jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
en œuvre Bases La base principale est à Saint-Jean, seul port de cette région libre de glace toute l'année; l'équipement est correct (dépôts, engins de maintenance, atelier, dépôts de carburant, possibilités logement et de bureaux, hôpitaux...). Malheureusement Saint-Jean est très éloigné des zones opérationnelles et ne possède pas d'aéroport international (Gander est à 300 km au Nord); les liaisons maritimes régulières avec le reste du monde sont ailleurs mauvaises et peu fréquentes. Les bases secondaires (Cartwright, Hopedale, Saglek) comprennent des camps pour le personnel au travail, des bases radio, des bases pour les hélicoptères, des dépôts de produits à boue
bases pour les hélicoptères, des dépôts de produits à boue de Saglek. (Hopedale) et un terrain d'aviation à Transports En 1976 pour 3 appareils de forage il était nécessaire d'avoir : 3 hélicoptères lourds (Sikorsky 61 Puma -Bell 212), 3 et parfois 4 Beechcraft Queenair (9 passagers), 1 hydravion Canso (17 passagers). 8 bateaux de service dont 3 affectés en permanence aux unités de forage pour remorquage des icebergs (le remorquage est possible pour les icebergs dont la masse limite va de 1 à 1,5 Mt suivant la puissance des bateaux) (fig. 6). FORAGES Caractéristiques du forage au Labrador Il
bateaux) (fig. 6). FORAGES Caractéristiques du forage au Labrador Il n'existe pas, pour l'instant, d'engin capable de forer en continu au Labrador. La période de forage possible est de 3 à 6 mois par an. Il faut donc amener des appareils tous les ans pour une courte période. Certaines difficultés techniques particulières au Labrador rendent le forage difficile. Pourquoi ne pouvait-on employer jusqu'à présent une unité de forage classique ? (Par exemple semi-submersible du type employé en mer du Nord.) Les semi-submersibles sont des engins très adaptés au forage dans les mers difficiles et ils seraient parfaits s'il n'y avait
les mers difficiles et ils seraient parfaits s'il n'y avait pas d'icebergs. En effet, ils sont ancrés par 8 à 10 lignes d'ancre. En cas de venue d'un iceberg, il faut relever ces lignes d'ancres, ce qui ne peut se faire que par mer relativement calme, et demande environ une journée de travail. Si un iceberg s'approche, il faut donc commencer très tôt les opérations de relevage de l'ancrage. Le cercle de sécurité serait un cercle de l'ordre de 10 milles nautiques. Le risque étant très grand d'avoir la plupart du temps un iceberg à moins de 10 milles, le
du temps un iceberg à moins de 10 milles, le travail serait impossible. Par ailleurs, si un iceberg arrivait en période de mauvaise mer, la seule solution serait de couper les lignes d'ancrage ce qui rendrait très problématique la reconnection ultérieure. Nous avons étudié depuis plusieurs années en collaboration avec la firme américaine Interocéans, un dispositif de relâchement rapide des ancres. Ce dispositif « Quick Release System » a été essayé en 1976 et nous a permis, pour la première fois, d'effectuer avec succès un forage avec la plateforme semi-submersible Zapata Ugland. Ce Q.R.S. consiste en un dispositif intercalé sur
Zapata Ugland. Ce Q.R.S. consiste en un dispositif intercalé sur la chaîne d'ancrage, entre l'ancre et la plateforme, à un endroit où cette chaîne repose normalement sur le fond et à une distance de l'ancre supérieure à la profondeur d'eau (ceci en vue des opérations de reconnection). Ce dispositif que l'on peut interroger et actionner depuis la plateforme à l'aide de signaux acoustiques codés, comporte des accumulateurs hydrauliques nécessaires pour fournir l'énergie indispensable au relâchement sous tension de l'une de ses extrémités. Avec un tel dispositif le cercle de sécurité de déconnection n'est plus que d'environ 1 mille nautique, et
de déconnection n'est plus que d'environ 1 mille nautique, et le forage redevient possible. En 1976, ce dispositif Q.R.S. n'était cependant pas entièrement fiable et sa mise au point nécessitera encore des essais et des modifications. Pour le moment la technique prouvée est celle des engins à positionnement dynamiques dont les principales caractéristiques sont les suivantes : • Ces engins (bateaux ou semi-submersibles) ne sont pas ancrés. Ils se maintiennent en position par l'action d'hélices commandées en permanence par un ordinateur d'après des informations de positionnement reçues depuis un certain nombre de balises acoustiques placées au fond de la mer.
