Arnaud Piéton, président Subsea TechnipFMC

2019-09-12T13:22:13+02:00

« Réduire le « time to first oil or gas » de six à douze mois »

Tout juste deux ans après la création de TechnipFMC, son président des activités Subsea, Arnaud Piéton, fait notamment le point sur le déploiement de l’offre intégrée de la société d’ingénierie auprès des acteurs du marché.

Note : cet entretien a fait l’objet d’une publication dans le numéro 1859 de la revue « Pétrole et Gaz-Energies nouvelles » (mars/avril 2019).

En 2018, TechnipFMC a délivré les premiers projets intégrés à ses clients, comme le projet IOR Visund Nord pour Equinor, en mer du Nord norvégienne.

Pétrole & Gaz-Energies nouvelles : Les investissements dans l’Exploration-Production ont été marqués par une légère reprise en 2018 avec notamment, pour la deuxième année consécutive, une hausse du nombre de projets offshore approuvés*. Quel est votre appréciation de ce contexte de marché pour le subsea ?

Arnaud Piéton : C’est un optimisme raisonné. Les conditions de marché restent difficiles. Notre environnement est très compétitif et les niveaux de marges restent sous pression. Mais cette situation n’affecte en rien notre ambition dans le domaine du Subsea ni notre confiance dans la solidité et la robustesse de notre offre. Nous avons créé TechnipFMC il y a deux ans avec notamment pour objectif de renforcer notre leadership sur le marché du subsea, grâce à notre capacité à délivrer des projets intégrés clés en mains basés sur notre offre iEPCI (integrated Engineering, Procurement, Construction and Installation contract ; EPCI intégré). Aujourd’hui, tous les indicateurs sont au vert. En effet, cette offre, qui repose sur le rapprochement des technologies SPS (systèmes de production et de traitement sous-marins) et SURF (systèmes d’ombilicaux, de risers et de flowlines sous-marins), et qui n’existait pas avant la fusion entre Technip et FMC, a été adoptée par le marché. D’ailleurs, de plus en plus de compétiteurs se sont organisés pour y répondre. Nous sommes capables aujourd’hui de délivrer une solution 100 % intégrée depuis la tête de puits jusqu’à la surface, c’est-à-dire vers un FPSO ou une plateforme, et parfois même – comme c’est le cas pour le développement du champ de gaz Karish, en Israël – de la tête de puits jusqu’au FPSO ainsi que la ligne d’export vers la terre et le mini terminal gazier onshore. Nous mettons ainsi en œuvre tous les savoir-faire de TechnipFMC.


PGEN : Que représentent les projets intégrés dans votre activité Subsea ?

AP : Ces projets ont représenté environ 25 % du volume d’affaires rentré l’année dernière. Cette même année 2018, nous avons délivré les premiers projets intégrés à nos clients, comme le projet Kaikias pour Shell, dans le golfe du Mexique, et les projet Trestakk et IOR Visund Nord pour Equinor, en mer du Nord norvégienne. Le projet Trestakk a d’ailleurs été un projet pionnier puisqu’il a démarré au moment de la création de la co-entreprise entre Technip et FMC (Forsys Subsea, ndlr) qui portait initialement notre offre intégrée. C’est un réel succès puisque s’étend progressivement la liste de nos clients et pays adhérents au modèle iEPCI. Quant au groupe Shell, il considère le projet intégré Kaikas comme l’une de ses plus belles réussites dans le domaine du subsea depuis très longtemps. En effet, celui-ci a été délivré en seulement quatorze mois, soit un an avant la date prévue. Grâce à notre offre intégrée et aux partenariats mis en place avec nos clients, nous sommes en effet capables de réduire le « time to first oil or gas » de 6 à 12 mois selon le type de projet. C’est d’ailleurs un élément que nous avions nous-mêmes sous-estimé au lancement de notre offre iEPCI.


