Nouvelles technologies pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz Volume 1
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Nouvelles technologies pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz Comptes rendus du deuxième symposium européen Luxembourg, 5-7 décembre 1984
Volume 1
Coordinateurs de l'édition : R. De Bauw E. Millich J.P. Joulia D. Van Asselt Commission des Communautés européennes. Direction générale «Energie», Bruxelles
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EDITIONS TECHNIP 27 RUE GINOUX 75737 PARIS CEDEX 15
pour la Commission des Communautés européennes
Publié en 1986 par Société des EDITIONS TECHNIP 27, rue Ginoux F75737 PA RIS Cedex 15 Organisation du symposium et réalisation des comptes rendus par la Commission des Communautés européennes Direction générale «Energie» Bruxelles et Direction générale «Marché de l'information et innovation » Luxembourg ©CECA, CEE, CEEA, Bruxelles et Luxembourg, 1986 EUR 10 168 ISBN 2710805057 (édition complète) ISBN 2710805065 (vol.1) ISBN 2710805073 (vol. 2)
A VERTISSEMENT 1
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La Commission des Communautés européennes et ses services ne sont pas res ponsables de l'emploi qui pourrait être fait des informations contenues dans le présent ouvrage. { Tous droits réservés. Aucune reproduction de cette publication, en tout ou en par i tie, par quelque procédé que ce soit, notamment photocopie ou microfilm, ne peut *■ être faite sans autorisation préalable de l'éditeur.
-V-
P R E F A C E
Les efforts importants réalisés par l'industrie pétrolière et parapétrolière européenne, avec le concours financier de la Communauté, ont produit des résultats particulièrement significatifs dans les cinq dernières années. Le deuxième symposium sur les nouvelles technologies organisé par la Commission en décembre 1984, a vu la présence de 400 participants provenant de 25 pays différents. Il a mis en lumière les derniers développements des technologies de pointe dans les domaines de l'exploration, de la production, du transport et du stockage des hydrocarbures. Le symposium fut l'occasion pour la Commission de recueillir les conseils des représentants des gouvernements, de l'industrie et des universités, quant aux orientations et aux priorités à suivre lors de l'application future de l'instrument de soutien communautaire. Le présent rapport regroupe les communications et les discours présentés lors des sessions plénières, des sessions techniques parallèles et des groupes de travail du symposium. Son contenu témoigne de l'imagination, du dynamisme et des capacités que doit déployer l'industrie pétrolière et parapétrolière européenne afin de relever les défis technologiques liés à l'approvisionnement futur en hydrocarbures de la Communauté.
C.J. Audi and Directeur général de l'Energie
-VIICOMITÉ D'ORGANISATION Président G. Brondel, Directeur de la direction Hydrocarbures, Commission des Communautés européennes P. Durix, CEPM, Paris, Conseilleur principal pour l'organisation du symposium Membres M. Jacquemin, Compagnie générale de géophysique I.M. Barrett, BP Int. Ltd. P.C. Kok, Shell International D. Fenati, AGIP SpA M.L. Myrianthis, Public Petroleum Corporation, Greece R. Holekamp, Salzgitter AG C. Boon, Offshore Europe J. O'Dea, Institute for Industrial Research, Dublin R. Colquhoun, Danish Hydraulic Institute R. De Bauw Commission des Communautés E. Millich européennes R. Linster D. Nicolay D. Van Asselt COMITÉ SCIENTIFIQUE ET TECHNIQUE Président G. Brondel, Directeur de la direction Hydrocarbures, Commission des Communautés européennes Vice-Président R. De Bauw, Chef de division. Commission des Communautés européennes Membres P. Durix, CEPM, Paris Y.S. Samouilidis, DEP A. Duprat, CGG G. Belin de Ballu, Offshore Europe I. Walker, Britoil PLC V. Di Telia, Tecnomare SpA R.H. Fletcher, BP Int. Ltd. I.M. Barrett, BP Int. Ltd. R. Klietz, Brigitta und Elwerath GmbH H.J. De Haan, Technische Hogeschool Delft J. Bosio, ELF Aquitaine R. Colquhoun, Danish Hydraulic Institute M. Baudino, SNAM SpA H.G. Delauze, COMEX F. Canili, U R S W. Brumshagen, LGA Gas Technik GmbH F. Ouwehand, Shell Int. Ltd.
- VIII ANIMATEURS DES SEANCES TECHNIQUES ET DBS GROUPES DE TRAVAIL
1. Exploration ; Géochimie - Géologie - Géophysique Président : P. Sivenas, DEP Vice-Président : A. Duprat, CGG Rapporteur : M.L. Myrianthis, DEP 2. Forage - Pilotis - Investigation du sol Président : G. Belin de Baliu, Offshore Europe Vice-Président : I. Walker, Britoil PLC Rapporteur : C. Boon, Offshore Europe 3. Plates-formes et structures offshore Président : V. Di Telia, Tecnomare SpA Vice-Président : R. Scott, BP Int. Ltd. Rapporteur : A. Nista. Tecnomare SpA 4. Opérations de production - Equipement - Complétions sous-marines Président : I.M. Barrett, BP Int. Ltd. Vice-Président : R. Klietz, Brigitta und Elwerath GmbH Rapporteur : J.C. Davies, BP Int. Ltd. 5. Récupération assistée - Huile lourde Président : H.J. De Haan, Technische Hogeschool Delft Vice-Président : J. Bosio, ELF Aquitaine Rapporteur : J. van der Burgh, Shell Int. 6. Pipelines Président : R. Colquhoun, Danish Hydraulic Institute Vice-Président : M. Baudino, SNAM SpA Rapporteur : R.P. Hinstrup, Danish Hydraulic Institute 7. Technologie des opérations en mer - Contrôle des structures Véhicules sous-marins - Robots et sources d'énergie Président : H.G. Delauze, COMEX Vice-Président : F. Canili, Irish National Petroleum Corporation Rapporteur : G. Guerrier, COMEX 8. Gaz naturel: Production - Traitement - Liquéfaction - Stockage Transfert Président : W. Brumshagen, LGA Gas Technik Vice-Président : P.C. Kok, Shell Int. Rapporteur : R. Holekamp, Salzgitter AG
-IXLISTE DES ENTREPRISES PRÉSENTANT DES COMMUNICATIONS République fédérale d'Allemagne ARGE SUPRA BGR Hannover Bomag-Menck GmbH Linde AG Prakla Seísmos GmbH Preussag Ag Salzgitter AG Universität Hamburg Veba Ol GmbH Wintershall AG France Alsthom-Atlantique - Ateliers et Chantiers de Bretagne (ACB) Bertin S Cie COFLEXIP COMEX CG Doris ELF Aquitaine Entreprise GTM pour les travaux pétroliers maritimes (ETPM) Géostock Institut français du pétrole (IFP) Société européenne de propulsion (SEP) SERCEL SESAM Souriau-Fileca Total-Compagnie française des pétroles (CFP) Irlande Cavern Systems Dublin Ltd. Institute for Industrial Research (URS) Italie AGIP SpA ELF Italiana SpA Micoperi-Sub Sea Oil Service (SSOS) SNAM SpA Tecnomare SpA Pays-Bas Heerema Engineering Service BV Shell Internationale Petroleum Maatschappij BV Roentgen Technische Dienst (RTD) BV Royaume-Uni British Gas Corporation (BGC) British Petroleum (BP) Ltd. British Underwater Engineering (BUE) Ltd. Britoil PLC BSP International Foundations Ltd. Dunlop Oil and Marine Division Peebles Electrical Machines Ltd. Seaforth Maritime Ltd. Stone & Webster Taylor Woodrow Construction Ltd. TE Associates - Offshore Systems Engineering Ltd.
-XNUMÉRO D'IDENTIFICATION DES PROJETS Un numéro d'identification est établi pour chaque projet faisant l'objet d'un contrat dans le cadre du règlement no 3056/73. Exemple : 03.22/81 03 secteur technique (voir ci-après) 22 numéro d'ordre 81 année (signature du contrat) Secteurs Techniques : 01 02 03 05 06 07 10 12 14 15
géophysique et prospection forage systèmes de production récupération secondaire et assistée influence de l'environnement navires auxiliaires et submersibles transport par canalisation gaz naturel stockage divers
Ces numéros sont reportés au-dessus de la première page de chaque rapport.
-XI
T A B L E
D B S
M A T I E R E S
VOLÓME I
Preface
SESSION D'OUVERTURE
Allocution de bienvenue R. GOEBBELS, Secretaire d'Etat Grand Duché de Luxembourg
aux Affaires Etrangères, 3
Allocution d'ouverture C.J. AUDLAND, Directeur général Energie, Commission des Communautés européennes, Bruxelles
5
Faut-il ralentir les investissements d'exploration et de production pétrolières ? P. DESPRAIRIES, President, IFP
13
Réserves et production d'hydrocarbures - Importance du développement technologique et des incitations G. MUSCARELLA, President, AGIP SpA
29
La technologie européenne du pétrole et du gaz - L'importance de l'industrie de la sous-traitance et des services F.V. HEIERHOFF, Secrétaire général, WIM, WirtschaftsVereinigung Industrielle Meerestechnik
47
EXPLORATION : GEOCHIMIE - GEOLOGIE - GEOPHYSIQUE Analyseur de roches mères par pyrolyse (02.12/78) M. MADEC, IFP
55
Mise au point d'une procédure pour l'exploration de zones à faibles coefficients de réflexion par l'application combinée de différentes méthodes géophysiques en prenant comme exemple le Bassin Nord-Ouest allemand (01.15/79) G.P. DOHR, Preussag AG
66
-XIIDëveloppement technologique et essai de la magnétotellurique à double référence (RRMT) (01.27/81) W. LOSECKE, K. KNOEDEL, H. MUELLER, H. RODEMANN, BGR; J.M. DA COSTA, INPE
75
Emplacement frac sismique et géo-électrique à partir de la surface de la terre ou de trous de sonde (05.15/79) E. WIERCZEYKO, Prakla-Seismos GmbH
83
P.S.V. et sismique de surface en ondes longitudinales et transversales sur gisement (01.21/80) E. BLONDIN, Gaz de France; M. LAVERGNE et J.L. MARI, IFP
91
Développement supplémentaire et essai d'un nouveau système pour mesurer la sismique réfraction en offshore pour l'exploration des hydrocarbures (01.22/80) J. MARRIS et J. THIESSEN, Université de Hambourg
103
Sismique à haute résolution sur gisement (01.23/80) A. CHAPERON, CFP
111
Corrélateur - additionneur : CS 2502 (01.11/78) J.C. NAUDOT, SERCEL
119
Méthodes de navigation pour la prospection des hydrocarbures au large de la plate-forme continentale (07.16/77) B.E. GERLACH, PRAKLA-SEISMOS
124
Analyseur d'indices (huile et gaz) sur les chantiers de forage (02.11/78) J. ESPITALIE, IFP
133
Système de radiolocalisation à moyenne et grande portées Projet Syledis/Merops (01.04/76; 07.15/77) G. NARD, Sercel
141
Ondes transverses (01.09/77) D. MICHON, Compagnie Générale de Géophysique
149
Un système télémétrique d'acquisition de données pour la prospection sismique : le SN 348 (1/75) J.C. NAUDOT, Sercel
155
Prospection sismique marine (01.02/76) J. CHOLET, IFP; M. MANIN, Compagnie Générale de Géophysique
160
Ondes sismiques transverses (01.12/78) G. TORREILLES, ELF Aquitaine
169
Sismique infrasalifère mediterranee (01.13/78) G. DE LOMBARES, CFP
175
Développement d'une technologie sismique destinée à la recherche d'hydrocarbures sur les bassins Ante-Penniens (01.24/80) G. DE LOMBARES, CFP
184
- XIII FORAGE - PILOTIS - INVESTIGATION DD SOI. Technologie du forage horizontal pour l'amélioration récupération du pétrole (02.10/78) A. JOURDAN, ELF Aquitaine; G. BARON, IFP
de la 193
Techniques de forage en mer profonde (02.09/79) L.M. SOLEILLE, CFP; B. 'RENARD, ELF Aquitaine; J. GUESNON, IFP
202
Liaison électro-optique pour application en mer (02.13/77) J. BOLLEREAU, J.J. DUMONT, Souriau et Cie; J. ROLLET, Société Fileca
210
Essai d'un bélier hydraulique alimenté par centrale immergée pour le battage des piles sous l'eau (06.13/81) P. VAN LUIPEN, Bomag-Menck GmbH
216
Enquête sur le terrain sur la performance d'un système de fondation â piles pour une plate-forme de production offshore (06.14/81) et Enquête sur le terrain sur 1'interaction de la structure du sol d'un système de fondation pendant les premières années de la vie d'une plate-forme de production offshore (15.35/82) The British Petroleum Company, London
223
Développement d'un carottier à sédiments â piston fixe (Stacor) (07.29/78) P. LE TIRANT et R. MONTARGES, IFP
230
Forage en mer profonde (2/75) M. DOREL et J. GUESNON, IFP
236
PLATES-FORMES ET STRUCTURES OFFSHORE Connaissance et nouvelles utilisations des colonnes articulées (03.42/77, 03.61/78) C. DUMAZY, ELF Aquitaine
247
Le rôle des colonnes articulées dans l'exploitation des champs marginaux de la Mer du Nord (03.78/79) D.P. SNOWDEN, Taywood Engineering Ltd
260
Tour gravitaire pour grande profondeur d'eau (03.72/79) F. SEDILLOT et L. DES DESERTS, CG Doris
271
Essais et évaluation d'un noeud prototype important en acier coulé (15.32/82) T.E. EVANS, Britoil PLC
280
Plate-forme fixe en acier offshore pour une profondeur de 650m (03.103/81) A. LIUZZI, SSOS
289
-XIVPlate-forme tripode pour 340 m d'eau (03.122/82) J. MEEK et B.W. DENNIS, Heerema Eng. Service BV
294
Une plate-forme gravitaire en beton pour mer profonde (03.113/81) H. VACHE', CG Doris
304
Adaptation du concept d'embase gravitaire aux plates-formes de production récupérables (06.10/80) M. VACHE', CG Doris
311
Réparations des dommages graves subis par les structures en béton de l'offshore (15.16/80) A. McLEISH, Taylor Woodrow Construction Ltd
320
Amarrages en eaux très profondes (03.84/80) G. SEBASTIANI and A. NISTA, Tecnomare SpA
332
Développement d'un système d'ancrage pour support de production flottant (06.09/80) B. BICHON et Y. APPELL, SEP
341
Système flottant de production pour eaux profondes en Méditerranée (03.121/82) P. TASSINI, AGIP SpA; R. BRANDI, Tecnomare SpA
347
Système de production et de stockage sur barge (BPSS) (03.124/82) D.R. CARRUTHERS, Taywood Santa Fe Ltd
355
Conception d'une plate-forme de production flottante applicable aux champs marginaux (03.131/82) J. ANDERSON, Britoil PLC
363
Unité d'exploitation satellite auto-installable câbles tendus (03.90/80) F. LEMOINE, Alsthom Atlantique ACB
372
ancrée
sur
Plates-formes en béton pour les mers Arctiques (03.123/82) J. BUCHANAN et D. KERR, McAlpine Offshore Ltd
377
SISSAC - Installation de stockage sous-marine auto-installable et colonne articulée (14.04/78) R. AFTALION, Equipements mécaniques et hydrauliques
385
Installation de risers de pipe-line gravitaires existantes (03.46/77) D. McMANUS et W. VISSER, Shell UK
393
sur des
plates-formes
Système de chargement du brut pour pétroliers (15.34/82) K. WILKE, AEG-Telefunken
407
Amarrage permanent d'une unité flottante en eau profonde a l'aide d'une colonne multi-articulée (14.14/82) Y. DELEPINE, Equipements Mécaniques et Hydrauliques
416
XVProduction d'hydrocarbures en eaux plates-formes flottantes (03.13/76) G. SEBASTIANI, Tecnomare SpA
profondes
au moyen
de 424
Plate-forme de production â plusieurs piles ã raccordement "CONAT-OPP" (03.75/79) H.G. BUTT, M. VOGT, Bilfinger + Berger AG; W. RANK, MAN AG; M. STERZENBACH, Thyssen Nordseewerke
433
Plate-forme à embase poids en acier pour une profondeur de 350 m (03.74/80) P. GAVA, Tecnomare SpA
442
OPERATIONS MARINES
DB PRODUCTION
- EQUIPEMENT - COMPLETIONS SOUS-
Mise au point d'un système de pompage au fond du forage (03.120/82) A. TULLETH et G. CAMPBELL, Peebles Electrical Machines
453
Ecoulements polyphasiques dans les tubings et risers (15.39/82) J. CORTEVILLE, IFP; M. LAGIERE, CFP; T. BOURGEOIS, Société Française ELF Acquitaine
462
Riser et tubes en matériaux composites (03.63/78; 03.115/81; 03.128/82) M. PEINADO, IFP; J.-C. GUICHARD, Société Nationale des Industries Aéronautiques et Spatiales
470
Etude, construction et essai sur champ d'un circuit et d'une vanne de subsurface de sécurité contrôlés depuis la surface pour puits à gaz et à huile (03.60/78) J.S. GRESHAM, Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V.
483
Système de completion de tête de puits en caisson (03.59/78) K.W. BRANDS, Shell Internationale Petroleum Maatschappij B.V.
490
Système de production sous-marine de conception (03.109/81) J.P. ROBLIN, Alsthom Atlantique - ACB
501
modulaire
Développement d'un sélecteur pour outils TFL (03.110/81) J.P. ROBLIN, Alsthom Atlantique - ACB
508
Technique des outils pompés (03.39/77) J.F.B. MARRIOTT, BP Co
514
Développement sur champ d'un système â pression atmosphérique encapsulé (03.104/81) P.M. PULLAN, Advanced Production Technology Ltd.
520
-XVIHise au point d'un système de surveillance pour des tetes de puits sous-marines de gaz et de pétrole en eau profonde (03.91/80) H.H. TOPHAH, BP International Ltd.
530
Détermination des écoulements diphasiques dans les pipe-lines - Programme "PEPITE" (03.80/79) J. CORTEVILLE, IFP; M. LAGIERE, CFP; T. BOURGEOIS, Société Nationale ELF Acquitaine
538
Liaisons de subsurface pour la production en mers profondes (03.82/79) Ph. JOUBERT, IFP
548
Développement du système SWOPS (03.101/80) P.T. HEYWOOD, BP Co. Ltd
556
Projets de production de gaz offshore dans le nord de la Norvège "Systèmes sous-marins" (03.129/82) T.S. TAYLOR, BP pic
563
Etude et mise au point d'un système sans ligne-guide pour tète de puits encastrée (GLLITS) (03.59/78) K.W. BRANDS, Shell internationale Petroleum Maatschappij BV
571
Mise au point et optimisation des installations de stockage des hydrocarbures (14.03/78) T.L. SHAW, McAlpine & Sons
581
Systèmes de production en mer profonde (03.33/77) M.J. COLLARD et J.M. SKILLMAN, Deep Sea Production Systems
587
Augmentation de la capacité de production par les techniques TFL (03.39/77) J.F.B. MARRIOTT, BP pic
600
Production en mers arctiques (04.04/76) Ph. DEFFRENNE, IFP; J. DUVAL, CFP; B. RENARD, ELF Aquitaine
607
Production en mer profonde (4/75) A. CASTELA, IFP; D. SIMONDON, ELF Aquitaine; CFP
615
R. COULBOY,
Protection thermique des tubings (15.40/82) J. LES AGE, IFP
626
Pose et connexion de collecte par grande profondeur d'eau (03.35/77) B. RENARD, ELF Aquitaine; R. COULBOY, CFP; A. CASTELA, IFP
633
Maintenance des équipements sous-marins - Programmes expérimentaux sur la station de Grondin Nord-Est (03.37/77) P.L.H. THIBERGE, ELF Aquitaine
644
Séparateurs compacts pour la production offshore (04.08/76; 03.40/77) E.E. DA VIES, BP
653
- XVII Separation huile-eau par centrifugation (03.41/77) R. BOURASSIN, Bertin & Cie
à
vitesse
élevée 663
Réalisation industrielle d'un système de comptage des hydrocarbures liquides et gazeux de haute précision (03.76/80) J. PIERRAT, ULTRAFLUX
671
Système de production sous-marine pour les gisements d'hydrocarbures (03.108/81) G. FRANCESCHINI, Teenoraare SpA
677
Production de gaz par grande profondeur d'eau (03.118/81) M.A. BROOKES, BP pic
687
Essais à la mer des équipements de ré-entrée du SWOPS (03.126/82) R.C. TOFT, BP pic
694
Conception d'une chaîne de production d'huile lourde et visqueuse (Rospo Mare) (03.68/78) R. COTTIN, E. GARLAND et J. MOURLEVAT, ELF Aquitaine
699
VOLUME II
RECUPERATION ASSISTEE - HUILE LOURDE Emploi de procédés de récupération assistée dans le gisement de Cortemaggiore, Italie (05.08/77) E. CAUSIN, G.L. CHIERICI, M. ERBA, G. MIRABELLI et C. TURRIANI, Agip SpA
709
Piropo : un gisement d'huile lourde dans la mer Adriatique Etude pour une exploitation possible (05.10/78) E. BELLA, D. BILGERI, E. CAUSIN, G.L. CHIERICI, V. GILÍ, G. MIRABELLI et I. SOZZI, Agip SpA
719
Développement d'un système électrique pour la prévention du water-coning sur les puits pétroliers (05.12/78) A. BAUDRY, Syminex
728
Electro-dispersion : faisabilité (05.41/82) A.J. KERMABON, Syminex
733
Générateur de vapeur de fond pour la récupération assistée (05.16/80) J.C. BODEN, P.J. FEARNLEY, M. McMAHON et F.A. RIDDIFORD, BP Co. Ltd.
738
- XVIII Pilote d'injection de vapeur sur le gisement d'Emeraude (05.33/81; 05.42/82) B. SAHUQUET et D. MONFRIN, ELF Aquitaine
offshore 747
Injection de vapeur sur le gisement de Marienbronn (05.19/80) J. MAURY et J. SOLIER, CFP
756
Exploitation des huiles lourdes : le procèdé HLF (03.67/78) P.A. BORRILL et R.J. EASTERBY, British Gas Corporation
763
Le projet pilote Nordhorn d'huile lourde (05.20/80) G. PROYER, Wintershall AG
770
Procédé pilote de récupération assistée d'une huile lourde Gisement de Ponte Dirilio, Italie (05.14/79) A. CASTAGNONE, G. FIAMMENGO, E. PARTELI, H. PEREGO et A. VITALIANI, AGIP SpA
777
Valorisation des huiles lourdes et des bitumes (05.22/81) R. HOLIGHAUS, K. NIEMANN et K. KRETSCHMAR, VE BA Öl GmbH
785
Prétraitement sur champ des huiles lourdes (03.94/80; 05.30/81; 05.43/82) J.F. LE PAGE, IFP; J.C. CHARIOT, ELF France; J.L. COUDERC, Compagnie française de Raffinage
794
Pilote méthode et pilote industriel d'injection de microémulsion et de polymère sur le champ de Chateaurenard (05.02/76; 05.21/80; 05.28/81) D. CHAPOTIN et A. PUTZ, ELF Aquitaine
808
Mise au point de polymeres solubles dans l'eau salée et des produits chimiques associés pour la récupération assistée du pétrole (05.06/77) I.G. MELDRUM, BP Co. Ltd.
818
Récupération assistée du pétrole sur le champ d'Egmanton par injection de gaz carbonique - injection miscible (05.15/80) C. BARDON, IFP; I.A. WOODHEAD, D.M. GRIST, BP Co. Ltd.
827
Pilote d'injection de gaz miscible sur le gisement de Pecorade (05.29/81; 05.44/82; 05.48/83) J.L. MINEBOIS, ELF Aquitaine
839
Injection de l'azote dans les gisements de la mer du Nord (05.34/82) R.S. HEARN et M.G. BAYAT, Britoil pic
851
Recherche des procédés de drainage pour gisement d'huile lourde et visqueuse présentant des dangers de venue d'eau Application à Rospo Mare (05.09/78) R.H. COTTIN et A.G. BOURGEOIS, ELF Aquitaine and ELF Italiana
859
Essai de production du gisement d'huile lourde de Rospo Mare, Italie (05.24/81) M.L. LEBIHAN et A.G. BOURGEOIS, ELF Italiana SpA
867
XIXForage horizontal dans le gisement d'huile lourde de Rospo Mare (05.36/82) J. VENTRE, SNEA(P); A.M. DORMIGNY; ELF Italiana SpA
873
Methode de récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans le champ de Coulommes-Vaucourtois (05.23/81) E. COUVE DE MURVILLE, Petrorep SA
881
Etude et mise au point d'un système de rendez-vous pour le contrôle des éruptions (03.112/81) B.C. LEHR et W. BROEKHUIZEN, Shell Koninklijke Petroleummaatschappij BV
889
Recherche sur l'amélioration de la récupération des hydrocarbures dans des formations crayeuses (05.04/76) T.L. VAN WAART et R. HARTLEY, Shell Koninklijke Petroleummaatschappij BV
898
Exploitation et utilisation efficaces Schandelah (05.26/81) P. WENNING and Dr. KRUK, VEBA OEL
905
des
schistes
de
Fluides de traitement pour l'amélioration de l'injection de l'eau de mer (05.01/76) D.E. GRAHAM, J.P. HYATT et A, STOCKWELL, BP International pic; P. DAVISON, D.C. GARDINER et D.M. GRIST, BP Exploration pic
911
Conditions d'exploitation des schistes bitumineux du Toarcien (05.05/76) A. COMBAZ, CFP
926
Pilote de récupération d'huile par injection de vapeur (Lacq supérieur) (05.07/77) B. SAHUQUET, ELF Aquitaine
933
Schistes bitumineux : Pilote de combustion in situ de Tranqueville (05.31/81) J.E. VIDAL, CFP; Ch. BARDON, IFP
944
Amélioration de la récupération des réservoirs d'huiles très lourdes (05.11/78) J. BURGER, IFP
954
Augmentation des effets dûs à la distillation au cours du balayage â la vapeur des gisements d'huiles lourdes (05.38/82) J. BRUINING, D.N. DIETZ, W.H.M.P. HEIJNEN, G. METSELAAR, J.W. SCHOLTEN et A. EMKE, Delft University of Technology, Petroleum Engineering and Technical Geophysics
962
PIPE-LINES Pose en J - Soudage 09.19/80) B. DE SIVRY, CFP
par
faisceau
d'électrons
(09.07/77; 977
-XXMéthode de pose de canalisations assemblées par joints mécaniques en eaux tras profondes (09.17/79) E. PALLA, Tecnomare SpA
987
Soudage des pipe-lines horizontaux par faisceau d'électrons (15.38/82) X. PUISAIS, ETPM; H. JEGOUSSE, Alsthom-Atlantique; J.P. HAHON, Soudure autogène française; H. KALUSZYNSKI, CFP
997
Développement de tuyauteries flexibles haute pression (10.16/78) A.D. GRIFFITHS, Dunlop Oil and Marine Division
1005
Mise au point d'un racleur de riser à ultrasons (09.18/80) J.A. DE RAAD, Rontgen Technische Dienst BV
1014
Véhicule auto-destructible pour l'inspection des canalisations (10.26/81) M. FIOCCHI, Syminex
1027
Protection Rip-Rap des pipe-lines sous-marins effectuée par le véhicule Velpo (09.21/79) J. MARTIN, CG Doris
1030
Nouvelle technologie de pose des pipe-lines en mer (09.06/76) L. AUPERIN, Société Bouygues Offshore; y. ROSE, Pipelines B.G. Engineering
1037
Système thermobloc de récupération de chaleur perdue (Station auxiliaire de compression d'un gazoduc) (10.12/77) H. MATTES et W. MALEWSKI, Borsig HmbH
1044
TECHNOLOGIE DES OPERATIONS EN NKR - CONTROLE DES STRUCTURES VEHICULES SOUS-MARINS - ROBOTS ET SOURCES D'ENERGIE Sources d'énergie sous-marines de haute densité - Une transformation radicale des opérations sous-marines (13.05/78) H. NILSSON, SubPower AB; Y. DURAND, Comex
1055
Développement d'une unité de génération d'énergie sous-marine à masse constante utilisant la combustion methanol/oxygène à haute pression associée à un cycle Rankine (15.30/82) J.L. BOY-MARCOTTE, M. BLONDEAU, S. GALANT, D. GROUSET, M. JANNOT, M. LEFRANT, J.C. MULET, D. REBUFFAT, A. VERNE AU, Bertin & Co.
1065
TM 308. Véhicule pour l'inspection des structures offshore en eaux profondes (07.48/82) M. MAZZON, Tecnomare SpA
1073
Mise au point d'un sous-marin habité pour mer profonde, relié à la surface (07.46/82) D.J. HAMPSON et F.C. BOARDER, Osel Offshore Systems Engineering Ltd
1080
-XXIEtude d'un système télécommandé d'intervention et de maintenance des installations pétrolières sous-marines (07.35/80) C. DE VAULX, Alsthom Atlantique - ACB
1089
Sous-marin à longue portée (07.34/80) G.C. SANTI, SSOS
1096
DAVID - Un système submersible, multifonctionnel de support pour missions télécommandées ou assistées par plongeurs (07.22/78; 07.33/79; 07.43/81) G.E. MARSLAND et K. WIEMER, Z.F. Herion Systemtechnik
1103
Construction et essai du prototype du système de travaux sous-marins et de réparation de pipe-lines "SUPRA" (10.37/82) R.-D. KLAEKE, H. FIEBIG et P.V. LUECHAU, ARGE SUPRA
1112
Réparation en mer profonde ("RPM") (09.19/79; 10.42/83) J.A. TEYSSEDRE, CFP; P. THIBERGE, ELF Aquitaine; G. HERVE, Alsthom Atlantique - ACB; M. BAYLOT, Comex
1122
Réparation de canalisations sous-marines par couplage mécanique (10.21/79) P. THIBERGE, ELF Aquitaine
1131
Système de réparation d'un oléoduc en eau profonde (10.20/79) G. BONVECCHIATO, SNAM SpA
1138
Méthode echomécanique de diagnostic pour structures offshore (15.33.82) L. DOSSI, Tecnomare SpA
1145
Méthodes de diagnostic pour les structures offshore (15.06/78) V. BANZOLI, Tecnomare SpA
1152
Mise au point de système d'analyse de la fiabilité pour les structures offshore (RASOS) (15.03/77) W. BRENNAN et P. ROONEY, U R S
1162
Mise au point d'un système de contrôle structurel global pour des plates-formes offshore (15.24/81) W. BRENNAN, E. HERLIHY, G. KEANE et P. ROONEY, U R S
1169
Développement programmes de plates-formes A. BAUDRY,
d'un système de mesure pour l'optimisation de calcul et contrôle du comportement dynamique des sous-marines (15.08/78) Syminex
1176
Système de mesure structurelle et météo-océanographique pour la sécurité du stockage Nilde à point d'ancrage unique - Canal de Sicile (15.11/80) D. DE MARZO, AGIP SpA
1182
Acquisition de données météocéanographiques et structurelles pour améliorer l'étude des plates-formes (15.07/78) D. DE MARZO, AGIP SpA
1189
- XXII Traitement automatise d'enregistrements lateral (09.18/79) P. GAUDILLERE et B. ROBERT, SESAM
obtenus
par
sonar 1196
Pipe-line acier profond - Canalisation et techniques de connexion (18/75; 09.07/77) B. DE SIVRY, CFP; P. THIBERGE, ELF Aquitaine
1203
Système d'enfouissement en eaux profondes TM 402 (07.13/77) P. VIELMO, Tecnomare SpA
1212
Etude de faisabilité d'un (06.05/76) P. FACON, BERTIN 6 Cie
1224
amortisseur
de
houle
immergé
Dispositif du transfert de personnel (07•36/80) J.P. MANESSE, Alsthom Atlantique
GAZ NATUREL : PRODUCTION STOCKAGE - TRANSFERT
-
TRAITEMENT
-
LIQUEFACTION
1234
-
Développement d'un système pour la production offshore de méthanol (03.87/80) E. EMERSON, D.J. BROWN et A. MIDDLETON, Stone & Webster
1239
Systèmes de décharge des gaz en mer profonde (03.119/81) M.A. BROOKES, BP Ltd
1249
Influence des mouvements irréguliers de structure flottante sur l'absorption et la distillation (03.70/78; 03.96/80) B.K. HOERNER, F.G. WIESSNER et E.A. BERGER, Linde AG
1258
La liquéfaction offshore de gaz naturel provenant de gisements en eaux profondes (03.29/76) H. BACKHAUS, LGA Gastechnik GmbH
1270
Mise au point et essais sur modèle d'une usine de liquéfaction de gaz naturel flottante (03.28/76) D. MEYER-DETRING, Preussag AG
1279
Usine de liquéfaction de gaz naturel flottante pour liquéfaction en mer et chargement du gaz associé (03.48/77) A. BATH, Preussag AG
1289
Mise au point d'une plate-forme sur câbles tendus comme support d'une installation de liquéfaction de gaz naturel (03.58/78) H.D. BATSCHKO, Howaldtswerke-Deutsche Werft AG
1299
Conduites flexibles cryogéniques (10.14/78) H. DRIDI, COFLEXIP
1310
- XXIII Chargement en mer des gaz liquéfiés (10.35/82) E. BONJOUR, CFP; J.M. SIMON, Entreprises Mécaniques et Hydrauliques
d'Equipments 1314
Installations de stockage en béton sans coffrage de renfort pour du gaz naturel liquéfié (14.06/78) P.B. BAMFORTH, Taylor Woodrow Construction Ltd
1322
Techniques de construction dans des couches calcaires pour stockage cryogénique (14.13/82) F.C. BARTER, Cavern Systems Dublin Ltd
1332
Mise au point d'une nouvelle technologie pour stockage du GPL (14.15/82) P. FUVEL, CFP; J. CLAUDE, Technigaz
1340
Cavité pilote de stockage cryogénique de Schelle (14.10/80) A. BOULANGER, P.V. DE LAGUERIE, Géostock; W. LUYTEN, Distrigaz Bruxelles
1348
Raccord tournant cryogénique à mouvement constant (10.28/81) G. GRONEAU et G. OVIEVE, FMC Europe SA
1356
Système d'isolation et de barrière de température pour transport et le stockage en mer de GNL (12.05/78) L.R. PREW, Shell International Marine
1362
le
SESSION DE CLOTURE Résumé des discussions et principaux résultats
1371
Allocution de clôture G. BRONDEL, Directeur "Hydrocarbures", Direction générale Energie, Commission des Communautés européennes
1384
LISTE DES PARTICIPANTS
1389
INDEX DES AUTEURS
1409
-
1
-
SESSION D'OUVERTURE
Allocution de bienvenue R. GOEBBELS, Secrétaire d'Etat aux Etrangères, Grand Duché de Luxembourg
Affaires
Allocution d'ouverture C.J. AUDLAND, Directeur général Energie, Commission des Communautés européennes, Bruxelles
Faut-il ralentir les investissements d'exploration et de production pétrolières ? P. DESPRAIRIES, President, IFP Réserves et production d'hydrocarbures - Importance du développement technologique et des incitations G. MUSCARELLA, President, AGIP SpA La technologie européenne du pétrole et du gaz L'importance de l'industrie de la sous-traitance et des services F.V. HEIERHOFF, Secrétaire général, WIM, Wirtschaftsvereinigung Industrielle Meerestechnik
- 3 -
ALLOCUTION DE BIENVENUE R. GOEBBELS Secrétaire d'Etat aux Affaires Etrangères Grand Duché de Luxembourg C'est un grand honneur pour moi de pouvoir aujourd'hui au nom de mon Gouvernement souhaiter ici à Luxembourg la bienvenue à tous les participants au symposium sur les nouvelles technologies pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz. Il s'agit du 2ème symposium organisé par la Commission des Communautés européennes, et le but sera de faire le point des technologies avancées développées dans les secteurs énergétiques. Je ne voudrais pas entrer ici dans les méandres scientifiques dont vous aurez à débattre en ces lieux, mais je crois qu'il est de mon devoir de clairement souligner l'attachement que mon Gouvernement porte à la promotion des technologies nouvelles. Une première certitude vient immédiatement à l'esprit. La troisième révolution industrielle ne pourra être profitable â la vieille Europe, que si elle l'aborde unie dans le cadre tracé par le Traité de Rome. Or, il semble que la CEE soit fort mal partie. Les chiffres du commerce extérieur de tous les pays de la CEE ne laissent en effet d'inquiéter, puisque la part relative des produits de haute technologie dans les exportations communautaires continue à baisser sensiblement. Et ce alors qu'aux Etats-Unis et au Japon, la tendance inverse peut s'observer. Certes des résultats satisfaisants ont pu être atteints par la CEE dans le domaine des énergies nouvelles, l'aéronautique, l'espace ou la biotechnique, mais en matière de technologie de l'information le retard européen prend des dimensions tragiques. Jugez-en par ces exemples connus : 3 ordinateurs personnels sur 4 vendus en Europe proviennent des Etats-Unis, 9 magnétoscopes sur 10 vendus dans la CEE viennent du Japon. Les conséquences sur le marché de l'emploi sont inéluctables et bien connues. Douze millions de chômeurs dans la CEE en 1984. En outre, entre 1973 et 1983 la Communauté est la seule région développée du monde à n'avoir créé aucun emploi; l'emploi a même diminué de 3 millions dans la CEE alors qu'il augmentait de 15 millions aux EtatsUnis. Conséquence : le taux de chômage a augmenté beaucoup plus rapidement en Europe qu'aux Etats-Unis et sa durée moyenne est six fois plus longue. Il est donc urgent que la Communauté se resaisisse, car c'est l'ensemble des activités économiques qui va être bouleversé par la révolution électronique. Les pays qui ne sont pas compétitifs dans les secteurs de pointe se condamnent à étrangler leur croissance, à multiplier les chômages et â renforcer les résistances sociales au progrès technique. C'est à l'échelle de l'histoire qu'il faut se placer pour comprendre la portée de la soudaine stérilité de la vieille Europe en la matière. Pour la première fois depuis le 19ème siècle, les initiatives majeures qui forment une révolution industrielle ne surgissent pas du vieux continent. L'Europe est en passe de rater le train de la troisième révolution industrielle.
- 4Pour éviter cela, la cohésion européenne, alimentée par une coopération active en matière des technologies nouvelles dans tous les domaines, devient une nécessité absolue. La porte est ici largement ouverte à l'imagination. L'Europe ne peut pas se contenter de copier les modèles japonais ou américains. La mentalité du vieux continent s'accomode mal des structures strictes d'un MITI japonais ou d'une liberté d'entreprise parfois sauvage telle qu'elle se manifeste dans la Silicon Valley. Non, la CEE devra trouver son chemin propre en essayant de déjouer les tentations protectionnistes, toujours néfastes à terme, et en jettant les bases d'une intégration européenne plus poussée spécialement dans les secteurs de pointe, c'est à dire là où l'effort en commun apporte des plus-values considérables par rapport à l'effort d'un Etat esseulé. J'exprime le souhait que cette conférence permettra, au-delà des aspects scientifiques, de mettre en lumière les enjeux fondamentaux que récèle la haute technologie et dont la Communauté doit être et devenir encore plus à l'avenir, le promoteur permanent.
-
5
-
ALLOCUTION D'OUVERTURE C.J. AUDLAND D i r e c t e u r g é n é r a l de l ' E n e r g i e , Commission des Communautés européennes
1.
C'est un grand p l a i s i r pour moi que d'ouvrir, au nom de la Commission, ce symposium sur l e s "nouvelles technologies pour l'Exploration et l'Exploitation des ressources de pétrole et de gaz". Je tiens avant tout à remercier M. le Représentant du Gouvernement luxembourgeois pour l e s aimables mots d'accueil qu'il vient de nous adresser. Je salue l e s représentants des gouvernements des Etats membres i c i présents, les représentants de pays t i e r s et d'organisations internationales. Je souhaite la bienvenue aux experts et délégués de l'industrie qui sont venus i c i pour nous faire profiter de leur expérience, ainsi qu'aux l e s représentants de la presse. Cette nombreuse assistance prouve l'importance des questions qui seront discutées, et l ' i n t é r ê t porté à l'action de la Communauté dans le secteur de l'énergie.
2.
Je voudrais tout d'abord replacer dans le cadre plus large de la politique énergétique de la Communauté la question du développement de technologies nouvelles dans le domaine des hydrocarbures.
3.
La période actuelle me semble particulièrement opportune pour pareille réflexion. Comme vous le savez, une nouvelle Commission des Communautés européennes entrera en fonction dans un mois. Je dois donc dresser, à l'intention du nouveau Commissaire qui ne nous est pas encore connu, un bilan de l ' a c t i v i t é de la Direction Générale de l'Energie sous l'autorité de M. le Vice-Président Davignon au cours des quatre dernières années, et en même temps suggérer des orientations pour l'action des quatre prochaines années.
Les Objectifs atteindre 4.
de la Stratégie
énergétique pour 1990 et
comment
les
En 1980, la Communauté s ' é t a i t assigné des objectifs de politique énergétique pour 1990 : - rupture du l i e n entre croissance économique et demande d'énergie; en d'autres termes : amélioration du rendement de l'énergie utilisée. - diminution de la part du pétrole dans le bilan énergétique.
-
6 -
- accroissement du rôle du charbon et de l'énergie nucléaire pour la production d ' é l e c t r i c i t é . - poursuite d'une politique de prix cohérente avec l e s précédents. >.
objectifs
Aujourd'hui, nous pouvons dire avec confiance que la voie est tracée pour que ces o b j e c t i f s se réalisent en 1990, comme prévu et même au-delà dans certains cas. - L'effort d'économie d'énergie et de substitution du pétrole a produit un e f f e t important. 11 ne s ' a g i t pas d'un résultat temporaire dû à des restrictions de consommation, mais de l ' e f f e t d'une restructuration en profondeur qui se poursuivra encore dans l'avenir. La quantité d'énergie nécessaire pour produire une unité de P.I.B. a baissé d'un cinquième entre 1973 et 1982 et devrait se réduire encore dans la même proportion, d ' i c i à l'an 2000. -
La part du pétrole qui é t a i t de 60% de la consommation brute d'énergie primaire en 1973, ne représentait plus que 50X environ en 1983 ;' e l l e devrait se s t a b i l i s e r autour de 40X vers 1990, ce qui correspond à l ' o b j e c t i f fixé. Ces pourcentages sont spectaculaires, mais ne reflètent pas tous l e s aspects de l'évolution intervenue en 10 ans. J'ajouterai donc que la consommation de pétrole a baissé d'un quart : recul du fuel o i l dans la production d ' é l e c t r i c i t é , consommations réduites dans l e s secteurs domestique et industriel. Dans l e même temps, les importations en provenance de pays t i e r s sont tombées de moitié alors que la production intérieure de pétrole décuplait, grâce essentiellement à l'apport de la mer du Nord.
- La production électrique à base de charbon et de nucléaire, qui é t a i t de la moitié du total en 1973, atteint déjà le seuil de t r o i s quarts fixé comme objectif pour 1990. Cela résulte essentiellement du développement rapide du parc nucléaire dont la capacité s ' e s t multipliée par cinq en dix ans. Incertitudes et Préoccupations pour l'Avenir 6.
En présentant ces chiffres à mon nouveau Commissaire, je me garderai cependant de lui dire que tout va pour l e mieux dans le meilleur des mondes. Les importants changements intervenus depuis dix ans, sous l'impulsion de la Communauté et par l'action conjointe des gouvernements, des industriels et des consommateurs ne nous dispensent pas de maintenir une attitude v i g i l a n t e , pour l'avenir.
7.
Tout d'abord parce qu'une partie des économies d'énergie et de pétrole qui ont pu être réalisées sont l ' e f f e t d'une moindre a c t i v i t é économique. Donc, même si nous avons pu obtenir par des changements structurels, une rupture de lien é t r o i t entre consommation d'énergie et croissance économique, toute relance de l ' a c t i v i t é générale risque d'entraîner un certain accroissement de la demande d'énergie.
-
7
-
8.
Ensuite parce que nous ne sommes pas seuls au monde. D'autre pays industrialisés, mieux dotés que nous en ressources énergétiques, pourraient se préoccuper moins que nous de poursuivre l ' e f f o r t s u s c i t é par l e s chocs p é t r o l i e r s de 1973 e t 1979. Quant aux pays en développement, j u s q u ' à présent u t i l i s a t e u r s de relativement f a i b l e s quantités d'énergie, leur décollage économique requerra, impérativement, une consommation d'énergie c r o i s s a n t e . Globalement, la demande mondiale d'énergie augmentera donc, de manière inévitable.
9.
Du côté de l ' o f f r e , rien ne g a r a n t i t que l'abondance de p é t r o l e actuellement observée se poursuivra indéfiniment. Certes, i l e x i s t e un p o t e n t i e l considérable de ressources non exploitées dans le monde. Mais la majeure p a r t i e des réserves à faible coût de production se trouve concentrée dans une zone géographique assez l i m i t é e . En dehors de c e l l e - c i , i l s ' a g i t de p é t r o l e dont l ' e x t r a c t i o n sera de plus en plus coûteuse, s o i t en raison d'un environnement d i f f i c i l e , s o i t en raison de l a n é c e s s i t é de f a i r e appel à des techniques de récupération de plus en plus poussées. Pour l e gaz n a t u r e l , la question se posera de mettre en valeur des réserves s i t u é e s à grande distance des lieux de consommation, et de disposer d'un approvisionnement présentant la s é c u r i t é n é c e s s a i r e . Le risque s u b s i s t e donc - sans p a r l e r d'éventuels accidents de nature p o l i t i q u e venant interrompre la c o n t i n u i t é des fournitures d'énergie - de voir à nouveau la demande exercer des pressions sur l e s approvisionnements vers la fin des années '80 ou dans le courant de la prochaine décennie.
10.
Face à ces i n c e r t i t u d e s , i l faut se f i x e r un cap pour la poursuite de la r e s t r u c t u r a t i o n et le maintenir. L'aisance a c t u e l l e des marchés d o i t ê t r e considérée comme à s a i s i r , non comme un s é d a t i f . Nos gouvernements ont reconnu c e t t e nécessité en s'accordant unanimement la n é c e s s i t é de fixer des o b j e c t i f s énergétiques pour un horizon plus l o i n t a i n , probablement de 1995.
Rôle de l a Communauté 11.
Ceci m'amène à p r é c i s e r le rôle de la Commission dans la poursuite de ce que nous avons appelé la s t r a t é g i e énergétique de l a Communauté.
12.
Les o b j e c t i f s ayant été fixés par le Conseil - c ' e s t - à - d i r e par l'accord unanime des Etats membres - i l appartient à la Commission d'en suivre la r é a l i s a t i o n au niveau global et au niveau de chaque Etat membre. Ainsi, au début de c e t t e année, e l l e a présenté un rapport sur la r é a l i s a t i o n des o b j e c t i f s pour 1990 qui a s u s c i t é , lors de la session du Conseil du mois dernier, un débat t r è s c o n s t r u c t i f sur l e s f a i b l e s s e s et les succès e n r e g i s t r é s dans les p o l i t i q u e s n a t i o n a l e s de l ' é n e r g i e .
-
8 -
13.
Concernant l'énergie nucléaire, nous venons de publier un rapport le Programme Indicatif Nucléaire - définissant l e développement rationnel qui devrait, selon la Commission, être celui de cette source d'énergie jusqu'en l'an 2000 et au-delà.
14.
Pour le gaz naturel, nous avons depuis deux ou t r o i s ans a t t i r é régulièrement l ' a t t e n t i o n des gouvernements sur l e s perspectives de l'approvisionnement, et, plus spécialement sur l e s questions qui se posent en matière de sécurité des fournitures.
15.
Le marché intérieur de l'énergie se présentera de maniöre équilibrée s i l e s prix s ' é t a b l i s s e n t , dans tous l e s Etats membres, suivant des principes cohérents. Qu'on me comprenne bien : i l ne s ' a g i t pas de rechercher l'uniformité des prix, ni d'imposer des prix a r t i f i c i e l s . Bien au contraire, i l faut déployer touB Bes efforts pour que les forces du marché jouent leur r ô l e . A cette fin La Communauté a adopté quelques principes de base qui devraient favoriser la r é a l i s a t i o n d'un véritable marché commun de l ' é n e r g i e . Nous examinons avec l e s Etats membres comment éliminer toute distorsion résultant de situations dans lesquelles ces principes ne sont pas pleinement, appliqués.
16.
I l n'y a pas l i e u - et l e temps manquerais pour l e faire - de passer en revue tous l e s domaines d ' a c t i v i t é de ma Direction générale. Je .me bornerai à mentionner rapidement certains des plus importants: l e s relations avec l e s pays t i e r s consommateurs ou producteurs d'énergie, q u ' i l s ' a g i s s e de partenaires industrialisés ou de pays en développement ; l e maintien permanent d'un d i s p o s i t i f anti-crise approprié. Encouragement communautaire à la R, D et D
17.
L'encouragement à la recherche et au développement technologique a été reconnu, dès l e s premiers temps de la construction européenne, comme domaine d'action privilégié pour la Communauté. Les t r a i t é s CECA, dès 1952, et Euratom, dès 1957, ont prévu des programmes de recherche dans l e s domaines du charbon et de 1'énergie nucléaire. Depuis 1973, cette a c t i v i t é s ' e s t étendue à l'ensemble de 1'énergie.
18.
Le Conseil "Recherche" devrait se prononcer dans deux semaines sur un troisième programme quadriennal de recherche non nucléaire, visant principalement l e s économies d'énergie et les sources d'énergie alternatives. Une section de ce programme concerne la recherche de base dans le domaine des hydrocarbures : meilleure connaissance des gisements, théorie des f l u i d e s , u t i l i s a t i o n des fractions lourdes du pétrole, adéquation entre carburants et moteurs.
19.
Au mois de j u i l l e t de cette année, un nouveau programme de soutien aux projets p i l o t e s et de démonstration a été adopté, faisant suite à celui décidé en 1978. I l porte sur l e s économies d'énergie, sur la substitution des hydrocarbures, sur l e s énergies alternatives, sur la conversion des combustibles s o l i d e s . Ces projets de
9
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demonstraţi en se s i t u e n t en aval de l a r e c h e r c h e , au s t a d e l ' o b j e c t i f poursuivi e s t d ' é t a b l i r l a v i a b i l i t é i n d u s t r i e l l e commerciale d'une technique n o u v e l l e . Le Programme de S o u t i e n aux Technologies Hydrocarbures : é v a l u a t i o n e t p e r s p e c t i v e s 20.
dans
J'en a r r i v e a i n s i à l ' o b j e t des j o u r n é e s aujourd'hui, c ' e s t à d i r e au programme de communautaires du s e c t e u r des hydrocarbures.
le
Domaine
où ou
des
que nous inaugurons s o u t i e n aux p r o j e t s
La c r i s e de 1973 a mis en évidence l a r e s p o n s a b i l i t é communautaire en matière de développement des r e s s o u r c e s en hydrocarbures. Cette r e s p o n s a b i l i t é ne s e s u b s t i t u e ni à c e l l e des E t a t s membres, ni à c e l l e de l ' i n d u s t r i e . I l r e v i e n t en e f f e t aux E t a t s membres : de v a l o r i s e r au maximum l e s r e s s o u r c e s de l e u r s o u s s o l par une p o l i t i q u e n a t i o n a l e couvrant t o u s l e s a s p e c t s de l ' e x p l o r a t i o n e t de l a production c ' e s t à d i r e : l é g i s l a t i o n minière adaptée aux conditions géologiques et économiques du p a y s , fiscalité, c o o p é r a t i o n i n d u s t r i e l l e avec d ' a u t r e s pays pour l a mise en oeuvre des t e c h n o l o g i e s l e s p l u s e f f i c a c e s .
de r é u n i r l e s c o n d i t i o n s n é c e s s a i r e s à l a bonne s a n t é de l e u r i n d u s t r i e p é t r o l i è r e de façon que l e s compagnies p é t r o l i è r e s a s s u r e n t au pays des approvisionnements s û r s e t aux m e i l l e u r s prix.
Aux compagnies p é t r o l i è r e s , i l a p p a r t i e n t :
de repérer des r é s e r v e s m o b i l i s a b l e s dans l e s d é l a i s avec l ' é q u i l i b r e f i n a n c i e r des e n t r e p r i s e s .
compatibles
d ' e x p l o i t e r c e s r é s e r v e s en f o n c t i o n d'une r e n t a b i l i t é l i é e à un grand nombre de c r i t è r e s t e c h n i q u e s , économiques, financiers, politiques . . .
Mais l a Communauté a reconnu q u ' e l l e a v a i t un r61e à jouer dans l e développement de t e c h n i q u e s n o u v e l l e s d e s t i n é e s à l a découverte ou à l a mise en v a l e u r des r e s s o u r c e s . I l ne s ' a g i s s a i t pas de s e s u b s t i t u e r aux r e s p o n s a b i l i t é s des E t a t s membres ou des e n t r e p r i s e s mais, par un s o u t i e n f i n a n c i e r , de f a c i l i t e r l e regroupement des i n i t i a t i v e s e t d ' a c c é l é r e r l e rythme des e f f o r t s d é p l o y é s par l e s industriels, et de leur donner la continuité nécessaire, indépendamment des a l é a s de l a c o n j o n c t u r e . Rapidement, l'industrie a manifesté un v i f i n t é r ê t pour ce programme. A i n s i , un t o t a l de 342 MECUS a pu ê t r e a f f e c t é au s o u t i e n de 370 p r o j e t s , correspondant à un montant global d ' i n v e s t i s s e m e n t s dépassant largement l e m i l l i a r d d'ECUS. 21.
Je ne v a i s rencontrées participants mieux que j e
pas d é t a i l l e r l e s s u c c è s obtenus e t l e s difficultés dans l a r é a l i s a t i o n de c e s p r o j e t s . Les e x p e r t s à ce symposium auront l e l o i s i r de l e f a i r e bien ne l e p o u r r a i s au cours des prochains j o u r s .
Je voudrais seulement rappeler Etats membres, en mai de c e t t e l e résultat d'ensemble é t a i t incertitudes affectant l'avenir évoquées tout à l'heure, elle programme. 22.
10 que dans un rapport présenté aux année, la Commission a constaté que considérable. Au regard des du marché de l'énergie, que J'ai estime nécessaire de poursuivre ce
Mais en même temps, e l l e reconnaît que des améliorations sont nécessaires : - au l i e u d'un reglement à durée i l l i m i t é e , le programme devrait Stre établi pour une période déterminée - nous pensons à cinq ans - permettant de réexaminer à échéance régulière si sa poursuite e s t nécessaire, et d'adapter ses objectifs suivant les circonstances et l e s besoins. Cette pluriannualité suppose évidemment qu'une enveloppe financière suffisante s o i t fixée pour que, sur l'ensemble de la période, une série d'actions s i g n i f i cative puisse se développer. - des améliorations techniques devraient être apportées aux modalités d'application du soutien : davantage de souplesse dans l e s mécanismes de décision, une plus large diffusion des connaissances, une coopération renforcée entre entreprises.
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des priorités devraient être définies pour l'application du programme. Dans l e s premières années, on pouvait juger opportun d'encourager l'ensemble des domaines d ' a c t i v i t é couverts par le règlement. Aujourd'hui, l e s technologies ont a t t e i n t , dans certains secteurs, une maturité suffisante pour que l'industrie s o i t en mesure de poursuivre, par ses propres moyens, leur développement. Mais à mesure que la mise en valeur des ressources rencontre des d i f f i c u l t é s nouvelles - je citera i c i le cas des gisements off-shore marginaux ou à grande profondeur - le soutien devra se concentrer sur quelques p o i n t s - c l é s . Et, bien sûr, l ' a v i s de l'industrie est nécessaire pour déterminer quelles devront être ces p r i o r i t é s .
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un des o b j e c t i f s du programme est de favoriser la coopération interentreprises, sur le plan communautaire. Une certaine préférence devrait donc être accordée aux projets associant deux ou plusieurs entreprises établies dans l e s Etats membres différents.
Le Conseil ayant débattu de ce rapport, le 13 novembre, la Commission lui a présenté i l y a quelques jours une proposition de nouveau règlement qui, formulées suivant l e s orientations que je viens de c i t e r couvrirait la période de 1985 à 1989. Ce nouveau règlement devrait être adopté en 1985. En attendant le règlement actuel reste en vigueur; l e s projets soumis à l'appel d'offres publié au mois d'août et qui expire d ' i c i quelques jours seront t r a i t é s suivant l e s critères et leB procédures du règlement 3056/73.
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Conclusions 24.
Pour conclure, ce symposium.
j e voudrais indiquer ce que l a Commission attend de
L'objet premier de vos discussions e s t , bien entendu, l'échange d'informations et d'expérience entre s p é c i a l i s t e s de l ' i n d u s t r i e p é t r o l i è r e et des i n d u s t r i e s d'équipement. En provoquant p a r e i l s échanges, la Commission remplit le devoir de diffusion des connaissances qui e s t l e s i e n . Ensuite, l e s conclusions de chacune des sessions p a r a l l è l e s devraient aider la Commission à déceler l e s points f o r t s sur lesquels d e v r a i t porter le programme, au cours des cinq prochaines années. C'est vous, u t i l i s a t e u r s et producteurs de services et d'équipements p é t r o l i e r s , qui êtes l e s plus q u a l i f i é s pour signaler l e s obstacles spécifiques à surmonter, et l e s voies l e s plus prometteuses à s u i v r e . 25.
Je forme des voeux de plein succès pour ce symposium e t j e puis vous assurer que la Commission t i r e r a grand p r o f i t de nos travaux. J'espère q u ' i l en sera de même pour vous.
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FAUT-IL RALENTIR LKS INVESTISSEMENTS D'EXPLORATION ET DE PRODUCTION PETROLIERES?