nombre de balises acoustiques placées au fond de la mer. • Ces engins ne sont reliés au fond de la mer que par le tube-guide à l'intérieur duquel s'effectue le forage et il ne faut que quelques secondes pour déconnecter ce guide. La distance d'alerte est donc très réduite et la probabilité d'avoir à déconnecter l'est également. • Ces engins, disposant de beaucoup de puissance pour le positionnement, sont très rapides et peuvent être mis en place ou repliés dans de courts délais. • Ils disposent généralement (surtout s'il s'agit de bateaux) de grandes capacités de stockage. • Ce sont
de bateaux) de grandes capacités de stockage. • Ce sont des engins très modernes comportant les derniers perfectionnements techniques de forage. • Par contre, ils sont très complexes et ne peuvent donc être utilisés que par du personnel hautement spécialisé. Ils sont très chers. • Le forage depuis un bateau à positionnement dynamique réclame du personnel capable, en cas d'ennuis sur le système de positionnement, de prendre en quelques secondes des décisions très importantes. Tous ces éléments expliquent pourquoi les opérateurs ont constitué des équipes homogènes très stables qui suivent le bateau dans tous ses déplacements. Opérateur, contracteurs ou sous-contracteurs
le bateau dans tous ses déplacements. Opérateur, contracteurs ou sous-contracteurs sont en association permanente. L'esprit d'équipe joue un rôle capital. Les contrats de travail avec ce genre d'engins sont des contrats de type « Package Deal », le bateau se présentant complet avec tous ses différents contracteurs à bord, avec sa technicité propre et en état de forer. Le groupe Eastcan a ainsi utilisé avec plein succès le navire à positionnement dynamique Pélican (opéré par la C.F.P.) (fig. 7). Ce bateau a fait preuve de qualités remarquables et permis des performances de forage excellentes malgré l'environnement particulièrement sévère du Labrador.
performances de forage excellentes malgré l'environnement particulièrement sévère du Labrador. En 1974, malgré la perte d'une hélice provoquée par le choc d'une plaque de glace, le Pélican a pu continuer à forer en position dynamique sans problème important. D'autres bateaux à positionnement dynamique ont été également utilisés épisodiquement dans cette région, par les groupes Eastcan et B.P. (Havdrill, Sedco 445, Petrel). Problèmes de forage particuliers du Labrador Assez grande profondeur : 140 à 300 m d'eau. Température de l'eau très froide (0 à — 2 °C) excluant l'emploi d'eau douce et nécessitant des précautions particulières pour les fluides de commande
et nécessitant des précautions particulières pour les fluides de commande des dispositifs de fond (obturateurs connecteurs, etc.). Courants parfois très élevés (plus de 2 nœuds parfois en surface). Mer parfois très forte et présence d'icebergs comme il a été dit. Et enfin, présence au fond de la mer de « boulders » (qui sont des blocs erratiques d'origine glaciaire), sur une épaisseur de 15 à 30 m. Il ne peut être question d'enfoncer par jetting un tube guide, et le forage en grand diamètre de ces premiers 30 m sous le fond de la mer demande souvent 24 à 48
le fond de la mer demande souvent 24 à 48 heures de forage extrêmement difficile et se traduit par la perte de nombreux forages en début d'opération (casse ou coincement de garniture). Mis à part ces problèmes de surface, le forage ne présente pas de difficultés particulières. Après avoir examiné les données générales qui caractérisent l'exploration et nos opérations passées et actuelles, il nous semble intéressant de jeter un coup d'œil sur l'avenir en décrivant les Problèmes posés aux ingénieurs responsables de la production. DEVELOPPEMENT DES INSTALLATIONS DE PRODUCTION Pour l'ingénieur chargé de concevoir les installations de mise en production,
