INFORMATION AMONT FORMATION - EXPLORATION ET PRODUCTION DES GISEMENTS

Information Amont - Aval - Transport INFORMATION AMONT Ingénieurs en Sécurité Industrielle FORMATION - EXPLORATION ET PRODUCTION DES GISEMENTS I - FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES... 1 1 - Formation des hydrocarbures...1 2 - Formation du charbon...4 II - GISEMENT... 5 1 - Formation d'un gisement...5 2 - Caractéristiques d'un gisement...8 3 - Connaissance d'un gisement...9 4 - Mécanismes de drainage d'un gisement...10 III - FORAGE PÉTROLIER... 12 1 - Architecture d'un forage...12 2 - Trépans...13 3 - Fluide de forage...14 4 - Tubage et cimentation...15 5 - Obturateurs de sécurité...15 6 - Plate-forme de forage (Rig)...16 7 - Cas particulier des forages marins (offshore)...17 8 - Forages complexes...18 IV - ÉQUIPEMENTS D'UN PUITS... 18 1 - Production naturelle...18 2 - Production activée...19 3 - Tête de puits...21 V - INSTALLATIONS DE SURFACE... 22 1 - Traitement du pétrole brut...22 2 - Traitement du gaz...23 3 - Traitements dans les stations satellites...25 Ce document comporte 26 pages PP DIV - - Rév. 1 03/03/2005

1 I - FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES Les termes de "combustibles fossiles" font référence aux hydrocarbures pétrole brut et gaz naturel ainsi qu'au charbon. 1 - FORMATION DES HYDROCARBURES a - Formation du kérogène La formation des hydrocarbures est l'aboutissement d'un long processus de sédimentation de la matière organique (plusieurs millions d'années). Sur notre planète des organismes vivants meurent en permanence. Ces organismes sont composés pour l'essentiel de carbone, hydrogène, oxygène et azote sous forme de molécules complexes. À la mort de ces organismes, les molécules complexes se décomposent en molécules plus simples (CO 2 par exemple) qui sont pour la plus grande partie recyclées rapidement par la biosphère. Toutefois, une faible partie (moins de 1 %) de la matière organique se dépose et est entraînée vers le fond des mers et océans : soit par processus alluvionnaire provenant de l'érosion des continents : charge terrigène soit par dépôt de la matière organique provenant des océans eux-mêmes (plancton) : charge allochimique. Charge térrigène + organique 1 Charge allochimique + organique 2 3 Animaux et végétaux Couches en décomposition D PPC 1075 B Mécanisme de sédimentation

2 Les sédiments minéraux en formation contiennent donc une part plus ou moins forte de matière organique qui s'y trouve piégée. Dans le sédiment, la quantité d'oxygène libre est faible et rapidement consommée par l'oxydation d'une partie de la matière organique. On se retrouve donc rapidement dans un milieu dépourvu de O 2 libre appelé milieu anaérobie. Dans ce milieu, la transformation se fait grâce à l'action des bactéries anaérobies qui utilisent l'oxygène et l'azote contenus dans les molécules organiques, laissant ainsi le carbone et l'hydrogène qui peuvent alors se combiner pour former de nouvelles molécules : les hydrocarbures. Cette première transformation par les bactéries transformation biochimique conduit à la formation d'un composé solide appelé kérogène disséminé sous forme de petits filets dans le sédiment minéral appelé roche-mère. À ce stade, des atomes de carbone et d'hydrogène s'unissent afin de former une molécule simple, le méthane (CH 4 ). Ce gaz qui se forme dans les couches supérieures du sédiment est appelé méthane biochimique car il est le produit d'une dégradation biochimique. Matière organique dégradation biochimique CH 4 + H 2 O De plus, les bactéries sont également responsables de la formation d'hydrogène sulfuré (H 2 S) par dégradation des sulfates dissous dans l'eau. b - Formation de l'huile et du gaz Filet de kérogène Roche mère Enfouissement et pyrolyse Formation du kérogène Filet d'hydrocarbures D PPC 1271 A Formation des hydrocarbures Par suite des mouvements très lents de la croûte terrestre, les sédiments s enfoncent et la température ainsi que la pression ambiantes augmentent. Le kérogène va alors subir une dégradation thermique phénomène de pyrolyse conduisant à l apparition de molécules d'hydrocarbures de plus en plus complexes. Ce phénomène provoque également une expulsion d eau et de CO 2 plus ou moins importante selon la quantité initiale d oxygène.