Pierre Desprairiea Président du Conseil d'Administration Institut Français du Pétrole "Faut-il ralentir les investissements d'exploration et de production de pétrole?". C'est le titre que j'ai donné à ces réflexions. Ce n'est pas une figure de rhétorique. Au dehors de nos professions, certains commencent à penser que la question se pose. La crise de 1'énergie est passée, disent-ils. Partout dans le monde, on ralentit la construction des centrales nucléaires et l'ouverture des mines de charbon. Les pétroliers devront bien suivre le mouvement: il est clair qu'il y a trop de pétrole, il y en aura trop jusqu'à la fin du siècle. Nous aurions tort de traiter ces critiques par l'indifférence. Il nous faut bien reconnaître que la pléthore de pétrole durera probablement quatre ou cinq ans. Aux yeux d'un responsable politique, cinq ans, c'est presque l'éternité. Demandons-nous donc: Est-il vraiment nécessaire aujourd'hui de continuer d'investir à un rythme élevé pour maintenir le niveau des réserves mondiales? Les prix des dix à quinze prochaines années nous permettront-ils d'effectuer cet investissement? Ces questions de réserves et de prix se posent aussi pour le gaz naturel, mais à un degré moindre et dans des termes différents, et les prix du gaz suivent les prix du pétrole. Nous en parlerons tout à l'heure. Notre premier problème, c'est le pétrole. 1. Le renouvellement deş réserves de pétrole n'est pas assuré La première constatation qu'il nous faut f a i r e , c ' e s t que l e renouvellement deş réserves d ' i c i à 2000, n'est pas assuré. Depuis quarante ans, l'abondance des réserves nous paraît naturelle. En fait, e l l e e s t l i é e à l'événement historique des grandes découvertes du MoyenOrient, qui appartient au passé. Rappelons l e sens du mot réserves. Un schéma préparé i l y a quelques années montre où e s t l e problème (Fig. 1): c ' e s t c e l u i des réserves prouvées et probables, existant dans des gisements en état de produire dans l e s conditions économiques présentes, complètement développés et équipés i l n'y a qu'à tourner l e s vannes ou qui pourraient l ' ê t r e dans un p e t i t nombre de mois ou d'années. Ces réserves, donc, l e s 93 Mt sur notre dessin sont alimentées à partir des ressources p o t e n t i e l l e s , d'une part par la découverte et l e développement de nouveaux gisements, e t , beaucoup plus lentement
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par la récupération a s s i s t é e qui tonnes des gisements découverts d'aujourd'hui e t de demain.
permet d'extraire davantage de et développés, ceux d'hier,
Les "réserves" sont donc comme un espèce de réservoir intermédiaire alimenté du haut par deux robinets qui puisent dans "les ressources", l e s découvertes d'un côté, et la récupération a s s i s t é e de l ' a u t r e . Les réserves alimentent la consommation mondiale par un troisième robinet au bas du réservoir. Si l e niveau de ce bac tampon vient à baisser pendant plusieurs années, c ' e s t que le débit des deux robinets du haut e s t trop faible par rapport à celui du robinet d'en bas. Normalement, cela se f a i t tout seul. Notre problème de renouvellement des réserves, c'est de faire passer le pétrole des deux bacs du haut dans l e bac du milieu. Tout cela n'est pas très compliqué à expliquer mais c ' e s t plus v i t e dit que f a i t . Exprimées en années de notre consommation de 1983, l e s réserves mondiales représentent aujourd'hui 34 ans contre 31 ans en 1973. La situation d'aujourd'hui n ' i n c i t e donc pas à presser le mouvement. Comment se présentent l e s quinze ans qui viennent? baisseront si la croissance économique reprend son L'augmentation des consommations risque de ne pas être l e s découvertes et l'amélioration de la récupération, développement de nouvelles réserves est pratiquement Moyen-Orient, et que la consommation va augmenter, renouvellement des réserves va se r a l e n t i r .
Les réserves cours normal. compensée par du f a i t que l e neutralisé au tandis que l e
1.1. D'ici à 2000, la consommation de pétrole va augmenter. Douze des études mondiales l e s plus récentes et l e s plus sérieuses évaluent que, s i la croissance économique annve.lle est d'environ 3%, l e s consommations pétrolières augmenteront de l à 1,5% par an. En 2000, nous consommerions environ 3 milliards et demi de tep, environ 700 millions de tonnes par an de plus qu'en 1983 (2.800 Mtep). Une croissance modeste mais régulière des consommations de pétrole, de l'ordre de 1,5X par an, s i la croissance économique repart, paraît des plus probables. Le prix va rester stable pendant quelques années du f a i t des surplus et encourager la consommation. Le développement des autres énergies est freiné par des prix stables du pétrole et par le coût des équipements de production ou d ' u t i l i s a t i o n . Le coût des économies d'énergie et de la substitution des énergies non pétrolières augmente, l e plus f a c i l e ayant été f a i t depuis 1973. L'intensité énergétique et l ' i n t e n s i t é pétrolière - l e s quantités d'énergie et de pétrole nécessaire pour produire 1000$ de PNB - tendent à plafonner. En l'absence de nouveaux chocs p é t r o l i e r s , l e marché énergétique tend à s ' i n s t a l l e r dans son équilibre actuel. C'est Chevron, Conoco, ' Exxon, Shell, PEL, IFP, Chase Manhattan Bank, California Energy Commission, AIE, Congrès IIASA, Congrès Mondial du Pétrole, Conférence Mondiale de l'Energie (études de 1982 et 1983).
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à dire que l ' é l a s t i c i t é énergie/croissance qui é t a i t descendue à 0,4 ou 0,3 e s t maintenant revenue à 0,7 et tend asymptotiquement vers 1. C'est inéluctable, sauf nouveau choc pétrolier. Dans l e s pays industriels comme dans l e s pays en développement, la relève du pétrole sera de plus en plus lente et ne sera pas achevée en 2000. A u rythme actuel, e l l e laissera subsister dans quinze ans, 20 à 25% des consommations mondiales de pétrole dans des emplois que le charbon, le gaz naturel, ou l ' é l e c t r i c i t é pourraient parfaitement assurer (IFP, 1984). Par contre, s i la croissance économique mondiale devait stagner jusqu'à la fin du s i è c l e (autour de 1,556 par an), la consomma tion pétrolière ne serait que de 3 Gt en 2000, et le problème dont nous parlons perd beaucoup de son a c t u a l i t é . Mais i l serait dangereux pour nos pays d'Occident de prendre un t e l pari. 1.2. En regard de l'augmentation prévisible des consommations de pétrole, l'appauvrissement des réserves r a l e n t i t leur renouvel lement et augmente fortement leur coût. I l nous reste environ 200 milliards de tonnes à produire. Notons que l e s nouveaux gisements à découvrir ne représentent qu'environ le t i e r s de nos futures réserves et que l e s 2/3 proviendront des techniques de récupération a s s i s t é e des gisements anciens et futurs, dont la plupart sont très coûteuses, et très lentes à produire des r é s u l t a t s . Globalement, i l nous reste devant nous à mobiliser plus de la moitié du stock i n i t i a l de pétrole d'environ 370 Gt. Mais l e s deux moitiés ne sont pas comparables. La première a été trouvée dans de grands gisements f a c i l e s , sans recours appréciable à la récupération a s s i s t é e . La deuxième moitié de ces réserves, c e l l e qui nous attend, est constituée en majorité par des gisements du type de la deuxième génération de la mer du Nord, petits, réclamant un emploi grandissant de la récupération assistée, étant entendu bien sûr, que quelques belles découvertes i s o l é e s restent probables, particulièrement dans l e s régions relativement moins explorées, notamment en URSS, en Chine et probablement dans les zones marines, mais ce seront des exceptions. On se polarise à tort sur l e s chiffres de ressources ultimes récupérables restant à produire. I l n'est pas fondamental aujourd'hui qu'elles soient de 250 plutôt que de 300 Gt, ou l'inverse. Une question qui se pose à l'échéance d'un s i è c l e e s t d'un intérêt plutôt spéculatif. Le point important, pour l e s années présentes, c'est l e rythme d'augmentation annuelle des reserves prouvées■ Or, fort malheureusement, i l est en baisse. On peut dire des ressources mondiales ce que M. Charles Di Bona, le Président de l'A PI d i s a i t récemment des ressources
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des Etats-Unis: "Nous sonnes une industrie avec de grandes ressources sur lesquelles nous ne pouvons t i r e r qu'à un rythme limité". MêthodeB de calcul du renouvellement des réserves 1. En 1983, au Congrès Mondial du Pétrole, MM. Masters, Root et Dietzman de l'US Geological Survey, ont estimé que l e s découvertes futures seraient de 1,5 milliard de tonnes annuelles seulement - au regard d'une consommation remontant de 2,8 aujourd'hui à 3,5 Gt en 2000. Les réserves ne seraient donc renouvelées chaque année qu ' à concurrence de la moitié, en chiffres ronds. La situation se dégraderait donc rapidement. Mais qu'appelle-t-on découvertes d'une année donnée? La méthode d i t e du backdating retenue par M. Masters, qui est aussi c e l l e popularisée depuis plusieurs années par Exxon, n'appelle découvertes d'une année que l e s réserves des nouveaux gisements découverts c e t t e année l à . On a rapporté à l'année de la découverte d'un gisement l e s réévaluations ultérieures de ces réserves qui résultent du forage des puits de développement, de l'extension de la surface, de l'augmentation du nombre des niveaux, ou de l'amélioration de la récupération. Elle favorise le passé par rapport au présent puisque nous sommes entrés dans l ' è r e des p e t i t s gisements et qu'une grande part des réévaluations vient grossir l e s grands g i s e ments découverts avant 1965. La méthode du backdating est la meilleure pour annoncer l'avenir à moyen et long terme, qui est effectivement sombre, mais e l l e noircit à l'excès l e présent: e l l e g r o s s i t le passé et minimise l e présent. On peut très bien soutenir que l e s extensions et améliorations de productivité des grands gisements résultent de progrès technologiques et d'investissements f a i t s dans l e s présentes années, et doivent être imputées au présent et non au passé. 2. I l faut d'autre part rappeler qu'un gisement met plusieurs années avant d'atteindre sa maturité ainsi que l ' a montré, vers 1960 pour l e s Etats-Unis, M. J.R. Arrigton. Le forage des puits de développement et la reconnaissance des extensions prend en moyenne cinq à s i x ans, et l e s réserves finales sont s i x à sept f o i s les réserves i n i t i a l e s . On peut donc faire un autre calcul, en donnant leur pleine valeur finale estimée aux découvertes de. chaque année. On compte pour 60 Mt de réserves en 1984 un gisement qui n'est évalué que pour 10 Mt en 1984, et qui n'atteindra 60 Mt de réserves prouvées qu'en 1990: dans ce cas on favorise exagérément l e s années présentes. 3. Enfin, on peut affecter la réévaluation des réserves d'un gisement à l'année de la réévaluation elle-même (IFP/1984). Voici l e s résultats de ces t r o i s méthodes (Figure 2 ) . Alors que l'étude Masters f a i t apparaître aujourd'hui des découvertes annuelles fort maigres de 1,5 Gt/an, après un pic de 5 Gt/an de découvertes entre 1955 et 1965, la méthode Arrigton f a i t apparaître des
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découvertes très optimistes de 4,7 Gt/an pour l e s années 1976/1981, artificiellement favorisées comme on l ' a dit; néanmoins cette deuxième méthode f a i t encore apparaître un déclin régulier des additions aux réserves de 5,5 Gt/an entre 1961 et 1965 à 2,8 Gt/an en 1976/1981. Enfin, la méthode des réévaluations appliquée à l'année de la réévaluation f a i t apparaître, après un énorme pic de 9 Gtep en 1966 et 1970 ( la période de l'évaluation quasi-finale des gisements super-géants du Moyen-Orient), une baisse considérable à moins de 4 Gt/an après 1971 et environ 2,9 Gt/an après 1976: à peu près l e montant des consommations des présentes années. Les t r o i s méthodes ont toutefois un point commun: e l l e s font clairement apparaître que le sommet des découvertes est 15 à 20 ans derrière nous. Au t o t a l , i l y a une large unité de vues entre tous les géologues et ingénieurs de production du monde sur l e s idées suivantes: a) Quelle que s o i t la méthode d'évaluation choisie, d'accroissement annuel des réserves est en forte depuis 1970.
l e chiffre décroissance
b) Cette décroissance résulte de la raréfaction depuis 1970 des découvertes de gisements géants (plus de 70 Mt récupérables) et super-géants (plus de 700 Mt) malgré l'intense effort d'exploration qui a suivi la hausse des prix de 1973. c) Les géologues sont tous pessimistes sur la découverte future d'un grand nombre de gisements super-géants. I l est pratiquement admis maintenant qu'il n'est pas possible de placer quelque part sur la carte géologique de la planète un deuxième Moyen-Orient (Klemme, Nehring, Masters, Huff, etc.). La plupart des nouvelles réserves paraissent devoir provenir de provinces terrestres ou marines déjà productives. Les zones encore inexplorées ou mal explorées (Arctique, mer très profonde) l'ont été pour des raisons géologiques ou économiques sérieuses. La mobilisation des futures réserves sera de plus en plus lente. d) L'efficacité de l'exploration est de plus en plus f a i b l e . Le nombre de barils découverts par mètre de forage d'exploration a diminué entre 1945 et 1981 systématiquement dans un bassin pétrolier de 7% par an, c'est à dire qu'en dix ans i l faut doubler le nombre de mètres forés pour trouver la même quantité de pétrole (Laherrère, 1984). Or, l e s 3/4 des bassins pétroliers mondiaux recensés ont déjà été explorés. Le volume de pétrole découvert par puits d'exploration dans l e s pays à économie de marché est passé de 2,6 millions de barils en 1964 à 1,5 en 1982 (Masseron 1984) (Figure 3 ) . Aux Etats-Unis, où les s t a t i s t i q u e s sont abondantes et f i a b l e s , le nombre de barils découverts par puits d'exploration est passé de 350.000 barils autour de 1970 à 175.000 barils en 1980 et l e s quantités découvertes par pied foré (Figure 4) sont passées de 50 barils dans l e s années 50 à 10 barils à la fin des années 70, malgré l e doublement des forages d'exploration.
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Au t o t a l , le niveau actuel des réserves prouvées mondiales ne pourra pas être maintenu dans l e s quinze prochaines années, s i la croissance économique reprend un rythme normal. Une étude récente (Arthur Andersen 1984) basée sur l e s chiffreB publiés par plus de 300 compagnies pétrolières, conclut que l e s réserves ne sont actuellement renouvelées chaque année que pour 70%. Une autre étude de la Chase Manhattan Bank (1984) conclut qu'entre 1984 et 1990, 61% seulement de la production des pays à économie de marché pourraient être remplacés par de nouvelles réserves. Le plafonnement ou la baisse des productions et des réserves dans l e s vieux pays pétroliers témoigne de cette dégradation: aux Etats-Unis, malgré l e s b e l l e s découvertes locales de la Californie; en URSS, Jusqu'en 1990 en tout cas; au Mexique; dans touB l e s pays de l'OPEP en dehors du Moyen Orient. Par contre, la Chine, l e s pays du Tiers Monde avec 31% des futures réserves, renferment encore de b e l l e s espérances. On doit y ajouter, de façon générale, l e s zones marines dans tous l e s groupes de pays, car comme l e Tiers Monde, e l l e s demeurent peu explorées: la part du pétrole offshore dans la production mondiale devrait passer de 25% en 1983 à 45% en 2000. 2. L'augmentation production
des
coûts
de découverte,
de développement
et de
La conséquence de l'appauvrissement des réserves e s t une forte augmentation des coûts de découverte, de développement et de production. De nombreuses études l'ont constaté depuis quelques années partout dans l e monde notamment aux Etats-Unis, et dans l e s zones marines d'Europe et d'Afrique de l'Ouest. Résumons, en ordre de grandeur, l e s conclusions de ceB travaux: alors qu'avant 1980, le coût de découverte/développement et production d'un baril supplémentaire de pétrole é t a i t entre 5 e t 10$, i l se situe actuellement autour de 15$ et tend vers 20%, si l'on excepte le Moyen-orient et l e s découvertes devenues exceptionnelles de gisements géants et super-géants. Une évolution analogue Be manifeste en Union Soviétique. La multiplication des fusions entre grandes entreprises pétrolières des années 1983/84 a eu parmi ses causes déterminantes l e désir d'acquérir des réserves a moindre coût - 6 à 10$ seulement, d'après l e s calculs des analystes financiers et l e s déclarations des dirigeants d'entreprises. La première cause de croissance des coûts de production est la croissance des coûts d'investissement que réclament de p e t i t s gisements s i t u é s de plus en plus fréquemment en mer. Ainsi, Alwyn North en mer du Nord britannique, qui réclamera une mise de fonds de 3,5 à 3 G$ ou Oseberg en zone norvégienne qui coûtera 4 G$. Cette évolution met le financement au premier plan des préoccupations de l ' i n d u s t r i e . L'unité de compte est l e milliard (10 ) de dollars.
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Le renouvellement des réserves e s t r a l e n t i par l e f a i t que l e MoyenOrient, la plus r i c h e province p é t r o l i è r e - 55% de nos réserves a c t u e l l e s e t 30% de tout le p é t r o l e qui r e s t e à découvrir dans le monde - en e s t pratiquement exclu d'un commun accord entre l e s compagnies et l e s E t a t s . Les pays acheteurs désirent l i m i t e r le poids d'une zone troublée dans l e s approvisionnements mondiaux et l i m i t e r l e s risques de chocs p é t r o l i e r s . Les grands pays producteurs du Golfe, de l e u r c ô t é , ne désirent pas actuellement augmenter leurs réserves. C'est une s i t t i o n qui apparaît s t a b i l i s é e pour un bon nombre d'aimées. Un dernier facteur freinera la prospection et le développement des nouvelles r é s e r v e s : la l i m i t a t i o n des ressources des compagnies r é s u l t a n t de la stagnation des p r i x . A plus long terme, i l p a r a î t aujourd'hui peu probable que l e s rythmes d'investissement des années 1973 à 1982 soient retrouvés de s i t ô t , s ' i l s le sont un j o u r . 3. Le renouvellement des réserves des réserves dépendra au premier chef du niveau des prix Ce sont l e s marges de 1 ' i n d u s t r i e qui doivent assurer le financement de toute l ' e x p l o r a t i o n , e t d'à peu près la moitié du développement, e t ces ressources proviennent de l a production du p é t r o l e b r u t . C'est une v i e i l l e constatation que l ' e f f o r t d'exploration mondial est l i é au prix du p é t r o l e b r u t . Un graphique nous aidera à nous en souvenir. La figure 5, due à l a Compagnie Générale de Géophysique, f a i t apparaître au cours des vingt cinq dernières années une remarquable c o r r é l a t i o n entre le prix du p é t r o l e , le nombre des équipes sismiques et des appareils de forage aux Etats-Unis. L'exemple e s t valable à l ' é c h e l l e mondiale. Dans l ' a v e n i r plus encore que dans l e passé, réserves dépendra du niveau des p r i x .
le renouvellement des
Où vont actuellement l e s prix? Les pessimistes, croient à une surproduction durable. I l s pensent que l e s prix a c t u e l s ne vont pas augmenter sensiblement en dollars constants d ' i c i à 2000. C'est l'opinion de BP et de Texaco. Certains considèrent même que l e s prix du p é t r o l e pourraient a l o r s , en termes r é e l s , ê t r e i n f é r i e u r s à leur niveau a c t u e l . Les autres (Banque Mondiale, Chase Manhattan, Chevron, Chambridge Energy Research Group) penchent p l u t ô t vers une hausse de 30 à 50% en monnaie constante d'aujourd'hui à 2000. 3 . 1 . D ' i c i à 1990, i l p a r a î t probable que l e s prix n'augmenteront pas en valeur constante, et n'augmenteront que t r è s peu en valeur nominale. Les calculs qu'on peut f a i r e montrent que, pendant l e s années proches, la demande de pétrole sera inférieure à l'offre: aucun calcul ne permet d ' a r r i v e r à une demande B t a b i l i s é e adressée à l'OPEP de 24 ou 25 Mb/j, considérés comme l e s e u i l à p a r t i r duquel les prix se tendront à nouveau.
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On peut même se demander s i , dans l e s prochains mois, l e s prix nominaux ne vont pas baisser: l e s prix actuels - l e brut arable à 29$ - sont encore bien élevés pour une économie mondiale en crise. Sommes-nous en train d'assister à un rajustement en baisse du prix mondial, aboutissant à effacer l e deuxième choc pétrolier de 1979/80? Nous serions en train de revenir progressivement à 12,70$ de 1978, c ' e s t à dire, à 19$ de 1985 (avec une dérive annuelle du $ de 6,5%) et à 25$ de 1990 (avec une dérive de 5%). C'est une idée séduisante pour l e s gouvernements des pays importateurs, mais i l s ne devraient pas souhaiter qu'elle se r é a l i s e , car c ' e s t la deuxième hausse, c e l l e de 1979/80 qui a rendu possible l e développement du pétrole cher. Effacer cette hausse, c ' e s t condamner l e nouveau pétrole. Une baisse modérée - disons à 26 ou 25$ - f a c i l i t e r a i t certainement la reprise économique mondiale; mais une baisse profonde (disons de 20$) aboutirait en quelques années au retour d'une dépendance élevée par rapport au Moyen-Orient; engendrant à nouveau deB risques de chocs p é t r o l i e r s . Personne n ' i r a i t investir l à où leB coûts de production sont de 15 à 20$. Les prix devraient remonter après 1990, du f a i t de l'augmentation des achats à l'OPEP. La fin des h o s t i l i t é s entre l'Iran et l'Irak allongerait l e délai de retour à un marché équilibré. Elle amènerait une forte augmentation des capacités de production, irakiennes principalement, de l'ordre de 100 & 150 Ht/an. Leur réinsertion massive BUT l e marché casserait l e s prix. On peut donc espérer qu'elle se fera progressivement. Abstraction f a i t e de la f i n , évidemment très désirable de la guerre du Golfe, une croissance à 3% doit entraîner entre 1990 et 1995, une demande à l'OPEP atteignant le niveau qui doit faire repartir l e s prix vers la hausse. 3 . 2 . Si l'on veut parler de l'horizon 1995/2000, l e s incertitudes sur des chiffres d'offre et de demande empêchent de l e s u t i l i s e r . On peut seulement avancer quelques idées qui paraissent appuyées d'une assez forte probabilité: 1) la demande de pétrole a tendance à être plus forte que l ' o f f r e après 1990: l e marché poussera donc l e s prix à la hausse ; 2) l'augmentation des coûts de production, et l e s besoins financiers des Etats poussent en permanence l e s prix à la hausse dès que l e marché l e permet; 3) l e s prix ne devraient pas monter Jusqu'à 60 ou 70$, l e s prix du pétrole non conventionnel, comme on le pensait jusqu'au retournement du marché en 1981, parce qu'il devrait encore exister jusqu'en 2000 encore beaucoup de pétrole remplaçât)le
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par du charbon, arrivant en Europe ou au Japon à la moitié des prix du pétrole brut, s o i t 12 ou 13$ de 1984 la tep, ou par du gaz naturel à 20$ l e bep; 4) d'autre part, la mobilisation du stock f o s s i l e de pétrole ne devrait amener d ' i c i à 2000, qu'à recourir très partiellement au pétrole classique le plus cher: i l s u f f i r a i t pour maintenir l e s réserves prouvées à un niveau voisin du niveau actuel, de ne remplacer qu'environ 1/5 des réserves actuelles de pétrole, qui sont d'un coût moyen de 4$ l e baril, par du pétrole d'un coût supérieur à 12$ (IFP 1984). Les autres réserves nouvelles seraient d'un coût inférieur à 12$. La poussée à la hausse des coûts de production ne sera donc que modérée. Telles sont l e s raisons qui poussent à croire aujourd'hui, avec la majorité des équipes d'économistes, à une hausse modérée en $ de 1984, de 30 à 50% d ' i c i à 2000, c ' e s t à dire à des prix qui permettraient le renouvellement des réserves, objet de nos soucis. Néanmoins, l e s quatre ou cinq années qui viennent font un peu figure de traversée du désert. Rappelons enfin, pour conclure sur les prix, que le besoin de regonfler le stock mondial de réserves prouvées n'existe que s i la croissance économique retrouve un niveau de l'ordre de 3%. Si la croissance continue de stagner, sans dépasser 1,5% par an, ce qui poserait certes quelques autres problèmes, l e s capacités inutilisées de l'OPEP couvriraient aisément des besoins supplémentaires de 200 Mt/an, correspondant à une consommation annuelle de 3 Gtep en 2000. 4. Des encouragements des gouvernements et un fort développement technologique sont nécessaires à une bonne orientation des investissements Je rappellerai qu'une f i s c a l i t é favorable aux investissements pétroliers est un facteur essentiel du choix des entreprises (figure 6 ) . Jusqu'à une date récente, e l l e a joué en défaveur des pays en développement. C'est en modifiant le régime d'imposition des productions en 1983 et 84 que la Grande Bretagne et la Norvège ont amené l e s compagnies à entreprendre le développement des p e t i t s gisements marins et l ' i n j e c t i o n d'eau dans le gisement d'Ekofisk. Dans un premier temps, l e s pays du Tiers Monde ont f a i t fuir l e s investisseurs en proposant une f i s c a l i t é imposée au Moyen-Orient à des compagnies prisonnières de leurs investissements qui avaient découvert d'immenses gisements. Aujourd'hui, la f i s c a l i t é du Tiers Monde e s t , fort heureusement, en train de s'aménager, parallèlement à la mise au point progressive de formules de contrats d'association équilibrant mieux l e s risques et les chances de l'Etat et des compagnies, qui proposent une coopération sur des bases rénovées. Parmi ceux qui ont déjà
- 22 modifié leur code fiscal ou sont en train de le faire, depuis 1982, on peut citer le Brésil, l'Inde, la Chine, l'Egypte, l'Angola, le Maroc, l'Australie, les deux Guiñees Equatoriale et Bissau, le Ghana, le Kenya, le Libéria, le Mozambique, la Somalie, la Tanzanie, la Nouvelle Guinée Papouasie. Les aides que la Communauté apporte à la mise au point des nouvelles technologies d'exploration et de production sont connues parfaitement de tous ceux qui sont ici et ne méritent mention que pour mémoire, mais d'une mémoire extrêmement reconnaissante. Les aides se sont révélées extrêmement efficaces pour la mise en valeur des réserves du sous-sol de 1 ' Europe, elles sont hautement appréciées, et elles demeurent aujourd'hui tout à fait nécessaires. En effet, un progrès technologique fort et continu permettant de contenir la hausse naturelle des prix de revient, est indispensable au renouvellement des réserves. Les réserves qui doivent provenir de la découverte de nouveaux gisements se trouvent pour leur plus grande part dans les zones marines, et la récupération assistée à elle seule doit assurer les 2/3 des futures capacités de production. Ce sont là deux domaines qui réclament d'incessants progrès technologiques. Le pétrole marin devra être extrait de mers de plus en plus profondes. La mise en exploitation des gisements se heurte de plus en plus au coût des plateformes, qui devient gigantesque quand la profondeur d'eau tend à dépasser 200 mètres. Pour que l'exploration marine ne soit pas freinée par l'énormité des coûts, il est aujourd'hui nécessaire de mettre au point des techniques de production sous-marines, à partir de tètes de puits groupées, télécommandées, fonctionnant de façon automatisée et très fiable, reliées à un collecteur sous-marin, raccordé lui-même par un riser jusqu'à la surface de l'eau, à un support fixe ou flottant. Ces techniques permettront la collecte à l'air libre par un nombre très réduit de supports fixes ou flottants. La mise en oeuvre de ces systèmes conditionnera la mise en production des petits gisementB. Plusieurs équipes dans le monde perfectionnent ces systèmes, et les Européens sont dans le peloton de tête. La découverte au cours de l'année 1984 de deux gisements importants dans le Golfe du Mexique, sur le talus continental, à des profondeurs d'enviroin 500 mètres est un événement de première grandeur. C'est la preuve longtemps attendue qu'il y a des objectifs commerciaux en mer profonde, et qu'il ne faut pas relâcher la mise au point des techniques qui permettent de les produire.
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23 -
La géophysique a fait d'énormes progrès depuis dix ans. Ceux-ci devront continuer pour permettre de déceler plus sûrement les petits gisements et de les mieux connaître avant d'entreprendre leur développement. La récupération assistée enfin, constitue potentiellement un domaine immense qui ne s'élargit que très lentement, en raison de son coût. La diminution de la taille des gisements et le coût de leur développement conduisent à chercher activement un abaissement des prix de revient actuels des diverses techniques de récupération. 5. Le gaz naturel Dans ces réflexions qui tournent autour du renouvellement des réserves et des prix, ce que nous pouvons dire du gaz naturel est beaucoup plus bref. A l'échelle mondiale, les réserves prouvées ou potentielles de gaz naturel ne posent aucun problème. Elles sont très abondantes. Le renouvellement des réserves ne fait donc pas problème avant plusieurs années. Le problème est celui du débouché, lié à celui du prix. Il touche aussi pour l'Europe à la dépendance des approvisionnements extérieurs. Les trois questions sont tout à fait liées. Le gaz est un merveilleux combustible, très recherché, et les quantités vendues dépendent en définitive du prix que demande le producteur et du débouché qu'il vise. Si les producteurs ne visent, ce qui paraît le plus probable, que les marchés du résidentiel/tertiaire, et de l'industrie petite et moyenne, l'évolution du prix serait celle du pétrole, c'est à dire des prix, vers 2000, dépassant d'environ 40% les prix actuels, ces derniers se situant aux frontières de l'Europe, entre 3,5 et 4$ les 1000 pc. Dans cette perspective, certains prix futurs d'approvisionnement envisagés pour l'Europe apparaissent aujourd'hui peu réalistes et s'appuyer sur une notion quelque peu extensive de la sécurité. Actuellement, dans l'Europe des dix, la dépendance du marché du gaz de l'importation est de 30%, chiffre qui apparaît inférieur au seuil de danger, mais qui ne constitue en rien un impératif catégorique. L'interconnection européenne, l'utilisation des capacités potentielles de Groningue, l'extension des stockages et la bi-énergie constituent des parades suffisants pour décourager les tentations de coupures politiques ou de chantage à la hausse des prix, car ces mesures permettent de maintenir le niveau des approvisionnements pendant un à deux ans en cas de coupure. Une telle durée devrait pouvoir être
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maintenue et améliorée dans l'avenir, dans le cadre d'importations accrues, par un recours systématique à la bi-énergie - en demandant à tous l e s c l i e n t s de s'équiper d'un bac à fuel. L'Europe des dix doit choisir ses fournisseurs à l ' i n t é r i e u r et à l'extérieur de ses frontières au mieux de ses propres i n t é r ê t s , et ne pas payer son gaz au-dessus du prix du marché. 6. Conclusion
Le renouvellement des réserves pétrolières impose une mutation à notre industrie. Pendant trente ans, nous avons hissé nos consommations mondiales Jusqu'à un niveau extrêmement élevé, autour de 3 Gt/an, grâce à la découverte f a c i l e de gros gisements à bon marché, qu'on ne découvre plus. Aujourd'hui, pour maintenir le niveau de cette énorme production en évitant une trop grande dépendance du Golfe, i l nous faut remplacer un grand gisement f a c i l e des années 60 par quinze ou vingt p e t i t s gisements d i f f i c i l e s . Le coût de production de ce nouveau pétrole, dix ou quinze f o i s plus élevé, empêche l e s prix du pétrole de redescendre à ses niveaux d'autrefois, oblige à modifier la f i s c a l i t é mondiale et réclame un effort immense de création technologique. Cette mutation de l'industrie pétrolière mondiale, à laquelle nous assistons, intéresse au premier chef l'Europe, qui est durablement le plus gros importateur mondial de pétrole, et de gaz. Pour payer ceux-ci, l ' a c t i v i t é des industries para-pétrolières européennes est e s s e n t i e l l e . Cette industrie se situe au deuxième rang mondial, après c e l l e des Etats-Unis, par son chiffre d'affaires et sa haute technicité. Elle est très fortement exportatrice et e l l e est indispensable au développement du nouveau pétrole. La nécessité de recourir de plus en plus au pétrole marin, c e l l e de t i r e r le maximum des p e t i t s gisements, sont désormais des contraintes universelles et permanentes de la nature. La mutation pétrolière est i r r é versible. Sur toute la planète, des Etats-Unis à l'URSS, en passant par l'Europe et les pays en développement, aussi longtemps qu'on consommera du pétrole, c ' e s t à dire pour cent ans, à vue humaine, on aura besoin de ces industries de pointe, de la géophysique, du forage, de la production et de tous les équipements qu'elles comportent. La récessions leur f a i t connaître des années d i f f i c i l e s . Nous devons faire en sorte que ces précieuses équipes, garantes de notre indépendance, traversent le désert des années proches et parviennent saines et sauves aux oasis de la prochaine décennie.
EVALUATION DU RENOUVELLEMENT DES RESERVES PETROLIERES
□
LE RENOUVELLEMENT DES RESERVES DE PETROLE ressources provenant de nouvelles découvertes
taux mondial de d¿couverte du pétrole méthode backdating (Mastera, EPC, 1983) ^ H taux f i n a l probable de d ¿couverte du petrole ^m methode Arri ngt on (IFP, 1984) L O taux mondial de découverte du p ë t r o l e . ^^^ réserves p é t r o l i è r e s a f f e c t é e s 2 l'année de réévaluation elle-même Basic Petroleum Data Book (IFP, 19BA)
ressources provenant de la récupération assistée
75 Gt
=^=
1951 1955
découvertes de nouveaux gisements par an 1,5 Gt/an
amélioration annuelle du taux de récupération 1,0 Gt/an
1961 1966 1971 1976
Gt/yr 9-
'
Sn 7
reserves prouvées
6-
93 Gt
ÍK:
ro en
1981
¡>-
'
4-
consommation annuelle 2,8 à 3,5 Gt/an
Production
3-
\
21-
Souci: IFP 1979/1914
FIGURE 1
1951 1956
1961 1966 1971 1976
Sou ce: IFP, 1584
1981'
FIGURE 2
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EFFICACITE DE L'EXPLORATION Million de barils par forage d'exploration dans nouveau gisement (Pays Occidentaux)
Nibbi
données annuelles moyenne quinquennale
_l_ 62
64
66
68
70
72
74
J_ 76
I 78
80
82
Source : Petroconsultants et autres
FIGURE 3
EVOLUTION HISTORIQUE DES DECOUVERTES DE PETROLE ET DE GAZ NATUREL AUX USA
Période
Forages d'exploration totaux (en milliard de pieds)
Quantités découvertes par pied foré Pétrole (bbl)
Gaz (Mpc)
1859-1949
0,0 - 0,5
236
916
1949-1958
0,5 - 1,0
51
347
1958-1967
1,0 - 1,5
21
252
1967-1977
1,5 - 2,0
20
186
1977-1979
2,0 - 2,1
9
134
Source : Conant and associates Limited, 1984 FIGURE 4
27
INVESTISSEMENT DANS L'E XPLORATION AUX ETATSUNIS E T PRIX DU PE TROLE BRUT ¡
ti
¡2 t
. RELATIONS E NTRE
:
i
1. nombre de tours de forage
1000 10 õo
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: Morgan Bank)
3. nombre d'équipes sismiques (source : SEG)
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00
3000
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C/3 3
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1
2. prix du pétrole brut (US$/bbl) . (source
cu u mu B /id c
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FIGURE 5
1
•ì 1 /
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2000
i
1000
1 1951 55
1 60
1 65
1 70
1 75
1 80 83 Year
FIGURE 6
Sonreí: From Royer. CGC, 1984)
FISCALITE PE TROLIE RE E c h a n t i l l o n s de l a r é p a r t i t i o n de l a p é t r o l i è r e d'un p e t i t gisement (100 x 10
rente
b a r i l s ■ 25000 $/bbl/j) 200 _ part du gouvernement dans la rente (%)
% Malaysia 150 «Egypt «Alaska Indonesia« ., «Norway Nigeria • 100
.Tanzania USA • • United Kingdom / PapuaNew Guinea
Australia 50 J_ _L I ». _L _L _L J_ 300 250 200 150 100 50 0 50 100 150 200 c a s h f l o w au n e t de l a compagnie (M$) Scorci: Brice CFP.19I*
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RESERVES KT PRODUCHOH D'HYDROCARBURES IMPORTANCE DU DEVELOPPEMENT TECHNOLOGIQUE KT DES IHCITATIOHS G. Muscarella Président, AGIP SpA
AVANT-PROPOS
La situation énergétique que connaît l e monde à l'heure actuelle se caractérise par de nombreuses incertitudes. Toutefois, dans ce contexte incertain, i l est possible de distinguer un p e t i t nombre de f a i t s bien établis de nature à définir une politique d'approvisionnement énergétique pour l e s décennies à venir. Entre autres f a i t s bien é t a b l i s , nous pouvons compter sur une poursuite de la diminution de la consommation énergétique des industries des pays développés, la constance de l ' e f f o r t déployé pour économiser l'énergie dans l e s secteurs de l ' i n d u s t r i e , des ménages et des transports, le développement constant des sources d'énergie autres que le pétrole e t , par conséquent, sur un niveau de la demande d'hydrocarbures qui ne connaîtra pas le développement qui avait été envisagé i l y a peu d'années, avec l e s importantes conséquences qui sont actuellement constatées sur les prix du pétrole et qui persisteront pendant plusieurs années. Tous ceB éléments laissent entrevoir dans une certaine mesure la p o s s i b i l i t é que l'approvisionnement en hydrocarbures s o i t suffisant durant l e s décennies à venir, ce qui peut éventuellement amener à considérer avec optimisme la question de la sécurité de l'approvisionnement de la Communauté européenne. Gardons-nous toutefois d'un optimisme exagéré : la sécurité de notre approvisionnement ultérieur dépend de la poursuite de l ' e f f o r t mené pour rechercher et mettre au point de nouveaux hydrocarbures et d'autres sources d'énergie à l ' é c h e l l e du monde, en particulier dans ces domaines où existent éventuellement entre l e s pays de la CEE des l i e n s é t r o i t s sur l e s plans politiques, industriels et économiques. La sécurité de l'approvisionnement dépend de la capacité de trouver de nouveaux systèmes assurant 1'intégration des économies des pays producteurs et consommateurs. La sécurité de l'approvisionnement dépend de la paix dans le monde. En raison des limites du sujet de ce symposium et du temps qui m'est imparti, j e ne traiterai brièvement que certains aspects statistiques et technologiques de la situation dans la CEE, et j ' e s s a i e r a i d'évoquer quelques-uns des moyens de garantir l'approvisionnement futur de la Communauté en hydrocarbures.
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2.
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-
LA SITUATION ENERGETIQUE DO HOHDK ET DE LA CEE KT LES PREVISIONS
a.
Pour é t u d i e r l a s i t u a t i o n a c t u e l l e e t l e s prévisions pour la CEE, i l e s t n é c e s s a i r e de p a r t i r de l a s i t u a t i o n dans l e monde. La demande mondiale de p é t r o l e , dont la hausse r é g u l i è r e jusqu'en 1974 r e f l é t a i t l'expansion économique constante alimentée par une énergie à bon marché, a subi une première baisse en 1975 ( f i g . 1). Toutefois, en raison de l a poursuite de c e t t e expansion, qui a permis d'amortir l a hausse des prix du p é t r o l e , la demande a continué de progresser de 1975 à 1979, pour a t t e i n d r e un niveau record de 3,15 Gt. En 1979, a eu l i e u un deuxième choc p é t r o l i e r , plus s p e c t a c u l a i r e , qui, c e t t e f o i s - c i , n ' a pas manqué d ' a f f e c t e r l a demande de façon plus durable. Les pays consommateurs i n d u s t r i a l i s é s ont adopté des p o l i t i q u e s d'économies d'énergie e t d ' u t i l i s a t i o n de sources de remplacement qui, se conjug ant avec une récession, ont provoqué une baisse de l a demande. De 1973 à 1983, l a consommation e s t tombée à 2,65 Gt ( s o i t une diminution de 16 % par rapport au niveau record de 1979) e t e l l e s ' e s t apparemment s t a b i l i s é e à ce niveau. La tendance de l ' é v o l u t i o n des réserves mondiales en p é t r o l e au cours de l a même période i l l u s t r e l a s i t u a t i o n ( f i g . 1 ) . Ces réserves ont augmenté, quoique de façon i r r e g u l i e r e , pour a t t e i n d r e 92 Gt en 1981, e n t r a î n a n t une amélioration du r a t i o consommation/réserves, ce qui témoigne de l'ampleur des travaux d'exploration e n t r e p r i s dans l e s années succédant immédiatement à l a c r i s e de 1973. Elles se sont t o u t e f o i s s t a b i l i s é e s de 1981 à 1983 ( l e rapport entre consommation e t réserves étant sensiblement é q u i l i b r é ) , c e t t e évolution r e f l é t a n t l e s effets probablement conjugués d'une réduction des travaux de prospection (découragés par la tendance à l a baisse des prix) e t de l'accroissement sensible des d i f f i c u l t é s rencontrées pour d é t e c t e r des champs importants ou f a i r e des découvertes dans des t e r r a i n s d'une s t r u c t u r e plus complexe et d'un accès plus difficile. Lorsque l ' o n c o n v e r t i t l e s réserves en années de production ( f i g . 1), i l convient de relever que l a vision optimiste q u ' i n s p i r e l e niveau record de 35 années de production a t t e i n t en 1982-1983 e s t i n j u s t i f i é e dans la perspective d'un accroissement de l a consommation l i é à l a r e p r i s e économique des pays développés e t à l'augmentation de la demande des pays en développement. En o u t r e , i l y a l i e u de souligner que ce chiffre de 35 années masque une r é a l i t é préoccupante, à savoir la f o r t e d i s p a r i t é dans l a r é p a r t i t i o n géographique de ces r é s e r v e s . En f a i t , en 1983, l e s réserves i n t e r n e s des Etats-Unis ne r e p r é s e n t a i e n t que 7,8 années de leur production interne (qui couvre 68% du t o t a l des b e s o i n s ) ; pour l'Europe de l'Ouest (dont la production interne
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représente 30% du total de la demande) l e s réserves internes correspondaient à 16 années de production, contre 89 pour l e MoyenOrient (sur la base de la production pour 1983), ce qui conditionne donc fortement la situation de l'Occident industrialisé. La tendance de la consommation, des réserves de gaz naturel et de leur équivalence en années de production f a i t apparaître une forte hausse continue qui traduit le recours progressif à cette source d'énergie de remplacement, dont l ' u t i l i s a t i o n accrue doit cependant surmonter de nombreux problèmes d'ordre financier et politique (fig. 2 ) . Pour ce qui concerne la CEE, on peut dire que la situation en matière d'hydrocarbures correspond à l'évolution mondiale sur l e plan de la consommation, un effort important étant cependant consenti pour réduire la dépendance à l'égard du pétrole. En fait, alors qu'au cours de la période 1973-1983 la demande de pétrole n'a diminué que de 0,4% en moyenne annuelle dans le monde, cette baisse a atteint 2,3% dans la Communauté, comme on l ' a déjà d i t . La même comparaison pour la période 1979-1983 (plus s i g n i f i c a t i v e des répercussions de la crise pétrolière de 1979) f a i t apparaître une baisse de 3,2% en moyenne annuelle au niveau mondial, contre 4% pour la CEE. L'énorme écart entre la demande de pétrole et la production à partir des réserves internes de la CEE eBt toutefois alarmant, malgré l'importante contribution du Royaume-Uni. En 1983, la consommation a atteint 439 millions de tonnes, dont seuls 125 millions de tonnes étaient produites sur le t e r r i t o i r e de la CEE (30% environ). A l ' é c h e l l e mondiale, la part de la demande émanant de la CEE é t a i t de 16,6%, alors que la part de sa production interne n'était que de 4,7% ( f i g . 3 ) . L'écart est encore plus frappant s i l'on considère la part des réserves pétrolières de la CEE dans l e s réserves mondiales : 2,2% (fig. 4). Ces chiffres, qui représentent des moyennes communautaires, doivent de toute évidence être réinterprétés si l'on considère chaque Etat membre en particulier. La situation concernant le gaz naturel est légèrement meilleure, aussi bien pour ce qui concerne la répartition de la production et des réserves entre Etats membres, relativement plus équilibrée, que pour le potentiel de production. La production en 1983 a été de 152 milliards de mètres cubes ( f i g . 5 ) , s o i t 9,8% de la production mondiale, la part des réserves communautaires s'élevant à 3% des réserves mondiales ( f i g . 6 ) . Un aspect important de la consommation énergétique est l ' e f f o r t déployé dans la CEE pour économiser l ' é n e r g i e . Au cours de la décennie 1973-1983, la consommation d'énergie primaire dans la
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32
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CEE a diminué de 0,536 en moyenne annuelle, pour tomber de 977 a 929 millions de TEP, alors que le taux de croissance économique é t a i t de +1,6% en moyenne annuelle. A l ' i n v e r s e , au cours de la même période, la consommation mondiale d'énergie a augmenté en moyenne annuelle de +1,3%, alors que l e taux de croissance économique é t a i t de +1,9%. Ce chiffre indique clairement l'existence d'une structure économique mondiale u t i l i s a n t plus d'énergie que la CEE. Cela s'explique essentiellement par l'inclusion dans l e s s t a t i s t i q u e s mondiales des pays en développement, qui ne sont pas encore prêts à prendre des mesures pour économiser l ' é n e r g i e . Une analyse de l'évolution des deux phénomènes (consommation énergétique/croissance économique) f a i t r e s s o r t i r , dans le cas de la CEE, un rapport évoluant dans le Bens d'une u t i l i s a t i o n plus rationnelle de l'apport énergétique dans la formation du PIB. L'efficacité a t t e i n t e par l ' i n d u s t r i e européenne est i l l u s t r é e en raccourci par la tendance constante à la diminution de l ' u t i l i s a t i o n d'énergie au cours de la décennie considérée ( f i g . 7 ) . Toutefois, cette amélioration de l ' e f f i c a c i t é du système va inévitablement en décroissant. Ce caractère asymplotique de l ' i n t e n s i t é énergétique constitue un élément qu'il conviendra de faire entrer dans l'analyse des besoins à venir: pour remédier à cette tendance, i l faudrait déployer d'importants efforts dans l e s secteurs de l'industrie qui, en raison de contraintes structurelles ou financières, n'ont pas été en mesure d'investir suffisamment dans des projets d'économies d'énergie, comme l ' i n d u s t r i e chimique. Une analyse de la part des diverses sources d'énergie primaire dans la couverture des besoins énergétiques de la CEE ( f i g . 8) montre que, dans un effort visant à d i v e r s i f i e r et à garantir un meilleur approvisionnement, l e s phénomènes suivants se sont produits au cours de la période considérée: - réduction constante de la part du pétrole, qui tombe de 60% du t o t a l de l'approvisionnement en énergie en 1973 ft 47% en 1983; - accroissement de la part du gaz naturel, 17%;
qui passe de 12% ft
- augmentation considérable de la part de l'énergie qui passe de 1,4% à 7%;
nucléaire,
- la part des autres sources d'énergie a légèrement augmenté ou ne change pas. I l convient de faire une remarque particulière ft propos de la demande de pétrole, caractérisée par une contraction d'une t e l l e brutalité que la consommation, de 590 millions de tonnes en 1973, e s t tombée à 439 millions de tonnes seulement en 1983 ( s o i t une
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33 -
diminution de -2,3% en moyenne annuelle) tandis que la demande d'énergie primaire diminuait au t o t a l de 0,5% en moyenne annuelle sur la même période. Conformément à l ' o b j e c t i f fondamental de la politique énergétique communautaire, qui vise à réduire sa dépendance à l'égard des importations et à renforcer la sécurité de son approvisionnement, des efforts remarquables ont été consentis pour accroître la production interne de la CEE'(figure 9 ) . Le taux de croissance de cette production interne, égal à +3,6% en moyenne annuelle, conjugué avec une légère diminution de la consommation, a déterminé un renforcement sensible du degré d'auto-approvisionnement en énergie, en particulier pour le pétrole brut. En e f f e t , le taux d'auto-approvisionnement pour cette matière première est passé de 2% en 1973 à 30% en 1983. Malgré cette évolution, la facture des importations d'énergie est passée de 13,6 milliards d'Ecus courants à 91,5 en 1983. Ce mouvement s'explique par l'augmentation du coût unitaire des importations d'énergie (due en partie à la détérioration du taux de change de l'Ecu contre dollar au f i l des années, en particulier à la fin de la période considérée), qui n'a pas été entièrement compensée par la réduction du volume des importations. Sur la base 100 en 1973, l ' i n d i c e du coût de la facture énergétique en termes r é e l s é t a i t de 260 environ en 1983. La projection à long terme de la consommation énergétique communautaire en fonction du PIB, du prix de l'énergie et du progrès technologique laisse prévoir la persistance des principaux phénomènes déjà observés, à savoir: - une augmentation limitée de la demande d'énergie par rapport au taux de croissance économique; - une réduction de la part relative du pétrole cependant à un niveau élevé en volume);
(qui
reste
- une poursuite du processus de diversification des sources d'énergie grâce à un accroissement de la part respective des combustibles s o l i d e s , du gaz naturel, de l'hydroélectricité et de l'énergie nucléaire. Cette projection fournit une autre indication: la baisse du taux d'auto-approviBionnement en hydrocarbures, qui tombera de 30% en 1983 à 19% en l'an 2000 pour le pétrole, e t , dans l e même temps, de 78% à 42% pour le gaz naturel ( f i g . 10). I l e s t donc manifestement nécessaire, non pas de ralentir l e rythme de la prospection pétrolière sur l e t e r r i t o i r e de la CEE, mais au contraire de l ' i n t e n s i f i e r malgré le potentiel pétrolier limité de la Communauté. Pour surmonter ces l i m i t e s , dont nous sommes conscients, l e s compagnies européennes doivent également poursuivre leurs travaux de prospection en dehors du t e r r i t o i r e de la CEE.
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3. Influence de la conjoncture sur l ' i n d u str ie pétrolières Le comportement et le rôle joué par l'industrie pétrolière mondiale dans l e scénario décrit plus haut sont mis en lumière par un certain nombre d'indicateurs qui révèlent l e degré de son engagement. Au cours de la période 1973-79, pour faire face a la pression croissance de la demande en profitant de la hausse deB prix qui en r é s u l t a i t , l'industrie pétrolière s ' e s t fortement engagée dans la prospection et l ' e x p l o i t a t i o n au niveau mondial. Les superficies couvertes par des permis n'ont cessé d'augmenter, la prospection sismique s ' e s t accrue, l e nombre de puits forés a a t t e i n t des niveaux records et l e s investissements se sont élevés à des sommes considérables. Par e f f e t d ' i n e r t i e , ce rythme soutenu a été maintenu jusqu'en 1981, pour se s t a b i l i s e r en 1982 avant d'accuser une tendance manifeste à la baisse en 1983, tant pour ce qui concerne l e s forages de recherche ( f i g . 11) que l e s investissements consacrés à la prospection et à l ' e x p l o i t a t i o n ( f i g . 12) qui ont chuté de 35% sur l e plan mondial. Cette chute a coïncidé avec une baisse de la demande et un tassement de la structure des prix. Les données pour 1983 e t 1984 sont encore trop fragmentaires pour fournir des indications f i a b l e s , mais l'impression qui ressort e s t que l e s a c t i v i t é s de prospection continuent à stagner. Dans l e s grandes lignes, ces remarques s'appliquent également aux opérations r é a l i s é e s par l e s compagnies pétrolières Bur l e t e r r i t o i r e de la CEE. L'actuelle faiblesse structurelle du marché et la tendance prévisible à la baisse des prix pendant plusieurs années risquent d'inciter à réduire l e s efforts de prospection d'hydrocarbures. Toutefois, i l convient de tenir compte des prévisions d'une augmentation de la consommation (en termes absolus) d'hydrocarbures dans l e s pays industrialisés (malgré la réduction de la dépendance à l'égard du p é t r o l e ) , et, par dessus tout, de l'accroissement important de la demande d'énergie émanant deB pays effectuant une percée sur l e plan économique avec un taux de croissance élevé (y compris la Chine et certains pays du souscontinent asiatique). Ces facteurs ne manqueront pas d'avoir de profondes répercussions sur l e rapport entre la consommation et l e s réserves mondiales, provoquant ainsi une situation critique en matière de disponibilité et de prix. Si l'on considère que dix années peuvent B'écouler entre la découverte d'un champ pétrolier et l e début de son exploitaiton dans un environnement d i f f i c i l e , on comprendra que le rythme des travaux de prospection ne doit en aucun cas être r a l e n t i . 4. Actions à entreprendre I l e s t une opinion largement répandue selon laquelle i l est possible de retrouver à l'avenir un niveau de réserves en pétrole dans l e monde égal à celui des ressources actuellement disponibles (92 Gt). Toutefois, ce but pourra, dans une large mesure, être a t t e i n t
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essentiellement grace à des découvertes r é a l i s é e s dans des zones inexplorées c a r a c t é r i s é e s par la dureté de l'environnement et un accès d i f f i c i l e , ou dans des régions déjà explorées où l e s gisements sont associés à des s t r u c t u r e s tectoniques complexes e t s i t u é e s à de grandes profondeurs. I l n ' e s t pas question de négliger l a p o s s i b i l i t é de découvertes dans des t e r r a i n s dont l a s t r u c t u r e n ' e s t pas particulièrement complexe et dans des zones t r a d i t i o n n e l l e s , mais l e s dimensions des gisements y seront de plus en plus r é d u i t e s . Cette s i t u a t i o n apparaît encore plus évidente dans le cas des pays de la CEE. Pour ce qui concerne l e s actions à entreprendre pour m a i n t e n i r , e t s i possible améliorer, l e s réserves actuellement disponibles, les principaux acteurs dans le domaine p é t r o l i e r - à savoir l e s compagnies, l e s sociétés de services e t l e s gouvernements des pays producteurs et consommateurs - ont un r ô l e t r è s a c t i f à jouer. 4 . 1 Développement technologique L ' i n d u s t r i e p é t r o l i è r e devra u t i l i s e r des techniques avancées pour détecter de nouveaux champs p é t r o l i f è r e s dans des t e r r a i n s d'une s t r u c t u r e complexe et pour produire des hydrocarbures à p a r t i r de gisements complexes et plus profonds, s i t u é s dans un environnement plus dur; à cette fin, l ' i n d u s t r i e p é t r o l i è r e aura besoin de s t r u c t u r e s de recherche technologique t r è s évoluées e t dûment financées au moyen de ressources mises en commun. Cela s'applique en p a r t i c u l i e r dans l e cadre des t e r r i t o i r e s de la Communauté européenne, où l e s perspectives de découvertes importantes dans des zones d'accès f a c i l e sont quasiment n u l l e s . L'industrie pétrolière consacre des efforts importants développement technologique e t des progrès sensibles ont déjà r é a l i s é s , mais i l s e r a i t opportun d'essayer d ' u n i r l e s e f f o r t s chacun en renonçant autant que possible à l a t e n t a t i o n 1'egocentrisme.
au été de de
Dans le domaine de l a prospection, i l sera nécessaire de consentir un nouvel e f f o r t pour mettre au point des techniques d ' a c q u i s i t i o n , de traitement e t d ' i n t e r p r é t a t i o n des données gêophysiques qui soient à même de fournir non seulement une d é f i n i t i o n plus précise des c a r a c t é r i s t i q u e s s t r u c t u r e l l e s du sous-sol, mais aussi des informations f i a b l e s sur les paramètres pétrophysiques des r é s e r v o i r s e t des roches-mères. I l faudra f a i r e appel à des ordinateurs de plus en plus puissants pour permettre une u t i l i s a t i o n complète et i n t e r a c t i v e de 1 ' ensemble des informations disponibles en vue de 1'étude de l'évoution des bassins sêdimentaires, et de l a d é f i n i t i o n q u a n t i t a t i v e des processus de c r é a t i o n , de migration et d'accumulation d'hydrocarbures. Dans l e domaine des forages à grande profondeur, i l faudra résoudre des d i f f i c u l t é s sans cesse c r o i s s a n t e s concernant le matériel de forage e t de mise en production, e t i l sera nécessaire d'exercer un
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controle de plus en plus poussé de l ' a c q u i s i t i o n , du traitement et de la télétransmission des données concernant le fond du puits aux centres de gestion des opérations. Etant donné que la plus grande partie de l'ensemble des zones restant à prospecter sont siutées sous la mer, c ' e s t l e forage en mer à grande profondeur qui devra l e plus rapidement bénéficier du progrès technologique, pour atteindre un niveau supérieur à celui de la technologie spatiale même. De nouvelles conceptions architecturales seront mises en place pour l e s plateformes fixes reposant sur des fonds siutés à moins de 350 mètres, tandis que deB systèmes f l e x i b l e s et des plateformes sur jambes seront adoptés pour l e s eaux plus profondes. I l sera nécessaire d'apporter des améliorations technologiques à ces matériels pour réduire également leur coût. Autres pôles de développement à court terme: les systèmes sous-marins. Les manifolds sous-marins avancés vont passer du stade expérimental ou pré-indstriel au stade de l ' e x p l o i t a t i o n à grande échelle et nous assisterons à une généralisation de l ' u t i l i s a t i o n des robots, qui a pour corollaire des systèmes avancés de téléguidage et l ' i n t e l l i g e n c e a r t i f i c i e l l e . I l ne faut pas négliger un effort moins v i s i b l e , mais néanmoins important, qui tend à l'amélioration et au perfectionnement des techniques déjà acquises, et à la mise en place et à la diffusion de systèmes de maintenance garantissant une plus grande f i a b i l i t é et la sécurité de l'homme et de l'environnement. Autres domaines très importants du point de vue du progrès technologique: récupération assistée du pétrole, qui a déjà fortement contribué et contribuera encore à l'accroissement des réserves exploitables. En particulier, l ' u t i l i s a t i o n de procédés thermiques dans des champs de pétrole lourd à faible profondeur et dans des Bables bitumineux sera fortement développée grâce à des techniques qui la rendront plus économique. Les procédés par injection de "gaz miscibles" (gaz carbonique ou azote) devront être perfectionnés pour permettre une récupération nettement meilleure du pétrole dans des gisements d'hydrocarbure léger à trÔB grande profondeur. L'objectif des procédés chimiques, qu'il ne faut pas abandonner, apparaît plus lointain en raison des d i f f i c u l t é s techniques inhérentes à ces procédés et à leurs coûts é l e v é s . 4.2 Incitations réglementaires et f i s c a l e s Pour encourager l ' i n d u s t r i e du pétrole à poursuivre ses efforts en matière de perfectionnement technologique (qui engloutit de vastes ressources financières) et promouvoir l e s énormes investissements nécessaires pour la prospection, l'exploration, et l ' e x p l o i t a t i o n dans des terrains d'une structure complexe et d'un accès d i f f i c i l e , l e s gouvernements devraient s'efforcer de mettre en place des politiques d'incitation réglementaires et f i s c a l e s . A l ' i n s t a r de ce qui se f a i t au niveau mondial, dans un contexte de f a i b l e s s e structurelle du marché, où l e s compagnies pétrolières opérant hors de la CEE ne se lassent jamais de réclamer (avec Juste raison) des conditions contractuelles plus favorables aux
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gouvernements des pays concédants, l e s gouvernements des Etats membres de la CEE devraient, pour l e u r p a r t , adopter des l é g i s l a t i o n s p é t r o l i è r e s plus homogènes c a r a c t é r i s é e s par des règlements e t des régimes fiscaux aussi libéraux que p o s s i b l e , répondant à l a hausse des coûts de prospection e t d ' e x p l o i t a t i o n , e t compatibles avec l ' i n t é r ê t supérieur des pays de la CEE dans l e cadre d'un plan minimum pour la s é c u r i t é stratégique de l'approvisionnement. Pour essayer d'améliorer la - réglementation p é t r o l i è r e , souhaitable de prendre des mesures a u t o r i s a n t :
il
serait
- une extension suffisante des zones couvertes par l e s permis qui, lorsque la prospection est t r è s a l é a t o i r e et que l e s conditions d ' e x p l o i t a i t o n sont dures, devrait ê t r e de nature à renforcer l e s chances de découverte; - un allongement adéquat des périodes de prospection lorsque les permis concernent des zones " l i m i t e s " (eaux profondes, environnement d i f f i c i l e , e t c . ) ; - des travaux de prospection en rapport avec la géologie de l a zone, l à où des r é s u l t a t s d'une prospection primaire permettent d'évaluer c e t t e géologie. Pour ce qui concerne l e s i n c i t a t i o n s f i s c a l e s , dans le cadre des s t r u c t u r e s hétérogènes e x i s t a n t e s , i l conviendrait de prendre l e s mesures c i - a p r è s : - f a i r e p o r t e r l ' e s s e n t i e l de la ponction f i s c a l e globale opérée par l e s gouvernements sur l e s bénéfices e t non sur le volume de la production (système des " r o y a l t i e s " ) , parce qu'une redevance a s s i s e sur la production dénature le concept d'impôt sur l e s bénéfices, en pénalisant l e s p e t i t s gisements, ou l e s grands gisements pour l e s q u e l s l e s coûts u n i t a i r e s sont é l e v é s . En conséquence, i l convient de préconiser une redevance modique et un impôt progressif sur l e s bénéfices dont l e s taux l e s plus élevés ne devraient frapper que l e s bénéfices exceptionnels; - éliminer l e s découpages géographiques pour permettre de récupérer l e s f r a i s d'explorations infructueuses, et même l e s f r a i s d'aménagement de champs qui ne sont pas encore mis en exploitation, en déduisant ces f r a i s des r e c e t t e s imposables provenant d ' a u t r e s opérations dans l e même pays. La réduction ou 1'étalement dans le temps du prélèvement f i s c a l dont bénéfice l ' E t a t constitue tout simplement sa part du risque l i é à une poursuite des travaux de prospection dans le pays; - consentir ments. améliorer risque de
des taux d'amortissement élevés pour l e s i n v e s t i s s e Un investissement accéléré contribue non seulement à l'économie de l ' e n t r e p r i s e , mais également à r é d u i r e l e f l u c t u a t i o n s de l a charge f i s c a l e ;
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- accorder des allégements fiscaux pour inciter réellement l e s entreprises à exploiter des découvertes peu rentables; i l eBt souhaitable, pour créer un climat de confiance pour l ' e x p l o i t a t i o n qui doit décider de l'opportunité d'une opération de prospection, d'instituer des allégements fiscaux réglementaires qui soient fonction de paramètres techniques et économiques précis t e l s que l e volume des réserves, leB prix du marché, l a profondeur d'eau, e t c . ; - encourager la prospection en instituant des systèmes inspirés de la provision pour épuisement, dont le montant serait obligatoirement réinvesti dans des opérations de prospection. Tout en étant conscient des d i f f i c u l t é s d'application pratique, Je crois q u ' i l e s t nécessaire que l e s organes politiques compétents étudient sérieusement l e s propositions suivantes: - création d'un fonds communautaire d'assistance aux Etats membres, ayant pour o b j e c t i f de contribuer au financement d ' i n v e s t i s s e ments en capital à risque, afin d'encourager l e s compagnies à effectuer des travaux de prospection dans des zones où l e s chances de découvertes sont très aléatoires; - adoption d'une réglementation communautaire permettant aux sociétés de déduire, dans le calcul de l'impôt, l e s frais de forages de prospection infructueux dans un pays de la CEE du bénéfice r é a l i s é dans d'autres Etats membres. Bien qu'elle puisse parattre utopique, cette mesure accélérerait la création au sein de la CEE d'une structure structure suprationale supervisant l e s a c t i v i t é s de prospection à l ' é c h e l l e d'un souscontinent, comme c ' e s t l e cas aux Etats-Unis.