l'ingénieur chargé de concevoir les installations de mise en production, les données caractéristiques à retenir sont les suivantes : 140 à 300 m de profondeur d'eau, des conditions de mer équivalentes à celles de la mer du Nord (sans les conditions de l'hiver car la mer est prise en glace), un courant de surface de 1,5 à 2,5 nœuds maximum ; environs 1 500 icebergs par an franchissent le 60° parallèle Nord dans la largeur des permis ; le nombre mensuel est sensiblement constant de janvier à juin (140 environ) mais, dès fin juillet l'élévation de température de la mer
mais, dès fin juillet l'élévation de température de la mer provoque la fonte de ces icebergs et leur nombre décroît très rapidement au fur et à mesure qu'ils descendent dans les latitudes Sud des permis. Le tirant d'eau de ces icebergs atteint et dépasse les 300 m comme l'attestent les nombreuses saignées photographiées au sonar latéral, et leur échouage de temps à autre ; la glace est présente de mi-décembre à mi-juillet, son épaisseur en mars-avril varie de 1 à 5 m avec des dalles éparses de 20 m d'épaisseur, (morceaux de banquise qui se détachent du grand Nord pendant
(morceaux de banquise qui se détachent du grand Nord pendant l'été et atteignent les permis en hiver), le tout dérivant à une vitesse moyenne de 0,5 nœud avec des maximum de 2 nœuds ; en hiver le vent, (pointes de 200 à 240 km/h) le brouillard, le givre. Dans un tel décor, la difficulté est immense si l'on veut produire par les conditions les plus sévères. On peut citer parmi les solutions qui viennent à l'esprit pour résoudre un tel problème : — les îles artificielles en béton, en enrochement, en sable, en glace surréfrigérée ; — les installations de
en sable, en glace surréfrigérée ; — les installations de production entièrement sous-marines et enterrées ; — le tunnel reliant le champ à la côte ou à une île. Ces solutions, qui ne sont peut-être pas toutes utiles, auront du mal à paraître crédibles pendant de nombreuses années, soit parce que les moyens de calculs et d'essais sont insuffisants pour prouver que les structures fixes résisteront aux efforts, soit parce qu'elles nécessitent une importante transformation de la technologie mécanique, électrique et hydraulique, soit parce que la durée nécessaire à leur réalisation est trop importante. Nous n'avons pas mentionné l'inconnue économique
réalisation est trop importante. Nous n'avons pas mentionné l'inconnue économique pour des investissements aussi importants que risqués. Par contre, si l'on admet que la production peut être interrompue quand les conditions de glace deviennent trop sévères, des solutions sont possibles. La technologie existe partiellement. On peut considérer comme solutions réalisables : — une plateforme semi-submersible à positionnement dynamique chargeant un tanker à positionnement dynamique (fig. 8) ; — une colonne articulée de production, accouplée à un tanker participant à la fonction production et au stockage, et chargeant un tanker à positionnement dynamique (fig. 9). Ces installations devront être mobiles pour
positionnement dynamique (fig. 9). Ces installations devront être mobiles pour être déconnectées en fin de saison ; ou en cas d'alerte iceberg, ou de très mauvais temps. La disconnection doit pouvoir être rapide (icebergs) ; la reconnection doit l'être également, vu la brièveté des créneaux de beau temps à partir de septembre. La disconnection et la reconnection de l'ancrage et de la colonne de liaison fond-surface (riser) sont déjà résolues pour les navires de forage à position dynamique, posent des problèmes nouveaux aux installations de production citées plus haut. Le riser de production est plus complexe que le riser de
riser de production est plus complexe que le riser de forage et transporte des fluides huile-gaz-eau à haute pression. Il est composé d'un nombre important de canalisations et de circuits aux fonctions diverses. La reconnection de l'ancrage d'une colonne articulée est un problème nouveau et difficile si l'on veut le faire par les conditions de mer que l'on rencontre en novembre-décembre. Les installations immergées telles que têtes de puits, lignes de collecte, jeux de vannes à la base de la colonne de liaison, resteront en place pendant la vie du champ (aux échanges périodiques près, pour entretien). C'est pour elles
