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colonne de liaison, resteront en place pendant la vie du 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 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 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. 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
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. 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 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 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
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 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 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 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 se traduit, dans un tel environnement, par des coûts opérationnels
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 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 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 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 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
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 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 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 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 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
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 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 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 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, —
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 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). 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 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
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 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 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 puits 10-1/1, donnant ainsi au champ de Frigg une importance au moins égale à celle de Lacq. Le gaz se trouve piégé dans une couche de sable peu consolidé et à forte porosité de l'Eocène inférieur. La hauteur maximale de la colonne de gaz atteint 140 m. Le toit de la couche se trouve à environ -1 900 m et le gaz est à une pression de 200 bars à 60 °C de température. Les réserves récupérables totales sont de l'ordre de 200 milliards de m³. LE DÉVELOPPEMENT DU CHAMP (fig. 2) Pour développer et exploiter ensuite le champ de Frigg avec le maximum d'efficacité en dépit d'une situation unique
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 puits 10-1/1, donnant ainsi au champ de Frigg une importance au moins égale à celle de Lacq. Le gaz se trouve piégé dans une couche de sable peu consolidé et à forte porosité de l'Eocène inférieur. La hauteur maximale de la colonne de gaz atteint 140 m. Le toit de la couche se trouve à environ -1 900 m et le gaz est à une pression de 200 bars à 60 °C de température. Les réserves récupérables totales sont de l'ordre de 200 milliards de m³. LE DÉVELOPPEMENT DU CHAMP (fig. 2) Pour développer et exploiter ensuite le champ de Frigg avec le maximum d'efficacité en dépit d'une situation unique à ce jour, un accord d'unitisation a été conclu en 1973 désignant Elf-Norge comme opérateur du champ lui-même et confiant à T.O.M. la responsabilité du transport, de la compression intermédiaire et de la livraison en Écosse après traitement complémentaire. T.O.M. a, par ailleurs, été amené, en cours de projet, à construire et mettre en place la plateforme CDP I. Un montant de 14 milliards environ de francs de travaux a été ainsi distribué en 2 phases à une centaine d'entreprises de toutes nationalités sous la direction des 2 opérateurs pour leur propre compte et celui de leurs associés norvégiens Norsk Hydro et Statoil. La première phase doit permettre de produire et livrer 30 millions de m³ par jour avec les plateformes CDP 1, TP 1, QP, une conduite, une plateforme intermédiaire MCP et un terminal. La deuxième phase assure le doublement avec DP 2, TCP 2, une deuxième conduite et un complément de terminal. Fig. 2. — Les installations sur le champ de Frigg : les Plateformes de production CDP 1 (1) et DP 2 (2), les Plateformes de traitement TP 1 (3) et TCP 2 (4), la plateforme d'habitation (5) et la tour de contrôle (6). (Document Total) CDP
construire et mettre en place la plateforme CDP I. Un montant de 14 milliards environ de francs de travaux a été ainsi distribué en 2 phases à une centaine d'entreprises de toutes nationalités sous la direction des 2 opérateurs pour leur propre compte et celui de leurs associés norvégiens Norsk Hydro et Statoil. La première phase doit permettre de produire et livrer 30 millions de m³ par jour avec les plateformes CDP 1, TP 1, QP, une conduite, une plateforme intermédiaire MCP et un terminal. La deuxième phase assure le doublement avec DP 2, TCP 2, une deuxième conduite et un complément de terminal. Fig. 2. — Les installations sur le champ de Frigg : les Plateformes de production CDP 1 (1) et DP 2 (2), les Plateformes de traitement TP 1 (3) et TCP 2 (4), la plateforme d'habitation (5) et la tour de contrôle (6). (Document Total) CDP 1 plateforme de forage production (fig. 3 et 4) C'est la première plateforme de ce type dite « structure-poids » en béton précontraint, dont la société française Doris est le promoteur et dont un deuxième exemplaire est utilisé pour la plateforme intermédiaire à mi-parcours entre le champ et l'Écosse. Ces 200 000 t de béton sont constituées de bas en haut par : un radier circulaire de 101 m de diamètre qui transmet au sol les forces environnantes avec des parois perforées contre l'affouillement, un cylindre lobé vertical de 62 m de diamètre, Perforé en haut pour réduire les effets de la houle servant d'appui pour les poteaux support du pont et utilisé comme capacité de flottaison pendant la construction puis de ballast avec 300 000 t de sable pour la pose, le pont en poutres de béton, préfabriquées et précontraintes au moment de l'installation, masse de 9 000 t, 127 m de hauteur, six tunnels radiaux incorporés dans le radier pour le passage des conduites et reliés à une colonne centrale. Le pont supporte, sur trois niveaux, les modules contenant les équipements de forage, de production et les utilités qui ont été installés pour la première fois de façon
200 000 t de béton sont constituées de bas en haut par : un radier circulaire de 101 m de diamètre qui transmet au sol les forces environnantes avec des parois perforées contre l'affouillement, un cylindre lobé vertical de 62 m de diamètre, Perforé en haut pour réduire les effets de la houle servant d'appui pour les poteaux support du pont et utilisé comme capacité de flottaison pendant la construction puis de ballast avec 300 000 t de sable pour la pose, le pont en poutres de béton, préfabriquées et précontraintes au moment de l'installation, masse de 9 000 t, 127 m de hauteur, six tunnels radiaux incorporés dans le radier pour le passage des conduites et reliés à une colonne centrale. Le pont supporte, sur trois niveaux, les modules contenant les équipements de forage, de production et les utilités qui ont été installés pour la première fois de façon autonome par un pont roulant, intégré à la plateforme. Cette plateforme est destinée au forage et à la production de 2 x 12 puits, télécommandés depuis la plateforme QP. Le gaz est acheminé vers la plateforme de traitement TP 1, par deux conduites de 26", après dessablage et extraction des condensats qui y sont évacués séparément par une conduite de 4". Il est prévu une injection de méthanol en cas de risque de formation d’hydrates pouvant obstruer vannes et conduites et une ligne de 8” en provenance de la plate-forme de traitement pour injecter de la boue dans les puits si nécessaire. Fig. 3. — Schéma de la plate-forme de forage production CDP 1 (Concrete Drilling Platform 1). (Document SNEA (P)) Fig. 4. — Plate-forme CDP 1 en cours d’aménagement. On notera le mât de levage Buzzichelli et le pont roulant qui ont été installés provisoirement pour permettre la mise en place des équipements de forage et des modules de production. (Document Total) TP 1 plate-forme de traitement (fig. 5) Réalisée par la société française Sea Tank Co, c'est le deuxième type de plate-forme en béton du champ conçu sur le principe de jambes supportant le pont au lieu d’un