PRO - ECO1 - S1-G1 - 26-30 Avril PDF [PDF]

Zitiervorschau

FORMATION PROFESSIONNALISANTE PRO/ECO1 – GROUPE 1 

Économie et Management de l’Amont  Économie de la chaîne pétrolière  Alger – 26 au 30 avril 2015  Sylvie SAULNIER – Mohamed‐Lyes DJENAOUI

Formation professionnalisante en  économie et management de l’amont Module 1 : Économie de la chaîne pétrolière Programme

Économie de la chaine pétrolière Matin

Après‐midi

Scène énergétique internationale

Jour 1

S. SAULNIER

Scène énergétique internationale

Economie de l’aval pétrolier

S. SAULNIER

S. SAULNIER

Jour 3

Economie de l’aval pétrolier

Economie de l’amont pétrolier

S. SAULNIER

ML. DJENAOUI

Jour 4

Economie de l’amont pétrolier ML. DJENAOUI

Cadre contractuel et fiscal de  l’amont pétrolier

Les marchés pétroliers physiques

Les marchés pétroliers financiers

ML. DJENAOUI

ML. DJENAOUI

Jour 2

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

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Jour 5

ML. DJENAOUI

1

2

Module 1 ‐ Economie de la chaîne  pétrolière Sylvie SAULNIER [email protected] EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

PETROQUIZZ

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3

Demande pétrolière



En 1979, la consommation mondiale de pétrole était de 3,1 Gtep. En 2013, a‐t‐elle été : A. Plus faible de 33 % ? B. Sensiblement identique ? C. Plus forte de 33 % ?

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Réserves pétrolières



Au rythme actuel de la production, pour combien de temps environ dispose‐t‐on de réserves prouvées de pétrole ? A. B. C. D.

27 ans 37 ans 47 ans 53 ans

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4

Unités de mesure



A un litre près, combien y a‐t‐il de litres dans un baril de pétrole ?

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Demande pétrolière



En Europe, depuis 1979, la consommation de produits pétroliers a‐t‐elle A. Augmenté de 25% ? B. Stagné ? C. Baissé de 25% ?

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5

L’OPEP



Combien y a‐t‐il de pays membres de l’OPEP ? Citez en 5

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Demande pétrolière



En 2013, quels ont été les premiers pays consommateurs de pétrole dans le monde ?

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6

Production



Lesquels des pays OPEP ou non OPEP produisent le plus de brut ? OPEP ou NON OPEP

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Réserves pétrolières



Quelle est la part des réserves prouvées de pétrole brut situées dans les pays de l’OPEP ? A. 1/3 B. 1/2 C. 3/4

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7

Unités de mesure



Une production de 1 baril/jour de pétrole = ……….tonnes/an ?

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Réserves pétrolières



Le ratio R/P du pétrole brut conventionnel est de 57 ans au niveau mondial. Quels sont les ratios R/P respectifs des zones OPEP et non‐OPEP ? A. B. C. D.

OPEP : 50 ans / Non‐OPEP : 40 ans OPEP : 60 ans / Non‐OPEP : 35 ans OPEP : 70 ans / Non‐OPEP : 30 ans OPEP : 90 ans / Non‐OPEP : 26 ans

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8

Prix du pétrole



Entre le Brent et l’Arabe léger, quel est le brut dont le prix spot au baril est le plus élevé ?

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Production de la CEI



Quelle est la part de l’ensemble de la CEI dans le total de la production mondiale de pétrole ? A. B. C. D.

6% 16% 26% 36%

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9

Raffinage



Combien y‐a‐t‐il de raffineries dans le monde ? A. B. C. D.

50 350 700 2000

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10

La scène énergétique internationale

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Chaîne d’hydrocarbures

Amont (Upstream) Exploration

Développement

Production

Transport & Stockage Stockage

Raffinage Pétrochimie EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Transformation Distribution

Réseau de Collecte

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Aval (Downstream)

Transport

Traitement

MARCHES

11

Le brut : mélange d’hydrocarbures CH4 C4H10 C6H14

C20H42

...

BRUT

=

Paraffines normales

Isoparaffines

+ soufre Naphtènes

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+ métaux

Aromatiques

Mélange de chaînes carbonées de longueurs et de structures différentes EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Exemples de bruts Demande du marché mondial

0% 20%

Sahara

(Algérie)

Brent

Arabian Light

Safaniyah

Boscan Heavy Oil

(Arabie Saoudite)

(Arabie Saoudite)

(Venezuela)

0,855 34 1,7

0,893 27 2,8

0,995 10,7 5,3

Gaz Léger

40%

60% 80% 100%

Distillat  moyen Produits lourds

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

0,806 44 0,2

0,837 37,5 0,3

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Densité ° API Teneur en soufre (poids %)

12

Les causes de la demande énergétique 



Les prix



Les performances économiques et techniques des différentes filières



La disponibilité des sources d’énergie



Les politiques publiques nationales



L’acceptabilité environnementale des différentes filières

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S 113*4 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Crude oil price 160

$/b Geopolitical  tensions in North  Africa and Middle  East

140

120 Staff attacks  in Saudi  Arabia Disturbances  in Nigeria,  Iraq

100 Katrina & Rita  hurricanes

80 OPEC quotas

Iraq events

60

40

Nationalization  of oil fields

Iran/Iraq War

Kuwait  crisis

Netback  contracts

Sept. 11th

OPEC quotas

Counter  Shock

OPEC domination Iranian  revolution

1st Shock Yom Kippur War

OPEC quotas Asian crisis

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2nd shock

20

0

Eco crisis

Mexico,  Venezuela, Saudia  Arabia  agreements

72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 Source : Platt's S 402*16 – January 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

13

Équivalences énergétiques 1 tep 0,9 tep

0,67 tep

0,085 tep production et consommation

0,33 tep 0,26 tep*

1 t de charbon

1 t  de lignite

1 000 m3 de gaz naturel

1 000 kWh © 2015 ‐ IFP Training

1 t de pétrole = 7,3 barils

*Les données relatives à la production, aux échanges et à la consommation finale d’électricité sont calculées en fonction du rendement énergétique de l’électricité, c’est‐à‐dire selon le coefficient suivant : 1 TWh = 0,26 Mtep. La production d’origine hydro‐électrique (production par pompage non‐comprise) et l’électricité produite par d’autres moyens non thermiques (éolienne, marémotrice, solaire, etc.) sont affectées du même coefficient.

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Consommation mondiale d'énergie primaire commerciale TOTAL : 12,7 Gt Mtep

Renouvelables 2% 0,3 Gt Électricité 11% 1,4 Gt Gaz 24% 3,0 Gt

Pétrole 33% 4,2 Gt

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Charbon 30% 3,8 Gt

Source : BPSR S 121*1bis – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

14

Consommation mondiale d'énergie commerciale TOTAL : 12,7 Gt Pétrole 33% 4,2 Gt Charbon 30% 3,8 Gt

Gaz 24% 3,0 Gt

Électricité 11% 1,4 Gt

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Renouvelables 2% 0,3 Gt

Source : BP Statistical Review S 121*1 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Consommation d’énergie primaire par habitant ‐ 2013 Population (M. hab.)

Consommation d'énergie (tep/hab.)

2 787

470

5,9

674

488

1,4

Europe

1 898

608

3,1

CEI

1 028

292

3,5

Afrique

408

1 100

0,4

Moyen‐Orient

785

234

3,4

Asie OCDE**

881

205

4,3

4 270

3 740

1,1

12 730

7 137

1,8

Am. du Nord* Am. Centrale et du Sud + Caraïbes

Asie non OCDE

TOTAL MONDE Source: BPSR et PRB S 115*6 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

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Consommation d'énergie (Mtep)

* Etats‐Unis, Canada, Mexique ** Japon, Corée du Sud, Australie, Nouvelle‐Zélande 15

Consommation d’énergie primaire par habitant ‐ 2013

Tep

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Source : BP Statistical Review of World Energy SS231 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Structure de la demande des pays industrialisés ‐ 2013

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Source: BP Statistical Review S251 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

16

Structure de la demande des PED ‐ 2013

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Source: BP Statistical Review S252 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Demande mondiale de pétrole en 2013 : 4185,1 Mt

USA  20% Canada  3% Mexique  2%

Allemagne France Italie RU

3% 2% 2% 1%

OCDE Asie Pacifique         9% Chine  13% Non OCDE Asie  12% © 2015 ‐ IFP Training

Source : BPSR SS138 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

17

Consommation pétrolière globale* ‐ 6 pays OCDE  1978=indice de réf. 100

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Source : CPDP

* marché intérieur dont autoconsommation hors soutes

P111*1 – Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Consommation pétrolière globale* ‐ 6 pays non OCDE 1978=indice de réf. 100

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* marché intérieur dont autoconsommation hors soutes Source : CPDP P121*2 Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

18

Évolution comparée de la consommation de carburants auto‐essence (indice 100 : année calendaire 1973)

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Source : CPDP P417 – Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Évolution comparée de la consommation de gazole (indice 100 : année calendaire 1973)

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Source : CPDP P418 – Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

19

Le marché de l’essence et du Gazole et part du  Gazole

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Source : CPDP P411*9 – Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Accises en Europe en Janvier 2015 Euro‐Super 95

Automotive gas oil

LPG ‐ Motor fuel

Heating  gas oil

€/ 1000L Austria

493

410

Belgium

615

429

Denmark

614

Finland

Fuel oil Sulfur   1 Mboe > 2 Mboe

> 4 Mboe (...)

