jeanflop/post-ocr-correction huggingface dataset:
l'Institut français du Pétrole a conçu et développé à travers sa filiale Coflexip la fabrication de tubes flexibles armés intérieurement en rilsan produit par ATO qui permettent d'apporter une solution nouvelle au problème des lignes de collecte des gisements pétroliers. Cette formule a pu être testée grâce au groupe Elf-Aquitaine qui décidait, dès 1970, d'équiper le gisement d'Emeraude au Congo d'une vingtaine de km flexibles d'un diamètre de 6 pouces. L'intérêt que rencontre désormais cette méthode a justifié la création d'une société de pose spécialisée Flexservice, qui a mis en service en 1976 un bateau à positionnement dynamique doté d'équipements
service en 1976 un bateau à positionnement dynamique doté d'équipements lourds de manutention et de pose. Il convient de souligner que d'importantes commandes, portant à ce jour sur plus d'une centaine de kilomètres de conduites flexibles, ont été enregistrées dans ce créneau d'activité pour l'équipement des champs de Brent en mer du Nord (Shell) et de Garoupa au Brésil (Petrobras), la connexion aux installations étant assurée par un procédé automatique. Dans le domaine de la pose des pipelines des progrès récents ont été accomplis par la Société E.T.P.M. qui, confrontée notamment aux problèmes délicats d'intervention dans les conditions difficiles de
notamment aux problèmes délicats d'intervention dans les conditions difficiles de la mer du Nord, a réalisé des performances remarquables en prenant l'initiative de mettre en service deux barges autopropulsées extrêmement puissantes, d'une portée de 1 600 t, pour l'installation de canalisations sur des fonds marins de l'ordre de 150 m de profondeur. C'est ainsi que la première super barge de pose « E.T.P.M.-1601 » lancée en 1974, a contribué à la mise en place du gazoduc de Frigg, canalisation de 32 pouces de diamètre sur une longueur de 360 km jusqu'à Saint-Fergus sur la côte écossaise, en devançant les délais
jusqu'à Saint-Fergus sur la côte écossaise, en devançant les délais prévus avec un rythme moyen de pose de 3 000 m/jour et en atteignant à cette occasion la vitesse record de 3 772 m en une seule journée. Cette performance qui a nécessité de réaliser et vérifier sur poste automatique (procédé CRC Crose) plus de 150 soudures en vingt-quatre heures a été possible grâce à l'utilisation de tubes de 12 m préalablement soudés deux par deux constituant ainsi des tronçons unitaires de 24 m. Les méthodes classiques de pose de pipelines font appel à une barge de pose sur laquelle
pipelines font appel à une barge de pose sur laquelle les tronçons de tube sont soudés les uns après les autres à la partie de canalisation déjà constituée, qui repose au fond sur l'essentiel de sa longueur et dont l'extrémité remontant à la surface est maintenue en position à l'arrière de la barge par une poutre métallique, le « stinger » qui permet de réduire les tensions de cisaillement. La barge qui est ancrée est déplacée par des remorqueurs et avance au rythme des opérations de soudure. Afin d'accélérer le temps de pose et de permettre la mise en place
temps de pose et de permettre la mise en place de canalisations sous-marines pouvant atteindre 40 pouces à des profondeurs allant jusqu'à 500 m, un effort important d'expérimentation a été entrepris dans le cadre du programme « pipe acier profond » et a conduit notamment à définir le procédé RAT (Remorquage-aboutage tension). Cette méthode, sur laquelle des essais sont poursuivis activement avec l'appui des aides à la technologie gérées par la Communauté Européenne, prévoit de réaliser la canalisation par longs tronçons de deux à trois kilomètres soudés à terre qui, soutenus par des bouées, sont ensuite remorqués jusqu'à l'extrémité de
