jeanflop/post_ocr_correction2 huggingface dataset:
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 minimum : des « petits » pentapodes furent choisis. 3 piles étaient réservées au forage des puits. Diverses innovations techniques étaient mises en œuvre : • mise en place, sur les plates-formes en mer, d'unités de pompage, soit conventionnelles (bien qu'adaptées à la mer), soit hydrauliques et d'un type nouveau ; Fig. 8. — Champ Emeraude « développement centre » : plate-forme centrale de production avec sa plate-forme-puits accolée et sa torche (en avant à droite). On voit, en deuxième plan, 3 autres plates-formes-puits. • raccordement entre plates-formes par des collectes flexibles, prototypes dérivant d'études de l'Institut français du pétrole ; • observation in situ des réservoirs (en cours de forage) par un système de télévision en circuit fermé, très riche d'enseignements dans ce cas particulier ; • essais de méthodes de pompage originales, telles que les hydroéjecteurs. Par ailleurs, l'obligation de pomper les puits imposait une distribution d'énergie électrique réalisée par câbles sous-marins à moyenne tension. Un point important était l'évacuation de la production. Anticipant sur un possible développement futur, un oléoduc sous-marin de 16" (40 cm) de diamètre fut posé jusqu'à la terre, puis, par une ligne terrestre, raccordé au petit terminal pétrolier existant au nord de Pointe-Noire
; Fig. 8. — Champ Emeraude « développement centre » : plate-forme centrale de production avec sa plate-forme-puits accolée et sa torche (en avant à droite). On voit, en deuxième plan, 3 autres plates-formes-puits. • raccordement entre plates-formes par des collectes flexibles, prototypes dérivant d'études de l'Institut français du pétrole ; • observation in situ des réservoirs (en cours de forage) par un système de télévision en circuit fermé, très riche d'enseignements dans ce cas particulier ; • essais de méthodes de pompage originales, telles que les hydroéjecteurs. Par ailleurs, l'obligation de pomper les puits imposait une distribution d'énergie électrique réalisée par câbles sous-marins à moyenne tension. Un point important était l'évacuation de la production. Anticipant sur un possible développement futur, un oléoduc sous-marin de 16" (40 cm) de diamètre fut posé jusqu'à la terre, puis, par une ligne terrestre, raccordé au petit terminal pétrolier existant au nord de Pointe-Noire (construit en 1960 pour le champ terrestre de Pointe Indienne). Cet ensemble, décidé à la mi-1970, était en production à un rythme de 300 000 t/an, au début 1972. Le « développement Nord » Le « développement Centre » intéressait uniquement les deux réservoirs supérieurs, les plus importants en termes de réserves en place. Parallèlement à sa construction, la fin de la campagne d'appréciation fit apparaître, dans la partie nord du champ, d'excellentes caractéristiques de production sur deux des autres niveaux imprégnés. Un développement de cette partie du champ se justifiait donc. Le coût des puits ne représentant qu'une faible part des investissements, comparés à l'infrastructure (plates-formes, collectes, centres de production, etc.), il était logique d'intéresser tous les niveaux producteurs à ce développement, même si de grandes incertitudes quant à leur productivité et la perennité de celle-ci subsistaient. L'architecture générale de développement se décomposait en (fig. 9) : — 10 plates-formes de forage comportant chacune 1 puits à chaque niveau producteur, soit 4 à 5 suivant la position structurale — Plates-formes conventionnelles à 4 piles, type « jacket » ; — 2 plates-formes de production/traitement, également conventionnelles ; — 1 oléoduc en acier de raccordement au « développement centre »