Kazmunaigas

> 10 Mboe Libya

Surgut © 2015 ‐ IFP Training

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Les NOC



Objectifs ? • • • •



Développer leurs ressources durablement Stabilité du prix Eviter la substitution énergétique Croissance de la demande

Qui ? • PetroChina ; Gazprom ; Petrobras ; Petronas • Kuwait Petroleum Corporation ; NIOC ; Nigerian National Petroleum Corporation ; PetroEcuador ; PDVSA ; Qatar Petroleum ; Aramco ; Sonangol ; Sonatrach ; Abu Dhabi National Oil Company © 2015 ‐ IFP Training

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29

Commentaire : quelques NOC    

           

 

 

                 

Petrobras (Brazil) Empresa Estatal Petróleos del Ecuador (PetroEcuador) (Ecuador) Petroleos de Venezuela (PDVSA) (Venezuela) Petroleos Mexicanos (PEMEX) (Mexico) Petroleum Development Oman (Oman Petron (Philippines) Petronas (Malaysia) Petróleos Paraguayos Paraguay) Petróleos del Perú (Petroperú) – Peru) PKN Orlen (Poland) Qatar Petroleum (Qatar) Rosneft (Russia) Saudi Arabian Oil Company (Aramco) (Saudi Arabia) Sinopec (China) Sonangol (Angola) Sonatrach (Algeria) Statoil (Norway) Turkmen Nebit Gaz Onumleri (Turkmenistan) Uzbekneftegaz (Uzbekistan) …

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

Abu Dhabi National Oil Company (Abu Dhabi) China National Offshore Oil Company (CNOOC) (China) China National Petroleum (PetroChina) (China) Empresa Colombiana de Petróleos S.A. ("Ecopetrol") (Colombia) Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) (Egypt) Emirates National Oil Company (Dubai) ENI (Italy) Gazprom Neft (Russia) GEPetrol (Equatorial Guinea) Iraq National Oil Company (Iraq) KazMunayGas (Kazakhstan) Kuwait Petroleum Corporation (Kuwait) National Iranian Oil Company (NIOC) (Iran) National Oil Corporation of Kenya (Kenya) National Oil Corporation (Libya) Nigerian National Petroleum Corporation (Nigeria) Oil and Natural Gas Corporation (India) Pertamina (Indonesia) Vietnam National Oil and Gas Group (Petro Vietnam) (Vietnam)

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Les IOC



Objectifs ? • • • •



Accès aux ressources Stabilité du prix ou prédiction Rémunération des investissements (amont et aval) Croissance de la demande

Qui ? • Compagnies indépendantes • Majors ou super majors (années 1990) : ExxonMobil, RD Shell, Chevron, BP, TOTAL, ConocoPhillips © 2015 ‐ IFP Training

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30

Les compagnies pétrolières après les fusions 300

Capitalisation boursière (G$) Exxon + Mobil

250

BP + Amoco + Arco

200 Exxon

Shell

150

BP Amoco Total + Fina + Elf BP

100

Chevron + Texaco

Mobil Amoco 50

Texaco

Total + Fina

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Fina

Elf Arco

Chevron

Total Réserves hydrocarbures (Gbep)

0 0

5

10

15

20

25

Source : Cies S 606*26 ‐ Juin 2004 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Principaux rachats de compagnies Date

S 671(1) – Mars 2008 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

RD Shell Texaco Chevron BP KIO (Koweit) BP RWE Exxon Elf‐Aquitaine RTZ BP EEP (2/3 ELF 1/3 entreprise) RD Shell Lasmo Huntsman Financial Kuwait Petroleum OK Petroleum Norsk Hydro Apache Amoco Premier Oil Premier Oil

Groupe racheté Shell Oil Getty Gulf Oil Standard (Ohio) 21.7 % BP Britoil Deutsche Texaco Canadian Texaco 96 % Pennwalt BP Mining interests 11.7 % BP (KIO) OXY exploration assets in UK. Guang Dong (Chine) Ultramar  Texaco petrochemicals BP subdidiary in Luxemburg 50% Texaco Marketing A.B. l Uno X Phoenix Pelican Sumatra Gulf Oil Discovery Petroleum

Valeur du rachat G$ 5.2 14.6 13.2 7.7 6.8 3.1 1.2 4.2 1.1 3.9 4.0 1.4 2.8 1.5 1.1 nd 0.6 nd nd nd 0.1 0.1

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1984 1984 1984 1987 1987 1988 1988 1989 1989 1989 1989 1991 1991 1991 1993 1993 1994 1996 1996 1996 1996 1996

Groupe acheteur

31

Principaux rachats de compagnies Groupe acheteur Duke Power Aramco Saga Petroleum Norsk Hydro Mobil Texaco Ultramar Diamond Shamrok Burlington Resources Shell Oil Corp BP Arco KN Energy Kerr McGee Total Exxon BP Amoco Repsol Totalfina Duke Sinopec Eni Chevron Lukoil

Groupe racheté Valeur du rachat G$ Pan Energy 7.7 Petrogal (35%)  nd Santa Fe Explo 1.2 50% Texaco Marketing A.B. nd Ampolex (Australie) 1.4 Monterey 1.4 Total Petroleum N. America 0.8 Louisiana land & Exploration Co 3.0 Tejas Gas Corp 1.5 Amoco 48.0 Union Texas Petroleum Co 3.0 Mid Con Corp 4.0 Oryx Energy 4.0 Petrofina 12.0 Mobil 77.0 Arco 26.8 YPF 13.4 Elf Aquitaine 54.4 Mobil Europe Gas nd China Newstar Petroleum Corp. 2.8 British Borneo 0.4 Texaco 36.0 nc Getty Petroleum (US)

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Date 1996 1996 1996 1996 1996 1997 1997 1997 1997 1998 1998 1998 1998 1998 1998 1999 1999 1999 2000 2000 2000 2000 2000 S 671(2) – Mars 2008 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Principaux rachats de compagnies Date

S 671(3) – Mars 2008 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Eni Phillips Petroleum Valero Energy Conoco Williams Amerada Hess Devon Energy Shell et Saudi Aramco Phillips petroleum Dynegy Dominion PanCanadian Energy RD Shell Devon Energy Devon BP Devon Energy Kerr‐Mac Gee Singapore Power Pioneer NR Plains E&P

Groupe racheté Lasmo Tosco Ultramar Diamond Shamrock Gulf Canada Barret Triton Energy Anderson Exploration (Alberta) Equilon et Motiva Conoco (fusion) ENRON Louis Dreyfus Alberta Energy Corp. Enterprise Oil Ocean Energy Mitchell Alfa Group, Access Renova Ocean Energy West Port Resources TXU Australia Energeen Nuevo

Valeur du rachat G$ 3.1 7.0 6.0 6.5 3.0 3.2 3.5 3.8 35.0 9.5 2.0 6.4 5.0 5.3 3.0 7.7 5.3 3.4 3.7 2.0 1.0

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2001 2001 2001 2001 2001 2001 2001 2001 2001 2001 2001 2002 2002 2002 2002 2003 2003 2004 2004 2004 2004

Groupe acheteur

32

Principaux rachats de compagnies Groupe acheteur ChevronTexaco Rosnef Noble Energy Anadarko Anadarko Conoco Phillips Statoil Total Oxy Basell Holding BV, Access Ind. Transocean ASA Rosneft Apollo Mangement LP Ssab Svenskt Stal AB National Oilwell Varco Marathon Oil Corporation Penn West Energy Trust Inst Investors, Babcock & Brown Infrast, Babcock & Brown En Inc XTO Energy GDF ONGC SINOPEC

Groupe racheté Valeur du rachat G$ Unocal 18.0 Yuganskneftegaz 10.0 Patina Oil 3.5 Keer – Mc Gee 18.0 Western Gas Resources 5.3 Burlington 35.6 Norsk Hydro 30.0 Deen Creek Energy 1.9 Vintage 3.8 Lyondell Chemical Comp. 20.1 GlobalSantafe Corp 17.4 13.2 Yukos, Governt of Russia Hunstman Corporation 9.6 IPSCO Inc 7.3 Grant Prideco Incorporated 6.6 West. Oil Sands Inc. 6.3 Canetic Resources Trust 5.8 Knight Inc 5.3 PrimeWest Energy Inc, 5.0 Oil Shales (Appalachia, Arkansas…) 2,9 Suez (Merger) 108.0 Imperial Energy 2.6 Tanganyiaka Oil 1.9

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Date 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008

S 671(4) – Mars 2008 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Réserves des compagnies pétrolières au 01/01/2015 Ratio R/P

Pétrole

Gaz

Exxon

18

19

BP

13

21

Shell

11

13

Total

14

16

Chevron

10

17

Conoco

17

14

Eni

11

12

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Source : Annual reports S 622*30 – March 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