Enfin, j e voudrais s a i s i r cette occasion pour souligner que malgré tous l e s efforts qui pourront être déployés en matière de prospection BUT l e t e r r i t o i r e de la CEE, la Communauté dépendra de plus en plus des importations de pétrole. Dans cette perspective, i l e s t hautement Bouhaitable que l e s autorités compétents lancent un programme énergique de coopération politique et économique entre l e s pays de la Communauté et l e s pays producteurs du Moyen-Orient, de l'Afrique du Nord et de l'Ouest pour garantir des relations stables dans l ' i n t é r ê t de tous. Parallèlement à la recherche d'un renforcement des échanges commerciaux, i l apparaît opportun de promouvoir ces échanges sur la base d'une compensation entre fournitures de pétrole, d'une part, et fournitures de biens et services, d'autre part. En f a i t , l e s consommateurs ont subi et continuent de subir l e s conséquences des fortes fluctuations des taux de change des monnaies de la CEE contre l e dollar des Etats-Unis.
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Par a i l l e u r s , l e s producteurs ont subi une baisse de leurs exportations de pétrole et sont directement menacés par un renversement de tendance de l'évolution du cours du dollar. I l semble ainsi être de l ' i n t é r ê t des deux parties d'organiser le commerce sur la base de la compensation des échanges, avec référence nécessaire à une monnaie - à savoir 1'Ecu - qui r e f l é t e r a i t mieux la valeur r é e l l e des matières premières échangées. En conclusion, dans l e s domaines du développement technologique, des accords commerciaux et financiers avec l e s pays producteurs, et des modifications de la l é g i s l a t i o n concernant le pétrole, tous éléments indispensables pour garantir l'approvisionnement à venir en hydrocarbures, qui continueront à jouer un rôle de premier plan en matière d'énergie pour la CEE, l e s organismes communautaires ont l e pouvoir et l e devoir d'être les principaux inspirateurs d'une action visant à promouvoir des i n i t i a t i v e s communes au niveau du sous-continent auprès des pays membres.
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production de pétrole brut dans le monde (Gt)
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FIGURE 12
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LA TECHNOLOGIE EUROPEENNE DU PETROLE ET DU GAZ L'IMPORTANCE DE L'INDUSTRIE DE LA SOUS-TRAITANCE ET DES SERVICES K.V. Heierhoff Secrétaire général Wirtschaftsvereinigung Industrielle Heerestechnik EV
Un regard sur le programme de la manifestation qui débute aujourd'hui montre qu'en cinq ans, c ' e s t - à - d i r e depuis le premier symposium organisé par la Commission des Communautés européenne sur " l e s nouvelles technologies de prospection et d ' e x p l o i t a t i o n des ressources p é t r o l i è r e s et gazeuses", la technologie européenne a accompli d ' e x t r a o r d i n a i r e s prouesses dans ce domaine. C'est l a raison pour l a q u e l l e j e s u i s p a r t i culièrement heureux et f l a t t é , moi qui issu de l ' i n d u s t r i e , de pouvoir émettre quelques réflexions sur l'importance de c e t t e technologie pour l'économie des pays membres de l a Communauté. Je m'efforcerai pour cela de s i t u e r l e s aspects économiques des différentes techniques d ' e x p l o i t a t i o n des hydrocarbures sur t e r r e e t en mer dans un contexte global, bien que, comme on le comprendra, j e sois davantage versé dans les techniques de forage sous-marin qui c o n s t i t u e n t , comme chacun le s a i t , une des c l é s de voûte du "programme d'aide des Communautés européennes aux p r o j e t s communautaires dans l e secteur des hydrocarbures". La technologie de prospection et de mise en e x p l o i t a t i o n des gisements de p é t r o l e e t de gaz e s t - e l l e une technologie de pointe? Représente-t-elle la promesse d'une croissance économique? Quelle importance économique r e v ê t - e l l e pour les pays d'Europe e t quel rôle j o u e - t - e l l e dans le domaine de l'emploi? S e r a - t - e l l e à l ' o r i g i n e de l ' o u v e r t u r e de nouveaux marchés e t p e r m e t t r a - t - e l l e de renforcer l a coopération avec l e s pays en voie de développement? Tels sont les s u j e t s qui nous i n t é r e s s e n t i c i . Je souhaite que l e s réponses que j ' e s s a i e r a i d'apporter à ces questions viennent également e n r i c h i r le débat que nous aurons sur l a modification des o b j e c t i f s et le perfectionnement des techniques dans le cadre de la poursuite du programme d ' a i d e . Je s o u h a i t e r a i s émettre un c e r t a i n nombre d'observations à ce propos, dans l ' o p t i q u e de l ' i n d u s t r i e de l a soust r a i t a n c e et des s e r v i c e s , au cours de la dernière p a r t i e de mon exposé. L ' i n d u s t r i e européenne de la s o u s - t r a i t a n c e et des services dans le secteur du pétrole et du gaz naturel a connu un essor rapide depuis l e début des années 70, sous l'impulsion décisive de l a découverte de g i s e ments p é t r o l i e r s en mer du Nord. Depuis qu'on a commencé à e x p l o i t e r l e gisement d'Ekofisk, voici 13 ans, la production p é t r o l i è r e de l a mer du Nord est passée à plus de 3 millions de b a r i l s par jour début 1984; quant au gaz, l e s champs de l a mer du Nord en produiront environ 80 m i l l i a r d s de m en 1984. Cela s i g n i f i e que l a mer du Nord e s t actuellement le quatrième producteur de p é t r o l e du monde, après l'URSS, l e s Etats-Unis e t
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l'Arabie séoudite. Au prix d'efforts immenses dans la prospection et l e développement des gisements sous-marins, l e s Etats riverains de la mer du Nord ont réussi à assurer plus d'un quart de l'approvisionnement de l'Europe occidentale à partir de sources européennes, s i l'on y ajoute la production terrestre relativement f a i b l e . L'industrie européenne de la sous-traitance et des services en matière pétrolière a contribué puissamment à cette augmentation de la capacité de production, qui a réduit notre dépendance v i s - à - v i s de l'OPEP. C'est notamment dans le domaine de la recherche et du développement que des performances prestigieuses ont été accomplies au cours de cette période. Les bornes m i l l i a i r e s de ce chemin ont été notamment: - la mise au point et la construction de nouvelles plates-formes de forage conçues pour t r a v a i l l e r dans un environnement d i f f i c i l e ainsi que de navires de forages en eaux profondes qui ont été adoptés dans l e monde entier; - l e perfectionnement des techniques antisismiques; - la mise au point et le développement de plates-formes de production en, acier et en béton s ' appuyant sur l e fond marin ou à structure flottante à câbles tendus, baptisées Forties, Brent, Statfjord ou Hotton, du nom des gisements où e l l e s sont implantées; - l e succès des e s s a i s de pose de gazoducs à plus de 600 m de profondeur en Méditerranée; - l ' i n s t a l l a t i o n de nouveaux systèmes de production sous-marins; - l a r é a l i s a t i o n de travaux sous-marins d é l i c a t s t e l s que, l e soudage de conduites jusqu'à des profondeurs de 300 m.
par exemple,
Mais i l n'y a pas qu'en mer que la réussite fut au rendez-vous; des succès considérables furent également enregistrés dans le domaine des techniques de prospection et d'exploitation des gisements t e r r e s t r e s . La technique de forage permet aujourd'hui d'atteindre des profondeurs beaucoup plus grandes. De premiers forages horizontaux ont été r é a l i s é s . De nouveaux procédés secondaires et t e r t i a i r e s de perfectionnement du degré de drainage ont été t e s t é s et adoptés. Des techniques de production étudiées pour le brut lourd et visqueuex sont maintnant opérationnelles. Bien entendu, ces réalisations n'ont pu voir l e jour que grâce à une coopération é t r o i t e entre l e s sociétés pétrolières, l e s bureaux d'étude, l e s constructeurs d ' i n s t a l l a t i o n s et l e s fabricants de composants. Cette collaboration a été particulièrement encouragée par le programme d'aide des C E . aux projets communautaires dans l e secteur des hydrocarbures. En s'adaptant constamment aux exigences accrues en matière de sécurité, de f i a b i l i t é , de maîtrise de profondeurs d'eau plus importantes et de conditions d'environnement plus d i f f i c i l e s qui ont été de paire avec un renforcement croissant des compétences techniques exigées du personnel et du contrôle de la qualité du matériel, l ' i n d u s t r i e européenne de la
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sous-traitance pétrolière s ' e s t hissée à un niveau élevé qui lui assure aujourd'hui une place même dans le peloton de tête de la concurrence internationale. Je ne peux malheureusement pas vous présenter des s t a t i s t i q u e s o f f i c i e l l e s i l l u s t r a n t , chiffres d'affaires à l'appui, l'importance de l ' i n dustrie européenne de la sous-traitance et des services dans l e secteur pétrolier. Les enquêtes, dans la mesure où e l l e s sont publiées, reposent souvent sur des paramètres où des périodes de référence différents. J'ai donc, après analyse de divers documents, établi un certain nombre d'estimations et de comparaisons, à t i t r e tout à f a i t personnel, pour vous donner une image au moins approximative des dimensions de ce secteur. J'espère que vous me permettrez de vous faire grâce de 1'enumeration individuelle de mes estimations pour l e s différents pays car je ne tiens pas à devenir l'auteur d'un nouveau palmarès européen des chiffres d'affaires. Globalement, le volume de la sous-traitance et des services dans l e secteur de la prospection et de la production de pétrole et de gaz naturel doit se monter à environ 20 milliards $US pour l'ensemble des pays membres de la Communauté. Les exportations à destination des pays t i e r s sont comprises dans ce chiffre. 50* environ de ce volume financier concerne l'offshore. Cette part importante est principalement due au f a i t que l e s industries britanniques et néerlandaises sont résolument orientées vers l e s a c t i v i t é s sous-marines, même en dehors de la mer du Nord. A l'extérieur de la Communauté européenne, les principaux pays présents sur l e s marchés des services et de la sous-traitance dans l e cadre de projets concernant le pétrole et le gaz naturel sont la Norvège, la Suède, la Finlande et l'Espagne; au total le chiffre d'affaires de ces pays doit avoisiner l e s 3 milliards $US, et ce principalement pour des contrats concernant l e s forages en mer. Le nombre total de personnes travaillant pour l'industrie pétrolière de la sous-traitance et des services dans l e s pays d'Europe considérés i c i est estimé à 600 000, y compris le personnel de production en mer du Nord. Quel est maintenant l'avenir de cette industrie? Le degré d'autoapprovisionnement en hydrocarbures actuellement atteint par l e s pays de la Communauté ne constitue en aucune façon une garantie suffisante pour relâcher nos efforts dans le domaine de la prospection et de la v a l o r i sation de nouveaux gisements. Les réserves continentales de pétrole et de gaz naturel ne pourront être maintenues au niveau de production actuel jusqu'aux années 90 qu'au prix de certaines d i f f i c u l t é s ; la production des gisements sous-marins britanniques atteindra, e l l e aussi, son maximum au cours des prochaines années pour diminuer ensuite fortement jusqu'au début de la prochaine décennie. Si nous entrons ensuite dans la phase de reprise économique accompagnée d'une augmentation des besoins en pétrole et en gaz que prédisent l e s scenarii établis par l e s nombreuses sociétés pétrolière internationales et par l'Agence Internationale de l'Energie (AIE), i l faudra découvrir et mettre en exploitation de nombreux gisements de pétrole et de gaz de par le monde pour couvrir les besoins de la production. I l s'agira là d'une lourde tâche, non seulement pour l e s sociétés pétrolières, mais aussi pour l'industrie européenne de la sous-traitance. Cela s i g n i f i e que l'Europe devra mettre en exploitation des gisements plus p e t i t s et entreprendre d'étendre ses champs d'exploi-
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tation à des profondeurs dépassant 300 m ainsi que dans des régions inhospitalières comme, p. ex. au nord du 62ème parallèle (dans des champs comme Troll, Midgård et Snow White). I l faut perfectionner l e s procédés secondaires et t e r t i a i r e s en vue d'accroître l e degré de drainage des réserves. Pour s'intégrer dans ce mouvement, l e s bureaux d'étude, l e s constructeurs d'installations et l e s fournisseurs de matériel d'exploitation du pétrole et du gaz naturel devront notamment s'attacher à mettre au point des systèmes, des composants et des matériaux permettant de réduire l e s coûts de construction des i n s t a l l a t i o n s et de produire des appareillages à meilleurs prix. A cette entreprise sont cependant l i é e s des perspectives de croissance économique. En s'aidant des prévisions d'investissement des sociétés pétrolières, on peut estimer l e volume d'affaires à venir de l ' i n d u s t r i e pétrolière de l'équipement et des services. Selon l'étude souvent c i t é e qu'a réalisée la Chase Manhattan Bank en 1983, l e s dépenses de prospection et de production se sont élevées en 1982 à 79 milliards $US; si l'on t i e n t compte de coûts supplémentaires d'investissement et d'exploitation pour l e s conduites, l e s p é t r o l i e r s , les r a f f i n e r i e s , les usines chimiques, la commercialisation, e t c . , l e total des dépenses en capital a a t t e i n t 112 milliards $US en 1982. Parallèlement, on prévoit qu'en 1990, l e s dépenses de prospection et de production seront de 207 milliards $US et que l e s besoins de financement atteindront 281 milliards $US ( l e tout en dollars constants). On évalue actuellement la t o t a l i t é du marché des équipements et des services dans le secteur maritime à environ 40 milliards $US par an et l'on prévoit qu'au cours des cinq prochaines années, ce chiffre passera à plus de 50 milliards $US par an. I l faudra, bien sûr, tenir compte du f a i t que cet accroissement sera principalement dû à un renchérissement des coûts de production résultant de conditions d'exploitation d i f f i c i l e s et onéreuses et ne sera imputable que pour une faible part à une augmentation de la production. Les marchés régionaux de l'industrie de la sous-traitance pétrolière sont répartis dans presque toutes l e s parties du monde. Les dépenses d'investissement de l ' i n d u s t r i e des hydrocarbures se sont partagées en 1982 entre l e s Etats-Unis (environ 46%), l'Europe (12%) et l e s pays d'Extrême-Orient (9%). I l e s t également intéressant de voir comment se répartissent l e s 40 milliards $US du marché maritime. Environ 40% de cette somme concernent des a c t i v i t é s aux Etats-Unis et au Canada et à peu près 20% l'Europe occidentale et principalement la mer du Nord. L'Asie du sud-est et l'Australie se sont aussi révélées, ces derniers temps, un marché très constant avec une part annuelle d'environ 20 milliards $US. L'industrie de la sous-traitance pétrolière pourra jouer à l'avenir un rôle important en coopérant avec l e s pays en voie de développement. La charge en devises résultant des importations de pétrole est écrasante pour de nombreux pays en voie de développement et rend v i t a l e la mise en exploitation de leurs propres ressources. Pour ces pays, i l est i n t é ressant d'obtenir, en dehors des Etats-Unis et du Japon. Déjà présents sur l e marché, une offre technologique équivalente de la part des pays d'Europe et d'entreprendre une coopération dans le cadre de programmes d'aide au développement. Mon organisation a précisément acquis une vaste expérience dans ce domaine. L'exemple de la République populaire de Chine i l l u s t r e clairement l e s p o s s i b i l i t é s de ce type de coopération.
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Pour enrayer le recul de la production des gisements continentaux, il faut moderniser l e s équipements des champs terrestres chinois et perfectionner l e s méthodes d'exploitation en adoptant notamment des techniques secondaires et t e r t i a i r e s . En ce qui concerne l e s concessions en mer, la Chine espère, à l ' i s s u e des travaux de prospection actuellement en cours et qui n'ont pas encore donné de résultats satisfaisants pour le moment, passer à l ' e x p l o i t a t i o n ; e l l e désire donc pour cela mettre sur pied, en coopération avec des entreprises américaines, japonaises et européennes, une industrie de l ' e x p l o i t a t i o n en mer. Le défi technologique posé par 1'extrême complexité des conditions géologiques, la marginalité des gisements, la v i s c o s i t é du pétrole, l'immobilisation par les glaces de la baie de Pohai et l e s typhons en mer de Chine, pour ne c i t e r que quelques-unes des conditions limites d i f f i c i l e s , est de t a i l l e . Un partenaire européen n'est donc intéressant que s ' i l e s t véritablement qualifié sur le plan technique. Le programme d'aide des C E . a puissamment contribué à faire de la technologie des hydrocarbures un secteur de pointe en Europe. En e f f e t , comme pour le nucléaire et l e s industries aéronautiques, l e s nouvelles techniques de prospection et de production d'hydrocarbures font appel à. d'autres technologies sophistiquées, à forte valeur ajoutée, comme p.ex: l'électrotechnique et l'électronique, l'informatique, la mécanique de précision, l ' i n g é n i e r i e ainsi que l e s techniques de mesure, de réglage et de commande. Signalons simplement, à t i t r e d'exemple, que dès aujourd'hui, plus du t i e r s des coûts de fonctionnement des plates-formes pétrolières de production peuvent être imputés aux i n s t a l l a t i o n s électriques et électroniques ainsi qu'à la production et au transport d'énergie. Je crois pouvoir dresser le bilan de cette brève analyse de l'industrie de la sous-traitance et des services dans les domaines du pétrole et du gaz naturel en constatant qu'il s ' a g i t d'un secteur économique qui personnifie l e s techniques de pointe et l e s technologies de l'avenir, qui est orienté vers l'expansion, qui joue un rôle important pour la sécurité de l'emploi dans l e s pays membres de la CE. et qui peut être un partenaire intéressant pour les pays en voie de développement dans le domaine de la coopération énergétique. I l ne faut pour moi aucun doute qu'il est essentiel de maintenir le niveau technologique de cette industrie le plus haut possible si l'on souhaite qu'elle demeure concurrentielle. C'est pourquoi j'estime que l'encouragement à la recherche technologique, qui est le mot d'ordre du programme d'aide communautaire, s ' i n s c r i t parfaitement dans cette stratégie de maintien de nos chances comme partenaire international en matière de commerce et de coopération. Cet objectif constitue, pour le programme et sa poursuite, une j u s t i f i c a t i o n supplémentaire, en dehors de la sécurité de notre approvisionnement en énergie. A la lumière de ces arguments, l e s Etats membres de la Communauté européenne qui envisagent un abandon du programme devraient réexaminer leur position. L'industrie allemande, en tout cas, e s t favorable à la poursuite du programme et recommande, pour sa part, dans l ' i n t é r ê t de l ' e f f i c a c i t é , de ne pas réduire l e s crédits dont nous avons disposé j u s q u ' i c i .
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Cela ne veut cependant pas dire que l'on ne doive pas avoir une discussion critique, entre tous l e s participants, sur l e s p o s s i b i l i t é s d'adapter ou d'améliorer le programme. Dès cette année, la Commission a communiqué au Conseil des propositions en vue de l ' a c t u a l i s e r et de le perfectionner. Un point sur lequel pourrait porter une critique de la procédure actuelle s e r a i t de se demander s i et dans quelle mesure l e s projets présentés par l e s entreprises et sélectionnés auraient pu aussi être r é a l i s é s sans l ' a i d e financière de la Communauté. On ne pourra pas non plus éviter de parler du profit que peuvent t i r e r certains pays t i e r s de la diffusion des résultats des recherches souhaitée par la Communauté et des coopérations au niveau communautaire ni évoquer le f a i t qu'il faudrait s'assurer que l e s r é s u l t a t s ne sont pas détournés vers des buts étrangers au programme, comme par exemple s'assurer un avantage pour l ' o c t r o i d'une concession. Pour conclure à mon exposé, j e tiens à vous souhaiter, à vous tous et à la Commission, beaucoup de succès dans vos travaux. Mon voeu l e plus cher e s t que nous venions à bout des lourdes tâches qui nous attendent pour perfectionner encore la technologie communautaire des hydrocarbures et qu'avec l'appui du programme d'aide de la Communauté, nous puissions non seulement contribuer à garantir la sécurité de 1'approvisionnement en énergie, mais aussi renforcer la capacité productive d'un secteur important de l'économie communautaire.
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EXPLORATION : GEOCHINIE - GEOLOGIE - GEOPHYSIQUE
Analyseur de roches mères par pyrolyse (02.12/78) Mise au point d'une procédure pour l'exploration de zones à faibles coefficients de réflexion par l'application combinée de différentes méthodes géophysiques en prenant comme exemple le Bassin Nord-Ouest allemand (01.15/79) Développement technologique et essai de la magnétotellurique â double référence (RRMT) (01.27/81) Emplacement frac sismique et géo-électrique à partir de la surface de la terre ou de trous de sonde (05.15/79) P.S.V. et sismique de surface en ondes longitudinales et transversales sur gisement (01.21/80) Développement supplémentaire et essai d'un nouveau système pour mesurer la sismique réfraction en offshore pour l'exploration des hydrocarbures (01.22/80) Sismique â haute résolution sur gisement (01.23/80) Corrëlateur - additionneur : CS 2502 (01.11/78) Méthodes de navigation pour la prospection des hydrocarbures au large de la plate-forme continentale (07.16/77)
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Analyseur d'indices (huile et gaz) sur les chantiers de forage (02.11/78) Système de radiolocalisation à moyenne et grande portées Projet Syledis/Merops (01.04/76; 07.15/77) Ondes transverses (01.09/77) Un système télémétrique d'acquisition de données pour la prospection sismique : le SN 348 (1/75) Prospection sismique marine (01.02/76) Ondes sismiques transverses (01.12/78) Sismique infrasalifère méditerranée (01.13/78) Développement d'une technologie sismique destinée â la recherche d'hydrocarbures sur les bassins Ante-Permiens (01.24/80)
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(02.12/78)
ANALYSEUR DE ROCHES MERES PAR PYROLYSE M. MADEC Institut Français du Pétrole
Résumé L'analyse des roches mères est une technique employée depuis longtemps en laboratoire pour déterminer le potentiel en hydrocarbures des roches sédimentaires. L'objectif du projet était de rendre entièrement automatique et surtout utilisable sur le chantier de forage le procédé ROCK-EVAL développé conjointement par IFP et FINA et utilisé jusqu'à présent en laboratoire. Le matériel prototype réalisé inclut un module d'analyse des constituants de la pyrolyse, un module de détermination du soufre organique et un module d'analyse du carbone organique.
1. INTRODUCTION L'analyseur de roches mères ROCK-EVAL I, mis au point conjointement par l'Institut Français du Pétrole et Petrofina, était conçu principalement pour un usage manuel en laboratoire. Le succès remporté par cette technique a montré rapidement la nécessité de disposer d'un appareil entièrement automatisé utilisable à la fois sur chantier et au laboratoire et muni d'un dispositif intégré pour le traitement des données de pyrolyse. Cet analyseur fournit des informations rapides et peu coûteuses qui trouvent des applications dans tous les domaines requérant une bonne connaissance de la matière organique des roches sédimentaires. En complément de l'analyse par pyrolyse ROCK-EVAL, l'étude d'autres paramètres tels que : le soufre organique, le carbone organique résiduel (COR) et le carbone organique total (COT), offre des perspectives nouvelles qui permettent d'accèder à une meilleure connaissance de la matière organique des roches et à une exploitation plus rapide et plus complète de la méthode ROCK-EVAL. 2. MODULE D'ANALYSE DE ROCHES MERES AUTOMATISE Le ROCK EVAL est un appareil destiné à caractériser la matière organique des roches sédimentaires. Le système analytique comprend un pyrolyseur et deux détecteurs spécifiques pour analyser les effluents de pyrolyse. La pyrolyse est effectuée sous atmosphère de gaz inerte et programmation de températures jusqu'à 550°C sur un petit échantillon roche (de l'ordre de 100 mg) placé dans une nacelle en acier inox, dont fond et le couvercle sont constitués par un matériau poreux résistant à température.
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Les hydrocarbures libres (huile + gaz) contenus dans la roche et les produits hydrocarbonés résultant du oraquage de la matière organique résiduelle (kérogène) sont déterminés par un détecteur à ionisation de flamme (F1D) conçu pour fonctionner à température élevée. Le CO- produit au cours du craquage du kérogène est analysé par un détecteur à conductivité thermique (TCD). La première génération de ROCK-EVAL (ROCK-EVAL I) était conçue pour un usage manuel en laboratoire. Les utilisateurs de cette technique ont rapidement exprimé le désir de disposer d'un appareil entièrement automatique pouvant être utilisé à la fois au laboratoire et sur un chantier de forage. L'appareil développé (figure 1) comprend 3 parties principales, qui sont montées sur un rack standard 19" : . un ensemble de pyrolyse avec passeur d'échantillon automatique et des détecteurs spécifiques des hydrocarbures et du CO.. . une unité centrale avec microprocesseur assurant la oommande des automatismes et le calcul des paramètres. . un enregistreur-imprimant pour l'enregistrement des pyrogrammes, l'impression des résultats et le tracé du log géochimique. Ensemble de'pyrolyse Cet ensemble comprend : . un microfour de pyrolyse chauffé par une résistance externe et surmonté d'un diviseur chauffé, . un passeur automatique d'échantillons pouvant recevoir 20 naoelles, . des pièges à eau facilement démontables, . un piège à CO- avec dispositif de réchauffage, . un détecteur à ionisation de flamme (FID) pour l'analyse des produits hydrocarbonés, . un détecteur à conductivité thermique (TCD) pour l'analyse du CO., . Un ensemble d'électrovannes de commutation et les oirouits correspondants aux différents gaz utilisés : hélium, hydrogène, air. L'ensemble des fonctions analytiques de l'instrument est représenté sur la figure 2 où sont figurés les positions respectives des circuits de fluides suivants que l'on est en position piègeage du CO. (Trap "in") ou en position hors piègeage (trap "out"). Il est à rappeler que le piègeage du C0_ s'arrête à 390°C afin de ne pas prendre en compte le CO- provenant de la décomposition des minéraux carbonates. Il importe d'assurer une division constante du flux gazeux (environ 50/50) en sortie du four de pyrolyse. Ceoi signifie que la moitié des effluents issus du pyrolyseur passe dans le détecteur à ionisation de flamme et l'autre moitié traverse le circuit d'analyse du CO. (piège à C0et détecteur TCD). Cette division est réalisée à l'aide d'une pompe aspirante et d'une vanne de réglage destinée à compenser la perte de charge du piège à CO- lorsque oelui-ci est isolé du four de pyrolyse. Les commutations de circuit (piègeage du CO- et hors piègeage) sont réalisées à l'aide d'un Jeu d'électrovannes commandées par le microprocesseur. L'appareil permet de réaliser 3 cycles d'analyse différents sur simple intervention de l'opérateur :
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. cycle standard, programmation 25°C/mn avec palier isotherme à 300°C, . cycle rapide, programmation 50°C/mn avec palier isotherme à 300°C, . cycle sédiment récent - température initiale 180°C - programmation 25°C/mn sans palier isotherme. Dans les cycles standard et rapide, les hydrocarbures libres (huile + gaz) sont libérés pendant le palier isotherme à 300°C. L'avantage de ce palier qui ne figurait pas dans le cycle du ROCK-EVAL 1, est de faciliter l'intégration du pic correspondant aux hydrocarbures libres et d'obtenir une meilleure reproductibilité des mesures. Unité centrale Cette unité est conçue autour d'un microprocesseur INTEL 80/20. Elle est munie d'un clavier à 16 touches permettant le dialogue avec l'appareil et l'introduction des données. Le contrôle des paramètres introduits, 1.'affichage des anomalies de fonctionnement sont effectués sur une visualisation à 32 caractères. L'unité centrale assure 3 fonctions principales : . Commande des détecteurs, . Calcul des paramètres ROCK-EVAL. Les fonctions de commande de l'automatisation du pyrolyseur gérés par le microprocesseur concernent : . . . . .
le pilotage de l'ouverture et de la fermeture du four, le pilotage du cycle d'analyse, l'avancement du passeur automatique, la commande des différents chauffage le déclenchement d'une alarme en cas d'anomalie de fonctionnement.
L'unité centrale intègre l'électronique correspondant au détecteur à ionisation de flamme et au détecteur à conductivité thermique. Le réglage de la ligne de base de ces détecteurs est réalisé automatiquement. Le choix des atténuations désirées est opéré par l'intermédiaire du clavier à touches. Détermination des paramètres la figure 3 indique les paramètres obtenus sous forme de pics SI, S2, S3 et Tmax 51 : hydrocarbures libres (huile + gaz) contenus dans la roche, 52 : produits hydrocarbonés résultant du craquage de la matière organique résiduelle (kérogène), 53 : CO, d'origine organique produit au cours du craquage du kérogène, Tmax : Température de pyrolyse correspondant au maximum du pic S2. L'unité centrale assure l'intégration des aires de S1, S2 et S3 et ule leurs valeurs respectives en hy< calcule hydrocarbures et en C0_ en mg par ne de roche par référence à une roc! gramme roche étalon. La valeur de Tmax est également déterminée et mise en mémoire; S2 En l'absence de la coi En l'absence de la connaissance du carbone organique, le rapport ordonne une indication appro: donne une indication approximative du type de matière organique (origine marine, origine terrestre).
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Si la teneur en carbone organique de l'échantillon (TOC) est oonnue, cette donnée est introduite dans l'appareil en début d'analyse. Deux autres paramètres importants sont alors caloulés : l'index d'Hydrogène
IH
=
||
l'index d'oxygène
10
S3 = =j*
En fonction de IH et de 10, en utilisant un diagramme de type VAN KREVELEN, on classe les matières organiques en terme de qualité et de degré d'évolution : Type I matière organique d'origine lacustre Type II matière organique d'origine marine Type III matière organique d'origine terrestre En outre la connaissance de S1 et S2 permet de déterminer l'index de production Ip SI IP = S1 + S2 La valeur de ce rapport (comprise entre 0 et 1) exprime le taux de production en hydrocarbures de la roche. L'index de production augmente normalement avec la profondeur d'enfouissement (maturité de la matière organique) mais des valeurs anormalement élevées pour la profondeur considérée permettant de mettre en évidence les accumulations d'hydrocarbures. Enregistreur-imprimant Cet appareil réalise trois modes d'enregistrement : . enregistrement du programme en temps réel. Figure 3 avec en fin d'analyse l'impression des valeurs de S1, S2, S3 et Tmax, . l'impression en différé du tableau récapitulatif de l'ensemble des paramètres calculés pour une série d'échantillons. Figure 4. L'appareil peut garder en mémoire les résultats de 50 analyses consécutives, . le diagrame en barres des valeurs les plus significatives (log géochimique) figure 4 destiné à mettre en valeur les zones du forage particulièrement intéressantes. 3. MODULE D'ANALYSE DU SOUFRE ORGANIQUE L'analyse du soufre organique contenu dans la matière organique des roches sédimentaires est réalisée habituellement sur la matière organique isolée de la matrice minérale. Elle s'effectue généralement en deux temps : . extraction de la matière organique soluble à l'aide d'un solvant organique suivi de l'analyse de l'extrait, . isolement de la matière organique résiduelle (kérogène) par attaque acide de la matière minérale, puis analyse élémentaire de la matière organique ainsi isolée. Il nous a semblé intéressant de développer une méthode permettant d'intégrer la détermination du soufre organique dans le dispositif d'analyse du ROCK-EVAL.
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En effet, le ROCK-EVAL possède un détecteur à ionisation de flamme (FID) dont le brûleur est alimenté en air et en hydrogène. Les composés organiques soufrés issus de la pyrolyse des roches sous gaz inerte sont transformés essentiellement en dioxyde de soufre par combustion dans le brûleur du FID. L'analyse du S0_ dans les gaz prélevés en sortie du détecteur à ionisation de flamme est effectuée par un analyseur spécifique. La méthode ne prétend pas fournir la teneur en soufre total de la matière organique contenue dans la roche, seuls les composés soufrés pyrolysables seront déterminés. Réalisation expérimentale Le montage expérimental utilisé pour les essais comprend le dispositif de pyrolyse classique ROCK-EVAL, un détecteur à ionisation de flamme, un ensemble d'analyse du SO- composé successivement des éléments suivants : un piège à eau, un filtre, un débitmètre, un analyseur de S0_ à fluorescence U. V. puisée, une vanne de réglage à aiguille, une pompe aspirante. La vanne de réglage permet de contrôler le débit de gaz passant dans la cellule de l'analyseur de S0_ sans perturber le fonctionnement du brûleur à ionisation de flamme. L'enregistrement obtenu avec un échantillon de roche fournit à la fois la réponse en hydrocarbures (S1 et S2) et la réponse en S0_ (S0_ 1 et S0_ _ ) . Le décalage observé entre les hydrocarbures et le So_ provient uniquement du trajet plus long des effluents soufrés avant leur détection. Résultats Deux séries sédimentaires connues ont été étudiées : Bassin de Paris, Toarcien inférieur (matière organique de type II) et série tertiaire de 1'ANGOLA (matière organique de type II mixte). Le soufre est indiqué sour forme d'index de soufre, d'une part par rapport au carbonique total (COT), d'autre part par rapport aux hydrocarbures de pyrolyse S2. Pour la série sedimentaire du bassin de Paris, on a représenté sur la figure 5 un exmple d'enregistrement et sur la figure 6 l'évolution de l'index de soufre avec la profondeur d'enfouissement. On observe que les rapports soufre/COT et soufre/S2, présentent des allures identiques. L'index de soufre varie très peu au début de la zone immature, il décroît rapidement en fin de zone immature et au début de la zone de génération de l'huile. Au coeur de la zone à huile l'index de soufre diminue à nouveau plus lentement. 4. MODULE CARBONE ORGANIQUE La connaissance du carbone organique d'une roche (TOC) est une donnée importante pour caractériser cette roche. Dans la méthode ROCK EVAL, on a vu qu'elle était nécessaire pour déterminer l'index d'hydrogène (IH) et l'index d'oxygène (10). La détermination du carbone organique sur roche est généralement effectuée sur un échantillon préalablement decarbonate à l'aide d'un analyseur de carbone de type LECO ou d'un appareil pour analyse élémentaire de type CHN. Notre souci a été de mettre au point une méthode permettant d'intégrer ce dosage dans le système de pyrolyse ROCK EVAL.
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La pyrolyse sous gaz inerte dans le ROCK EVAL permet à partir des hydrocarbures libres (S1 ) des produits hydrocarbonés résultant du craquage du kérogène (S2), d'accèder au carbone pyrolysable (Cp). La combustion du résidu de pyrolyse ROCK EVAL dans un four annexe, fournit du CO dont la détermination quantitative conduit au carbone organique résiduel (CR). L'influence des minéraux carbonates est éliminée du fait que l'échantillon a subi un chauffage préalable à 550°C sous gaz inerte. La somme du carbone pyrolysable et du carbone résiduel fournit le carbone organique total de l'échantillon (TOC) TOC
=
Cp
+
CR
Réalisation expérimentale La technique 'utilisée consiste à effectuer l'oxydation de l'échantillon obtenu après pyrolyse sous gaz inerte dans un micro four en présence d'oxygène ou d'air. La configuration du four dont le chauffage est maintenu en isotherme à 550°C est la même que celle du ROCK EVAL classique. La nacelle porte échantillon utilisée est celle utilisée classiquement dans le ROCK EVAL. Le CO résultant de l'oxydation de la matière organique résiduelle est retenu dans un piège contenant du tamis moléculaire, placé à la sortie du four. Le temps d'oxydation a été optimisé, une durée de 12 minutes convient dans les différents cas envisagés. Le piège à C0_ est ensuite purgé à l'hélium, puis réchauffé à 300°C pendant 2 minutes. "Xe CO désorbé sous courant de gaz vecteur hélium est analysé quantitativement par'un détecteur à conductivité thermique (TCD). Résultats La figure 7 montre les résultats obtenus à partir d'une série de 81 échantillons provenant d'un même forage pétrolier. Parallèlement à l'analyse du carbone organique (Cp + C„) par la méthode dérivée du ROCK EVAL, on a effectué des déterminations par la méthode classique du four à induction (méthode LECO). La corrélation obtenue entre les deux méthodes est satisfaisante dans la majorité des cas étudiés. 5. CONCLUSION Les études réalisées sur le module d'analyse de roches mères automatisé ont conduit à la réalisation d'un prototype commerclalisable qui a fonctionné de manière satisfaisante. Les bases pour la réalisation d'un module de carbone organique sur roche ont été bien définis et les résultats obtenus sont prometteurs. L'analyse du soufre organique pyrolysable a donné des résultats encourageants mais l'interprétation des données n'est pas évidente et nécessitera des travaux complémentaires.
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SI 88.88 88.29 88.68 88.59
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88.66 81.46 88.43 88.83 88.31 88.35 88.53 81.18 88.68 81.47 88.48
52 884.69 818.23 818.27 812.16 BIB.12 883.32 887.B9 avi.88 884.99 818.45 889.?; 811.98
ae».ae
885.78 887.1' 888.89
S3 81. 49 82. 41 81. 42 81..31 88..97 81..11 81..14 88..61 81..49 82..38 81..42 91..34 88..98 81..28 81..24 89..58
THAX
PI
S2/s:
TÜC
429 427 427 429 424 437 441 436 428 425 424 427 424 427 448 442
a.82 8.82 8.86 0.85 e.io 9.18 6.17 9.29
92.16 6i.¿3 87. li 85.16 18.45 85.¿5 86.22 91.77 92.25 84.23 87.60 8£.94 18.14 84.43 85.79 81.52
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8.81 3.85 8.84 8.18 8.11 8.17 0.21
Hl
o:
268.5 224.9 296.5 422.4 277.7 ¿91.3 256.8 216.9
082. ,5 975. , 7 942. ,7 845. . D 826. ,2 855. ,5 041. ,1
323.7 296.3 412.5 263.3 234.3 256.7 175.5
082. .S 875. .9 942. .4 946. , 7 626. .4 0Ü4. . £. 844. . 7 115. .5
enregistrement
64
F/G. S
obtenu sur un échantillon
de roch»
Q)20mgFEC735 légende«~'frg (SO,) . . . . ' hydrocarbures
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65
FIG.
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(01.15/79)
MISE AU POINT D'UNE PROCEDURE POUR L'EXPLORATION DE ZONES A FAIBLES COEFFICIENTS DE REFLEXION PAR L'APPLICATION COMBINEE DE DIFFERENTES METHODES GEOPHYSIQUES EN PRENANT COMME EXEMPLE LE BASSIN NORD-OUEST ALLEMAND G.P. DOHR, Preussag AG, Erdöl und Erdgas
Resume Sur la base des données existantes, l'accent a essentiellement été mis sur l'interprétation combinée des résultats de différentes méthodes géophysiques. Des techniques modernes de traitement des données géophysiques ont été utilisées à grande échelle. Dans ce projet, une nouvelle interprétation a été faite de la "Gravimetrische nähme" : elle a permis de supprimer à peu près l'influence des sédiments jusqu'au Zechstein. Les résultats de cette interprétation diffèrent de ceux de la "Reichsaufnahme". Ceci est probablement dû principalement aux conditions géologiques qui régnent sous le Zechstein (Permien Inférieur). Une étude du bassin a été effectuée par un résumé des résultats gravirnetriques et aéromagnétiques décrivant l'histoire de ce bassin. La modélisation des résultats gravimétriques, ainsi que l'interprétation des observations de réflexion profonde dans le nordouest de l'Allemagne, ont été utilisées en guise d'informations supplémentaires. Plus de 60 lignes sismiques, enregistrées avec des périodes aller-retour allant jusqu'à 12 secondes, ont été enregistrées et exploitées. Le résultat principal obtenu grâce â ces données gravimétriques, magnétiques et sismiques est une conception de la configuration du Bassin du nord-ouest de l'Allemagne qui diffère d'un grand nombre de théories existantes. Ainsi, une méthode générale est proposée pour explorer des zones similaires qui ne peuvent pas être étudiées uniquement par des explorateurs sismiques.
Se fondant sur les résultats obtenus grâce aux méthodes non-sismiques, le programme de recherche a pour objectif de mettre au point une méthode grâce à laquelle un concept pour la poursuite de l'exploration du Bassin de l'Allemagne du nord-ouest peut être élaboré. Ce concept a pour but de servir d'exemple pour la stratégie d'exploration dans des régions comparables qui ne sont pas suffisamment accessibles par la sismologie. Une importance particulière a été attachée à l'interprétation comparative des résultats de différentes méthodes géophysiques et de leur résumé, afin d'élaborer une conception relative à la structure géologique du bassin en question. De ce fait, des méthodes modernes de traitement des données ont été utilisées dans une large mesure.
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Le sous-projet le plus coûteux - un traitement de la "Gravimetrische Reichsaufnahme" (étude gravimétrique effectuée dans les années 1930 à 1940 et portant sur la totalité du territoire allemand à cette époque-là) a été réalisé par Hermes (Prof. H.-J. Hermes, Ingénieur Diplômé, Wientapperwerg 14 a, D-2000 Hambourg 55, R.F.A.). Dans cette étude, l'influence des sédiments allant jusqu'au Permien Supérieur a été supprimée par une procédure approximative. Pour ce faire, des sections transversales ont été faites à 4 km de distance sur toute l'étendue du Bassin du nord-ouest de l'Allemagne, et les horizons géologiques fondamentaux, conformément aux résultats sismiques par réflexion y ont été enregistrés jusqu'au Permien Supérieur. Ces coupes profondeur doivent être construites en partie à partir de courbes de propagation et de coupes-temps. Dans la phase ultérieure, une compilation a été faite de toutes les données de densité connues à propos des différentes formations géologiques. Celles-ci ont été compilées en partie dans la Bibliographie, dans des enquêtes non publiées effectuées par l'industrie, et dans les mesures des diagraphies de densité obtenus grâce à un grand nombre de puits profonds. Une fois que ces densités de formation ont été enregistrées, la série de couches géologiques - allant jusqu'au Permien Supérieur - a été remplie jusqu'à une densité uniforme de 2,65. La Fig. I montre un exemple d'une telle coupe. Elle est représentée avec une profondeur multipliée par 5. Il a été démontré que dans bien des cas, cette procédure en deux dimensions de la correction de la densité n'est pas suffisante, en particulier lorsqu'on traverse des couches contenant du sel. Etant donné qu'un traitement en trois dimensions semblait être inapplicable, l'influence latérale de la substance saline était estimée dans ces cas-là par une formule approximative. Les résultats obtenus et la tendance des lignes iso indiquaient que la procédure était correcte et suffisamment précise. En vue de contrôler les résultats obtenus, et placés verticalement par rapport aux coupes transversales mentionnées, des profils supplémentaires ont été construits et calculés de la même façon. Le raccordement aux intersections était excellent, sans la moindre exception. Dans l'ensemble, on peut admettre que les valeurs de Bouguer améliorées obtenues grâce à la procédure décrite ci-dessus sont données avec une marge d'erreur maximale de +/-2 milligal. En général, la limite d'erreur du sud au nord augmentera avec l'accroissement de l'épaisseur des sédiments, en particulier les couches les plus récentes du Tertiaire. Par suite du traitement gravimétrique, il existe une mise à jour du diagramme de l'anomalie de Bouguer vers le sud de l'Elbe dans laquelle la série de couches allant jusqu'au Permien Supérieur est remplacée par une densité uniforme de 2,65 (Fig. 2). Dans ses indications structurelles, ce diagramme diverge manifestement du diagramme de Bouguer qui correspond à la "Reichsaufnahme" gravimétrique et révèle une série d'anomalies positives et négatives dont les origines doivent être cherchées dans la gamme pré-permienne. Mais surtout les trois directions majeures des plis qui apparaissent ne cessent de réapparaître dans la direction des anomalies ou en tant que linéaments. Ce sont essentiellement la direction nord-ouest/ sud-est (- hercynienne), la direction sud-ouest/nord-est (- varisque) qui s'étend transversalement par rapport à elle et - par-dessus tout - dans la partie septentrionale, une direction approximative nord-sud. En outre, en certains points, une direction ouest-est apparaît de façon générale. L'idée consiste à attribuer les anomalies positives marquées soit aux calottes dans le soubassement (socle), soit - ce qui dans bien des cas
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est plus vraisemblable - aux intrusions dans le sédiment plus profond. L'alignement des anomalies le long des linéaments géologiques qui émergent, principalement dans la direction hercynienne, met cette interprétation en valeur. Par ailleurs, il est significatif que l'une de ces masses exceptionnelles - l'Anomalie de Bramscher - a fait l'objet d'une enquête très approfondie recourant à des méthodes géophysiques et géologiques. Actuellement, on peut parler avec certitude d'un corps magmatique qui fait obstacle et dont la voûte devrait se trouver â 5 à 6 km de profondeur. A l'heure actuelle, des calculs par modèles se fondant sur un programme de modélisation tri-dimensionnel sont effectués à l'Institut Géophysique de la Technische Universität Clausthal (Université Technique de Clausthal). Ils indiquent qu'au moins dans le sud de la Basse-Saxe, une partie essentielle de l'anomalie gravimétrique peut s'expliquer par des corps intrusifs qui ont été repousses hors de la croûte supérieure/inférieure â tel point qu'ils affleurent à des profondeurs de 8 à 10 km. Là, ceci expliquerait en même temps la faible expressivité de la sismologie par réflexion dans la zone pré-permienne. On trouve donc là bien des points qui suggèrent que le diagramme de Bouguer mis à jour reflète grosso modo les conditions géologiques de la section inférieure au Permien Supérieur. Les anomalies magnétiques qui sont révélées par la levée aéromagnétique de la "Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe" (Institut Fédéral des Géosciences et des Ressources Minérales) peuvent être imputées â une section plus profonde et doivent probablement être cherchées en-dessous du soubassement. Les minima gravimétriques "gréâtes" (?) correspondent peut-être aux régions sous le Permien Supérieur desquelles on trouve des épaisseurs plus grandes de couches de densité plus faible. Il s'agit donc là de sédiments paléozoîques, et principalement de carbone. Un grand nombre des profils de réflexion sismiques choisis qui ont parfois été enregistrés pendant 13 secondes, ont été décrits dans un rapport exhaustif. Ce rapport a montré que dans les régions examinées de plus près, une cartographie des événements de réflexion à partir de la profondeur des discontinuités désignées par Conrad et Mohorovicic est réalisable. En même temps, les profils donnent de claires indications sur l'existence de failles qui s'étendent vers le bas jusqu'à la discontinuité de Mohorovicic. Bien qu'ils se rapportent jusqu'à un certain point à un "déchet" de la sismologie par réflexion, la plupart des profils contiennent des réflexions utiles, voire même excellentes, s'étendant de la profondeur de la lithosphère centrale à la lithosphère inférieure. L'évaluation a révélé que la conception traditionnelle de discontinuités spatiales largement continues, non disloquées et plus ou moins grandes de l'écorce n'est pas défendable. Pour la cartographie des horizons de réflexion à partir de l'écorce centrale et inférieure - en s'écartant ainsi des conceptions antérieures - un réseau de profils relativement dense est indispensable. Le danger des mauvaises interprétations dans la corrélation des horizons sismiques sur de grandes distances est évident. C'est tout particulièrement dans l'écorce moyenne, dans la région de ce qu'on appelle la discontinuité de Conrad, des mouvements considérables apparaissent dans les grandes lignes. Par exemple, sur une ligne sismique de plus de 20 km de profondeur, des variations de la Conrad supérieure s'étendant sur 6 à 7 km sont reconnaissables dans le sud de la Basse-Saxe. Si on suppose que la force résultant des processus tectoniques doit être cherchée dans les sections supérieures - essentiellement
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dans l'écorce centrale et inférieure - alors l'enregistrement, la représentation graphique et l'interprétation des réflexions de cette gamme de profondeurs acquièrent une importance particulière. La Fig. 3 présente la section sous un tel profil. On reconnaît très clairement dans cette présentation graphique fortement soulignée la bande de réflexion qui s'étend de la région profonde de la discontinuité de C et plonge jusqu'à la discontinuité de Mohorovicic. Elle présente une forte structuration à son sommet. A partir des résultats de la "Reichsaufnahme" gravimétrique, Linsser (Dr. H. Linsser, Linsser Geophysical Services Ltd., n° 2104-505 Fourth Ave ., London House, Calgary I, Alberta, Canada) a établi ce qu'on appelle une étude de bassin. Par la suite, tout comme pour le travail détaillé d'Hermès, mais uniquement à une échelle nettement plus grande et sous la forme d'enquête régionale, un remplissage du sédiment s'est effectué jusqu'au Parmien Supérieur pour atteindre une densité de 2,65. Les résultats des diagrammes gravimétriques de Bouguer remis à jour seraient par conséquent similaires par bien des points, mais la présentation de Linsser est une représentation très simplifiée qui ne peut pas remplacer et qui ne remplacera pas celle du traitement détaillé. Néanmoins, il présente la même image, en 1'occurence un gradient de la gravité très marqué à la périphérie méridionale du Bassin du nord-ouest de l'Allemagne et une gravité maximale presque égale à 130 mgal dans le Holstein du sud. Linsser a souligné que ce phénomène d'un grand bassin sedimentaire ayant une gravimétrie élevée très marquée à son centre au commencement de l'affaissement n'existe pas de façon isolée. 11 lui a donné le nom de "type amazonien". Le Bassin de l'Amazone est construit de la même manière. En tant qu'origine de cette gravimétrie élevée, on peut adopter l'hypothèse d'une anomalie dans l'écorce plus profonde (d'après le modèle), un bombement du manteau de la Terre, ou celle du développement d'une intrusion dans la lithosphère inférieure qui a donné lieu à une perturbation de l'équilibre isostatique et a déclenché une compensation isostatique. Un affaissement était entré en action : il était particulièrement important dans le sud du Holstein, là où justement le corps perturbateur dans la roche de fond doit ou devait être cherché. Le même schéma se retrouve également dans le Bassin de l'Amazone ainsi que dans le Bassin Arctique, par exemple. Dans le cas du Bassin de l'Allemagne du Nord, on peut se fonder sur l'hypothèse qu'actuellement, cet effet d'affaissement a pratiquement cessé, car on ne retrouve plus dans le bassin la moindre indication essentielle â propos d'un maximum de densité. Au lieu du "Bassin de Type Amazone", il serait plus juste de parler d'un "Bassin Intracontinental".La Section sismique enregistrée jusqu'à 13 secondes dans le Holstein central indique un déport vertical considérable de 6 à 7 km du "Moho", dans la direction est-ouest. Cette observation confirme la thèse d'un dôme du "Moho" sous le maximum de densité mentionné plus haut. D'après Linsser, on peut supposer que la pente gravimétrique à la périphérie sud du bassin, tel qu'elle est représentée sur la carte gravimétrique à proximité de l'affaissement du bassin, en liaison avec le maximum gravimétrique du Holstein du sud, et l'image du magnétisme est bien définie, si on suggère qu'il y a une "plaque" dans le sédiment plus profond et par conséquent dans le Paléozoîque plus profond. Cette plaque serait formée à partir de roches intrusives et serait en principe présente sous tout le Bassin du nord-ouest de l'Allemagne. Il n'est pas nécessaire de se la représenter comme une plaque rigide dans le sens d'une couche cohérente : elle peut aussi être formée de différentes couches résultant de différentes poussées d'intrusion à un stade antérieur
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de la formation du bassin. Par ailleurs, une telle séquence d'intrusions n'a pas nécessairement abouti à une répartition spatiale à peu près homogène des roches intrusives. Il est tout à fait possible que des intrusions locales de type "bouclier" soient présentes, mais que malgré tout des couches paléozoîques libres soient placées entre celles-ci. Si on les interprète dans le sens d'une étude gravimétrique/magnétique continue, ces boucliers d'intrusion présents sur des zones considérables de la région sembleraient néanmoins être exactement similaires à un bouclier fermé, à peu près dans le genre de la couche sus-mentionnée. Les calculs actuels de modélisation de la gravimétrie indiquent que d'après le traitement gravimétrique, autrement dit après le dépilage gravimétrique jusqu'au Permien Supérieur, une partie des anomalies gravimétriques pourrait être être constituée par des intrusions remontantes ou bien par des corps sousjacents. De là à l'hypothèse de corps intrusifs de type "bouclier", il n'y a alors qu'un pas. D'après Linsser, une "plaque" - comme nous l'avons indiqué n'existerait pas localement et au hasard, mais véritablement sous la totalité du bassin. Si cette supposition est correcte, elle limiterait vers le bas l'exploration du Bassin du nord-ouest de l'Allemagne. C'est la raison pour laquelle la question de savoir si cette hypothèse permet la confirmation ou la réfutation par d'autres procédures (Fig. 4) semble être de la plus grande importance. Une autre méthode apparaît maintenant au premier plan pour la formulation de ces problèmes. C'est la méthode magnéto-tellurique appliquée en. Allemagne du Nord par l'Institut Fédéral des Géosciences et des Ressources Minérales. Cette étude magnéto-tellurique en Allemagne du Nord révèle en premier lieu que ce qu'on appelle le socle magnéto-tellurique se situe â une grande profondeur. Dans l'interprétation de Losecke, Knödel et Müller, les lignes du socle qui englobent donc la zone avec l'augmentation significative de la résistance dans les grandes profondeurs, s'enfoncent du sud vers le nord jusqu'à une profondeur d'environ 18 km dans la Cuvette de l'Elbe Inférieure. A ce moment-là, ce fait apparaissait comme une grande nouveauté par rapport aux conceptions antérieures â propos de la profondeur du Bassin du nord-ouest de l'Allemagne. En outre, il est vraiment remarquable que la méthode magnéto-tellurique montre pour bien des positions en-dessous du Permien Supérieur une succession de conducteurs et de résistances, comme cela apparaît sur la Fig. 5 ci-dessous. Ce profil présente une résistance très marquée dans la zone comprise entre le calcaire permien et le socle, résistance qui rappelle la description par Linsser d'un corps en forme de plaque. A l'heure actuelle, il est certainement trop tôt d'accorder une importance excessive â de tels parallèles. On ne peut qu'affirmer qu'il s'agit là de signes d'instrusions régionales. Ainsi, l'Institut Fédéral des Géosciences et des Ressources Minérales a également mis cette résistance située dans la région ouest du fleuve Weser en rapport avec un "pluton" dans cette région, comme l'avait déjà postulé Nodop. Les résultats partiels abordés ont été obtenus grâce à un réseau à mailles très larges de points topographiques séparés de 40 km les uns des autres. Grâce à une concentration objective des mesures et un relevé le long de bandes de type "profil", depuis le point d'amélioration continu de la méthode de mesure, on peut s'attendre à ce qu'on apporte une contribution majeure à la méthode magnéto-tellurique pour l'étude du socle le plus profond. Ces recherches ont été complétées par une modélisation sismique qui avait pour but d'indiquer par des enregistrements sismiciues l'image d'un
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réflecteur plissé (carbone) sous-jacent à une couverture + horizontale. Avec un plissement relativement serré -comme on peut l'admettre sur le bord sud du Bassin de l'Allemagne du Nord, l'image de réflexion est rendue entièrement floue par l'"effet de focalisation". Un empilement produit une image d'énergie diffuse qui ne présente aucune ressemblance avec la situation géologique effective. Le traitement à l'aide de schémas de migration - surtout après des sismo-sondages très précis - permet néanmoins une reconstruction relativementbonne de l'image géologique dans la mesure où le plissement du réflecteur n'est- pas trop net. A partir des études effectuées dans le cadre du Projet, pour l'Allemagne du Nord, il y a une série de résultats qui doivent désormais être compilés pour produire un concept d'ensemble. Ainsi, c'est la liaison intellectuelle connue entre les affirmations isolées que nous devons maintenant trouver. Le traitement de la gravimétrie a abouti à un graphique sur lequel les tendances géologiques fondamentalement connues apparaissent part iculièrementiclairement. Le croisement des tendances varisque, hercynienne et rhênique aboutit apparemment à un système de blocs et à la révélation d'espaces dans lesquels on peut s'attendre à des systèmes de fractures qui semblent être plus grands, et par conséquent à des zones de faible réflexion. La possibilité de reconnaître une série d'anomalies gravimétriques de ce type par la méthode magnétique est une indication supplémentaire pour l'interprétation en tant que corps intrusifs de base, et de ce fait, dans certaines régions plus grandes, de nouvelles considérations géologiques apparaissent en pointillés. D'autre part, dans bien des cas ceci ne permet pas d'établir une corrélation entre la gravimétrie et la méthode magnétique. Etant donné que nous devons probablement imputer les anomalies dans le graphique de gravimétrie - en conformité avec le traitement qui a été décrit ci-dessus - aux causes provenant de la région pré-permienne, les zones des minima gravimétriques pourraient correspondre à la série de couches plus épaisses et de plus faible densité situées sous le Permien. Les maxima gravimétriques peuvent résulter soit d'intrusions, soit de calottes du socle. D'autre part, on pourrait aussi considérer dans le même contexte que plusieurs des grandes anomalies correspondent à la partie supérieure d'un corps perturbateur situé plus profondément et qui affleure particulièrement haut à différents endroits, ou qui a produit des corps intrusifs qui se projettent assez haut. Là, à l'avenir, une étroite corrélation avec les sections sismiques ayant de longues durées d'enregistrement sera nécessaire, auquel cas une révision partielle des données sismiques est conseillée en ce qui concerne ce problème. Du moins dans l'exemple donné, les premiers parallèles entre les conceptions sismiques et gravimétriques modélisées sont indiqués, ce qui nous encourage à poursuivre cette tâche. Tout le traitement montre qu'à l'avenir les études de modèles, en commençant par l'enregistrement et le calcul de sismogrammes modèles, en continuant par le calcul de corps modèles à partir de la méthode potentielle et jusqu'à la combinaison entre les deux, acquerront une grande importance. Il semble qu'une combinaison des corps modèles et des éventuelles zones de fracture dans les profils sismiques régionaux avec une période d'enregistrement plus longue sera - du moins régionalement - possible et couronnée de succès. Du point de vue méthodique, le traitement montre que - tout au moins dans ce type difficile de bassin qu'est le Bassin du Nord-Ouest de l'Allemagne, et il ne s'agit certainement pas d'un cas individuel - il est impératif d'avoir accès à toutes les informations géophysiques et de rassembler toutes les différentes méthodes géophysiques d'interprétation. Par consé-
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quent, cela ne signifie pas qu'il faudra se contenter d'une méthode sismique par réflexion relativement coûteuse. Il est tout aussi futile d'effectuer uniquement une étude gravimétrique ou magnétique et de faire à partir de là des tentatives d'interprétation. Cela indique d'autant plus nettement que les différentes méthodes fournissent en bien des points plusieurs références obtenues en parallèle et qui aboutissent quand même, en fin de compte, à une conception à peu près concrète, ou bien à une alternative entre deux options, par exemple, qui doit encore être clarifiée par de nouvelles mesures spécifiques. Une formulation concrète du problème dans l'exploration constitue déjà à coup sûr un progrès notable dans cette affaire.