3 La roche-mère doit être suffisamment imperméable afin que le temps de séjour du kérogène soit suffisamment long pour que le phénomène de pyrolyse ait lieu. Les phénomènes conduisant à la transformation du kérogène vont dépendre des conditions de température et de pression et donc de la profondeur d enfouissement. Profondeur (m) 0 MATIÈRE ORGANIQUE Dégradation biochimique (méthane biochimique) C-H-O-N O-N > soustraction 1000 KÉROGÈNE Dégradation thermique 2000 3000 Huile Fenêtre à huile 4000 Gaz H-C Résidu de carbone C Fenêtre à gaz 0 20 40 60 80 Hydrocarbures générés (%) D PPC 1272 A Formation de l huile et du gaz À partir de 1000 m la dégradation thermique prend le pas sur la dégradation biochimique. Entre 1000 et 2000 m le kérogène se transforme en huile (pétrole brut) pour l'essentiel, avec une petite partie de gaz. Entre 2000 et 3000 m, le kérogène produit un maximum d huile. C est la "fenêtre à huile. Au-delà de 3000 m, la fraction de gaz devient plus forte car le phénomène de pyrolyse est plus important et conduit à une dégradation de l huile produite. C est la fenêtre à gaz. La formation d huile (pétrole but) s'accompagne pratiquement toujours de formation de gaz en plus ou moins grande quantité selon les conditions de la transformation thermique qui s est produite. Dans la zone de la fenêtre à huile, il peut également y avoir formation d hydrogène sulfuré lors de la dégradation thermique du kérogène. Ce composé peut aussi être obtenu par un phénomène de réduction des sulfates par les hydrocarbures. La formation des hydrocarbures à partir du kérogène est un processus extrêmement lent s étalant sur des millions d années.

4 De plus, la quantité d hydrocarbures formés représente une très faible part de la masse totale de kérogène. MASSE KÉROGÈNE TERRESTRE` 10 16 tonnes GAZ HUILE (pétrole brut) CHARBON 3.10 11 tonnes (0,003% du kérogène) 3.10 11 tonnes (0,003% du kérogène) 10 13 tonnes (0,1% du kérogène) D PPC 1273 A Production des combustibles fossiles à partir du kérogène 2 - FORMATION DU CHARBON Le charbon est une variété de kérogène formée à partir de végétaux supérieurs (arbres, fougères, etc.). L accumulation importante de ces végétaux dans des conditions anaérobies (zone de grands marécages) provoque l'apparition d un kérogène dont la proportion est majoritaire par rapport à la partie minérale, contrairement à ce qui se passe pour la formation des hydrocarbures. Lors de la sédimentation, l élimination des parties volatiles (hydrogène, oxygène et azote) provoquent une concentration du carbone. Marécage Tourbe (50 % C) Lignite (72 % C) ENFOUISSEMENT Houille (85 % C) D PPC 1274 A Anthracite (93 % C) Formation du charbon

5 Le premier stade de la sédimentation conduit à la tourbe. Puis, l effet de pyrolyse dû à l enfouissement conduit progressivement au lignite (70 % de C), à la houille et finalement à l anthracite (> 90 % de C). Comme pour les autres kérogènes, la formation du charbon s accompagne également de formation d huile et de gaz (le redouté méthane ou grisou ). II - GISEMENT Pour que les hydrocarbures soient exploitables, il faut que des quantités significatives d huile ou de gaz soient accumulées dans des zones de taille limitée. Ce sont les conditions que l on trouve dans les gisements. 1 - FORMATION D UN GISEMENT Lors de la formation de l huile et du gaz à partir du kérogène, les gouttelettes d hydrocarbure sont disséminées dans la roche-mère et ne pourraient pas être exploitées si des phénomènes de migration et de concentration ne s étaient pas produits. a - Processus de migration Gouttelettes d'hydrocarbures dissiminées Gouttelettes d'hydrocarbures en transit Pétrole Particules D PPC 1275 A Roche-mère Migration Roche-réservoir Migration des hydrocarbures Quand la pression du gaz formé lors de la pyrolyse du kérogène en profondeur devient suffisante pour vaincre l imperméabilité de la roche-mère, elle permet une migration des fractions liquide et gazeuse à travers les pores de la roche-mère. On dit que les hydrocarbures sont expulsés de la roche-mère et subissent une migration primaire. Ils entament alors une migration secondaire vers le haut en étant transportés, essentiellement, sous l effet de la pression de l eau à travers une roche perméable.