33

Production des compagnies pétrolières ‐ 2014

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Source : Rapports Annuels S 621*29 – Février 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Les 7 premières sociétés pétrolières

Net income Market capitalization 02/02/2015

4Q2014

4Q2013

Variation

2014

Sales 2013 Variation 2014 2013 Variation

ExxonMobil

352

6,57

8,35

‐21% 32,52 32,58

0%

412

438

‐6%

RDShell

180

0,60

1,78

‐67% 14,87 16,37

‐9%

431

460

‐6%

Chevron

193

3,47

4,93

‐30% 19,24 21,42

‐10%

212

229

‐7%

Bp

112

‐4,37

1,10

‐498%

4,00 23,58

‐83%

359

396

‐9%

Total

109

‐5,66

2,23

‐353%

4,24 11,23

‐62%

236

252

‐6%

Conoco

76

‐0,04

2,49

‐102%

6,87

9,16

‐25%

56

58

‐5%

Eni

56

0,58

1,61

‐64%

4,92

5,88

‐16%

146

152

‐4% © 2015 ‐ IFP Training

Source : Companies S 601*25 – Février 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

34

Investissements

Autres : transport, distribution (estimations) Pétrochimie (estimations) Raffinage Exploration/Production 2014 estimations 2015 prévisions

© 2015 ‐ IFP Training

Source : IFP EN S 801*33 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Résultats par secteurs BP, EXXON MOBIL, SHELL, TOTAL, CHEVRON

Upstream Downstream

Source: Rapports annuels S663 – Février 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

© 2015 ‐ IFP Training

Chemicals

35

Perspectives d’investissements des majors

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Investissements Million $

© 2015 ‐ IFP Training

(1) BP Amoco since 1998 and BP Amoco Arco since 2000, (2) Exxon‐Mobil since 1999 (3) Chevron Texaco since 2002 and Chevron since 2005 Source: Annual Reports SS006 – Février 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

36

Taux de retour sur investissements

© 2015 ‐ IFP Training

(1) Exxon Mobil since 1999, (2) BP Amoco since 1998 and BP Amoco Arco since 2000,  (3) Chevron Texaco since 2000 and Chevron since 2005,(4) Total Fina Elf since 1999 and Total since 2004 Source: Rapports annuels SS007 – March 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Parts de marché Shell, ExxonMobil, BP, Chevron & Total Mt

© 2015 ‐ IFP Training

Source: Annual Reports & BP Stat. Review SS005 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

37

Evolution du résultat net (1) BP Amoco since 1998 & BP Amoco Arco since 2000 & BP since 2003 (2) Exxon Mobil since 1999 (3) Totalfina since 1999, TotalFinaElf since 2000 & Total since 2003 (4) Chevron Texaco since 2002 and Chevron since 2005

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Compagnies SS046 – Février  2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Les 25 premières sociétés pétrolières 2013

© 2015 ‐ IFP Training

Source: PIW Décembre 2014 SS032 – Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

38

Structure de l'industrie pétrolière

Production annuelle de brut

1973 2013

Capacité de raffinage

*Part de l’État > 50%

© 2015 ‐ IFP Training

Source :  PIW Décembre 2014 S 421*22 – Janvier 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

OPEP (1960 ‐ …)



Objectifs ? • Stabilisation des marchés pétroliers : niveau de prix raisonnables pour éviter la substitution énergétique • Offre régulière aux consommateurs tout en assurant des revenus suffisants aux producteurs et aux investisseurs • Maximiser le revenu issu des ressources non renouvelables



Qui ?

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

39

Commentaire : évolution des membres de l’OPEP 

1960 : 5 membres fondateurs • • • • •



Modifications • L’Equateur suspend son adhésion (dec. 1992 – oct. 2007) • Le Gabon quitte l’OPEP (1995) • L’Indonésie suspend son adhésion (effective en jan. 2009)

Islamic Republic of Iran Iraq Kuwait Saudi Arabia Venezuela



Rejoints par Qatar (1961) Indonesia (1962) Libya (1962) The United Arab Emirates (1967) Algeria (1969) Nigeria (1971) Ecuador (1973) Gabon (1975) Angola (2007).

Membres actuels • • • • • • • • • • • •

Algeria Angola Ecuador Iran Iraq Kuwait Libya Nigeria Qatar Saudi Arabia United Arab Emirates Venezuela

© 2015 ‐ IFP Training

• • • • • • • • •



EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Poids respectifs des différents pays de l’OPEP Réserves de brut  (GT) ‐ 01/01/2014

Production de brut  (mb/j) ‐ 2013

Population  (millions) ‐ 2013

36,5

11,5

30,1

Iran

21,6

3,6

76,5

Irak

20,2

3,1

35,1

Koweit

14,0

3,1

3,5

EAU

13,0

3,6

9,3

2,6

2,0

2,2

107,9

27,0

156,7

46,6

2,6

29,7

Lybie

6,3

1,0

6,5

Nigeria

5,0

2,3

173,6

Angola

1,7

1,8

21,6

Algérie

1,5

1,6

38,3

Equateur

1,2

0,5

15,8

62,3 170,2

9,8 36,8

285,5 442,2

Qatar

OPEP Moyen Orient Venezuela

OPEP hors Moyen‐Orient TOTAL OPEP Source : BPSR et Photius.com S 501*24 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

© 2015 ‐ IFP Training

Arabie Saoudite

40

Perspective de l’offre mondiale de pétrole  Scénario « New Policies » AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source : AIE WEO 2014 SS 168 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

41

Les défis énergétiques

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Deep & ultra deepwater: > 125m & > 1500m Offshore reserves : 650 Gboe ( 350 G) production : 25 to 30% oil & gas production >1000m: 

450 fields for proven reserves estimated to 90  G b oil / Gas 3 Tm3 gas

45% discovered reserves (1998‐2008) ‐ 2/3 is oil 6 to 12% growth / year for deepwater and ultra deep (2010 to 2030, source BP)

Production > 10 Mb/d (>125m) North Sea Canada

Egypt, Israel

Gulf of Mexico ‐ Prod 1.9 Mboed

Asia

Mars, Ursa, Horn Mountain,  Magnolia, …

India (Krishna‐Godavari),  Malaysie (Kikeh), China,  Indonesia …

Gulf of Guinea  2 Mbd (Angola, 

Mexico

Nigeria)

Brazil – Prod 2 Mbd (0.6 presalt) Source: IFP Training & industry, oct 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Albacora, Marlim, Barracuda, Caratinga, Roncador,  Jubarte, Cachalote, Libra, Lula, Tupi, Sapinhoa…

© 2015 ‐ IFP Training

Australia … Reserves >1000m (G boe) 15 7 42

“Heavy” Oil – 2013 OIP

Proven  reserves

Extra Heavy Oil

>1,2 Tb

235 Gb

OIL Shale

>1,5 Tb

Oil Sands

Production  (Mbd) Venezuela

169 Gb

2006

2012

2020

0,3

0,6

0,5

2,5*

‐

‐

‐

World

0,01

0,02

0,02

Canada

0,6

1,1

1,9*

US

1,8 Tb

2000

Athabasca, Cold lake, Peace river ‐ Tar Sands in Alberta

2030

3,8*

5,2*

* gov **Estimations IEA

Production 2012: 2,4 Mbd

Canada

2022

Russia

China Italy

USA Maroc

Venezuela

Congo

Orinoco Extra Heavy Oil  © 2015 ‐ IFP Training

Brazil

Source : CERI, BPSR, PDVSA, Canada National Energy, BloomBerg, CRS US EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Consommation d’énergie primaire par habitant ‐ 2013

Tep

© 2015 ‐ IFP Training

Source : BP Statistical Review of World Energy SS231 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

43

Enjeux géopolitiques 



Irak, Lybie



Iran, Venezuela



Russie



Nigéria



Zone Arctique



Etc. © 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Scénarios énergétiques ‐ Principes Qui : Organismes internationaux, compagnies énergétiques, instituts…… Pourquoi : Pour planifier les investissements énergétiques pour faire face à la demande future et à l’épuisement des réserves. Horizon 20 ans, possible 50 ans mais incertitude plus forte. Comment : modèles mathématiques sophistiqués permettant de simuler l’évolution de la production et de la consommation d’énergie en fonction d’un certain nombre de paramètres.

