21 3 14MB
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
4
Unités de mesure
A un litre près, combien y a‐t‐il de litres dans un baril de pétrole ?
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
5
L’OPEP
Combien y a‐t‐il de pays membres de l’OPEP ? Citez en 5
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
Demande pétrolière
En 2013, quels ont été les premiers pays consommateurs de pétrole dans le monde ?
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
6
Production
Lesquels des pays OPEP ou non OPEP produisent le plus de brut ? OPEP ou NON OPEP
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
7
Unités de mesure
Une production de 1 baril/jour de pétrole = ……….tonnes/an ?
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
9
Raffinage
Combien y‐a‐t‐il de raffineries dans le monde ? A. B. C. D.
50 350 700 2000
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
10
La scène énergétique internationale
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
Consommation d'énergie (Mtep)
* Etats‐Unis, Canada, Mexique ** Japon, Corée du Sud, Australie, Nouvelle‐Zélande 15
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
Structure de la demande des pays industrialisés ‐ 2013
© 2015 ‐ IFP Training
Source: BP Statistical Review S251 – Juin 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
16
Structure de la demande des PED ‐ 2013
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
* 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)
© 2015 ‐ IFP Training
Source : CPDP P417 – Aout 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
Évolution comparée de la consommation de gazole (indice 100 : année calendaire 1973)
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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) …
© 2015 ‐ IFP Training
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)
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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)
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
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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
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
Investissements Million $
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(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
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(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
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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
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Source : Compagnies SS046 – Février 2015 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
Les 25 premières sociétés pétrolières 2013
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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%
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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 ?
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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
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• • • • • • • • •
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
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Arabie Saoudite
40
Perspective de l’offre mondiale de pétrole Scénario « New Policies » AIE
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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
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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…
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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
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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
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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
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
Demande mondiale d’énergie par zone (Mtep) Scénario « New Policies » AIE
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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%
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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
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Source: AIE – WEO 2014 Novembre 2014 EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1
46
Emissions mondiales de CO2 Scénarios AIE
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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
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47
Hypothèses sur les taux de croissance du PNB par région Scénarios AIE
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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
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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%
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
Reformage catalytique : 2 ‐ catalyseur
Catalyseur
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
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
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• 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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
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)
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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
© 2015 ‐ IFP Training
Charges Distillats sous vide
Gaz 5%
HYDROCRAQUAGE
HYDROTRAITEMENT
four
Hydrodésulfuration
© 2015 ‐ IFP Training
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
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
+
+
+
+
© 2015 ‐ IFP Training
Transformation en gaz H2S du soufre contenu dans la charge Composés sulfurés
HC légers formés par destruction des composés sulfurés
+
HYDROGENE
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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)
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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)
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
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 $
© 2015 ‐ IFP Training
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
© 2015 ‐ IFP Training
(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
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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)
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ S Saulnier
Capacités de raffinage et nombre de raffineries
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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
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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
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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)
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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$
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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
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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
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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
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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
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
101
Les ressources pétrolières disponibles – A quel prix ?
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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
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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
102
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
103
Évolution des réserves prouvées de pétrole et de gaz ‐ 2013
© 2015 ‐ IFP Training
Source : BP Stat EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
104
Ressources pétrolières et gazières
Système pétrolier et classification des réserves
Aspects technico‐économiques de l’E&P
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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
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
105
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
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
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
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Prix Investissements et frais opératoires
106
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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EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
Composantes du risque dans un système pétrolier CHARGE Roche mère active PSR Migration – drainage PM
ENTRAPMENT Réservoir PR Définition du piège PT Couverture PS
© 2015 ‐ IFP Training
TIMING Migration vs piégeage PTI EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
107
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)
EM ‐ Sonatrach PRO/ECO1 2015 ‐ Module 1 ‐ ML Djenaoui
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, …)
108
Probabilité globale de succès géologique
PS = (PSR x PM) x (PR x PT x PS) x PTI