6 Lors de leur remontée, les hydrocarbures sont arrêtés par une couche imperméable, se concentrent dans les pores de la roche perméable et forment une accumulation : la roche s appelle alors rocheréservoir. Indice de surface Couverture Couverture Roche réservoir Roche-mère 2 1 2 1 Migration primaire 1 2 Migration secondaire D PPC 1276 A Migration des hydrocarbures b - Formation d'un piège La migration des hydrocarbures se fait grâce au déplacement de l eau dans les formations rocheuses. En effet, les eaux souterraines se trouvent non seulement dans les couches superficielles mais également en grande profondeur où elles circulent très lentement. Ce sont elles qui en migrant entraînent les gouttelettes d hydrocarbures. Cristaux de roche IMPERMÉABLE (ANTICLINAL) ROCHE POREUSE CONTENANT DU GAZ ROCHE DE COUVERTURE ROCHE POREUSE CONTENANT DU PÉTROLE ET DU GAZ DISSOUS EAU ROCHE POREUSE CONTENANT DU PETROLE EAU EAU POINT DE FUITE EAU Pétrole contenant du gaz dissous Représentation microscopique de roche-réservoir D PPC 1076 A Formation de gisement dans les roches-réservoirs

7 Le schéma ci-dessus décrit une situation commune et recherchée où le piège constitué par la rocheréservoir est situé au sommet de plis anticlinaux où alternent roches perméables (roches-réservoirs) et roches imperméables (roches de couverture). On trouve également d autres situations propices à la formation de pièges : couche perméable coincée sous des couches imperméables dans un biseau formé par le déplacement de couches à la faveur d une faille Roche imperméable de couverture Roche réservoir de gaz Roche réservoir d'huile Eau D PPC 1277 A Piège associé à une faille lentilles sableuses contenues dans des couches imperméables pièges associés à des dômes de sel imperméables Roche imperméable de couverture Roche réservoir de gaz Roche réservoir d'huile Dôme de sel imperméable D PPC 1277 B Eau Piège associé à un dôme de sel

8 c - Autres situations Une roche-réservoir étanche et ancienne peut être prise dans le mouvement des plaques terrestres et donc subir un enfouissement. De ce fait, le pétrole contenu dans la rocheréservoir est soumis à une nouvelle pyrolyse par effet de la température augmentant avec la profondeur. Dans ce cas, l effet de pyrolyse va produire du gaz et un résidu lourd sous forme de bitumes. L enfouissement d une roche-réservoir de pétrole peut donc conduire à la formation d un gisement essentiellement gazier en général situé plus en profondeur qu un gisement pétrolier. Si aucune couche imperméable n arrête la migration des hydrocarbures, ceux-ci parviennent au niveau du sol. Sous l effet des bactéries, les hydrocarbures sont dégradés, perdant leurs fractions volatiles et aboutissent à la formation de bitumes. Ces gisements de surface sont connus depuis l Antiquité et ont en particulier servi pour assurer l étanchéité des navires en bois ainsi que des bâtiments. Actuellement, la plus grande accumulation connue au monde est constituée par les sables bitumineux de l Athabasca au Canada. On trouve également des schistes dits bitumineux qui sont en fait constitués de roches et de kérogène n ayant pas subi de pyrolyse. Il s agit donc plus de combustibles fossiles assimilables à des charbons. 2 - CARACTÉRISTIQUES D UN GISEMENT Une roche-réservoir est caractérisée par trois paramètres principaux qui vont déterminer sa potentialité à produire des hydrocarbures : la porosité est le rapport entre le volume des pores et le volume total de la roche. On s intéresse particulièrement à la porosité utile, c est-à-dire l ensemble des pores communiquant entre eux et avec l extérieur. Les roches-réservoirs ont des porosités très variables en général comprises entre 5 % et 25 %. la perméabilité qui caractérise l aptitude de la roche à laisser s écouler les hydrocarbures à travers ses pores. Plus la perméabilité est faible, plus l écoulement sera difficile. Il est à noter qu une faible perméabilité est moins gênante dans un gisement gazier que dans un gisement d huile du fait de la plus faible viscosité du gaz la saturation qui mesure la nature des fluides occupant les pores de la roche-réservoir.

9 Saturation Valeurs types S e = saturation en eau 10 % < S e < 100 % S h = saturation en huile 0 % < S h < 85 % S g = saturation en gaz 0 % < S g < 90 % avec S e + S h + S g = 100 % Valeurs types des caractéristiques d un gisement 3 - CONNAISSANCE D UN GISEMENT Afin de déterminer les sites possibles à la formation de gisements, on fait appel à la géologie et à la géophysique (gravimétrie, magnétométrie, sismique) de façon à rechercher : les zones où ont été rassemblées les conditions favorables à la formation d hydrocarbures (roches-mères) les zones de migration et de piégeage des hydrocarbures ainsi formés. Si la géologie et la géophysique permettent de déterminer les sites favorables, les techniques actuelles ne permettent pas de connaître la nature du fluide piégé dans la roche-réservoir (qui est souvent de l eau). Il est donc nécessaire de procéder à des forages d exploration afin de mieux connaître le gisement au moyen de : diagraphies (mesures continues des caractéristiques : densité, résistivité, nature des débris, etc., des couches traversées lors du forage) carottage qui permet de remonter en surface un échantillon de la roche à étudier diagraphies après forage à l aide d appareils de mesure descendus dans le puits à l extrémité d un câble (propriétés électriques, radioactives, acoustiques, etc.) essais de puits afin de déterminer la pression en fond de puits ainsi que la perméabilité de la roche-réservoir aux abords du puits. Cet essai permet également par échantillonnage de déterminer la viscosité du fluide et sa composition. Ces analyses permettent alors de déterminer la structure du gisement ainsi que les quantités d hydrocarbures récupérables et donc de prendre une décision économique quant à l exploitation du gisement. Il faut en moyenne 5 à 6 forages d exploration pour un puits productif. Les tailles et réserves récupérables des gisements varient considérablement d un site à l autre. Il y a actuellement dans le monde quelques 30 000 gisements commerciaux dont 400 sont considérés comme géants et contiennent 60 % des réserves.

