jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
levés en 15 jours puis le portique démonté en 20 jours par une grue embarquée « Manitowoc » de 400 t. Contrôles du comportement des plates-formes Les plates-formes sont conçues théoriquement pour tenir pendant toute la durée de vie du champ, 15 à 20 ans. Il faut cependant pouvoir s'assurer qu'il en est bien ainsi, à l'aide d'appareils spéciaux à prévoir dès le début. Il s'agit, en fait, de pouvoir contrôler, et leur stabilité, et leur pérennité, par des capteurs de mesure qui ont été mis en œuvre, en grande partie pour la première fois, sur le champ de Frigg
partie pour la première fois, sur le champ de Frigg de façon originale après des essais pilotes préalables systématiques. Ces phénomènes qui font l'objet de mesures enregistrées sont de 3 ordres : périodiques (déplacements...), transitoires (pression de choc...), à variation lente (tassement...). Le traitement de ces informations est assuré dans les deux domaines : du temps, pour les vérifications de calculs de génie civil et de mécanique des sols ; en utilisant les outils mathématiques les plus élaborés à ce jour, à partir des transformées de Fourier et de Laplace. Protection cathodique et revêtement Il s'agit de protéger contre la
Protection cathodique et revêtement Il s'agit de protéger contre la corrosion toutes les parties métalliques des structures qui sont immergées, même lorsqu'elles sont en béton. On n'a pas en effet de recul suffisant sur l'utilisation de ce type de structure pour se fier à la capacité de préservation de la masse en béton enveloppant les armatures. En mer du Nord, la protection, au moyen d'anodes sacrificielles, est préférable à la protection par courant imposé, dont la maintenance serait très difficile en raison des intempéries, de la profondeur d'eau et de la multitude d'ancrages à proximité. Le zinc utilisé couramment, ne
la multitude d'ancrages à proximité. Le zinc utilisé couramment, ne peut être envisagé raisonnablement que sur les plates-formes en béton, qui peuvent supporter des masses d'anode importantes. Pour les structures métalliques, on s'est orienté vers l'utilisation d'alliages d'aluminium, permettant des anodes plus légères. Il a donc fallu mettre au point, au moyen de tests sélectifs, des alliages dont le bon fonctionnement pouvait être garanti pendant 20 ans à basse température. Il s'agit d'alliages à très faible teneur d'indium en tant que dépolarisant présentant la dégradation la plus homogène. Pour les conduites, la protection cathodique classique au zinc a été maintenue
conduites, la protection cathodique classique au zinc a été maintenue parce qu'elle a pu être soulagée par l'emploi, ici possible, de revêtements isolants mais, il n'en a pas moins été nécessaire d'utiliser des tonnages importants de zinc (3 000 t). Automatisme et informatique L'automatisation au sens le plus large, des installations en mer, est une nécessité afin de limiter au maximum les effectifs, de pouvoir desservir les installations, souvent difficiles d'accès ou exposées et d'avoir la plus grande sécurité possible. Donc, non seulement, toutes les commandes sont, soit asservies, soit assurées en manuel à distance, mais aussi l'information sous des
assurées en manuel à distance, mais aussi l'information sous des formes diverses est retransmise et retraitée en ordinateur. Sur le champ de Frigg, on peut ainsi analyser 4 000 informations, mesures, états ou alarmes, en continu ou périodiquement, sous forme de document d'exploitation, ou par visualisation graphique à la demande. Une information prévisionnelle est aussi possible qui prédétermine les paramètres de conduite des installations pour une production donnée. Enfin, lorsque le modèle utilisé sera calé sur l'expérience, tout est prévu pour que ces valeurs soient retransmises directement sous forme de consignes aux organes concernés. Recompression sur le champ Pour assurer