champ (aux échanges périodiques près, pour entretien). C'est pour elles que se pose le problème créé par les icebergs racleurs, en particulier pendant l'hiver, car la présence de la glace rend quasiment impossible toute intervention. Il faudra donc isoler et purger ces installations avant d'abandonner le champ en fin de campagne, mais surtout les enterrer suffisamment pour les protéger. Il n'est pas pensable d'envisager de commencer la campagne de production par de longues semaines de réparation. On peut prévoir par ailleurs que le risque pour l'environnement présenté par la destruction par un iceberg, d'une tête de puits de production, ne
par un iceberg, d'une tête de puits de production, ne serait pas toléré par les autorités de tutelle, tant que l'évaluation de ce risque ne sera pas mieux connue. On manque en effet, de statistiques sur le tirant d'eau des icebergs pour l'apprécier. La solution « enterrer » apparaissant comme la seule possible, comment prétendre résister à un iceberg de 20 à 30 millions de tonnes, poussé par une banquise de plusieurs mètres d'épaisseur dérivant à 2 nœuds par grand vent ? Là encore les moyens de calcul et d'essais dont nous disposons sont insuffisants pour opter pour des ouvrages
dont nous disposons sont insuffisants pour opter pour des ouvrages destinés à résister à l'impact des icebergs. Mais réaliser des excavations, des silos de 6 à 10 m de diamètre, 10 à 15 m de profondeur, par 300 m d'eau, est un problème nouveau, rendu difficile par la nature du sol rencontré au Labrador (boulders). Le sol est, à lui seul, un sujet d'étude et les géophysiciens s'emploient à mettre au point la méthode pour identifier les sites les plus favorables à la réalisation des excavations ou des tranchées nécessaires. L'ensemble de cette technologie fait actuellement l'objet d'études de recherche.
L'ensemble de cette technologie fait actuellement l'objet d'études de recherche. Produire de l'huile 6 mois par an paraît donc possible technologiquement dans quelques années ; espérons que, dans l'intervalle, on aura découvert le gisement à bonne productivité d'huile (5 à 10 000 barils par jour et par puits) et de taille suffisante pour rendre économique une telle réalisation. Production 6 mois par an, passe encore pour l'huile, mais pour le gaz ? Les solutions de production temporaire de gaz que l'on peut envisager sont : • une plateforme semi-submersible à positionnement dynamique de liquéfaction et stockage de G.N.L. (gaz naturel
positionnement dynamique de liquéfaction et stockage de G.N.L. (gaz naturel liquéfié) chargeant un méthanier à positionnement dynamique ; • une colonne oscillante accouplée à une plateforme ou à un navire de liquéfaction et stockage de G.N.L. chargeant un méthanier à positionnement dynamique ; • une plateforme semi-submersible à positionnement dynamique de traitement et compression expédiant le gaz via un pipeline vers la côte ; • une colonne oscillante remplaçant la plateforme ci-dessus. Ces schémas ont l'inconvénient de faire appel à des installations utilisant une technologie difficile, ou entièrement nouvelle, et conduisant à risquer des investissements importants pour produire le gaz
conduisant à risquer des investissements importants pour produire le gaz à l'époque de l'année où le marché n'est pas demandeur. Quant à produire le gaz en hiver, ceci consisterait à évoquer à nouveau les solutions dont nous avons dit plus haut qu'il faudrait longtemps pour établir leur crédibilité technique. Il existe peut-être une voie intermédiaire entre la production 6 mois et la production 12 mois. L'idée est de permettre le maintien des supports de production pendant la saison où la glace n'est pas trop épaisse (jusqu'à 5/6 mètres) en ajoutant à ces plateformes un système dit icecutter qui attaque la