10 4 - MÉCANISMES DE DRAINAGE D UN GISEMENT Le drainage est l ensemble des mécanismes qui provoquent le déplacement des fluides à l intérieur de la roche-réservoir vers le puits de forage. On distingue : le drainage naturel d un puits le drainage assisté a - Mécanisme de drainage naturel (drainage primaire ) De façon générale, le taux de récupération pour le gaz est bien supérieur à celui de l huile du fait de la compressibilité du gaz et de sa facilité d écoulement. En moyenne on obtient les taux de récupération suivants : 75 % pour le gaz 30 % maximum pour l huile La récupération naturelle des hydrocarbures à partir de la roche-réservoir met en œuvre plusieurs mécanismes, principalement : expansion monophasique du gaz et de l huile : ce mécanisme est efficace pour le gaz par suite de sa compressibilité. Par contre, il l est peu pour l huile (quelques pour cent) expansion du gaz dissous dans l huile : quand la pression du gisement baisse, il y a désorption et expansion du gaz _ expansion du gaz situé au-dessus du gisement d huile, le volume d huile pompé étant compensé par l expansion du gaz accumulé en partie supérieure du gisement (gas-cap) Huile + gaz vers séparateur Expansion du gaz Expansion de la nappe aquifère Drainage naturel résultant de la pression du gaz et de l'eau du gisement D MEQ 1640 B migration de la nappe aquifère : l'eau de la nappe prend la place de l huile dans les pores de la roche-réservoir. Ce mécanisme et assez efficace car la faible viscosité de l eau facilite sa pénétration dans les pores de la roche.

11 b - Drainage assisté ( secondaire et tertiaire ) Afin d améliorer le taux de récupération de l huile contenue dans un gisement au-delà de ce qui est imposé par drainage naturel, on met en œuvre des mécanismes de drainage assisté. Le drainage assisté se fait par injection d énergie au moyen de puits annexes situés à proximité des puits producteurs. Il permet d augmenter le taux de récupération de l huile d environ 10 %. Pour les réservoirs de faible volume et de structure adaptée, on utilise les mécanismes suivants pour améliorer le drainage de la roche-réservoir : drainage secondaire : injection d eau réalisée dans la nappe aquifère située sous le gisement d huile ou injection de gaz au-dessus du gisement : on provoque un drainage vertical du réservoir drainage tertiaire : injection de vapeur d'eau réalisée dans la roche-réservoir en particulier pour les réservoirs d huile lourde. Injection de produits chimiques (émulsions eau/huile/tensioactifs, solutions de polymères dans l eau) Huile + gaz vers séparateur Huile + gaz vers séparateur Eau Eau Vapeur Vapeur Drainage secondaire : augmentation de la pression de l eau au sein du gisement par injection d eau Drainage tertiaire : rendement d exploitation amélioré par injection de vapeur ou d additifs chimiques D MEQ 1641 A Drainage assisté du réservoir Pour les réservoirs de grand étendue, on injecte de l eau et/ou du gaz par des puits injecteurs situés au centre de carrés constitués par les puits producteurs : on provoque ainsi un drainage radial du réservoir D PPC 1278 A : Puits producteur : Puits injecteur Vue de dessus d un drainage radial de réservoir

12 III - FORAGE PÉTROLIER Le forage constitue l étape essentielle pour l installation de puits permettant la récupération des hydrocarbures contenus dans la roche-réservoir. La profondeur des forages varie considérablement selon les sites de quelques centaines de mètres à plusieurs milliers de mètres. Les premiers forages réalisés ont été effectués à partir de la terre ferme sous forme de puits verticaux. Depuis lors, les techniques ont considérablement évolué : forages marins à plus ou moins grande profondeur (offshore) forages dirigés permettant d atteindre des réservoirs situés sous des zones peu accessibles forages complexes permettant d améliorer le taux de récupération des hydrocarbures 1 - ARCHITECTURE D UN FORAGE Dans la plupart des cas, un forage est composé de trois parties : une colonne de surface de quelques centaines de mètres destinée à retenir les terrains de surface et à protéger la nappe phréatique la colonne intermédiaire qui peut atteindre plusieurs milliers de mètres finalement la colonne de production située dans la partie pétrolifère et à l intérieur de laquelle sera installé le tube de collecte des hydrocarbures. Tube guide Diamètre du forage 24 " Forage en 17" 1/2 Tubage 13" 3/8 Colonne de surface (-1000 m) Ciment Forage en 12" 1/4 Colonne de intermédiaire (-3500 m) Forage en 8" 1/2 Tubage 9" 5/8 Forage en 6 " Colonne de production (-5000 m) D MEQ 1729 A Exemple d'architecture d un forage

