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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 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 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 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 décomposition tenait évidemment compte des conditions locales et en particulier des possibilités d'évacuation existantes, au prix de modifications mineures, dans
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 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 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 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 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
a permis une mise en production du champ seulement 16 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 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 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 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
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 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 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 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
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 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). 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 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 gauche, la passerelle conduisant à la tour. Il a fallu
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 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 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 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 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
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 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 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 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 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.
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 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 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, 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
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, 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 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 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
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 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 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 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 combien de temps atteindrait-elle les puits producteurs ? Malgré des études approfondies, soutenues par des essais en laboratoire, il était
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 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 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 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 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