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œuvre ; — le champ était prometteur. Par ailleurs, les incertitudes étaient encore nombreuses : — connaissance imparfaite du gisement qui ne pouvait être complétée que par des forages supplémentaires, longs et coûteux et probablement non utilisables pour la production du fait de la profondeur d'eau ; — la profondeur d'eau et la distance aux autres installations pétrolières marines et terrestres, posaient des problèmes de logistique difficiles, d'autant plus que le potentiel du champ pouvait être relativement important. Elf Gabon était en fait confrontée au problème classique dans la recherche et l'exploitation pétrolières : ou rassembler toutes les informations nécessaires
et l'exploitation pétrolières : ou rassembler toutes les informations nécessaires à un bilan économique complet, solution particulièrement coûteuse en mer et introduisant des délais de l'ordre de l'année pour la mise en production, ou prendre un risque financier certain, dans l'espoir de le voir largement compensé par la rapidité de mise en exploitation et la réduction des dépenses initiales. Après une analyse complète du cas particulier de Grondin, le pari de développer immédiatement a été pris. Cependant, pour limiter les risques et en tenant compte du délai de toute manière irréductible des travaux, 2 phases successives ont été définies. Cette
irréductible des travaux, 2 phases successives ont été définies. Cette décomposition tenait évidemment compte des conditions locales et en particulier des possibilités d'évacuation existantes, au prix de modifications mineures, dans le réseau de production en place, plus spécialement au niveau du champ le plus voisin, Torpille. L'entreprise a été couronnée de succès : — les études d'ingénierie ont pu être exécutées rapidement, profitant des expériences marines antérieures de la société ; — le dynamisme des entrepreneurs et fournisseurs, essentiellement français, a permis une mise en production du champ seulement 16 mois après sa découverte, délai déjà court à terre, et
mois après sa découverte, délai déjà court à terre, et exceptionnel en mer. La première phase de développement Elle comprenait (fig. 4) : ° la pose d'une première plate-forme de forage de 12 puits déviés, constituée par une structure métallique à 4 piles pesant 700 t (poids des piles et des tubes conducteurs de forage compris) surmonté d'un pont pesant 170 t et équipé de rails permettant de faire glisser d'une position à une autre l'appareil de forage. Cet appareil était assisté d'un « tender » flottant, ancré à proximité immédiate de la structure et relié à elle par une
immédiate de la structure et relié à elle par une passerelle mobile et des ombilics d'alimentation en boue, électricité, eau, etc. a la pose d'une plate-forme de production reliée à la plate-forme de forage N° 1 par une passerelle de 30 m de long. C'est grâce à cette distance que la mise en production du champ a pu être effectuée en toute sécurité alors que les forages étaient encore en cours sur la plate-forme voisine. La structure métallique comportant 8 piles et pesant 820 t, piles comprises, a été construite sur le chantier de la Société E.T.P.M. à Tchengué près
sur le chantier de la Société E.T.P.M. à Tchengué près de Port-Gentil puis remorquée en flottant jusqu'au site et mise en place avec la barge E.T.P.M. 501, équipée d'une grue de 500 t. Seule la première moitié du pont, occupant 4 piles de la structure de production, a été posée. Elle était équipée de séparateurs à l'étage supérieur et à l'étage inférieur de la pompe, actionnée par la détente des gaz de séparation. Le matériel, disponible ou livrable à court délai, a permis d'expédier la production du champ jusqu'à concurrence de 8 500 m3/j avec des moyens provisoires d'évacuation. Une
de 8 500 m3/j avec des moyens provisoires d'évacuation. Une torche située à 100 m du pont de production, au bout d'une passerelle comportant un appui intermédiaire constitué par un tripode, brûlait le gaz fatal. e la pose de 32,5 km de conduite sous-marine de 20" (51 cm) de diamètre reliant Grondin à la plate-forme de Torpille. Le passage par la plateforme de Torpille a permis d'utiliser les installations de pompage de ce champ comme relais dans cette phase et, en particulier, d'évacuer la production vers la terre par la conduite de 12" (30 cm) existante. La deuxième phase de
conduite de 12" (30 cm) existante. La deuxième phase de développement Décidée au vu des résultats positifs des premiers forages de développement elle correspondait à l'équipement définitif du champ et comprenait : • la pose du deuxième tronçon de la conduite sous-marine de 51 cm entre la plate-forme de production de Torpille et la station terrestre de Tchengué, complétant la liaison en gros diamètre ; • la pose d'une deuxième plate-forme de forage identique à la première, reliée à la plate-forme de production par des conduites d'évacuation sous-marines ; 0 la pose de la deuxième moitié du pont de la
la pose de la deuxième moitié du pont de la plate-forme de production. Ce pont comportait deux groupes turbo-alternateurs Solar de 2 200 kW fonctionnant au gaz et 3 groupes de pompage Guinard de 900 ch, le tout prémonté à terre et raccordé en mer au pont de première phase. Les matériels équipant cette partie de pont étaient à longs délais et le passage par une première phase de production, au moyen de pompes à gaz, a permis un gain de 7 mois sur la date de mise en production (correspondant à près de 700 000 t de pétrole brut).