de réserves en place. Parallèlement à sa construction, la fin de la campagne d'appréciation fit apparaître, dans la partie nord du champ, d'excellentes caractéristiques de production sur deux des autres niveaux imprégnés. Un développement de cette partie du champ se justifiait donc. Le coût des puits ne représentant qu'une faible part des investissements, comparés à l'infrastructure (plates-formes, collectes, centres de production, etc.), il était logique d'intéresser tous les niveaux producteurs à ce développement, même si de grandes incertitudes quant à leur productivité et la perennité de celle-ci subsistaient. L'architecture générale de développement se décomposait en (fig. 9) : — 10 plates-formes de forage comportant chacune 1 puits à chaque niveau producteur, soit 4 à 5 suivant la position structurale — Plates-formes conventionnelles à 4 piles, type « jacket » ; — 2 plates-formes de production/traitement, également conventionnelles ; — 1 oléoduc en acier de raccordement au « développement centre » permettant l'évacuation de la production vers la terre. Fig. 9. — Champ Emeraude « développement nord » : plate-forme centrale de production et de traitement et quelques-unes des plates-formes-puits. Diverses solutions originales furent mises en œuvre : . Élaboration, en commun avec un entrepreneur de forage français, d'un appareil de forage léger, suffisant pour la profondeur des puits, et assisté d'un « tender » flottant. . Mise en place permanente sur chaque plateforme, de grues à tour qui, par leur architecture particulière, assuraient de multiples fonctions (assistance très efficace à l'appareil de forage, manœuvre de pompes dans les puits) en plus de la manutention normale ; . Forage à travers les 4 piles des plates-formes de forage, bien qu'inclinées à 5° ; . Généralisation des câbles électriques entre plates-formes ; . Multiplication des unités de pompage hydrauliques ; ® Généralisation, en raison de leur facilité de pose, de l'emploi de flexibles de collectes, en remplacement des conduites métalliques. Décidé en mi-1971, le développement nord commençait à produire au 1er trimestre 1973, était terminé à la fin de la même année, faisant passer la production de 1 000 à 9 000 m3/j. Il fut d'ailleurs, en 1975, complété par un développement
forage léger, suffisant pour la profondeur des puits, et assisté d'un « tender » flottant. . Mise en place permanente sur chaque plateforme, de grues à tour qui, par leur architecture particulière, assuraient de multiples fonctions (assistance très efficace à l'appareil de forage, manœuvre de pompes dans les puits) en plus de la manutention normale ; . Forage à travers les 4 piles des plates-formes de forage, bien qu'inclinées à 5° ; . Généralisation des câbles électriques entre plates-formes ; . Multiplication des unités de pompage hydrauliques ; ® Généralisation, en raison de leur facilité de pose, de l'emploi de flexibles de collectes, en remplacement des conduites métalliques. Décidé en mi-1971, le développement nord commençait à produire au 1er trimestre 1973, était terminé à la fin de la même année, faisant passer la production de 1 000 à 9 000 m3/j. Il fut d'ailleurs, en 1975, complété par un développement identique, bien que plus limité, dans la partie sud du champ. Une telle production était incompatible avec le petit terminal existant. La découverte par A.G.I.P. en association avec Elf Congo) d'un autre champ (Loango Marine) allait justifier l'installation d'un terminal pétrolier nouveau, situé au sud de Pointe-Noire, permettant le chargement de navires pétroliers de 120 000 t. Résultats L'étude du comportement du « développement centre », d'ailleurs ensuite confirmé par l'évolution du développement nord, a montré que les craintes, quant au drainage du gisement, étaient fondées : après un niveau élevé de production, le déclin a été très rapide, l'eau sous-jacente se frayant rapidement un chemin vers les puits producteurs. Les taux de récupération finale seront donc faibles, par rapport aux réserves en place. Il n'en reste pas moins que, sur le plan des techniques, des solutions ont pu être trouvées dans la mise en exploitation d'un gisement aux caractéristiques aussi peu favorables, et par une profondeur d'eau importante. Certaines des innovations techniques développées ont connu un succès mondial : citons en particulier les flexibles de collectes Coflexip et les unités de pompage de puits hydrauliques. IV. — PREMIER GISEMENT DÉVELOPÉ AU CAMEROUN : KOLE La première découverte de pétrole