à ces plateformes un système dit icecutter qui attaque la glace par fraisage (fig. 10). Cette technologie est actuellement étudiée par un groupe de compagnies pétrolières au Canada. Les plateformes ainsi équipées seraient capables de se déconnecter et de manœuvrer dans la glace pour éviter les icebergs ou les dalles de glace d'épaisseur trop importante, puis venir ensuite se reconnecter. L'évacuation de la production se ferait probablement par conduites vers un important stockage à la côte, à moins que la technologie des brise-glaces n'ait également évolué pour permettre l'enlèvement sur plateforme. Cette possibilité d'accroître la durée de la production améliorerait
plateforme. Cette possibilité d'accroître la durée de la production améliorerait l'économie des schémas de production temporaire d'huile et peut, peut-être, permettre d'atteindre la limite économique pour la production de gaz. CONCLUSION Nous avons rapidement passé en revue les particularités de la recherche pétrolière dans cette « nouvelle frontière », pour utiliser l'expression canadienne, qu'est l'offshore du Labrador. Après avoir évoqué les problèmes politiques et juridiques, nous avons établi la liste des obstacles auxquels se heurtent les pétroliers de toutes disciplines : explorateurs, géologues ou géophysiciens, foreurs, producteurs et logisticiens dont le rôle est primordial. Cette quête de nouvelles richesses énergétiques
le rôle est primordial. Cette quête de nouvelles richesses énergétiques se traduit, dans un tel environnement, par des coûts opérationnels très élevés : — Ainsi, un kilomètre de sismique, traitement des données compris mais sans interprétation, revient à 400 dollars. — Un forage à 3 000 m coûte 7 à 8 M de dollars et à 4 000 m coûte 9 à 10 M de dollars. Le coût de la mise en production d'un gisement de gaz ou d'huile ne peut pas être encore correctement évalué. On sait que le gisement de gaz de Frigg, en mer du Nord, avec
gisement de gaz de Frigg, en mer du Nord, avec ses 200 milliards de m3 de réserves récupérables coûtera plus de 3 milliards de dollars pour être mis en production. On ne peut imaginer produire au Labrador des gisements de gaz, pour ne prendre que cet exemple, de taille inférieure à celle de Frigg ; connaissant par ailleurs les contraintes de l'environnement, on peut penser que le seuil des 3 milliards de dollars ne peut guère qu'être dépassé, à moins que l'on n'invente des techniques révolutionnaires. La recherche pétrolière au Labrador est donc une grande aventure, passionnante et pleine de
Labrador est donc une grande aventure, passionnante et pleine de risques ; c'est aussi une aventure très onéreuse, mais les sérieux encouragements obtenus des forages autorisent à penser que les espoirs de mettre en valeur un nouveau et vaste bassin pétrolier sont à la mesure des risques encourus. Nous voilà bien loin des soucis et des questions qui pouvaient se présenter à l'esprit des hardis aventuriers qui, pour la première fois, aperçurent Terre-Neuve et le Labrador et osèrent braver les indiens pour y installer les premiers établissements « occidentaux ». En guise d'hommage à leur témérité, certains forages portent leur
En guise d'hommage à leur témérité, certains forages portent leur nom : Bjarni, Leif, Gudrid, Snorri, Herjolf, Karlsefni. La liste est vite épuisée de ceux dont l'histoire a conservé la trace. Et, puisque les modernes aventuriers que sont les pétroliers ont pris la relève de ces pionniers du Xe siècle, souhaitons que les pacifiques torchères des gisements prennent bientôt la relève des incendies, bien moins pacifiques, que ne manquaient pas d'allumer sur leur passage les conquérants Vikings. Le champ de gaz de Frigg par MM. P. VAILLAUD Directeur des filiales d'exploitation et de production L. LE THERISIEN Directeur du développement