(correspondant à près de 700 000 t de pétrole brut). La plate-forme de production a été étudiée pour permettre la mise en place d'un groupe turbo-alternateur supplémentaire et d'installations complémentaires de pompage afin de faire face à l'augmentation de débit d'expédition du brut, si Grondin venait à servir de relais à la production de champs voisins, comme cela s'est produit plus tard. Dans le cadre de ce développement, une plateforme habitation pour le personnel d'exploitation a été mise en place en 1974 près de la plate-forme de production et permet d'assurer la bonne marche des installations de production, la surveillance
d'assurer la bonne marche des installations de production, la surveillance et la maintenance des différents champs de secteur (fig. 5). Vingt et un puits ont été forés à Grondin et la production du champ a été de 3 180 000 t en 1976. Les incidences sur les installations terrestres Les prévisions de production de Grondin ont exigé une amélioration importante des installations terrestres. Fig. 5. Deuxième phase de développement du champ de Grondin : plate-forme centrale de Hoffman avec 600 demi-ponts ; plate-forme habitation ; sur la droite un coin de la plateforme de forages n° 1 et, sur la
de la plateforme de forages n° 1 et, sur la gauche, la passerelle conduisant à la tour. Il a fallu construire un nouveau centre de traitement et de pompage de brut à la station de réception terrestre de Tchengué : 2 réservoirs de 5 000 m3 pour la réception, 2 réservoirs de traitement de 2 500 m3 pour le dessalage, électrification du centre par une ligne électrique venant de Port-Gentil, construction d'une route de 10 km, mise en place de 2 groupes de pompage de 1 500 ch, pose d'un nouveau pipe-line de 16" entre Tchengué et le terminal du
nouveau pipe-line de 16" entre Tchengué et le terminal du Cap Lopez. Le terminal de stockage et de chargement de navires au Cap Lopez devait être prêt à accepter cette augmentation brutale de production. Dans un premier temps, le stockage fut augmenté par deux bacs de 90 000 m3 et la pomperie de chargement des navires existante fut renforcée. Ceci n'était qu'un premier pas vers la transformation complète achevée en 1975 et qui permet au terminal de recevoir une production encore accrue et d'accepter des navires pétroliers de 250 000 t. Le vieillissement du champ Les années passant, le mécanisme
t. Le vieillissement du champ Les années passant, le mécanisme régissant le comportement du champ a pu être apprécié. Un aquifère actif puissant s'est manifesté. En d'autres termes, le soutirage d'huile du gisement a entraîné, non pas une chute de pression importante, mais un remplacement d'une bonne partie du pétrole soutiré par l'eau sous-jacente, d'où un maintien de pression naturelle et donc, outre le maintien théorique d'un comportement éruptif des puits, une récupération de l'huile en place satisfaisante. Cependant, le phénomène favorable a son revers : l'eau monte progressivement dans le gisement, atteint les puits producteurs et est donc produite
le gisement, atteint les puits producteurs et est donc produite avec l'huile, le pourcentage d'eau dans l'effluent augmentant progressivement. Outre les installations de déshydratation à prévoir, une conséquence néfaste est inéluctable au niveau des puits : l'effluent s'alourdit progressivement et les puits ne sont plus éruptifs naturellement. Il est donc nécessaire de les assister. Parmi les diverses solutions possibles, le « gas-lift », consistant à injecter du gaz haute pression, au fond des puits producteurs et donc allégeant l'effluent produit, et finalement maintenant une éruptivité artificielle, a été choisie. En effet, une partie des puits, situés tout en haut de
effet, une partie des puits, situés tout en haut de la structure, produiront suffisamment longtemps, en plus de pétrole, du gaz à haute pression en quantité suffisante pour mettre en œuvre ce procédé. Ceci implique la modification des installations de traitement, et tout spécialement de dégazage au niveau du champ. De plus, l'équipement interne des puits producteurs doit être modifié. L'ensemble devrait être mis en service au cours du second semestre 1978. Ces transformations ne sont probablement pas les dernières. Pour maintenir la production au plus haut niveau possible, bien que malheureusement inéluctablement décroissant, d'autres interventions, en plus de l'entretien