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FIGURE 2 : Une partie de la carte révisée des Anomalies de Bouguer de l'Allemagne du Nord
ALLEMAGNE DU NORD. REFLEXIONS PROFONDES DE L'ECORCE
FIGURE 3 : Section sismique présentant de profondes réflexions de l'écorce dans la région sud de la Basse-Saxe. Cette section est comprimée au niveau de la profondeur (à peu près 1 : 4 ) .
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FIGURE 4 : Section transversale hypothétique traversant le Bassin du NordOuest de l'Allemagne et donnant des indications sur une plaque d'intrusions et d'extrusions et sur la discontinuité de Mohorovicic en forme de dôme dans la partie centrale du bassin.
FIGURE 5 - Les résultats de l'étude magnéto-tellurique sur la partie sud du Bassin du Nord-Ouest de l'Allemagne. Notez bien le changement entre les résistances (en sombre) et les conducteurs (en clair) au sein de la formation pré-permienne.
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(01.27/81) DEVELOPPEMENT TECHNOLOGIQUE ET ESSAI DE IA MAGNETOTELLURIQUE A DOUBLE REFERENCE (RRMT) W. LOSECKE, K. KNOEDEL, W. MUELLER, H. RODEMANN, J.M. DA COSTA* Office fédéral des sciences de la Terre et des matières premières : *INPE, CNPq Brésil Résumé Il s'agit de continuer à développer la technologie magnêtotellurique à double référence (RRMT) em vie de son utilisation routinière dans la recherche des hydrocarbures. Le procédé permet d'accroître la fiabilité en réduisant l'influence des bruits parasites . -
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Les travaux ci-après avaient été prévus : Perfectionnement des programmes de traitement en vue d'accélérer celui-ci et d'améliorer la fiabilité du système. La plupart des travaux sont achevés. Essais de mesures destinés à déterminer la distance optimale entre l'installation de mesure éloignée et l'installation de mesure de base et visant à accélérer les mesures. Ces travaux sont achevés. Mise au point et essai de la technique de prospection dans les bassins sédimentaires profonds comportant des couches d'évaporite et des plutonites. Les mesures se sont déroulées sur 3 profils dans le nord de l'Allemagne. Leur interprétation est en cours. Mise au point et essai de la technique d'exploration dans des régions comportant des failles inverses recouvrantes. Ces mesures sont prévues pour la fin de l'automne 1984 dans la frange septentrionale des Alpes.
1. OBJECTIF Il est prévu, dans le cadre du présent projet de perfectionner la technologie "Remote Reference Magnetotellurik - RRMT" (magnetotellurique à double référence) en vue de son utilisation régulière pour la prospection des hydrocarbures. Cette technologie permet d'accroître la fiabilité du système en réduisant l'influence du bruit. Ce procédé comporte des installations MT qui enregistrent en deux points différents A et B : ces installations n'opèrent plus tout à fait indépendamment l'une de l'autre, mais de façon exactement synchronisée. Contrairement à ce qui se passe avec la magnetotellurique "classique", les données du point de mesure B (station de référence) servent à améliorer les résultats obtenus au point de mesure A (station de base) (corrélation croisée des données de A et de B) et inversement. L'utilisation de deux installations permet également d'accroître la rapidité des mesures.
- 76 Le concept de Remote Reference (double référence) n'a été développé que fin 1978 aux Etats-Unis (1). Les essais pratiques en matière de prospection d'hydrocarbures pour structures géologiques spécifiques et dans les conditions de bruit existant en Europe du fait de la forte densité de la population, et notamment des flux industriels, restent à réaliser. Cli songe ici à certaines régions où la sismique rencontre un certain nombre de difficultés de reconnaissance, comme par exemple lorsqu'on se trouve en présence de structures sédimentaires sousjacentes à des couches volcaniques ou alpines ainsi que dans les régions où existent d'importants gisements d'êvaporite dans de profondes cuvettes de sédimentation, c'est-à-dire dont la profondeur dépasse 5 Ni». L'élaboration des objectifs s'est traduite par un prograimte de travail détaillé qui peut être résumé essentiellement comme suit j a) Perfectionnement des programmes de traitement en vue d'accélérer celui-ci et d'améliorer la fiabilité. b) Essais de mesures permettant de déterminer la distance optimale entre les deux installations de mesure et visant à accélérer les mesures. c) Développement et essai de la technique de prospection dans les bassins sédimentaires profonds (nord de l'Allemagne) comportant des couches d'êvaporite et des plutonites. d) Mise au point et essai de la technique de prospection dans des régions comportant des failles inverses recouvrantes (frange septentrionale des Alpes). Le projet a démarré en septembre 1982. Sa durée prévue est de 3
2. ETAT DES TRAVAUX 2.1 Evolution des progrannies La concentration des méthodes de traitement de la magnétotellurique "classique" (single site) et du RRMT en un seul et unique prograrrme de traitement a permis de traiter en un seul passage en machine les résultats de quatre passages selon le système antérieur. traitement des données de la station de base par le procédé à Double Référence traitement des données de la station de base par le procédé de traitement simple traitement des données de la station de référence par le procédé à Double Référence traitement des données de la station de référence par le procédé de traitement simple Abstraction faite des simplifications au plan de l'organisation, il a ainsi été possible de réduire la durée des calculs à environ un tiers du temps normal. Un programme amélioré a été incorporé dans le programme combiné de traitement simple et à double référence afin de tenir compte des fonctions de transmission périphériques. Il permet de corriger un certain nombre d'effets thermiques sélectionnables un à un, à savoir : sensibilité thermique des constantes de bobines filtres sensibles aux températures une modulation du champ magnétique continu présentant des oscillations des constantes de bobines en fonction du temps (c'est-à-dire de la température) tensions thermo-électriques.
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Par ailleurs, deux autres sous-programmes ont été intégrés dans le traitement : calcul des limites de confiance pour les résultats du traitement sur la base d'une étude de GAMBLE et al. (2). possibilité sêlectionnable d'éliminer les données fausses d'après les tests de cohérence entre les stations A et B. 2.2 Mesures d'essai pour le procédé à double référence Des essais ont été faits avec une station de base fixe et une station, de référence, implantée à des distances diverses de la première station. A cet effet, des courbes de mesure ont été obtenues dans l'intervalle de période allant de 0.1 jusqu'à 1 0 4 s. Les résultats peuvent être récapitulés comme suit : Le REMT fournit, en règle générale, par rapport au MT "classique" des courbes de sondage bien meilleures, à condition que le bruit ne soit pas corrélé dans les deux stations et que le rapport signal/bruit ne soit pas trop faible. Les meilleurs résultats ont été obtenus lorsque les deux composantes horizontales du champ magnétique ont été utilisées conme champs de référence. L'amélioration de la qualité se répercute le plus dans le secteur à périodes brèves des courbes de sondage (de 0.1 à 100 s ) , car c'est là que 1'influence du bruit est la plus prononcée. Une amélioration se produit déjà lorsque la station de base et la station éloignée sont placées l'une à côté de l'autre (à une distance d'environ 10 m ) ; cette amélioration s'accroît, en règle générale, lorsque la distance de référence grandit. La distance maximale est limitée par la portée de notre liaison phonique et s'élève à quelque 25 à 30 km. Une distance optimale, valable dans tous les cas, ne saurait être indiquée car elle est fonction des conditions de bruit qui diffèrent d'un lieu à l'autre. Mais l'expérience montre qu'en Allemagne du nord de bons résultats peuvent être obtenus avec des distances comprises entre quelque 10 à 30 km. La figure I montre, à titre de comparaison, la courbe de sondage obtenue par la station WAG suivant le procédé classique et celle obtenue à la même station par le RRMT. La distance de référence est de 26 km. Dans la gamme de périodes allant de 0.1 à 100 s, il est impossible d'ignorer le gain de qualité. 2.3
Mise à l'essai de la technique exploratoire dans le tectogène de la Basse-Saxe
Deux profils dans le tectogène de la Basse-Saxe ont été sélectionnés pour constituer le premier champ de mesure pour la mise à l'essai, au sens d'une utilisation de routine du RPMT. En sus d'un plutonite acide supposé, le dinant, caractérisé par une résistance spécifique inférieure à 0.5 Ohm.m. présente un intérêt particulier pour l'exploration MT sur les profils. Il faudrait essayer dans la partie sud-ouest de cette région de dresser la carte topographique de cette couche comme horizon paléontologique. Par ailleurs, il conviendrait d'établir si, sous le dinant et le dévonien, il est encore possible d'attester la présence de cambro-silurien bon conducteur. De plus, la profondeur à laquelle se trouve le socle est intéressante. Des mesures "classiques" de MT à grande échelle ont déjà été réalisées entre 1975 et 1977 par LOSECKE et al. (3) dans le nord de l'Allemagne.
- 78 La situation des profils et des points de mesure ressort de la figure II. Au total 50 points ont été mesurés, dont 22 situés dans une gamme de périodes allant de 0.2 à 10 4 s et 28 dans la gamme comprise entre 0.2 et 2000 s. la distance moyenne entre les points de mesure est de 3,2 km, la distance de référence moyenne de 12 km avec des valeurs extrêmes de 3 et de 26 km. Les mesures ont été réalisées de la façon suivante : Carmençant à l'une des extrémités du profil, les deux installations de mesure ont été mises en place en deux points de mesure du même profil, à une distance de référence d'environ 12 km. A l'issue des mesures effectuées sur ces points, les installations ont été transférées simultanément au point de mesure le plus proche de chaque installation etc. Il a alors été constaté des différences dans les distances de référence, dues, entre autres, au fait que les points de mesure ne sont pas equidistante. Fendant que les mesures étaient en cours, les deux points de mesure les plus proches étaient déjà préparés pour la mesure suivante. Quatre à cinq personnes participaient aux mesures. La durée moyenne par point de mesure était de 2.6 jours. La partie principale des travaux s'est déroulée à la fin de l'automne et au cours de l'hiver 1983/84. Les données recueillies sont pour la plupart de bonne et parfois même de très bonne qualité. Certains points de mesure dans les zones de profil à très forte densité de population ont fourni des données de moindre qualité dans la zone de fréquence comprise entre 0.2 et 10 s. On s'emploie actuellement å interpréter les données en vue d'obtenir un modèle du sous-sol. 2.4 Essai de la technique de prospection dans la partie orientale du Holstein Un profil dans la partie orientale du Holstein a été sélectionné carme seconde zone de mesure. Dans cette région on observe d'importantes anomalies magnétiques et gravimétriques. Mais carme on s'attend sur le plateau du Holstein oriental et ce, jusqu'au socle thuringien, à un gisement relativement non accidenté, les raisons de cet état de choses doivent être recherchées dans les terrains préthuringiens. On espère que les travaux fourniront une contribution à la connaissance des terrains préthuringiens, notamment en ce qui concerne la profondeur à laquelle se situe le socle. La situation des points de mesure ressort de la figure III. Vingtdeux points ont été mesurés, dont 4 dans une garrme de période allant de 0.2 à 10 4 s et 18 dans la garrme de 0.2 à 2000 s. La distance moyenne entre les points de mesure est de 5,5 km, la distance de référence moyenne de 22 km. Les travaux techniques se sont déroulés carme il a déjà été décrit au chapitre 2.3. La durée de mesure moyenne par point était de 2,3 jours. Les travaux ont été réalisés de la mi-mars environ jusqu'au début du mois de mai 1984. Les données chiffrées sont, pour la plupart, de très bonne qualité, à quelques exceptions près dans la garrme de période allant de 0.2 à 10 s. L'interprétation ne pourra être faite qu'à l'issue des mesures prévues pour la fin de l'automne 1984 et décrites au chapitre 2.5. 2.5 Essai de la technique de la prospection dans des zones comportant des failles inverses de recouvrement La troisième zone de mesure prévue est un profil à la lisière septentrionale des Alpes, située sensiblement sur une ligne allant d'Arrmer-
- 79 see au massif du Karwendel. Les recherches exploratoires ont pour objectif des couches bonnes conductrices telles que la molasse sous les couches alpines calcaires. Des couches de ce genre entrent éventuellement en ligne de compte pour stocker des hydrocarbures. Les travaux en sont actuellement au stade de la planification. Ils seront effectués à la fin de l'automne et pendant l'hiver 1984. Dans son ensemble, le projet s'est déroulé jusqu'ici en respectant le calendrier prévu. BIBLIOGRAPHIE (1) (2) (3)
GAMBLE, T.D., GOUBAU, W.M. & CLARKE, J. (1979). Magnetotellurics with a remote reference. Geophysics, 44 ; 53 - 68 GAMBLE, T.D., GOUBAU, W.M., CLARKE, J. (1979). Error Analysis for remote reference magnetotellurics. Geophysics, 44 : 959 - 968 LOSECKE, W., KNOEDEL, K., MUELLER, W. (1979). The conductivity distribution in the North German Sedimentary Basin derived from widely spaced areal magnetotelluric measurements. Geophys. J.R. astr. Soc. 58 : 169 - 179
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80 -
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Figure I : La partie supérieure représente une courbe de sondage pour la s t a t i o n VIAG, obtenue par l e s méthodes de 1* fTT classique. La dispersion des points de mesure dans la garrme de 0.1 à 100 s due à des données de moins bonne q u a l i t é . La partie inférieure représente une courbe de mesure s e n s i blement améliorée par l e procédé de prospection à double r é férence.
- 81 -
Figure H
: Situation des points de mesure en Basse-Saxe et en Rhénanie du Nord.
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Figure H I : Situation des paints de mesure dans l e Ffolstein o r i e n t a l .
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(05.15/79) EMPLACEMENT FRAC SISMIQUE ET GEO-ELECTRIQUE A PARTIR DE LA SURFACE DE LA TERRE OU DE TROUS DE SONDE E. WIERCZEYKO PRAKLA-SEISMOS GmbH,. Section d'Ingénierie Géophysique Hannovre, République fédérale d'Allemagne Résumé La détermination de la propagation - sur le plan de l'orientation et de la distance - des "fracs" produites par des méthodes hydrauliques en ayant recours à l'acquisition de données à la surface a été et reste encore l'objectif de ce projet de recherche et de développement. La détermination de la direction de propagation de la frac peut être considérée comme résolue grâce aux méthodes actives et passives d'acquisition de données géo-électriques à partir de la surface. Une détermination de la distance de propagation de la frac ne peut être faite qu'en utilisant l'acquisition de données à partir des signaux sismiques et acoustiques résultant d'événements de fracturation. Néanmoins, à cause de l'atténuation à énergie élevée des ondes sismico-acoustiques dans les roches sédimentaires, l'acquisition de données devra être effectuée aussi près que possible de l'emplacement de la frac. Pour ce faire, une interprétation sans équivoque des arrivées d'ondes P (primaires) et S (secondaires) qui sont reçues doit être possible. Normalement, dans l'acquisition de données sismiques/acoustiques, c'est-à-dire pour les fracs de gaz à de grandes profondeurs, un seul trou de sonde est fait, en 1'occurence le sondage de frac lui-même. Une sonde équipée de récepteurs d'accélération à trois axes doit être introduite dans ce trou de sonde et, par l'intermédiaire d'un pacteur (packer), sur un câble de puits sous enveloppe d'acier et à 7 conducteurs, placée comprimée contre la paroi du sondage - à quelques mètres au-dessous de la position de frac. Les signaux acoustiques pour la sismique, qui arrivent à la sonde du récepteur durant et après la fracturation, sont transmis en mode analogique par le biais du câble de puits à l'instrument qui est à la surface et sont enregistrés sous une forme numérique sur une bande et sous une forme analogique sur du papier enregistreur à alimentation lente.
1.
INTRODUCTION
Dans les gisements de pétrole/gaz à perméabilité faible, ce qu'on appelle la méthode de fracturation hydraulique est appliquée de plus en plus fréquemment afin d'augmenter la production. Pour obtenir une exploitation optimale de ces gisements, il est nécessaire de savoir dans
- 84 quelle direction et jusqu'à quel point ceux-ci ont été ouverts par l'opération de "frac". Avec le soutien de la Communauté européenne et du Ministère fédéral de la Recherche et de la Technologie (BMFT) PRAKLA-SEISMOS de Hannovre s'est lancé le 4 janvier 1980 dans un projet de recherche et de développement qui avait pour objet de déterminer les deux paramètres de frac : la direction de propagation de la frac et la distance de propagation de la frac, et ceci de la façon la plus précise et la plus économique possible en se servant de mesures géophysiques à la surface de la terre ou dans des trous de sonde. Durant la discolation des horizons pétrolifères/gazéifères (généralement des grès) par l'injection de liquide à pression élevée, du bruit de roche est produit sous la forme d'événements acoustiques concernant la sismique. La conductivité électrique - et par conséquent le champ électrique - sont modifiés autour du gisement fracturé à cause du liquide injecté. Le résultat, c'est que les altérations dans le gisement causées par l'opération de frac peuvent être détectées - en premier lieu à la surface - à l'aide d'observations et d'enregistrements sismiques et géo-électriques. La première partie de ce projet de recherche et de développement a par conséquent été intitulée : Localisation sismique et géo-électrique par frac à partir de la surface de la terre. 2.
DETERMINATION DE L'ORIENTATION DE LA FRAC A L'AIDE D'EXPLORATION GEOPHYSIQUE
DE METHODES
2.1
Cartographie de la direction de la frac à l'aide de méthodes d'acquisition de données géo-électriques actives et passives à la surface de la terre
Pour déterminer la direction de la frac à l'aide de méthodes d'acquisition de données, 144 sondes électriques non polarisables sont installées en quatre cercles au-dessus de la position de la frac souterraine et reliées au camion d'études géologiques un jour avant le début de la fracturation. Chaque cercle se compose de 36 sondes qui sont placées à 10° d'intervalle. La distance entre les cercles se situe entre 15 et 100 m (figure 1) en fonction de la profondeur de la frac et de la longueur prévue pour la frac. Cette année, le nombre total de sondes a été porté de 144 à environ 200 afin d'obtenir une disposition en grille directement au-dessus de la position de la frac pour la zone proche, ou en utilisant un cinquième cercle. L'acquisition de données s'est faite en utilisant un lecteur de données modifié HP 3497 A en liaison avec un ordinateur HP 9845; ces données ont été mémorisées sur des disquettes. Pour le traitement de données, l'appareil HP 9845 a été complété par une table traçante DIN Al HP 7580 A. 2.1.1 Méthode géo-électrique active La méthode géo-électrique active se fonde sur une comparaison entre la répartition potentielle non perturbée d'un champ électrique produit artificiellement avant la dislocation et le champ perturbé après la dislocation créée par l'opération de frac. Le champ électrique artificiel est créé en introduisant un courant électrique maximum de 15 A et de 1 500 V, ce qui permet d'utiliser les tubages du sondage de frac et d'un sondage éloigné situé à "l'infini" comme des électrodes
- 85 d'entrée. La partie gauche de la figure 1 montre le changement du potentiel électrique artificiel entre "avant" et "après" l'opération de frac, entre les cercles A-B, B-C et C-D. Ces cercles concentriques ont un rayon qui augmente de 15 m en 15 m. Dans la zone proche (différence potentielle entre les cercles A-B, entre 15 et 30 m depuis le puits), la frac se propage presque surfaciquement vers le sud. La propagation effective de la frac vers l'ouest et le sud-est peut ensuite être vue entre les cercles B-C (30 à 35 m) et les cercles C-D (35 à 60 m ) . La direction nord-ouest de la frac qui est constatée pour les cercles B-C est également suggérée dans la zone proche (cercles A-B). 2.1.2 Méthode géo—électrique passive Depuis 1981, on s'est rendu compte grâce aux opérations de frac que les polarisations électriques spontanées varient dans la direction de la frac après le démarrage de la fracturation, et ceci d'une valeur pouvant aller jusqu'à 40 mV (25 mV en moyenne), tandis que dans les autres directions, aucune variation ne se produit. Il est possible de mesurer de telles différences en concevant un ensemble de sondes surfaciques au moins 15 heures avant la fracturation, car dans cette "période de tranquillité", le bruit qui peut atteindre jusqu'à 25 mV peut être amorti jusqu'à moins de 2,5 mV. Sur le côté droit de la figure 1, les changements potentiels des polarisations spontanées entre llhl8 et 12hl0 durant la fracturation sont représentés pour les trois régions des cercles A-B, B-C et C-D. Les variations de potentiel sont reconnaissables en tant qu'amplitudes d'un train d'ondes sinusoïdales sur l'axe du temps dans les directions respectives. Une comparaison avec la méthode active révèle une bonne coïncidence bien que la direction nord-ouest de la frac sur les cercles A-B et B-C soit mieux définie. 2.2
Acquisition de données sismiques sur les événements de frac à la surface de la terre
La localisation de la frac à l'aide de méthodes d'acquisition de données sismiques à la surface est, si on la compare à la géoélectricité, une entreprise qui nécessite beaucoup de travail et qui coûte donc cher. En juillet 1981, une tentative a été faite dans le puits GOLDENSTEDT ZÌI pour suivre la fracturation d'un grès gazéifère dans le Carbonifère supérieur à une profondeur comprise entre 3 960 m en faisant appel à des techniques sismiques à la surface. Les dispositifs suivants ont été nécessaires pour le travail sur le terrain (figure 2) : un dispositif transversal de quatre lignes, A, B, C et D, chacune composée de groupes de géophones constitués chacun de 24 géophones distincts. Le nombre total des géophones était donc de 1 152, avec une fréquence naturelle de 14 Hz, et ils étaient disposés en ligne sur 6,4 kilomètres. Durant la période d'injection d'environ sept heures, 40 bandes magnétiques ayant chacune une durée de cinq minutes et 40 secondes ont été enregistrées en utilisant un appareil sismique numérique du type DFS III avec une vitesse d'échantillonnage de 4 ms, ce qui correspond à une fréquence maximale de 125 Hz. Pendant le temps total de frac d'environ sept heures plus de trois heures et 50 minutes ont pu faire l'objet d'un enregistrement sismique à la surface. Un sismogramme d'une durée approximative de quantre secondes commencé peu de temps avant la fracturation, à 10h59'20", est présenté au centre de la figure 2.
- 86 Les événements sismiques qui découlent de la fracturisation des roches sont recouverts par différents types de bruits. La principale source sonore, ce sont les pompes qui fonctionnent horizontalement, c'est-à-dire sur l'axe X-Y (qui sont actionnés hydrauliquement par des pompes centrifuges et des appareils au diesel) et qui sont nécessaires pour l'injection du liquide de la frac. Au cours d'études et d'essais effectués en juin 1980 dans une frac de gaz à 4 000 m de profondeur, il a été constaté que l'élément de bruit pour le composant Z dans la gamme de fréquence comprise entre 12 et 30 Hz peut être supprimée en grande partie par la mise en groupe du dispositif pour les groupes de géophones (figure 2, coin supérieur gauche). Sur les 40 bandes magnétiques enregistrées, environ onze ont été entièrement ou partiellement traitées par le centre de traitement informatique de PRAKLA-SEISMOS. Il a très vite été constaté que le bruit périodique de la pompe qui constituait une gêne auparavant avait été en grande partie supprimé grâce au rassemblement du groupe de géophones sélectionnés. Par conséquent, la déconvolution appliquée, c'est-à-dire la suppression par filtrage du bruit périodique, n'a pas produit une amélioration majeure des signeaux. Des essais de filtrage à grande échelle ont ensuite montré qu'en utilisant un filtre à bande étroite de 20 à 36 Hz, il a été possible de faire sortir des signaux isolés du bruit de fond. AU bas de la figure 2, un net alignement de ces signaux sismiques de 25 Hz est perceptible sur presque toutes les 46 traces du dispositif transversal. Comme vous le verrez dans la section suivante, les événements de frac réels émettent généralement des signaux sismiques et acoustiques dans la gamme de fréquences comprise entre 200 et 2 500 Hz. L'émission du signal sismique enregistré de 25 Hz coïncide avec la dissipation de la pression maximale de la pompe. En conséquence, il convient de supposer que les signaux sismiques de 25 Hz ne proviennent pas des événements de frac, c'est-à-dire de la fracturation des roches, mais de quelques processus résultant d'énergies élevées et similaires à des tremblements de terre, et qui se produisent quand les fissures existantes s'élargissent. A mesure que la pression diminue et que l'émission de signaux sismiques coïncide, il est possible que la soudaine libération de la pression après l'ouverture de la fissure était elle-même la cause de l'énergie sismique de 25 Hz. 2.3
Acquisition de données sismiques concernant l'acoustique à partir d'événements de frac dans les trous de sonde
Il a été démontré dans les paragraphes qui précèdent que le recours à l'acquisition de données uniquement à la surface de la direction de propagation d'une frac d'origine hydraulique peut être déterminé. D'autre part, la distance de propagation ne peut être déterminée que s'il est possible d'enregistrer les ondes acoustiques Pet S- concernant la sismique et provenant également des événements de frac. Des signaux acoustiques excellents ou interprétables par la sismique provenant d'événements d'observation spéciaux creusés dans sondages d'observation spéciaux creusés à la profondeur approximative de la frac dans le granit, à Falkenberg et à Mayet la Montagne (Projet franco-allemand de roche chaude/sèche), dans du grès carbonifère (gazéification du charbon in-situ dans le Nord de la France) et dans du sel gemme. Les fracs de gaz en particulier sont effectuées à des profondeurs d'environ 4 000 m et par conséquent, à cause du coût élevé, aucun
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87 -
Bondage de profondeur similaire n'est disponible pour l'acquisition des événements de frac. Cela signifie que l'acquisition doit être directement faite à partir du sondage de la frac. En 1982 en France, cette idée a été mise en oeuvre avec succès à l'aide de la technique SIMFRAC dans un sondage de la frac pour la gazéification du charbon in-situ. Pour examiner un appareil complet constitué d'un packer et d'un géophone suspendu, la sonde a été introduite dans le puits avec la garniture de la mèche suspendue juste au-dessus de la position de frac. Après le couplage à distance avec le câble du puits, on a fait descendre la sonde du géophone vers la position d'enregistrement en-dessous de la position de frac. PRAKLA-SEISMOS a effectué un essai similaire en 1983 sur un champ pétrolier allemand (figure 3) à la suite de quoi une sonde de géophone à axe triple et de faible diamètre a été introduite à travers un packer et placée sous la position de frac au fond du puits. Les signaux acoustiques pour la sismique ont été transmis sous une forme analogique par l'intermédiaire d'un câble de puits à tubage d'acier et à 7 conducteurs relié à l'instrument d'enregistrement PCM gardé à la surface, où les signaux ont été mémorisés sur une bande. Le contrôle continu de l'acquisition de données a été obtenu par un enregistrement similaire de signaux analogiques à l'aide d'un enregistreur à alimentation lente du papier. L'acquisition des données a été faite durant l'opération de frac complète ainsi que pendant quelque temps par la suite. Une fois que les résultats obtenus se sont révélés satisfaisants, la mise au point d'une sonde réceptrice à trois axes a été accélérée. Avec ses 52 mm de diamètre,elle sera en mesure de passer à travers le packer et de dépasser la position de frac. En plus, la sonde sera équipée d'un système de fixation et d'un compas pour l'orientation du système du récepteur. Il faut aussi qu'elle soit totalement opérationnelle aux températures qui régnent dans la région de la position de frac (environ 150 °C). Il est prévu que cette sonde sera achevée vers la fin octobre 1984. Si l'industrie allemande du pétrole et du gaz nous donne l'occasion de participer à une opération de frac en novembre/décembre 1984, dans le cadre de ce projet de recherche et de développement, l'essai relatif à la direction de propagation de la frac pourra alors avoir lieu avant la fin de l'année.
8 8 .
METODS PA SSIVE
METHXE ACTIVE
Æ/ CERCLE A, B
Chanp p o t e n t i e l
Variation de SP
Différence
■ . • » * ■ ,
Cercles concentriques avec la ccnfiguration géoélectrique de la sonde
" '• "
CERCLE B C
Puits de fracture
Distance entre les différents cercles : 15 m Profondeur de la frac : 760 m
^K ii II i»
CERCLE C D
Différence max. 160 mV
Durée d'enregistrement : llhlB îaio
FIGURE 1 DETERMINATION DE LA DIRECTION DE LA FRAC A L'AIDE DE METHODES ACTIVES ET PASSIVES D'ACQUISITION DE DONNES GEOELECTRIQUES
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89 -
vers le puits de fracture
Schéma d'un groupe de 24 géophones Dispositif sismique total de 4 (A + B + C + D) x 12 géophones Section sismique originale enreà partir t de l'opéde frac
Section de temps (2 premières sec.) du sismogramme ci-dessus traité avec un filtrage spécial et une déconvolution.
FIGURE 2 - DETECTION DE L'ORIENTATION DE LA FRAC AVEC L'ACQUISITION DE DONNEES SISMIQUES A LA SURFACE DE LA TERRE
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Unité d'acquisition de données sismiques acoustiques
90 -
raccordements de tête de puits de BOP
en provenance des équipem e n t s d'injection
tubes de 2 7/8"
tubage de 7"
packer
Zone de . fracturation
33
Sonde réceptrice «£• â troix axes p.° signal de réception typique d'un événement de frac
FIGURE 3 - ACQUISITION DE DONNEES SISMIQUES/ACOUSTIQUES DANS UN PUITS DE FRACTURATION HYDRAULIQUE
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91
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(01.21/80)
P.S.V. ET SISMIQUE DE SURFACE EN ONDES LONGITUDINALES ET TRANSVERSALES SUR GISEMENT E. BLONDIN Gaz de France M. LAVERGNE Institut Français du Pétrole J.L. MARI Institut Français du Pétrole Résumé Des observations par profils sismiques verticaux et par profils sismiques de surface ont été faites en ondes longitudinales et transversales sur un stockage de gaz du Bassin Parisien. L'objectif de ces mesures étant de rechercher si l'on pouvait détecter les variations du plan eau-gaz dans le gisement, on a exécuté les observations lors de saisons différentes, mais dans des conditions de terrain aussi constantes que possible. Le remplissage du réservoir variant, la sismique était-elle assez détaillée pour montrer un changement ? Le calage des coupes sismiques ayant été effectué avec soin sur les profils sismiques verticaux, il est possible d'identifier une réflexion correspondant au toit du réservoir. On observe sur certains des profils en ondes longitudinales une légère variation d'amplitude de cette réflexion, dans la zone où l'on sait que la bulle de gaz varie d'une saison à l'autre. D'autre part, le temps de traversée d'une tranche de terrain englobant le réservoir, estimé en tous les points d'un même profil, montre une variation très faible, mais systématique, qui correspond assez bien à ce que l'on pouvait attendre. Il semble donc que, dans le cas présent, la sismique de surface ait permis de mettre en évidence l'imprégnation de la couche en gaz et de placer relativement correctement les limites de la bulle.
INTRODUCTION Afin de mener à bien l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures, les géologues et les ingénieurs de production ont besoin de connaître de façon aussi détaillée que possible quelles sont ses particularités : forme et épaisseur de la couche magasin, variations latérales éventuelles des propriétés du réservoir. De plus, lors des opérations de stimulation de la production, il est fort utile de pouvoir suivre le front d'injection des fluides. Aussi a-t-il paru intéressant d'éprouver la capacité des méthodes sismiques à suivre un front eau-gaz dans une couche magasin. Un stockage artificiel de gaz, appartenant à la Société Gaz de France, a servi de terrain d'expérience pour ces essais. Il avait été prévu de profiter de la respiration du gisement, bien rempli en été,
- 92 déprimé en hiver, pour voir si la sismique de surface peut déceler les déplacements du plan d'eau. L'avantage du travail sur un stockage artificiel réside essentiellement dans le fait que l'on dispose à l'avance d'une bonne connaissance de la position des limites de la bulle de gaz. En effet, la structure est bien étudiée et l'on sait quelles sont les quantités de gaz qui sont injectées et soutirées.Un autre avantage pour qui souhaite faire un essai se trouve dans la faible profondeur de la couche réservoir. Aussi un groupe constitué pour l'étude géophysique des gisements par la Compagnie Française des Pétroles TOTAL, la Compagnie Générale de Géophysique, Gaz de France, l'Institut Français du Pétrole et la Société Nationale Elf-Aquitaine (Production), et travaillant sous la coordination de G.GRAU, a-t-il décidé de réaliser sur un stockage souterrain du Bassin Parisien des séries de profils sismiques en ondes longitudinales (P) et transversales (S), calibrés par des profils sismiques verticaux (PSV).Pour étudier la migration du front gaz-eau, les mêmes profils sismiques devaient être repris plusieurs fois. Deux séries d'essais ont été programmées sur deux années, chaque série comprenant un PSV et des profils de surface au printemps, un PSV et des profils de surface en automne. La première série d'essais a été effectuée au printemps et en automne 1980 dans la partie Nord-Ouest du stockage souterrain de St Maur, près de Gournay-sur-Aronde (Oise). La deuxième série d'essais a été effectuée au printemps 1981 et en janvier 1982 dans la partie Sud-Est du même stockage. Compte tenu des résultats obtenus lors des trois premières campagnes, la campagne sismique de janvier 1982 a été limitée à l'enregistrement de profils de surface en ondes P. Les profils sismiques verticaux devaient permettre une détermination précise des vitesses des ondes P et S autour des puits et le calage des profils de surface sur les puits. La comparaison deB profils de surface en ondes P et en ondes S avait pour but de déterminer les caractéristiques mécaniques des roches par comparaison des vitesses P et S, et, peut-être, les variations du contenu en fluide au niveau du réservoir. La corrélation entre les sections sismiques en ondes P obtenues à différentes époques devait, si possible, mettre en évidence des différences provoquées par la variation du volume de gaz. LE STOCKAGE SOUTERRAIN DE GOURNAY SUR ARONDE La structure géologique est un anticlinal d'orientation Nord-Ouest/Sud-Est, présentant deux culminations. La fermeture de 65 mètres au Nord-Ouest, limite une surface fermée de 27 kilomètres carrés, pour une longueur de 12 kilomètres et une largeur de 2 kilomètres. Le réservoir est situé à 730 mètres de profondeur. Son épaisseur moyenne est de 45 mètres. Il est composé de niveaux gréseux appartenant au Séquanien. La porosité totale moyenne des grès est de 20 %, la perméabilité moyenne de 0,6 darcy. La capacité totale maximale est estimée à 3 000 millions de (N)m3. Ce réservoir est surmonté par une couverture êtanche de 180 mètres d'épaisseur composée d'argile calcaire d'âge kimmeridgien. La figure 1 montre les isobathes du toit de la partie supérieure du réservoir, la localisation des puits et de certaines des lignes sismiques. A partir de 1976, le gaz naturel a été injecté dans le réservoir à partir de puits situés sur la culmination principale. Le contrôle de la mise en gaz montre une migration préférentielle de ce dernier vers le Sud-Est de l'anticlinal, où sont implantées les lignes
- 93 sismiques 3,4 et 5. La ligne sismique 1 est implantée sur la culmination secondaire située au Nord-Ouest où la progression du gaz est plus difficile. Les principaux horizons géologiques (figure 2) qui constituent les marqueurs sismiques énergiques ont été identifiés au niveau du puits SR 180 en comparant log lithologique et données de puits ( log Sonique, log impédance acoustique, profils sismiques verticaux) : - Ml et M2 le toit et le mur des calcaires portlandiens ; - M3 et M4 le toit et le.mur des calcaires séquaniens ; - M5 l'ensemble banc calcaire oolithique/passée sablo-gréseuse ; - M6 le niveau réservoir supérieur ; - M7 le toit du réservoir inférieur (couverture intermédiaire) ; - M8 le toit des calcaires rauraciens ; Le réservoir inférieur est compris entre M7 et M8. PROFILS SISMIQUES VERTICAUX EN ONDES P ET EN ONDES S Trois campagnes de PSV ont été réalisées autour du puits SR 180 du stockage de Gournay-sur-Aronde, en ondes longitudinales et en ondes transversales en avril et novembre 1980 et en mai 1981. Les sources sismiques utilisées, le "Soursile" et le "Marthor" (*) (Layotte, 1982 et 1983), sont des sources impulsionnelles à chute de poids destinées respectivement à l'émission en surface des ondes P et des ondes S. Les sources étaient situées à proximité du puits (40 mètres), sauf pour des mesures d'anisotropie où elles étaient disposées à des distances plus grandes pouvant atteindre 1 250 mètres. Le détecteur était une sonde de puits ancrée contre la paroi du puits, à des profondeurs comprises entre 150 et 820 mètres, à raison d'une mesure tous .les 10 mètres. Dans la majorité des cas, le détecteur utilisé a été la sonde de puits SPH, équipée de trois géophones orientés suivant trois axes trirectangulaires. Le traitement et l'analyse des PSV effectués à l'Institut Français du Pétrole (I.F.P.) et à la Compagnie Générale de Géophysique (C.G.G.) ont permis d'estimer les vitesses des ondes P et des ondes S, avec une précision dont l'écart type est de l'ordre de 5 % pour les ondes P, de l'ordre de 15 à 20 % pour les ondes S. Le précision est moins bonne pour les ondes S, à cause des limitations du pouvoir de résolution et des incertitudes concernant l'orientation de la sonde. Le rapport Vs/Vp, caractéristique de la rigidité des terrains, a pu ainsi être déterminé avec une précision de l'ordre de 15 à 20 %. Dans les terrains relativement compacts comme la craie du Cénomanien et les calcaires du Portlandien, ce rapport vaut environ 0,5, alors qu'il est égal à 0,35 ou 0,40 dans les argiles du Gault, dans les sables argileux de 1'Albo-Aptien et du Barrémien, ainsi que dans les marnes argileuses du Kimméridgien et du Séquanien. Des efforts importants restent à faire pour améliorer la précision de la détermination des vitesses S afin que l'on puisse calculer Vs/Vp dans la couche réservoir. Les déterminations d'anisotropie de vitesse ont été gênées par des problèmes relatifs à l'hétérogénéité des terrains situés immédiatement au-dessous des points d'émission. L'anisotropie dans le Crétacé supérieur est de l'ordre de 10 % pour les ondes S, plus faible pour les ondes P. L'atténuation des ondes sismiques due à l'absorption est un paramètre qui serait susceptible d'apporter des informations supplémentaires sur les propriétés physiques des roches. Dans le puits SR 180, après correction de la divergence géométrique due à l'expansion des fronts d'onde, l'atténuation résiduelle des ondes P est de l'ordre de 10
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décibels entre 150 et 820 mètres de profondeur. Après correction des effets de transmission calculés sur un PSV synthétique, on trouve des pertes par absorption de l'ordre de 4 décibels entre 150 et 820 mètres de profondeur, ce qui, pour des fréquences voisines de 100 hertz, donne un coefficient d'absorption moyen de l'ordre de 0,18 dB par longueur d'onde, dans la même tranche de terrains. La détermination du coefficient d'absorption dans des intervalles de 10 à 20 mètres d'épaisseur est beaucoup plus difficile et très imprécise. Les PSV ont permis de caler avec une bonne précision les sections sismiques sur les puits. Pour y parvenir, les événements montants des PSV ont été rendus horizontaux dans la représentation temps-profondeur. Les sections sismiques de surface peuvent alors être calées sur les événements montants du PSV, lesquels sont parfaitement calés sur la géologie du puits. On estime que la précision du calage des sections sismiques sur la géologie peut ainsi atteindre 1,5 à 3 mètres. La comparaison des PSV effectués au printemps 1980, en automne 1980 et au printemps 1981 dans le puits SR 180, n'a pas permis de mettre en évidence des différences liées aux variations de saturation dans le réservoir.Il faut signaler que le gaz avait commencé à atteindre le puits SR 180 lors de la réalisation du premier PSV au printemps 1980. Il était donc présent pour les trois campagnes PSV. Un autre emplacement, s'il s'en était trouvé un disponible, aurait sans doute été préférable. CAMPAGNES SISMIQUES DE SURFACE EN ONDES P ET S Acquisition des données Deux profils sismiques en croix se coupant au voisinage du puits SR 180 ont été enregistrés dans la partie Nord-Ouest du stockage de Gournay-sur-Aronde (fig.l). Ces deux profils ont été réalisés conjointement en ondes P et en ondes S par les équipes de l'I.F.P. et de la C.G.G., chacun deux fois dans des conditions aussi identiques que possible pour permettre de détecter les variations éventuelles dues au changement de volume du gaz dans la structure. En 1981-82, trois nouveaux profils sismiques (lignes 3,4 et 5) ont été mis en oeuvre dans la partie Sud-Est du même stockage, au voisinage du puits SR 104. Ces profils se recoupent et prolongent vers le Sud-Est l'un des profils de 1980 afin d'assurer la liaison entre les deux séries d'opérations 1980 et 81. Les trois profils ont été réalisés chacun deux fois en ondes P dans des conditions aussi identiques que possible. La première campagne a été réalisée en avril-mai 1981, la deuxième en janvier 1982. En ondes S, deux profils seulement ont été réalisés et uniquement en avril 1981. Un profil (ligne 1) a été enregistré en décembre 1982 sur le flanc Nord-Ouest de la culmination principale. Un vibrateur vertical haute résolution et un Soursile ont été utilisés comme sources d'ondes P en 1980, 81 et 82, le vibrateur avec un balayage 32-160 hertz et le Soursile avec 3 chutes sommées par point d'émission. L'intervalle d'échantillonnage était de 1 milliseconde, la distance entre traces de 10 mètres avec 9 géophones verticaux par trace. On a utilisé une couverture multiple d'ordre 24 en 1980, d'ordre 48 en 1981 et 1982. Comme source d'onde S, un Marthor a été utilisé en 1980, un Soursile PS en 1981. Le Marthor a été utilisé avec 6 chutes sommées par point d'émission (3 â droite, 3 à gauche), le Soursile PS avec 16 chutes sommées (8 à droite, 8 à gauche). Les ébranlements étaient polarisés perpendiculairement à la direction du profil afin d'émettre des ondes SH.
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En 1980 , l'intervalle d'échantillonnage était de 2 millisecondes, le déport initial 40 mètres, la bande passante 12-125 hertz. En 1981, l'intervalle d'échantillonnage était de 1 milliseconde, le déport initial 250 mètres, considérablement allongé pour s'affranchir des bruits de surface qui avaient perturbé les enregistrements de 1980, la bande passante 16-250 hertz pour essayer d'améliorer le pouvoir de résolution des ondes S. En 1980 et 81, la distance entre traces était de 10 mètres et la couverture multiple d'ordre 12. On a utilisé 9 géophones horizontaux par trace, polarisés perpendiculairement à la direction du profil. Traitement Un traitement de base comprenant édition, récupération des amplitudes, déconvolution, corrections statiques et dynamiques, statiques résiduelles, sommation en couverture multiple, filtrage et rejeu, a été appliqué aux données sismiques. Pour la ligne 1, un effort tout particulier a été apporté au calcul des corrections statiques de base. Ces dernières ont été déterminées par un algorithme basé sur la méthode des delays et utilisant un procédé de pointé automatique (Coppens, 1983). La précision des statiques de base ainsi obtenues est très bonne. En effet, l'amplitude des statiques résiduelles calculées après application des statiques de base n'excède pas 2 millisecondes. La section sismique enregistrée sur la ligne 1 est présentée en figure 3. Pour faciliter le calage sur puits de la section sismique, un opérateur ayant pour but de transformer le signal émis en un signal à phase nulle a été appliqué aux données sismiques. La section à signal à phase nulle a été ensuite migrée pour améliorer la résolution latérale et restituer les variations latérales d'amplitude des horizons sismiques. Sur la section sismique migrée, présentée en figure 4, on peut constater une décroissance en amplitude de l'horizon sismique M7 associé au toit du réservoir inférieur situé à 0,63 s entre les points de tir 65 et 115. Une comparaison des sections sismiques obtenues avec un traitement de base classique montre que la qualité des données sismiques était supérieure en avril 1981 à ce qu'elle était en janvier 1982. Cette •différence de qualité est principalement due aux variations climatiques et aux changements de conditions de surface. Dans un réservoir gréseux, la vitesse des ondes de compression diminue lorsque du gaz remplace de l'eau. La diminution de vitesse introduit une augmentation du temps des réflexions situées sous le réservoir. Cette augmentation de temps peut être estimée en mesurant un décalage temporel résiduel calculé pour 2 traces point miroir enregistrées au même endroit, mais à des époques différentes comme la différence de temps entre les décalages A T2 et A Tl mesurés respectivement en-dessous et au-dessus du réservoir. A Tl prend en compte la variation temporelle due aux changements de conditions de surface et de couplage des géophones. A T2 prend en compte la même variation temporelle que A Tl plus celle qui est introduite par la diminution de vitesse due au remplacement de l'eau par du gaz dans le réservoir. Résultats Les résultats obtenus sont bons pour les ondes P, moins bons pour les ondes S. Pour les ondes P, le pouvoir de résolution est de l'ordre de 4 à 6 mètres avec le vibrateur comme avec le Soursile. Pour les ondes S,
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le pouvoir de résolution qui était de l'ordre d'une dizaine de mètres en 1980 avec le Marthor, a pu être amélioré, et devenir comparable à celui des ondes P en 1981 grâce au spectre d'émission plus riche en hautes fréquences du Soursile PS et à un effort sur le traitement des corrections statiques. Toutefois, la profondeur de pénétration demeure loin d'être équivalente à celle des ondes P. La profondeur de pénétration est bonne pour les ondes P jusqu'à 1 seconde, c'est-à-dire largement au-delà du réservoir séquanien (600 millisecondes, 800 mètres). Pour les ondes S, elle est bonne jusqu'à 600 millisecondes (toit de l'albo-aptien, 350 mètres de profondeur), moyenne jusqu'à 1 000 millisecondes (toit du portlandien, 500 mètres), insuffisante au niveau du réservoir séquanien (1 400 millisecondes, 800 mètres de profondeur). La comparaison des vitesses P et S sur les sections sismiques enregistrées en ondes P et en ondes S permet en principe d'obtenir des informations sur les propriétés physiques des roches, en particulier le coefficient de Poisson. A Gournay-sur-Aronde, l'insuffisance de pénétration des ondes S rend difficile l'obtention d'informations sur les propriétés physiques au niveau du réservoir. La décroissance des amplitudes observée sur la section sismique (fig.4) de la ligne 1 entre les points de tirs 65 et 115 à 0,63 seconde, est associée à une perte de réflectivité du marqueur M7 correspondant au toit du réservoir inférieur. Généralement, quand du gaz remplace de l'eau dans un réservoir sableux non consolidé encaissé dans de l'argile, les effets principaux sont une augmentation d'amplitude (bright spot) de la réflexion sismique associée à l'interface argile-gaz-sables (Domenico, 1975) et une diminution de la vitesse de propagation des ondes dans le réservoir. Dans notre cas, quand le gaz remplace l'eau dans les niveaux réservoirs gréseux, l'impédance acoustique dans les réservoirs supérieur et inférieur diminue et atteint l'impédance acoustique de la couverture intermédiaire. En conséquence, les impédances acoustiques du réservoir supérieur, de la couverture argileuse intermédiaire et du réservoir inférieur sont presque égales et la réflectivité du toit du réservoir inférieur diminue. Cette hypothèse est confirmée par les sismogrammes synthétiques montrés en figure 5. La figure 5 permet également de juger de la bonne corrélation entre sismogrammes réels et synthétiques. L'anomalie d'amplitude observée au toit du réservoir inférieur estime les limites de la bulle de gaz associée à une grande saturation en gaz. Les courbes de décalage temps résiduel ont été calculées pour chacun des profils enregistrés en avril 1981 et janvier 1982, dans la partie Sud-Est de l'anticlinal. Afin d'éliminer les valeurs erronées de décalage temps résiduels, ces courbes ont été filtrées (médiane sur 5 points) puis lissées. La figure 6 montre' les sections sismiques obtenues sur la ligne 5 aux deux époques. La courbe de décalage temps résiduel (figure 7) présente une anomalie située entre les points de tir 30 et 65. L'amplitude moyenne de cette anomalie est de 0,6 ms. A titre d'exemple, selon Toksöz (1976), la vitesse des ondes de compression pour un grès de porosité 16 % situé à 1 kilomètre de profondeur, décroît de 4 100 m/s à 3 900 m/s lorsque du gaz remplace de la saumure dans le grès. La diminution en vitesse introduit, pour un réservoir de 20 mètres d'épaisseur, une augmentation de 0,5 ms du temps d'apparition des réflexions situées sous le réservoir. L'anomalie de décalage temps résiduel peut donc être associée avec vraisemblance à une variation du volume de gaz dans le réservoir entre avril 1981 et janvier 1982. La carte topographique présentée figure 8 montre la localisation
- 97 des anomalies de décalage temps résiduel observées sur les lignes 3 et 5, ainsi que la localisation des limites de la bulle de gaz en avril 1981 et janvier 1982 obtenues à partir des mesures des cotes de plan d'eau. En avril 1981, au puits SR 104, le plan d'eau était à la cote -695 m (plan de référence = niveau de la mer) et le volume de gaz stocké était de 900 millions (N) m3. En janvier 1982, au même puits, le plan d'eau était à la cote -710 m pour un volume de gaz stocké de 1 350 millions de (N) m3. Aucune anomalie de décalage temps résiduel jugée significative n'a été observée sur la ligne 4. On peut donc noter que les anomalies de décalage temps résiduel correspondent bien au mouvement de la bulle de gaz entre avril 1981 et janvier 1982. CONCLUSION Les PSV en ondes P et S ont permis une détermination relativement précise des vitesses longitudinales et transversales autour du puits et un calage précis des sections sismiques de surface sur les puits. Par contre, ils n'ont pas permis de mettre en évidence des variations de saturation au niveau du réservoir. Les profils de surface en ondes S, s'ils ont donné quelques indications sur la rigidité moyenne des terrains au-dessus du réservoir, n'ont pas permis d'obtenir d'informations utiles sur les propriétés physiques de ce dernier. Les profils de surface en ondes P ont permis de suivre avec précision le toit et la base du réservoir séquanien à 800 mètres de profondeur, et, même, dans certains cas, la couverture médiane intermédiaire de quelques mètres d'épaisseur. Par contre, il n'a pas été possible de mettre en évidence de zone brillante due à la présence de gaz. La cause doit peut-être en être recherchée dans une diffusion hétérogène du gaz à travers le réservoir, ou dans une imprégnation sur des épaisseurs trop faibles. En fait, dans notre cas, quand le gaz remplace l'eau dans les niveaux réservoirs gréseux, il se trouve que l'impédance acoustique dans les réservoirs supérieur et inférieur diminue et atteint l'impédance acoustique dans la couverture intermédiaire. Il en résulte une perte de réflectivité du toit du réservoir inférieur. La présence du gaz s'accompagne donc d'une diminution de l'amplitude du signal réfléchi. Le ralentissement éventuel des ondes lors de leur traversée du réservoir a fait l'objet d'une étude approfondie. A l'oeil, aucun effet n'est décelable sur les coupes sismiques, celles du printemps et celles de l'automne ou de l'hiver paraissant superposables. Toutefois, une recherche effectuée au moyen de corrélations sur une fenêtre appropriée a montré que 1'imprégnation en gaz de la couche réservoir semble se marquer par un retard statistiquement significatif. L'écart de temps correspondant étant d'une fraction de milliseconde, sa détection ne peut se faire avec des chances de succès que si les traitements sont exécutés avec le plus grand soin. De plus, il est nécessaire que l'effet observé soit régionalement bien réparti pour que l'on puisse, avec quelque degré de confiance, attribuer à ce phénomène une cause liée à la saturation du réservoir en gaz. Il est certain que, même pour une profondeur d'objectif aussi faible que celle qui a fait l'objet de l'étude, les techniques utilisées manquaient de résolution. Il y a donc lieu d'améliorer non seulement l'émission des ondes, en particulier en ondes S, mais aussi le calcul des corrections statiques, et, d'une façon générale, l'ensemble des méthodes de traitement.
- 98 (•) Soursile, Marthor Pétrole.
: marques déposées par l'Institut Français du
Les résultats exposés dans cette note ont été obtenus principalement par les efforts conjugués de D. BELAUD, E. BLONDIN, F.COPPENS, M. LAVERGNE (Chef de projet), J.L. MARI et D. MICHON.
BIBLIOGRAPHIE
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FIGURE 7 - COURBE DE DECALAGE TEMPS RESIDUEL FILTREE
ANVIER 1982
1km
FIGURE 8 - STOCKAGE DE GAZ - GOURNAY-SUR-ARONDE LIMITES DE LA BULLE DE GAZ
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(01.22/80) DEVELOPPEMENT SUPPLEMENTAIRE ET ESSAI D'UN NOUVEAU SYSTEME POUR MESURER LA SISMIQUE REFRACTION EN OFFSHORE POUR L'EXPLORATION DES HYDROCARBURES J. MAKRIS - J. THIESSEN Institut de Géophysique, Université de Hambourg
Résumé Afin d'explorer les structures offshore situées à de grandes profondeurs, là où la sismique réflexion à incidence normale ne donne qu'un modeste, voire aucun résultat, nous avons déployé des sismographes de fond (Ocean Bottom Seismographs- OBS). Les OBS étaient disposés de manière equidistante les uns des autres sur le fond de la mer et des tirs étaient effectués à intervalles réguliers. De cette façon, le dispositif des récepteurs était prolongé jusqu'à plusieurs kilomètres afin d'enregistrer la réflexion à grand angle, ainsi que les ondes réfractées et plongeantes, de manière à effectuer une pénétration profonde dans la gamme des angles larges. Les instruments OBS utilisés enregistrent les traces provenant de trois géophones et d'un hydrophone avec, en plus, un signal temps pour une période continue allant jusqu'à 100 heures sous forme analogue, enregistré sur bande. Ces instruments peuvent être déployés à des profondeurs d'eau allant jusqu'à 4500 mètres et sont repérés sur la surface à l'aide de petites bouées équipées de clignotants et émetteurs installés au niveau des piles afin de faciliter leur récupération. Les traces 0BS provenant des géophones et de 1'hydrophone sont soumises à la numérisation, la déconvolution, le filtrage pour être enfin tracées sous forme de sections de sismogrammes. Les sections sont ensuite évaluées selon la méthode des temps différés, par des techniques de traçage des rayons et par le calcul des sismogrammes synthétiques. Les modèles développés, grâce à cette technique, sont contraints à satisfaire un nombre important de traces parcours-temps provenant de plusieurs 0BS tout au long de chaque ligne. Ce nouveau système de mesure et de traitement a subi des essais compréhensifs dans une zone assez complexe, située en mer, sur la côte ouest de la Grèce, après l'échec de la sismique réflexion à incidence normale à pénétrer des calcaires à ondes de vitesse élevée et à des profondeurs intermédiaires. Les résultats montrent que le socle cristallin pourrait être étudié et établi à des profondeurs allant de 6 à 7 kilomètres par des réflexions fortes à angle large. De surcroît, il a été établi que l'île de Paxos fait partie du système de la nappe hellénique ouest comportant des calcaires durs chevauchant des sédiments meubles marins. Les résultats ont été confirmés par des sondages.
1.
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INTRODUCTION
On rencontre souvent des problèmes lors de l'exploration d'objectifs géologiques situés à de grandes profondeurs par les méthodes de sismique réflexion à angle élevé lorsque les structures étudiées présentent des contrastes réduits d'impédance acoustique ou lorsque les horizons avec des contrastes élevés masquent les faibles ondes de réflexion provenant des couches inférieures. Ces difficultés trouvent une solution dans l'augmentation de l'énergie sismique réfléchie dans la gamme à grand angle d'incidence près du point de réflexion critique. Pour cela, il faut considérablement augmenter la longueur du dispositif d'enregistrement. Il y a deux manières de procéder. La premi ère technique est basée sur l'utilisation de deux navires équipés, chacun, de sources sismiques et d'une flûte. La cartographie des structures de sub-surface peut Stre effectuée, soit par une augmentation continue du déport, quand les deux bateaux sont éloignés d'une position centrale, soit en se déplaçant avec un déport constant et pré-établi. La deuxième méthode est basée sur l'utilisation d'OBS distribués sur le fond et l'enregistrement de tirs effectués sans discontinuité le long des profils. Ces deux techniques comportent des avantages et des inconvénients, en fonction du problème concerné et des conditions locales de la zone étudiée. Néanmoins, la deuxième technique est d'un moindre c.oût. . . . . . . Dans ce qui suit, une breve description de 1 instrumentation OBS telle que développée à l'Université de Hambourg, le traitement des données OBS et les techniques d'évaluation seront présentés et examinés en appliquant ces techniques à un cas concret situé dans les eaux occidentales de la Grèce. 2. SISMOGRAPHE DU FOND DE L'OCEAN Le sismographe du fond de l'océan (Ocean-Bottom-Seismograph - OBS) est constitué de deux parties: l'appareil d'enregistrement et le senseur, connectés par câble. L'appareil d'enregistrement est muni d'un oscillateur à quartz, d'amplificateurs et de deux enregistreurs à cassette à deux pistes quadruples, entraînés à basse vitesse, afin de permettre une plage d'enregistrement de 100 heures, soit de manière continue, soit par crénaux présélectionnés. L'oscillateur à quartz génère un signal de temps codé, construit par un porteur de 25 Hertz modulé par des repères en secondes, minutes et heures. L'impulsion temps est enregistrée simultanément par les deux cassettes. Une des cassettes enregistre également les composants des trois géophones, tandis que l'autre enregistre le tracé de 1'hydrophone à trois niveaux d'amplification différents. La gamme dynamique du système est de l'ordre de SO dB pour des fréquences allant de 1 à 60 Hertz. Les instruments sont casés dans des cylindres légers en aluminium capables de fonctionner dans des profondeurs allant jusqu'à 4500 mètres. Ils peuvent être repérés sur la surface à l'aide de bouées et de clignotants, afin de faciliter leur localisation. 3. TECHNIQUES DE LEVEES SISMIQUES La longueur des profils, leur distribution et la position des OBS le long des lignes varient en fonction du problème sismique spécifique. Par exemple, la cartographie des bassins sédimentaires s'effectue normalement avec un espacement OBS de 0,5 à 3 km, les tirs sont effectués à des intervalles de 100 à 400 mètres et les longueurs de ligne sismique vont
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de 10 à 60 km. Dans la plupart des cas, les instruments sismiques enregistrent des réflexions à déclivité importante et à angle large, ainsi que des ondes plongeantes, réfractées et converties. La figure 1 montre le dispositif principal d'une telle expérience. Les fréquences élevées étant plus fortement atténuées que les fréquences basses, nous déportons le spectre sismique vers les fréquences basses en augmentant les parcours des ondes. En général, les observations à angle large si situent en-dessous de 20 Hertz et ont donc tendance à révéler moins de détails lorsqu'on les compare aux sections sismiques à angle de réflexion élevé. C'est pour cette raison qu'une combinaison des deux techniques permet d'atteindre les objectifs géologiques de façon plus satisfaisante. 4.