d'exploitation et de production L. LE THERISIEN Directeur du développement A. DURAND-BOUSINGEN Directeur des opérations en mer du Nord Compagnie française des Pétroles F. DIDIER Directeur général adjoint et directeur des hydrocarbures J. CURUTCHET Directeur du projet Frigg P. CELERIER Directeur des productions Société nationale Elf-Aquitaine (production) Après avoir situé et caractérisé le champ de gaz de Frigg et rappelé dans quelles conditions il a été découvert, une description générale des installations nécessaires à son développement suit, de plateforme en plate-forme, jusqu'au terminal en passant par les conduites de transport. L'accent est mis ensuite sur les techniques avancées mises en
L'accent est mis ensuite sur les techniques avancées mises en œuvre à cette occasion, dès l'exploration puis pendant la réalisation, que ce soit pour les plates-formes, leurs équipements ou la pose des conduites, sans oublier pour finir les aménagements permettant à l'exploitant d'avoir un cadre de vie aussi agréable que possible. On rappelle, pour conclure, l'effort humain considérable qu'il a fallu consentir, en plus des prouesses techniques. Le gisement, qui sera mis en service en 1977, et dont les réserves sont évaluées à 200 milliards de m³ soit l'équivalent de Lacq, doit être exploité au rythme d'environ 15 milliards de
Lacq, doit être exploité au rythme d'environ 15 milliards de m³/an. LA DECOUVRÉTE DU CHAMP DE FRIGG Le champ de Frigg est à cheval sur la ligne méridienne entre les plateaux continentaux britannique et norvégien entre 59° 48' et 59° 60', de latitude nord et entre 1° 97' et 2° 15' de longitude est. Il se trouve donc à une distance de : — 190 km de la côte norvégienne, — 180 km de la côte des îles Shetlands, — 360 km de la côte écossaise, dans un secteur où la profondeur d'eau moyenne est de 100 m (fig. 1).
la profondeur d'eau moyenne est de 100 m (fig. 1). Fig. 1. — Carte montrant la situation du gisement de Frigg et l'emplacement où ont été construites les principales infrastructures de la mise en exploitation. (Document SNEA (P)) C'est en 1965 que les sociétés françaises Elf, S.N.P.A. et C.F.P. se sont associées à la société norvégienne Norsk Hydro pour fonder le groupe Petronord, avec comme opérateur Elf-Norge, dont la vocation était la recherche d'hydrocarbures sur le plateau continental norvégien au sud du 62° parallèle. Dès 1966, à la suite de l'interprétation d'une première campagne sismique à mailles très larges, un
l'interprétation d'une première campagne sismique à mailles très larges, un élément structural important avait été mis en évidence aux niveaux d'horizons sismiques attribués à la base du Tertiaire. En 1969, les deux blocs sur lesquels se trouvait cette structure étaient accordés par l'administration norvégienne au groupe Petronord sous réserve d'un accord de participation. Simultanément une campagne sismique de semi-détail (maille de 5 km X 5 km) était tirée sur ces blocs. L'interprétation sismique révélait une vaste structure (très bien soulignée) aux niveaux de base du Tertiaire par un aspect inhabituel des profils qui faisait déjà pressentir l'existence de conditions sédimentologiques
des profils qui faisait déjà pressentir l'existence de conditions sédimentologiques particulières. En 1970, les filiales britanniques des Sociétés C.F.P., Elf et S.N.P.A. obtiennent de l'administration britannique une licence sur le bloc 10/1 sur lequel débordait largement cette vaste structure. La filiale de la C.F.P., Total Oil Marine (T.O.M.), est choisie ici comme opératrice. En 1971, un accord officiel conclu entre Petronord et le gouvernement norvégien, rend possible un premier forage sur la structure qui le 22 juillet 1971 mettait en évidence un champ de gaz. Enfin, début 1972, l'extension du gisement, côté britannique, était officiellement confirmée avec le forage du