13 Les premiers forages ont été effectués selon la technique du battage au moyen d un lourd trépan suspendu à un câble. Cette technique adaptée aux forages de faible profondeur dans des terrains bien consolidés est désormais remplacée, sauf exception, par la technique du forage rotatif (rotary drilling). La technique du forage rotatif consiste à utiliser un trépan disposé à l extrémité des tiges de forage et que l on fait tourner. Le forage se réalise sous l action combinée du poids sur le trépan (plusieurs dizaines de tonnes) et de sa rotation (200 tr/min). 2 - TRÉPANS Les trépans à molettes (ou tricônes) sont constitués de trois molettes dentées en acier très dur. Un filetage permet de visser le trépan sur la tige de forage. Les orifices d injection du fluide de forage sont situés dans l axe du trépan ou sur les côtés de l outil sous forme de jets. Pour les terrains très durs, on utilise des trépans à tête diamantée d un prix de revient très élevé (5 fois le prix d'un trépan classique). La durée de vie des trépans est fonction des terrains traversés mais est en général d une centaine d heures. Le changement d un trépan nécessite la remontée de l ensemble des tiges de forage. La vitesse de progression d un forage est également fonction des terrains traversés et est de l ordre de quelques mètres par heure. D MEQ 1633 A Exemple de trépans

14 3 - FLUIDE DE FORAGE Afin d évacuer tous les débris de roches arrachés par le trépan, on emploie la technique du fluide de forage (ou de curage) qui consiste à injecter un fluide à l intérieur des tiges de forage qui remonte ensuite dans l espace annulaire entre le trou lui-même et les tiges de forage. Injection fluide de forage Tige de forage Retour fluide de forage + débris Puits Trépan D MEQ 1729 B Évacuation des débris par le fluide de forage Le fluide ou boue de forage et constitué d'un mélange d'eau et d'argile (bentonite) à 5/10 %. Le fluide de forage a des rôles multiples : il sert à remonter vers la surface les débris de roche créés par le forage il permet un refroidissement du trépan et le nettoyage continu du front de taille il empêche les éboulements grâce à la pression du fluide sur les parois du puits il retient également les fluides sous pression contenus dans les roches en évitant ainsi leur intrusion dans le puits Le débit du fluide de forage est assuré depuis la surface au moyen de pompes à boue d'un débit de 50 à 150 m 3 /h, nécessaire pour avoir une vitesse suffisante de remontée des boues dans l'espace annulaire. La qualité du fluide de forage fait également l'objet d'un contrôle constant de densité et de viscosité.

15 4 - TUBAGE ET CIMENTATION Afin de maintenir le puits en état lors de la production des hydrocarbures, il convient d'effectuer un tubage réalisé régulièrement au fur et à mesure de l'avancement du forage. Les tubes sont vissés les uns aux autres et sont descendus dans le puits, celui-ci étant plein de boue de forage. Un mélange eau + ciment est ensuite envoyé à l'intérieur des tubes et refoulé dans l'espace annulaire entre la paroi du puits et le tubage. Après durcissement du ciment (12 à 24 h), on peut continuer la suite du forage. Cette opération de cimentation a principalement pour rôle : de fixer le tubage aux roches environnantes de stabiliser le puits avant poursuite du forage d'éviter la corrosion du tubage de supporter le tubage qui représente un poids important de maintenir les fluides à forte pression contenus dans les roches environnantes 5 - OBTURATEURS DE SÉCURITÉ Si la pression hydrostatique exercée par le fluide de forage est insuffisante pour maintenir en place les fluides sous pression contenus dans les roches, il y a un risque de voir apparaître une éruption libre d'hydrocarbures avec éventuellement inflammation au niveau de la tête de puits. Pour éviter cet incident on place en tête de puits un ensemble de vannes particulières appelées obturateurs de sécurité (Blow Out Preventer : BOP) ou blocs d'obturation du puits. On met en place un jeu de deux ou trois obturateurs dont la fermeture est commandée hydrauliquement et pouvant supporter des pressions de 200 à 700 bar.