TRAITEMENT ET EVALUATION DES DONNEES
Les tracés sismiques sont numérisés à un taux d'échantillonnage de 4 ou 8 msec en faisant avancer la bande analogue à 80 fois la vitesse d'enregistrement. Le taux d'échantillonnage instantané est créé à partir du porteur 25 Hertz du signal de temps de l'OBS par l'intermédiaire d'un circuit en boucle à phase verrouillée, afin d'éliminer les distorsions aux extrémité du spectre. Après la numérisation, les tracés sont triés, mis au format selon la norme SEG-Y et inscrits sur la bande. Le processus suivant est simple et peut comprendre la déconvolution prévisionnelle, le filtrage et le mixage de traces contigues. Enfin, les données sont tracées sous forme de sections sismographiques, avec une section pour chaque OBS. L'évaluation du tracé des temps de parcours est effectuée ensuite en 4 étapes: 1) Les ondes sismiques de retour sont corrélées optiquement et leurs coordonnées (x-t) recueillies par un numérisateur. 2) En cas de non disponibilité de données de sismique réflexion intéressant la couverture, un modèle initial est calculé à partir des premières ondes de retour, à l'aide d'une procédure de délai et de traçage des rayons. Jusqu'à 10.000 événements peuvent être traités simultanément. Le modèle sismique développé à l'aide de la méthode de délai est alors vérifié automatiquement par le tracé des rayons. Lorsque les données de réflexion sismique sont disponibles, la couverture est bien contrôlée et l'étape 2 peut être omise. Dans ce cas, la principale technique d'évaluation utilisée est celle du tracé des rayons. 3) Le modèle sismique est encore amélioré par des calculs plus sophistiqués des tracés des rayons interactifs tenant compte principalement des réflexions à angle large et des ondes plongeantes. 4) Enfin, le modèle est contrôlé et affiné en calculant les amplitudes et les s ismogrammes synthétiques. La procédure de modélisation décrite ci-dessus peut s'appliquer à toute structure géologique quelle que soit sa complexité latérale. Le modèle définitif est bien délimité puisque les temps de parcours et les amplitudes observées par plusieurs 0BS doivent être satisfaits. 5.
APPLICATION DE LA METHODE DANS LES EAUX OCCIDENTALES GRECQUES
La méthode décrite a été essayée dans une zone offshore de l'Ouest de la Grèce (près de l'Ile de Corfou), là où la sismique réflexion a angle élevé ne pouvait pénétrer les calcaires à grande vitesse du son à des profondeurs intermédiaires. La région sélectionnée se situe entre la terre grecque et les Iles de Paxos et de Corfou. Trois lignes, d'une longueur de 30 à 60 kilomètres, étaient étudiées, deux parallèles et une perpendiculaire à la configuration principale des structures. Leur position est
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indiquée sur la figure 2. La figure 3 présente un exemple d'une section sismique provenant d'un OBS sur le profil II. Les parcours calculés sont présentés dans la partie inférieure du modèle sismique. La profondeur du socle acoustique résultant des relevés de sismique réflexion à angle d'incidence normal est indiquée par un trait gras. La profondeur du socle cristallin a été déterminée à environ 7 km. Afin de développer le modèle dans la figure 3, nous avons utilisé un total de 20 sections d'OBS. La figure 4 présente une autre section d'enregistrement d'un OBS de la ligne III. Au centre de la figure sont portés le modèle sismique' et une partie des tracés calculés. Une section synthétique occupe la partie inférieure du dessin. La figure 5 montre par un modèle complet de la section avec les vitesses et la distribution des couches sismiques que l'Ile de Paxos fait partie des Nappes Helléniques Ouest. Les calcaires jurassiques à haute vitesse ont subi une poussée les situant au-dessus des séries plus récentes à basse vitesse composées de marnes. Ces sédiments meubles ont une épaisseur considérable, ce qui engendre des délais de temps de parcours de l'ordre de 2 secondes pour les réflexions à angle large qui les pénètrent.
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1. Navire de tir; 2. Onde acoustique sous l'eau; 3. Bouée; 4. Géophone, Hydrophone; 5. Fond de la mer; 6. Première onde réfractée; 7. Réflexion à angle large; 8. Deuxième onde réfractée; 9. Couche 1; 10. Principe de mesures. FIGURE 1 - SCHEMA DU DISPOSITIF DE L'APPAREIL D'ENREGISTREMENT OBS
39°30'
39° 30
?0°30'
Ligne sismique offshore
Station sismique mobile onshore
FIGURE 2 - POSITION DES LIGNES SISMIQUES OBSERVEES PAR LA TECHNIQUE OBS DANS LA ZONE OFFSHORE OCCIDENTALE DE LA GRECE.
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SSE
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20
25
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— E — PROFILE III - CORFOU MODELE FINAL
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FIGURE 5 - SECTION SISMIQUE COMPOSITE PASSANT PAR L'ILE DE PAXOS, MONTRANT LA GEOMETRIE DES COUCHES SISMIQUES ET LES VITESSES OBSERVEES EN ONDE P
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(01.23/80)
SISMIQUE A HAUTE RESOLUTION SUR GISEMENT A. CHAPERON Compagnie Française des Pétroles RESUME Il est vraisemblable que l'industrie pétrolière, au cours des prochaines années, devra faire face à des techniques de plus en plus pointues, tant en matière d'exploration avec la recherche de gisements stratigraphiques, qu'en matière d'étude de gisement et de récupération assistée. La géophysique se situe dans les deux cas en première ligne. La "Sismique à haute résolution" s'inscrit dans ce cadre. L'objectif qui était de développer une technique économique de sismique à haute résolution apte à restituer des horizons géologiques situés jusqu'à des profondeurs de 1 000 m avec une résolution inférieure à 3 mètres a été atteint grâce à l'utilisation de techniques d'acquisition les plus modernes.
1.
INTRODUCTION
La résolution sismique dépend de la largeur du spectre du signal sismique reçu, plus le spectre s'étend vers les hautes fréquences, mais aussi les basses fréquences, meilleure sera la résolution. Toutefois avant de parvenir au récepteur, le signal sismique parcourt bien du chemin ! Sa qualité dépend, de la nature de la source sismique, du couplage de celle-ci avec le sol, de la propagation de l'onde, du couplage du récepteur, enfin du récepteur lui-même. De par leur nature tous ces éléments, la source mise à part, se comportent comme des filtres coupe haut annihilant les hautes fréquences. L'acquisition une fois faite, il faut, au centre informatique, extraire des enregistrements l'information cherchée, c'est-à-dire la suite des coefficients de réflexion ou interface géologique. Le traitement est lui aussi un filtre coupe haut. Il est nécessaire par conséquent de contrecarrer les effets négatifs sur la résolution de ces filtres tant au niveau de l'acquisition que du traitement en développant des techniques plus fines privilégiant les hautes fréquences sans pour autant nuire aux basses fréquences. Pour atteindre cet objectif, deux campagnes d'expérimentation ont été réalisées sur deux sites : - gisement d'huile de Marienbronn (Alsace), - stockage de gaz de Gournay-sur-Aronde (Bassin Parisien). Les travaux se sont étalés sur deux ans et demi, la première campagne ayant été tirée en juin-juillet 1981, la seconde en novembredécembre 1982.
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Les résultats exposés dans cet article ne concernent que les données de Gournay. La sismlque de Marlenbronn n'ayant répondu qu'imparfaitement au problème. L'étude de Gournay avait deux objectifs : la compensation à l'émission de l'absorption des hautes fréquences dans la chaîne acquisitiontraitement amélioretelle la résolution sismique ? cette éventuelle amélioration permettratelle de mettre en évidence la bulle de gaz ? 2.
A MELIOR A TION DE LA RESOLUTION
L'expérience consistait à enregistrer plusieurs fois une ligne test située à proximité d'un puits de calage en faisant varier le spectre fréquentiel émis pour la source sismique, un vibrateur.
200 Figure 1
Exemples de loi de variation de la fréquence en fonction du temps pour un sweep.
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L'utilisation de balayages en fréquence Judicieusement choisis améliore très sensiblement la résolution de la sismique (cf. fig. 3, '♦et 5 ) . Le pouvoir de résolution obtenu sur cette ligne test pour des profondeurs allant Jusqu'à 1 000 m. varie entre 5 m. et 10 m. et plus suivant la nature du sweep, non linéaire ou linéaire. Le gain apporté par la non linéarité est d'autant plus appréciable que la qualité globale de la section (caractère, continuité des réflecteurs, ...) est meilleure (cf. fig. 6 ) . Les fréquences les plus élevées sont supérieures à 150 Hz. Toutefois la non linéarité est une arme à double tranchant.
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Privilégier les hautes fréquences sans pénaliser les basses fréquences requiert un soin particulier dans le choix de l'équation de non linéarité. Le traitement des données a bénéficié des derniers progrès de la technique géophysique en matière de corrections statiques, comme de la déconvolution (stabilisation du signal), de manière à éviter le filtrage des hautes fréquence acquises lors de l'acquisition.
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Figure 2 : Comparaisons de sweeps linéaires et non linéaires sur un tir
correla. 3.
A MELIOR A TION DE L'INTERPRETATION INDUITE PAR UNE RESOLUTION ACCRUE
D'une manière générale il apparaît que la possibilité de définir des techniques sismiques, susceptibles de mettre en évidence la migration des fluides en récupération assistée est liée à l'amélio ration de la finesse des mesures. La haute résolution permet une inter prétation fine utilisant les critères de temps, d'amplitude, de fréquence. Le moindre détail, sigmoide, écaille, variation de faciès sismique peut prendre un sens géologique essentiel dès lors qu'il est calé (cf. fig. 7 ) . L'observation des documents a souligné des corrélations, a posteriori, entre la présence de gaz et des détails sismiques (cf. fig. 8) : la zone d'épaisseur de gaz maximum est caractérisée par une diminution de l'amplitude du réflecteur marquant le toit du réservoir, épais de 15 mètres environ (dim spot) ;
- 114 - il exige un décalage en temps de quelques ms entre les mesures de vitesse enregistrées avant et après injection de gaz. Ce décalage n'affecte que le réflecteur marquant le toit du réservoir. L'amélioration de la résolution a permis de préciser des biseaux qui, en présence d'anomalies de statique longue période, ont été tres précieux dans l'interprétation structurale pour retrouver les points hauts. L'étude de Gournay est par conséquent très encourageante tant sur le plan de la recherche d'une méthodologie en haute résolution que sur le plan de la corrélation entre anomalie sismique et bulle de gaz. De nombreux progrès restent toutefois à faire pour : - mieux affiner le choix de la non linéarité du sweep, - mieux étudier les relations entre l'amplitude, la saturation en gaz et la porosité et surtout essayer de prévoir et non plus seulement de déduire. 1».
ET DEMAIN 7
L'amélioration de la finesse des mesures doit être liée à un objectif géologique et pétrolier. La sismique effectuée sur le site de Gournay était adaptée à un objectif peu profond. La question essentielle réside dans le choix d'une technique similaire adaptée à des réservoirs plus profonds (3 000-4 000 m ) . Cet objectif requiert une analyse un peu philosophique : doit-on poursuivre l'inflation des efforts d'acquisition ou au contraire priviligier l'effort de traitement ? Ce problème a un corollaire : en haute résolution la technique d'acquisition est-elle plus sophistiquée aujourd'hui que le traitement ? Plus grave : le traitement à ce jour est-il capable de oomparer deux techniques d'acquisition et d'en mesurer les améliorations ? Les tirs bruts sont très riches en informations, le traitement atténue cette richesse en recherchant des critères de moyenne. La moyenne n'a jamais été un critère représentatif d'une population. Le traitement haute résolution doit évoluer pour prendre en compte toute l'information des tirs bruts (continuité, amplitude, variation du coefficient de réflexion avec l'incidence, . . . . ) . Il faudra dans l'avenir reconsidérer les critères classiques et intégrer le traitement et l'interprétation de gisement dans un ensemble t traitement interactif et interprétatif. 5.
REMERCIEMENTS
Ce projet a été conduit par la Compagnie Française des Pétroles en association avec la Compagnie Générale de Géophysique, l'Institut Français du Pétrole, la Société Nationale Elf Aquitaine (Production) et Gaz de France.
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FIGURE 3 Comparaison sur stack du sweep linéaire et d'un sweep non liné aire. L'amélioration de la résolution est très nette : dédoublement de phase à 530 ms. Meilleure définition du biseau à 640 ms.
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FIGURE 4 le mieux 2080 Hz sensible facies,
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et 5 Comparaison, de la section obtenue avec le sweep non linéaire adapté au problème dans une bande de fréquence conventionnelle avec la même section non filtrée. On notera l'amélioration très apportée par les hautes fréquences. L'interprétation de gisement amplitude, fréquence ...) est ainsi bien plus précise.
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FIGURE 6 Section test complete rejouée à une échelle normale. Le cadre noir couvre la zone présentée à une échelle plus grande dans les figures précédentes.
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Impédance acoustique sans gaz Pseudo impédance acoustique (inversion VSP)
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FIGURE 7 Calage au puits. Le calage parfait du puits avec la sismique a permis de contrôler l'amélioration du pouvoir de résolution et de concen trer l'interprétation sur l'étude du réservoir.
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ANOMALIE D ' A MPLITUDE
Après injection d« gaz
FIGURE 8 Cette figure montre la variation d'amplitude du marqueur soulignant le toit du réservoir. Le log en trait plein est l'impédance acoustique enregistrée avant toute injection de gaz. Le log en trait tireté est la pseudo impédance acoustique résultant de l'inversion du FSV enregistré après injection de gaz dans le réservoir. Les 2 logs sont présentés dos à dos pour mettre en évidence le déphasage existant entre les deux au sein du réservoir. La section enregistrée après l'injection de gaz cale parfaitement avec la pseudo impédance acoustique mais elle marque un léger déphasage avec l'impédance acoustique au niveau du réser voir.
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(01.11/78) CORRELATEUR - ADDITIONNEUR : CS 2502 J.C. NAUDOT, Directeur technique, SERCEL, Nantes (France)
Résumé En prospection sismique pétrolière la méthode vibrosismique remplace de plus en plus la méthode impulsionnelle. L'utilisation des sources vibratoires impose deux opérations spéciales : - La corrélation du signal reçu par les capteurs par le signal émis par la source ; cette opération permet de présenter un enregistrement semblable à ce qu'il serait s'il était produit par une source impulsionnelle. - L'addition ; du fait de la faible énergie produite par la source vibratoire, il est nécessaire de répéter plusieurs fois la même expérience d'additionner les résultats. Les deux opérations ci-dessous sont, du point de vue théorique, parfaitement commutatives. Afin d'alléger la charge de travail des centres de traitement les opérations d'addition sont généralement effectuées pendant l'acquisition elle-même ; par contre la corrélation est elle réalisée sur ordinateur. Le système Corrélateur-Additionneur CS 2502 permet de produire des données prétraitées c'est-à-dire pour lesquelles toutes les opérations de corrélation et d'addition sont effectuées sur le terrain pendant l'acquisition.
1. DESCRIPTION DU SYSTEME Le CS 2502 est destiné à effectuer les corrélations/additions en temps réel sur un nombre de traces sismiques allant jusqu'à 250 au rythme d'échantillonnage 2 ms. Les opérations arithmétiques sont effectuées sur des nombres en format flottant 32 bits. La corrélation précède l'addition. La pièce maîtresse du système est le processeur de corrélation qui est capable de traiter 2 traces sismiques au pas de 2 ms. L'algorithme original utilisé permet de commencer les opérations de corrélation dès le début de l'acquisition et de satisfaire aux objectifs de temps réel. Chaque carte processeur réalise les opérations arithmétiques à une vitesse de 6 MFLOPS. D'autre part, la taille de la mémoire utilisée par le système est totalement indépendante de la longueur des signaux à traiter et ne dépend que de la longueur des signaux de sortie. Les processeurs de corrélation sont assemblés sur une structure de liaison bus de façon à rendre les changements de configurations sur le site très faciles.
- 120 Une unité centrale microprogrammée gère l'ensemble du système. 2. REALISATION Le processeur de corrélation et d'addition a été réalisé en une seule carte de circuit imprimé (fig. 1) qui peut assurer le traitement de 2 traces sismiques au pas d'échantillonnage de 1 ou 2 ms ou 4 traces sismiques au pas de 4 ms. Les cartes processeurs sont installées par 16 dans des racks euxmêmes placés dans des armoires. Le système complet (fig. 2) assure le traitement d'un maximum de 240 traces sismiques au pas de 2 ms ou 480 traces sismiques au pas de 4 ms. Dans un tel système la puissance de calcul équivalente excède 720 MFLOPS. Le dialogue homme-machine s'effectue grâce à une console (fig. 3) comportant une télétype utilisée également pour éditer un rapportopérateur et un écran cathodique. Un logiciel important, orienté vers l'utilisateur, permet une utilisation industrielle du système CS 2502 dans les différentes options d'exploitation par méthode vibrosismique. 3. RESULTATS Après avoir effectué les premiers essais terrain en janvier 1981 le CS 2502 a été très bien accueilli par l'industrie géophysique et au début janvier 1984, 50 systèmes étaient en exploitation sur le terrain. Grâce à la corrélation en temps réel terrain il permet d'économiser un volume de traitement considérable au niveau des centres de traitement et, les résultats étant immédiatement disponibles au moment de l'acquisition, il procure un moyen de contrôle qualité très efficace. En outre, du fait de sa versatilité, le CS 2502 a permis à des méthodes nouvelles comme les pilotes ou les sources multiples d'être utilisées en exploitation de routine.
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Fig. 1
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Fig. 2
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Fig. 3
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(07.16/77) METHODES DE NAVIGATION POUR LA PROSPECTION DES HYDROCARBURES AU LARGE DE LA PLATE-FORME CONTINENTALE B.E. GERLACH PRAKLA-SEISMOS GmbH, Division technique Hannovre, République fédérale d'Allemagne
Résumé Un système intégré de navigation a été mis au point pour la prospection des hydrocarbures au large de la plate-forme continentale en utilisant des données de vitesses recueillies par un sonar â effet Doppler et des gyrocaps, des temps de retard du Système Loran C, ou encore d'autres systèmes ou mesures de radio-navigation â partir du système utilisant le satellite Transit. Toutes ces mesures sont combinées de façon optimale par un algorithme complexe â filtres, en considérant le comportement d'erreur de la mesure dans le passé et dans le présent, en vue de réduire au minimum les incertitudes d'estimation de l'état de l'utilisateur. Une précision absolue de 150 m CEP, une précision relative de 100 m CEP et une précision séquentielle relative de 150 m CEP, ont été obtenues grâce au triple système intégré au large de la plate-forme continentale. En dehors des exigences de navigation, le système établit une communication interactive homme/machine très simple, ne nécessitant aucune explication particulière, par le biais d'un dialogue structuré. Les expériences faites avec les systèmes de navigation intégrés ont montré que pour les navires de recherche et d'exploration, les équipements de navigation et géophysiques sont d'une grande diversité. Par conséquent, il a été nécessaire de mettre au point un système modulaire à matériel et à logiciels qui puisse facilement se raccorder à différents détecteurs de navigation, géophysiques ou océanographiques. Enfin - et ce n'est pas la moindre des considérations - une philosophie des erreurs a été élaborée pour répondre aux exigences actuelles en matière de systèmes de navigation informatisés. Ce système est actuellement installé sur deux navires sismiques, le "SV EXPLORA" et le "SV PROSPEKTA", et à bord d'un navire océanographique, le "DPFVS POLARSTERN" .
L'Evolution au Cours des Dernières Années La mise au point de systèmes de navigation intégrés spécialement conçus pour les navires de recherche et d'exploration a bénéficié d'une croissance continue au cours de ces dernières années. Le nombre - en progression
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constante - des nouveaux navires de recherche et d'exploration souligne bien la nécessité d'un développement permanent dans ce domaine. Une grande précision de positionnement même au large de la plate-forme continentale, des systèmes fiables et flexibles et une communication homme/machine simple, telles sont les conditions essentielles requises par les systèmes de navigation intégrés à bord des navires d'aujourd'hui. Les nouvelles technologies, en liaison avec la réduction des coûts au niveau des composants électroniques, permettent qu'à l'heure actuelle, chaque navire de recherche et d'exploration soit équipé d'un système de navigation intégré informatisé et compact. Ces systèmes ont pour fonction de combiner les mesures effectuées par différents systèmes de navigation avec des algorithmes de filtres mis en application et réduisant au minimum les incertitudes de position de l'utilisateur. Dans l'acquisition actuelle de données sismiques, les précisions suivantes sont requises : précision de position absolue I50 m CEP précision relative I00 m CEP précision séquentielle relative I5 m CEP Mais en dehors d'une navigation précise et fiable, ces systèmes de navigation intégrés ont encore d'autres caractéristiques : - pilotage automatique du navire grâce à un tracé sur une grille de Mercator qui indique la trajectoire souhaitée et la trajectoire effective ; - collecte de données qui est fonction du temps, de la trajectoire, ou qui est déclenchée de l'extérieur, avec un enregistrement sur une bande magnétique et le déclenchement de tirs sismiques ; - transmission des données à différents endroits du navire de recherche où les différents scientifiques à bord pourront exploiter ces données de navigation, océanographiques, géophysiques et autres, pour les intégrer à leur propre système de collecte de données par le biais d'une interface standard. Par conséquent, il est établi qu'actuellement, la navigation proprement dite ne constitue que 30 % de la capacité totale d'un système de navigation intégré. La proportion de l'élément de positionnement par rapport à l'élément de non-positionnement continuera à diminuer rapidement si, à partir de 1987 le Système Global de Positionnement résoudra tous les problèmes de ce type. Les fonctions essentielles d'un système intégré seront alors la gestion des informations, la collecte de données, la distribution des données et le pilotage automatique du navire. Solution pour la Navigation Le système intégré de navigation INDAS V, mis au point sur la base d'un contrat avec les Communautés Européennes entre octobre 1977 et juin 1980, fait appel à un système classique de repérage des positions à l'avance ("dead reckoning") qui indique les positions instantanées. Ce système de repérage de position à l'avance reçoit les informations relatives à la vitesse de la proue/poupe et du bâbord/tribord fournies par le sonar de Doppler, et celles relatives à la trajectoire fournies par un gyrocompas. Par suite d'une intégration numérique d'éléments de vitesse erronés, l'erreur de position commise par le repérage de position à l'avance ne cesse de s'amplifier. Il faut donc que la position de repérage à l'avance soit remise à jour par des gisements d'après les satellites Transit. Grâce à un tel système, une précision de 40 m CEP peut être obtenue si le sonar de Doppler se trouve sur le canal inférieur. Si le système â sonar Doppler perd le canal inférieur à des profondeurs
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d'eau de plus de 500 m, les éléments de la vitesse sont mesurés par rapport à un courant marin inconnu. Il est bien connu qu'il y a une liaison entre les erreurs des éléments de la vitesse et la précision du gisement obtenue par le satellite Transit (1). A mesure que l'erreur au niveau des éléments de la vitesse croît, la précision du gisement diminue : ceci aboutit à une estimation incorrecte du courant marin et provoque une erreur de positionnement de plus en plus importante. Ce type de double intégration ne peut devenir plus précis que s'il est élargi pour devenir un triple système intégré dans lequel un système de radionavigation évalue constamment le courant marin et les mesures du système utilisant le satellite Transit évalue les erreurs systématiques du système de radionavigation. Ainsi donc, le système de radionavigation LORAN C a été choisi en premier lieu pour 1'INDAS V qui couvre les zones européennes au large de la plateforme continentale dans la Mer de Norvège, et les zones septen trionales de la Mer du Nord. La figure 1 présente une photo du système in tégré et la Figure 2 un diagramme synoptique. Un Algorithme de Filtres Complexe L'algorithme de filtres qui combine les mesures des différents systè mes de navigation est un algorithme optimal stochastique de régulateur (2). Le modèle d'erreurs du système de repérage de position à l'avance fournit une équation de système linéaire à invariante de temps. x (k) : A x (k 1) B w (k) + u (k) x^ » A B_ « w u »
variable d'état matrice de transition matrice d'entrée bruit de la mesure vecteur de contrôle
Comme cela est indiqué dans le concept d'intégration de 1'INDAS V de la Figure 3, l'erreur est mesurée à l'aide de lignes de position par le système de radionavigation : £ (k) H (k) x (k) + V (k) y_ (k) ■ mesure Il (k) » matrice d'observation v (k) « bruit des mesures A présent, le problème consiste à trouver un vecteur de contrôle il (k) sous les restrictions afin de réduire au minimum le vecteur de contrôle dans un système qui suit d'aussi près que possible le mouvement effectif. Ceci est accompli en deux étapes. On commence par évaluer les erreurs à l'aide d'un Filtre de Kalman en prenant en considération le comportement d'erreur dans le passé et dans le présent. En second lieu, on réinjecte les erreurs estimées par un algorithme de contrôle optimal qui réduit au minimum l'er reur quadratique et l'énergie de contrôle attendues. A cause de la structu re de l'algorithme du filtre développé, la mesure peut également provenir d'autres systèmes de navigation. Les avantages d'une telle philosophie de filtres aboutissent â un système de navigation très flexible.
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Un système de NavigaCion Intégré Réalisé Les expériences menées avec les systèmes de navigation intégrés ont démontré que pour les navires de recherche et d'exploration, il y a une grande variété de détecteurs qui sont utilisés. Il est par conséquent nécessaire de concevoir un système de matériels et de logiciels à "nucleus" flexible, qui peut s'adapter à différents équipements de navigation ou détecteurs géographiques, océanographiques ou autres. A la Figure 2 et à la Figure 4, vous pouvez voir les schémas de principe de deux exemples de systèmes intégrés fondés sur le même système à nucleus identique. L'ordinateur principal, un mini-ordinateur de la famille PDP 11, fonctionne avec des unités périphériques standard par l'intermédiaire d'un bus central. Il y a une liaison avec deux bus de données par le biais d'une interface, et chaque bus de données peut communiquer avec trente-deux détecteurs par des cartes d'interface banalisées. Ces cartes d'interface banalisées obtiennent leurs données par l'intermédiaire de boucles de 20 mA à filtrage du bruit situées sur différents postes répartis dans le navire. Ces postes sont connectés avec d'autres cartes d'interface banalisées qui sont directement reliées aux différents détecteurs (Fig. 5). Ces deux cartes d'interface banalisées sont des cartes de micro-ordinateur, et le micro-processeur MC6800 adapte les différents détecteurs aux différents programmes : néanmoins, les programmes destinés à tous les détecteurs adaptés sont inclus sur chacune des cartes. Grâce à ce type d'interface, vous obtenez : - un système très flexible, - un transfert de données à filtrage du bruit, - une interface standard pour l'ordinateur principal. Etant donné la complexité des systèmes de navigation intégrés, il est souvent très difficile de s'en servir. L'aspect essentiel de la phase de mise au point a été de créer un dialogue structuré et simple ne nécessitant aucune explication particulière, afin de faciliter le fonctionnement. Puisque chaque système de navigation est raccordé à ses propres modules de dialogue, chacun peut être initialise séparément. Mais si une navigation standard est exigée, une entrée initialise la totalité du système et tous les systèmes de navigation fonctionnent sur le mode standard. La structure modulaire dans le dialogue du système est la même que dans la détection des erreurs. Tout d'abord, les micro-processeurs prétraitent les informations qui proviennent des différents détecteurs. Si une erreur est détectée, un signal d'alarme est envoyé à l'ordinateur principal. Deuxièmement, en comparant les informations sur la position et la vitesse entre les différents systèmes de navigation, une vérification de la plausibilité permet de découvrir qu'un système est erroné. Si ce système erroné fait partie de l'intégration, le niveau suivant de l'intégration est automatiquement mis en route et les terminaux envoient des signaux d'alarme optiques et acoustiques. Le système de navigation intégré mis au point constitue une méthode facile à exploiter et une aide fiable à la navigation pour les équipages des navires. Expérience avec 1'INDAS V Pour présenter les performances de l'algorithme des filtres mis en application, dans la Figure 6 on voit le système dans le mode d'intégration double en eau profonde avec le LORAN C troublé par des interférences inha-
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bituelles, mais la position intégrée représente pratiquement le parcours effectif. Un autre exemple montre le système complété par DECCA PULSE 8, identique au LORAN C, dans les conditions d'une mer agitée en Mer du Nord. Le système de référence est le système de radio-navigation de milieu de gamme Syledis, avec des précisions de 5 m CEP. Durant les essais de navigation, le matériel du système est conforme aux exigences de fiabilité dans les conditions de mer agitée en mer du Nord, et conforme aux exigences de fiabilité à des températures et une humidité extrêmes durant les essais de navigation dans la Mer Méditerranée. Jusqu'à présent, le système de navigation intégré INDAS V est en service sur deux navires sismiques, le "SV EXPLORA" et le "SV PROSPEKTA", ainsi que sur un navire océanographique, le "DPFVS POLARSTERN".
(1)
Rehmert, Inderthai, Gerlach ; Auswirkung der uP-Technologie und moderner Rechenverfahren auf Navigationsempfänger (DGON 1978) (2) Gerlach, B.E. ; Application of Modern Filter and Control algorithm to Integrated Ship Navigation Systems, Congrès IAIN, Paris 1982. (3) Otto Föllinger ; Anwendung der Kaiman-Filter-Technik ; R. Oldenburg Verlag, Munich.
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FIGURE 1 - Système de navigation intégré INDAS V
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CONCEPT D'INTEGRATION INDA S V
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FIGURE 3
CONCEPT D'INTEGRA TION INDA S V
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FIGURE 6 - INTEGRATION REPERAGE DE POSITION A L'AVANCE / LORAN C
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Position du système de référence Position du système intégré 1
FIGURE 7 - Précision du système dans les conditions d'eaux profondes et manoeuvres provisoires â court terme par une mer agitée (Bft 8-9)
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(02. U / 7 8 )
ANALYSEUR D'INDICES (HÜILE ET GAZ) SUR LES CHANTIERS DE FORAGE J.ESPITALIE Institut Français du pétrole
RESUME Le projet avait pour objectif de développer un instrument pouvant être utilisé directement sur le chantier de forage pour analyser les indices d'huile et de gaz présents dans les "cuttings". Un système automatique a été développé, il permet de déterminer les quantités d'hydrocarbures libres contenus dans les cuttings ainsi que les hydrocarbures obtenus par cracking thermique de la matière organique résiduelle (kérogène). Un dispositif permettant l'analyse des résultats obtenus a été mis au point et les résultats ont été comparés avec succès avec les contenus organiques de roches déterminés avec d'autres procédés. Le projet s'est achevé en I98O avec la construction d'un prototype commercialisable. OBJECTIF DU PROJET Au cours du forage, seuls les indices d'hydrocarbures gazeux véhiculés par la boue sont étudiés. Leur interprétation est d'ailleurs difficile car les renseignements concernant la qualité des roches mères traversées font habituellement défaut ainsi que la détection spécifique des hydrocarbures liquides. Les indices véhiculés par les cuttings (déblais arrachés par le trépan) ne sont pas pris en compte, si ce n'est par un passage rapide sous une lampe UV pour observation en fluorescence. Or des travaux préliminaires ont montré que les indices sur cuttings apportent des renseignements complémentaires (indices d'huile) et même dans certains cas, sont observés bien avant la traversée de la couche réservoir. Le but de ce projet était de proposer une nouvelle méthode et un appareillage permettant non seulement la détection quantitative des indices d'huile et de gaz véhiculés par les cuttings mais aussi l'évaluation du potentiel pétrolier de la matière organique résiduelle contenue dans ces déblais. Cette technologie, basée sur la pyrolyse des cuttings directement sur les chantiers de forage, devait permettre de fournir des informations nouvelles en cours de forage. Ce projet avait pour objectif. a) L'analyse quantitative, en suivi de forage, des indices d'huile et/ou de gaz contenus dans les cuttings. Cette détection était basée sur une technique de pyrolyse et devait nécessiter la mise au point d'un appareil, fiable et robuste, entièrement automatisé, pouvant s'intégrer dans une cabine de logging telle qu'on les rencontre sur les plates-formes ou sur les chantiers de forage.
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Cet appareil devait être capable, à partir des fragments de cuttings d'effectuer successivement : - la détection et la mesure quantitative des hydrocarbures libres contenus dans ces cuttings. Cette analyse basée sur la vaporisation des hydrocarbures à température modérée, devra être capable de séparer la fraction gazeuse (hydrocarbures inférieurs à C5) de la fraction liquide (huile : hydrocarbures supérieurs à C5) ; - la détection et la mesure quantitative des hydrocarbures provenant de la pyrolyse à température plus élevée de la matière organique résiduelle contenue dans les cuttings. Cette seconde Information permettant d'évaluer le potentiel pétrolier propre de la roche et de différencier ainsi les hydrocarbures normalement présents dans la roche, c'est-à-dire formés à partir de potentiel pétrolier, de ceux qui sont au contraire accumulés. b) L'élaboration d'une méthode d'interprétation des indices ainsi detectes permettant, au fur et à mesure de l'avance du forage de : - reconnaître les terrains traversés et de distinguer entre les "vrais" et les "faux" indices ; on entend ici par "faux" indices les hydrocarbures produits normalement par la matière organique des roches qui les contiennent au cours de l'enfouissement et par "vrais" indices les hydrocarbures résultant d'une accumulation qui draine un certain volume de roches mères ; - prévoir la proximité d'une couche productrice ; ce problème est en effet important pour la sécurité des plates-formes en mer grâce à la prévention éventuelle des éruptions ; - distinguer la nature des accumulations rencontrées selon le type des hydrocarbures détectés : gaz, huile lourde, huile légère.... Pour répondre à ces objectifs il était nécessaire de prévoir l'enregistrement automatique des données précédemment calculées à savoir : quantité de gaz, quantité d'huile, potentiel pétrolier, profondeur des cuttings étudiés. Ces données devaient sortir sous forme d'un log géochimique, au fur et à mesure de l'avancement du forage ; le temps de manipulation devait être réduit au maximum et l'interprétation rendue plus aisée. c) L'expérimentation de l'appareillage sur un ou plusieurs chantiers de forage pour l'étude de sa fiabilité dans les conditions sévères d'un chantier et pour l'amélioration de ses fonctions en vue de la réalisation du prototype commercial. Ces essais avaient aussi pour but de mettre au point la méthode d'interprétation. DEROULEMENT DO PROJET Ce projet de recherche s'est développé sur les années 1978-1979 et 198O et a compris trois grandes phases qui ont été : Phase 1 - Mise au point d'un prototype simplifié. Cette première phase s'est concrétisée par la réalisation d'un appareillage prototype permettant de pyrolyser les cuttings et oapable d'analyser globalement le gaz et l'huile de déblais et de pyrolyser leur matière organique résiduelle.
135 La figure 1 qui donne un schéma du prototype montre qu'il se compose d'un four de pyrolyse (1) permettant le chauffage de l'échantillon sous atmosphère de gaz inerte Jusqu'à 600° C. Les hydrocarbures libérés sont analysés par l'intermédiaire d'un détecteur spécifique à ionisation de flamme (6). Les paramètres obtenus sont : -
la quantité de SO de gaz contenu dans la roche (pic PO de la figure 1) obtenue par dégazage de 1'échantillons à 90° C pendant 2 minutes ; la quantité S1 d'hydrocarbures libres (huile) contenus dans la roche (pic P1) obtenue par chauffage de 1'échantillons à partir de 300° C ; la quantité S2 d'hydrocarbures résultant du craquage de la matière organique résiduelle et programmation de température jusqu'à 600° C : c'est le potentiel pétrolier de la roche (pic P2) ; le rapport S0/S0 + S1 + S2 appelé index de production du gaz ; le rapport S1/S0 + S1 + S2 appelé index de production de l'huile ; la température de pyrolyse correspondant au maximum de dégagement des hydrocarbures (Tm, figure 1).
Cette première étape s'est aussi concrétisée par la prise d'un brevet couvrant le prototype développé. Phase 2 - Essais sur chantiers de forage. Cette seconde étape a correspondu aux essais du prototype sur quatre chantiers de forage (deux dans le bassin de Paris et deux autres dans le sud du bassin d'Aquitaine). Ces essais ont permis de tester le comportement de ce type d'appareil sur le chantier, de définir un protocole opératoire et d'élaborer une méthode d'interprétation des résultats obtenus. a) Comportement du prototype sur le chantier Le materiel a bien fonctionne dans les conditions de ce premier chantier de forage. Il s'est avéré suffisamment rapide pour suivre aisément l'avancement du forage : les déblais ont été analysés tous les deux mètres environ. Par contre le tracé automatique des résultats, non encore réalisé ici, est apparu d'ores et déjà comme indispensable dans les conditions de travail d'un chantier de forage. b) Protocole opératoire sur chantier Le protocole opératoire retenu est celui qui a été élaboré en laboratoire et qui, sur le chantier, comprend les étapes suivantes : - lavage préalable des déblais (débourbage) afin d'éliminer la boue de forage et ses adjuvants (C.M.C, tanins, ....) ; - élimination de l'eau d'imbibition des grains de déblais par adsorption de cette eau sur du papier Joseph pendant 12 nui ; - analyse de ces déblais pour une prise de 100 mg environ : l'analyse dure 12 mn dans les conditions de pyrolyse définies précédemment. Dès le début de l'analyse une autre prise de déblais est étalée sur du papier Joseph pour l'analyse suivante ; - représentation graphique, sous forme d'un log, des valeurs obtenues au fur et à mesure de l'avancement du forage.
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o) Méthode d'interprétation Elle est basée principalement sur l'établissement de logs géochimiques à partir des résultats obtenus comme celui de la figure 2 qui représente, de gauche à droite : - la lithologie des terrains traversés et les profondeurs, - les quantités de gaz (en kg/t de roche), - les quantités d'huile (en kg/t de roche), - les potentiels pétroliers résiduels (en kg/t de roche), - les index de production de l'huile (IP huile), - les index de production de l'huile plus le gaz, - les températures Tm (en ° C ) . Phase 3 Cette troisième phase a vu la mise au point du prototype commerciali sable. Ce prototype (figure 3) est constitué par : - Un ensemble d'analyse (1) comprenant : . un dispositif de pyrolyse (2), . un four (3) chauffé en isotherme à 600° C qui permet de doser par combustion sous air ou sous oxygène le carbone organique résiduel contenu dans l'échantillon de roche qui a été préalablement pyrolyse dans le dispositif précédent (2). -
Un ensemble électronique (4) entièrement contrôlé par un microprocesseur muni d'un clavier (5) permettant de dialoguer et d'une visualisation alphanumérique (6) des principaux paramètres : températures, débits, données d'analyse. Ce dispositif assure l'automatisation des différentes opérations de l'analyse : - cycles de chauffage (vitesses, températures) - montée et descente des vérins - fonctionnement des détecteurs (FID, catharomètre) - détection et intégration des signaux - calcul des paramètres - tracé des signaux et impression des paramètres.
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Un ensemble enregistreur-imprimant (7) qui permet l'enregistrement des signaux des pics PO, P1 et P2 correspondant respectivement au gaz, à l'huile et aux hydrocarbures de craquage ; l'impression des paramètres calculés et le tracé des logs géochimiques.
Testé aussi dans les conditions sévères d'un forage ce prototype a donné entière satisfaction. CONCLUSION - Résultats et application. Les études et les travaux se sont concrétisés par la fabrication d'un prototype de chantier. Ce dernier est actuellement commercialisé par la Société DELSI sous le nom de "OIL SHOW ANALYZER". Du point de vue de son application sur les chantiers de forage, la méthode à d'ores et déjà montré l'aide qu'elle pouvait apporter tant sur le plan du forage (meilleur positionnement des instrumentations, préventions éventuelle de certaines venues d'hydrocarbures...) que sur le plan de la géologie (corrélation de puits à puits, reconnaissance des roches mères, études des phénomènes de migration....).
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Sur le plan de l'aide en cours de forage, la méthode permet : - une distinction plus efficace des indices d'hydrocarbure. De "vrais" indices sont en effet caractérisés par une valeur élevée de SO ou de S1 et une valeur faible de S2. Il en résulte que les index de production sont anormalement forts. - une meilleure interprétation des quantités de gaz contenues dans la boue (log de dégazage de la boue) dont les variations Jusqu'à ce Jour ne permettaient pas de distinguer entre "vrais" et "faux" indices et par là de prévoir à l'avance.la traversée d'une zone productrice. - une localisation plus précise des niveaux traversés grâce à ces nouvelles caractéristiques géochimiques et aux corrélations de puits à puits, ceci est important pour les instrumentations en cours de forage (carottages, tubages, circulation de boue...). Sur le plan de l'aide aux problèmes géologiques, elle permet : - la reconnaissance en continu des différents niveaux de roche-mère grâce aux valeurs quantitatives de S2 (potentiel pétrolier des roches). - des corrélations avec d'autres forages permettant d'étudier leur répartition à l'échelle du bassin. - la distinction précise des indices d'huile et de gaz permettant de mieux connaître le cheminement du pétrole à partir de leur rochemère. DOCUMENTS PUBLIES -
Méthode et dispositif pour déterminer des caractéristiquespétrollères de sédiments géologiques sur la base de faibles prélèvements. . Brevets français n° 76/01 765 et 78/21110 . Brevets U.S n° 4,153,415 (8 mal 1979) et 4,229,181 (21 octobre 1980).
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Nouvelle méthode de détection des indices d'huile et de gaz à partir de l'analyse des déblais en suivi de forage. MM. J. Espitalié, M.Madec
et L. Pages.
. Publication présentée au Séminaire sur la Prospection du gaz dans la région de la C E . E (Géologie et Géophysique), Hanovre 18-23 mai 1981.
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FIQ. 1
1ère VERSION D'ANALYSEUR
prototype
I D' ND I CES
schema general
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2 four I programtur dt tmçJraturt l échantillon 4 ài ape aiti f chauffant i regulat tur dt ttr^pàraturt t bim róçulataur dt chauffag» du piaton 5 dátmcttur à ionisation dt fíemt 7 nactllt tupport d'échantillon ê pia ton dt potitiomticnt dt l'tchcntillon 9 virin dt poiitiunnwmKt S bim piaton d'introduction prtlirñnoir* dt la naetllt 10 mondt dt eontrÕlt 10 bi* cordon chauffant du pilton 10 tmr plaout à'itanchâité mur It four 11 éltctromitrt 12 intéorattur ealculattur JJ rnnrtffimtrtur
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alpha-numérique
7 enregistreur imprimant
VUE DU PROTOTYPE DE LA VERSION
FIG. 3 COMMERCIALE
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(01.04/76 et 07.15/77) SYSTEME DE RADIOLOCALISATION A MOYENNE ET GRANDE PORTEES PROJET SYLEDIS/MEROPS G. NARD SERCEL NANTES, FRANCE Sommaire Depuis 1974, l'exploitation off shore emploie le système de radiolocalisation SYLEDIS. Ce système qui utilise les techniques de corrélation et la mesure précise du temps de propagation d'ondes UHF est bien connu pour sa précision (quelques mètres), sa portée (100 à 200 kilomètres) et sa fiabilité sous tous les climats. Plus de 500 systèmes SYLEDIS sont utilisés intensivement dans plus de 25 pays. Dès 1975, la demande de portées plus grandes (300 à 400 kilomètres) a été exprimée. Une telle extension de portée nécessitait la solution de problèmes ardus résultant des caractéristiques de propagation des ondes UHF très audelà de l'horizon et notamment la très grande atténuation. Le projet MER0PS (Medium Range Positioning System) consistait à mettre en oeuvre les moyens propres à obtenir cet accroissement de portée en sauvegardant autant que possible la précision et la fiabilité des mesures de distance. Les matériels et méthodes développés ont été décrits en détail au cours du premier symposium CEE d'avril 1979. Depuis cette date, 60 systèmes mettant en oeuvre les moyens développés pour le projet MER0PS sont en service dans 15 pays, et notamment pour des applications permanentes. Les résultats opérationnels obtenus sont conformes aux premières observations reportées en 1979 et satisfont les usagers des grandes portées avec une fiabilité approchant celle du SYLEDIS. 1. INTRODUCTION La Société Française SERCEL a développé depuis 1973 le système UHF de radiolocalisation SYLEDIS qui met en oeuvre les techniques de corrélation et les méthodes modernes de traitement de l'information. Le système est particulièrement connu internationalement des opérateurs des missions d'exploration et d'exploitation des zones pétrolifères off shore, plus particulièrement pour sa très haute fiabilité sous tous les climats, sa grande portée très au-delà de l'horizon et sa précision métrique. La fiabilité du positionnement offert par le SYLEDIS est unanimement reconnue jusqu'à 100 à 150 kilomètres, suivant les conditions d'installation et d'utilisation. La demande croissante de portées pouvant atteindre 300 à 400 kilomètres avait orienté la SERCEL vers la recherche des moyens permettant de compenser la grande atténuation supplémentaire, les variations de niveau et les fluctuations des données de distance qui résultent de l'observation à de très grandes distances. Ces moyens, tels que des amplificateurs de puissance destinés à renforcer les émissions SYLEDIS, des filtres UHF permettant de réduire les rayonnements non essentiels à un niveau compatible avec les règles internationales, des antennes de grand gain utilisant les principes de la diversité d'espace, l'augmentation de la sensibilité des récepteurs, et des moyens particuliers de traitement des informations de position ont été proposés et développés dans le cadre cohérent du projet MEROPS.
- 142 Les premières expérimentations des prototypes de ces éléments ont été faites en 1977 et 1978 et leur description ainsi que les résultats obtenus ont été reportés au premier symposium CEE d'avril 1979. Depuis, les matériels construits ont été mis en oeuvre par de nombreuses missions et dans plusieurs installations permanentes. Des ajustements de caractéristiques et quelques compléments aux matériels ont été adoptés (normalisation des formats avec ceux du SYLEDIS, définition de deux sous-gammes de fréquence, utilisation de commutateurs d'antennes et de préamplificateurs de réception, e t c . ) . Afin de bénéficier au mieux des possibilités offertes par ces moyens, des recommandations d'emploi concernant notamment la sélection des sites d'installation des balises ont été établies à la lumière de l'expérience. Enfin, de nouvelles antennes particulièrement appropriées aux larges couvertures d'installations permanentes ou semi-fixes ont été développées. L'utilisation depuis 6 années de 200 amplificateurs associés aux antennes de balises utilisant la diversité d'espace, et de 150 calculateurs de traitement de données de position U.C.M. ont confirmé l'intérêt du projet et justifié le développement des matériels. 2.
RAPPELS CONCERNANT LE SYSTEME SYLEDIS.
Le SYLEDIS, utilise le principe général de l'observation sur un équipement mobile embarqué des distances ou pseudo-distances mesurées depuis des balises placées en des points précisément connus à terre. Il peut donc être indifféremment utilisé selon les classiques modes "circulaires", "hyperboliques" ou "combinés". Il met en oeuvre l'émission dans la bande UHF (450 MHz) d'impulsions longues (5300 microsecondes) de haute énergie mais de faible puissance de crête (13 Watts). Ces impulsions sont modulées en phase par un code pseudo-aléatoire de grande rapidité (2 Mégabits/seconde). Les récepteurs des balises ou des mobiles utilisent des opérateurs de corrélation appropriés permettant au système de bénéficier des mêmes propriétés ou avantages qui auraient résulté de l'emploi de classiques impulsions courtes (0,5 microsecondes) et de grandes puissances de crête (140 Kilowatts) mais sans en supporter les inconvénients. C'est ainsi qu'est évité l'emploi de tout tube électronique fragile et difficile à alimenter : l'emploi exclusif de semiconducteurs conduit à un très haut degré de fiabilité éprouvé sur le terrain sous tous les climats depuis plus de 10 années. Les performances opérationnelles du SYLEDIS sont bien connues : - très haute fiabilité des matériels : MTBF de l'ordre de 10000 heures et plus. - une portée fiable très au-delà de l'horizon, avec une disponibilité voisine de 100 % jusqu'à 100 à 150 kilomètres, selon les types d'installation. - une précision largement éprouvée de 1 à 3 mètres à 68 % depuis les portées les plus courtes jusqu'aux deux tiers de la portée maximum et 12 mètres à 68 % au voisinage de la portée maximum. Les applications du SYLEDIS couvrent très largement les applications maritimes de toute nature, telles que la recherche pétrolière, les déplacements de plateforme, la pose de câbles ou de tubes, les constructions d'ouvrages, et toute navigation de haute précision. Le SYLEDIS s'est révélé être également un outil de navigation de grande précision de performances et de commodité d'emploi inégalées à bord d'hélicoptères et d'avions légers. Les figures 1 et 2 montrent respectivement une balise et un appareil mobile SYLEDIS. 3.
LES PROBLEMES POSES PAR L'EXTENSION DE LA PORTEE. Ce sujet a aussi été traité en détail en avril 1979. Il convient de
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rappeler que la propagation des ondes U.H.F. au-delà de l'horizon suit tout d'abord les lois de la diffraction sur la forme géométrique déterminant cet horizon. Très au-delà de l'horizon apparaissent les phénomènes de diffusion troposphérique et de "conduits" qui sont essentiellement déterminés par les variations ou micro-changements de l'indice de réfraction de l'air en fonction de l'altitude. L'atténuation due à la diffraction normale, pour un site donné, est bien déterminée : elle est largement fonction de la fréquence et suit une loi rapide jusqu'à 2 fois l'horizon en moyenne. Au-delà, les effets moyens de la diffusion 'troposphérique deviennent prépondérants. La diffusion troposphérique et l'apparition de conduits sont largement assujettis aux phénomènes météorologiques : les niveaux qui en résultent à très grande distance (3 à 10 fois l'horizon) sont donc extrêmement variables en fonction du climat et de la distribution locale instantannée des variations d'indice de réfraction en fonction de l'altitude, comme le montrent les figures 4 à 6. Les "conduits" sont des phénomènes favorables lorsqu'ils apparaissent à très basse altitude (moins de 200 mètres) et lorsque les antennes sont installées à très basse altitude. Dans toutes les autres conditions, ils sont nuisibles. Les grandes variations de niveau et les fluctuations de distance qu'il est alors possible d'observer sont associées à une décorrélation spatiale prononcée des fronts d'onde : l'emploi de la diversité d'espace permet d'atténuer très sensiblement les méfaits de ces phénomènes. A 350 kilomètres, l'atténuation moyenne est 60 décibels supérieure à celle de l'espace libre. Une atténuation supplémentaire de 15 à 30 décibels doit être considérée pour les liaisons devant être garanties plus de 99 % du temps. 4.
LES SOLUTIONS APPORTEES PAR LE PROGRAMME MEROPS.
Elles ont consisté essentiellement à développer des amplificateurs de grande énergie (300 Watts de crête, impulsions de 5300 microsecondes) et un filtre des composantes spectrales latérales et non essentielles. La figure 7 montre ces appareils et la figure 8 les caractéristiques du spectre filtré et non filtré. Des méthodes "d'antiréfraction" mettant en oeuvre des antennes agencées pour réaliser une diversité d'espace, complétée par un traitement approprié des mesures de distance ont été mises en oeuvre (procédé breveté). La sensibilité des récepteurs a été améliorée (utilisation de préamplificateurs à faible bruit et commutateurs d'antennes pouvant être installés à proximité des antennes). Une réduction du bruit des mesures a aussi été obtenue par le filtrage optimal des données de position dans l'U.C.M. (Kalmann). Le fonctionnement en a été décrit aussi en avril 1979. En moyenne, le cumul des améliorations de bilan de transmission obtenues est de 20 dB pour des liaisons devant être établies 50 % du temps et de l'ordre de 30 dB pour les liaisons établies 99 % du temps. 5.
LES UTILISATIONS DU SYLEDIS/MEROPS.
Au cours des cinq dernières années (de fin 1978 à fin 1983), les types de travaux ayant fait le plus appel aux extensions de portée sont : - Les travaux off shore lointains, plus particulièrement en Asie. Ces missions de durée assez longue supposent assez fréquemment l'emploi de matériels mobiles actifs utilisant aussi des amplificateurs de puissance à bord. - Les travaux généraux justifiant des couvertures permanentes : c'est particulièrement le cas des eaux européennes pour lequel seules les balises sont habituellement équipées d'amplificateurs.
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Il est à remarquer également que les moyens développés pour le programme MEROPS ont été utilisés soit ensemble, soit séparément. C'est ainsi que depuis l'existence de chacun des matériels : - 25 X des équipements SYLEDIS mobiles MR3 ont été équipés de moyens de traitement complémentaires (U.C.M.). - 17 X environ des balises ont été équipées d'amplificateurs de puissance et d'antennes à diversité d'espace. Enfin l'analyse de la répartition géographique de la proportion de balises équipées d'amplificateurs et d'antennes de grand gain se présente ainsi : (Proportion) (Nombre d'amplificateurs) 6 % 16 Amérique du Nord 12,5 X 100 Europe 20,5 X 23 Hémisphère sud 83 X 61 Asie (URSS.CHINE.JAPON) Les emplois des extensions de portée du SYLEDIS continuent actuellement à intéresser les deux types d'applications précités. Au-delà de distances de 300 à 400 kilomètres, aucun système U.H.F. basé à terre ne pourra assurer de couverture fiable. Pour des portées de 400 à plus de 1000 kilomètres, il faudra nécessairement faire appel à d'autres moyens, tels que le GEOLOC récemment introduit, ou à des moyens locaux combinés avec l'observation de données précises de satellites artificiels. Cependant, pour les zones côtières jusqu'à 300 kilomètres, les couvertures par le SYLEDIS découlant des extensions du programme MEROPS constitueront pour de très nombreuses années une solution économique compétitive pour un positionnement de grande précision.
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FIG. 2 - Mobil« SYLEDIS. typ* E/R MR3
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8O0~d Km
I Llt¡tudi55Q~Ñr]
FromCCIR5/201F
R238
FIG. 3 Champ en fonction do la distane«, 1 KW R.P.
FIG. S Man tempérées distribution probable des niveaux
dB
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Km 800'd
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F I G . 7 ■ Amplificateur de 3 2 0 Watts S Y L E D I S / M E R O P S Bt f i l t r e (sut le s o m m a t i
1-1
-1.9MH2
-1 -10
- 0 . 5 Fo = - 5 445,5MHz
+1 +10
+1.9MH2
F I G . 8 ■ S pectre du S Y L E D I S / M E R O P S avec et sans le f i l t r e U H F
+30dBn
Fréquence ( M H z )
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FIG. 9 - U.C.M. Microprocesseur des données d'information et indicateur de suivi de profil
A B * REFRACTION ANOMALY ON CONVENTIONAL DISTANCE TRACKING
FIG. 10 - Diversité cf espace verticale utilisant un double réseau d'antennes vagi
FIG. 11 - Réduction des effets de la super réfraction et de la propagation guidée sur les mesures de distance
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(01.09/77)
ONDES TRANSVERSES D. MICHON Vice Président - Directeur Technique Compagnie Générale de Géophysique Résumé Pour pouvoir profiter pleinement de l'enregistrement combiné en ondes S et en ondes P en sismique réflexion, il faut trouver un moyen de calculer de facon automatique la corrélation entre les sections des deux types. Un algorithme a été défini et essayé. La représentation en couleur des valeurs trouvées a été mise au point. Bien que les résultats semblent fort intéressants, la vérification des valeurs trouvées au moyen de PSV a mis en lumière des lacunes dans le principe de calcul. Pour y voir plus clair, il semble indispensable d'utiliser le programme tel quel et d'accumuler une certaine expérience.
INTRODUCTION Ce contrat a pour objet la recherche sur les moyens, la mise en oeuvre et les possibilités de la prospection sismique utilisant les ondes transverses. Il se décompose en trois phases. La première centrée sur la comparaison des sources sismi ques d'ondes transverses a donné lieu à une communication présentée par Robert Garotta (CGG) à Luxembourg en Avril 1979. Elle a pour titre 1' "Utilisation des ondes transverses pour la prospection sismique". Elle a été publiée dans le volume 2 du symposium sur les techniques nouvelles pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz organisé par la Commission des Communautés Européennes. Les deux autres phases concernent le traitement et l'interprétation des résultats et font l'objet de ce présent rapport. 1. Apport d'une interprétation combinée P-S Tout d'abord il importe de definirce qu'apporte le traitement combiné des enregistrements sismiques obtenus simultanément en ondes P et en ondes S. Notre espoir est de pouvoir déterminer les caractéristiques physiques des roches traversées au moyen des coefficients de Lamé et de Poisson. La figure 1 présente un certain nombre de relations qui existent entre les différents coefficients, on peut en trouver d'autres. En pratique une valeur qui nous a semblé intéressante est le rapport J) de la vitesse de propagation des ondes de cisaillement V„ à celle des ondes de compression V p . Sur la figure 2 est présentée la relation statistique qui existe entre j et densité. Pour les roches sédimentaires. qui correspondent à la partie gauche de la figure, la valeur de J varie d'une façon très importante avec la densité.