SS159 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

© 2015 ‐ IFP Training

Hypothèses :  Démographie : L’incertitude liée aux évolutions démographiques globales est faible (environ 8 milliards d’habitants vers 2030 et 10 milliards vers 2050)  Économie : Les scénarios retiennent deux ou trois hypothèses de croissance économique : faible, moyenne, forte.  Technologie : on considère généralement que la technologie connaît des améliorations continues sur une durée de 20 ans. La possibilité d’une innovation majeure est exclue en raison de la difficulté à modéliser un événement par nature imprévisible.  Prix de l’énergie : le prix de chacune des énergies, notamment fossiles, contribue à déterminer sa part de marché dans la consommation totale.  Contraintes environnementales 44

Baisse de 100 à 80$ sur la croissance par zone

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Demande mondiale d’énergie par zone (Mtep)  Scénario « New Policies » AIE 

© 2015 ‐ IFP Training

Source: AIE WEO 2014 Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

45

World oil consumption by zone IEA New Policies scenario  GToe

Non OECD OECD Europe OECD Asia OECD America

*Bunkers and  biofuels :  2013 : 9%  2040 : 13%

© 2015 ‐ IFP Training

Source: IEA WEO 2014 and BP Statistical Review S311 – November 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Demande mondiale d’énergie primaire Scénarios AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source: AIE – WEO 2014 Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

46

Emissions mondiales de CO2 Scénarios AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source : WEO 2011 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Commentaire : les trois scénarios AIE Present policies option : governments pursue an energy policy strategy over the next 25 years based on existing policies; EU keeps its course to achieve by 2020 a 20% reduction in emissions compared with 1990 levels; China 17% reduction CO2 intensity by 2015



New policies prediction : central forecast of IEA WEO2011. Include “broad policy commitments and plans”, measures such as the adoption of carbon pricing by US from 2015 or a 40% reduction in CO2 intensity (compared with 2005) in China by 2020



450 forecast : this policy would give 50% chance of stopping average global temperatures rising by 2°C. The 450 refers to the limit in parts‐ per‐millions terms of the concentration of GHGs in the air. Introduction of CO2 prices in all countries; 100 billion a year of financing for non OECD countries. EU emissions would fall by 30% in the next decade compared with 1990; the US would slice 17% off its emissions compared with 2005; and China would reduce carbon intensity by 45% against 2005 levels by 2020

Source : Oil & Gas Journal Feb.  2011 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

© 2015 ‐ IFP Training



47

Hypothèses sur les taux de croissance du PNB par région Scénarios AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source: AIE – WEO 2014 Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Hypothèses sur les taux de croissance de la population par  région – Scénarios AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source: AIE – WEO 2014 SS130 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

48

Demande mondiale d’énergie par zone Scénario « New Policies » AIE 2040

2012

68% 56%

14%

9%

7%

5% 15%

© 2015 ‐ IFP Training

20%

3% de soutes maritimes internationales Source: AIE WEO 2014  et BPSR S132 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Demande mondiale d’énergie par type d’énergie Scénario « New Policies » AIE  2040 16%

2012 11% 2% 5%

3% 7% 24%

28% 24% 23%

31%

26% © 2015 ‐ IFP Training

Source : AIE WEO 2014 et BPSR S133 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

49

Demande mondiale d’énergie par type d’énergie Scénario « New Policies » AIE 

2012

2040

Pétrole

1,6

4,2

4,8

0,5%

Gaz

0,6

2,8

4,4

1,6%

Charbon

1,4

3,9

4,5

0,5%

Nucléaire

0,1

0,6

1,2

2,3%

Hydraulique

0,1

0,3

0,5

1.9%

Bioénergies et renouvelables

Nd

1,6

2,9

4,9%

Total

3,8

13,4

18.3

1,1%

GTep

© 2015 ‐ IFP Training

1965

Taux de  croissance  annuel 2012/2040

Source: AIE WEO 2014 et BP Stat Review S133ter – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Croissance de la demande mondiale d’énergie par secteurs  et par zones 2012‐2040 – Scénario « New Policies » AIE

© 2015 ‐ IFP Training

Source : IEA – WEO 2014 November 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

50

Evolution de l’offre de pétrole hors OPEP Scénario « New Policies » AIE 

© 2015 ‐ IFP Training

Source : AIE WEO 2014 SS 167 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

Production de pétrole de l’OPEP Scénario « New Policies » AIE 

© 2015 ‐ IFP Training

Source : AIE – WEO 2014 SS 148 ‐ Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

51

Evolutions de l’offre pétrolière  Scénario « New Policies » AIE 

© 2015 ‐ IFP Training

Source: AIE WEO 2014 SS119 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1

52

L’aval pétrolier

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

1. Technique du raffinage

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

53

Du brut aux produits : la raffinerie Pétroles Bruts

Principaux produits pétroliers

Moyen orient Arabie - Irak - Iran Koweit - EAU

Gaz liquefiés de pétrole

Afrique

Carburants auto

Nigeria - Gabon - Congo Angola - Algérie - Libye

Mer du Nord

Carburéacteurs

Autres pays

• Propane • Butane • GPL-c

• Supercarburant avec et sans plomb • Essence auto • Jet A1

Gazole moteur Fioul domestique

CEI (ex URSS) Venezuela Mexique

Fiouls lourds

• HTS • BTS

Bitumes © 2015 ‐ IFP Training

Autres produits

• Naphtas • Essences spéciales (white spirit, essence aviation) • Pétrole lampant • Diesel marine léger • Fuels spéciaux • Huiles de base • Paraffines-cires

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Le pétrole brut est un mélange d'hydrocarbures

CH4 C4H10 BRUT

=

C6H14

C20H42

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

De longueurs différentes

...

54

Le pétrole brut est un mélange d'hydrocarbures

Normales‐paraffines Isoparaffines

=

BRUT

Naphtènes

Aromatiques © 2015 ‐ IFP Training

De longueurs différentes, de formes différentes EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Les hydrocarbures Relation nombre de carbones ‐ Température d’ébullition Température d'ébullition (°C)

Représentation des HC 4 5

...

9 ....

Méthane

C1

‐161,5

Ethane

C2

‐ 89

Propane

C3

‐ 42

Butane

C4

0

Pentane ...

C5

+ 36 ...

Nonane

C9

+ 151

Héxadécane

C16

Eicosane

C20

Triacontane

C30

GAZ

1 2 3

LIQUIDE

Nbre de carbones

T fusion + 18°C

T fusion + 36°C

+ 350

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

....

SOLIDE

+ 287

T fusion + 66°C

....

+ 458 55

Procédés du raffinage Typologie des raffineries

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Chaque produit répond à un besoin spécifique ESSENCES

= Isoparaffines

Aromatiques

Normales‐paraffines

FOD/GASOIL

= © 2015 ‐ IFP Training

SOUFRE Longueurs et formes doivent être adaptées EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

56

Le raffinage

SEPARATION

Qualité

AMELIORATION Léger

CONVERSION Lourd © 2015 ‐ IFP Training

MELANGE EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Schéma de raffinage (1950‐1970) GAZ C3 GPL

D I S T

naphta lourd

ESSENCES AUTO NAPHTA KEROSENE

REFORMEUR 0,6 mT/an

gazole

5 mT/an

C4 GPL

naphta léger

HDS

GAZOLE

0,6 mT/an

2 mT/an résidu atmosph.           R132*7 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

A T M

FUEL (40%) 57

Schéma de raffinage (1970‐2000) GAZ

D I S T

C3 GPL C4 GPL

naphta léger naphta lourd

ESSENCES AUTO

REFORMEUR 1 mT/an

.

Essence

d.s.v.

CRAQUEUR CATALYTIQUE 1.8 mT/an

r.s.v. 1.5 mT/an

VISCO REDUCTEUR

© 2015 ‐ IFP Training

S. V. résidu atm. 3.5 mT/an

1.8 mT/an

Ico

D.

HDS

hco

A T M .

iC4

8 mT/an

gazole

NAPHTA KEROSENE GAZOLE

FUEL (20%)

R133*8 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

58

Séparation Distillation atmosphérique Distillation sous vide

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Séparer

BRUT

Trier par  longueurs des chaînes

Essences Distillats Lourds

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

59

Séparer en "fractions" ou "coupes" GPL + essences 23%

Kérosène 10%

Gazole 29% 

365 ° © 2015 ‐ IFP Training

Résidu atmosphérique 38%

La distillation atmosphérique EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Colonne de distillation Ligne  de tête

Colonne de distillation

Condenseur

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

60

Séparer en "fractions" ou "coupes" DA Gazole sous‐vide 11%

R é s i d u

Distillat sous‐vide 51%

395 ° © 2015 ‐ IFP Training

Résidu sous‐vide 38%

La distillation sous vide EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Distillation sous vide

Système de vide

Colonne de distillation  sous vide

Arrivée du résidu atmosphérique © 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

61

Amélioration Réformeur Isomérisation

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Le problème des essences ESSENCE LEGERE C 5 ‐ C6 Riche en  n paraffines à faibles  indices d ’octane

RON 60 à 80

HDT

CARBURANTS  AUTO

ISOMERISATION CATALYTIQUE

RON 95 RON 98 ISOMERAT

Unités d’élimination  du soufre et autres poisons des catalyseurs

RON 83 à 90

REFORMAT

ESSENCE LOURDE C7 ‐ C10

RON 20 à 50 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

HDT

REFORMAGE CATALYTIQUE

Autres bases carburant : • essences FCC (RON 92) • butane • alkylat • etc.