consignes aux organes concernés. Recompression sur le champ Pour assurer le transport et le traitement des débits de gaz à livrer à terre à la pression contractuelle de 42 bars, une pression de 150 bars doit pouvoir être maintenue sur les plates-formes pendant toute la durée du gisement. La difficulté et l'originalité a résidé ici dans le choix d'une puissance unitaire de compression assez forte pour limiter l'emprise de l'installation sur la plate-forme TCP 2. Cette puissance devait cependant être raisonnable pour que les machines puissent être extrapolées sans risque, à partir des plus grosses de ce type (25 000
à partir des plus grosses de ce type (25 000 ch) existant à ce jour. La puissance unitaire exceptionnelle qui a été choisie en définitive est de 33 000 ch. On a donc été amené à prévoir l'installation en 2 phases, de 200 000 ch sous forme de deux ensembles, en série, de trois compresseurs centrifuges dont un en secours, pour comprimer 60 Mm3 par jour de 100, puis de 65 bars, à 150 bars. Les conduites Pour l’installation de deux gazoducs de 360 km, par des profondeurs de 100 à 150 m, sous des latitudes s'étendant du 58° au
à 150 m, sous des latitudes s'étendant du 58° au 60° parallèle, on a dû étudier toutes les techniques nouvelles qui étaient envisageables pour effectuer les travaux, dans les meilleurs délais et en toute sécurité, et retenir celles qui étaient les plus appropriées. SUPERBARGE DE POSE Du fait de l’ampleur du programme de pose à réaliser, il a été décidé d’utiliser en même temps que deux barges classiques une superbarge de conception nouvelle et beaucoup plus performante. L'ETPM 1601, plus lourde et plus stable que les barges classiques, est auto-propulsée et utilisée comme éléments de base des « double joints
et utilisée comme éléments de base des « double joints » de 24 m préassemblés à terre. Elle pose donc dans des conditions de mer plus sévères, davantage de longueur de tube et peut, en outre, poser les tubes à revêtement lourd rendus nécessaires par les forts courants sous-marins qui règnent sur les fonds, sur les 50 km de la zone côtière. L'ETPM 1601, a battu en juin 1976, un record mondial en posant dans une seule journée 3 700 m de tube de gros diamètre par des fonds de plus de 100 m. SOUDEUR AUTOMATIQUE Alors que la soudure
plus de 100 m. SOUDEUR AUTOMATIQUE Alors que la soudure des tubes sur barge avait été réalisée jusque-là par soudure manuelle, en mer du Nord, c’est la soudure automatique (fig. 14), devant l’intérêt qu’elle présente, qui s’est imposée en allant la rapidité d’exécution à la qualité après une longue mise au point du procédé CRC. SOUDURE HYPERBARE Ce procédé de soudure est ainsi appelé parce qu’il consiste à installer, autour des tubes que l’on veut raccorder par soudures, une chambre qui est mise, par un mélange d’hélium et d’oxygène, à la même pression que celle du fond, c’est-à-dire, dans le
la même pression que celle du fond, c’est-à-dire, dans le cas de Frigg, à une pression jamais égalée jusqu’ici de 15 bars. Ce dispositif permet aux soudeurs de travailler et d’évoluer librement au sec mais ils doivent cependant se conformer aux conditions de vie des plongeurs (fig. 15). D’autre part, la mise au point de procédés de soudure dans une atmosphère sous forte pression, a nécessité des essais préliminaires assez longs chez Taylor Diving et Comex. Ce procédé a finalement pu être utilisé pour ce projet au lieu de la méthode de raccordement mécanique (Coupling) généralement utilisée mais moins sûre.