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En pratique, ce qu'il faut savoir c'est que, dans la gamme haute des valeurs de ^ , au-dessus de 0,5 on trouve les roches carbonatées et toute augmentation de J traduit une augmentation de la teneur en carbonate ; tout à fait en haut de la gamme on trouve les grès pour lesquels le coefficient )j est d'autant plus fort que la cimentation est plus parfaite. Dans le bas de la gamme, on trouve les roches argilo-sableuses, avec un 0 d'autant plus faible que le rapport sable-argile est plus grand. On peut même, si ce sable est aquifère, trouver des valeurs de J inférieures à 0,3. D'une façon générale, une roche poreuse saturée en eau a une vitesse V relativement haute et une vitesse V„ relativement basse. La vitesse V p des ondes de compression traduit déjà une partie de ces caractéristiques. Cela est vrai, mais d'une part la vitesse n'est pas toujours facile à calculer pour les tranches peu épaisses, d'autre part, sur la coupe sismique, une variation de vitesse à l'intérieur d'une couche ou une variation d'épaisseur se traduit par le même phénomène, à savoir une diminution du temps de traversée. Il est bien évident que si l'on dispose d'une section ondes P et d'une section ondes S, les phénomènes pourront être différenciés : si pour une tranche donnée le coefficient ^J reste constant, même si le temps de traversée varie, c'est qu'il y a uniquement variation d'épaisseur ; si J£ varie, c'est qu'il y a variation de faciès. Or ^ , rapport des vitesses, peut s'exprimer en rapport des temps de traversée Tp/T„ et pour une couche, une fois celleci identifiée, on peut lire ces temps sur les sections avec une grande précision. 2. Calcul du coefficient
X
2.1 Pour rendre cette interprétation combinée efficace, il faut rendre la corrélation entre les deux sections P et S aussi automatique que possible. Le concept est simple : pour tout couple d'événements sismiques repéré sur les deux sections on mesure les intervalles de temps séparant les deux événements soit A T et ^ T . Le coefficient Q est alors égal au rapport û y Û T j Il est en général facile de corréler les principaux horizons sismiques. Notre préoccupation est donc de définir, à partir d'un calage en quelques points une corrélation plus ou moins continue entre les deux sections. 2.2 Le principe du calcul peut se définir de la façon suivante : dans les zones où le rapport 5 varie peu les portions homologues des traces P et S se ressemblent à une dilatation près directement associée à la valeur de V . L'algorithme calcule dans une fenêtre courante la surface lieu du maximum de corrélation en fonction de la dilatation et du décalage temporel de la trace S par rapport à la trace P (fig. 3). Pratiquement une fenêtre, centrée sur le temps T p > étant choisie sur la trace P on recherche sur la trace S correspondant a un rapport d'échelle de valeur )J . la zone de corrélation maximum Mi. En faisant varier ^ . on détermine la valeur maximum de cette corrélation M. On définit ainsi non seulement la valeur de X optimale mais aussi le calage instantané des traces P et S. Lorsque la fenêtre glisse sur la trace P on obtient une suite de valeurs g , fonction de T ; et une suite de couples T_, T.. A partir de cette dernière, on peut définir une deuxième série de valeurs pour
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tø = T - T _1 /T - T _.. Cette redondance permet de corriger les valeurs aberrantes et améliore la fiabilité du calcul. Cependant dans les zones où & varie vite, les portions homologues des traces P et S se ressemblent peu et la signification exacte des valeurs de J trouvées n'est pas évidente. C'est pourquoi la méthode est d'autant plus fiable que les points de calage introduits dans l'algorithme sont plus nombreux. 2.3 Pour améliorer la visualisation des résultats, nous utilisons la couleur, celle-ci étant liée à la valeur retenue de X . Sur les figures 4, 5, 6 et 7 sont représentées successivement la section en ondes P, la section en ondes S, la représentation des valeurs de ^ et cette même représentation superposée à la section en ondes P. Une telle représentation est extrêmement intéressante. Les zones ayant une valeur de 5 faible correspondent à des zones sableuses ou tout au moins fort peu consolidées. Cependant il est primordial de vérifier le calage lorsqu'il existe des forages profonds. 3. Contrôle sur PSV 3.1 Nous avons profité d'une étude PSV très complète dans un puits pour vérifier la validité de la méthode employée. Ce PSV a été exploité plusieurs fois avec des mesures tous les 10 mètres. A partir de l'écart de pointé de l'onde directe à deux cotes successives, on a déduit l'évolution des vitesses d'intervalle tant pour les ondes P que pour les ondes S (Figure 8) en fonction de la profondeur. On peut estimer la précision du pointé au 1/10ème de ms pour les ondes P et à la demi milleseconde pour les ondes S. Les valeurs de o déduites de telles mesures sont valables à 10 % près. En prenant une tranche de 20 mètres, on réduit cette incertitude à 5 %. Ces PSV ont donné lieu à des logs PSV, en ondes P et en ondes S qui sont reportés figure 9. L'algorithme décrit plus haut a été appliqué pour calculer la corrélation entre ces logs PSV S et P. La suite des valeurs X calculées dans des tranches de 10 mètres a été comparée à la suite des valeurs calculées au moyen du pointé des arrivées directes des PSV. 3.2 Les résultats sont reportés sur la figure 10. Ils sont franchement décevants. Les deux courbes % sont trop différentes pour que l'on puisse comparer la précision des deux méthodes et cela bien que les logs PSV, après ajustement des échelles, présentent une similitude remarquable. 3.3 II semble donc indispensable de tenir compte de l'amplitude des réflexions dans l'algorithme de corrélation. C'est un problème délicat et nous pensons qu'il vaut mieux continuer les comparaisons à l'aide de nombreux PSV pour estimer d'une manière plus précise les défauts de la méthode. Et ceci d'autant plus que la généralisation des PSV devrait nous permettre de mieux comprendre le phénomène de réflexion tant en ondes S qu'en ondes P. CONCLUSION En conclusion, on peut dire que l'outil construit permet de corréler d'une façon industrielle des sections S et des sections P. Les résultats ne peuvent être utilisés pour une interprétation détaillée que si on a pu contrôler leur validité par des forages. Cependant l'étude systématique de ceux-ci devrait permettre d'améliorer la méthode.
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VŞ \ / l - 2 ( T Vp"V2(l-ff)
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ff : Coefficient de Poisson X : Constante de Lamé U : Module de riqidité E : Module de Younq p : Densité
FIGURE 1
a Coefficient de Poisson
4^
vs/v,
ONDES P - sédiments et roches sédimentaires - roches métamorphiques et roches ignées ONDES S - sédiments et roches sédimentaires - roches métamorphiques et roches ignées DENSITE FIGURE 2 - RELATION ENTRE VITESSE ET DENSITE POUR LES ONDES P ET S DANS CHAQUE TYPE DE ROCHES (selon M. DOBRIN d'après des données rassemblées par J.E.NAFO, la courbe V-/V a été ajoutée) ONDE P
ONDE S
I
OJS
0.S
0 2S
RESULT TP=^> TS ond Jd FIGURE 3 - CALCUL AUTOMATIQUE DE y par corrélation élastique glissante entre les enregistrements de P et S
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Ex.1: U.S.A ONDES P
Ex.lrU.S.A ONDES S
CORDEAU DE TONANT
CORDEAU DE TONANT
ì==0,5s
■■ !"" •'•'•"'■rli&'VZ :
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«t-, ■u—.K./rl—^w^y.^lwart»
SSSl.Ss
11,5km FIGURE 5
FIGURE 4
EX.1:U.S.A:Ï=VS/VP
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Ex.l:U.S.A:ìJ ET ONDES P
ECHELLE ï
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0.35
0,35
0 50
FIGURE 8
0 65
0,50
a 0,65
FIGURE 7
154
' Depth sampling mleiv.il 2 0 m
ÄR' L
■ . , . , . .
: .1,
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FIGURE 8 COEFFICIENT )• ET COEFFICIENT DE POISSON rr
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WfiiWy / / V Log
S
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Onde S
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jl ,, ,. , 'iiiüiiiüj ir |i||i
FIGURE 9 COMPARAISON E NTRE LE S DIFFERENTS TYPES DE LOGS PSV
VSP
'í!.í!"ííí{
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FIGURE 10 COMPARAISON DE S DE UX DE TE RMINA TIONS )•
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(1/75) UN SYSTEME TELEMETRIQUE D'ACQUISITION DE DONNEES POUR LA PROSPECTION SISMIQUE : le SN 348 J.C. NAUDOT Directeur Technique SERCEL,. NANTES, FRANCE
Résumé A la fin des années 1960, il existait une nette tendance à l'augmentation du nombre de points d'acquisition en prospection sismique pétrolière. A cette époque les systèmes le plus couramment utilisés possédaient 48 voies d'acquisition. Deux obstacles majeurs rendaient cet objectif difficile à atteindre - La fabrication de câbles portables terrain à grand nombre de paires est délicate. - Les signaux analogiques de faible niveau sont très souvent perturbés lors de leur transmission dans des câbles longs aussi bien par les signaux voisins acheminés dans le même câble que par l'environnement. Le but du projet était de développer un système d'acquisition dans lequel le nombre de canaux serait très supérieur à ce qu'il était dans les systèmes existant (dans un rapport de 5) ; de plus la qualité de l'information devrait être préservée dans tout le trajet depuis ce point de mesure jusqu'au point d'enregistrement.
1. DESCRIPTION DU SYSTEME La solution choisie pour atteindre le but défini plus haut comporte trois parties : a/ Le conditionnement des signaux sismiques fournis par les géophones et leur conversion en signaux numériques. b/ La transmission des données numériques depuis les points de mesure jusqu'à une unité d'enregistrement. c/ L'unité d'enregistrement et de commande. a/ Conditionnement des données sismiques Toute l'électronique nécessaire au conditionnement du signal est, dans le système télémétrique SN 348, placée à proximité immédiate des capteurs. Cette électronique comprend un préamplificateur de gain 2^ ou 2' suivi de filtres passe haut, de rejection de fréquence industrielle (50 ou 60 Hz) et de filtres anti-repliement de spectre. Enfin le signal analogique subit une amplification dont le gain est déterminé par l'amplitude du signal lui-même. Cette amplification dite à "virgule flottante instantanée" a pour but d'adapter la très grande dynamique des signaux sismiques (120 dB) à celle plus réduite (84 dB) du convert is s eur analogique-numérique. Il convient de noter que le circuit réalisant ces deux opérations, amplification à virgule flottante instantanée et conversion analogique
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numérique, met en oeuvre un procédé original et que son étude était une étape importante du projet. Les performances obtenues dans ce circuit sont les suivantes : - temps de cycle pour amplification et conversion : 1 ms - amplification : 2'* par saut de 2? - conversion : 15 bits b/ Transmission des données numériques Les données de chaque capteur ayant été converties en valeurs numériques, il faut maintenant transmettre l'information vers l'unité d'enregistrement. Etant donné ce qui a été dit plus haut, la transmission doit être capable d'assurer un débit d'informations de 250 mots par cycle de 2 ms. Chaque mot comporte 18 bits utiles auxquels s'ajoutent des bits de service. Pour assurer l'écoulement de l'information, la transmission étudiée doit être capable de travailler au rythme de 4 Mbits/s. Les conditions particulières de l'exploitation des profils sismiques en exploration pétrolière imposent les contraintes suivantes : - les unités terrain contenant l'électronique de conditionnement du signal et l'électronique de transmission qui sont placées aux points d'acquisition 'doivent être aussi petites et légères que possible et leur consommation doit être la plus faible possible. - toutes les unités terrain doivent être rigoureusement identiques et leur mise en place ne doit imposer aucune opération spéciale ; en particulier aucune adresse ne doit être utilisée. - le câble de transmission doit être aussi simple, léger et peu onéreux que possible. - les unités terrain ne doivent pas comporter de batterie pour assurer l'alimentation. Four répondre à toutes ces clauses, il a été étudié une transmission spéciale qui comporte un circuit répéteur dans chaque unité terrain ; la liaison entre les différentes unités est réalisée par un câble simple comportant 3 paires torsadées : deux sont utilisées pour la transmission de l'information, une, de plus fort diamètre, pour alimenter les circuits électroniques. Four des raisons évidentes de poids et de consommation, les circuits électroniques de transmission ont été réalisés sous forme de circuits intégrés spéciaux VLSI en technologie CMOS. c/ Unité d'enregistrement et de contrSle Afin de gérer 1 ensemble des unités terrain dans les différents types d'exploitation couramment utilisés en exploration pétrolière, l'unité d'enregistrement et de contrôle a été réalisée autour d'un miniordinateur. Sauf pour les opérations de test, l'information sismique en provenance des unités terrain n'est pas directement traitée par le mini-ordinateur mais par des processeurs spécialisés rapides microprogrammés. L'utilisation des microprogrammes permet une grande souplesse d'utilisation en particulier en ce qui concerne les modifications de nombre de traces, de pas d'échantillonnage ou de format d'enregistrement. Notons également que l'enregistrement de l'information à grande cadence sur bande magnétique a nécessité le développement d'un dérouleur de bande embarquable au format 6250 bpi GCR.
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2. REALISATION a/ Unité terrain L'électronique de conditionnement du signal et l'électronique de transmission sont rassemblées dans des boîtiers (fig. 1) qui seront posés directement sur le sol à proximité des points sismographiques. Ces boîtiers sont particulièrement robustes et entièrement étanches et supportent des conditions climatiques extrêmes : leur fonctionnement est garanti dans la gamme de température -40°, + 70° C. Leur poids est de 4 kg pour un volume très sensiblement égal à 4 1. Leur connexion se réalise au moyen de 4 fiches : deux fiches rigoureusement identiques pour connecter les câbles de transmission, une destinée à brancher les capteurs, la dernière permet une liaison téléphonique avec l'unité centrale. Leur mise en oeuvre est particulièrement simple et est pratiquement exempte de tout risque d'erreur. Un boîtier terrain est représenté en cours d'exploitation sur la fig. 2. b/ Unité d'enregistrement et de contrôle L'unité d'enregistrement (fig. 3) se compose de 4 sous-ensembles : - à la partie inférieure deux valises contenant le mini-ordinateur ainsi que les différents processeurs spécialisés. - l'enregistrement magnétique est installé au-dessus des deux valises décrites ci-dessus. - enfin à la partie supérieure la valise de commande comporte tous les organes d'entrée/sortie nécessaires à l'utilisation du système. L'unité d'enregistrement et de contrôle est habituellement installée dans un véhicule ; néanmoins sa construction robuste et l'étanchéité des différents sous-ensembles rendent possible son utilisation dans les régions d'accès difficiles où les déplacements à dos d'homme sont indispensables. 3. RESULTATS Les premiers essais terrain du système ont été effectués en décembre 1976. Le 1er janvier 1984, 107 systèmes étaient en exploitation de routine sur le terrain ; le nombre total unités terrain en service était supérieur à 28 000. L'utilisation d'un système d'acquisition télémétrique rend possible, d'une part, en préservant la qualité de l'information, la prospection sismique dans des zones difficiles telles que les zones très industrialisées ou très humides, d'autre part en permettant la multiplication des points de mesure les méthodes d'exploitation dites "Tridimensionnelles" ont pu entrer dans une phase industrielle.
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FIGURE 2
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FIGURE 3
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PROSPECTION SISMIQUE MARINE J. CHOLET Institut Français du Pétrole H. MANIN Compagnie Générale de Géophysique Résumé L'intérêt de l'étalement du point de tir, bien connu en sismique terrestre, commence à s'imposer dans certains cas en sismique marine. On décrit une manière de réaliser des groupements étalés de sources qui permet d'obtenir des signaux purs et répétititfs. La source élémentaire est le Flexichoc 506. Les groupements sont réalisés par assemblage d'éléments porte-sources, en nombre approprié, que l'on remorque dans la position et à l'immersion désirées. Un groupement de seize Flexichocs 506 a été essayé. Les premiers résultats sismiques obtenus montrent que l'on peut obtenir des pénétrations relativement importantes sans sacrifier outre mesure le pouvoir de résolution. Par ailleurs, la Compagnie Générale de Géophysique utilise depuis longtemps sur ses navires sismiques, une source dont le fluide moteur est la vapeur d'eau surchauffée à 60 bars et 400°C :1e Vaporchoc. Une base d'essais a été créée près de Marseille avec comme objectif d'améliorer les performances sismiques de cette source, et en particulier de pouvoir fournir à la clientèle un catalogue de signaux et de spectres. Cet exposé, décrit les progrès accomplis dans les trois domaines de la technologie, de l'expérimentation, et de la modélisation théorique. En matière de technologie deux nouveaux produits, obturateur rapide PV 80 et multitrompe, ont été apportés sur le marché de la sismique marine. En matière d'expérimentation la base d'essais s'est dotée de moyens perfectionnés de mesures, caméra sous-marine pour filmer l'évolution de la bulle, mesures de pressions dans des conditions difficiles. Dans le domaine de la compréhension théorique des phénomènes, deux modèles ont été mis sur ordinateur, l'un décrivant la dynamique de l'obturateur lui-même, et l'autre la dynamique de la bulle.
I - SYSTEME DE SOURCES ETALEES UTILISANT LA SOURCE A IMPLOSION FLEXICHOC (*) 1.1. GENERALITES En prospection sismique réflexion à terre, l'intérêt de la réalisation de points de tirs multiples, étalés sur une surface plus ou (*) Marque déposée par l'Institut Français du Pétrole
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moins étendue, est connu depuis très longtemps. C'est une méthode d'émission très utilisée à terre. En sismique marine par contre, il est rare que l'on étale les sources sonores sur une grande surface. Les avantages de ce procédé sont pourtant nombreux. Ils sont tous liés à la possibilité qu'offre la multiplication des sources, de choisir la direction de propagation des ondes sismiques. On peut ainsi "éclairer" certaines zones qui renverront des ondes réfléchies utiles aux géologues, au détriment d'autres zones, génératrices d'ondes parasites qui masquent les réflexions. On pourra ainsi : - diminuer les bruits dus à l'émission, en particulier les diffractions sur le fond de la mer et les diffractions dues à des failles situées à l'intérieur des séries à étudier. - réduire les réflexions multiples en émettant dans des directions appropriées. En gros, on peut dire que l'on concentre l'énergie vers le sous-sol en évitant de la disperser latéralement, ce qui augmente le rapport signal-bruit et la pénétration. Le directivité du groupement de sources se règle en jouant sur les instants d'émission et sur les distances entre les émetteurs élémentaires. Chaque émetteur doit fournir le signal le plus pur et le plus reproductible possible, afin que le groupe donne constamment l'effet maximal dont il est théoriquement capable. Enfin, la multiplication des sources offre aussi la possibilité de réaliser des "profils larges". Cete technique permet d'obtenir la vraie grandeur et la direction exacte des pendages des couches géologiques dans l'espace, en fournissant les composants de ces pendages qui sont transversales au profil. Ces composantes transversales sont déterminées en effectuant simultanément plusieurs profils parallèles (2 ou 3). Ces profils peuvent être faits en utilisant plusieurs sources ou groupements de sources déportées à gauche et à droite du navire. Jusqu'à ce jour, différents groupements de sources ont été réalisés avec des canons à air et avec des canons à eau. Les canons à air présentent l'inconvénient de ne pas fournir individuellement un bon signal sismique. Il est nécessaire de les grouper en sous-ensembles dont l'arrangement est déterminé de façon à composer un bon signal sismique. Un tel sous-ensemble peut être considéré comme une source sismique élémentaire. Les canons à eau ne présentent pas ce défaut et chacun d'eux peut être considéré comme une source sismique élémentaire, quoique leur signature comporte deux pics positifs (Newman 1979). De même dans les groupements de Flexichocs multiples que nous considérons ici, chaque Flexichoc est une bonne source sismique élémentaire, qui, en tant que telle, est utilisée industriellement avec succès pour des études de sismique peu profonde à haute résolution (jusqu'à environ 1,5 seconde). Le Flexichoc a été présenté par J. CASSAND et P. MAGNEVILLE (1970) et J. CHOLET (1971). Les Flexichocs de petit diamètre ont été décrits par J. CHOLET, G. GRAU et P. MAGNEVILLE (1975). 1.2. L'ETUDE THEORIQUE DE LA DIRECTIVITE D'UN GROUPEMENT DE SOURCES a été faite; elle est présentée en détail dans la publication référence 1.
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I.3.REALISATION D'UN DISPOSITIF DE SOURCES MULTIPLES Qualités recherchées : Un bon dispositif de sources multiples doit satisfaire aux conditions suivantes : - pouvoir être étalé sur une surface étendue atteignant ou dépassant 100 m en longueur et éventuellement 50 m en largeur ; - être facile à mettre en oeuvre à la mer ; - naviguer correctement sans mouvements parasites : lacets, "marsouinage"... même par mer agitée et par conséquent avoir une profondeur d'immersion stable ; - avoir un effet sismique le plus proche possible de celui indiqué par la théorie. Ceci impose que ce dispositif doit être constitué de sources sismiques émettant un bon signal parfaitement reproductible (fidélité de forme), et pouvant être synchronisées avec une précision meilleure que la milliseconde (fidélité du temps de réponse) ; - être opérationnel, ce qui nécessite des sources fiables, sans danger pour le personnel, et faciles à alimenter en énergie à plus de 100 mètres du navire. Solutions adoptées : Le dispositif choisi comprend 4 lignes pouvant comporter chacune jusqu'à 8 sources, remorquées derrière le navire. Les lignes extérieures pouvant éventuellement être déportées au moyen de dispositifs dynamiques, ce qui permet d'élargir le dispositif jusqu'à 50 mètres. Les sources sont stabilisées en immersion, ce qui facilite leur synchronisation. Un ombilical assure pour chaque ligne : - la traction mécanique des sources et leur manoeuvre lors de la mise à l'eau et du relevage par le plan incliné situé à l'arrière du navire. - l'alimentation hydraulique et électrique des sources et de leurs organes de commande. - la transmission vers les sources des ordres de tir en provenance du laboratoire. - la transmission au laboratoire, à bord du navire, des informations en provenance des sources : instant exact de l'émission, signature, profondeur d'immersion. La source choisie est le Flexichoc 506. Il satisfait pleinement aux conditions requises : qualité et répétitivité du signal, invariabilité du temps de déclenchement, fiabilité et sécurité de fonctionnement, facilité d'alimentation en énergie à plus de 100 mètres du navire. Les sources sont groupées par deux dans des châssis d'environ 5 m de longueur. Le dispositif adopté pour la commande et le contrôle des sources travaille sur le principe de la commande série-multiplexée. Ce système a l'avantage de permettre de réduire le nombre de conducteurs électriques nécessaires entre le laboratoire et les sources. Description du matériel utilisé Le Flexichoc 506 est une source qui utilise le phénomène de l'implosion, c'est-à-dire le remplissage soudain d'une cavité par l'eau. L'énergie cinétique de l'eau se précipitant dans la cavité est partiellement transformée en énergie élastique quand le mouvement de
- 163 l'eau est brutalement arrêté en fin de remplissage de la cavité. Quand la vitesse de l'eau décroît brutalement, la pression près de la source augmente en même temps et il y a émission d'un signal sismique. Le Flexichoc réalise la cavité dans l'eau et son implosion de la façon suivante : - une enceinte étanche de volume variable est immergée dans l'eau. Cette enceinte a la forme d'une boîte cylindrique plate dont le fond et le dessus sont deux plaques circulaires liées élastiquement à la paroi cylindrique. Lorsqu'on écarte, les plaques on crée un vide. On les verrouille alors en position écartée ; lorsqu'on les relâche, elles sont précipitées l'une vers l'autre par les forces de pressions extérieures et on réalise une implosion. Une source Flexichoc est définie par le diamètre de ses plaques et par leur course durant l'implosion. Le Flexichoc 506 a des plaques de 50 centimètres de dismètre et leur course est de 6 centimètres. C'est un appareil dans lequel l'écartement des plaques et leur verrouillage sont réalisés hydrauliquement. Son fonctionnement est décrit en référence 1. La figure 1 est une photographie de l'écran d'un oscilloscope à mémoire sur lequel plus de 900 signatures de Flexichoc 506 ont été superposées. Comme le balayage du tube est déclenché par l'ordre de tir, cette photographie donne une bonne idée de la fidélité de l'émission à la fois en forme de signal, et en temps de déclenchement. Pour simplifier la réalisation du groupement de sources, les Flexichocs ont été montés par deux dans des châssis de 4,65 m de long, qui sont reliés au navire remorqueur par des ombilicaux enroulés sur des tourets. Ils sont remontés à bord en glissant sur un plan incliné à l'arrière du navire (Figure 2 ) . La commande et le contrôle des sources sont assurés par l'électronique immergée contenue dans une enceinte étanche qui se trouve au milieu du châssis et un programmateur et ses annexes situés dans le laboratoire. Sur la Figure 3, on peut voir l'ensemble du matériel sur le pont du "Résolution". On distingue les châssis en cours d'entretien. En bas de la photo, on apperçoit deux des quatre tourets d'ombilicaux. A droite, se trouve la centrale hydraulique de 120 ch qui permet une cadence de tir de 4 secondes pour l'ensemble du dispositif de 16 Flexichocs 506. Sur la Figure 4, on pourra voir le résultat de tirs de seize Flexichocs 506 en couverture simple. Le groupement était constitué de quatre lignes de deux traineaux portant chacun deux Flexichocs. Ce dispositif était étalé sur 24 mètres de large et 10 mètres de long, l'intervalle entre lignes était de 8 mètres, et l'intervalle entre Flexichocs d'une même ligne était de 3 mètres. Le centre du groupement se trouvait situé à 40 mètres derrière le navire. Les caractéristiques de cette coupe sont les suivantes : 16 Flexichocs 506 ; couverture : 48 ; distance entre traces sur la flûte : 25 m ; immersion des sources et de la flûte : 5 m ; bande de fréquences à l'enregistrement : 20 - 160 Hz ; pas d'échantillonnage : 2 ms ; aucun traitement d'aucune sorte. Cette coupe permet de constater que les groupements de 16 Flexichocs 506 permettent d'allier résolution et pénétration. Il n'y a aucune déconvolution. La pénétration élevée a été obtenue sans que, pour
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autant, la résolution soit sacrifiée. On a en effet des fréquences dominantes de l'ordre de 55 hertz dans la première seconde sous le fond, et de l'ordre de 35 hertz vers 3 secondes de temps double. 11 faut signaler que, dans cette région, les réflexions profondes sont obtenues, d'habitude, avec une fréquence de l'ordre de 15 à 18 hertz. L'emploi de groupements de Flexichocs a donc permis de doubler les fréquences. 1.4.CONCLUSION Le dispositif de Flexichocs 506 multiples, permettant l'emploi de sources étalées est fiable et opérationnel. Sa mise en oeuvre est aisée et rapide, même dans des conditions de mer difficiles. La puissance nécessaire à seize Flexichocs n'est que de 120 ch pour des cadences de tir atteignant 4 secondes. Les résultats obtenus sont extrêmement satisfaisants. Les coupes sismiques présentées prouvent que l'utilisation d'un dispositif de 16 Flexichocs F 506 permet d'obtenir, sans traitement particulier, une pénétration élevée sans, pour autant, que la résolution soit sacrifiée. Des améliorations sont possibles, en particulier utilisation de l'eau de mer comme fluide hydraulique (ce qui permettrait de n'avoir qu'un flexible hydraulique car il n'y aurait pas de retour). D'autres types de Flexichocs plus puissants pourraient être utilisés, sans grande modification du système de traîneaux, et donc avec la même souplesse de mise en oeuvre à la mer. On pourrait également avoir profit à déporter les lignes extérieures au moyen de divergents. Il serait alors avantageux de contrôler les distances grâce à un système tel que celui qui est décrit par R. DELIGNIERES (1979) en référence 2. 1.5. BIBLIOGRAPHIE 1.
CHOLET (J.), GRAU (G), MAGNEVILLE (P), RIALAN (J.) La source à implosion Flexichoc, un système pour la prospection sismique offshore au moyen de sources étalées. Symposium CEE, Luxembourg, 18-20 avril 1979. Les techniques nouvelles pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz, éd. Technip, Paris 1979, volume 2.
2.
DELIGNIERES (R) Contrôle de la position prise par les dispositifs sismiques lors de la prospection. Symposium CEE, Luxembourg, 18-20 avril 1979. Les techniques nouvelles pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz, éd. Technip, Paris 1979, volume 2.
Une bibliographie plus complète est donnée en référence 1.
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MAITRISE DU SPECTRE DE FREQUENCES ACOUSTIQUES EMISES PAR LE "VAPORCHOC" (*)
INTRODUCTION La sismique marine est une méthode active de sondage acoustique. Un émetteur génère une explosion qui pénètre dans le sous-sol et se réfléchit sur les différentes .interfaces géologiques : ces échos sont captés par une multitude d'hydrophones répartis linéairement sur un câble tracté par le bateau. La division marine de la Compagnie Générale de Géophysique utilise comme "émetteur" le Vaporchoc, ce depuis une dizaine d'années envriron. II . 1 - RAPPEL DU PRINCIPE DU VAPORCHOC On injecte brutalement un certain volume de vapeur surchauffée à haute pression dans l'eau de mer. La bulle ainsi créée se détend puis implose violemment, créant ainsi une onde de choc. Le signal émis se schématise aisément par l'existence de deux pics : pic de détente et pic d'implosion, le second étant plus fort et plus haute fréquence que le premier ; la durée séparant les deux pics s'appelle période de bulle et caractérise assez bien les fréquences, fondamentales et harmoniques, principalement émises. II .2.- AMELIORATION DES TECHNOLOGIES Le travail a consisté principalement à mettre au point un obturateur robuste, répétitif et contrôlable à distance. Il s'agit d'un problème essentiellement mécanique : les difficultés technologiques rencontrées sont importantes. L'appareil est maintenant industrialisé sur les bateaux sismiques et sa fiabilité démontrée depuis plus d'un an. La norme des 50 000 tirs sans démontage est atteinte. En ce qui concerne la répétitivité du signal, là aussi des progrès considérables ont été obtenus : la Figure 5 représente la superposition, de 100 signaux sans aucun calage artificiel. L'intérêt de cette caractéristique est évident pour la sismique qui a besoin d'une bonne cohérence des événements. Par ailleurs, on peut modeler à volonté la période de bulle qui est liée à l'amplitude du signal. Cette réalisation a considérablement amélioré les performances du système existant. II .3.- La seconde importante réalisation est ce qu'on appelle le système multitrompe. L'objectif poursuivi était, tout en conservant la puissance de tir, de réduire la longueur du signal et d'améliorer ses caractéristiques spectrales. L'artifice utilisé consiste à diviser le jet principal de vapeur en 8 jets qui créent ainsi 8 petites bulles élémentaires. La multitrompe se monte très rapidement sur l'obturateur PV 80. Le produit est industrialisé, en particulier dans le Golfe du Mexique où il donne de bons résultats.
(*) Marque déposée par la Compagnie Générale de Géophysique
- 166 II. 4 - AMELIORATION DES SYSTEMES DE MESURE ET DE CONTROLE Un effort important a été fait pour l'acquisition de moyens de mesure pouvant être utilisés dans le cas du Vaporchoc. On citera par exemple une caméra sous-marine ultra-rapide qui permet de filtrer l'évolution de la bulle à raison d'une image par millième de seconde. Cette expérimentation a été très fructueuse pour la compréhension du mouvement de la bulle. On citera aussi l'acquisition de capteurs de pression sophistiqués capables d'être immergés dans la vapeur à 60 bars et 400° C et de mesurer des chutes de pression transitoires très rapides. Ces mesures ont permis de contrôler précisément les temps d'ouverture et de fermeture de l'obturateur. II. 5 - AMELIORATION DES SYSTEMES THEORIQUES Pour terminer rapidement et sans entrer dans les détails, deux modèles mathématiques ont été écrits et mis sur ordinateur. Le premier décrit et prévoit le mouvement de l'obturateur ; il a été confronté aux expérimentations précitées et a permis d'utiliser ces mesures indirectes de façon efficace. Le second concerne la croissance et l'implosion de la bulle de vapeur dans l'eau. II. 6 - CONCLUSION Les recherches technologiques, expérimentales et théoriques effectuées dans le cadre du projet CEE-GERTH/CGG se sont montrées fructueuses et nous ont permis de dominer, tant sur le plan industriel qu'expérimental, les problèmes rencontrés. II. 7 - BIBLIOGRAPHIE 3. MANIN (M) Recherche de la maîtrise du spectre des fréquences émises lors de l'implosion créée par un canon à vapeur en sismique marine (Vaporchoc ). Symposium CEE, Luxembourg, 18-20 avril 1979. Les techiques nouvelles pour l'exploration et l'exploitation des ressouirces de pétrole et de gaz. Ed. Technip, Paris 1979, volume 2.
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FIG. 1 - 900 signatures superposées du Flexichoc 506
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FIG. 2 - MISE A L'EAU D'UN CHASSIS
FIG 3 - ENSEMBLE DU MATERIEL SUR LE PONT DU "RESOLUTION"
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ONDES SISMIQUES TRANSVERSES G. TORREILLES Géophysicien à ELF AQUITAINE Sommaire Une étude combinée en ondes P et S a été réalisée dans l'Est du Bassin de Paris sur une zone de petite production d'huile. Il s'agissait d'étudier l'évolution lithologique et pétrophysique des réservoirs à huile grâce aux variations du rapport des vitesses des ondes de compression (P) et transverses (S) émises aux interfaces de ces réservoirs. L'expérimentation s'est déroulée fin 1979 : 30 km de sismique réflexion transverse (S) ont été enregistrés en superposition sur des profils déjà enregistrés en ondes de compression (P) pour l'exploration sismique classique. Compte tenu de la qualité de l'émission S, affectée par des conditions atmosphériques défavorables, l'étude a bien réussi au niveau du réservoir carbonaté supérieur (1300 m de profondeur) : l'évolution du rapport des vitesses S et P traduit bien les variations lithologiques et pétrophysiques du réservoir. Par contre, au niveau du réservoir gréseux du Rhétien, plus profond (2200m), la qualité des enregistrements S est nettement insuffisante. En tectonique calne et pour des pendages faibles, on peut envisager l'utilisation des ondes S, combinées aux ondes P, dans l'appréciation des réservoirs sur des zones de prodution d'hydrocarbures.
BUT DU PROJET Etudier l'évolution lithologique et pétrophysique des réservoirs carbonates du DOGGER, situés vers 1300 m de profondeur et argilo sableux du Rhétien à une profondeur de 2100 m. Cette étude est basée sur l'évolution du rapport des vitesses de transmission en ondes de compression (P) et en ondes transverses (S) obtenues, par la méthode sismique réflexion, sur les réservoirs potentiels à hydrocarbures. La zone de S0UDR0N, à 20 km au Sud Ouest de Châlons sur Marne dans le secteur Est du Bassin de Paris, a été choisie car elle constitue un site exceptionnel où l'on trouve, superposés, deux réservoirs à Huile de type différent : l'un carbonaté, l'autre gréseux. Des variations qualitatives des deux réservoirs à huile ont été constatées dans les forages de développement réalisés sur ce secteur. La sismique classique, en onde P, est apparue impuissante dans la prévision de l'amélioration des réservoirs:par l'augmentation de la porosité et de la perméabilité de la roche d'un point de vue matriciel ou d'un point de vue fracturation, par l'amélioration du faciès lithologique :(épaississement ou évolution du contenu argileux des réservoirs sableux du Rhétien).
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DESCRIPTION SUCCINCTE Deux types d'ondes peuvent être utilisées en méthode sismique réflexion : - Les ondes P(pressure waves) sont des ondes associées à un déplacement instantané dans la direction de propagation de l'onde. L'exploration pétrolière classique, en méthode sismique réflexion, se fait uniquement en ondes P. - les ondes S (shear waves) sont associées à un déplacement instantané perpendiculaire à la direction de propagation de l'onde. Une onde S peut être décomposée en : . une onde S H dont le vecteur déplacement instantané est dirigé suivant l'intersection du plan tangent au front d'onde avec un plan horizontal. . une onde S v dont le vecteur déplacement instantané est dirigé suivant l'intersection du plan tangent au front d'onde avec le plan vertical contenant le rayon sismique. Ces deux composantes d'ondes S se propagent à la même vitesse transversale V_. En milieu stratifié horizontal les ondes S H se réfléchissent sans conversion. Une onde S ne peut être générée ou transmise dans les milieux purement fluides. C'est le paramètre 8 = VS d'un intervalle géologique que l'on a étudié. VP DEROULEMENT DU PROJET Sur la zone de SOUDRON une sismique réflexion en mode P de bonne qualité avait été réalisée au cours de l'année précédente ¡ on a décidé de reprendre, en mode SH, certaines de ces lignes sismiques sur lesquelles on disposait de forages de calage. Deux de ces forages ont fait l'objet d'un étalonnage,dans les deux modes P et S, par profil sismique vertical. La sismique réflexionP, réalisée antérieurement par CGG, était enregistrée en couverture multiple 24 sur une longueur de 2250 m avec un intertrace de 75 m. La source était constituée de 3 vibrateurs P émettant simultanément un balayage en fréquence de 16 à 80 hertz. La réception s'est faite sur des géophones â sensibilité verticale. L'expérimentation en mode S H a été réalisée par CGG du 22.11.79 au 7.12.79. On a repris, en mode S H , 30 km de lignes sismiques déjà exploités en mode P, dans la zone des forages déjà effectués. Cette sismique Su a été exploitée en couverture 24 avec un dispositif similaire à celui adopté en exploitation P.La source utilisée était un MARTHOR : l'onde polarisée S H est obtenue par une frappe latérale au profil sur une cible ancrée au sol par le véhicule porteur. Pour éliminer la composante verticale, consécutive à la frappe, on soustrait les enregistrements obtenus par une frappe à gauche puis à droite. Les signaux étaient reçus par des géophones horizontaux, orientés perpendiculairement au profil, mais toujours dans le même sens par rapport à la direction de progession de ce profil.
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En dehors de l'équipe sismique d'exploitation Su la mission CGG comportait : - un échelon topographique qui a débuté le 15.11.79 - un échelon forage couplé à un échelon de mesure de vitesse en P et S dans des petits forages. Ces mesures étaient destinées à établir de bonnes corrections, en P et S, sur les 50 premiers mètres de terrain, afin d'optimiser la couverture multiple dans les deux modes. x Les conditions météorologiques n'ont pas été favorables tout au long de l'expérimentation : un vent violent, le gel puis le dégel, ont fortement contribué à la détérioration des résultats profonds. La pénétration jusqu'au Rhétien, mais aussi la résolution, au niveau du Bathonien, ont été affectées par les intempéries. - Le traitement a été orienté de façon à permettre un pointé précis des paires d'événements associés respectivement au sommet et à la base de l'intervalle géologique à étudier. La mesure des intervalles de temps associés a nécessité : . des corrections optimisées . une horizontalisation des sections sismiques sur un même repère géologique, bien calé par forage. . une composition des traces sismiques pour améliorer le rapport signal sur bruit et faire coïncider les barycentes des traces composées en P et S. . un filtrage des documents P et S dans des bandes de fréquence respectives fournissant la meilleure ressemblance. . la polarité de la représentation S a été choisie en fonction de la meilleure ressemblance des sections P et S, notamment au niveau des horizons les plus énergiques, tout en respectant la compatibilité des calages en temps sur des événements de même signe. Pour le calcul du coefficent, le temps P a été pris comme référence. On a mesuré par intercorrélation de fenêtres de signal P et S homologues, avec un rapport d'échelle un demi pour les ondes S, la différence de temps en P et S relative au toit et à la base de la formation étudiée. On en a déduit y = ATP ATS RESULTATS ET APPLICATIONS Trois intervalles géologiques ont été étudiés : - La tranche géologique du Kimméridgien constitué de marne et de calcaire argileux donne un ÍS = 0,52 en sismique de surface alors que le profil sismique vertical enregistré dans un forage situé sur la ligne sismique donne if = 0,47 pour le même intervalle géologique d'environ 120 m d' épaisseur. - Pour le Lusitanien, qui constitue un épisode géologique à dominante calcaire dolomie et calcaire dolomitique d'environ 300 m d'épaisseur y = 0,55 pour la sismique de surface, à comparer à if = 0,57 mesuré dans le même forage de référence. - La tranche du Bathonien, d'une épaisseur de 150 m et réservoir à huile dans sa partie supérieure, comporte deux zones où les caractéristiques du réservoir sont différentes : à la partie supérieure le faciès "lagon" avec une porosité de 3 à 7 %, en dessous le faciès oolithique avec une porosité de 18 %. La variation d'épaisseur du faciès lagon, constatée sur les forages d'appréciation de la zone a pour effet de moduler la porosité globale
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du Bathonien. Or, on remarque, sur la sismique de surface en P et S une nette évolution du coefficient Y 1ui varie d'environ 0,52 pour l'épisode lagon épais (85 m) à 0,1*6 pour une épaisseur de 37 m de lagon. Cette évolution qualitative du coefficient f correspond bien à une évolution lithologique de l'intervalle étudié. Elle rejoint les conclusions des mesures sur échantillons carbonates saturés réalisées en laboratoire par WM BENZING. Ces résultats montrent que si les deux vitesses de propagation V- et V ont tendance à diminuer lorsque la porosité des échantillons augmente, V décroît plus rapidement que V ce qui entraîne une légère diminution au rapport. Pour conclure, on constate bien quelques divergences entre les mesures de y par sismique de surface et par sismique de puits : - pour la tranche du Kimmêridgien, où la corrélation des arrivées P et S est de bonne qualité, V déterminé par sismique de surface est supérieur de 10 % et l'on observe, par endroits, une certaine dispersion des résultats dû à la baisse du niveau signal sur bruit en ondes S. - pour la tranche du Lusitanien l'écart entre les deux mesures est plus faible mais dans l'autre sens : l'estimation par sismique de surface est inférieure de 5 ¡t. Il est probable que les références temps dans les deux modes ne sont pas homogènes : problème de source vibratoire en P, percutionnelle en S ? Par contre, les résultats obtenus au niveau du Bathonien - où les diminutions du rapport Y, sont à interpréter en terme d'amélioration de la qualité du réservoir - montrent bien que si la méthode n'a pas permis une détermination quantitative précise du V , elle a abouti à une évolution qualitative de cette grandeur en harmonie avec ce que l'on sait de l'évolution lithologique de l'objectif. Une meilleure corrélation, entre les arrivées P et S relatives à une même tranche géologique nécessite la mise en oeuvre de diagraphie continue de vitesse S dans les forages. Malgré un certain nombre de résultats prometteurs l'exploitation en mode S n'a pas eu l'essor industriel qu'elle méritait, parce qu'elle exige la mise en oeuvre d'une double sismique, avec des outils d'émission spécialisés souvent constitués de prototypes expérimentaux. De plus, des précautions, plus rigoureuses qu'en mode P, doivent être prises pour améliorer, la qualité des enregistrements unitaires, et les corrections à leur appliquer pour obtenir une bonne couverture multiple. En tectonique calme, avec des pendages faibles et des profondeurs d'investigation moyenne, comme dans le bassin de Paris, l'étude justaposée, en ondes P et S, devrait apporter des connaissances complémentaires utiles à l'évaluation des gisements. La confrontation des deux images différentes, â condition de disposer de calage dans les deux modes sur des forages, permettrait de compenser certaines faiblesses du mode P : interférences de résidus de multiples énergiques ou peut être d'ondes converties, avec l'horizon primaire proche du réservoir. Les rapports d'amplitudes et de vitesses de propagation le long des horizons constitueraient une information supplémentaire disponible pour l'étude des réservoirs.
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SISMIQUE INFRASALIFERE MEDITERRANEE G. de LOMBARES Compagnie Française des Pétroles Résumé Le projet "Développement d'une technologie sismique visant à améliorer la réalisation des problèmes pétroliers infrasai ifères en Méditerranée" était destiné à mettre au point une méthode permettant l'investigation sismique des horizons infrasaiifères. Dans une première étape on devait enregistrer des données sismiques à 3 dimensions sur une zone propice et en faire un traitement sismique classique pour produire des cartes du toit et de la base du sel qui constituaient une solution initiale. Dans une deuxième étape, on modélisait, à partir des documents produits dans la première étape, une acquisition numériquement par la théorie des tracés de rayons. Les résultats de ces tracés permettaient "un second tour" plus affiné dans le traitement classique pour améliorer l'image sismique des horizons antésalifères.Les programmes de traitement numérique adaptés devaient être conçus pour prendre en compte les données initiales et les résultats de la modélisation et converger ainsi vers une solution meilleure que la solution initiale.
1. INTRODUCTION Par le passé, l'investigation sismique des horizons anté-salifères s'est toujours heurtée au fait que le sel est généralement fortement structuré et présente des propriétés mécaniques différentes de celles des milieux encaissants. Les hypothèses simplificatrices habituellement admises ne s'appliquent plus et une modélisation est nécessaire. La morphologie des intrusions salifères doit donc être déterminée par des mesures prenant en compte une géométrie parfois complexe et l'image des horizons situés sous le sel doit être reconstituée par des traitements informatiques spécifiques. Pour les mesures sur le terrain, il a été choisi d'utiliser en sismique marine la méthode WLP (Wide Line Profiling - Trademark CCG) déjà connue en sismique terrestre qui autorise une recherche des pendages perpendiculairement aux profils. 2. DESCRIPTION DE L'ETUDE 2.1 Description de l'acquisition L'acquisition a été contractée à la CGC et s'est effectuée en Méditerranée. L'étude prévoyait l'enregistrement en couverture multiple (C48) de 1 040 km de profils répartis comme suit : - un profil de 40 km qui recoupait 3 dômes de sel reconnus en 1973 avec une qualité inégale,
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un maillage rectangulaire sur une superficie de 100 knr (31 profils de 30 km espacés de 500 m) (voir planche 1). Dans cette zone limitée par les longitudes 5°10' et 5°4' et les latitudes 41°20' et 41°5' la profondeur d'eau atteint 2 500 m, ce qui nécessite une durée d'enregistrement de 7 secondes. La source sismique est le Vaporchoc. La radionavigation est le Syledis avec 4 stations émettrices à terre. Deux mises en oeuvre de la WLP ont été envisagées. Dans le premier cas, on utilise 3 sources sismiques et le streamer conventionnel de 2 400 m et dans le second cas, on utilise une seule source et 3 streamers. Dans le cas 1, les deux sources sont déportées latéralement de 17 m. Dans le cas 2, la flûte principale comprend 84 traces avec deux miniflûtes latérales avec 6 traces déportées de 17 m. 2.2 Déroulement de la mission La mission s'est déroulée en août 81. la radiolocalisation a été parfaite. La météorologie a été mauvaise vers la fin à cause des orages d'été sur les Pyrénées. 11 y a eu de nombreuses pannes de commande du Vaporchoc. CGG a obtenu des mesures de bonne qualité et on peut conclure que l'utilisation de la WLP en sismique marine a été possible. Cette étude a permis de mettre au point une technique d'acquisition nouvelle : l'enregistrement avec des sources déportées par rapport à l'axe des profils. La méthode à 3 streamers n'était pas opérationnelle pour des raisons de contrôle de géométrie de l'ensemble tracté. 3. BILAN TECHNIQUE : METHODOLOGIE INFRASALIFERE Le problème est de savoir comment regrouper les traces sismiques unitaires, avant de les additionner, compte tenu de ce que l'on connaît parfaitement le sous-sol situé au-dessus du toit du sel et le dispositif d'enregistrement sur le terrain. 3.1 Etudes préliminaires de modélisation Deux approches ont été envisagées, toutes deux consistent en une modélisation de la propagation des ondes sismiques à travers le sous-sol supra et infrasalifère supposé homogène, isotrope et de vitesse connue. 3.1.1 Méthode MINI-MM' On suppose qu'on s'intéresse à un horizon qui est visible sur les traces individuelles. Si on compare entre eux les enregistrements provenant d'un même tir on est à même de déterminer l'angle d'incidence du rayon émergent sur le streamer. Le lieu des rayons émergents possibles en un point est donc un demi cône ayant le streamer pour axe et le barycentre de la trace considérée comme sommet. La comparaison des enregistrements pour trois tirs différents (3 canons) permet par inter-corrélation de calculer les cosinus directeurs du rayon descendant. Muni de ces informations on calcule le rayon descendant et le rayon ascendant (pour ce dernier on doit échantillonner le cône et donc, calculer un rayon par échantillonnage du cône). On cherche alors les deux points M et M' situés sur les rayons émergent et incident tels que la somme des temps de trajet corresponde au temps pointé et que MM' soit minimum. Le point de réflexion est
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réputé être le milieu de MM' et la normale au miroir en ce point est la bissectrice des rayons. Cette méthode peut donc permettre de déterminer tout horizon sous forme d'un semi de points avec leurs coordonnées (x, y, z ) . Tous les horizons suprasalifères étant déterminés (par cette méthode ou par une autre), on peut de même calculer des réflexions sur les horizons infrasai ifères (en supposant qu'on puisse les pointer sur les traces brutes). 3.1.2 Méthode base-horizon On suppose que la base du sel est un réflecteur plan (éventuellement incliné). Pour chaque point de tir on calcule les rayons qui viennent se réfléchir sur ce miroir et qui remontent vers les hydrophones. A chaque rayon correspond un point miroir vrai dont on a les coordonnées et un temps de parcours. Il suffit alors de découper le miroir profond en éléments dans chacun desquels seront sommées les traces ayant pour point miroir ces éléments et ce, après avoir effectué les bonnes corrections dynamiques. L'utilisation de cette méthode implique un double balayage : - balayage des plans de départ des rayons, - balayage des angles de départ. En principe, il faut également effectuer un balayage sur tous les horizons infrasai ifères possibles (profondeur, angle). 3.2 Résultats Comme on le voit, la méthode mini MM' suppose que la base du sel soit visible sur les enregistrements bruts. Au moment de l'utilisation effective de la méthode, ces enregistrements étaient disponibles et aucune énergie cohérente pouvant correspondre à la base du sel n'était exploitable. Pour cette raison et considérant que la méthode BASEHORIZON se prêtait bien à un essai industriel il a été décidé d'abandonner la réalisation de MINI-MM'. La zone encadrée sur la planche 1 correspond à un dôme de sel dont la complexité n'est apparemment pas trop grande pour qu'on envisage d'y tester les programmes de retraitement. La structure douce au sud-ouest de la zone n'affectait les horizons infrasalifères que par un "pull-up" simple. Dans la zone encadrée, la structure du sel est très compliquée et les algorithmes traditionnels divergent. Le traitement conventionnel a très vite révélé que les structures salifères étudiées étaient d'une complexité extrême quand on les considérait à petite échelle. La planche 2 illustre le résultat du traitement WLP appliqué à la partie Est du profil 15, l'orientation des "clous" donne l'orientation du pendage de l'horizon correspondant au temps de la tête de clou, (voir le cartouche explicatif). La longueur des clous est proportionnelle à la valeur de ce pendage. Si qualitativement le sens des pendages est cohérent d'un profil à l'autre (sans inversion), quantitativement, en revanche, les valeurs de ce pendage ne sont pas réalistes et la migration automatique qui aurait été réalisée perpendiculairement aux profils en utilisant ces valeurs aurait conduit à des résultats fantaisistes. (Il faut garder à l'esprit que la profondeur des horizons considérés sous le sel est telle -4 secondes en temps double- que la
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moindre erreur commise sur leur pendage déplace considérablement les points d'émergence des rayons sismiques que l'on modélise). Les cartes isochrones migrées ont été obtenues à partir du traitement conventionnel à deux dimensions. En particulier tous les profils compris dans l'encadré de l'étude (planche 1) ont été migres à deux dimensions. La migration dans la direction perpendiculaire aux profils a été réalisée manuellement sans aucun secours de la méthode WLP. Le modèle géologique suprasalifère est constitué de la tranche d'eau et d'une tranche sedimentaire dans laquelle la vitesse sera supposée constante (issue d'analyses de vitesse). La planche 3 est la carte isobathe du toit du sel. Dans un premier temps la vitesse dans les couches sédimentaires a été prise constante et égale à 2 120 m/s, la vitesse dans le sel égale à 4 500 m/s. Les essais qui ont porté sur un point de tir ont montré que les algorithmes convergeaient. 3.3 Réalisation - optimisation L'optimisation des programmes et leur insertion dans le software sismique ont été réalisées en essayant d'améliorer la sommation deshorizons infrasalifères pour le profil 15 Est entre le PT 750 et le PT 1 250. Après le calcul de tous les trajets remontant à proximité du "streamer", et ce pour tous les points de tir, les traces sont regroupées en point miroir commun. La sommation est réalisée après application d'une loi de correction dynamique déduite des analyses de vitesse calculées en bout de profil et modulées par les valeurs de At que fournit le programme de tracé du rayon. Malheureusement, on ne constate qu'une très légère amélioration (planche 4 ) . Afin de tenter d'autres essais et conscient du fait que la qualité des résultats produits par ce traitement dépend de façon aiguë des isobathes des horizons situés au-dessus du sel et de la vitesse des couches traversées, on a renouvelé l'expérience avec deux variantes du modèle initial : la vitesse du sel est de 4 000 m/s au lieu de 4 500 m/s, l'horizon inf rasalif ère est pente de 4° vers le Nord-Est du profil. Ce pendage correspond à la pente régionale des horizons infrasalifères dans la partie occidentale de l'étude. Ces deux nouveaux essais ne présentent qu'une faible amélioration par rapport aux précédents. Les résultats intermédiaires (regroupement des traces avant corrections dynamiques) montrent que : - le résultat du lancer de rayon (regroupement des traces et corrections dynamiques à appliquer) est peu sensible à la vitesse du sel. - le résultat est très sensible à la structure supposée de l'horizon infrasalifère (pente ou non par exemple). On peut supposer que la forme (les gradients locaux) des horizons situés au-dessus du sel influe fortement sur le lancer de rayon. 4. CONCLUSION Aucune conclusion ne peut être tirée quant à la méthode proprement dite. Néanmoins des progammes de traitement ont été écrits et il faudra
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les tester sur d'autres sites pour voir si, dans d'autres conditions, on obtient des résultats. En résumé, seuls les programmes constituant la méthode base-horizon peuvent être valorisés à court terme. Cette étude a montré qu'il était vain d'appliquer les lois de l'optique géométrique, même de manière sophistiquée, pour des geometries complexes. Ce travail est venu trop tôt. ft cette époque, les ordinateurs vectoriels n'existaient pas et il n'était pas possible d'envisager de résoudre l'équation des ondes de manière interactive. Les théoriciens se sont penchés sur la question pour résoudre le problème appelé "migration profondeur avant addition" et plus généralement inversion généralisée. L'analyse numérique fait de tels progrès qu'il sera possible dans un futur proche de réexaminer le problème et de retraiter les données.
5.
REMERCIEMENTS
Ce projet a été conduit par la Compagnie Française des Pétroles en association avec la Société Nationale ELF-AQUTTAINE (Production) et la Compagnie Générale de Géophysique.
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GERTH 110.11.46
GOLFE DE LION
lame verticale quasi affleurant
Profils:GERTH...
+
zone migree \/ longttudinalement-X
+ *
FIGURE 1
profil simule «t retraite
4
GERTH 15 EST WIDE UNE PROFILING Flèches de gradient Temps résultant CGG TRADE MARK
1
|
ORIENTATION DES LIGNES ET DES i * = 5 * copuli, PENDAGES 2
VUE EN PLAN
"fi?
Ri
1MM-40MS/1000M SUBSURFACE
R2
Ü
HI
S
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,
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2 km
J hor.
yORIENTATION SUR LA SECTION TEMPS
1000
I OD
2000.
3000
FIGURE 2
ISOBATHES DU TOIT DU SEL
CD
FIGURE 3
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Profile GERTH no. 15 EST FIGURE 4
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(01.24/80)
DEVELOPPEMENT D'UNE TECHNOLOGIE SISMIQUE DESTINEE A LA RECHERCHE D'HYDROCARBURES SUR LES BASSINS ANTE-PERMIENS G. de LOMBARES Compagnie Française des Pétroles Résumé Pour mieux comprendre la complexité de la géologie des bassins primaires en Europe, et en particulier, dans le Nord de la France, il est nécessaire de développer un outil géophysique apte à restituer des réflexions profondes. La méthode vibrosismique lourde utilisée dans le cadre de cette étude a permis d'atteindre en partie les objectifs mais surtout a souligné la nécessité de tenir compte du recouvrement dans le choix des techniques d'acquisition et de remettre en cause certaines hypothèses du traitement conventionnel.
1. INTRODUCTION La présence d'hydrocarbures dans les bassins houillers de l'Europe Occidentale est parfaitement imaginable à la lumière des grandes découvertes comme Groningue et des résultats de forages profonds effectués en France et en Belgique. La reconnaissance de ces bassins houillers est rendue difficile, notamment par la profondeur des objectifs et la complexité de la structuration géologique des bassins tels que le bassin de Namur et de Dinant. La méthode sismique avait été employée avec des succès divers au cours des années 60. La source sismique généralement utilisée était de la dynamite, les essais avec des vibrateurs ayant été des échecs (trop faible puissance). La chaîne d'enregistrement était relativement sommaire (enregistrements analogiques, faible nombre de canaux d'enregistrement, grande sensibilité aux bruits industriels). Le traitement appliqué aux enregistrements était simple : corrections statiques et corrections dynamiques. Suite à l'évolution technologique tant dans le domaine des sources (vibrateurs de forte puissance et répondant aux problèmes d'environnement), que dans le domaine de l'acquisition (laboratoire telémétrique digital SN 3*18) et dans celui du traitement (traitement numérique du signal), il semblait opportun de tester une nouvelle méthode géophysique d'investigation du sous-sol. Il a été décidé à cet effet d'enregistrer quelques profils-test régulièrement répartis d'Ouest en Est bénéficiant de ces progrès techniques et orientés perpendiculairement à l'accident géologique majeur qui affecte cette région -la faille du Midi- (fig. 1). Ces profils ont été implantés sur des recouvrements post-paléozolques différents de manière à tester l'influence de la nature des premières couches sur la qualité sismique.
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2. ACQUISITION L'effort d'acquisition a été très important : pour mieux définir la technique d'acquisition susceptible d'approfondir le modèle géologique du bassin du Nord, l'enregistrement de chacun de ces 4 profils a été précédé par des essais complets portant sur la comparaison dynamite/ vibrateur et l'optimisation des paramètres d'acquisition. De manière générale, il apparaît que la vibrosisraique est d'une qualité égale à la dynamite- dans les zones favorables. Dès que la géologie devient trop complexe, l'utilisation de la dynamite semble préférable en raison du manque de puissance en basse fréquence des vibrateurs. Les paramètres d'acquisition retenus à l'issue de ces essais ont été choisis de manière très conservatrice pour éviter tout risque de détérioration de la qualité (120 traces déroulées sur 6 km, près de 5 000 sismographes sur le terrain, 5 vibrateurs). Les quatres profils test ont été enregistrés en utilisant ces paramètres et en suivant la technique du "slalom line" afin de concilier les contraintes géophysiques avec celles de l'environnement et de la topographie. Il est certain que cette technique vibrosismlque lourde pourrait, aujourd'hui en 1984, être améliorée en utilisant des vibrateurs plus performants, en étudiant les balayages en fréquence plus élaborés, en affinant le choix de la densité d'énergie. 3. TRAITEMENT Un effort important a été consacré au traitement, en particulier sur le plan des corrections statiques. La qualité des documents sismiques dépend : de la nature des terrains de surface, de la nature et de l'épaisseur du recouvrement Crétacé, de la nature, de l'épaisseur et de la déformation des terrains paléozolques dans la partie chevauchante. En conséquence, la recherche d'une image-temps la plus proche de la réalité géologique passe par une estimation des corrections statiques jusqu'au toit du Paléozoîque qui marque un contraste de vitesse très important entre le recouvrement Crétacé et la partie sous-jacente. A cet effet, 2 types de méthode ont été testés en complément de la traditionnelle étude de carottage et WZ : obtenir le toit du Paléozoîque en réflexion (fig. 2 ) . Cette méthode nécessite une mise en oeuvre sur le terrain avec un échelon de slsmlque légère (source Minisosie ou Soursile) apte à restituer des horizons sismiques à faible profondeur (entre 0 et 200 m) ; obtenir le toit du Paléozoîque en réfraction. Cette méthode a l'avantage de ne nécessiter aucune mise en oeuvre particulière sur le terrain. Elle consiste à exploiter systématiquement les dromochronlques des enregistements unitaires vlbrosisraiques. Les 2 méthodes ont montré des résultats très similaires sur le plan de la qualité. Le rapport qualité-prix est en conséquence en faveur de la méthode réfraction. Les corrections statiques calculées ainsi ont été affinées par des programmes spécifiques basés sur des critères d'optimisation de l'addition des points miroirs.
