutôt que comme une solution transitoire. (Image : INNIO)

Le défi énergétique du bassin permien ne se limite plus à la fourniture d'électricité temporaire pour les plateformes de forage ou les unités de fracturation hydraulique. L'électrification se généralise à presque toutes les étapes de l'exploitation en amont, faisant de l'énergie fiable un élément essentiel des infrastructures de production, au même titre que les systèmes de collecte, les pipelines et les installations de compression.

Les installations de forage électrique, les flottes de fracturation hydraulique électrique, le pompage artificiel, le traitement de l'eau et la compression électrique contribuent à une augmentation constante de la demande en électricité dans tout le bassin. Selon les estimations d'ADI Analytics, les opérations pétrolières et gazières ont consommé environ 3 à 5 GW d'électricité en 2022, et la demande devrait atteindre 10 à 12 GW d'ici 2032. La demande régionale totale, incluant les centres de données et autres utilisateurs industriels, pourrait à terme dépasser 20 à 25 GW.

Il en résulte un changement fondamental dans la manière dont les exploitants conçoivent la production d'énergie. Plutôt que de considérer la production sur site comme une solution transitoire en attendant le raccordement au réseau électrique, nombreux sont ceux qui commencent à intégrer la production décentralisée dans leurs stratégies de développement à long terme.

« Au départ, tout le monde y voyait une solution transitoire, mais je la considère de plus en plus comme une partie intégrante et permanente de l'infrastructure énergétique du Permien », a déclaré Uday Turaga d'ADI Analytics.

INNIO observe la même transition du point de vue des fournisseurs d'équipements.

Les groupes électrogènes modulaires permettent aux opérateurs d'accroître la capacité de production au fur et à mesure de l'expansion du développement du gisement, tout en assurant la redondance et la flexibilité nécessaires aux opérations sur les champs pétroliers isolés. (Image : INNIO)

« Nous constatons de plus en plus que la production d'énergie décentralisée sur site est intégrée aux plans de développement à long terme des gisements, et non plus considérée comme une simple solution transitoire », a déclaré l'entreprise en réponse aux questions de COMPRESSORtech2. « Les opérateurs ont besoin d'une alimentation électrique fiable, indépendamment des délais d'expansion du réseau, et nombre d'entre eux conçoivent des systèmes capables de soutenir leurs opérations pendant des années tout en restant évolutifs face à la croissance de la demande. »

Au-delà du pouvoir temporaire

Les limitations du réseau électrique ont initialement fortement influencé la demande de production d'électricité sur site. L'exploitation pétrolière et gazière progresse souvent plus rapidement que les capacités d'expansion des réseaux de transport et des sous-stations électriques, ce qui rend impraticable pour les exploitants d'attendre des années pour bénéficier d'un service électrique permanent.

Aujourd'hui, cependant, les avantages économiques se sont élargis. La production dédiée offre un meilleur contrôle sur la fiabilité, l'approvisionnement en combustible, les coûts d'exploitation et la résilience, notamment dans les zones reculées où les calendriers de production ne peuvent pas dépendre entièrement de l'expansion du réseau électrique.

Turaga estime que le modèle à long terme combinera souvent le service public et la production d'électricité sur site. Plutôt que de remplacer le réseau, cette production locale assure la redondance, répond aux pics de consommation et permet aux exploitants de poursuivre le développement de zones dépourvues d'infrastructures de service public.

L'activité commerciale reflète cette transition. Des entreprises comme ProPetro, via sa filiale ProPWR, et des partenariats impliquant Diamondback Energy, Halliburton et VoltaGrid déploient de grands systèmes de production d'électricité alimentés au gaz naturel, capables de soutenir les parcs de fracturation électrique et d'autres opérations énergivores.

Adaptation de la production à la charge

Le développement de la production d'électricité en aval du compteur modifie également la façon dont les opérateurs choisissent leurs équipements électriques.