16 6 - PLATE-FORME DE FORAGE (RIG) La plate-forme de forage réunit l'ensemble du matériel permettant le forage d'un puits. Système d entraînement de table de rotation Blocs d obturation du puits Palan Tête d injection Tiges de forage Table de rotation Tige d entraînement Moteurs diesel Aire de travail Tiges de forage D MEQ 1632 A Blocs d obturation du puits Bac à boues Pompe d injection du liquide de curage Plate-forme de forage rotatif On distingue principalement : un derrick permettant le levage et la manœuvre des tiges de forage qui se présentent par tronçons d'une dizaine de mètres un treuil permettant le levage des tiges de forage. Le treuil entraîne un câble passant par une poulie fixe située au sommet du derrick puis par un palan mobile sur lequel est fixé le crochet de levage. La mesure de la tension du câble permet de connaître à tout moment le poids des tiges de forage suspendues au crochet. Par exemple, pour 1000 m de forage le poids est d'environ 30 tonnes une table de rotation (Rotary table) entraînée par moteur permet de faire tourner l'ensemble tiges et trépan.

17 La première tige est toujours une tige de section carrée (Kelly) qui vient s'engager dans un logement de même section de la table de rotation et provoque ainsi le mouvement de l'ensemble des bassins à boues (trois ou quatre) de capacité unitaire de quelques dizaines de m 3 des pompes à boues, pompes volumétriques pouvant refouler à des pressions de 200 à 350 bar et permettant l'injection du fluide de forage à l'intérieur des tiges de forage les obturateurs de sécurité (BOP) situés en tête de puits. 7 - CAS PARTICULIER DES FORAGES MARINS (OFFSHORE) Les forages marins utilisent les mêmes principes que les forages terrestres avec toutefois des technologies beaucoup plus complexes. Plate-forme fixe Plate-forme flottante semi-submersible Navire de forage Jusqu à 300 m Jusqu à 500 m Plus de 1000 m D MEQ 1634 A Installations de forages marins Selon la profondeur d'eau, les installations de forage sont disposées : sur une plate-forme autoélévatrice pour une profondeur jusqu'à 100 mètres environ. Cette plate-forme repose sur le fond marin au moyen de jambes dont la longueur est réglable. La plate-forme est située à une vingtaine de mètres au-dessus du niveau de l'eau. L'avantage de cette plate-forme est qu'elle peut être déplacée sur une plate-forme fixe pour une profondeur jusqu'à 300 mètres environ. Dans ce cas, la plate-forme est fixée au fond marin au moyen de piles en acier. Ce type de plate-forme est fixe sur une plate-forme semi-submersible comportant des flotteurs immergés maintenus au moyen de lignes d'ancre. Ce type de plate-forme, peu sensible au mouvement de la houle, peut être installé jusqu'à une profondeur de 500 mètres environ pour des profondeurs plus importantes, on utilise des navires de forage maintenus en place soit par des ancres, soit par des hélices auxiliaires.

18 8 - FORAGES COMPLEXES Ces forages démarrent toujours par un puits vertical qui est ensuite dévié afin d'atteindre les rochesréservoirs (la déviation peut aller jusqu'à l'horizontale). On fore également des puits multidrains, ou multibranches, permettant d'atteindre plusieurs réservoirs à partir du même forage. Puits horizontaux Puits à trajectoires complexes 3 D Puits multidrains Puits multibranches 3 D D PPC 1279 A Forages complexes IV - ÉQUIPEMENT D'UN PUITS Les puits productifs sont classifiés en fonction du mécanisme utilisé pour extraire les hydrocarbures depuis le réservoir jusqu'à la surface : extraction éruptive naturelle ou extraction activée. Les puits des réservoirs gaziers produisent naturellement. Les puits de pétrole liquide peuvent produire naturellement mais peuvent également nécessiter une extraction activée afin de maintenir un débit d'huile suffisant. 1 - PRODUCTION NATURELLE La production naturelle d'un puits ne peut se faire que si la pression dans la roche-réservoir est supérieure à la pression résultant de la hauteur hydrostatique du puits. Par exemple pour un brut "moyen" de densité d = 0,860 et une profondeur de puits de 2000 m, la pression dans la roche-réservoir devra être supérieure à environ 200 bar afin d'assurer une production naturelle. De plus, au fur et à mesure que la pression baisse, du gaz dissout dans l'huile se vaporise et forme des bulles au sein du liquide, ce qui facilite la production naturelle. Ce phénomène a toutefois ses limites car si la quantité de gaz désorbé devient trop importante, seule la partie gaz arrive à la surface, la partie huile restant au fond : dans ce cas, il faut avoir recours à la production activée.