soutenus par des bouées, sont ensuite remorqués jusqu'à l'extrémité de la canalisation déjà constituée où une barge permet de réaliser l'aboutage par une seule soudure (fig. 5). Une immersion progressive est ensuite effectuée en prenant soin de ne soumettre le tube qu'à des tensions acceptables par le jeu des flotteurs qui sont ensuite récupérés. Des réalisations pilotes de cette formule, mais avec des longueurs et des dimensions de canalisations plus réduites ont déjà été effectuées en Méditerranée et sur le lac Léman. En novembre et décembre 1975, une expérience de remorquage d'un tronçon de 1 000 m de tube de
remorquage d'un tronçon de 1 000 m de tube de 16 pouces sur 500 milles nautiques au large du Moray Firth en Écosse, réalisée à l'initiative du GERTH avec la participation d'Exxon, Shell, Mobil, Sonatrach et Norsk Hydro, a obtenu des résultats prometteurs dans des conditions de mer difficiles. Au cours de l'été 1977 sera réalisé un essai d'aboutage dans un fjord norvégien, à l'aide du navire à positionnement dynamique Flexservice équipé d'un stinger spécial. LES INTERVENTIONS SOUS-MARINES Le développement de l'exploitation pétrolière du plateau continental a également suscité des progrès importants dans le domaine des interventions sous-marines nécessitées par
progrès importants dans le domaine des interventions sous-marines nécessitées par la surveillance des opérations, les travaux et les contrôles sur les structures mises en place. Les équipes françaises qui depuis la seconde guerre mondiale possédaient déjà une expérience importante à cet égard, notamment sous l'impulsion du commandant Cousteau, ont accéléré au cours des quinze dernières années leurs recherches technologiques suivant trois axes : la plongée sous-marine, les engins sous-marins et la télécommande. Les progrès réalisés en particulier avec la collaboration du C.E.P.M., de la Marine nationale et du CNEXO portent leurs fruits sur le plan industriel. Ainsi la Comex, Compagnie
leurs fruits sur le plan industriel. Ainsi la Comex, Compagnie Maritime d'Expertise, créée en 1962, compte actuellement plus de 2 000 personnes dont 700 plongeurs sous-marins et a acquis par la multiplicité de ses prestations, de la plongée à l'engineering et à la recherche technologique en matière d'interventions sous-marines, et par la diversité géographique de son champ d'activité, une configuration de groupe international. Alors qu'en 1960 les plongeurs d'exploration ne s'aventuraient guère au-delà de 80 m, aujourd'hui les interventions industrielles jusqu'à des profondeurs de 300 m pour des travaux de pose, de raccordement et de surveillance des pipelines ou de
pose, de raccordement et de surveillance des pipelines ou de contrôle des équipements de production font partie de l'activité normale de la plongée sous-marine. Une telle amélioration des performances n'a été possible que grâce à des équipements permettant de travailler en saturation : le plongeur remonte à la surface dans une tourelle dont l'atmosphère est maintenue à la pression d'intervention et est transféré dans un caisson d'habitation où il se repose à la même pression avant de reprendre son travail au fond. Ainsi en juin 1975 Comex a réalisé au Labrador une intervention en plongée à −326 m par des