PGEN : Depuis le début de cette année 2019, vous avez annoncé la signature de deux nouveaux projets intégrés…

AP : En effet, le premier concerne la Phase 3 du projet Atlantis de BP, dans le golfe du Mexique, et le second, le développement des champs Luno II et Rolvsnes, en mer du Nord, pour Lundin. D’ailleurs, nous avons des indications assez fortes pour affirmer que les projets iEPCI représenteront encore une part encore grandissante de notre volume d’affaires acquis cette année. Je crois que nous allons surprendre avec des succès dans des zones et des territoires qui n’ont pas pour habitude de confier l’ensemble de l’ingénierie Subsea à un seul et même acteur. Pour les compagnies indépendantes dont les budgets sont un peu plus serrés que ceux des majors, la possibilité de contracter avec une société d’ingénierie comme TechnipFMC qui s’occupe de tout une fois que le forage est achevé est un élément extrêmement positif. La baisse des investissements de la part des majors a laissé plus de place à des nouveaux acteurs qui disposent de moins de capacités d’ingénierie. Pour ces derniers, le choix de notre solution intégrée est idéal.

La réduction du nombre de pièces sur certains équipements de la gamme Subsea 2.0 peut atteindre 50 %


PGEN : Lors la dernière édition d’OTC, vous aviez présenté votre gamme Subsea 2.0. En quoi consiste-t-elle ?

AP : Cette gamme comporte un ensemble de produits hautement standardisés. Depuis la tête de puits jusqu’au système de distribution, le catalogue est complet. L’idée maîtresse est de proposer une offre simplifiée et cela bien évidemment sans faire aucun compromis sur les fonctionnalités, la sécurité ou la sûreté des opérations. La réduction du nombre de pièces sur certains équipements de cette gamme peut atteindre 50 %, ce qui permet tout à la fois de réduire fortement le temps de leur fabrication et donc de gagner en capacité de production. En combinant cette gamme Subsea 2.0 avec notre offre iEPCI, nous pouvons proposer un modèle qui permet une très forte réduction des activités manuelles sur les processus de production, réduisant ainsi le temps de livraison d’équipements pour nos clients. Cette suite de solutions et de produits 2.0 a notamment été retenue par Shell pour le projet Kaikas et a été acceptée par un grand nombre de nos clients comme BP, ENI, Total ou encore Equinor et Woodside. Cette gamme Subsea 2.0 monte en puissance graduellement et sa part dans notre carnet de commande va grandissant.

Le Skandi Recif, navire de pose de conduites et de construction opère pour Petrobras dans les bassins de Campos, Santos et Espírito Santo


PGEN : L’année 2018 a également été marquée par la signature de différents partenariats. Pouvez-vous nous détailler ces collaborations ?

AP : En effet, nous avons notamment signé l’année dernière un partenariat avec Magma Global pour travailler au développement d’une gamme de conduites flexibles sous-marines de nouvelle génération. L’objectif est de remplacer dans le design de nos conduites un certain nombre de couches qui sont aujourd’hui en acier par des couches en matériaux composites. Cela permettra non seulement d’alléger ces équipements mais également de s’affranchir d’un grand nombre de risques de rupture liés à des phénomènes de corrosion ou de perméation de gaz pour certaines applications en eau profonde, par exemple au Brésil. Un produit issu de ces travaux est en cours de finalisation. Nous avons également signé un accord global de collaboration avec Equinor qui étend plus encore les récents succès iEPCI que nous avons partagés avec eux. C’est l’accord le plus complet que nous n’ayons jamais signé avec un client car il comprend également l’accès à nos solutions intégrées et à des technologies de nouvelle génération. Nous avons notamment donné aux équipes d’Equinor un accès à nos données afin qu’elles puissent monitorer la performance des équipements que nous avons posée pour eux au fond de l’eau. Quant à notre accord avec Petrobras, il s’agit du tout premier accord de services intégrés au Brésil où plus de la moitié des équipements qui se trouve au fond de l’eau a été fabriquée ou installée par TechnipFMC. Enfin, nous avons réalisé l’acquisition partielle de la société Island Offshore Subsea AS qui fournit des services d’ingénierie RLWI (Riserless Light Well Intervention, services d’intervention sans riser).


PGEN : Vous proposez désormais une offre dénommée iLOF (i-Life Of Field). Que recouvre-t-elle ?