que malheureusement inéluctablement décroissant, d'autres interventions, en plus de l'entretien normal des puits et des installations, seront sans doute nécessaires. Mais, elles dépendent du comportement du gisement qui, malgré les techniques mises en œuvre pour l'appréhender, reste, à long terme, partiellement incertain, car il est bien rare que la nature ne réserve pas de surprises aux pétroliers. III. — UN PROBLÈME ORIGINAL : EMERAUDE (CONGO) Le gisement de Grondin représente un cas classique : profondeur de gisement idéale pour l'application de la technique connue des puits déviés depuis une même plate-forme, effluent non corrosif et facile à manier, puits éruptifs,
plate-forme, effluent non corrosif et facile à manier, puits éruptifs, réservoir pétrolier conventionnel (grès à bonne perméabilité). Elf-Congo, découvreur du gisement d'Emeraude allait se trouver face à un problème tout différent, la grande majorité des caractéristiques du champ sortant de l'ordinaire. Il en est résulté une approche particulièrement prudente du développement. Emeraude fut découvert en avril 1969, au large du Congo, à une vingtaine de kilomètres des côtes (fig. 6). La structure est de dimensions importantes (70 km2), et la profondeur d'eau est de 65 m environ. Là s'arrêtent les caractéristiques normales du gisement. Il est nécessaire, pour définir le
caractéristiques normales du gisement. Il est nécessaire, pour définir le problème, d'examiner les « anomalies ». — profondeur du gisement : 190 à 540 m sous le niveau de la mer : valeurs trop faibles pour envisager l'exécution de puits à impact éloigné depuis la même plate-forme, d'où une multiplication des plates-formes, et donc des coûts ; — 5 réservoirs producteurs superposés, apparemment indépendants, et ayant donc leurs caractéristiques propres ; — réservoirs le plus souvent fissurés et très hétérogènes, d'où une appréciation très délicate de leur comportement en exploitation ; — pétrole très visqueux : 200 à 400 centipoises
; — pétrole très visqueux : 200 à 400 centipoises à 15°, soit 10 fois plus que la moyenne, posant de multiples problèmes, en fond de puits et en surface ; — gaz associé au pétrole contenant des proportions notables de gaz carbonique et d'hydrogène sulfureux, lui donnant, associés à l'eau, des caractéristiques corrosives sérieuses. — mélange gaz-huile en surface donnant des moussages difficiles à détruire ; puits peu ou pas éruptifs ; — découverte dans un pays (République populaire du Congo) sans aucune infrastructure offshore. L'ensemble n'était donc guère encourageant. toutefois, l'importance de l'accumulation d'huile, les aux dimensions horizontales
encourageant. toutefois, l'importance de l'accumulation d'huile, les aux dimensions horizontales et verticales de la structure, encourageaient à une approche approfondie, qui n'en devait pas moins rester très prudente. L'appréciation La forme générale de la structure résultait de mesures géophysiques. Il était nécessaire de la confirmer, étant donné son étendue. Par ailleurs l'hétérogénéité des réservoirs laissait craindre une variation de leurs caractéristiques sur la surface du champ. Enfin, d'après l'image donnée par les études géophysiques un faillage important était possible, risquant de compartimenter les réservoirs. Une campagne extensive d'appréciation fut donc lancée, comprenant au total 8 puits, certains donnant lieu à
lancée, comprenant au total 8 puits, certains donnant lieu à des tests de production prolongés, incluant l'essai des différents moyens de pompage possibles des puits. Le champ put alors être mieux cerné, ainsi que le potentiel des puits, au demeurant très variable suivant les niveaux et leur emplacement sur le champ. 1ère tranche : le « développement Centre » Mais restait une incertitude fondamentale : quel serait le comportement dynamique du champ ? En d'autres termes, comment s'effectuerait le drainage des réservoirs, quelle quantité d'huile était déplaçable vers les puits, comment l'eau sous-jacente pénétrerait-elle dans les différents réservoirs, et en