Labrador une intervention en plongée à −326 m par des eaux à −2 °C pour récupérer un bloc obturateur de tête de puits. Des expériences d'intervention ont été tentées à des profondeurs encore plus importantes par des simulations en caisson. L'opération Janus III engagée avec succès par des simulations intégrales allant jusqu'à −625 m a notamment démontré la possibilité d'employer industriellement, conformément à l'objectif fixé, des plongeurs sous 450 m d'eau. Dans le domaine des opérations sous-marines, il convient de mentionner particulièrement à l'actif des équipes de plongeurs, le problème du raccordement des pipelines en mer qui est susceptible de
du raccordement des pipelines en mer qui est susceptible de plusieurs approches : — par bride boulonnée par des plongeurs notamment pour relier la ligne à la plate-forme, — par connecteurs mécaniques à l'aide d'un portique de manipulation mis en œuvre au fond, — par soudure, seule formule adaptée pour les grosses canalisations situées par des fonds de l'ordre d'une centaine de mètres et au-delà. Dans ce dernier cas deux formules sont envisageables : — La « soudure hyperbare » particulièrement étudiée par Comex. Les extrémités des deux tronçons à raccorder ayant été préalablement disposées à proximité l'une de l'autre
raccorder ayant été préalablement disposées à proximité l'une de l'autre en juxtaposition grâce à un système de repérage acoustique par la barge de pose, un « ligneur » est descendu au fond. Cet équipement, de près d'une centaine de tonnes, saisit, grâce à des pinces hydrauliques, les deux extrémités pour en réaliser l'alignement. La chambre de soudure mobile au centre du ligneur coiffe les deux extrémités en maintenant une bulle de gaz à la pression « hyperbare » du fond dans laquelle évoluent les plongeurs-soudeurs qui peuvent ainsi réaliser la soudure d'un manchon de raccordement correctement dimensionné. Un essai de
soudure d'un manchon de raccordement correctement dimensionné. Un essai de connexion par soudure hyperbare a été réalisé avec succès en novembre 1974 par 150 m de profondeur d'eau. La méthode a été appliquée de manière industrielle au cours des opérations de mise en exploitation de gisement de gaz de Frigg avec deux équipements en service l'un de Comex, l'autre de Taylor Diving filiale britannique de Brown and Roots, seuls entrepreneurs actuellement susceptibles d'effectuer cette prestation. À cette occasion avait été réalisée en juillet 1975 la première soudure de deux tronçons de gazoduc de 32 pouces posés par deux barges différentes
de gazoduc de 32 pouces posés par deux barges différentes à une profondeur de 115 m. La « soudure en pression atmosphérique » qui paraît devoir assurer le relais à des profondeurs supérieures mais qui en est encore au stade expérimental. Selon ce schéma, les soudeurs qui ne seraient plus nécessairement des plongeurs seraient descendus au fond dans un module étanche de transfert du personnel à la pression atmosphérique. La soudure serait réalisée dans un réceptacle entourant hermétiquement les deux extrémités à connecter, l'étanchéité vis-à-vis du pipeline étant réalisée par un obturateur escamotable. Les problèmes d'étanchéité constituent la difficulté essentielle.
un obturateur escamotable. Les problèmes d'étanchéité constituent la difficulté essentielle. La C.F.P. et Elf-Aquitaine ont confié à Comex/Seal la réalisation du matériel nécessaire à des essais à terre puis par — 20 m, enfin par — 300 m. b) La mer profonde En 1976, le premier pétrole par plus de 500 m de profondeur marine a été mis en évidence. Pour des gisements de cette nature, les techniques d'exploitation classiques du plateau continental ne sont plus extrapolables. La construction d'îles artificielles rassemblant les différents équipements de production poserait en effet des problèmes techniques et économiques qui ne sont pas envisageables.