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La surface étudiée a été divisée en deux : une partie Est, où la sismique a donné des résultats satisfaisants et une partie Ouest où les résultats sont médiocres. 3.1
La zone favorable (fig. 3) Dans la partie Est, l'interprétation a permis de suivre deux événements sismiques principaux que l'on pouvait déjà pointer, mais moins sûrement, sur les profils tirés à l'explosif dans les années 60. Le premier événement, à pendage Sud, représente la faille du Midi ; l'autre est plus profond (entre 2 s et 2,5 s). 11 semble que l'on puisse corréler ces deux événements d'un profil à l'autre, bien que ces profils soient distants de 40 km. De plus, on peut maintenant voir les portions de réflecteurs discontinus entre la faille du Midi et l'horizon profond. Ces améliorations sont vraisemblablement dues au matériel d'enregistrement et au traitement, plus qu'à la source d'énergie. Mais lorsque l'on compare l'ancienne vibrosismique à la nouvelle, le bond en avant est appréciable. Les modifications apportées en quinze ans aux vibrateurs permettent maintenant d'obtenir de bons résultats là où on n'en notait aucun. Les nombreux efforts de traitement en particulier sur le profil 3 n'ont pas été largement récompensés. En effet, si le traitement sophistiqué a permis de suivre plus sûrement certains événements, il n'a pas modifié l'interprétation géologique. 3.2
La zone difficile Le bilan dans la partie occidentale est beaucoup moins satisfaisant. En effet, si l'on peut noter une légère amélioration par rapport à l'ancienne sismique, force est de reconnaître que le pas fait est bien petit par rapport à celui qu'il aurait fallu faire pour mieux comprendre la géologie de cette zone. Les moitiés Nord des sections montrent la faille du Midi et peut-être d'autres failles. Mais il est absolument impossible de retrouver le bon marqueur que l'on avait à l'Est. Quant aux parties Sud, elles ne montrent rien de cohérent. Les raisons de cet échec sont vraisemblablement dues à un recouvrement assez imperméable aux ondes sismiques (forte absorption), et surtout à une géologie très complexe nécessitant un traitement approprié se rapprochant sous certains aspects du traitement du profil sismique oblique (modèle quelconque, migration avant addition...) Les pendages sont très importants, les arrivées latérales nombreuses. Cette complexité géologique remet en cause les hypothèse de traitement classique en couverture multiple. En particulier un milieu stratifié plan à vitesse uniforme est un modèle parfaitement irréaliste dans cet environnement. 4. CONCLUSION Après avoir enregistré 137 km sur 4 profils vibrosismiques, on peut dire que l'on a obtenu un demi-succès si l'on s'en réfère à la partie orientale de la région étudiée, ou un demi-échec si l'on regarde les résultats à l'Ouest. En effet, les profils 3 et 4 laissent penser que la méthode mise au point a permis de voir un horizon continu situé sous la faille du Midi, même si la qualité de cet horizon se détériore dès que l'on passe au Nord de la ligne d'émergence de cette faille. Du point de
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vue de la mise en oeuvre, on oonnait maintenant les paramètres qui permettent de travailler correctement. Le traitement nous a montré en particulier qu'il est inutile d'avoir recours à une méthode de terrain onéreuse pour définir des corrections statiques. Dans la partie Ouest, où l'effort terrain a été particulièrement important, on a affiné l'outil alors qu'il aurait peut-être fallu en changer en adaptant les paramètres d'acquisition en fonction du recouvrement et en modifiant les techniques de traitement utilisées jusqu'à présent. Les études ont été réalisées par la Compagnie Française Pétroles pour le compte de l'association TOTAL Exploration et B.P.
FIGURE 1
des
MINLSOSIE
1 KM
oo 00
FIGURE 2
ZONE 4
PROFIL M. 146 N
00 CD
FIGURE 3
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FORAGE - PIIiOTIS - INVESTIGATION DO SOL
Technologie du forage horizontal pour l'amélioration de la recuperation du pétrole (02.10/78) Techniques de forage en mer profonde (02.09/79) Liaison électro-optique pour application en mer (02.13/77) Essai d'un bélier hydraulique alimenté par centrale immergée pour le battage des piles sous l'eau (06.13/81) Enquête sur le terrain sur la performance d'un système de fondation à piles pour une plate-forme de production offshore (06.14/81) et Enquête sur le terrain sur l'interaction de la structure du sol d'un système de fondation pendant les premières années de la vie d'une plate-forme de production offshore (15.35/82) Développement d'un carottier à sédiments à piston fixe (Stacor) (07.29/78) Forage en mer profonde (2/75)
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(02.10/78) TECHNOLOGIE DU FORAGE HORIZONTAL POUR L'AMELIORATION DE LA RECUPERATION DU PETROLE
„. Resume
A. JOURDAN Société Nationale ELF AQUITAINE (Production) . G.BARON Institut Français du Pétrole
Entre 1979 et 1983, quatre puits horizontaux, dont un en mer, ont été forés par Elf Aquitaine, dans le cadré d'une association avec l'Institut Français du Pétrole et avec le soutien financier de la C E . E pour trois d'entre eux. Ces puits, forés dans des réservoirs calcaires imprégnés d'huile, ont atteint des profondeurs verticales successives de 670 mètres (pour les deux premiers, à LACQ en France), 1380 mètres à ROSPO MARE, sous 80 mètres d'eau en Adriatique Italienne (avec le concours de l'AGIP). A CASTÉRA LOU en France, le quatrième puits a atteint une profondeur verticale voisine de 3000 mètres. Au total, plus de 1000 mètres ont été forés à l'horizontale dans les réservoirs, dont pluB de 100 mètres carottés, et 1500 mètres environ à une inclinaison supérieure à 85°. Le but de ces puits était d'abord de maîtriser les techniques du forage, de l'équipement des puits horizontaux, et de la mesure dans les réservoirs, avant d'en démontrer, dans leurs créneaux de préconisation, leur supériorité sur le plan de la production et de la récupération du pétrole.
1. ETUDES PRELIMINAIRES Le projet a débuté dès Janvier 1979 par des études de réservoirs visant à établir les motivations d'une exploitation par drains horizontaux dans des gisements où la récupération des hydrocarbures est faible, ou non satisfaisante. Des études analytiques et des simulations sur modèles numériques ont confirmé que des améliorations pouvaient être espérées dans les domaines spécifiques suivants : - un accroissement de la productivité pouvant aller jusqu'à 5 fois celle d'un puits vertical par suite de la configuration du drain dans le réservoir; - un taux de récupération ultime accru résultant de la réduction des effets des cônes d'eau ou de gaz (fig. 1); - l'intersection et la liaison des fractures verticales rendues possibles dans les réservoirs fissurés compacts; - l'emploi possible des méthodes de récupération assistée et d'injection de vapeur. Préalablement au forage des deux premiers drains horizontaux à Lacq 90 et Lacq 91, une enquête avait été faite auprès des opérateurs et contracteurs de forage particulièrement aux Etats-Unis et au Canada concernant les équipements, les techniques et leurs limites d'utilisation pour les opérations en puits fortement déviés. Puis au cours d'une phase préliminaire d'ingénierie, toutes les difficultés potentielles avaient été
- 194 recensées et des solutions recherchées particulièrement pour ce qui concernait les frottements de garnitures de forage, l'évacuation des déblais dans le drain horizontal, la stabilité des parois du drain, le contrôle du poids sur l'outil et la réalisation des diagraphies différées. 2. LE PREMIER FORAGE HORIZONTAL : LACQ 90 Ce puits foré en 44 jours a une profondeur verticale de 670 mètres. D'une longueur totale de 1086 mètres, il traverse le réservoir calcaire sur 270 mètres dont 100 mètres sont horizontaux (89-92°) (fig. 2 ) . Il est équipé de tubages classiques : 13"3/8 posé à 326,50 mètres, inclinaison 25° - 9"5/8 posé à 771 mètres, inclinaison 70°. Le drain dans le réservoir est recouvert par une colonne perdue préperforée, non cimentée. Le puits a été réalisé par le procédé rotary et par turboforage, avec ou sans raccord coudé. Le contrôle de l'inclinaison et de l'azimut de la trajectoire a été effectué en discontinu avec les outils de mesures magnétiques classiques et en continu avec un système MWD à transmission par câble, "AZINTAC". 3 carottes ont été prises dans le drain horizontal par turbocarottage. Seule une diagraphie ¿f-ray a été réalisée à l'intérieur des tiges. 3. LE SECOND FORAGE HORIZONTAL : LACQ 91 Foré en 42 jours, à la même profondeur verticale, ce puits confirme les résultats obtenus sur Lacq 90. En effet d'une longueur totale de 1250 mètres, il pénètre le réservoir sur 470 mètres, dont 370 sont sensiblement horizontaux (fig. 2 ) . Comme à Lacq 90, des tubages classiques ont été posés : 13"3/8 à 363 mètres - 9"5/8 à 788 m, inclinaison 75°, et une colonne perdue préperforée, non cimentée, recouvre le drain horizontal. En plus des méthodes et outils de mesures directionnels de surveillance de la trajectoire utilisés â Lacq 90, un système de contrôle "MWD" à impulsion de boue, le TELEC0, a été utilisé dans les phases de forage 17"l/2 et 12"l/4, permettant ainsi d'économiser 50 heures d'opérations. La méthode "SIMPH0R" étudiée et mise au point dans le cadre du projet, a été testée pour l'exécution des diagraphies dans le puits horizontal Lacq 91. 4. LE TROISIEME FORAGE HORIZONTAL : ROSPO MARE (ADRIATIQUE ITALIENNE) Foré en mer à partir d'une plateforme fixe, le puits a atteint une longueur de 2316 mètres après 71 jours de forage. Sa trajectoire traverse un réservoir calcaire karstique sur 606 mètres de distance, entre les inclinaisons 75° et 96°. L'altitude du drain horizontal est de -1370 mètres, soit le double environ de celle de Lacq 90 et Lacq 91. Dans le drain, 9 carottes ont été prises et un jeu complet de diagraphies a été effectué par la méthode SIMPHOR, permettant ainsi une reconnaissance géologique lointaine du réservoir (1200 m de déport horizontal). 5. LE QUATRIEME FORAGE HORIZONTAL - CASTÉRA LOU 110 Les informations et expériences techniques largement accumulées sur les 3 premiers puits horizontaux ont permis l'élaboration d'un programme plus ambitieux visant à prouver la fiabilité de la technologie du forage horizontal et ses limites aux grandes profondeurs (3000 mètres et
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plus), ainsi qu'à faire progresser les techniques de completion sélective en puits horizontaux pour lesquelles des difficultés avaient été rencontrées à Lacq 91, lors de leur mise en oeuvre. Démarré le 28 Mai 1983, le puits a atteint une inclinaison de 50° le 10 Août 1983 et la longueur forée de 3665 mètres le 23 Septembre 1983, soit après 119 jours de forage. Il a traversé le réservoir sur une longueur de 330 mètres à une profondeur verticale de 2891 mètres. Le puits a été équipé d'une completion multiple, avec garnitures gonflables pour isoler la zone du fond très fissurée. Les travaux étaient terminés le 14 Octobre 1983. Les problèmes majeurs rencontrés en forage sont apparus dans la phase 12 1/4" jusqu'à 50/60° d'inclinaison et lors de corrections d'azimut dans ce tronçon. On notera en particulier la difficulté, vers 2500 m, à maintenir le gradient d'inclinaison et, à ces mêmes profondeurs les difficultés dans les corrections avec raccord coudé dues aux frottements (transmission du poids), à la transmission du couple et au maintien de l'orientation du raccord coudé. Un retard de 30 jours sur l'ensemble des opérations de forage a, de fait, été accumulé avant d'atteindre l'inclinaison 50°. Le forage en phase 8 1/2" a été optimisé grâce à l'emploi d'un outil de mesure du type MWD à impulsion de boue de diamètre 6 3/4" (qui n'existait pas jusque là en cette dimension) donnant en continu l'inclinaison, l'azimut, la face outil et le gamme-ray en cours de forage. La rencontre prématurée de la zone fissurée du réservoir a donné lieu à un régime de pertes et gains de boue qui a entraîné une série d'opérations laborieuses de colmatage et de contrôle d'équilibre de pression du puits pendant 9 jours. A la suite de deux collages par pression différentielle, résolus par l'injection de bouchons d'acide, il a été décidé de renoncer à la réalisation des diagraphies SIMPHOR car le risque de perdre le drain était trop grand, l'instrumentation étant plus délicate avec un câble présent à l'intérieur des tiges de forage. La colonne 7" a donc été descendue et mise en place immédiatement après le dernier contrôle du puits. Elle est équipée à sa partie extrême de 2 garnitures gonflables, destinées à isoler la zone de production d'huile matricielle des zones à pertes. Malgré quelques évidences sur le bon fonctionnement de ces équipements, il devait apparaître par la suite que l'étanchéïté n'était pas complètement obtenue. Sur le plan technique, ce 4ème forage horizontal s'est déroulé dans des conditions satisfaisantes. Les nombreuses difficultés rencontrées en cours d'opération, dont certaines étaient nouvelles, ont été surmontées avec succès. Elles font partie du lot commun d'incidents imprévisibles auxquels ont doit faire face lorsqu'on décide de forer un puits "classé difficile". Sur le plan économique, le coût global de ce puits -établi dans un rapport voisin de 3 avec celui d'un puits voisin vertical- devrait être examiné au vu des résultats de la production dans les mois à venir. 6. LA NOUVELLE TECHNIQUE POUR DIAGRAPHIES EN PUITS HORIZONTAUX : SIMPHOR (K) (Système d'Instrumentation et de Mesures en Puits HORizontaux) La technique connue de pompage des outils dans les tiges pour la réalisation des diagraphies en puits fortement déviés, au delà de 60° d'inclinaison environ, est très laborieuse, et par voie de conséquence onéreuse particulièrement dans les puits horizontaux.
- 196 Pour remédier à cette situation une nouvelle méthode de diagraphles, aujourd'hui connue sous le nom de SIMPHOR © a été conçue, développée, brevetée et essayée avec succès en puits horizontaux. Le principe utilisé dans SIHPHOR consiste à descendre au fond du drain, les sondes de diagraphies aboutées aux tiges, en s'affranchissent du problème du câble électrique. La sonde étant placée dans la zone à examiner et à ce moment-là seulement, la liaison électrique est établie à distance entre la sonde au fond et les équipements d'enregistrement situés en surface au moyen d'un connecteur et d'un câble électrique introduits et pompés dans les tiges de forage (fig. 1 ). Un raccord à fenêtre latérale, par lequel le câble passe de 1'intérieur à l'extérieur des tiges de forage, permet d'effectuer un enregistrement en déplaçant la sonde vers le bas par ajouts successifs de tiges de forage. Le même enregistrement peut être renouvelé en "remontant", par retraits successifs des tiges. Les résultats acquis par cette nouvelle technique peuvent se résumer ainsi : - Lacq 91 Premier essai du SIMPHOR en drain horizontal en Avril 1981. Enregistrement d'une mesure de resistivité de la formation géologique au moyen d'une sonde à induction électromagnétique, puis de la radioactivité naturelle (¿f-Ray) sur les 470 m du découvert du drain horizontal. Cette diagraphie en trou ouvert est la première jamais faite en drain horizontal. Diagraphie de contrôle de cimentation (CBL) et de la radioactivité naturelle (GR) dans le tubage 7" entre les cotes 997 m et 710 m. Perforations, sur 17 m, du tubage couvrant le drain horizontal. - RSM6D (Rospo Mare) Italie A la suite du succès obtenu à Lacq 91, l'équipement SIMPHOR a encore été amélioré et a permis l'enregistrement d'un jeu complet de diagraphies sur une longueur de plus de 600 m de paroi découverte du drain horizontal de ce puits. Les enregistrements des mesures d'induction électrique (ISFL), de résistivité double (DLL), du temps de trajet acoustique (BHC-VDL), du Rayonnement Gamma naturel (GR), et de la géométrie du trou par diamètreur à 4 bras (BGT) ont permis après leur interprétation complétée par l'observation, l'analyse et les mesures sur carottes, de constituer pour la première fois des coupes géologiques horizontales et d'apprécier les variations latérales des faciès ainsi que la répartition des hydrocarbures. Le procédé développé est le seul qui puisse actuellement permettre la mise en oeuvre des outils classiques de grand diamètre, et ceci non seulement dans les puits horizontaux mais également dans les puits inclinés présentant entre autres des problèmes de tenue de parois découvertes. 7. CONCLUSIONS : SYNTHESE ET BILAN TECHNIQUE, ECONOMIQUE - Sur le plan technique Après avoir foré un premier drain horizontal de 270 m à Lacq 90 (1980), un second de 470 m à Lacq 91 (1981), un troisième de 606 m à Rospo Mare (1982), enfin un quatrième de 300 m à Castéra Lou (1983), ce dernier ayant atteint une profondeur verticale de 3000 m, on peut conclure à ce jour que l'état de l'art, de la "Technologie de Forage Horizontal", se présente de la manière suivante :
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- Les techniques de forage Toutes les expérimentations réalisées concourent à prouver la possibilité de forer des drains horizontaux de longueurs hectométriques à des profondeurs verticales de 3000 m et de maintenir le drain horizontal dans une couche productrice d'un vingtaine de mètres d'épaisseur. Les résultats acquis s'appuient sur une technique de conduite du forage horizontal utilisant le contrôle continu de la trajectoire, en temps réel, au moyen de capteurs de fond et de procédés de transmission en surface. - Les techniques de carottage Le carottage dans un drain horizontal et particulièrement le turbocarottage est possible, aussi bien avec des carottiers courts que longs, moyennant certaines précautions, pour ne pas perdre l'horizontalité du dï ain et éviter par voie de conséquence des variations trop importantes de son altitude à l'intérieur de la couche productrice. Les carottes obtenues avec des taux de récupération atteignant très souvent 100 % se sont révélées extrêmement utiles pour la reconnaissance géologique des zones lointaines dans le réservoir. - Les techniques de diagraphies électriques Le Système d'Instrumentation et de Mesure en Puits Horizontaux, (SIMPH0R) apporte une solution élégante, applicable en toute sécurité dans les puits horizontaux de longueurs hectométriques, aussi bien pour les mesures électriques que pour les techniques de perforations des tubages ou colonnes perdues (liners). - La technique de descente et mise en place des tubages ou colonnes perdues Moyennant certaines précautions et sous réserve d'avoir antérieurement bien contrôlé la trajectoire du forage pour éviter ou effacer par de nombreux réalésages, les "dogs-legs" toujours possibles, la descente et la mise en place à l'horizontale de colonnes perdues de longueurs excédant 600 m s'est révélée réalisable. - La technique de completion sélective en drains horizontaux Si la mise en place de liners préperforés, non cimentés dans un drain horizontal pour réaliser une completion non sélective, s'est avérée possible à Lacq 90, et à Rospo Mare, les deux tentatives de completion sélective à Lacq 91 et à Castéra Lou 110 ne sont, par contre, pas encore concluantes. - Sur le plan économique A l'ouverture de ce projet au 1er Janvier 1979, on considérait à l'époque à l'issue d'une enquête internationale que le coût de réalisation d'un premier puits horizontal de plusieurs centaines de mètres pourrait atteindre jusqu'à 10 fois celui d'un puits vertical. De fait, le rapport des coûts constatés sur le premier puits horizontal Lacq 90, pour lequel on ne disposait d'aucune expérience a été de 4 environ, la profondeur verticale étant de 670 m. A Castéra Lou 110, dernier puits horizontal réalisé dans le cadre du présent projet, mais à 3000 m de profondeur verticale, le rapport des coûts n'excède pas 3 . C'est l'exploitation future du "Forage Horizontal", qui permettra après plusieurs années de production de conclure définitivement de combien ont été améliorés la productivité des puits, l'efficacité du balayage, et la récupération. On notera enfin que les avantages présentés par cette nouvelle "Technologie du Forage Horizontal" sont transposables dans d'autres
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secteurs d'activités concernés par "l'Energie". C'est le cas par exemple de son application, à l'intérieur de la Communauté Européenne, pour le forage horizontal en Géothermie, et pour la gazéification souterraine du charbon. REFERENCES 1. Le Forage Horizontal : premières réalisations en Europe. . Objet du forage horizontal, aspect gisement . Le forage des puits horizontaux . L'équipement des forages horizontaux . Une nouvelle méthode pour la réalisation des diagraphies dans les puits horizontaux : "SIMPHOR". H. REISS, F. GIGER, A. JOURDAN, G. BARON, C. WITTRISCH - Pétrole et Technique n° 294 - Décembre 1982. 2. "Elf well turns 90° and stays there" - B. ASTIER, A. JOURDAN (Elf Aquitaine), G. BARON (Institut Français du Pétrole) - Petroleum Engineer International, Janvier 1981. 3. Un nouveau moyen pour l'exploitation pétrolière - Forage Horizontal A. JOURDAN (Elf Aquitaine), G. BARON (Institut Français du Pétrole" Pétrole Information n° 1546 - 20 Avril 1981. 4. A new way of producing oil : Horizontal Drilling - Pétroles Informations, Edition anglaise - June 11, 1981. 5. Elf drills 1,000 + Ft Horizontally - A. JOURDAN (Elf Aquitaine) G. BARON (Institut Français du Pétrole) - Petrole Engineer International - September 1981. 6. "Horizontal Drilling Technology" - Seminar on Drilling Techniques and Associated operations Bahrain - 20-22 November 1982 - M. DOREL Institut Français du pétrole) - World Oil. 7. IFP and Elf Aquitaine Solve Horizontal Well Logging Problem - Petroleum Engineer International November 15, 1983 de M. W.B. BLEAKLEY, Editor. 8. Horizontal well logging by "SIMPHOR" - Transaction of the Eight European Formation Evaluation Symposium - 14-15 Mars 1983 - Londres C. WITTRISCH (Institut Français du Pétrole) - A. JOURDAN (Elf Aquitaine) . 9. SIMPHOR(R) . Brevet Français n° 2 501 777 - Date de dépôt : 13 Mars 1981 . Addition n° 2 522 059 - Date de dépôt : 25 Février 1982 . US Patent n° 4 457 370
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GISEMENT: EXPLOITATION PAR DRAINS HORIZONTAUX
FIG. 1
amélioration du taux de récupération déplacement de l'huile par l'eau
I PRODUCTION PAR PUITS VERTICAL
E PRODUCTION PAR DRAIN HORIZONTAL
le volume du cylindre I I > volume du cône I le déplacement d'huile par l'eau enH>au cas I
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F/0.2 LES FORAGES
HORIZONTAUX
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SYSTEME D'INSTRUMENTATION ET DE MESURES EN PUITS HORIZONTAUX
camion d'instrumentation câble pour diagraphies à 7 conducteurs
enregistrements en descendant et en remontant
FIGURE 3
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(02.09/77)
TECHNIQUES DE FORAGE EN MER PROFONDE L.M. SOLEILLE B. RENARD J. GUESNON
COMPAGNIE FRANÇAISE DES PETROLES SOCIETE NATIONALE ELF AQUITAINE (Production) INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE
RESUME Les techniques et la mise au point d'équipements nécessaires au forage en mer dans une profondeur d'eau de 1 000 m. ont été étudiées dans le cadre du projet n° TH. 2/75. Le projet n° TH 02.09/77 "Techniques de forage en mer profonde" consistait à développer les techniques et équipements de forage en mer pour la tranohe d'eau comprise'entre 1 000 et 3 000 m. Certains sous-ensembles critiques du système de forage en mer profonde, dont l'adaptation était nécessaire pour travailler dans des profondeurs d'eau extrêmes, ont fait l'objet d'études approfondies : l'ancrage dynamique, le tube prolongateur, la télécommande des BOP, les outils permettant la rentrée ; le support de forage, lui-même, a été analysé. Quelques uns de ces équipements ont été essayés en 1982 et 1983 au cours de deux forages réussis en Méditerranée respectivement par 1 711 m. d'eau et 1 250 m. d'eau.
1. INTRODUCTION Dès 1972, l'extension de l'exploration pétrolière en mer profonde a imposé à l'industrie pétrolière la conception et la réalisation de supports et d'équipements adaptés aux forages par grande profondeur d'eau. La mise en oeuvre du PELICAN et du SEDC0 445 a démontré la fiabilité du positionnement dynamique et la faisabilité des rentrées sans lignesguides. La réussite technique de ces premières opérations a conduit à étudier et à réaliser une deuxième génération de navires de forage capables de forer par 1 000 m. d'eau (PELERIN, DISCOVERER 534, e t c . ) . En France, cet effort a été concrétisé par l'essai réalisé en Janvier 1977 à partir du PELERIN par 960 m. d'eau puis, dans le oourant de la même année, par le forage du puits HABIBAS, au large de l'Algérie, par 925 m. (record du monde de profondeur d'eau par un navire en positionnement dynamique) et par celui du puits SIMBA, au large du KENYA, par 920 m., dans des conditions d'environnement très difficiles. Parallèlement, le projet "Techniques de Forage en Mer Profonde" était lancé avec des objectifs concrets : accroître la sécurité et la fiabilité des forages en mer profonde et préparer les forages par 1 500 à 3 000 m. d'eau.
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Des travaux antérieurs avaient mis en évidence les sous-ensembles ou équipements critiques pour de telles profondeurs d'eau : le système d'ancrage dynamique, le tube prolongateur et les équipements associés, les matériels et techniques de rentrée, la télécommande du bloc d'obturation du puits, le support de forage lui-même. Le projet prévoyait l'étude de ces sous-ensembles et la réalisation puis les essais, dans des conditions réelles d'utilisation, de certains d'entre eux. 2. ANCRAGE DYNAMIQUE Le but de ces travaux était d'étudier les possibilités du système de positionnement dynamique à base longue associé à un sonar DOPPLER. Le programme de travail comportait : - la mise au point d'un nouveau programme, autorisant le fonctionnement simultané de la base longue couplée au sonar DOPPLER avec la base courte ; - la création d'un outil informatique contrôlant le bon fonctionnement de ce programme ; - l'étude de l'accroissement de la portée de la base longue jusqu'à 3 000 m. de distance et sur des profondeurs d'eau de 2 000 m. La mise au point du programme d'ancrage dynamique a été confiée à la société C.I.T-ALCATEL. L'outil informatique a été recette en décembre 1978 avant d'être essayé en mer sur le PETREL. Ces essais ont permis de déceler quelques imperfections du système (instabilité de l'ancrage dans le cas d'une longue période de récurrence des interrogations et dans le cas de l'utilisation du sonar DOPPLER comme seule source d'écartométrie). Par ailleurs, le système base longue tel qu'il avait été prévu pour une profondeur de 1 000 m. a été modifié pour être utilisé jusqu'à une profondeur de 2 000 m. (portée 3 000 m . ) . Cette modification concernait les circuits électriques et acoustiques. Les essais en mer de la base longue ont montré que sa conception était satisfaisante. Un perfectionnement ultime serait 1'autocalibrage par interrogation réciproque des balises et indication par celles-ci de leur profondeur. 3. TUBE PROLONGATEUR 3.1
L'analyse des comportements du tube prolongateur par grande profondeur
Ces comportements ont été analysés pour plusieurs diamètres de tube, dans des conditions d'utilisation diverses : tube connecté sur la tête de puits pendant le forage, manoeuvre du tube avec les BOP, mise en sécurité du tube déconnecté du fond et suspendu sous le navire, déconnexion du tube après vidage de la boue. Les principaux résultats de ces études montrent que : - les conditions limites d'opération sont les mêmes quelque soit le diamètre du tube prolongateur ; - il est possible d'éviter l'encastrement de la tête du tube lorsque celuici est posé sur la table de manoeuvre, en attente, par mauvais temps. Un dispositif du type rotule a été étudié à cet effet ;
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- les conditions de mer Unites à ne pas dépasser pour effeotuer une manoeuvre avec le minimum de risque, oomme les valeurs de tension optimale à appliquer en tête du tube en oours de forage pour des conditions d'environnement données, peuvent être prévues de façon précise ; - une déconnexion soudaine et imprévue, aveo vidage de la boue oontenue dans le tube, représente un réel danger. Le modèle numérique de simulation de ce phénomène, ESKUT, a donné des résultats en bon accord aveo les valeurs obtenues lors d'essais effectués à partir du navire PELERIN. L'ensemble de ces travaux permettait donc de disposer d'outils de calculs des efforts rencontrés par les tubes prolongateurs de forage. Ces outils pourraient constituer, moyennant des compléments d'études, les éléments d'un ensemble de programme de calculs pour le dimensionnement des tubes prolongateurs de forage par grande profondeur d'eau. 3.2
L'étude de l'architecture et de la technologie du tube
Les travaux ont consisté tout d'abord à identifier les développements technologiques critiques indispensables à la conception d'un tube prolongateur pour 3 000 m. d'eau ; à savoir : - la compensation dynamique qui, par la mise en oeuvre de tensionneurs actifs, permet de limiter les surtensions dynamiques et de stabiliser le tube prolongateur ; - les systèmes de suspension du tube prolongateur adaptés et conçus pour le tube prolongateur qui ne soient pas seulement des adaptations d'équipements de forage classiques ; - les systèmes de guidage du tube prolongateur permettant de s'affranchir des problèmes de courant de surface ; - les mousses syntactiques résistant aux fortes pressions ; - la manutention des tubes prolongateurs ainsi que le stockage à bord pour lesquels l'extrapolation des systèmes classiques ne semble plus reoommandable ; - l'instrumentation des tubes prolongateurs par 3000 m d'eau. Un certain nombre de développements technologiques bien préois ont été examinés : une articulation du type joint flexible de bas de tube, un système d'antipilonnement pour la manoeuvre et la mise en sécurité du tube, la flottabilité variable (à air), l'alternative bouée de sub-surfaoe ou tensionnement actif pour résoudre le problème de la tenue mécanique du tube après déconnexion par mauvais temps. 3.3
Les matériaux de flottabilité 2 000-3 000 m.
Cette partie de l'étude concerne des matériaux de flottabilité permettant l'allégement des tubes prolongateurs Jusqu'à 3 000 m. de profondeur d'eau. Des essais préliminaires ont été effectués à partir de flotteurs étudiés pour une profondeur d'eau de 1 000 m. Les résultats obtenus ont permis d'orienter les travaux d'extension de la capacité des flotteurs à supporter l'immersion dans 2 000 m. d'eau. Ces travaux se sont soldés par un échec technique : les possibilités d'extension des matériaux actuels à de grandes profondeurs semblent très limitées ; néanmoins, il est envisageable d'obtenir des résultats satisfaisants par grande profondeur avec d'autres matériaux.
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Le tube prolongateur en titane
Les travaux consistaient à réaliser, en titane, des tronçons soudés, un oouple de connecteurs et de lignes périphériques d'un tube 15" et de les soumettre à des essais en fatigue. Ces travaux ont abouti aux résultats suivants : - la technique de soudage mise en oeuvre pour les tubes en titane est bien adaptée à un usage industriel ; - le premier matériau utilisé, le T.A.3-V est un matériau correctement qualifié pour l'application envisagée en regard de ses qualités de tenue à la fatigue, mais il est limité par ses caractéristiques mécaniques. Afin d'améliorer celles-ci, l'étude a été orientée vers la définition d'un nouvel alliage, plus performant : le T.A.6.V. Après adaptation des méthodes de fabrication de tubes épais en T.A.6.V., un échantillon tubulaire de cet alliage fabriqué selon les méthodes recommandées,a été soumis à des essais en fatigue. Ces essais, qui se sont terminés par une déchéance généralisée des soudures du tube prototype, ont montré que les techniques de fabrication des tubes en TA 6 V étaient mal maîtrisées et que des recherches complémentaires devaient être poursuivies. Les résultats obtenus par la suite, en dehors du projet, se sont révélés beaucoup plus positifs. - un connecteur d'éléments de tube prolongateur en titane a été défini. D'un principe différent des connecteurs de type forage généralement employés, ce modèle dit "à anneau tournant" devrait être très résistant aux efforts mécaniques, peu fragile et d'une mise en oeuvre rapide. La réalisation d'un prototype en titane d'un tel connecteur posant des problèmes de coût et de délai, c'est un connecteur en acier qui a été fabriqué puis essayé ; les risques particuliers de grippage et matage liés à l'utilisation du titane ont été évalués au moyen d'éprouvettes d'essai. Les résultats des mesures effectuées en cours d'essai ont été très encourageants en ce qui concerne la résistance mécanique du connecteur et ont permis de définir le meilleur traitement de surface à appliquer aux pièces en titane ; - les éprouvettes en titane figurant des lignes de sécurité ont montré une résistance très satisfaisante à l'abrasion et à la corrosion après tests . sur champ pétrolier, en environnement réel. L'ensemble des travaux menés sur le thème "tube prolongateur titane" et décrits dans le paragraphe précédent a permis de concevoir et dimensionner les composants d'un tel tube prolongateur, d'en étudier faisabilité industrielle, d'en vérifier sur banc d'essai de simulation comportement dans des conditions de fonctionnement difficiles (forage mers profondes) et finalement de rédiger des cahiers des charges fabrication. 3.5
en de la le en de
Les mesures en pied du tube prolongateur Les objectifs des travaux, dans ce domaine, étaient :
- la mise au point d'un raccord de mesures prototype pour 1 000 m. réalisé par MATRA ; - la recherche de deux nouveaux capteurs : détecteurs de gaz et de joint de tige ; - la mise au point de jauges d'extensomètrie pour une profondeur de 3 000 m. d'eau.
- 206 La mise au point du prototype 1 000 m. a consisté en des essais de qualification et d'étalonnage du système sous pression extérieure, puis à des .essais« en conditions-réelles .d'.environnement, du raooord de mesure, installé sur le PELERIN, lors des campagnes de forage au Labrador, au Kenya et en Gambie. Le prototype a ensuite été amélioré par MATRA. Après des modifications successives, des essais supplémentaires, hors du présent projet, ont été nécessaires pour se prononcer sur le sucoès technique de cet instrument. La recherche d'un capteur détectant les Joints de tiges s'est orientée vers un procédé de type électro-magnétique. Les études menées ont prouvé la possibilité d'utilisation d'une méthode de déteotion par courants de Foucault, mais il semble que ce capteur pose, néanmoins, des problèmes d'implantation. La détection de gaz, Jugée nécessaire pour faciliter le oontrôle du puits en grande profondeur en cas de venue, est fondée sur une mesure acoustique ; néanmoins, l'adaptation de ce procédé au raooord de mesures est rendue difficile pour des raisons techniques t la présence du train de tiges qui peut occulter la transmission des signaux et les oontraintes géométriques défavorables que doit supporter le oapteur, liées à son implantation dans le raccord de mesures. Enfin, pour l'adaptation du système à 3 000 m d'eau, les études et essais réalisés par MATRA se sont soldés par un échec teohnique dû au mode de fixation des Jauges d'extensométrie et à l'influence de la protection surmoulée de ces capteurs : ces deux facteurs tendent à dégrader les caractéristiques métrologiques des extensomètres, les rendant impropres à effectuer les mesures projetées. En définitive, les performances du raccord de mesures ont été acceptables Jusqu'à 800 m environ de profondeur d'eau. Au-delà de oette profondeur elles doivent faire l'objet d'une évaluation complémentaire, en particulier au niveau du dispositif d'extensométrie. 4. LA RENTREE Le sonar de rentrée développé dans le cadre du projet 2/75 devait être modifié. Les améliorations ont porté sur le champ "visuel" du sonar et sur l'interface mécanique et électrique sonar - navire de surface. Le sonar ainsi modifié a été essayé avec succès par 948 m d'eau. 5. LA TELECOMMANDE DO BLOC D'OBTURATION DE PUITS Le système TESUMA, développé précédemment et installé sur les navires PELERIN et PETREL, devait être amélioré pour accroître sa fiabilité et pour l'adapter à une utilisation par plus de 1 500 m. d'eau. Des circuits particuliers de sécurité, de contrôle de l'état de fonctionnement de la chaîne de télécommande, des équipements de tests performants ont été réalisés. Par ailleurs, l'étude d'un système de télécommande pour 3 000 m. d'eau a été effectuée. Cette étude a montré qu'un tel système serait assez différent dans son principe de fonctionnement de ceux développés pour 1 000 m. de profondeur d'eau.
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6. SUPPORTS DE FORAGE "3 OOP m." Alora que les études décrites précédemment s'attachaient à étudier et définir les sous-ensembles-clefs dont le développement ou l'amélioration étaient nécessaires pour forer par grande profondeur d'eau, l'objectif de cette partie était de définir le système complet de forage pour 3 000 m. d'eau : le support de forage, lui-même, ses équipements spécifiques et quelques aspects particuliers de sa mise en oeuvre dans des conditions extrêmes. 6.1
Le support de forage
L'étude a débuté par l'analyse de l'extension de la capacité du PELERIN. Elle a consisté en une revue d'ensemble des problèmes et a permis de mieux cerner les difficultés liées à la réalisation de forages par grande profondeur : les programmes de forage, de fluides de forage et de cimentation, le contrôle des venues. Le programme de travail défini après cette étude préliminaire s'est déroulé selon quatre phases : a) Définition et spécification des problèmes à résoudre : les contraintes liées au forage grande profondeur, les problèmes de manutention, de stockage, de mise en oeuvre du matériel ont été abordés dans le souci d'améliorer les techniques actuelles ou d'en promouvoir de nouvelles en vue d'une plus grande sécurité et d'un gain de temps ; les avantages et inconvénients de chaque solution ont été examinés dans le cas d'une utilisation sur un navire et sur une semi-submersible. Cette étude comprennait également un cahier des charges des équipements de forage et des équipements sous-marins. b) Etude comparative et choix d'un type de support flottant : le support choisi devait être le mieux adapté au forage par 3 000 m. et le plus adaptable à d'autres missions que le forage (pose de pipe-lines profonds, mise en oeuvre de modules d'interventions au fond de la mer, pompage de boue ou de nodules,...). Le navire type barge s'est avéré représenter le meilleur compromis tant technique qu'économique : compact, mobile, coût de construction, coûts de maintenance et d'utilisation plus faibles que celui des semi-submersibles. c) Avant-projet des équipements : inventaire des équipements spécifiques de ce type de navire et étude de leur emplacement sur le navire. L'étude a porté sur les équipements de manutention du matériel tubulaire (tiges, joints de tube prolongateur), l'arrangement de la partie centrale du navire recevant les blocs d'obturation de puits (BOP), le système de mise en tension du tube prolongateur, les bassins à boue ; les plans directeurs et les caractéristiques techniques des matériels de levage, de plancher, de "cellar-deck" et de manoeuvre des BOP ont été établis. Les équipements associés au tube prolongateur ont aussi été l'objet d'études générales (table de manoeuvre antipilonnement, système de mise en sécurité en cas de tempête, système actif de mise en tension) tout comme ceux associés à une éventuelle utilisation du navire pour poser des pipelines par grande profondeur.
- 208 d) Avant-projet du navire : l'étude et le choix des paramètres de carène, le tracé du plan de forme, l'estimation des besoins en puissance pour la propulsion, le positionnement dynamique et le forage, le mode de génération de puissance, la stabilité du navire après avarie et 1'échantillonnage de la structure de la coque ont été étudiés. L'ensemble des documents établis au cours de ces quatre phases a servi de point de départ à une étude d'architecture navale de oe support de surface réalisé en dehors du présent projet. 7. L'ETUDE DO FORAGE A 3 000 m. Elle a consisté en l'élaboration de plusieurs programmes types associés à des missions différentes dans des conditions d'environnement variables et en l'étude particulière du traitement des venues de gaz qui pose des problèmes spécifiques par grande profondeur d'eau ; cette dernière étude a été conclue par des recommandations portant sur les améliorations à apporter à l'équipement (augmentation de la capacité de boue en densité, pression et débit, mesure plus précise des niveaux, vitesses, débits et pressions) et à l'architecture générale du tube prolongateur' (kill et choke-line de grand diamètre utilisées simultanément, remontée de la duse de fond avec le tube prolongateur). 8. ESSAIS Un certain nombre d'essais ont été réalisés dans le cadre du présent projet : - essais du raccord de mesures à partir du PELERIN, déjà cités ; - essais de déconnexion du tube prolongateur avec vidage des boues t ils ont été réalisés à partir du PELERIN, dans 1 000 m. d'eau (of. S 2.1) ; - essais du sonar de rentrée, à partir du PELERIN, au cours de rentrées réelles (KENYA, MEDITERRANEE : cf. S 3) ; - essais de la base longue réalisée à partir du PETREL, au large de la Bretagne. Par la suite, et en dehors du présent projet, la réalisation de deux forages profonds en Méditerranée entre octobre 1982 et juin 1983 a fourni l'occasion de tester quelques uns des équipements et matériels étudiés pour les grandes profondeurs d'eau. Les forages GLP 1, par 1 711 m. d'eau (record du monde) et GLP 2 par 1 246 m. d'eau ont été un succès technique complet pour les opérateurs TOTAL et ELF qui ont bénéfioié de oertains résultats des études et réalisations du projet 2/75 "Techniques de forage en mer profonde" : - le tube prolongateur 18 5/8" en acier, fabriqué spécialement pour oes opérations, était équipé de connecteurs "à anneau tournant" du type de ceux étudiés pour le riser 3 000 m. en titane : cet équipement, utilisé dans des conditions d'environnement très sévères s'est avéré très résistant, très facile et très rapide à mettre en oeuvre. Les manoeuvres du tube par des équipes peu familiarisées avec ce type de connecteurs ont été effectuées dans des temps records. Le comportement du tube, allégé par des flotteurs en mousse syntactique, n'a posé aucun problème majeur ;
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- le matériel de rentrée, télévision plus sonar, a donné toute satisfaction : les rentrées ont été effectuées facilement, la plus courte en dix minutes, les plus longues demandant moins de 1h30. Il faut cependant retenir que les performances du sonar sont exploitées au mieux lorsque la cible visée est repérée par de puissants réflecteurs sonars ; - le raccord de mesure, fabriqué spécialement par MATRA, a donné des résultats d'une bonne précision, mais il faut souligner qu'il ne comportait pas de détecteur de joint de tige. De plus, cet essai a montré que la position des détecteurs de gaz devait être modifiée afin d'éviter des bouchages éventuels par les déblais de forage. 8. CONCLUSION Les études et essais réalisés dans le cadre de ce projet constituaient la poursuite d'un effort initié sept ans auparavant. Cependant les campagnes de forage du PELICAN, du PETREL et du PELERIN effectuées dans des profondeurs d'eau proches de 1 000 m., n'avaient donné lieu qu'à une série partielle d'essais de certains sous-ensembles du système de forage 3 000 m. Le forage, en 1982-1983, du puits GLP 1 en Méditerranée, dans une profondeur d'eau de 1 714 m. s'est révélé être le meilleur des bancs d'essais pour les matériels et équipements utilisés. Il a permis de prouver le bien fondé des techniques et procédures mises en oeuvre, ouvrant ainsi la voie au forage par 3 000 m.de profondeur d'eau.
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(02.13/77) LIAISON ELECTRO-OPTIQUE- POUR APPLICATION EM MER J . BOLLEREAU e t J . J . DUMONT - S o c i é t é SOURIAU e t Cie J . ROLLET - S o c i é t é FILECA RESUME Les c a r a c t é r i s t i q u e s d e s f i b r e s o p t i q u e s c o n d u i s e n t à e n v i s a g e r l e u r u t i l i s a t i o n pour l a t r a n s m i s s i o n de signaux au s e i n de c â b l e s a s s u r a n t également l e t r a n s p o r t d ' é n e r g i e é l e c t r i q u e . L ' é t u d e menée a pour o b j e c t i f l a f a i s a b i l i t é d'une l i a i s o n é l e c t r o - o p t i q u e à p a r t i r de l a s u r f a c e de l a mer v e r s d e s i n s t a l l a t i o n s immergées à grande, v o i r e t r è s grande profondeur. Les travaux menés, d i f f i c i l e s e t c o û t e u x , notamment pour l a r é a l i s a t i o n d e s e s s a i s s o u s t r è s h a u t e p r e s s i o n (1000 b a r s ) ont conduit à l a d é f i n i t i o n du c â b l e e t d e s c o n n e c t e u r s d ' e x t r é m i t é . Cet ensemble d o i t ê t r e capable d'assurer, grace a des s t r u c t u r e s adaptées, l ' é t a n c h é i t é pour l e s c o n d u c t e u r s é l e c t r i q u e s e t l a p r o t e c t i o n d e s f i b r e s o p t i q u e s a f i n d ' a s s u r e r l e t r a n s p o r t de l ' é n e r g i e (15 IVA) e t l a t r a n s m i s s i o n d ' i n f o r m a t i o n s m u l t i p l e x é e s ( t r o i s images t é l é v i s é e s ) j u s q u ' à 1 0 . 0 0 0 mètres de profondeur. Après d e s e s s a i s ( p r e s s i o n e t t r a c t i o n ) sur d e s é c h a n t i l l o n s de f o r mules d i f f é r e n t e s , un élément de c â b l e de 100 mètres a é t é r é a l i s é . Les e s s a i s e f f e c t u é s , ont montré que : . l a l i a i s o n é l e c t r i q u e e s t t r è s largement a s s u r é e j u s q u ' à 1000 b a r s , . l a l i a i s o n o p t i q u e e s t maintenue j u s q u ' à 700 b a r s . Les enseignements a c q u i s ont permis de déterminer l e s m o d i f i c a t i o n s à apporter à l ' é l é m e n t o p t i q u e pour p o r t e r s e s performances au même n i v e a u que c e l u i d e s performances é l e c t r i q u e s e t mécaniques.
1 . INTRODUCTION Les l i a i s o n s de t r a n s p o r t d ' é n e r g i e é l e c t r i q u e e t de t r a n s m i s s i o n d e s signaux d ' i n f o r m a t i o n à p a r t i r de l a s u r f a c e de l a mer ( p l a t e - f o r m e ou b a t e a u d ' e x p l o r a t i o n ) v e r s d e s i n s t a l l a t i o n s immergées ( t ê t e de p u i t s de f o r a g e , e n g i n s sous-marins . . . ) sont a s s u r é e s a c t u e l l e m e n t par des conduct e u r s m é t a l l i q u e s t pour d e s d i s t a n c e s i m p o r t a n t e s ( s u p é r i e u r e s à 100C m è t r e s ) des i n t e r f é r e n c e s entre courants f o r t s et courants f a i b l e s altèrent l a t r a n s m i s s i o n d e s s i g n a u x . D'où l ' i d é e d ' u t i l i s e r d e s f i b r e s o p t i q u e s pour c e t t e t r a n s m i s s i o n par s u i t e de l e u r s c a r a c t é r i s t i q u e s s i n s e n s i b i l i t é aux p e r t u r b a t i o n s é l e c t r o - m a g n é t i q u e s , grande c a p a c i t é de t r a n s m i s s i o n de s i g n a u x , f a i b l e d é g r a d a t i o n d e s signaux sur de l o n g u e s d i s t a n c e s . 2 . OBJET DE L'ETUDE J On s e propose d ' é t u d i e r l a f a i s a b i l i t é d'une l i a i s o n é l e c t r o - o p t i q u e capable : . d ' a l i m e n t e r en é n e r g i e é l e c t r i q u e un équipement f i x e ou mobile j u s qu'aux p l u s grands f o n d s m a r i n s , . de l u i donner d e s o r d r e s ou d e s i n s t r u c t i o n s , . de t r a n s m e t t r e à l a s u r f a c e d e s i n f o r m a t i o n s m u l t i p l e x é e s e t d e s images de h a u t e d é f i n i t i o n e t à grande v i t e s s e (caméra v i d é o par e x e m p l e ) . On s e donne pour o b j e c t i f l a d é l i v r a n c e d'une p u i s s a n c e de 15 K i l o w a t t s e t l a t r a n s m i s s i o n de t r o i s images t é l é v i s é e s s a n s r é g é n é r a t i o n de signaux j u s q u ' à une profondeur de 1000 m è t r e s s u s c e p t i b l e s e n s u i t e d ' ê t r e étendue
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jusqu'aux plus grands fonds marins. La résistance du cable doit accepter des efforts jusqu'à 16 tonnes. La r é a l i s a t i o n d'un modèle probatoire de 100 mètres de lonf concrétisera l e s r é s u l t a t s de l'étude. 3 . ETUDE DE CONCEPTION D'ENSEMBLE : Les problèmes fondamentaux a résoudre pour atteindre l ' o b j e c t i f v i s é sont r e l a t i f s : . à l a protection des fibres optiques contre l a pression et l e s déformations inhérentes à l ' u t i l i s a t i o n d'un câble, . à l'étanchéité indispensable pour l e s conducteurs électriques et dans une moindre mesure pour l e s f i b r e s , . à l a recherche de matériaux adaptés aux fonctions à assurer. Tous ces problèmes sont particulièrement aigus au niveau du raccordement du câble aux connecteurs d'extrémités. Compte tenu des différentes contraintes, l e s paramètres suivants ont été définis : - Energie électrique i . Triphasé, 1500 v o l t s entre-phases . Section conducteur 4 mm* (15 rw à 10.000 mètres avec perte en ligne 4,5 Iw) - Transmission optique t . Fibre 50 ji de diamètre de coeur . Bande passante 30 Mhz en infrarouge . Température - 40° + 70*C . 3 fibres : - une pour l a transmission des ordres surface-fond, - une pour l a transmission des images et des informations multiplexées fond-surface, - une en secours - Câble : . matériaux de faible densité de façon à obtenir une qualité "autoporteur" l a plus élevée possible - Connecteurs d'extrémité : . incorporation des modules de conversion opto-électronique. 4. ETUDE ET REALISATION DU CABLE Plusieurs types de structure ont été envisagées pour f a i r e face aux contraintes imposées (pression, étanchéité) : après des e s s a i s r é a l i s é s en caisson de pression sur différents échantillons (éléments de câble), l e type de structure retenu est l e suivant : . coeur optique constitué d'un jonc central rainure pour recevoir chacune des t r o i s fibres optiques, . armure "anti-pression" de protection du coeur constituée par deux rubans d'acier de f a i b l e épaisseur et enroulés en spirales j o i n t i v e s (superposées dans l e mente sens), . conducteurs électriques sous forme de rubans de cuivre et séparés par des gaines isolantes en matériau plastique (teflon et polythene) . cordes de XEVLAR pour supporter l e s e f f o r t s de traction. La méthode d'essai c o n s i s t a i t à disposer chacun des échantillons ( é l é ment de câble avec ses "poupées" d'étanchéité a chaque extrémité) dans un tube rempli d'un compound liquide se s o l i d i f i a n t progressivement au cours de l ' e s s a i : ainsi l ' é c h a n t i l l o n , soumis à une pression déterminée, pendant 24 heures, se trouve immobilisé dans l a position qu'il occupait au moment de l a s a l i f i c a t i o n du compound (voir schéma N° i ) .
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FIGURE 1 Un élément de câble d'une lon su exar de 100 métrés a été r é a l i s é , l e s ci r a c t é r i s t i q u e s principales en étaient l e s suivantes (voir schéma N° I I ) . - caractéristiques mécaniques : Diamètre extérieur : 29 mm Poids : 786 If/km Poids immergé t 246 Ig/km Résistance à l a rupture i 19 tonnes - caractéristiques optiques : Fibres 50/125/ }im a gradient d' indice. Atténuation <4 db/kra - puissance électrique t 15 l i l o w a t t s sous 1500 Volts triphasés
*aa « d a r Invar
Jonc tynar
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Qaina poljrtbtn e ¿ 12,4 na
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5. ETUDE DES CONNECTEURS D'EXTREMITE Polir l e raccordement des connecteurs au câble, i l a été tenu compte des enseignements acquis l o r s des e s s a i s des échantillons de câbles, ces e s s a i s n'ayant été possibles qu'après mise au point de procédés de raccor dement t r è s élaborés pour l a r é a l i s a t i o n des poupées d'étanchéité aux extrémités des échantillons. Le connecteur assure d'une part l a fonction "transmission de l ' é n e r g i e et des signaux" et d'autre part l a fonction "transmission des efforts". 5 . 1 . Transmission de l'énergie et des signaux Le boîtier des connecteurs, en acier épais, abrite à l'avant l e connec teur proprement d i t constitué par : 3 contacts de puissance femelles de diamètre 2 mm pour l'énergie électrique, 3 contacts femelles de même diamètre pour l'alimentation du conver tisseur électrooptique, 3 contacts coaxiaux pour signaux Le convertisseur electrooptique est maintenu dans un évidement situé immédiatement derrière, l e raccordement des fibres optiques étant assuré par t r o i s connecteurs optiques à f a i b l e atténuation. A l ' a r r i è r e , l e b o i t i e r comporte l e s traversées optiques et é l e c t r i ques constituées par un alésage central pour l e coeur optique et t r o i s alésages pour l e s conducteurs électriques.
Iaolant avec ■«intim A > d e . i » r « t i par enrnk... Connecteur optim.* r C o r p i du penetrate™ Enrobage ál a Haut, dureté tO Sh. nini Denudine et préenroh»«e pour étanchêité
Iaolant céranloue équipé de contacta —' Srateac de bridaae de" l a atructure optique
FIGURE 3
*— Baroe» de raccordeauait électrique
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Une version d i t e "en équipression" a ¿gaiement été définie t l e b o î t i e r , dans ce cas, plus léger est rempli d'huile. 5 . 2 . Transmission des efforts La reprise des efforts de traction est effectuée à l ' a i d e d'une noix r é a l i s é e selon l e schéma ci-aprés. Résine
.¿48
Compound résine fi 2 9 mm
Cordes EEVLAR FIGURE 4
6. ESSAIS l Les essais de traction et les essais de pression ont été effectués indépendamment.
6 . 1 . Essais de traction Les e s s a i s de traction ont été effectués sur un élément de cable de 5m équipé à chaque extrémité de noix de traction comme représentées c i - d e s sus. Des témoins sont disposés sur l e câble pour permettre l a mesure de l ' a i longement et des déplacements (longitudinaux et angulaires) du coeur é l e c tro-optique. Des mesures de résistance d'isolement pour l e s conducteurs électriques et d'atténuation pour l e s f i l i è r e s optiques sont effectuées pendant l e s e s s a i s . 11 est apparu que : . l'allongement du cable sous un effort de 6,5 tonnes (correspondant a 10 tons de câble immergé soutenant un équipement de 4 tonnes) est de 0,58X, . l a rupture est survenue au niveau de l'une des noix de traction sous un effort de 15 tonnes avec un allongement de 2,07/t, . l e s performances électriques et optiques n'ont pas été affectées au cours de l a mise en traction, . l e coeur électro-optique n'a pas été déformé aux extrémités. 6 . 2 . Essais de pression Les e s s a i s de pression ont porté sur l'élément de 100 mètres r é a l i s é , équipé à chacune de ses extrémités d'un connecteur et lové sur un touret d'acier compte tenu des dimensions du caisson d'essai (diamètre 1m, profondeur 2m). Les e s s a i s ont été menés dans de l ' e a u douce & 16*C avec une v i t e s s e de montée en pression de 15 bars par minute t des paliers de pression d'une durée de 10 minutes étaient respectés pour effectuer l e s mesures à 50, 150, 300, 600 et 1000 bars. La pression de 1000 bars a été maintenue durant 24 heures, l e retour à l a pression ambiante étant effectué a l a v i t e s s e de 20 bars par minute.
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Durant l e s e s s a i s , ont été effectuées, à chacun des p a l i e r s de pression l e s mesures de t - l a résistance de chacun des t r o i s conducteurs électriques et l a r é s i s t a n ce d'isolement entre eux, avec enregistrement permanent sur l'un d'eux, - l'atténuation des signaux sur deux des fibres optiques avec enregistrement permanent sur l'une d ' e l l e s . Les r é s u l t a t s des e s s a i s sont l e s suivants : . et anché i t é : totale jusqu'à 1000 bars . caractéristiques électriques : excellentes jusqu'à 1000 bars aussi bien pour l a résistance d'isolement que pour l a continuité électrique qui s ' e s t même améliorée du f a i t de l ' a p p l i c a t i o n intime sous l ' e f f e t de l a pression des rubans de cuivre l e s uns sur l e s autres (de 1,5 ohms à 1,2ohm) . caractéristiques optiques : l e s l i a i s o n s optiques ont été assurées jusqu'à 700 bars, mais se sont interrompues à 732 bars, l e s atténuations ayant respectivement variées de 3,1 db à 11,7 db et de 6,9 db à 31,4 db pour l e s deux fibres soumises aux mesures. Après expertise des fibres optiques à l ' a i d e d'appareil de retrodiffusion, i l a été detecté puis confirmé par examen physique pour l e s coupures: - une coupure à 30 mètres et uniquement une forte atténuation sur l e s f i bres soumises à mesure, - des coupures respectivement à 15 mètres et à 16,50 mètres sur l e s autres films (dont l'une vraisemblablement existante avant l e s essais)« 7. ENSEIGNEMENTS APPORTS PAR L'ETUDE : L'étude a montré qu'il é t a i t possible de r é a l i s e r une l i a i s o n é l e c t r o optique capable de fonctionner à de très grandes profondeurs. Les caractéristiques mécaniques de l'élément porteur peuvent être améliorées, au niveau de l a noix de traction par un ancrage plus progressif des cordes de IEVLAR et pour limiter l e s variations de longueur, par l ' i n corporation de f i l s d'acier. La protection des fibres optiques peut être accrue : . au niveau du jonc, par un accroissement de son diamètre, une augmentation de l a profondeur des rainures et une diminution de leurs pas (spirales), . au niveau de l'armure "anti-pression", par l'adjonction d'un t r o i sième ruban d'acier spirale en sens inverse des deux rubans déjà en place. Ainsi l e s performances mécaniques et optiques pourraient être portées au niveau des performances électriques.
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(06.13/81)
ESSAI D'UN BELIER HYDRAULIQUE ALIMENTE PAR CENTRALE IMMERGEE POUR LE BATTAGE DES PILES SOUS L'EAU P. VAN LUIPEN, Chef de Projet, MENCK (BOMAG-MENCK GmbH)
Résumé Depuis 1980, les béliers hydrauliques MENCK sont utilisés de plus en plus pour le battage immergé de piles pour les structures en mer. La version de bélier élancé avec centrale immergée intégrée a été utilisée pour la plupart des structures. Les problèmes soulevés par la conception élancée, le système de battage des piles qui en résulte, ainsi que la réussite des essais qui comportent une opération réelle offshore du bélier et de la centrale immergée, en 1981, sont exposés.
BATTAGE DES PILES POUR LES FONDATIONS DES STRUCTURES EN MER Les fondations des structures en mer comportent, dans la plupart des cas, un certain nombre de piles composées de tuyaux à extrémité ouverte, enfoncées dans le fond à l'aide de béliers. La pile est soutenue par des guides-piles sur l'ossature de la plateforme (figure 1). Au fur-et-à-mesure que s'accroît la profondeur de l'eau, des "suiveurs" doivent être utilisés afin de permettre aux béliers d'enfoncer la pile à partir d'une position au-dessus du niveau d'eau. Pour les structures les plus importantes, le diamètre extérieur des piles est, dans la plupart des cas, de 72 ou de 84 pouces (1,8 ou 2,1 m ) , ce qui nécessite un taux d'énergie de frappe allant jusqu'à 2100 kNm. Lorsque la profondeur d'immersion et/ou la pénétration de la pile augmentent, Les temps de manipulation de la pile, du suiveur et des béliers au-dessus de l'eau augmentent également de facon considérable. C'est pour cette raison que MENCK a développé un bélier immergé élancé. Doté du même diamètre que celui des piles, ce bélier peut être descendu à travers les guides-piles sur l'ossature de la plate-forme et peut effectuer le battage directement sur le sommet de la pile. Grâce à ce procédé, les suiveurs et leur manutention peuvent être évités ainsi que la nécessité de passer d'un bélier de taille réduite à un bélier aux dimensions plus importantes. Le bélier hydraulique élancé devra occuper la position du premier suiveur, tel qu'il est décrit sur la figure 1. PROBLEMES DE DEVELOPPEMENT RENCONTRES Le prototype d'étude de la MHU 1700 est capable d'une énergie d'impact
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de 1700 kNm, donc de la même capacité de frappe de 2100 kNm nominale qu'un bélier à vapeur, grâce à la différence d'efficacité qui sépare les deux systèmes. L'étude du premier bélier hydraulique a débuté en 1974. L'utilisation de ce bélier est décrite dans les références 1 et 2. Néanmoins, il n'était pas de conception élancée. Pour qu'un bélier hydraulique de forme élancé pour pile immergée, associé à une centrale hydraulique immergée, puisse fonctionner, il fallait résoudre les principaux problèmes suivants : a) rareté des solutions d'étude pour toutes les pièces du système bélier, en raison d'un diamètre extérieur du bélier de 72 pouces seulement (1,8 m ) , b) maintien d'un environnement d'air à l'intérieur du corps du bélier afin d'éviter les pertes d'énergie du piston, c) étude d'une enclume dépourvue du matériau d'amortissement traditionnel, éliminant ainsi les interruptions périodiques nécessaires aux opérations du bélier pour renouveler ce matériau. d) minimisation de l'effet "coup de bélier" en-dessous de l'enclume, e) compensation pour les mouvements relatifs entre la barge-grue et le bélier pendant le battage de la pile, f) manutention du bélier de forme élancée (en coopération avec le sous-traitant offshore), g) manutention de la ligne opérationnelle (en coopération avec le sous-traitant offshore), h) étude d'une centrale immergée pour le bélier de conception élancée. Une description de tous ces problèmes et de leurs solutions dépasse les limites du présent exposé. DESCRIPTION DU SYSTEME DE BATTAGE DES PILES Le bélier de forme élancée a été conçu et testé à terre (référence 3) et en mer (références 4 et 5) pendant les années 1979 et 1980. La centrale immergée de forme élancée a été développée et construite en 1980 et 1981. Les essais seront décrits dans un paragraphe séparé. La conception du bélier qui en résulte est illustrée dans la figure 3. Le système de battage des piles pour l'essai de la centrale immergée consiste en les trois éléments de base suivants : - l'ensemble du bélier, y compris le bélier propre, l'enclume, le tube d'extension avec centrale immergée incorporée et le compensateur, - l'unité d'alimentation de surface, - l'ombilical (entre l'ensemble du bélier et l'unité d'alimentation de surface). Le bélier MHU est du type hydraulique, à double effet, c'est-à-dire qu'une partie de son énergie provient de sa chute libre, l'autre d'une accélération verticale du piston vers le bas, sous l'effet du fluide hydraulique (figure 2 ) . Le poussoir en acier massif se déplace à l'intérieur d'un corps à double paroi. Il est soulevé et descendu par un piston principal simple situé au centre. L'unité de contrôle de course automatique est montée sur le sommet du cylindre hydraulique. Les chambres au-dessus et en-dessous du poussoir sont interconnectées au moyen d'un annulaire pratiqué dans le corps du bélier permettant la circulation de l'air lors des mouvements de va et vient du piston. Pendant les opérations sous l'eau, le bélier est alimenté en air comprimé afin de s'assurer que le poussoir se déplace dans un environnement d'air (donc dans un milieu à basse densité) .