19 Pression tête de puits Réseau de collecte GAZ HUILE Séparateur Débit huile + gaz Tubage du puits Dispositif d'étanchéité (Packer) Pression hydrostatique (hauteur du puits) Roche-réservoir Principe de la production naturelle d'un puits D MEQ 1730 A 2 - PRODUCTION ACTIVÉE Il existe plusieurs méthodes de production activée. Seules les plus fréquentes sont décrites ci-après. a - Extraction par poussée de gaz (gas lift) Cette méthode consiste à recréer le principe de la production naturelle en diminuant la pression hydrostatique au fond du puits. Pour cela, on injecte du gaz dans l'espace annulaire entre le tubage du puits et la colonne de production. La colonne de production est munie d'orifices permettant au gaz de passer à l'intérieur de la colonne de production et ainsi d'alléger la colonne de liquide vers la surface (vannes de gas lift). À la sortie du puits, le gaz est séparé de l'huile, recomprimé et réinjecté dans le puits. Ce procédé permet d'extraire plusieurs milliers de m 3 par jour. Réglage du débit de gaz Pression tête de puits Réseau de collecte GAZ GAZ HUILE Séparateur Débit huile + gaz Tubage du puits Vanne de gas-lift Dispositif d'étanchéité (Packer) Roche-réservoir Principe de l'extraction par poussée de gaz (gas-lift) D MEQ 1730 B

20 b - Extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping) C'est la méthode la plus utilisée. Une pompe à balancier imprime un mouvement alternatif à une tige à l'extrémité de laquelle est fixé un tube plongeur. Ce tube plongeur se déplace dans un corps cylindrique installé au fond du puits. Tube plongeur et corps cylindrique sont munis de clapets à bille. À chaque mouvement alternatif, le tube plongeur se remplit d'huile qui est ensuite évacuée dans la colonne de production vers la surface. Ce procédé, quoique très utilisé, limite toutefois la production d'un puits de 200 à 300 m 3 par jour. De plus le débit possible diminue fortement avec la profondeur requise. De 250 m 3 /j à 750 m on chute à 25 m 3 /j à 3000 m. Huile + gaz vers séparateur D MEQ 1640 D Exploitation avec pompe à piston plongeur Principe de l'extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping) Corps cylindrique Colonne de production Tube plongeur Clapet mobile Fermé Ouvert Clapet fixe Position base Ouvert Position haute Fermé D MEQ 1731 A Principe de fonctionnement du tube plongeur

21 c - Pompage par pompe centrifuge immergée Une pompe centrifuge multiétagée est immergée au fond du puits. Le moteur électrique est alimenté depuis la surface par un câble électrique. Ce procédé permet un débit de plusieurs centaines de m 3 par jour. 3 - TÊTE DE PUITS La tête de puits est l'élément essentiel assurant la sécurité du puits. Elle doit pouvoir supporter la pression maximale des hydrocarbures à débit nul. Chapeau de tête "tree cap" Vanne de curage Vanne latérale de production FMC FMC Croix de circulation Vanne maîtresse supèrieure Vanne maîtresse inférieure Porte duse Réseau de collecte Olive de suspension du tubing Vanne latérale d'accès d'espace annulaire tubing-casing D MEQ 1732 A Assemblage de la tête de puits

22 La tête de puits assure plusieurs rôles : elle supporte le poids de la colonne de production elle doit assurer l'étanchéité entre le tubage du puits et la colonne de production et l'accès à l'espace annulaire entre tubage et colonne elle doit permettre l'accès à la colonne de production pour réaliser des travaux sous pression (opérations d'entretien) elle permet le réglage du débit d'hydrocarbures La tête de puits se présente comme un assemblage assez complexe d'éléments permettant d'assurer les fonctionnalités décrites ci-dessus. De par sa forme, la tête de puits est souvent appelée "Arbre de Noël" (Christmas Tree). V - INSTALLATIONS DE SURFACE Les hydrocarbures issus des puits de production ne peuvent pas être vendus tels quels aux différents utilisateurs. Ils doivent subir un certain nombre de traitements sur le champ de production afin de répondre aux spécifications de qualité souhaitées par les clients. 1 - TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT Un gisement de pétrole brut produit un mélange d'hydrocarbures lourds et légers sous forme liquide et gazeuse auquel peuvent s'ajouter des constituants gazeux non hydrocarburés (tels que de l'azote, du gaz carbonique, de l'hydrogène sulfuré, ) de l'eau plus ou moins salée, éventuellement des solides. Les traitements consistent : à stabiliser le brut en le séparant de la phase gaz à éliminer l'eau, le sel et les sédiments au moyen d'une installation de dessalage Gaz Eau de dessalage Gaz TRAITEMENT DU GAZ Comptage PÉTROLE BRUT DU PUITS Stabilisation Brut stabilisé + eau Dessalage Eau, sel sédiments Électrodes Séparation BRUT VERS STOCKAGE D MEQ 1733 A Traitement du pétrole brut sur champ de production