méthode de raccordement mécanique (Coupling) généralement utilisée mais moins sûre. Les dix raccordements de tronçons de conduite de 32" effectués de la sorte, à ce jour, ont en effet subi, avec succès, les épreuves de pression. CAPTEUR À CONDENSATS (slug catcher) Les conduites de transport du gaz au terminal du champ de Frigg débouchent sur un assemblage de tuyauteries peu ordinaire de par sa dimension et sa conception. Il s’agit en effet de pouvoir retenir les bouchons de liquide qui peuvent arriver subitement ou avec l’aide de racleurs, après s’être formé et accumulé dans 360 km de conduite. Le volume
formé et accumulé dans 360 km de conduite. Le volume de liquide à recueillir rapidement est si important, dans ce cas, qu’aucun appareil classique comportant une simple capacité ne pouvait raisonnablement être envisagé. On a donc imaginé un ensemble de tuyauteries reliées en dérivation avec des changements de direction, dont le tracé à fait l’objet d’un modèle mathématique complété par des résultats d’essais sur des maquettes au 1/25% chez Gazunie. Il fallait en effet, d’abord s’assurer que, avec un « piège » de ce type la séparation liquide-gaz est assurée à 90 % au moins avant l’entrée dans l’usine. Le
à 90 % au moins avant l’entrée dans l’usine. Le dimensionnement a été fait ensuite pour avoir un volume utile de l’ordre de 800 m3 nettement supérieur au volume du plus gros bouchon de liquide estimé à 500 m3. Le montage d’un tel ensemble de plus de 2 km de longueur droite équivalente, a été pour le moins spectaculaire d’autant qu’il était constitué en grande partie des mêmes tronçons que ceux utilisés pour les conduites en mer. CADRE DE VIE Le cadre de vie sur la plate-forme QP devait permettre de faire oublier aux gens embarqués qu’ils sont isolés, en
de faire oublier aux gens embarqués qu’ils sont isolés, en mer, loin de leurs familles. Il fallait donc, non seulement mettre à leur disposition toutes les facilités existant à terre pour manger, dormir et se distraire confortablement, mais aussi leur donner l’impression qu’ils sont libres et ouverts sur l’extérieur. Ce double objectif est pratiquement atteint malgré un espace restreint et un choix de matériaux utilisables, limité par les problèmes de sécurité. Pour le premier, tout a été conçu, usiné et préfabriqué à terre de telle sorte que la protection contre une agression naturelle voire humaine de l’extérieur et même de
une agression naturelle voire humaine de l’extérieur et même de l’intérieur soit poussée à l’extrême, tout en permettant une ambiance agréable. Revêtements isolants laminaires de sols ou muraux, ont été largement distribués avec un camélôt de teintes chaudes qui se fondent dans un éclairage composé d’incandescent et de fluorescent. C'est ainsi que chaque coin fonctionnel peut pleinement jouer son rôle, telle la salle de lecture avec sa bibliothèque ou le coin repos avec son parquet en bois. Pour le second objectif, qui doit remédier en fait à la claustrophobie, un effort d'imagination et de réalisation exceptionnel a été fait pour
effort d'imagination et de réalisation exceptionnel a été fait pour la première fois sur une plate-forme. En effet, un véritable jardin avec vue sur la mer a été créé malgré les problèmes de climatisation et d'étanchéité que cela suppose. CONCLUSION Si on ajoute, en guise de conclusion, que en mer, 1 000 personnes toute l'année et jusqu'à 2 000 l'été, et 500 à terre en permanence, ont été mobilisées, pour apporter leur concours pendant plus de quatre ans à ce projet ; on comprendra mieux l'effort considérable que cela a représenté tant du point humain que du point de vue