des problèmes techniques et économiques qui ne sont pas envisageables. Deux idées directrices limites peuvent alors guider la conception des techniques d'exploitation soit chercher à réaliser toutes les fonctions de production au fond même, soit placer tous les équipements en surface sur des plates-formes flottantes chaque tête de puits étant reliée au fond par un tube individuel. En fait, l'axe de recherche retenu par les équipes françaises se situe suivant une solution intermédiaire : le « tout au fond » nécessiterait en effet une automatisation complète des différentes fonctions et des interventions nécessaires, le « tout en surface » poserait
des interventions nécessaires, le « tout en surface » poserait pour sa part des problèmes de fiabilité délicats en ce qui concerne la liaison entre le fond, point fixe, et la surface point mobile. Les travaux entrepris visent donc essentiellement à installer au fond les têtes de puits et le réseau de collecte qui draine la production vers un « manifold » lui-même relié aux installations flottantes (en principe du type plates-formes semi-submersibles) de traitement et de stockage en surface par un tube ascendant, le « riser ». Les plates-formes de traitement et de stockage pourraient être éventuellement confondues sur
de traitement et de stockage pourraient être éventuellement confondues sur une même bouée de type SPAR. Les liaisons de fluides entre les différentes plates-formes et la torchère seraient assurées par des conduites flexibles en subsurface éventuellement connectées par des capsules de raccordement. Selon les cas, la production serait évacuée soit par pipeline (fig. 6) pour lequel la formule RAT précédemment évoquée et en cours d'expérimentation paraît une méthode de pose pertinente, soit par navire chargé à partir du stockage tampon (fig. 7). Les grands problèmes à résoudre portent donc sur : les têtes de puits qui doivent comporter des sécurités
: les têtes de puits qui doivent comporter des sécurités redondantes et pour lesquelles on peut envisager soit des interventions directes humaines, ce qui suppose que la tête de puits soit dans un habitacle étanche, hyperbare ou à pression atmosphérique, avec capsule de transfert pour le personnel, soit des interventions entièrement télécommandées, les installations étant laissées au contact de l'eau. La première voie a été choisie par Lockheed (dont le procédé doit être utilisé sur le champ brésilien de Garoupa par 150 m de profondeur) et par Comex Seal (dont Mobil a installé une tête de puits expérimentale sur le
Mobil a installé une tête de puits expérimentale sur le champ de Béryl) mais pour des raisons de disponibilité et de sécurité des personnels d'intervention, ainsi que de possibilité d'extrapolation aux très grandes profondeurs, la seconde voie est celle qui paraît la plus prometteuse et fait l'objet de recherches privilégiées de la part du GERTH ; — la conception et la réalisation des lignes de collecte, (problème sur lequel Coflexip dispose au plan mondial d'une avance technologique sérieuse en utilisant un procédé de raccordement automatique) ; — la conception des risers, nécessairement très complexes par les propriétés mécaniques auxquelles ils
risers, nécessairement très complexes par les propriétés mécaniques auxquelles ils doivent satisfaire tout en réalisant un assemblage complexe de câbles électriques et de canalisations d'évacuation et d'injection. En outre, la tête du riser doit pouvoir être maintenue par des flotteurs et déconnectée rapidement en cas de nécessité ; — les flexibles de liaison caténaire de subsurface et les capsules relais ; — les ancrages ; — la pose et la réparation des pipelines à grande profondeur. L'ensemble de ces thèmes de recherche constitue l'essentiel du volet consacré à l'exploitation dans le programme « mer profonde ». En particulier, la solution
le programme « mer profonde ». En particulier, la solution « humide » en ce qui concerne les têtes de puits sous-marines doit être éprouvée par deux installations pilotes. Le pilote n° 1 essentiellement axé sur la fiabilité des automatismes doit permettre d'éprouver les têtes de puits, les télécommandes, les méthodes de connexion de ligne de collecte ainsi que les modes d'interventions sur les puits et têtes de puits, la production étant évacuée vers une plate-forme fixe classique. Le développement de ce pilote qui comportera trois puits et fera l'objet d'essais jusqu'en 1980 a été commencé en 1976 par le