de navires pétroliers de 120 000 t. Résultats L'étude du comportement du « développement centre », d'ailleurs ensuite confirmé par l'évolution du développement nord, a montré que les craintes, quant au drainage du gisement, étaient fondées : après un niveau élevé de production, le déclin a été très rapide, l'eau sous-jacente se frayant rapidement un chemin vers les puits producteurs. Les taux de récupération finale seront donc faibles, par rapport aux réserves en place. Il n'en reste pas moins que, sur le plan des techniques, des solutions ont pu être trouvées dans la mise en exploitation d'un gisement aux caractéristiques aussi peu favorables, et par une profondeur d'eau importante. Certaines des innovations techniques développées ont connu un succès mondial : citons en particulier les flexibles de collectes Coflexip et les unités de pompage de puits hydrauliques. IV. — PREMIER GISEMENT DÉVELOPÉ AU CAMEROUN : KOLE La première découverte de pétrole au Cameroun a été faite en mer fin 1972, les recherches à terre ayant toutes été décevantes. Depuis lors, plusieurs autres petites découvertes pétrolières ont été faites dans la même zone, notamment celle de Kolé en juin 1974. Les puits KLM 2 (juillet 1974) et KLM 3 (juin 1975) confirment la découverte. Les études effectuées permettent à Elf Serepca de décider en avril 1976 le développement du champ. Le périmètre de recherche concerné avait fait l'objet d'une association avec Shell Oil Company. Kolé est un gisement situé à 20 km à l'est de la frontière nigériane ; les terres les plus proches sont, au nord (25 km) les mangroves de l'estuaire du Rio Del Rey, à l'est (40 km) les escarpements rocheux du Can Debunsha. La ville la plus proche est Victoria, à 60 km au sud-est. Douala est à environ 130 km à vol d'oiseau. La mer y est peu profonde (18 m) et relativement calme, les grandes houles de l'Atlantique étant amorties par l'île Marcias Nguema (ex Fernando Po). Les fonds sont vaseux et l'eau, chargée d'apports fluviaux, généralement turbide. Le gisement pétrolifère est de taille modeste : les investissements devront être soigneusement limités, et les solutions techniques
la découverte. Les études effectuées permettent à Elf Serepca de décider en avril 1976 le développement du champ. Le périmètre de recherche concerné avait fait l'objet d'une association avec Shell Oil Company. Kolé est un gisement situé à 20 km à l'est de la frontière nigériane ; les terres les plus proches sont, au nord (25 km) les mangroves de l'estuaire du Rio Del Rey, à l'est (40 km) les escarpements rocheux du Can Debunsha. La ville la plus proche est Victoria, à 60 km au sud-est. Douala est à environ 130 km à vol d'oiseau. La mer y est peu profonde (18 m) et relativement calme, les grandes houles de l'Atlantique étant amorties par l'île Marcias Nguema (ex Fernando Po). Les fonds sont vaseux et l'eau, chargée d'apports fluviaux, généralement turbide. Le gisement pétrolifère est de taille modeste : les investissements devront être soigneusement limités, et les solutions techniques aussi économiques que possible. D'autres petits gisements ont été mis en évidence au voisinage de Kolé : on en tiendra compte en concevant les installations de Kole, pour permettre des extensions futures qui ne pénalisent pas le présent. Le réservoir pétrolier, peu profond (1 600 m), est formé de sables très fins qui nécessitent un traitement spécial, le gravillonnage. Il devra être maintenu en pression pour permettre une bonne récupération des hydrocarbures en place. Les solutions adoptées Où et comment évacuer la production ? L'éloignement des côtes et l'absence de débouchés ont conduit à préférer l'enlèvement de la production sur le site à l'expédition par pipeline. Un stockage tampon était nécessaire. Un pétrolier de 10 ans d'âge, d'une capacité de 87 000 t, a été acheté et va être converti en stockage flottant. Ce pétrolier, maintenu en place sur le site par douze lignes d'ancres, offre une capacité de logement suffisante pour le personnel chargé de l'exploitation du champ. Ainsi est résolu le problème posé par l'éloignement de la base de Douala. Une bouée de chargement, reliée au stockage par un pipeline 24" de 1 500 m, permet aux pétroliers enlevés l'évacuation périodique de la production (fig. 10). Les puits