D'après ADI Analytics, les moteurs à gaz alternatifs sont particulièrement adaptés à la production décentralisée grâce à leur modularité, leur rendement élevé et leur capacité d'adaptation rapide à la charge. La capacité peut être augmentée progressivement au fur et à mesure de l'expansion du forage et de la production, ce qui rend ces moteurs intéressants pour les micro-réseaux pétroliers et les applications de production d'énergie décentralisée.

Les turbines à gaz deviennent généralement plus compétitives là où la demande en électricité est plus importante, plus centralisée et relativement constante, comme dans les grands centres de collecte, les usines de traitement du gaz et les sites de production.

Uday Turaga

« Les moteurs à pistons présentent généralement des avantages en termes d'efficacité, de modularité et de capacité à suivre la charge », a déclaré Turaga. « Les turbines à gaz sont généralement mieux adaptées aux applications centralisées de grande envergure et à fonctionnement continu. »

INNIO a indiqué que les opérateurs déploient de plus en plus de groupes électrogènes multiples plutôt que de s'appuyer sur une seule unité de grande capacité. Cette approche modulaire permet d'ajouter ou de retirer de la capacité de production en fonction de la demande, tout en améliorant la redondance.

L'entreprise a également souligné que les moteurs à gaz de grande cylindrée offrent une réponse transitoire rapide lors de variations des conditions d'exploitation. L'intégration de systèmes de stockage d'énergie par batteries permet d'améliorer les performances globales du système, tandis que les commandes avancées et la surveillance numérique des actifs simplifient l'exploitation et offrent une meilleure visibilité sur l'état des équipements répartis sur l'ensemble du site.

Le gaz de gisement modifie l'économie

L'un des plus grands atouts du Permien est son abondante production de gaz associé.

Plutôt que d'acheter l'intégralité de leur électricité sur le réseau, les opérateurs peuvent utiliser du gaz produit localement pour alimenter les installations de forage, les flottes de fracturation hydraulique, les systèmes de collecte, les stations de compression et les installations de production.

Selon INNIO, les moteurs à pistons modernes sont de plus en plus polyvalents en matière de carburant. Les moteurs Waukesha peuvent fonctionner avec du gaz de tête de puits, du gaz de gazoduc, du gaz non exploité, du gaz de torchère, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel liquéfié et du propane, ne nécessitant souvent que peu ou pas de traitement supplémentaire du carburant en fonction de sa qualité.

Cette flexibilité améliore la rentabilité des projets, notamment lorsque les prix du gaz sont faibles ou que la capacité de transport par pipeline est limitée.

Turaga a toutefois souligné que la qualité du combustible et la gestion de la pression demeurent des considérations d'ingénierie importantes. La composition du gaz varie selon les zones de production et tout au long de la durée de vie d'un gisement, ce qui oblige les ingénieurs à évaluer les exigences en matière de déshydratation, d'élimination des contaminants, de régulation de la pression et de compression en fonction des conditions propres à chaque projet.

La compression devient partie intégrante du système électrique.

L'augmentation de la production sur site ne diminue pas l'importance de la compression. Au contraire, elle renforce son rôle.

Le gaz combustible doit toujours être collecté, conditionné et acheminé à pression stable vers les équipements de production. Lorsque la pression du réservoir diminue ou que les installations de production s'éloignent des sites de production, une compression supplémentaire peut s'avérer nécessaire pour garantir un approvisionnement fiable en combustible.

La compression apparaît également du côté de la demande, puisque de nombreux systèmes de collecte deviennent eux-mêmes électrifiés.

« Je pense que les implications pour la compression sont importantes et globalement positives », a déclaré Turaga. « Une production accrue sur site engendre une demande supplémentaire en infrastructures de collecte, de traitement et de compression du gaz combustible. »

INNIO a également souligné que la fiabilité est primordiale dans les conditions d'exploitation du Permien. Les températures ambiantes élevées, la poussière, l'éloignement des sites et le fonctionnement continu renforcent l'importance de la redondance, de la surveillance à distance et de la maintenance prédictive. Les systèmes de surveillance numérique aident les opérateurs à optimiser la planification de la maintenance tout en maximisant la disponibilité des équipements sur des sites géographiquement dispersés.

