offshore (suite)

La rentrée de puits

Le problème le plus délicat pour le forage sous-marin à partir d’un navire est de retrouver l’orifice après chaque remontée du train de tiges. On installe certes un grand entonnoir métallique à l’entrée du puits, pour guider l’outil au moment où on le redescend ; mais, quelque stable que soit le bateau, il est nécessaire d’avoir encore recours au sonar : le trépan est transformé en tête chercheuse propulsée par la réaction d’un jet d’eau giclant par une ouverture latérale. C’est d’ailleurs par cette méthode que le Glomar Challenger a pu réussir une rentrée de puits par des fonds de 4 000 m dans la mer des Caraïbes.

En France, l’Institut français du pétrole a mis au point non seulement un sonar de rentrée très efficace, mais également un appareil de « flexo-carottage » qui repère le trou en cours de forage et y descend un outil découpeur électrique capable de remonter un échantillon de la roche forée.

L’exploitation d’un gisement offshore

Opération déjà délicate sur terre, la complétion, ou mise en service d’un puits, l’est encore bien davantage au fond de la mer. Si elle échoue, ce qui arrive parfois, elle provoquera un flot de pétrole polluant la mer ou de gaz dangereux pour la navigation, ou encore une torchère brûlant pendant des mois, voire des années, jusqu’à ce qu’on ait réussi à « tuer » le puits éruptif par injection de boue ou de ciment à l’aide de forages latéraux. L’équipement des puits forés en eau peu profonde depuis des plates-formes fixes est installé sur ces dernières sans difficulté. En revanche, dès que l’on fore à partir d’engins mobiles ou de navires, il faut avoir recours à des plongeurs pour fixer sur la tête de puits les obturateurs de sécurité, puis l’arbre de Noël. Ces vannes sont ensuite télécommandées, depuis la surface, mécaniquement par des rênes ou électriquement par câble.

Il est maintenant possible de découvrir et de mettre en exploitation des gisements sous-marins sans aucune installation de surface : les travaux réalisés par J. Y. Cousteau ont notamment permis aux constructeurs de proposer et de mettre au point des équipements spécialement conçus pour le fond de la mer. C’est ainsi que l’Institut français du pétrole a un important programme de recherche sur la connexion de tête de puits, sur le treuil immergé au fond servant à la descente des instruments de mesure dans le puits, sur les cloches de plongée et sur les sous-marins miniatures. Quoique des plongeurs puissent travailler pendant plusieurs heures en condition saturée à – 250 m, il est moins éprouvant pour l’organisme humain de prévoir l’exploitation des futurs gisements sous-marins par des stations satellites, véritables « maisons sous la mer », qui rappellent les stations orbitales : ce seront de petites usines posées sur des piliers au fond de l’eau, sans limitation de profondeur, chacune correspondant à la surveillance et à la maintenance d’un groupe de puits productifs (18 dans le cas du prototype). Plusieurs hommes travailleront en permanence dans les divers étages de cette tour de 20 m de haut, au sommet de laquelle viendra se poser le sous-marin de service pour le ravitaillement et la relève.

Le pétrole brut offshore

Les premiers gisements offshore ont été découverts à proximité des côtes et il a été relativement facile de relier les puits entre eux ainsi qu’au rivage par un pipe-line immergé et enfoui dans une souille, tranchée creusée au fond de la mer que les courants ont vite fait de combler de dépôts, assurant la protection à la fois de la canalisation et des chaluts de pêche. Dans ce cas, la manœuvre des vannes de tête de puits est généralement télécommandée par radio à partir de la terre ferme. En revanche, au centre de la mer du Nord, à 200 km de la côte britannique ou de la côte norvégienne, l’exploitation des gisements exige la mise en place de plates-formes de production, îles artificielles en charpente métallique ou en béton armé. D’une masse plusieurs fois supérieure à celle de la tour Eiffel, elles sont construites à la côte, puis remorquées et immergées sur place. Ces structures servent d’abord à forer les puits directionnels d’exploitation qui draineront le gisement, à supporter les équipements de séparation et de dégazage du pétrole brut ou de déshydratation du gaz naturel, à recevoir les compresseurs de refoulement de ce dernier dans le gazoduc, ainsi que ceux de réinjection dans la formation, à accueillir les pompes d’expédition du brut par oléoduc ou celles de chargement des navires pétroliers ; enfin elles servent à loger le personnel exploitant, dont l’effectif peut atteindre une centaine de foreurs et d’opérateurs. Le gaz et le brut du secteur britannique sont acheminés vers Aberdeen ou vers les îles Shetland. Le gisement d’Ekofisk, qui appartient à la Norvège, n’a pu être relié à ce pays par tube immergé, en raison de l’existence de fosses marines profondes : il est donc raccordé par oléoduc à la Grande-Bretagne et par gazoduc à l’Allemagne. Il est également possible de l’exploiter par le chargement direct de pétroliers sur place : une île artificielle, constituée par un caisson en béton pouvant stocker 160 000 m³ de pétrole brut, y a été installée, ainsi qu’une bouée de chargement sur laquelle les tankers viennent s’amarrer pendant les accalmies, quitte à se déhaler par gros temps.

Coût de l’offshore

La part de l’offshore dans la production mondiale de pétrole atteint déjà 20 p. 100 et pourrait dépasser la moitié avant la fin du siècle. Si l’on ajoute au coût particulièrement élevé des installations spéciales à ce procédé d’exploitation celui des moyens logistiques, remorqueurs, avitailleurs, hélicoptères, etc., il n’est pas étonnant que le prix de revient du brut soit triplé. Il faut enfin souligner que les dangers de pollution de la mer, à la suite d’accident, comme cela s’est produit à Ekofisk en 1977, peuvent ajouter des obstacles à ce type d’exploitation.

A.-H. S.

➙ Forage / Gaz / Gisement / Pétrole / Prospection pétrolière.

 R. Stenuit, l’Or noir sous les flots bleus (Dargaud, 1969). / A. Wenger, Pétrole et gaz naturel en mer du Nord, droit et économie (Technip, 1971).