très fins qui nécessitent un traitement spécial, le gravillonnage. Il devra être maintenu en pression pour permettre une bonne récupération des hydrocarbures en place. Les solutions adoptées Où et comment évacuer la production ? L'éloignement des côtes et l'absence de débouchés ont conduit à préférer l'enlèvement de la production sur le site à l'expédition par pipeline. Un stockage tampon était nécessaire. Un pétrolier de 10 ans d'âge, d'une capacité de 87 000 t, a été acheté et va être converti en stockage flottant. Ce pétrolier, maintenu en place sur le site par douze lignes d'ancres, offre une capacité de logement suffisante pour le personnel chargé de l'exploitation du champ. Ainsi est résolu le problème posé par l'éloignement de la base de Douala. Une bouée de chargement, reliée au stockage par un pipeline 24" de 1 500 m, permet aux pétroliers enlevés l'évacuation périodique de la production (fig. 10). Les puits de production sont forés à partir de deux plates-formes métalliques à pieux battus éloignées d'environ 1 km. Il n'était en effet pas possible, à cause de l'étendue du champ et de la faible profondeur de l'objectif, d'atteindre tout le réservoir depuis une seule plate-forme. Une plate-forme de production à pieux battus, située à côté d'une des plates-formes de forage (fig. 11), supporte les installations de traitement du brut (dégazage, déshydratation) et d'expédition vers le stockage, par un pipeline 8" de 2 500 m. Le maintien en pression du champ est réalisé à l'aide de puits d'injection d'eau situés sur les deux plates-formes de forage. L'eau d'injection est de l'eau douce, prélevée dans une nappe souterraine peu profonde. Les équipements de traitement et de pompage de cette eau sont situés sur la plate-forme de production. Le gaz résiduel est brûlé sur une torche située à 100 m de la plate-forme de production. Fig. 11. — Plate-forme de forage et pose de la plate-forme de production sur le gisement de Kole (Cameroun). Le stockage flottant étant équipé de ses chaudières d'origine, il était judicieux de les alimenter au gaz de séparation. L'énergie produite par les alternateurs du bord sert aux besoins propres
battus, située à côté d'une des plates-formes de forage (fig. 11), supporte les installations de traitement du brut (dégazage, déshydratation) et d'expédition vers le stockage, par un pipeline 8" de 2 500 m. Le maintien en pression du champ est réalisé à l'aide de puits d'injection d'eau situés sur les deux plates-formes de forage. L'eau d'injection est de l'eau douce, prélevée dans une nappe souterraine peu profonde. Les équipements de traitement et de pompage de cette eau sont situés sur la plate-forme de production. Le gaz résiduel est brûlé sur une torche située à 100 m de la plate-forme de production. Fig. 11. — Plate-forme de forage et pose de la plate-forme de production sur le gisement de Kole (Cameroun). Le stockage flottant étant équipé de ses chaudières d'origine, il était judicieux de les alimenter au gaz de séparation. L'énergie produite par les alternateurs du bord sert aux besoins propres du stockage et est envoyée, à l'aide d'un câble sous-marin, vers la plate-forme de production. Ce développement, actuellement en cours, présentera un ensemble d'installations en mer complètement autonome, depuis les puits jusqu'au chargement des navires d'enlèvement. Elle est particulièrement adaptée à une production modeste isolée géographiquement. Elle n'exclut pas, en cas d'augmentation importante de production de la région, de passer à un schéma plus classique avec stockage à terre, en récupérant pour d'autres usages le navire stockeur positionné sur le champ. V. — LE PILOTE SOUS-MARIN DE GRONDIN NORD-EST V.l. — Les objectifs V.1.1. — LES RAISONS DE LA MISE EN PRODUCTION SOUS-MARINE EN EAUX PROFONDES L'exploitation d'un gisement pétrolier passe par l'implantation sur le site d'un certain nombre d'équipements, tels que têtes de puits, batteries de vannes de distribution, séparateurs, stockages, réseaux de conduites de collectes et de distribution, unités de pompage, postes d'expédition ou de chargement, torches, etc. À terre, ces installations trouvent naturellement leur place à proximité des puits. En mer, ces équipements sont ramenés sur des plates-formes fixes, reposant sur le fond. Cette technique donne jusqu'à ce jour satisfaction malgré l'augmentation des profondeurs d'eau qui entraîne évidemment l'accroissement des hauteurs de plate-forme. Les limites actuelles varient