représenté tant du point humain que du point de vue technique. La réalisation de l'ensemble du projet devrait être achevée en 1978 avec une mise en service des installations, courant 1977. L'exploitation pétrolière dans le golfe de Guinée par le groupe Elf Aquitaine par G. RUTMAN Ingénieur en chef des mines Vice-président de la Société nationale Elf-Aquitaine (S.N.E.A.) Président directeur général de la Société nationale Elf-Aquitaine (Production) (S.N.E.A. (P) L'aventure de l'exploitation et de la production pétrolières en mer, pour les sociétés françaises, a débuté dans le golfe de Guinée avec la découverte d'Anguille à une quinzaine de kilomètres des
avec la découverte d'Anguille à une quinzaine de kilomètres des côtes gabonaises et s'est ensuite étendue aux pays voisins, Congo et, plus récemment, Cameroun. La mise en production du champ de Grondin, un des champs découverts au large des côtes gabonaises entre 1968 et 1975, a été réalisée dans des délais extrêmement courts puisque 16 mois seulement se sont écoulés entre la découverte et la mise en production du champ. Le champ d'Emeraude, en République populaire du Congo, posait de nombreux problèmes à ses découvreurs, diverses innovations techniques furent mises en œuvre, dont certaines développées plus tard ont connu un
en œuvre, dont certaines développées plus tard ont connu un succès qui a débordé largement la zone initiale. Les installations pour le développement, en cours, de Kolé au Cameroun, sont particulièrement adaptées à une production modeste. Dans le cadre d'un programme expérimental visant à l'exploitation d'un champ par 600 m d'eau, sans intervention humaine directe, une des rares expérimentations réelles de production sous-marine au monde se déroule actuellement à Grondin Nord-Est au Gabon. I — UN PEU D'HISTOIRE I I— Les débuts de la production au Gabon LES PREMIERES RECHERCHES C'est en 1928 que débutèrent les premières recherches de pétrole
C'est en 1928 que débutèrent les premières recherches de pétrole au Gabon, en 1956 seulement que fut découvert le premier gisement susceptible d'une, bien modeste, production commerciale, le 7 août 1968 enfin que pour la première fois la production atteignit le rythme de 100 000 barils/ jour, correspondant à une production annuelle de 5 Mt. L'envoi des premières missions de reconnaissance géologique en 1928-1929 puis en 1932, fut motivé par la présence, connue de longue date, dans la partie centrale du bassin sédimentaire d'indices superficiels d'hydrocarbures : sources d'huile, suintements de bitume ou dépôts d'asphaltes. L'abondance des indices recensés par
de bitume ou dépôts d'asphaltes. L'abondance des indices recensés par ces missions conduisit à créer en 1934 un Syndicat d'études et de recherches pétrolières. A ce syndicat succéda en juillet 1949 la Société des pétroles d'Afrique équatoriale française (S.P.A.E.F.), dont l'actionnaire majoritaire était le Bureau de recherches de pétrole (B.R.P.) créé en 1945 pour relancer la recherche pétrolière française après la seconde guerre mondiale. Sa zone d'activité couvrait non seulement le Gabon, mais aussi le bassin côtier congolais. En février 1960, après l'accession du Gabon à l'indépendance, la S.P.A.E.F. devient la S.P.A.F.E. (Société des pétroles d'Afrique équatoriale) puis, en juin
la S.P.A.F.E. (Société des pétroles d'Afrique équatoriale) puis, en juin 1968, Elf-S.P.A.F.E. pour rappeler ses attaches avec le groupe pétrolier ElfE.R.A.P. créé en 1966 par fusion du B.R.P. et de la Régie autonome des pétroles. Derrière ces changements d'étiquettes, on trouve les mêmes équipes, renforcées et renouvelées au fil des ans, et la même tenace volonté, poursuivie même durant la guerre, de parvenir à donner au Gabon une production pétrolière. Vers le début des années trente, il n'existait pour toutes cartes que celles de la côte et de l'estuaire du Gabon, quelques relevés de l'Ogooué et de vagues croquis d'itinéraire.