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Riche en paraffines et  en naphtènes  à très bas  indices d ’octane

RON 98 à 102

62

Reformage catalytique : 1 – Principe du procédé

ESSENCE LOURDE (C7 à C10/11) Issue du pétrole brut Riche en  Paraffines et  en Naphtènes RON 20 à 50

REFORMAGE CATALYTIQUE Haute température : 500°C Pression moyenne Catalyseur au platine Grand apport de chaleur

Gaz riche en H2

9%

Gaz combustible

2%

GPL (C3 ‐ C4)

11%

REFORMAT (C5 à C11) Base carburant riche en  Aromatiques à haut indice d’octane

78%

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RON 98 à 102

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Reformage catalytique : 2 ‐ catalyseur

Catalyseur

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63

Isomérisation – Procédé Hydrogène

•Catalyseur ALUMINE ‐ Platine ‐ Chlore  •Réactions chimiques réalisées en présence d’hydrogène

Essence légère 

ex pétrole  brut

C5 ‐ C6 riche en  nP

Isomérat 150°C 35 bar

Base carburant

C5 ‐ C6 riche en iP RON  90 MON  87

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RON  70 MON  65

catalyseur

Réacteurs d’isomérisation

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

64

Craquer

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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Rendements de différents pétroles bruts

Demande (Monde) 0% 20%

Pétrole brut Saharien (Algérie)

Brent

Arabe léger (A. Saoudite)

Safaniyah

(A. Saoudite)

Boscan Brut lourd

(Venezuelien)

GPL Légers

40%

60%

Moyens

80% © 2015 ‐ IFP Training

Lourds 100%

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65

Craquer pour alléger le baril

CRAQUER Essences

Essences

Distillats Distillats

Lourds

Lourds

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Différents procédés de craquage des charges lourdes

CRAQUAGE  THERMIQUE

Viscoréducteur (visbreaking)

• Beaucoup de gaz et de coke

Cokéfaction retardée (delayed coker)

• Permet de traiter des charges lourdes riches en métaux (RSV)

• Produits obtenus de mauvaise qualité

• Moins de gaz, plus d’essence, moins de coke CRAQUAGE CATALYTIQUE

Hydrocraquage  de distillats Hydrocraquage  de résidus

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

• Qualité des produits moyenne • Procédé adapté au craquage des distillats et de certains résidus

• Essences, kérosène, gazole de très bonne qualité, pas de coke

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HYDROCRAQUAGE CATALYTIQUE

Craquage catalytique fluide (FCC)  pour les distillats

• Consomme de l’hydrogène • Plus cher

66

Craquage thermique Viscoréduction Cokéfaction

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Viscoréduction des résidus sous vide Temps de séjour 20 minutes

Gaz + Essence

Maturation

FOUR DE  CRAQUAGE THERMIQUE

Colonne de distillation

3‐5

100

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10 ‐ 15

Base  fuel lourd à  viscosité réduite

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450°C CHARGE : RESIDU SOUS VIDE Viscosité 1000 à 3000 cSt à 100°C

Gazole de  viscoréducteur

80 ‐ 85 67

Craquer les résidus pour alléger le baril

560° Plusieurs  heures

Gaz 

Résidu  sous vide

(10%)

Essences

‐‐

(10%)

Gazole

‐‐

(20%)

Distillat

‐

(30%)

Coke

(30%)

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CRAQUAGE THERMIQUE POUSSÉ DE RÉSIDUS La cokéfaction retardée

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

68

Craquage catalytique Cracker catalytique fluide (FCC)

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

730°C Fumées de combustion

BRÛLAGE DU COKE

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

530°C

 15  45

 20

Craquage Cokage

100

 15

Essences FCC Gazole FCC (LCO)

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Air

Circulation catalyseur 10 à 20 t/mn

95 Réacteur

Fumées

Coke  5%

Craquage catalytique – Mise en œuvre

Lourds 69

FCC Sortie des  produits craqués

Colonne de  fractionnement

Riser

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régénérateur

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

De nouveaux composants pour les essences

Gaz C4 du réformeur

+

Alkylat

Gaz C4 du FCC © 2015 ‐ IFP Training

Convertir des gaz en essences  À bon indice d'octane :  l'alkylation EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

70

Hydrocraquage catalytique Hydrocracker de distillat Hydrocracker de résidus

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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Hydrocraquage de distillats sous vide Réacteurs

385°C

170  bar

hydrogène

SEPARATION

Essence légère 10% Essence lourde 15% Kerosène 35% Gazole 35% Recycle vers 5%  ‐ Huiles ‐ FCC

HYDROGENE EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

71

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Charges Distillats  sous vide

Gaz 5%

HYDROCRAQUAGE

HYDROTRAITEMENT

four

Hydrodésulfuration

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Les hydrodésulfurations – Principe ESSENCES KEROSENE GAZOLE issus du pétrole brut à haute teneur en soufre

COUPE  PETROLIERE  DESULFUREE

HYDRODESULFURATION  CATALYTIQUE Température : 300 à 400°C Forte pression d’hydrogène Catalyseurs spécifiques

+

Gaz contenant de l’H2S

+

+

+

+

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Transformation en gaz  H2S du soufre contenu dans la charge Composés  sulfurés

HC légers formés par  destruction des  composés sulfurés

+

HYDROGENE

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72

Mélanges Stockages ©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Mélange des bases

Base 1

%

Base 2

%

Base 3

%

Base 4

%

Base 5

%

OPTIMISATION DES MELANGES

QUALITE ET QUANTITE DES BASES ANALYSES  LABORATOIRE

Produit fini EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

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Analyseurs  en continu EXPEDITION 73

Ex de Pool gasoline – Europe de l’ouest (% vol)

Butane 4% ETBE 5% Essence légère 1% Isomérat 6% Alkylat 6%

Reformat 49%

Essence FCC 29% © 2015 ‐ IFP Training

RR051 – Septembre 2008 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Raffinerie simple – Début des années 70 Gaz de raffinerie

Combustible

C3

GPL

C4 C3 ‐ C4

Distillation atmosphérique

H2

Brut

Reformage

Naphta Essences Carburéacteur Gazole

H2

HDS

Fioul  domestique © 2015 ‐ IFP Training

Fioul lourd Combustible Source : CEG‐IFP EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

74

Raffinerie avec conversion classique – Années 80‐90 Gaz de  raffinerie

Combustible GPL

C3 C4

Distillation atmosphérique

Brut

Naphta

C3 ‐ C4

H2

Reformage

Essences Carburéacteur Gazole

H2

HDS

Fioul  domestique

C3 ‐ C4

Craquage  catalytique

Distillation sous vide

Fioul lourd © 2015 ‐ IFP Training

Coke

Viscoréduction Combustible Combustible

Source : CEG‐IFP EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Raffinerie à long terme – 2010‐2020 Gaz de  raffinerie C3

Combustible GPL

C4

nC4

iC4

Isomérisation

FCC/reformage

iC4=

Déhydrogénation

MTBE

Isomérisation

Distillation atmosphérique

Brut

C5 ‐ C6 H2

FCC

C3 ‐ C4

Carburéacteur

HDS/HDT

C3 ‐ C4

Hydrocraquage H2

iC4 C4=

C3 ‐ C4

Dimérisation

Hydroconversion

Résidus

PSA reformage à la  vapeur oxydation  partielle

MeOH H2 pur

Craquage catalytique FCC Coke

Alkylation

TAME reformage

© 2015 ‐ IFP Training

Gaz de raff.

combustible

Gazole

C3= iC4 / C4=/ C3

C3 ‐ C4 H2 reformage

Essence super

Fractionnement

Reformage

H2

Distillation sous vide

MeOH

LCO

HDT

HCO combustible

Source : CEG‐IFP EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

75

2. Economie du raffinage

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Évolution des capacités de raffinage

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Oil & Gas Journal  RR053 – Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

76

Évolution des capacités de raffinage ‐ Mt

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Oil & Gas Journal R201*10 – Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Les 10 plus grandes raffineries au monde (1.1.2015)

Compagnies

Localisation

Capacité b/j

1. Reliance Industries Ltd 2. Paraguana Refining Center 3. SK Corp.

Jamnagar. India Cardon‐Judibana. Falcon. Venezuela Ulsan. South Korea

4. GS – Caltex Corp. 5. S‐Oil Corp. 6. Exxon Mobil Ref & supply Co.

Yeosu. South Korea Onsan. South Korea

785.000 669.000

Jurong/Pulau Ayer Chawan. Singapore

7. Exxon Mobil Ref & supply Co. 8. Saudi Aramco 9. Formosa Petrochemicals Co.

Baytown. Texas Ras Tanura. Saudi Arabia

592.500 560.500 550.000

10. Marathon Petroleum Co. LLC

Garyville. Louisiane

Mailiao. Taiwan

1 240.000 940.000 840.000

540.000 522.000 © 2015 ‐ IFP Training

Source : Oil & Gas Journal RR003 – Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

77

Capacités de raffinage par compagnies (1.1.2015)

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Oil & Gas Journal Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage et consommation de pétrole  mondiales

Capacité de raffinage

Consommation  de pétrole

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Source : BP Statistical Review  et Oil & Gas Journal RR021 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

78

Capacités de raffinage et demande de produits (Mt) 530 1079

1024

289 679

590 Europe de l’Est et CEI

Europe de l’Ouest

370

1264

385

1415

Amérique du Nord 161 318

171

Moyen Orient

311 Afrique

Amérique du Sud  et Centrale

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Asie Capacité de raffinage 01/01/2014 Demande de produits 2013

Source : OGJ et BPSR RR104 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage et demande de produits en Europe  (Mt/an) 22 14

Capacité de raffinage (1.1.2014)

9 8

76

Demande 2013

70

4 7

Finlande

Danemark 60

41

13 9

Suède 112 112

R.U.