cas d'augmentation importante de production de la région, de passer à un schéma plus classique avec stockage à terre, en récupérant pour d'autres usages le navire stockeur positionné sur le champ. V. — LE PILOTE SOUS-MARIN DE GRONDIN NORD-EST V.l. — Les objectifs V.1.1. — LES RAISONS DE LA MISE EN PRODUCTION SOUS-MARINE EN EAUX PROFONDES L'exploitation d'un gisement pétrolier passe par l'implantation sur le site d'un certain nombre d'équipements, tels que têtes de puits, batteries de vannes de distribution, séparateurs, stockages, réseaux de conduites de collectes et de distribution, unités de pompage, postes d'expédition ou de chargement, torches, etc. À terre, ces installations trouvent naturellement leur place à proximité des puits. En mer, ces équipements sont ramenés sur des plates-formes fixes, reposant sur le fond. Cette technique donne jusqu'à ce jour satisfaction malgré l'augmentation des profondeurs d'eau qui entraîne évidemment l'accroissement des hauteurs de plate-forme. Les limites actuelles varient de 150 m, en mer du Nord, qui est une mer difficile, à 300 m dans le Santa Barbara Channel, ou dans le golfe du Mexique. Mais avec l'accroissement des profondeurs, les plates-formes sont de plus en plus difficiles à réaliser et les coûts suivent de façon exponentielle. Les spécialistes s'accordent pour estimer qu'avec ces performances, des limites difficiles à franchir sont atteintes. Les frontières du domaine des plates-formes apparaissent, et au-delà commencent ce qu'on appelle les « grandes profondeurs ». Il faut noter que sous ce titre sont regroupés tous les fonds pour lesquels, soit la profondeur elle-même, soit les conditions de mer, soit la zone géographique rendent impossibles ou trop coûteuses les interventions systématiques des plongeurs et la mise en place de supports fixes pour tous les équipements de surface. La question se pose alors de savoir exploiter un champ situé en grande profondeur. La réponse se situe dans l'emploi de techniques nouvelles qui ne se contentent plus de transposer en mer ce qui se fait à terre : il ne suffit plus d'adapter ce qui existe, mais de concevoir un matériel nouveau pour un milieu ambiant nouveau. Plusieurs systèmes sont en cours d'étude ou d'expérimentation, suivant des
s'accordent pour estimer qu'avec ces performances, des limites difficiles à franchir sont atteintes. Les frontières du domaine des plates-formes apparaissent, et au-delà commencent ce qu'on appelle les « grandes profondeurs ». Il faut noter que sous ce titre sont regroupés tous les fonds pour lesquels, soit la profondeur elle-même, soit les conditions de mer, soit la zone géographique rendent impossibles ou trop coûteuses les interventions systématiques des plongeurs et la mise en place de supports fixes pour tous les équipements de surface. La question se pose alors de savoir exploiter un champ situé en grande profondeur. La réponse se situe dans l'emploi de techniques nouvelles qui ne se contentent plus de transposer en mer ce qui se fait à terre : il ne suffit plus d'adapter ce qui existe, mais de concevoir un matériel nouveau pour un milieu ambiant nouveau. Plusieurs systèmes sont en cours d'étude ou d'expérimentation, suivant des voies dont il n'est pas encore possible de distinguer les avantages comparés. Faut-il tout installer au fond de l'eau, ou sur des plates-formes flottantes ? Faut-il adapter le matériel actuel et l'installer sous cloche, ou inventer un équipement nouveau travaillant en pleine eau ? Il est probable que des solutions et des compromis apparaîtront dans le temps, cas par cas, selon les caractères particuliers de chaque gisement. Mais, il est indispensable que le matériel, même résultant des études les plus poussées, soit essayé dans des conditions réelles d'utilisation, c'est-à-dire dans ce milieu hostile qu'est le fond de la mer. C'est le but des expérimentations en cours sur le site de Grondin Nord-Est. V.1.2. — L'EXPÉRIENCE DE GRONDIN NORD-EST Parmi toutes les solutions en cours d'étude, l'une d'elles consiste à installer en pleine eau un matériel de conception particulière. C'est la voie qui est actuellement développée sur Grondin Nord-Est dans le cadre d'un programme expérimental visant à rendre possible l'exploitation d'un champ par 600 m d'eau, sans intervention humaine directe. En première phase de ce programme, une station complète de production télécommandée a été installée pendant l'été 1976, en tête d'un puits, par 60 m de profondeur, et assure depuis fin