Gabon, quelques relevés de l'Ogooué et de vagues croquis d'itinéraire. Il fallut quinze années d'un dur labeur pour établir la double carte, topographique et géologique, du Gabon. Cet indispensable instrument parut en 1946. Comme on le voit clairement sur la figure 1, le bassin sédimentaire gabonais est limité à l'Est par l'affleurement du socle cristallin. Un îlot allongé, réapparition du socle (horst) se situe entre Chinchoua et Lambaréné. Cette langue de terrain cristallin divise le bassin sédimentaire en deux parties, le bassin intérieur à l'Est et le bassin côtier à l'Ouest. LES ECHECES SUR LE CONTINENT Les premiers sondages eurent
l'Ouest. LES ECHECES SUR LE CONTINENT Les premiers sondages eurent lieu dans la partie centrale du bassin côtier. Les puits de Madiéla et du Rembo N'Komi marquèrent le début du forage en 1936. Après la guerre ce fut la région d'Azingo et de Mabora qui fit l'objet d'une intense prospection et plusieurs sondages furent réalisés. S'ils révélèrent l'existence de la couche salifère, aucun de ces forages ne se révéla productif. La recherche s'orienta alors vers d'autres objectifs, dans le bassin intérieur à l'Est de Lambaréné. Là le puits OU-5 ayant fourni une faible production d'huile, les travaux furent intensifiés. Au
fourni une faible production d'huile, les travaux furent intensifiés. Au total, malgré 22 forages et des travaux sismiques dont les indications commençaient à être exploitable bles, ce fut l'échec ; les travaux avaient coûté quelque 4 milliards de francs CFA entre 1945 et 1954. LES DECOUVERTES SUR L'ILE MANDJI La S.P.A.F.E. reporta alors à nouveau ses efforts sur le bassin côtier, dans sa partie littorale cette fois. Un premier forage, voisin de Port-Gentil, donna à la fin de 1955 de fort beaux indices. En février 1956, le premier forage implanté sur la structure d'Ozouri donnait au Gabon sa première production
sur la structure d'Ozouri donnait au Gabon sa première production d'huile en quantité commercialement exploitable. Les progrès de la sismique aidant, de nombreuses structures productrices étaient mises à jour dans la région de Port-Gentil de 1956 à 1959 : Pointe Clairette, M'Béga, Cap Lopez, Aléwana, Animba, Tchengué. Pour donner un ordre de grandeur, la production du Gabon avoisinait les 800 000 t en 1958. A un niveau plus modeste il est vrai, la même démarche était suivie au Congo et aboutissait à la découverte du champ de Pointe Indienne également le long de la côte, au nord de Pointe-Noire. Ce
le long de la côte, au nord de Pointe-Noire. Ce petit champ devait être mis en production en 1960. Enfin, une autre filiale du groupe B.R.P., SEREPCA, poursuivait également un programme de recherche plus au Nord, au Cameroun, où, malgré des indices très encourageants, aucune production commerciale n'était mise en évidence. Dans la deuxième moitié des années 1950, le bilan était le suivant : échec dans les bassins intérieurs, réussites le long des côtes. Il était donc logique, alors que la production pétrolière en mer commençait à se développer sérieusement à travers le monde, d'extrapoler cette tendance vers le plateau
à travers le monde, d'extrapoler cette tendance vers le plateau continental, sous-marin, où les mêmes bassins sédimentaires se prolongeaient. De 1958 à 1962, différents permis de recherche marins, au large du Gabon et du Congo, furent sollicités et attribués pour la majorité à la S.P.A.F.E. seule et pour une partie à une Association S.P.A.F.E. -SHELL. La tendance à étendre les recherches en mer était d'ailleurs, à cette époque, assez générale dans cette zone, et en particulier au Nigéria où, menée par des compagnies internationales, elle devait plus tard connaître un grand essor. A la suite des travaux de préreconnaissance indispensables
grand essor. A la suite des travaux de préreconnaissance indispensables (géologie, géophysique) et après la mise en place de la logistique indispensable, les forages débutaient au Gabon avec la plate-forme de forage Offshore 59, marquant le départ de l'aventure offshore pour l'ensemble des sociétés pétrolières françaises. LA DECOUVERTE DU CHAMP D'ANGUILLE Les espoirs des explorateurs furent immédiatement confirmés. Le premier forage, en 1962, mettait en évidence le champ d'Anguille, à une quinzaine de kilomètres en mer, assez proche de Port-Gentil, et par une profondeur d'eau de 30 m. Devant l'importance des moyens à mettre en œuvre, l'approche fut alors prudente