Irlande Belgique

Pays Bas 36 31 Allemagne 76 80

65 59

106 62

Portugal

Espagne

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15 11 21 14

France Italie

Grèce

Source : OGJ et BPSR R211 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

79

Capacités de raffinage et demande de produits en  Amérique 98

905 831

104 Canada

73 Etats‐Unis

46* 90

Mexique 77

Caraïbes

Venezuela 64

(en Mt/an)

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Capacité de raffinage (1.1.2014) Demande 2013

36

* estimation Source : OGJ et BPSR R212 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage et demande de produits en Asie  (Mt/an) 525

353 221 Capacité 1.1.201 4 Consommation 2013

148 108

217 175

Corée du Sud Japon

66

Chine

43

Taiwan

32 50

Inde

Thaïlande 27 31

209

14 14 Philippines

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51 74

Malaisie

67 66

Singapour

Indonésie

Source : BP Statistical Review. OGJ R213 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

80

Capacités de raffinage et demande de produits en Afrique  (Mt/an) 36 36

19

23

9

18

Egypte

Libye Algérie

Capacité 1.1.2014 Consommation 2013

24

27 © 2015 ‐ IFP Training

Afrique du Sud Source : EIA. OGJ et BPSR R214 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Structure de la demande par zone (%)

1973

2013

1973

2013

24

27

38 50

64

60 38

30 20

9

37

Union Européenne 3

1973

2013

22

Amérique du Nord

40

30 46 49 14

Asie © 2015 ‐ IFP Training

Essences Distillats moyens Fuel lourd Source : BP Stat Review R502*22 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

81

Flux mondiaux de Gasoil (Mt) en 2013

Europe - 45 Mt

Amérique du Nord + 46 Mt

21

CEI

1 17

Moyen Orient

1

Asie-Pacifique

1 27

1

Afrique

Amérique Latine © 2015 ‐ IFP Training

Estimations basées sur AIE et autres Certain degré d’imprécision RR107 – Juillet 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Les marges MARGE BRUTE DE RAFFINAGE = VALEUR DES PRODUITS (sortie raffinerie) ‐ coût du brut (entrée raffinerie)

MARGE NETTE ou MARGE SUR COUTS VARIABLES = MARGE BRUTE moins COUTS VARIABLES  

RESULTAT OPERATIONNEL =

R301*12 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

MARGE NETTE moins COUTS FIXES DE RAFFINAGE 

82

Économie du raffinage – Marges et coûts



Marges brutes : imposées par le marché



Coûts : contrôlés par le raffineur à travers • Optimisation des approvisionnements (programmation linéaire) • Optimisation des fabrications • Réductions des consommations internes • Economies d’énergie • Gestion de l'entretien • Gestion/formation du personnel • Gestion financière © 2015 ‐ IFP Training

R302 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Marges brutes de raffinage (Raffinerie avec cracking ‐ Europe du Nord Ouest)

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Source : Platt ’s R333*17 – Juillet 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

83

Investissements suivant la complexité de la raffinerie (M$) Raffinerie  conversion  profonde

8 MTA

8 MTA

1020

1320

1320

I Complexe craquage B (D.S.V. F.C.C. Alkyl. viscoréd.) L*

‐

1240

1240

Complexe conversion  profonde

‐

‐

1720

1220

1680

1920

2240

4240

6200

5 MTA

Unités de traitement (hors craquage)

O Offsites (utilités. stockages.  B L ** liaisons. expéditions....)

TOTAL

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Raffinerie  conversion  classique

Raffinerie simple  sans conversion

*   Inside Battery Limit ** Outside Battery Limit Source : EG R312*13 – Sept 2010 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Dépenses mondiales de l’industrie du raffinage Milliards $

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Source : IFP EN RR097 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

84

Coûts du raffinage ($/t) Raffinerie simple  sans conversion 5 MTA

Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

Catalyseurs + Produits chimiques

6.0

10.0

11.0

TOTAL DES COUTS VARIABLES (1)

6.0

10.0

11.0

Personnel Entretien Autres frais fixes + frais de siège Amortissements (2)

5.0 9.0 5.6 2.2

7.0 10.6 7.0 2.7

8.0 15.5 9.4 12.3

TOTAL DES COUTS FIXES + Amort.

21.8

27.3

45.2

TOTAL DES COUTS (1)

27.8

37.3

56.2

Coûts des Utilités inclus dans  Marge Brute (3)

11,9

17,9

© 2015 ‐ IFP Training

(1) Hors Utilités (2) Amortissement économique basé sur une période de 20 ans. Pour raffinerie simple ‐ amortie à 100% mais reste revamping de 224 M$ à amortir sur 20 ans  Pour raffinerie conversion classique ‐ amortie à 100% mais reste revamping de 424 M$ à amortir sur 20 ans Pour raffinerie conversion améliorée ‐ amortie à 100% mais reste hydrocraquing 1960 M$ à amortir sur 20 ans  (3) Prix du Fuel = 297.8 $/t

29,8

Source : EG R322*14 – Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Coûts du raffinage Grass Root ($/t) Raffinerie  Raffinerie  conversion classique conversion profonde 8 MTA 8 MTA Catalyseurs + Produits chimiques

10.0

11.0

TOTAL DES COUTS VARIABLES (1)

10.0

11.0

Personnel Entretien Autres frais fixes + frais de siège Amortissements (2)

7.0 10.6 7.0 26.5

8.0 15.5 9.4 38.8

TOTAL DES COUTS FIXES + Amort.

51.1

71.7

TOTAL DES COUTS (1)

61.1

82.7

Coûts des Utilités inclus dans Marge  Brute (3) Source : EG RR322*14bis– Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

17,9

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(1) Hors Utilités (2) Amortissement économique basé sur une période de 20 ans. Pour raffinerie conversion classique ‐ unité neuve à amortir sur 20 ans  Pour raffinerie conversion améliorée ‐ unité neuve à amortir sur 20 ans  (3) Prix du Fuel = 297.8 $/t

29,8 85

Marges et Résultat Opérationnel  suivant la complexité de la raffinerie sur Arabian Light Mois de Février 2015 Cout CAF du brut 55.9 $/b soit 406.4 $/t

RENDEMENTS EN %  Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

417,5

1.0

4.4

5.0

ESSENCE

618,0

15.7

29.4

33.5

CARBUREACTEUR

594,6

9.9

8.5

9.0

GAZOLE

565,1

27.6

30.0

36.5

FOL 3.5 %S

297,8

41.8

21.7

6.0

VALORISATION ($/t brut traité)

440,5

484,8

505,6

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

34,1

78,4

99,2

TOTAL DES COUTS ($/t) 

27,8

37,3

56,2

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

6,4

41,1

43,0

© 2015 ‐ IFP Training

Prix  ($/t)

Raffinerie  simple sans  conversion 5 MTA

R331*15 – Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Marges et Résultat Opérationnel  suivant la complexité de la raffinerie sur Brent Blend Mois de Février 2015 Cout CAF du brut 57.9 $/b soit 436.8 $/t

RENDEMENTS EN %  Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

417,5

1.9

6.7

6.5

ESSENCE

618,0

18.2

35.4

36.0

CARBUREACTEUR

594,6

13.2

9.8

10.5

GAZOLE

565,1

26.6

35.8

37.0

FOL 1 %S

322,6

36.1

6.3

0.0

VALORISATION ($/t brut traité)

465,7

527,7

521,1

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

28,8

90,8

84,3

TOTAL DES COUTS ($/t) 

27,8

37,3

56,2

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

1,0

53,5

28,2

R331*15 ‐

Avril 2015

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

Prix ($/t)

Raffinerie simple  sans conversion 5 MTA

86

Marges et Résultat Opérationnel sur Raffineries Grass Root suivant la complexité de la raffinerie sur Arabian Light Mois de Février 2015 Cout CAF du brut 55.9 $/b soit 406.4 $/t

RENDEMENTS EN % Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

417,5

4.4

5.0

ESSENCE

618,0

29.4

33.5

CARBUREACTEUR

594,6

8.5

9.0

GAZOLE

565,1

30.0

36.5

FOL 3.5 %S

297,8

21.7

6.0

VALORISATION ($/t brut traité)

484,8

505,6

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

78,4

99,2

TOTAL DES COUTS ($/t) 

61,1

82,7

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

17,2

16,5

© 2015 ‐ IFP Training

Prix ($/t)

R331*15 – Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Marges et Résultat Opérationnel sur Raffineries Grass Root suivant la complexité de la raffinerie sur Brent Blend Mois de Février 2015 Cout CAF du brut 57.9 $/b soit 436.8 $/t