comment l'eau sous-jacente pénétrerait-elle dans les différents réservoirs, et en combien de temps atteindrait-elle les puits producteurs ? Malgré des études approfondies, soutenues par des essais en laboratoire, il était impossible de conclure, au moins pour les deux réservoirs comprenant la majorité des réserves en place. Il fut donc décidé, avant tout développement généralisé, d'effectuer un développement minimum permettant d'apprécier le comportement dynamique du gisement, par simple soutirage, puis en mettant en œuvre un balayage artificiel de l'huile en place par injection d'eau. Ce développement n'intéressait que les 2 niveaux principaux. Il avait pour but annexe d'essayer certains équipements de
principaux. Il avait pour but annexe d'essayer certains équipements de fond de puits, ainsi que des moyens de pompage de fond. Cet objectif fut rempli par un développement inclus dans un carré de 380 m de côté (à comparer aux dimensions totales du champ 16 km x 5 km), situé dans la partie sud du champ, qui comprenait au total 6 plates-formes de puits, de dimensions aussi réduites que possible, et une plate-forme de production produisant aussi l'énergie électrique nécessaire (fig. 7 et 8). Le nombre total de puits était de 15, dont 1 d'observation isolé. Fig. 7. — Mise
de 15, dont 1 d'observation isolé. Fig. 7. — Mise en place du pont de la plate-forme de production au « développement centre » du champ Emeraude (République populaire du Congo). L'appareil de forage choisi fut une barge autoélevatrice, ce qui imposait une architecture des plates-formes particulière, de surface horizontale minimum : des « petits » pentapodes furent choisis. 3 piles étaient réservées au forage des puits. Diverses innovations techniques étaient mises en œuvre : • mise en place, sur les plates-formes en mer, d'unités de pompage, soit conventionnelles (bien qu'adaptées à la mer), soit hydrauliques et d'un type nouveau
qu'adaptées à la mer), soit hydrauliques et d'un type nouveau ; Fig. 8. — Champ Emeraude « développement centre » : plate-forme centrale de production avec sa plate-forme-puits accolée et sa torche (en avant à droite). On voit, en deuxième plan, 3 autres plates-formes-puits. • raccordement entre plates-formes par des collectes flexibles, prototypes dérivant d'études de l'Institut français du pétrole ; • observation in situ des réservoirs (en cours de forage) par un système de télévision en circuit fermé, très riche d'enseignements dans ce cas particulier ; • essais de méthodes de pompage originales, telles que les hydroéjecteurs. Par ailleurs,
méthodes de pompage originales, telles que les hydroéjecteurs. Par ailleurs, l'obligation de pomper les puits imposait une distribution d'énergie électrique réalisée par câbles sous-marins à moyenne tension. Un point important était l'évacuation de la production. Anticipant sur un possible développement futur, un oléoduc sous-marin de 16" (40 cm) de diamètre fut posé jusqu'à la terre, puis, par une ligne terrestre, raccordé au petit terminal pétrolier existant au nord de Pointe-Noire (construit en 1960 pour le champ terrestre de Pointe Indienne). Cet ensemble, décidé à la mi-1970, était en production à un rythme de 300 000 t/an, au début 1972. Le
un rythme de 300 000 t/an, au début 1972. Le « développement Nord » Le « développement Centre » intéressait uniquement les deux réservoirs supérieurs, les plus importants en termes de réserves en place. Parallèlement à sa construction, la fin de la campagne d'appréciation fit apparaître, dans la partie nord du champ, d'excellentes caractéristiques de production sur deux des autres niveaux imprégnés. Un développement de cette partie du champ se justifiait donc. Le coût des puits ne représentant qu'une faible part des investissements, comparés à l'infrastructure (plates-formes, collectes, centres de production, etc.), il était logique d'intéresser tous les niveaux producteurs
production, etc.), il était logique d'intéresser tous les niveaux producteurs à ce développement, même si de grandes incertitudes quant à leur productivité et la perennité de celle-ci subsistaient. L'architecture générale de développement se décomposait en (fig. 9) : — 10 plates-formes de forage comportant chacune 1 puits à chaque niveau producteur, soit 4 à 5 suivant la position structurale — Plates-formes conventionnelles à 4 piles, type « jacket » ; — 2 plates-formes de production/traitement, également conventionnelles ; — 1 oléoduc en acier de raccordement au « développement centre » permettant l'évacuation de la production vers la terre. Fig. 9.