des moyens à mettre en œuvre, l'approche fut alors prudente : — essais de longue durée par des moyens de production provisoires, sur 3 des 6 puits d'appréciation forés ; — ensuite, mise en place d'une infrastructure minimum, susceptible d'extension ultérieure. Cette phase amenait, pour les pétroleurs français, à faire face aux techniques offshore de développement, incluant : pose de plates-formes puits, simples ou multipuits, dans l'optique d'un développement ultérieur ; pose de conduites ; installation d'une plate-forme de production (fig. 2) ; mise en place d'un oléoduc sous-marin de 10" reliant le champ aux installations existantes à terre. Les
10" reliant le champ aux installations existantes à terre. Les moyens matériels mis en jeu, d'abord américains, devinrent bientôt, sous l'impulsion de la S.P.A.F.E., exclusivement français, avec la participation des entreprises GEM Hersent, puis Entrepose GTM (ETPM). La production du champ atteignit alors près de 1 000 t/j. Enfin, après 12 mois de production, les résultats étant satisfaisants, le développement définitif était décidé, impliquant le forage de 7 puits supplémentaires et toute l'infrastructure correspondante : plate-forme puits, installations de pompage en mer, renforcement des moyens à terre tels que pipelines, stockage de pétrole brut, poste de chargement de navires pétroliers,
stockage de pétrole brut, poste de chargement de navires pétroliers, etc. La production atteignait, à la fin des années 1960, le niveau de 3 500 t/jour. Le groupe ELF avait donc démontré son habileté à faire face à l' « offshore ». Le résultat immédiat fut une augmentation de la production gabonaise, alors que la production à terre stagnait et amorquait son déclin. LA POURSUITE DES TRAVAUX EN MER Bien que mobilisant les efforts de la société, le développement du champ d'Anguille n'interrompait pas pour autant la poursuite de l'exploration sur le plateau continental gabonais, bien au contraire. Successivement, fut
sur le plateau continental gabonais, bien au contraire. Successivement, fut découverte une série de champs (fig. 3) : — en 1968, Torpille, par 30 m d'eau, mis en production en 1970 ; — en 1968, également, Anguille Nord-Est, plus proche de la côte, par 15 m d'eau, mis en production en 1969 ; — en 1971, Grondin, sur lequel nous reviendrons. Ensuite, la période 1971-1975 vit la découverte de 8 champs supplémentaires, la plupart dans des profondeurs d'eau croissante, dépassant les 100 m (Girelle) et s'éloignant des installations existantes (jusqu'à 80 km pour Brême). Le niveau des 10 Mt/an était
80 km pour Brême). Le niveau des 10 Mt/an était atteint en 1976. L'effort financier que représentait un tel programme a conduit Elf-Gabon à s'associer, sur certains périmètres, à des compagnies internationales. Citons en particulier Gulf, Mobil, Deminex, Mitsubishi, Odeco, Murphy. L'exploration en mer débutait également au Congo où, là aussi, le premier forage fut positif : le champ d'Emeraude était découvert. Le même effort se poursuivit un peu plus tard au Cameroun, plus décevant au début, mais amenant à la découverte du champ de Kolé. Les mises en production de ces deux structures mériteront d'être examinées plus en détail.
de ces deux structures mériteront d'être examinées plus en détail. Nous terminerons en décrivant l'expérimentation en cours, dans la partie N.E. du champ de Grondin au Gabon, d'un matériel de production télécommandé dans le cadre d'un programme visant à permettre l'exploitation d'un champ par 600 m d'eau, sans intervention humaine directe. UN EXEMPLE DE DEVELOPPEMENT CLASSIQUE : GRONDIN En septembre 1971, le forage d'exploitation GRM 1 (Grondin Marine N° 1) mettait en évidence à 2 300 m de profondeur une structure pétrolière, à 40 km de la côte, 32 km au sud du plus proche gisement en production (Torpille) et
au sud du plus proche gisement en production (Torpille) et à une soixantaine de kilomètres de Port-Gentil, par des profondeurs d'eau de 60 m. De courts essais de production, entrepris immédiatement, mettaient en évidence de très intéressantes caractéristiques pétrolières, et une dimension de champ probablement nettement supérieure aux découvertes antérieures au Gabon. Cette découverte se produisait dans des conditions favorables : — l'infrastructure pétrolière marine existait. Les entrepreneurs poursuivant les travaux sur d'autres champs, étaient sur place ; — les équipes avaient acquis la maîtrise des techniques à mettre en œuvre ; — le champ était prometteur. Par ailleurs, les