RENDEMENTS EN % Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

417,5

6.7

6.5

ESSENCE

618,0

35.4

36.0

CARBUREACTEUR

594,6

9.8

10.5

GAZOLE

565,1

35.8

37.0

FOL 1 %S

322,6

6.3

0.0

VALORISATION ($/t brut traité)

527,7

521,1

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

90,8

84,3

TOTAL DES COUTS ($/t) 

61,1

82,7

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

29,7

1,7

R331*15 – Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

Prix ($/t)

Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

87

Marges et Résultat Opérationnel  suivant la complexité de la raffinerie sur Arabian Light Mois de Juin 2014 Cout CAF du brut 110.2 $/b soit 801.8 $/t

RENDEMENTS EN %  Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

957,7

1.0

4.4

5.0

ESSENCE

1158,2

15.7

29.4

33.5

CARBUREACTEUR

951,2

9.9

8.5

9.0

GAZOLE

921,7

27.6

30.0

36.5

FOL 3.5 %S

609,7

41.8

21.7

6.0

794,8

872,3

894,5

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

‐7,0

70,5

92,6

TOTAL DES COUTS ($/t) 

‐27,8

‐37,3

‐56,2

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

‐34,8

33,2

36,5

VALORISATION ($/t brut traité)

© 2015 ‐ IFP Training

Prix  ($/t)

Raffinerie  simple sans  conversion 5 MTA

R331*15 – Septembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Marges et Résultat Opérationnel  suivant la complexité de la raffinerie sur Brent Blend Mois de Juin 2014 Cout CAF du brut 112.2 $/b soit 847.3 $/t

RENDEMENTS EN %  Raffinerie  conversion  classique 8 MTA

Raffinerie  conversion  profonde 8 MTA

GPL

957,7

1.9

6.7

6.5

ESSENCE

1158,2

18.2

35.4

36.0

CARBUREACTEUR

951,2

13.2

9.8

10.5

GAZOLE

921,7

26.6

35.8

37.0

FOL 1 %S

656,0

36.1

6.3

0.0

VALORISATION ($/t brut traité)

836,5

938,7

920,1

MARGE BRUTE (valorisation ‐ coût brut en $/t)

‐10,7

91,4

72,8

TOTAL DES COUTS ($/t) 

‐27,8

‐37,3

‐56,2

RESULTAT OPERATIONNEL ($/t) 

‐38,5

54,1

16,7

R331*15 ‐ Septembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

© 2015 ‐ IFP Training

Prix ($/t)

Raffinerie simple  sans conversion 5 MTA

88

Marges brutes de raffinage (Raffinerie avec cracking ‐ Europe du Nord Ouest)

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Platt ’s R333*17 – Avril 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Refining gross margins 1995‐2014

Yearly average 

Break‐even:   30 Euros /t before capital charges

€/t 45 39

40

35

35 30

29

30

26

25

22

21

20 15

34

32

16

17

12

21 18

17 12

15

14

2009

2011

18

11

10 5 0

1997

1999

2001

2003

2005

2007

© 2015 ‐ IFP Training

1995

2013

Source: DGEC et Reuters EM ‐ EPE Total ‐ Economie de la chaine pétrolière Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

89

Production de pétrole brut par qualités

© 2015 ‐ IFP Training

Source : ENI 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Évolution de la consommation mondiale de produits  pétroliers – mb/j

© 2015 ‐ IFP Training

Source : BPSR R501*21 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

90

Principales acquisitions d’actifs de raffinage par les pays  producteurs Acheteur

LIBYE

ABU‐DHABI

KOWEIT

Pays

Vendeur ou associé

Part % acquise

Investis. (M$)

94 78 72

Italie‐ Cremona Allemagne ‐ Harburg Suisse ‐ Colombey

Tamoil/Amoco (83) Coastal (83‐87) Gatoil (90)

100 65 100

440 nd 140

95 282* 600*

Pakistan ‐ Punjab Autriche/Allemagne Corée

Parco (2001) OMV (94) Hyundai Oil Refinery Cie (99)

40 19,5 70

110 nd 510

81 241

Pays Bas ‐ Rotterdam Italie ‐ Milazzo

Gulf oil (83) Agip (95)

100 50

150 125

USA ‐ Convent USA ‐ Port Arthur USA ‐ Norco Corée du Sud Chine ‐ Thalin Chine ‐ Fujian Japon

Shell (89) Shell (89) Shell (89) S‐Oil (91) S‐Oil / Etat chinois (95) ExxonMobil / Sinopec / Fujian Showa Shell (2004)

50 50 50 45 45 25 15

nd nd nd 470 nd nd nd

235 290 220 525* 300 81  222

© 2015 ‐ IFP Training

A. SAOUDITE

Capacité 1.000 b/j

*Capacité totale de raffinage de la compagnie. Le détail par raffinerie n’est pas communiqué

Source: Arab Oil & Gas directory RR061 – Novembre 2010 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Principales acquisitions d’actifs de raffinage par les pays  producteurs Acheteur VENEZUELA

Capacité 1.000 b/j

Pays

Investis. (M$)

268 262 302 220

Allemagne – Gelsenkirchen Allemagne – Neustad Allemagne – Karlsruhe Allemagne – Schwedt

Ruhr Oel/Veba (83‐86 Ruhr Oel/Veba (83‐86) Ruhr Oel/Veba (83‐86) Ruhr Oel/Veba (83‐86)

50 50 50 50

125

440 157 159 193

USA – Lake charles USA – Corpus Christi USA – Lemont USA – Chalmette

Citgo/Southland (86) Citgo/Southland (86) Citgo/Southland (86) Chalmette refining LLC

100 100 100 50

950

13

Suède – Gothenburg

Nynas (95)

50

nd

500

Iles Vierges US – Ste Croix

Amerada Hess (98)

50

nd

320

Antilles Néerlandaise – Emmastad

Refineria Isla Curazao SA

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Part % acquise

Vendeur ou associé

Source: Arab Oil & Gas directory RR062 – Novembre 2010 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

91

Capacités de raffinage ‐ OPEP (Mt/an) 01/01/2014

ARABIE SAOUDITE KOWEIT IRAN

34 27 36

125 47 86

IRAK E.A.U. QATAR

9 ‐ ‐

42 35 7

TOTAL PROCHE ORIENT

106

342

ALGERIE LIBYE NIGERIA

6.5 0.5 3

33 19 22

ANGOLA VENEZUELA EQUATEUR

‐ 81 ‐

2 93 10

216

520

TOTAL

© 2015 ‐ IFP Training

1973

Source : OPEC  Annual Review R611 – Juillet 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Exportations des produits finis des pays de l’OPEP b/j

Capacité de raffinage

Production de produits finis  Demande interne 

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Source : OPEC Annual Review R613*24 – Juillet 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

92

De nouvelles capacités ? En 2010 l’excédent mondiale de capacité de raffinage est de 13 Mb/j (la consommation estimée de brut serait de 86,3 Mb/j) dont 50 % en Europe



Asie : construction de nouvelles raffineries



Pays producteurs de pétrole : upgrading/construction de raffineries tournées vers l’exportation



Etats‐Unis / Europe: projets d’unités de conversion • Etats‐Unis : cokers pour produire plus distillats moyens, et moins de fiouls lourds, réduction des importations d’essence • Europe : hydrocrackers pour produire des distillats et probablement modifications/fermetures d’environ 10‐15 % des raffineries en Europe dans les années à venir (source UFIP)

© 2015 ‐ IFP Training



EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage et nombre de raffineries 

© 2015 ‐ IFP Training

Source : Oil & Gas Journal Décembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

93

Refining projects Mb/d

TOTAL

Asia Pacific

Middle East

Africa

CIS

Europe

North Am

© 2015 ‐ IFP Training

South Am

8,1 Mb/d in 2013

Source : IFPEN, KBC EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage en 1980 et 2015 (Mt/an au 01/01) 767 1015

1029

1079

530 666 21 Europe de l’Est et CEI 22

45

Europe de l’Ouest

182

Amérique du Nord 431

83

293 126

164

204

Moyen‐Orient 94

498 219

Afrique

1980 2015 Projets

4 005 Mt/an 4 398 Mt/an 731 Mt/an

Asie

© 2015 ‐ IFP Training

Amérique Centrale et du Sud

1297

369

Source : Oil & Gas Journa & CPDP R202*11 – Decembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

94

Capacités de raffinage – Projets futurs (Mt)

© 2015 ‐ IFP Training

TOTAL MONDIAL 731 Mt Source : Oil & Gas Journal RR054 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Quelques projets de nouvelles raffineries 1/2 Compagnie ‐ localisation

US Venezuela Venezuela Venezuela Venezuela Brésil Equator Angola Lybie Mozambique Afrique du Sud Irak Arabie Saoudite Arabie Saoudite Arabie Saoudite EAU EAU

Valero Energy Corp.. Port Arthur. Texas PDVSA ‐ Barinas PDVSA ‐ Cabruta PDVSA ‐ Caripito PDVSA ‐ Zulia Petrobras. Maranhao Ministry of energy and mines ‐ Jaraminjo Sonangol ‐ Lobito Zwara Oil refinery Cie ‐ Mellita Oilmoz ‐ Maputo province Petro Sa ‐ Port elizabeth US Army Corps of Engineers ‐ Northern Iraq Saudi Aramco ‐ Ras Tanura Saudi Aramco. Yanbu Saudi Aramco. Jazan Abu dhabi Oil refinery Cie ‐ Ruwais ConocoPhillips ‐ Fujairah