23 Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : le brut est envoyé dans des séparateurs successifs ou dans une colonne de façon à provoquer le dégazage des hydrocarbures légers ainsi que la décantation de l'eau. Le brut ainsi obtenu est dit stabilisé l'effluent gazeux est traité pour une utilisation sur le champ producteur (puits injecteur) ou pour expédition le brut stabilisé est ensuite mélangé à de l'eau douce et traité dans un dessaleur. Dans le dessaleur, l'eau dissout le sel et entraîne les sédiments par gravité. La séparation gravitaire est en général facilitée en provoquant dans le dessaleur un champ électrique élevé au moyen d'électrodes le brut dessalé subit ensuite un dégazage final avant expédition vers le stockage. Il est ensuite exporté par navire ou pipe-line Lors de l'expédition du pétrole brut et de sa réception dans une raffinerie, certaines analyses de qualité sont particulièrement vérifiées : la teneur en eau et sédiments (ou BSW : Basic Sediment and Water) (valeurs habituelles BSW < 0,1 % à 1 %) la salinité (Salt content) (valeurs habituelles Salinité < 40 à 80 mg/l chlorure de sodium) la densité D'autres paramètres comme la tension de vapeur, la viscosité, le point d'écoulement sont également importants pour déterminer le mode de stockage et la facilité de pompage. La teneur en H 2 S est aussi importante pour des raisons de sécurité. 2 - TRAITEMENT DU GAZ Comme pour le pétrole brut, le gaz, à la sortie du puits, peut être accompagné : de vapeur d'eau ou même d'eau liquide des constituants non hydrocarburés : azote, gaz carbonique, hydrogène sulfuré des particules solides De plus, à la sortie du puits, certains hydrocarbures plus lourds à l'état gazeux dans la roche-réservoir peuvent se condenser et former des condensats liquides que l'on doit éliminer. Les traitements du gaz consistent donc : _ à éliminer les composés acides et soufrés (adoucissement) à le déshydrater à éliminer les condensats (dégazolinage).

24 Gaz H 2 S CO 2 Compression Comptage GAZ TRAITÉ GAZ DU PUITS Adouccissement (lavage à l'amine) Déshydratation (lavage au glycol) Dégazolinage Séparateurs Condensats Eau Condensats STOCKAGE CONDENSATS D MEQ 1734 A Traitement du gaz sur champ de production Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : l'adoucissement se fait par absorption des composés acides par une solution d'amine. Cette solution est ensuite régénérée et recyclée. L'objectif de ce traitement est d'éliminer les constituants indésirables (H 2 S, mercaptans, CO 2 ) qui se révèlent corrosifs en présence d'humidité ou particulièrement dangereux (H 2 S) la déshydratation se fait par absorption de l'eau au moyen d'une circulation de glycol. Le glycol est ensuite régénéré et recyclé. L'objectif de l'élimination de l'eau est d'éviter la formation d'hydrates. Les hydrates sont des mélanges de glace eau + hydrocarbures légers particulièrement durs et stables, même à température ambiante. La formation d'hydrates provoque des risques importants de bouchage des canalisations et donc d'interruption de la production. le dégazolinage consiste à éliminer du gaz les hydrocarbures légers se trouvant sous forme liquide (condensats). Le procédé consiste à refroidir le gaz de façon à condenser les hydrocarbures à éliminer, puis à effectuer une séparation gaz-liquide à basse température (entre + 5 et 15 C). Après traitement du gaz et avant expédition, les qualités suivantes sont vérifiées : le point de rosée (c'est-à-dire, lors d'un refroidissement du gaz, la température pour laquelle apparaît la première goutte de liquide) la teneur en H 2 S (spécification moyenne Gaz de France 7 mg/nm 3 ) la teneur en autres produis soufrés (dont mercaptans) la teneur en CO 2 (spécification Gaz de France 2,5 %)

25 3 - TRAITEMENTS DANS LES STATIONS SATELLITES Pour les champs de très grandes dimensions, il existe souvent des stations satellites situées à proximité des puits et dans lesquelles des traitements initiaux sont effectués : stabilisation du pétrole brut décantation de l'eau contenue dans le brut traitement de l'eau pour réinjection dans un puits injecteur Le gaz et le pétrole brut sont ensuite expédiés par pipe-line vers une installation centrale où sont effectués les traitements complets du gaz et du pétrole. Stockage eau Séparateur brut/eau Traitement de l'eau Puits injecteur d'eau Pompe d'injection Séparateur Puits gazier Comptage sortie puits Stockage pétrole brut Réseau de collecte des puits de pétrole Séparateurs Comptage gaz Comptage sortie puits D MEQ 1735 A GAZ VERS PIPE-LINE Comptage pétrole Récupérateur des vapeurs PÉTROLE BRUT VERS PIPE-LINE Exemple de station satellite