permettant l'évacuation de la production vers la terre. Fig. 9. — Champ Emeraude « développement nord » : plate-forme centrale de production et de traitement et quelques-unes des plates-formes-puits. Diverses solutions originales furent mises en œuvre : . Élaboration, en commun avec un entrepreneur de forage français, d'un appareil de forage léger, suffisant pour la profondeur des puits, et assisté d'un « tender » flottant. . Mise en place permanente sur chaque plateforme, de grues à tour qui, par leur architecture particulière, assuraient de multiples fonctions (assistance très efficace à l'appareil de forage, manœuvre de pompes dans les puits) en
l'appareil de forage, manœuvre de pompes dans les puits) en plus de la manutention normale ; . Forage à travers les 4 piles des plates-formes de forage, bien qu'inclinées à 5° ; . Généralisation des câbles électriques entre plates-formes ; . Multiplication des unités de pompage hydrauliques ; ® Généralisation, en raison de leur facilité de pose, de l'emploi de flexibles de collectes, en remplacement des conduites métalliques. Décidé en mi-1971, le développement nord commençait à produire au 1er trimestre 1973, était terminé à la fin de la même année, faisant passer la production de 1 000 à 9 000
faisant passer la production de 1 000 à 9 000 m3/j. Il fut d'ailleurs, en 1975, complété par un développement identique, bien que plus limité, dans la partie sud du champ. Une telle production était incompatible avec le petit terminal existant. La découverte par A.G.I.P. en association avec Elf Congo) d'un autre champ (Loango Marine) allait justifier l'installation d'un terminal pétrolier nouveau, situé au sud de Pointe-Noire, permettant le chargement de navires pétroliers de 120 000 t. Résultats L'étude du comportement du « développement centre », d'ailleurs ensuite confirmé par l'évolution du développement nord, a montré que les craintes, quant
l'évolution du développement nord, a montré que les craintes, quant au drainage du gisement, étaient fondées : après un niveau élevé de production, le déclin a été très rapide, l'eau sous-jacente se frayant rapidement un chemin vers les puits producteurs. Les taux de récupération finale seront donc faibles, par rapport aux réserves en place. Il n'en reste pas moins que, sur le plan des techniques, des solutions ont pu être trouvées dans la mise en exploitation d'un gisement aux caractéristiques aussi peu favorables, et par une profondeur d'eau importante. Certaines des innovations techniques développées ont connu un succès mondial :
des innovations techniques développées ont connu un succès mondial : citons en particulier les flexibles de collectes Coflexip et les unités de pompage de puits hydrauliques. IV. — PREMIER GISEMENT DÉVELOPÉ AU CAMEROUN : KOLE La première découverte de pétrole au Cameroun a été faite en mer fin 1972, les recherches à terre ayant toutes été décevantes. Depuis lors, plusieurs autres petites découvertes pétrolières ont été faites dans la même zone, notamment celle de Kolé en juin 1974. Les puits KLM 2 (juillet 1974) et KLM 3 (juin 1975) confirment la découverte. Les études effectuées permettent à Elf Serepca de
la découverte. Les études effectuées permettent à Elf Serepca de décider en avril 1976 le développement du champ. Le périmètre de recherche concerné avait fait l'objet d'une association avec Shell Oil Company. Kolé est un gisement situé à 20 km à l'est de la frontière nigériane ; les terres les plus proches sont, au nord (25 km) les mangroves de l'estuaire du Rio Del Rey, à l'est (40 km) les escarpements rocheux du Can Debunsha. La ville la plus proche est Victoria, à 60 km au sud-est. Douala est à environ 130 km à vol d'oiseau. La mer y est
environ 130 km à vol d'oiseau. La mer y est peu profonde (18 m) et relativement calme, les grandes houles de l'Atlantique étant amorties par l'île Marcias Nguema (ex Fernando Po). Les fonds sont vaseux et l'eau, chargée d'apports fluviaux, généralement turbide. Le gisement pétrolifère est de taille modeste : les investissements devront être soigneusement limités, et les solutions techniques aussi économiques que possible. D'autres petits gisements ont été mis en évidence au voisinage de Kolé : on en tiendra compte en concevant les installations de Kole, pour permettre des extensions futures qui ne pénalisent pas le présent. Le réservoir
extensions futures qui ne pénalisent pas le présent. Le réservoir pétrolier, peu profond (1 600 m), est formé de sables très fins qui nécessitent un traitement spécial, le gravillonnage. Il devra être maintenu en pression pour permettre une bonne récupération des hydrocarbures en place. Les solutions adoptées Où et comment évacuer la production ? L'éloignement des côtes et l'absence de débouchés ont conduit à préférer l'enlèvement de la production sur le site à l'expédition par pipeline. Un stockage tampon était nécessaire. Un pétrolier de 10 ans d'âge, d'une capacité de 87 000 t, a été acheté et va être converti
87 000 t, a été acheté et va être converti en stockage flottant. Ce pétrolier, maintenu en place sur le site par douze lignes d'ancres, offre une capacité de logement suffisante pour le personnel chargé de l'exploitation du champ. Ainsi est résolu le problème posé par l'éloignement de la base de Douala. Une bouée de chargement, reliée au stockage par un pipeline 24" de 1 500 m, permet aux pétroliers enlevés l'évacuation périodique de la production (fig. 10). Les puits de production sont forés à partir de deux plates-formes métalliques à pieux battus éloignées d'environ 1 km. Il n'était en