Capacité (b/j) 90 000 100000 400 000 50 000 200 000 300 000 300 000 200 000 200 000 350 000 400 000 250 000 400 000 400 000 400 000 417 000 500 000

Réalisation 2014 Planning Planning Planning 2014 2017 2014 2014 2014

2014 Engineering 2014 feasibility study

Inv 2.4 G$ 1.2G$

3.6 G$ 2 G$ 4 G$

800 M$ 8 G$ 12 G$

© 2015 ‐ IFP Training

Pays

Source : OGJ RR099 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

95

Quelques projets de nouvelles raffineries 2/2 Pays

Compagnie ‐ localisation

Capacité (b/j)

Réalisation

Brunei

Inv

PetroBru Sdn. Bhd. ‐ Pulau Muara Besar

200 000

planning

Qatar

Qatar Petroleum ‐ Messaieed

250 000

Russie

CJSC ‐ Tatarstan

140 000

Nigeria

Dangote Group

400 000

engineering

Chine

CNPC/PDVSA. Guangdong

400 000

2015

8.3 G$

Chine

Sinopec/KPC. Guangdong

300 000

Planning

9 G$

Chine

Petrochina. Qinzhou

Inde

Indian Oil Corp.. Orissa

300 000

Inde

Nagarjura. Cuddalore

120 000

Inde

Hindustan Pet. Corp. ‐ Bhatinda

360 000

2017

Kuwait

Al Zour

615 000

Planning

Pakistan

Bosicor Oil Pakistan Ltd. ‐ Balochistan

115 000

Pakistan

Khalifa Coastal ‐ Balochistan

250 000

Pakistan

Trans‐Asia Refinery Ltd. ‐ Port Qasim

100 000

3 G$

20 000

1.6 G$ 2014 1.1 G$

© 2015 ‐ IFP Training

Source : OGJ RR099 – Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Evolution à moyen terme des capacités de raffinage  et de la demande

© 2015 ‐ IFP Training

Source : IFPEN d’après BP Stat et AIE Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

96

Ventes, transformations, fermetures de raffineries 2008‐2015

© 2015 ‐ IFP Training

Source : IFPEN Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

Capacités de raffinage par types de compagnies

© 2015 ‐ IFP Training

Source : ENI WOGR January 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

97

Capacités de raffinage par types de compagnies ‐ 2013

© 2015 ‐ IFP Training

Source : ENI WOGR January 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier

98

Module 1 ‐ Economie de la chaîne  pétrolière Economie de l’amont pétrolier Mohamed Lyes DJENAOUI mohamed‐[email protected]

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui



Ressources pétrolières et gazières



Système pétrolier et classification des réserves



Aspects technico‐économiques de l’E&P

©  2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

99

Les fondamentaux de l'exploration‐production 

ACTIVITÉ RISQUÉE • 1 puits d’exploration sur 3 aboutit à une découverte INDUSTRIE TRES CAPITALISTIQUE • Plus de 60% des investissements de toute l’industrie pétrolière et gazière



RENTABILITÉ À LONG TERME • Plusieurs années entre la découverte et la production • Profils de production supérieurs à 10/15 ans



INDUSTRIE MARQUÉE PAR UNE IMPLICATION POLITIQUE



COÛTS DE PRODUCTION DEPENDANTS DES CONDITIONS LOCALES • Offshore/ onshore, géologie, climat, profondeur du réservoir, taille...



HAUTE TECHNOLOGIE • Sismique 3D‐4D, forage horizontal, transport polyphasique…

© 2015 ‐ IFP Training



EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

Réserves prouvées de pétrole brut conventionnel Réserves mondiales : 1 688 Gb = 238 Gt au 01/01/2014

8% 14% 

1% 

CEI 131,8 Gb 26 ans

Europe 16,0 Gb 13 ans

Am du Nord 229,6 Gb 37 ans

8%  19% 

Source : BP Stat Review Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

2% 

Afrique 130,3 Gb 41 ans

Asie‐Océanie 42,1 Gb 14 ans

© 2015 ‐ IFP Training

Am Sud et Centrale 329,6 Gb 136 ans

48%

Moyen Orient 808,5 Gb 78 ans 100

Les ressources non conventionnelles : Les sables  bitumineux du Canada

Réserves récupérables estimées à 173  Milliards de baril

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

Source : World Energy Council, Total

Les ressources non conventionnelles : les huiles extra‐ lourdes du Venezuela Réserves récupérables estimées à    112 Milliards de baril

© 2015 ‐ IFP Training

EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

101

Les ressources pétrolières disponibles – A quel prix ?

© 2015 ‐ IFP Training

Source: EIA  EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

Réserves prouvées de gaz naturel Réserves mondiales : 185,7 Tm3 =  167 Gtep au 01/01/2014 29%

6% 

CEI 52 900 Gm3 68 ans

2% 

Europe 3 700 Gm3 13 ans

Am Nord 11 700 Gm3 13 ans

43%

8% 

4% 

8% 

Asie‐Océanie 15 200 Gm3 31 ans

© 2015 ‐ IFP Training

Am Centrale et Sud 7 700 Gm3 44 ans

Afrique 14 200 Gm3 70 ans

Moyen Orient 80 300 Gm3 >100 ans

Source : BP Stat Review Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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Techniques d’extraction du gaz non conventionnel

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Source: Total, Panorama IFP 2008, CERA 2009 – Septembre 2009 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

Les ressources gazières disponibles – A quel prix ?

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Source: IEA  EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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Évolution des réserves prouvées de pétrole et de gaz ‐ 2013

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Source : BP Stat  EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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

Ressources pétrolières et gazières



Système pétrolier et classification des réserves



Aspects technico‐économiques de l’E&P

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La trilogie pétrolière Roche Couverture Roche qui peut bloquer la migration des hydrocarbures vers le haut. C’est une roche imperméable, comme les argiles ou le sel; sa continuité est d’une grande importance

Roche Réservoir Roche dans laquelle ont pu s’accumuler les hydrocarbures au fil du temps. C’est une roche poreuse et perméable, comme les carbonates ou les grès; caractérisée par sa porosité, sa perméabilité et sa saturation

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Roche Mère C’est la roche qui a pu générer des hydrocarbures à partir de sa matière organique préservée. C’est une roche imperméable, comme des argiles riches en matière organique; mélange de sédiments fins avec des particules de matière organique EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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Notion de piégeage, de porosité et de perméabilité Toute roche possédant des vides, et à condition  que ces vides soient reliés entre eux, est capable  de  stocker  et  de  laisser  circuler  des  fluides  (liquides ou gazeux) 

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Risques en exploration‐production Risque  Géologique  1 chance sur 3

 Volume d'accumulation   Taux de récupération

Risque  Associé

 Relations        internationales 

Risque Pays

 Risque de souveraineté   Stabilité  politique  et fiscale

 Opérateur 

RISQUE   GLOBAL

 Brut ou gaz ‐ Qualité

 Envergures technique                                        et financière  Risque Economique  Société Nationale

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 Prix  Investissements et frais opératoires

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Analyse du risque exploration

Objectif : 

Évaluer la Probabilité de Succès (PS) qui mesure les chances d’existence d’une accumulation d’hydrocarbures

Méthode : 

Évaluer la probabilité d’existence de chacune des composantes du système pétrolier et les multiplier pour obtenir la Probabilité de Succès

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Composantes du risque dans un système pétrolier CHARGE Roche mère active PSR Migration – drainage PM

ENTRAPMENT Réservoir PR Définition du piège PT Couverture PS

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TIMING Migration vs piégeage PTI EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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Composantes du risque dans un système pétrolier Le système pétrolier désigne la combinaison des facteurs géologiques  majeurs qui ont permis d’obtenir des accumulations d’hydrocarbures

CHARGE

PIEGE

PSR

Migration ‐ drainage

PM

Réservoir

PR

Définition du piège

PT

Roche couverture

PS

Migration versus piégeage

PTI

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TIMING

Roche mère active (Cuisine)

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Estimation des probabilités subjectives Échelle 1

Qualificatif «Certitude»

Degré de  confiance

Risque très faible

Présence d’huile/gaz presque  certaine

Très élevé

Chances raisonnables

Plus de chance de succès que  d’échec

élevé

«50‐50 Chance»

Prob succès = Prob d’échec

Moyen

Chance limitée

Risque d’échec et supérieur au  succès

Faible

Très risqué

Risque d’échec très élevé

Très faible

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5

«Incertitude moyenne»

0.4 0.3 0.2 «Forte  incertitude»

0

Adapted from. P. Rose EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui

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0.1

0.5 5 = 3% seulement   ! 0.8 5 = 30% seulement ! Cette échelle s’applique à toutes les composantes du risque (PSR, PM, …)

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Probabilité globale de succès géologique

PS = (PSR x PM) x (PR x PT x PS) x PTI