AP : L’iLOF (integrated Life of Field) est la dernière brique de l’offre intégrée de TechnipFMC. En complément de la définition des architectures de champs, de la construction et du déploiement des équipements et de l’accompagnement jusqu’à la phase de démarrage, nous avons la capacité d’apporter à nos clients un support dans les phases d’opérations. Il peut s’agir notamment de services d’intervention sur puits sans riser (RWLI), de services de maintenance sur les équipements ou encore des services de monitoring et d’enregistrement de données. Le plus souvent, cette offre iLOF est acquise par le client en même temps que l’offre iEPCI. C’est essentiel pour nous car cette activité de services tout au long de la durée de vie du champ va être effective sur une période de vingt à trente ans après la mise en service des infrastructures et des équipements. Cela permet de maintenir notre présence sur le champ et de générer des revenus.

Dans l’avenir, des robots résidents et plus autonomes seront capables de réaliser des opérations subsea.


PGEN : Quelles sont, pour TechnipFMC, les principales thématiques d’innovation dans le domaine du Subsea ?

AP : Bien évidemment, nous poursuivons nos efforts pour renforcer encore l’intégration et la simplification de notre offre. Notre démarche vise notamment à pérenniser l’activité Subsea dans un contexte où les activités de Surface sont soutenues par les développements liés aux pétroles et gaz de schistes dont les producteurs peuvent tirer rapidement les bénéfices des conditions de marché. Nous avons beaucoup travaillé pour transformer le cycle long du Subsea en un cycle court, grâce aussi à la réduction du poids des équipements qui permet d’utiliser, pour l’installation, des navires et des grues de plus petites tailles. Ce travail est primordial afin de nous permettre d’adresser un marché important pour le futur, celui des raccordements (tie-backs). Permettre à nos clients d’accélérer leur « time to market » restera un thème d’innovation. Et ce qui favorise bien évidemment la baisse des coûts. Assurer que les champs soient prêts pour le traitement subsea signifie les rendre prêts au « life of field » (prolongation de la durée de vie du champ), en termes d’optimisation du cycle de vie du champ. Bien davantage de progrès que je ne listerai pas ici sont attendus.


PGEN : Et à plus long terme ?

AP : Pour ce qui est des technologies frontières, nous travaillons notamment sur le développement de la robotique appliquée au subsea. Dans l’avenir, on utilisera des robots résidents et plus autonomes qui seront capables de réaliser des opérations subsea. Enfin, comme nos clients vont maintenir leur discipline budgétaire, il y aura donc moins de projets greenfield et plus de projets qui seront rattachés à des infrastructures existantes. L’une des clés du succès pour les acteurs du subsea sera dans notre capacité à proposer des solutions pour des tie-back très long, de l’ordre 50 à 70 kilomètres ou plus. Ce sont des distances opératoires qui nécessitent la mise en œuvre de technologies innovantes comme notamment les pipe chauffants. Un autre défi important est la durabilité. Nous avons un rôle à jouer. Par exemple, l’empreinte carbone de l’arbre de noël Subsea 2.0, qui inclut non seulement la fabrication, mais aussi le transport et l’installation, est réduite de 47 % comparé aux arbres de noël de la génération précédente. Ceci est l’échelle d’amélioration que nos équipes peuvent assurer pour contribuer à notre ambition de réduction de l’empreinte carbone, bénéficiant ainsi à l’ensemble de l’industrie. Nous sommes des architectes subsea, des constructeurs subsea et des prestataires de services subsea. Nos succès sont également le résultat d’une nouvelle offre de services et d’architectures innovantes qui sont réalisés « Subsea processing ready » (prêts pour la transformation subsea), depuis sa création. C’est une manière de produire de la valeur par une production améliorée et simplifiée.

* cf. l’analyse « Investissements en Exploration-Production, activités et marchés du forage à terre et en mer, de la géophysique et de la construction offshore », février 2019. Consultable à l’adresse : https://www.ifpenergiesnouvelles.fr/article/investissements-en-exploration-production-activites-et-marches-du-forage-terre-et-en-mer-geophysique-et-construction-offshore-en-2018

Propos recueillis par Eric Saudemont

 

 

 

 

Partager