Les similitudes entre la compression contractuelle et l'énergie en tant que service incitent certaines entreprises de compression à se développer dans la production décentralisée.

Turaga estime que nombre de fournisseurs possèdent déjà les capacités opérationnelles nécessaires à cette transition. Les prestataires de services de compression sous contrat savent déployer rapidement des équipements motorisés de grande taille, assurer la maintenance des machines tournantes dans le cadre de contrats de service à long terme et accompagner les clients dont l'objectif principal est la disponibilité des équipements plutôt que leur acquisition.

« Les compétences clés des entreprises de compression sous contrat résident dans leur capacité à déplacer l'équipement du point A au point B sur demande et à être en mesure de s'installer et de se déployer assez rapidement », a déclaré Turaga.

Cette transition nécessite néanmoins une expertise supplémentaire dans les domaines des générateurs, des appareillages de commutation, des systèmes de protection électrique et des commandes de micro-réseaux, créant ainsi des opportunités de partenariats entre les entreprises de compression traditionnelles et les spécialistes des systèmes électriques.

Les exploitants pétroliers et gaziers ne sont plus les seuls clients à se disputer les turbines à gaz, les moteurs alternatifs, les générateurs et les équipements électriques.

Les développeurs de centres de données augmentent rapidement la demande en matière de production d'électricité dédiée au gaz naturel, et s'adressent souvent aux mêmes fournisseurs d'équipements qui desservent le secteur énergétique en amont.

Turaga estime que les exploitants de centrales hyperscale bénéficient d'avantages financiers considérables susceptibles de réduire la disponibilité des équipements et d'allonger les délais de livraison des moteurs, turbines, générateurs et appareillages de commutation. De nombreuses installations futures devraient combiner la fourniture d'électricité au réseau et la production d'énergie autonome, ce qui augmentera encore la demande en infrastructures de gaz naturel.

Le défi consiste à mettre en œuvre l'infrastructure.

Malgré une forte demande, Turaga considère que la principale contrainte du secteur réside dans l'exécution plutôt que dans les fondamentaux du marché.

Les délais de livraison des moteurs, turbines, générateurs et équipements électriques restent longs. La main-d'œuvre qualifiée demeure rare, tandis que les exigences en matière de permis et d'infrastructures de gaz combustible peuvent retarder les projets.

Parallèlement, les exigences en matière d'émissions prennent une importance croissante lors de la planification des projets. INNIO a indiqué que les exploitants recherchent des solutions permettant de satisfaire aux exigences réglementaires tout en préservant leur flexibilité opérationnelle. L'entreprise a souligné que l'utilisation du gaz naturel disponible, combinée aux technologies de contrôle des émissions, peut contribuer à atteindre les objectifs opérationnels et environnementaux.

Le changement le plus important, cependant, va bien au-delà de tout simple équipement.

L'énergie devient un élément permanent de l'infrastructure des champs pétroliers. À mesure que les opérateurs électrifient le forage, la fracturation, le pompage artificiel, la gestion de l'eau et la compression, la réussite des projets dépendra de plus en plus de l'intégration de la production d'énergie, du traitement du gaz combustible, de la compression, des systèmes de contrôle et de la surveillance numérique au sein d'un système d'exploitation unique.

Pour l'industrie de la compression, cette évolution représente une opportunité qui va bien au-delà de la simple fourniture d'un nouveau compresseur. Les compresseurs deviennent un maillon essentiel entre la production de gaz naturel et la production d'électricité, contribuant à transformer le gaz associé en une électricité fiable qui soutient le développement de la prochaine génération du bassin permien.