d'essais jusqu'en 1980 a été commencé en 1976 par le groupe Elf-Aquitaine sur le champ de Grondin au Gabon (7) où la plaque de base qui supporte les systèmes de télécommande et de sécurité (rendus trois fois redondants), les lignes de collecte et est équipée d'un engin d'intervention qui peut être habité dans une première phase mais sera ultérieurement automatique, a été installée par 70 m de fond. Le premier puits a été foré en décembre 1976. Le pilote n° 2 pour lequel les études de recherche de site et d'ingénierie débutent actuellement sera localisé à une profondeur supérieure, vraisemblablement
d'ingénierie débutent actuellement sera localisé à une profondeur supérieure, vraisemblablement dans la zone 100 m-200 m et permettra d'effectuer l'expérimentation de l'ensemble des éléments d'une chaîne d'exploitation complète comportant outre les têtes de puits, le riser, les supports flottants de traitement, de stockage, et de chargement, la torchère, les ancrages, les conduites flexibles de subsurface. 7) Voir des précisions sur ce pilote dans l'article de G. RUTMAN sur l'exploitation pétrolière dans le golfe de Guinée (NDLR). CONCLUSION L'ensemble des recherches déjà effectuées dans le domaine de la technologie marine a permis d'apporter aux groupes pétroliers français et aux entreprises de
permis d'apporter aux groupes pétroliers français et aux entreprises de service et d'équipements pour l'industrie pétrolière un capital de savoir-faire qui contribue largement à la sécurité de notre approvisionnement en hydrocarbures et à l'amélioration de notre balance commerciale. La sécurité d'approvisionnement résulte en effet largement de l'aptitude de nos compagnies à valoriser le vaste domaine minier marin qu'elles ont su constituer ainsi que de leur dynamisme pour être choisies, grâce à leur compétence, comme opérateurs par les pays producteurs. L'amélioration de la balance commerciale dans le domaine pétrolier tient d'une part aux achats évités de technologie et d'équipements étrangers, et
part aux achats évités de technologie et d'équipements étrangers, et d'autre part aux ventes de techniques et aux prestations que nos entreprises parapétrolières sont susceptibles d'assumer malgré la vive concurrence internationale. A cet égard quelques ordres de grandeur méritent d'être mentionnés quant au coût des matériels : 40 MF pour une torche oscillante, 250 MF pour une plate-forme Pentagone, un navire de forage à positionnement dynamique, ou une plate-forme en béton. Elle se traduit également par l'évolution du chiffre d'affaires essentiellement réalisé à l'étranger des sociétés parapétrolières françaises dans le secteur marin : 400 MF en 1970, près de 5
secteur marin : 400 MF en 1970, près de 5 000 MF en 1975 soit environ 15 % du marché mondial. Ces considérations justifient amplement l'effort collectif de recherche déjà réalisé. Elles invitent également à accentuer cette action dans la perspective du développement de techniques nouvelles qui seront une nécessité pour les opérations en mer profonde, mais dont on peut penser qu'elles auront aussi un champ d'application important pour l'exploitation de certains gisements du plateau continental et viendront largement y concurrencer les technologies classiques. Exploration pétrolière de l'offshore au Labrador par MM. J. LAUNAIS, J.L. CORGNET, J. VERDIER Total Eastcan
par MM. J. LAUNAIS, J.L. CORGNET, J. VERDIER Total Eastcan Exploration Ltd Après avoir décrit le cadre géographique dans lequel se déroule cette exploration pétrolière et en avoir rappelé l'historique, et l'aspect juridique, l'auteur évoque les conditions météorologiques et océanographiques : banquise pendant 6 mois et icebergs en permanence. Cependant la géologie de cette zone offshore est favorable puisque de nombreux horizons à hydrocarbure ont été observés et que 3 forages sur les 8 effectués par le groupe Eastcan ont découvert du gaz en quantités importantes. Les principales difficultés sont imputables à une infrastructure réduite, à des conditions climatiques sévères
imputables à une infrastructure réduite, à des conditions climatiques sévères et très rapidement variables, aux distances et au caractère discontinu des opérations (3 à 5 mois d'activité par an). La mise en production des gisements à découvrir posera des problèmes qui ne sont pas encore tous résolus. En l'an de grâce 985, le Drakkar du Viking jarni Herjolfson, parti d'Islande pour rejoindre les établissements norvégiens du Groënland, fut déporté vers le Sud-Ouest par des vents contraires et découvrit par hasard Terre-Neuve puis la côte du Labrador. Depuis cette époque, le climat de la région s'est nettement refroidi ; la mer,
climat de la région s'est nettement refroidi ; la mer, qui était au Xe siècle jusqu'au Nord du 70°N, est gelée six mois par an sur des superficies considérables, les ports devenus redoutables. Peut-être pour ces raisons, le Labrador semble bien n'avoir connu pendant des siècles que la visite de quelques hommes chasseurs de phoques, pêcheurs de morue, ou explorateurs, partis à la recherche du fameux passage du Nord-Ouest. récentement, les bases américaines de défense radar, puis quelques missions d'exploration minière, enfin les pétroliers ont redonné peu d'animation aux rares et petites communautés humaines qui essayent de survivre sur cette
et petites communautés humaines qui essayent de survivre sur cette côte inhospitalière. CADRE GEOGRAPHIQUE ET GENERALITES Le Labrador fait partie de la province canadienne de « Terre-Neuve et Labrador » ; nous nous intéresserons dans cet article, à la zone située entre les 50e et 60e parallèles Nord et entre les longitudes 64° Ouest et 50° Ouest. La zone côtière constitue la frange Est du bouclier canadien et sa nature géologique, non sédimentaire, n'offre pas d'intérêt à la recherche pétrolière ; le territoire qui nous intéresse est donc limité au « plateau continental », et plus particulièrement aux zones offshores
« plateau continental », et plus particulièrement aux zones offshores situées entre 100 et 500 mètres de profondeur d'eau. La superficie de cet offshore est d'environ 200 000 km2. La carte de la figure 1 montre qu'il est au moins aussi étendu que la partie britannique de la mer du Nord. On retiendra de ce territoire marin, nouvellement offert à la recherche pétrolière, qu'il est Fig. 1. — Emplacement des permis de Total Eastcan Exploration Ltd au large des côtes du Labrador. La comparaison des 2 cartouches en bas à droite montre que cette zone est plus étendue que la
droite montre que cette zone est plus étendue que la zone utile de la mer du Nord au large des îles Britanniques. caractérisé par sa grande dimension, donc par les distances importantes dont il faut tenir compte dans la mise en œuvre de l'exploration et qui joueront un rôle non négligeable dans le coût d'une éventuelle mise en production. C'est ainsi que du cap Chidley (extrême nord) au nord de Terre-Neuve (Saint-Anthony) la distance est de 1 200 km et de 1 700 km jusqu'à Saint-Jean. Une conduite reliant Cartwright à Montréal aurait une longueur de 1 500 km. La
à Montréal aurait une longueur de 1 500 km. La côte du Labrador est extrêmement découpée, parsemée de très nombreuses îles et écueils, indentée de nombreux fjords dont certains pénètrent très profondément à l'intérieur des terres (Goose Bay par exemple). Cette côte rocheuse où il est extrêmement difficile de trouver un terrain suffisamment plat pour installer un aérodrome, même de petite dimension, abrite de rares communautés humaines, au total quelque 3 000 habitants. La plupart des villages sont situés dans la moitié sud de la côte du Labrador. (Saglek n'est qu'un lieu de passage et une ancienne station radar U.S.).
qu'un lieu de passage et une ancienne station radar U.S.). Les ressources offertes par la zone côtière sont faibles et jusqu'à maintenant seules la pêche et la chasse aux phoques permettaient aux populations locales, en partie d'origine eskimo, de ne pas mourir de faim. Rappelons cependant que, pendant des siècles, ces confins ont largement contribué à l'alimentation de l'Europe par les énormes tonnages de morue qu'on y a pêchés. De récentes investigations minières ont permis la découverte de minerais intéressants, en particulier d'uranium, dont l'exploitation permettra certainement de créer des emplois et de donner un souffle nouveau à une population
emplois et de donner un souffle nouveau à une population jusqu'ici assez misérable. Tout le long de la côte, on trouve d'abord un sillon d'une cinquantaine de km de large avec des profondeurs d'eau atteignant 600 m ; puis, sur une centaine de km, des bancs remontant jusqu'à 150 m de fond. C'est là le terrain de chasse des explorateurs pétroliers. Mais l'ensemble est parcouru par le courant froid du Labrador qui mène les icebergs jusqu'à Terre-Neuve et au-delà, d'où le nom d'« Iceberg Alley ». RÉSUMÉ HISTORIQUE DE L'EXPLORATION PETROLIÈRE DE LA COTE ATLANTIQUE DU CANADA A. Nouvelle Écosse,