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Le transfert effectif de l'énergie cinétique du poussoir à la tête de la pile se fait à travers une enclume en acier d'une conception spéciale. Les amortisseurs entre l'enclume et le corps du bélier réduisent les forces de rebondissement sur ce dernier. La longueur du tuyau d'extension est sélectionnée de manière à ce que l'ensemble du bélier soit toujours guidé par un minimum de deux guidespiles sur l'ossature de la plate-forme. La longueur hors-tout était de 66 m pour l'essai du N. Cormorant (figure 3 ) . Les principaux éléments de la centrale immergée se composent de cinq moteurs immergés à haute tension (3300 V ) , des pompes hydrauliques et d'un réservoir d'huile. Un réservoir de flottaison et un système de ressort mécanique ont été placés en-dessous de la centrale afin de la protéger des forces de recul. Un compensateur hydropneumatique a été monté au sommet du tuyau d'extension afin de compenser les mouvements relatifs entre la grue et le bélier. En même temps, ce compensateur maintenait les élingues au crochet de la grue et l'ombilical sous tension. Le bélier est relié à la barge-grue par une seule ligne opérationnelle, c'est-à-dire un ombilical comportant tous les câbles à haute tension, une ligne d'air et tous les câbles électriques pour l'alimentation et le contrôle du bélier, de l'unité de pompe motorisée, du réservoir d'huile et du compensateur. L'unité d'alimentation de surface comprend les transformateurs, les tableaux d'appareillage électrique, le système d'alimentation en air et un treuil à tension constante pour l'ombilical, ainsi qu'une cabine indépendante pour les opérateurs. ESSAI DE LA CENTRALE IMMERGEE Après avoir complété l'assemblage de la centrale immergée, trois procédures d'essai restaient à exécuter en avril 1981: a) Essai fonctionnel à sec. b) Essai fonctionnel immergé. c) Essai de battage de piles sous l'eau. Grâce à la subvention de la CEE, un essai de battage de piles immergées a pu être intégré au programme de développement. L'acceptation d'un nouveau système par l'industrie pétrolière offshore serait limitée sans un tel essai effectué dans des conditions réalistes. L'essai fonctionnel à sec de la centrale immergée a eu lieu aux usines MENCK, près de Hambourg, en utilisant l'alimentation électrique de la centrale. Un seul moteur entraînant une seule pompe hydraulique était démarré à la fois, permettant ainsi de fonctionner contre la pression d'ouverture de la soupape de sécurité du système hydraulique et donc a la plus grande charge possible. Cet essai s'est avéré satisfaisant. Pour l'essai fonctionnel sous l'eau, les équipements suivants ont été interconnectés : la centrale immergée, l'ombilical, l'unité d'alimentation de surface. L'unité d'alimentation de surface était située sur un quai. La centrale immergée, y compris le réservoir d'huile, a été soulevée du quai à l'aide d'une grue hydraulique et descendue dans l'eau. La longueur nécessaire de l'ombilical a été déroulée du treuil. L'énergie électrique nécessaire était fournie par un générateur diesel de location. Cet essai n'a rencontré aucune difficulté. A l'origine, le battage de la pile, sous l'eau, devait faire l'objet d'un essai spécial. Néanmoins, grâce à la collaboration d'un soustraitant offshore, on a pu faire fonctionner la centrale immergée en
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association avec le bélier pendant l'installation réelle de la structure de la plate-forme pour le champ de North Cormorant dans une profondeur d'eau de 161 m dans la Mer du Nord (figure 3 ) . Tout le matériel a été transporté par mer jusqu'à la barge-grue et assemblé à bord. Le 20 mai, le bélier était opérationnel et quatre piles battues jusqu'à leur profondeur de pénétration définitive. Après cette opération de battage réussie, une panne du bélier a été constatée. On a constaté que le réservoir de flottaison avait implosé, provoquant des avaries considérables aux autres pièces. Les réparations terminées et de nouveaux essais effectués, une panne importante de l'ombilical était détectée. Néanmoins, l'essai peut être considéré comme une réussite pour les raisons suivantes : a) L'ensemble du nouveau système de battage a fonctionné correctement dès le départ. b) On a pu démontrer une importante réduction du temps d'installation par pile, ce qui confirme les résultats du battage de la pile obtenus avec le bélier de forme élancée MHU 1700, une année auparavant, sur le champ FULMAR-A en Mer du Nord (références 4 et 5 ) . c) L'efficacité de battage du MHU 1700 a été bonnne et a correspondu aux prévisions. Par ailleurs, beaucoup d'enseignements ont été tirés de ces essais en mer du bélier, de la centrale immergée et des autres équipements : a) La raison de la rupture du réservoir de flottaison s'est trouvée être une combinaison extrême de forces hydrodynamiques et hydrostatiques, de l'effet de rebondissement des "coups de bélier" et des précontraintes dues à des forces d'assemblage défavorables. Les béliers suivants ont été débarrassés de leur réservoir de flottaison et un système de suspension amélioré pour la centrale immergée a été développé. b) La manutention ainsi qu'un guidage correct de l'ombilical se sont avérés difficiles. Pour les projets futurs, un système satisfaisant et une procédure pour la manutention de l'ombilical ont été développés, associés à des améliorations dans la conception de la protection de l'ombilical. c) La manutention du bélier pourrait bénéficier d'améliorations, tant du point de vue de la sécurité que de celui des gains de temps. d) La fiabilité des observations à l'aide de la caméra sous-marine doit être améliorée afin d'éviter les périodes de battage qui ne peuvent être observées, voire même la mise en réserve du bélier. e) Le système de réduction des "effets de bélier (d'eau)" en-dessous de l'enclume doit être amélioré. VERSATILITE DU SYSTEME DE BATTAGE DES PILES Bien que cet exposé porte plus particulièrement sur le bélier de forme élancée et la centrale de forme élancée immergée, il doit être noté qu'il existe bien d'autres possibilités de constitution de bélier et de centrale permettant une large gamme d'applications. Les quelques exemples d'applications réellement mis en oeuvre sont, entre autres : - Le battage sous l'eau de 24 piles sur une période de trois jours. L'offshore au Brésil, avec le bélier libre supporté sur le sommet de la pile (référence 6 ) . - Le battage, sous l'eau, de 20 piles d'ancrage dans une profondeur d'eau de 300 m pour la tour à câbles tendus d'Exxon dans le Golfe du Mexique. D'autres projets sont décrits dans la référence 7.
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220 -
REMERCIEMENTS Nous tenons à remercier la CEE pour les essais de la centrale immergée, permettant à MENCK de procéder à ces travaux de développement. Grâce à la coopération du sous-traitant offshore HEEREMA et de la Compagnie SHELL, il a été possible d'essayer le bélier de forme élancée associé à la centrale immergée dans des conditions de travaux offshore réelles, ce qui a également permis de réduire la subvention CEE à un niveau de 20 X. Nous tenons à remercier également tous les sous-traitants offshore et les compagnies pétrolières qui ont accordé leur confiance à cette conception ainsi que leur coopération, permettant ainsi à ce projet de développement d'être un succès économique. REFERENCES 1. 2. 3. 4. 5.
6. 7.
KUEHN, H., Gleiche Rammleistung bei geringerem Energieaufwand, Baumaschine und Bautechnik, 1978, 2. KUEHN, H., Simple, rugged, hydraulic hammer tested (Bélier hydraulique simple et robuste essayé), Ocean Industry, 1978, avril 182-183. MENCK shows biggest slim sub-sea hammer (MENCK fait une démonstration du bélier sous-marin élancé le plus important), Offshore Engineer, 1980, mars 9-10. Slim MENCK hammer performs impressively in field test (performance impressionnante'du bélier élancé MENCK lors des essais sur champ). Offshore Engineer, 1980, août, 11. VAN LUIPEN, Pieter, Jonker, Geert, Successful field test of a new slender hydraulic underwater hammer (Succès de l'essai sur champ d'un nouveau bélier hydraulique élancé sous-marin). Meerestechnik/Marine Technology, 1980, octobre,175-177. New advanced pile technique (Nouvelle technique de pointe pour pile) .Manifeste MIC0PERI sur CHERNE I I - Installation, décembre 1982. KUEHN H., Unterwasser-Rammung mit einem Hydraulikhammer, Rapport de la conférence Intermaritec 1982, Hambourg, 260-270.
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bélier à vapeur
2ème suiveur
1er suiveur
pile
guide-pile
structure de la plate-forme
FIGURE 1 - BATTAGE DE PILES AVEC BELIER A VAPEUR
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Unité de commande Fiston principal
Circulation d'air Bloc Corps du bélier Ombilical Piston
Compensateur
Amortisseur ii N a
u \
u—a 1
Enclume Réservoir d'huile Unité moteur-pompe
Sortie d'eau Pile
Guide-pile FIGURE 2 - BELIER MHU Réservoir de flottaison Tuyau d'extension
Pilier de la plateforme
Bélier Enclume Pile
FIGURE 3 - MHU 1700 AVEC CENTRALE IMMERGEE - TEST SUR NORTH CORMORANT EN 1981
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(06.14/81 et 15.35/82) ENQUETE SUR LE TERRAIN SUR LA PERFORMANCE D'UN SYSTEME DE FONDATION A PILES POUR UNE PLATE-FORME DE PRODUCTION OFFSHORE et ENQUETE SUR LE TERRAIN SUR L'INTERACTION DE LA STRUCTURE DU SOL D'UN SYSTEME DE FONDATION PENDANT LES PREMIERES ANNEES DE LA VIE D'UNE PLATE-FORME DE PRODUCTION OFFSHORE British Petroleum Company, Londres
Résumé Le projet consiste à équiper d'instruments la section inférieure d'un des quatre piliers de la structure Magnus ainsi que les piles de soutien de ce pilier et à déterminer les charges réelles transmises aux piles et au fond de la mer par le poids de la structure et les forces de l'environnement. Le but est de trouver les relations entre les véritables charges et celles calculées par des méthodes conventionnelles. L'avis de la British Petroleum est que les charges sur les piles imposées par les forces de l'environnement sont moindres, tandis que les capacités de la pile sont plus élevées que celles généralement présumées. Actuellement, les techniques de calcul supposent une situation de chargement statique s'appliquant à un événement dynamique. Les calculs sont basés sur des charges provenant de la vague centenaire. Cette condition de charge est de nature dynamique, avec un pic de charge qui ne dure que quelques secondes. La manière par laquelle cette condition de charge, ainsi que bien d'autres, affecte la fondation n'est pas évident. Le développement et l'installation du module d'acquisition des données pourraient engendrer un délai dans l'enregistrement de l'information. Cette difficulté a été surmontée par l'installation dans le pilier de la structure offshore d'un enregistreur de données temporaires. Cet enregistreur a été mis en marche lorsque la structure a été basculée et a permis d'enregistrer des données pendant la première période de l'existence de la structure de la plate-forme.
1.
HISTORIQUE
Les méthodes de calcul appliquées aujourd'hui aux fondations des structures en mer ont été extrapolées de l'expérience à terre bien que les dimensions des piles, aujourd'hui,dépassent de loin celles des piles utilisées à terre. Une grande part de la capacité requise de la pile peut être attribuée aux charges dues à la houle bien qu'aucun travail de recherche n'a été effectué dans le dessein de confirmer la proportion de la charge réellement transmise aux piles. Ce qui plus est, très peu de recherches ont été effectuées à terre et aucune en mer sur la distribution
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des charges entre les piles d'un même groupe. L'objectif général du programme proposé était d'obtenir des informations de base afin de vérifier les méthodes actuelles de calcul des fondations. Ce travail devra mener à plus de sécurité, plus de fiabilité et peut-être des économies dans le calcul des éléments des fondations. En 1982, BP a installé une plate-forme avec une capacité de 120.000 barils/jour dans une profondeur de 186 m d'eau sur le champ Magnus, qui est celui situé le plus au nord, découvert jusqu'à ce jour dans le secteur du Royaume Uni de la Mer du Nord. Le programme proposé consiste à équiper d'instruments la section inférieure d'un des quatre piliers de la plate-forme de production ainsi que les piles soutenant ce pilier et à déterminer les charges réelles qu'imposent sur les piles et le fond de la mer, le poids de la structure et les forces de l'environnement. Les charges réelles devraient être reliées à celles calculées par des méthodes conventionnelles. Le suivi des conditions des fondations correspond à l'un des trois sous-systèmes qui, dans leur ensemble, forment le système complet de contrôle de la plate-forme Magnus. Il a été prévu que le programme d'ensemble de contrôle des fondations nécessitera cinq années de travail. Ce projet d'essai de piles était le plus détaillé jamais essayé en mer. Les travaux de développement, ainsi que l'expérience obtenue par la British Petroleum Company au champ "Forties" étaient mis à profit pour décider de l'instrumentation. Les épreuves des éléments vitaux de l'instrumentation des fondations étaient également effectuées aux organismes de recherche et aux universités du Royaume Uni. Pendant l'installation, beaucoup d'instruments furent perdus en raison de la libération prématurée des piles instrumentées et furent en partie remplacés. L'enregistreur des données temporaires (TDL) a été installé et remplacé ultérieurement par le module d'acquisition permanent des données (DAU). Le suivi des données concernant la fondation continu. Le logiciel a été développé afin de convertir les données brutes en terme d'ingénierie au fur et à mesure que les informations arrivent. L'analyse de ces informations a commencé. La qualité des données obtenues est considérée très satisfaisante. 2.
PROGRES ACCOMPLIS DANS LA TECHNOLOGIE JUSQU'A CE JOUR
Les méthodes de calcul utilisées actuellement pour les fondations structurelles offshore ont été extrapolées à partir de l'expérience à terre bien que les piles battues offshore sont actuellement bien plus grandes que celles battues à terre. Une grande part de la capacité requise de la pile peut être attribuée au chargement dû à la houle bien qu'aucun travail n'a été effectué dans le but de confirmer la proportion de la charge réellement transmise aux piles. En outre, très peu de recherches ont été effectuées à terre et aucune en mer concernant la distribution des charges au sein d'un groupe de piles. On peut donc nourrir bien des doutes sur la capacité de charge d'un groupe de piles, sur les véritables charges imposées sur le groupe et sur la distribution des charges entre les éléments du groupe. Des programmes sophistiqués ont été développés afin de déterminer les charges du groupe et des piles individuelles, mais les essais sur le terrain sont nécessaires afin de fixer l'authenticité des études mathématiques.
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3.
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DESCRIPTION DU DEVELOPPEMENT TECHNOLOGIQUE PROPOSE
Le suivi des fondations est l'un des trois sous-systèmes qui, ensemble, forment le système complet de contrôle de la plate-forme Magnus. Bien que les sous-systèmes remplissent des fonctions distinctes et fonctionneront pendant des périodes différentes, ils sont, dans une certaine mesure, complémentaires et mis en oeuvre en tant que partie d'un seul système. Les trois sous-systèmes sont les suivants : 3.1
Conditions de l'environnement Les conditions de l'environnement seront suivies régulièrement pendant toute la durée de vie de la plate-forme. Les données servirons aux opérations sur le terrain et aux évaluations de l'ingénierie.
3.2
Conditions structurelles Les données sur l'accélération de la plate-forme et les contraintes structurelles dans la tour devraient être collectées régulièrement et utilisées pour la vérification des calculs d'étude, les évaluations de la fatigue, la détection de 1'endommagement et le renouvellement de l'homologation de la plate-forme. Les extensomètres ont une durée de vie d'environ deux à cinq ans, tandis que les accéléromètres serviront tout au long de la vie de la plate-forme. 3.3
Fondations (sujet traité par ce rapport) Les travaux novateurs concernaient le suivi de certains éléments des fondations de la plate-forme Magnus. Des extensomètres étudiés tout particulièrement pour cette application, les jauges de pression des pores et du sol étaient montées sur la tour, sur la plate-forme des boues et sur un groupe de piles. Ces détecteurs ont mesuré la charge active due à l'environnement que subissait le groupe de piles et la distribution de cette charge entre les différentes piles et la plate-forme des boues. Des extensomètres stables ont été développés permettant la mesure des variations de charge. Une combinaison de différents types était utilisée. Les données servent actuellement à vérifier les critères d'étude de base des fondations et devront être collectées pendant une période de deux ans. Au-delà de ces détecteurs, une jauge de tassement était spécialement étudiée dans le but d'obtenir des données sur les mouvements verticaux du pilier, à long et à court termes. 4.
ESSAIS DE L'EQUIPEMENT ET DES TECHNIQUES POUR LE SUIVI DES FONDATIONS
Parmi les besoins primordiaux figurait le développement d'extensomètres stables et c'est à cette fin qu'un programme de développement était lancé au Queen Mary's College, Londres. Un système d'extensomètre robuste à fil vibrant était développé ainsi que les jauges à feuilles résistantes de réserve. Ce programme comportait l'essai des prototypes sur un banc construit spécialement simulant les accélérations d'impulsions élevées et des pressions hydrostatiques élevées auxquelles seront soumis les détecteurs de la pile. Les jauges de pression du sol ont été étudiées particulièrement pour cette application par le Building Research Establishment, sur la base de jauges similaires, dont le fonctionnement a déjà fait ses preuves. Ces jauges furent également testées sur le banc de test au Queen Mary College.
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Les signaux en provenance des détecteurs de la pile étant envoyés par un câble de longueur importante, il est possible que le bruit électrique vienne masquer les signaux. Le système a donc été étudié en tenant compte de cet aléa. Les connecteurs sous-marins étant peu fiables et pour une grande part n'ayant pas fait leurs preuves à long terme furent éliminés au bénéfice de la méthode consistant à stocker et tirer des longueurs complètes de câble après avoir enfoncé les piles. Les deux systèmes d'enregistrement ont été développés, testés et fournis par EMI Electronics. La sélection d'EMI a été décidé afin d'assurer la compatibilité des deux systèmes complémentaires d'enregistrement. L'enregistreur de données temporaires comportait l'utilisation d'une source innovatrice d'énergie par batterie, récemment développée. 5.
INSTALLATION
5.1
Installation de la tour Magnus La tour Magnus a été sortie du radoub en flottaison dans la baie de Nigg à la fin de Mars 1982, remorquée jusqu'au site Magnus, tandis que les opérations de basculement ont commencé le 1er avril. Lors du basculement de la tour, six des sept piles pré-installées sur le pilier A4 ont été libérées prématurément. La tour était installée avec succès sur le fond de la-mer le 4 avril. On a envisagé de récupérer ces piles libérées prématurément, mais il a été finalement décidé que ceci ne serait pas pratiquable dans une limite acceptable de temps. Far conséquent, des piles de remplacement furent fabriquées. Les 36 piles étaient enfoncées entre le 6 avril et le 17 juin à des profondeurs allant de 80 à 87 mètres, à l'aide d'un bélier sous-marin Menck MHU 1700 et un dispositif de bélier à vapeur MRBS 800 et 12500. Les piles n'ont pas coincé pendant l'enfoncement. La cimentation des chemises des piles était terminée le 4 juillet. Les premiers modules ont été hissés sur la tour le 9 juillet et le le levage des modules terminé le 17 juillet. 5.2
Instrumentation des piles de remplacement L'incident pendant le retournement constituait un revers sérieux au FMF ; environ la moitié des détecteurs d'origine furent perdus lors de l'incident. Il était évident que les trois piles instrumentées restantes ne pourraient fournir suffisamment de données pour satisfaire aux objectifs du FMP. British Petroleum a considéré la possibilité d'équiper d'instruments quelques unes des piles de remplacement. Une révision de la conception, de la fabrication et de l'installation du système d'origine a conduit à la conclusion qu'il serait impraticable de copier ce système pour le remplacement des piles. Un système de rechange a été conçu. Quatre piles de remplacement ont été instrumentées à un niveau et une autre pile (une nouvelle pile "entièrement instrumentée") a été équipée à trois niveaux. Ces cinq piles ont été installées à travers les chemises du pilier A4 avec les trois piles "originelles" restantes et une pile non-instrumentée pour former le groupe de piles devant être contrôlées dans le cadre du présent projet. 5.3
Installation et connection du système d'instrumentation Toutes les jauges étaient installées sur la tour et les piles et essayées avec succès avant la première mise è l'eau. L'enregistreur de données temporaires (TDL) était mis en oeuvre et armé pour être activé lors du basculement de la tour. Le module d'acquisition permanent des données était installé et mis en oeuvre en Décembre 1983.
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Les deux jauges de tassement ont été déployées pendant le mois de juin. Dix câbles, à partir des huit piles instrumentées installées, ont été tirés jusqu'à la surface et connectés pendant les mois de juillet et août. 6.
PERFORMANCES DES SYSTEMES DE JAUGES FMP
Dans leur ensemble, les jauges ont fonctionné de manière satisfaisante, faisant preuve d'un niveau de fiabilité élevé. Plusieurs ont dépassé leur durée de vie calculée mais continuent à fonctionner. Leur fonctionnement est suivi à des intervalles réguliers, en effectuant les opérations de maintenance chaque fois que cela est possible. Il est proposé de continuer à utiliser les jauges jusqu'à mars 1985. La performance de chaque type de jauge est exposée de manière sommaire dans ce qui suit. 6.1
Extensomètres structurels Toutes les 32 jauges fonctionnent de manière satisfaisante. Puisqu'il faut deux jauges pour chaque mesure, 16 mesures de la contrainte devront être enregistrées, ce qui correspond à l'objectif originel. 6.2
Accéléromètres Le jeu triaxial d'accéléromètres linéaires et deux accéléromètres angulaires à la base du pilier A4 fonctionnent tous de manière satisfaisante. 6.3
Jauges de pression de la plate-forme des boues Les deux détecteurs dans chacune des jauges de pression des neuf plate-forme des boues fonctionnent correctement. Le deuxième détecteur dans chaque cellule a été prévu pour assurer une redondance. 6.4
Extensomètres des piles
6.4.1 - Extensomètres à fil vibrant sur les piles. 40 jauges ont été installées, 4 n'ont jamais fonctionné, 6 sont tombées en panne, ce qui laisse un total de 30 jauges en état de marche. 6.4.1.1 - Pile 1 - toutes satisfaisantes. 6.4.1.2 - Pile 2 - toutes satisfaisantes. 6.4.1.3 - Pile 3 - niveau inférieur - aucune jauge en état de fonctionnement, toutes étant tombées en panne pendant l'insertion de la pile. 6.4.1.4 - Pile 3 - niveau intermédiaire - toutes satisfaisantes. 6.4.1.5 - Pile 3 - niveau supérieur - jauge A inopérante, les autres satisfaisantes. 6.4.1.6 — Pile 4 - toutes satisfaisantes 6.4.1.7 - Pile 5 - jauge B inopérante, les autres satisfaisantes. 6.4.1.8 - Pile 6 - toutes satisfaisantes 6.4.1.9 - Pile 8 - jauge B inopérante 6.4.1.10 - Pile 9 - seule la jauge D fonctionne de manière satisfaisante.
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228 -
6.4.2 - Er.tensomètres à feuilles sur les piles - 12 jauges ont été installées, deux n'ont jamais fonctionné, deux sont tombées en panne, ce qui laisse un total de 8 iauges en état de marche. 6.4.2.1 - Pile 2 - toutes satisfaisantes 6.4.2.2 - Pile 6 - jauge B inopérante, les autres satisfaisantes 6.4.2.3 - Pile 9 - jauge A inopérante, les autres satisfaisantes. 6.5
Jauges de pression des pores et totale Toutes les jauges ont été installées sur la pile instrumentée d'origine, soit la pile A4-3, qui avait été perdue pendant l'incident de basculement. Aucune jauge de pression n'a été installée sur les piles de remplacement. 6.6
Jauges de tassement Une paire de jauges est tombée en panne pendant l'installation. L'autre paire ne fonctionne pas de façon satisfaisante du fait que les signaux de très bas niveau ne sont suivis que par une seul détecteur et que l'autre détecteur est soupçonné être en dehors des limites de son échelle. 7.
COLLECTE DES DONNEES
L'enregistreur des données temporaires a emmagasiné les informations statiques pendant la période allant d'avril 1982 à décembre 1983. Le module d'acquisition permanent des données commençait à enregistrer pendant décembre 1983 et il est proposé de poursuivre l'enregistrement des informations dynamiques jusqu'en mars 1985. Le logiciel a été développé afin de traduire les données enregistrées en termes d'ingénierie. Etant donné que les bandes sont remplacées périodiquement, elles sont traduites dès que possible afin de contrôler la bonne performance du système de suivi. La qualité des informations enregistrées s'est avérée très bonne avec une corrélation exeelientepour la lecture des cas tant statiques que dynamiques. Pendant janvier 1984, une tempête sévère a été enregistrée. Les amplitudes de la houle enregistrées ont atteint 80 X d'une "tempête d'un an" et la direction s'est écartée de 25 degrés de la direction critique. Nous espérons enregistrer des événements d'une importance encore plus grande en prolongeant la période de collecte des données juqu'en 1985. 8.
ANALYSE DES DONNEES
On a commencé à analyser les données traduites en août 1984. Le rapport de l'analyse de l'ensemble des données devra comprendre les données pour l'hiver 1984/1985 et être terminé pendant le 4e trimestre 1985. La portée de l'analyse des données est indiquée dans la figure 1.
D o t a s DYNAMIQUES
JAUΠn f '
ÊLÊVKnCN
-1831 EÄTEN-
OCNIBMNISS DE
DU NIVEAU
scMÈnss
CONECT PIAIE-
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PLME-ïCRE
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K R E DE BOUES
t
VAKIMTCNS
ENVnatŒ>rar SUR a c m e DE PIUS
LOUÉES STATIQUES
SUR L'ENSBCLE DES PILES
- 182 M AOCÉLÊCMÈircS
SUR UNE P I L E
t
a W G E S SUR
VARDOTCN DES
DÉPLACEMENT
PIXŒ-P0RC
CHARGES 5 K
AU s e n e r DES PILES
a W C E S SUR FOCATICM
EXTENSCMETRE PILE
TCUS LES NIVEAUX
a c u t e s DE
DISTRIBUTION DES
VARDOTONS A
CHARGES LE LONG
LCNGTEWE DE
DE LA P I L E
LA RÉSISTANCE
PII£S
CU SOL
JL LATÉRAL
EQUILIBRE DES CHARGES
MESURER LA PORTION DE
MfcSUKKH LA RAHXXJR
ESTIMER DISTRI-
LA CHARGE "VUE" PAR
DE LA P I L E DYNAMIQUE
BUTION TRANS-
RÉSISTANCE
VERSALE DES
PILE/SX
GROUPE DE PILES
ET VÉRIFIER L ' E U X F
ESTIMER
CHARGES
ESTIMER
MAX. DE LA P I L E
DE LA P I L E
VÉRIFIER ÉTUCE
COURBE P - Y VERIFIER B U T E DU CHARGEMENT DE LA P I L E
CHARGEMENT AXIAL
DÉPLACEMENT
ESTIMER CAfVCTTE DE LA P I L E VÉRIFIER ÉTUEE
FIGURE 1 - PROJET DE SUIVI DES FONDATIONS - ANALYSE DES DONNEES
IO CO
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(07.29/78)
DEVELOPPEMENT D'UN CAROTTIER A SEDIMENTS A PISTON FIXE (STACOR) P. LE TIRANT et R. MONTARGES Institut Français du Pétrole RESUME Une étude préliminaire effeotuée en 1979 a permis de préoiser la conception d'un carottier à piaton stationnaire permettant d'obtenir des carottes qui ne soient par perturbées par la pénétration du carottier. Pour tester ce concept un carottier prototype C1 de petites dimensions (diamètre des carottes de 54 mm) a été réalisé et testé en Méditerranée en 1980 en même temps qu'un carottier conventionnel (de type KULLENBERG). La comparaison des résultats obtenus a justifié la réalisation en 1981-1982 d'un carottier prototype C2 de grand diamètre (diamètre des carottes 110 mm) nommé STACOR. Les tests effectués en Méditerranée en 1983 dans des profondeurs d'eau variant de 50 à 1 250 mètres avec un carottier prototype de 20 m de long, ont permis d'obtenir des oarottes d'excellente qualité avec un taux de remplissage de 90 à 100 t oe qui est largement supérieur aux taux généralement obtenus aveo des carottiers océanographiques. Ces essais ont permis d'établir la fiabilité des méthodes de mise en oeuvre d'un dispositif dont la longueur maximale atteint 25 à 30 mètres et le poids atteint 5 à 10 tonnes.
INTRODUCTION Le prélèvement de carottes de sols meubles de grandes dimensions non remaniées, sous des profondeurs d'eau de quelques centaines à quelques milliers de mètres, est indispensable pour les besoins de la géologie, de la sedimentologie et de la géotechnique. Puisqu'une enquête préalable révélait qu'un tel équipement n'existait pas, SNEA(P), IFP et CFP décidaient en 1979 de développer un carottier à chute libre, à piston fixe (fixed piston) (cf. fig. 1) permettant le prélèvement de oarottes non remaniées de plus de 10 cm de diamètre et de 20 à 30 mètres de long. Afin de tester le concept à piston fixe, comparable à celui appliqué par A. Kermabon et al (1969), un carottier prototype C1 de petites dimensions (diamètre des carottes : 51 mm) était d'abord réalisé et mis en oeuvre en Méditerranée en 1980, concurrement avec un oarottier classique à piston (dit carottier Kullenberg). Les résultats comparatifs obtenus ont mis en évidence les avantages du carottier prototype par rapport à la qualité des carottes prélevées.
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231
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Ces résultats très positifs ont conduit à la réalisation puis aux essais en mer de I98I à I983 d'un carottier prototype C2 de grandes dimensions, appelé STACOR (Montargès et al., 1983), dont les caractéristiques sont essentiellement : - diamètre des carottes : 11 cm - longueur des carottes : de 20 à 30 mètres ou plus (suivant les conditions de mise en oeuvre et les caractéristiques des sédiments rencontrés), - carottes très peu remaniées. Cette communication se limite au développement mentation du carottier prototype STACOR. 1 -
et à l'expéri-
DESCRIPTION ET FOHCTIONEMENT DU STACOR La fixité du piston, condition clé du non-remaniement des carottes prélevées, est parfaitement satisfaite avec le STACOR.
1.1 -
Principe du STACOR Le STACOR est descendu à l'extrémité d'un câble porteur. A une hauteur prédéterminée au-dessus du fond marin, comprise entre zéro et quelques mètres, un système de déclenchement provoque la chute libre de l'appareil permettant la pénétration dans le sol du tube carottier (cf. fig. 2 ) . L'arrachement du sol du tube carottier s'effectue par l'intermédiaire d'un câble déroulé librement durant la chute libre et la pénétration. La fixité du piston, impossible à obtenir avec les carottiers du type Kullenberg où le piston est directement relié au navire par le câble porteur, exige que la référence du positionnement soit prise par rapport à une embase tombant avec le tube carottier et reposant sur le fond de la mer durant la pénétration dans le sol. Le piston et l'embase sont reliés par un câble passant sur deux poulies placées aux deux extrémités du tube carottier : lorsque le tube carottier s'enfonce dans le sol, le piston demeure au niveau de l'embase (cf. fig. 3). 1.2 -
Description du STACOR Le carottier STACOR comprend essentiellement : - le tube carottier, constitué d'éléments modulaires de 2,5 m, protégeant une chemise en plastique ou en résine armée, - le lest réglable permettant de faire varier le poids de l'appareil de 5 à 10 tonnes environ pour une longueur de 25 mètres du tube carottier, - le système de maintien en position fixe du piston, constitué d'une embase (d'environ 1,5 m de diamètre) reposant sur le fond durant la pénétration dans le sol du tube carottier, et de câbles reliant le piston à l'embase, - un dispositif de déclenchement par cames-biellettes-ressort, remplaçant le système classique à levier, - le câble d'arrachement, lové dans un magasin conique placé audessus du porte-lest et délové librement durant la chute libre et la pénétration du tube carottier.
- 232 1.3 -
Dimensions et poids du STACOR
Les dimensions et le poids du STACOR résultent à la fols des objectifs à atteindre et des conditions de mise en oeuvre. Longueur du tube carottier Longueur hors-tout de l'appareil Diamètre extérieur du tube carottier Diamètre intérieur de la chemise en résine armée Poids total du carottier pour un tube de 25-30 mètres
: : t t
jusqu'à 30 m et plus Jusqu'à 35 m et plus 16 et 17 cm 11 cm
s de 5 à 10 tonnes.
2 -
MISE EH OEUVRE DU STACOR Deux procédures de mise en oeuvre du STACOR ont été étudiées : le basculement de l'appareil par l'arrière d'un navire et le débordement latéral de l'appareil. Seule la première variante a été expérimentée à partir du "Nadir" (navire porte sous-marins) offrant un pont arrière de 35 mètres. 2.1 -
Préparation du carottier Le carottier est monté à l'horizontale sur le pont du navire. Durant le montage et la translation du carottier, le porte-lest repose sur un berceau solidaire du chariot (cf. fig. 1). Le basculement de l'appareil à la verticale s'effectue autour de deux tourillons débordant du porte-lest. Deux passerelles latérales, surélevées, solidaires du berceau, facilitent les opérations d'armement du dispositif de déclenchement au-dessus du porte-lest. 2.2 -
Débordement et basculement du carottier Durant la translation du carottier à l'horizontale sur le pont du navire, le tube est soutenu au moyen du portique du navire. Le carottier bascule ensuite progressivement Jusqu'à la position verticale. Les opérations de remise à bord du carottier s'effectuent dans l'ordre inverse en soulageant le tube carottier au moyen d'un oâble fixé sur l'embase. 2.3 -
Récupération de la carotte Apres remise du carottier à l'horizontale, la carotte oontenue dans la chemise en résine armée est extraite du tube carottier et conservée dans sa chemise par longueurs d'un mètre. 3 - EXPERIMENTATION DU STACOR ET RESULTATS OBTENUS Deux campagnes d'expérimentation du STACOR ont été effectuées à partir du "Nadir" : - la première en avril 1982, pour tester la fiabilité des procédures de mise en oeuvre et le fonctionnement du carottier, - la deuxième en mai 1983, pour vérifier les performances atteintes après quelques modifications de l'appareil.
-
233
-
3.1 -
Carottages effectués Au cours de cette deuxième campagne d'expérimentation, six carottages ont été opérés dans les argiles silteuses normalement consolidées du Golfe du Lion, par des profondeurs d'eau variant de 50 à 1 250 mètres, maximum compatible avec la longueur du câble disponible. Le tableau ci-dessous résume les conditions d'expérimentation appliquées, les pénétrations atteintes et les longueurs de carottes récupérées.
Essai
1 2 3
Profondeur Longueur Longueur Taux d'eau du tube Pénétration de la Observ. de (mètres) carottier dans le sol carotte remplissage (mètres) (mètres) (mètres) Í
15 15 20 20 20
11.1 14.8 18.3 18.6 18.8
10.2 13.9
92 94
5
50 510 510 510 510
18.0 13.4
97 71
6
1 250
20
17
15.3
90
i»
Fonct. en Kullenberg
Le taux de remplissage du carottier, défini par le rapport longueur de la carotte/pénétration du tube carottier : - est en moyenne de 95 % en fonctionnement à piston fixe, - ne dépasse par 71 % dans le cas du fonctionnement de l'appareil en carottier à piston classique (du type carottier Kullenberg). 3.2 -
Qualité des carottes prélevées Un taux de remplissage de 95 % est l'indice d'une bonne qualité de carotte. La figure 5 compare les caractéristiques des carottes 4 et 5 prélevées respectivement dans les deux conditions testées de fonctionnement du STAC0R : en conditions normales, avec "piston fixe" (taux de remplissage 97 %) : la résistance au cisaillement et le poids volumique mesurés croissent régulièrement avec la profondeur, comme usuellement dans les sols normalement consolidés, à titre de comparaison, à "piston classique du type carottier Kullenberg" (taux de remplissage 71 t) : la résistance au cisaillement et le poids volumique, supérieurs à ceux mesurés en conditions normales (du fait du tassement), présentent des anomalies évidentes, significatives d'un remaniement important.
-
234
CONCLUSION 1 -
Les résultats des campagnes d'expérimentation du STACOR permettent de conclure à la parfaite fiabilité de l'appareil du double point de vue mise en oeuvre et fonctionnement. 2 - Les procédures de mise en oeuvre du STACOR expérimentées pour une longueur de tube de 20 mètres, du fait de la longueur limitée du pont du "Nadir", sont directement transposables à des longueurs de tube carottier de 30 mètres et plus sur des navires de plus grandes longueurs de pont. 3 - Le STACOR est actuellement le seul appareil de carottage permettant le prélèvement de carottes de grand diamètre et de 20-30 mètres de long, jusqu'à des profondeurs d'eau de 6 000 mètres, sans recours à un appreil de forage. 4 - Le STACOR est adapté à la reconnaissance des sols à des fins géotechniques ou sédimentologiques dans les zones d'activités pétrolières sur la pente continentale comme pour l'investigation de sites potentiels d'enfouissement éventuel de déchets radioactifs dans les grands fonds marins. REFERENCES 1. 2.
A. KERMABON and V. CORTIS (1969) - "A new Sphincter Corer with a Recoilless Piston". Marine Geol., Vol. 7, 117-159. R.MONTARGES, P.LE TIRANT, J.WANNESSON, P.VALERY and J.L BERTHON (1983). "Large-Size Stationary Piston Corer". Proc. of 2nd Deep Offshore Tech., Malta 17-19 oct. I983, Vol. 1, 63-71.
FIG. 1
MISE E N O E U V R E D U S T A C O R A PARTIR D U "NADIR"
235
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Pénétration
1. câble porteur, 2. Système de dé clenchement de la chute libre, 3. portelest, 4. tube carottier, 5. embase, 6. piston, 7. contre poids , 8. câble d'arrachement
1. poulie supérieure, 2. câble du piston, 3. piston, 4. tube carottier, 5. poulie inférieure, 6. embase FIGURE 3
SCHENA DU PISTON STATIONNAIRE
FIGURE 2 SCHEMA DU STACOR Puidi lolumiijuc Sfttêm» a* dicttnchwment
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FIGURE 4 DESCRIPTION DU STACOR
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FIGURE 5 Comparaison des caracté ristiques géotechniques de carottes prélevées (4) à piston fixe (5) à piston classique (du type carottier Kullenberg)
- 236 (2/75)
FORAGE EN MER PROFONDE M. DOREL et J.GUESNON Institut Français du Pétrole RESUME Au début des années 1970, la technologie du forage en mer permettait de réaliser des opérations dans des profondeurs d'eau de l'ordre de 300 mètres. Concevoir, mettre au point et réaliser les équipements et les techniques du forage par 1 000 mètres d'eau, tel était le projet ambitieux que décidaient d'entreprendre la Société Nationale ELFAQUITAINE, la Compagnie Française des Pétroles et l'Institut Français des Pétroles. La motivation du projet était de pouvoir atteindre les réserves pétrolières importantes du talus continental et des bassins sédimentaires profonds pour assurer un accroissement et une plus grande indépendance de l'approvisionnement énergétique des pays membres de la Communauté et assurer l'avance technologique aoquise par l'industrie pétrolière et parapétrolière européenne. Le programme technique du projet était : . améliorer la capacité des équipements existants, . concevoir et mettre au point de nouveaux types de matériel, . tester en opérations réelles l'ensemble des équipements et techniques de forage en mer profonde. Le bilan positif -deux forages d'exploitation réalisés en 1977 par le PELERIN dans 920 mètres puis 950 mètres d'eau- demandait néanmoins des travaux complémentaires pour rendre opérationnelle la technologie du forage par grande profondeur.
1 -
L'ANCRAGE DU SUPPORT DE FORAGE
En 1974, il existait deux systèmes d'ancrage dont les limites d'utilisation étaient mal connues : l'ancrage classique ou funiculaire, couramment utilisé Jusqu'à 300 mètres d'eau, et l'ancrage dynamique, basé sur l'exploitation de données fournies par l'écartomètre acoustique base courte et le fil tendu.
-
237 -
Le forage par 1 000 mètres, et plus, réclamait de pouvoir répondre à quatre points importants : . l'ancrage funiculaire était-il applicable dans 1 000 mètres d'eau ? . les équipements actuels de l'ancrage funiculaire étaient-ils compatibles à de telles profondeurs d'eau ? . quelles étaient les limites économiques d'application des deux types d'ancrage ? . l'écartomètrie acoustique 'base longue pouvait-elle être considérée comme système de redondance à la base courte. 1.1 -
Ancrage funiculaire L'étude de faisabilité a montré que l'ancrage funiculaire dans 1 000 mètres d'eau était envisageable. Cette étude, assortie de l'étude théorique de différents cas, a permis de définir, chiffrer et proposer différents types d'amarres capables d'assurer un tel ancrage à condition de disposer d'ancres capables de tenir au ripage de 200 tonnes. Des essais, effectués à partir de la plate-forme semi-submersible P84 en mer d'Iroise, n'ont pas permis de vérifier la tenue maximale au ripage à cause de la capacité insuffisante de lignes d'amarre (120 t ) , mais ils ont mis en évidence que, dans certains fonds marins rocheux, l'ancrage n'est pas satisfaisant et nécessite des études complémentaires. De plus, à la même époque, le navire de forage DISCOVERER 531, maintenu en position par ancrage funiculaire, réalisait un forage dans 1 055 mètres d'eau. L'étude économique a permis de déterminer les domaines d'utilisation pour lequels l'ancrage funiculaire reste compétitif et de conclure qu'aux profondeurs supérieures à 800 m, l'ancrage funiculaire ne sera pratiquement Jamais économique en forage. 1.2-
Ancrage dynamique Les grandes profondeurs d'eau conduisent à abandonner l'utilisation du fil tendu. La redondance indispensable pourrait-elle être, apportée par l'écartomètrie base longue et sonar Doppler ? Cet objectif, objet du programme d'études, de mises au point (simulation, intégration) et de réalisations (nouveau programme de calcul, implantation et montage à.bord du navire de forage PETREL), a été atteint par des essais en mer, effectués en octobre 1977 par 1 000 mètres de profondeur d'eau. En conclusion, le nouveau système base longue-sonar Doppler apportait la solution, en offrant une précision de 2 mètres en ancrage, et en permettant le maintien en ancrage lors de grands déplacements (6 à 10 km, ancrage sur sonar Doppler) dont les applications pendant la manoeuvre de certains équipements seront utiles pour le forage de développement et la pose de collectes de production. Cependant des améliorations étaient nécessaires pour rendre ce système opérationnel : simplification, autonomie de calibration et de fonctionnement, changement de balise.
- 238 2 -
LE TUBE PROLONGATEUR
Elément clef du forage en mer à partir d'engin flottant, puisqu'il assure la liaison indispensable entre le fond de la mer et les installations de forage en surface et qu'il est le moyen de transport et de mise en place des équipements de sécurité, B.O.P, sur la tête de puits au fond de la mer, le tube prolongateur nécessitait un effort de recherohe et de développement important pour obtenir les performances exigées aux grandes profondeurs d'eau. Sa masse, son volume (son encombrement à bord), sa manutention, les contraintes qu'il subit, son comportement dynamique aux conditions extrêmes ont motivé les travaux d'études, de réalisation et d'essais suivants : 2.1 -
La modélisation numérique ; le programme de caloul GERN A partir d'un premier programme de calcul dynamique, le programme GERN a été réalisé en 1975 et achevé en 1977. Il permet l'étude de grandes déformées, la prise en compte des appuis et des foroes ponctuelles, et l'optimisation des paramètres de caloul (longueur des tronçons, pas de temps, périodes étudiées, temps total de caloul). Par contre il n'a pas permis de répondre complètement à l'analyse des vibrations longitudinales qui par l'effet de résonnance aux sollicitations périodiques de la mer peuvent induire des contraintes au delà des limites mécaniques du tube prolongateur. La comparaison, organisée par l'API, des résultats du programme GERN et des programmes appartenant à de grandes compagnies pétrolières, a montré que, en dynamique, ceux du programme GERN étaient généralement plus pessimistes. Un recueil de préconisations d'utilisation du tube prolongateur, en manoeuvre et en opération, a été établi à partir du programme. Ces préconisations ont été appliquées avec succès lors des essais en Méditerranée et des forages successifs en Algérie et au Kenya (960, 920 et 950 m d'eau) avec le PELERIN au cours de l'année 1977. 2.2 -
Les connecteurs Les incidents survenus au cours de forage en Mer du Nord avaient mis en évidence l'insuffisance de la capacité de tenue aux efforts et à la fatigue des connecteurs des tubes prolongateurs. SHELL décidait en 1974 de lancer un programme d'étude et d'essais des connecteurs existants. Ce premier programme aboutissait à oonstater que les 3 types disponibles avaient des performances inférieures à celles annoncées. Les constructeurs ont alors étudié et réalisé de nouveaux types, pour lesquels SHELL, auquel était associé le GERTH, proposait un nouveau programme d'analyse par éléments finis, d'essais de déformation sous pression-traction et d'essais de fatigue en flexion alternée. Ces contrôles aboutirent à la mise au point par les constructeurs de connecteurs ayant les caractéristiques requises par le forage dans 1 000 mètres d'eau.
-
239 -
2.3 -
Les flotteurs Pour réduire la dimension des systèmes de tensionnement et de suspension du tube prolongateur, un certain nombre d'équipement d'allégement en immersion existait. Parmi ceux-ci, les flotteurs en mousse syntactique (résine époxy et billes de verre) présentaient des avantages importants de manipulation et de fiabilité. Encore fallait-il que leur tenue aux grandes profondeurs et leur densité soient améliorées. Un programme d'essais a donc été entrepris. Des tests en pression à 120 bars, des tests cycliques, des essais en température, aux chocs et destr uctions partielles ont permis de simuler les conditions d'utilisation en opération, stockage, manutention et immersion. Deux fabricants furent sélectionnés, SNPE et EMERSON & CUMING. Après plusieurs séries d'essais aboutissant à des flotteurs de densité 0,48, les essais en mer, par 950 mètres d'eau, en Méditerranée, en Algérie et au Kenya ont confirmé le bon comportement de ces équipements, et ont permis à SNPE de mettre au point un matériau de densité réduite pouvant soutenir la concurrence technicoéconomique des fabricants américains. 2.4 -
Le vidage Pendant les opérations de forage, le tube prolongateur, connecté aux obturateurs et rempli du fluide de forage dont la densité peut être largement supérieure à 1, est maintenu en tension en tête pour éviter les risques de flambage des tubes. La déconnexion rapide, imposée par de mauvaises conditions de mer, par la perte du positionnement dynamique ou par une éruption incontrôlée, ou encore une rupture acidentelle du tube, provoque le vidage et des mouvements brutaux du tube prolongateur mettant en danger les equip ements de fond ou de surface. Après des essais sur maquette et l'écriture d'un programme de calcul, les essais en vraie grandeur ont été réalisés sur le PELERIN dans 960 mètres d'eau.Toutefois, les mesures n'ont pu être exploitées pour déterminer la tension dans le tube, celle des câbles de suspension, la pression dans les tensionneurs et surtout les coefficients d'amortissement à introduire dans le modèle. Un nouveau programme d'essais a été entrepris dans le cadre du contrat n° TH 02.09/77. 2.5 -
Les nouveaux matériaux Pour éviter des sur-dimensionnements coûteux des supports de for age et des systèmes de tensionnement et de manutention en opération, il était nécessaire d'envisager l'utilisation de matériaux nouveaux, essen tiellement le titane, à la place de l'acier pour réduire le poids et le volume de stockage et la masse du tube prolongateur. Différentes études économiques et technologiques, concernant la fabrication des connecteurs et la réalisation de tubes ont conlu à la faisabilité du tube prolongateur en titane. L'exécution d'un programme important concernant le dessin et la fabrication de ce connecteur, les procédures définitives, la corrosion et la réalisation d'essais au banc et en mer, a été proposée dans le cadre d'un nouveau contrat.
- 240 3 -
LE BLOC D'OBTURATION DE PUITS
Le bloc d'obturation de puits (B.O.P) représente l'élément essentiel de la sécurité du puits dans différentes conditions de forage, principalement en cas de contrôle d'éruption ou en oas de déconnexion. Ces différents obturateurs (ram et obturateur annulaire d'étanchélté) et les différentes vannes du circuit des lignes de contrôle et de sécurité (kill et choke-line) sont situés sur une structure oonneotée sur la tête de puits au fond de la mer (B.O.P stack assembly). Ces obturateurs et ces vannes sont aotionnés hydrauliquement. L'accroissement des profondeurs a nécessité de disposer, au fond de la mer, audessus des B.O.P, de la puissance hydraulique et des vannes de commande d'ouverture et de fermeture (stab assembly), et, à cause de l'éloignement croissant des postes de contrôle et de commande de surface, d'un système de télécommande rapide et fiable. C'est la conception électrohydraulique multiplexes de la télécommande qui a été développée et mise au point dans le cadre de ce projet, aboutissant à la fabrication des équipements TESUMA des navires de forage PETREL et PELERIN par la Société MATRA. Ce système, offrant une fiabilité accrue, permet une télétransmission des ordres et des mesures à cadence élevée, un contrôle et un dialogue de deux ohalnes (redondance) et une localisation de panne entre la surface et le fond, évitant ainsi la manoeuvre inutile de remontée du tube prolongateur et du B.O.P stab. La nécessité de réduire au maximum les manoeuvres longues et coûteuses du tube prolongateur et du B.O.P a conduit à la conception, la mise au point et la réalisation d'un outil de remplacement de joint d'étanchéité, entre le B.O.P stack et la tête de puits ou entre le B.O.P stack le B.O.P stab, outil de pose manipulé par la tourelle de plongée. H - LES MESURES La sécurité des opérations, des équipements et des hommes est un souci constant des opérateurs de forage. Pour assurer cette sécurité, il est Indispensable de connaître les conditions de fonctionnement des équipements essentiels à la réalisation du forage, et de prévoir ou détecter les accidents majeurs. En mer, et particulièrement en mer profonde, il faut disposer d'un système de mesures des contraintes dans la partie inférieure du tube prolongateur, de l'inclinaison du tube et des B.O.P au-dessus de la tête de puits et des pressions et températures, et aussi de disposer de moyens de détection d'une venue de gaz. Concernant la détection de venue de gaz, deux moyens ont été envisagés, le premier était la détection précoce de gaz au fond du trou par la mesure de l'atténuation de signaux acoustiques transmis par le fluide de forage. Des essais sur un puits pilote n'ont pas permis d'identifier le phénomène avec certitude. Le deuxième, basé sur le principe de transmission et de réflexion des ultra-sons dans les fluides chargés de gaz, devait se situer sur le raccord de mesures au-dessus des B.O.P. Ce principe a été vérifié valablement sur des maquettes de laboratoire, mais la réalisation des capteurs et leur intégration n'ont pas abouti dans le cadre de ce programme et seront poursuivies. Le raccord de mesure prototype, constitué par un Joint court du tube prolongateur, équipé de Jauges de contraintes, des capteurs d'indinóme trie, et des capteurs de pression et température et utilisant le système de transmission TESUMA, a été testé lors des essais du PELERIN.
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5 -
241
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LA RENTREE
Le démarrage des opérations de forage en mer comporte le forage et la mise en place du tube-guide, munie d'une plaque de base avec cône de rentrée, puis le forage sans tube prolongateur de la phase 26" avec pose d'un tubage 20" qui supporte alors le B.O.P l6n3/4 et le tube prolongateur l8"5/8 pour le forage de la phase suivante 17"1/2. Pour ce faire, 11 fallait disposer d'un certain nombre d'outils et d'équipements spéciaux permettant la rentrée après chaque changement d'outil, le forage, et l'élargissement. C'est pourquoi le programme technique du contrat prévoyait : . la mise au point et la réalisation d'un sonar de repérage de la tête de puits et d'une caméra TV sous-marine, tous deux de dimension compatible à leur mise en oeuvre à l'intérieur de la garniture de tiges. . le développement et la réalisation d'un système multiplex avec un câble coaxial autoporteur du sonar et de la caméra TV transmettant à la fois l'énergie, les ordres de commande et les signaux simultanés par multiplexage. Ces travaux, conduits par THOMSON-CSF, ont abouti à la mise au point d'un sonar de rentrée capable de détecter une tête de puits à plus de 160 mètres de distance horizontale, mais nécessitant des modifications et des essais complémentaires pour le rendre opérationnel. Le système multiplex a été réalisé et essayé en usine par THOMSON-CSF, et des caméras TV sous-marines équipées de ce système ont été testées avec succès dans 950 mètres d'eau en Méditerranée, faisant l'objet d'une commercialisation sous licence par THOMSON-CSF. La procédure de rentrée d'une garniture de forage exixgeait la conception, la mise au point et la réalisation d'outil de forage à centre amovible et de turbine à axe creux permettant le passage et la sortie du sonar ou de la caméra. Les outils de forage à centre amovible, en diamètre 17"1/2 et 26", sont parvenus rapidement à des résultats opérationnels satisfaisants, débouchant sur une commercialisation par SMF et une utilisation courante en opération. Par contre, la turbine à axe creux n'aboutissait pas, des problèmes de colmatage subsistaient, mais sans réalisation éprouvée sur chantier. L'élargissage, sous B.O.P Wi/H du trou 15" au diamètre 17"1/2 avant la pose du tubage 13" 3/8, a motivé une étude et des essais de différents équipements proposés par les constructeurs qui ont adapté leur fabrication de fagon satisfaisante. 6 -
LES ESSAIS EN MER DES EQUIPEMENTS
Un ensemble d'équipements pour les opérations de forage dans 1 000 mètres de profondeur du navire de forage PELERIN, d'équipements de secours ou encore d'équipements assurant l'intervention en secours du navire PETREL, dont la capacité nominale en profondeur d'eau était 600 mètres a été acquis. Ce sont essentiellement les 774 mètres de tube prolongateur l8"5/8, les éléments de flottabilité pour équiper 400 mètres de tube, un B.O.P l6"3/4 de secours commun aux deux navires, deux caméras TV et un câble de 1 000 mètres, en dotation et en rechange,
- 242 La mise au point des techniques et des équipements développés dans le cadre de ce projet nécessitait de procéder à des essais dans des conditions représentatives des opérations réelles, avant de réaliser des opérations industrielles de forage. Une série d'essais en mer a donc été programmée et effectuée en Méditerranée avec les navire PELERIN ou PETREL t . essais de rentrée par écartométrie base oourte dans 570 mètres d'eau (12 novembre 1976) ; . essais des équipements d'un début de forage par 950 mètres d'eau t ancrage dynamique, forage et tubage d'un avant-trou, desoente et connexion de la tête de puits (janvier-février 1977) ; . essais de l'ancrage dynamique par 1'écartométrie base longue dans 1 000 et 1 500 mètres d'eau (octobre 1977). Ces essais ont montré que les équipements actuels permettent d'effectuer les forages dans des conditions favorables : . 1'écartométrie acoustique assure une précision de très bonne qualité, au mètre près, pour la position du navire ou de l'outil par rapport au puits ; . la base longue offre la même précision que la base oourte et permet d'envisager des profondeurs d'eau de plus de 1 000 mètres et des déplacements de plusieurs kilomètres en cas de conditions ooéanométéorologiques défavorables ; . l'approche théorique du comportement dynamique du tube en manoeuvre a été vérifiée ; . les éléments de flottabilité ont subi sans dommage deux manoeuvres du tube prolongateur ; . le système de télécommande de B.O.P a fonctionné correctement ; . le sonar et la caméra TV ont permis les opérations de rentrée ou de connexion des équipements. Une campagne spéciale de courantométrie au Kenya par 950 mètres d'eau a permis de définir la méthodologie et les équipements pour réaliser une courantométrie profonde et a fourni des informations indispensables sur les forces de traînée exercées par les oourants marins afin d'assurer la sécurité des manoeuvres du tube prolongateur et des opérations de forage. CONCLUSION A cause de l'ambition et l'ampleur du projet et à oause des difficultés inhérentes à tout programme de recherche et développement, des travaux complémentaires restaient à accomplir et ont été réalisés dans le cadre d'un nouveau programme ayant pour objectif prinoipal le forage en mer très profonde (2 000-3 000 mètres d'eau).
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243
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MISE EN OEUVRE DE LA BASE LONGUE ET DU S O N A R - D O P P L E R
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FIATES-FORMES ET STRUCTURES OFFSHORE
Connaissance et nouvelles utilisations des colonnes articulées (03.42/77, 03.61/78) Le rôle des colonnes articulées dans l'exploitation des champs marginaux de la Mer du Nord (03.78/79) Tour gravitaire pour grande profondeur d'eau (03.72/79) Essais et évaluation d'un noeud prototype important en acier coulé (15.32/82) Plate-forme fixe en acier offshore pour une profondeur de 650m (03.103/81) Plate-forme tripode pour 340 m d'eau (03.122/82) Une plate-forme gravitaire en béton pour mer profonde (03.113/81) Adaptation du concept d'embase gravitaire plates-formes de production récupérables (06.10/80)
aux
Réparations des dommages graves subis par structures en béton de l'offshore (15.16/80)
les
Amarrages en eaux tres profondes (03.84/80) Développement d'un système d'ancrage pour support de production flottant (06.09/80)
- 246 -
Systeme flottant de production pour eaux profondes en Méditerranée (03.121/82) Système de production (BPSS) (03.131/82)
et de stockage sur barge
Conception d'une plate-forme de production flottante applicable aux champs marginaux (03.131/82) Unité d'exploitation satellite auto-installable ancrée sur câbles tendus (03.90/80) Plates-formes (03.123/82)
en béton pour
les mers Arctiques
SISSAC - Installation de stockage sous-marine auto-installable et colonne articulée (14.04/78) Installation de risers de pipe-line sur des plates-formes gravitaires existantes (03.46/77) Système de (15.34/82)
chargement
du
brut
pour
pétroliers
Amarrage permanent d'une unité flottante en eau profonde à l'aide d'une colonne multi-articulée (14.14/82) Production d'hydrocarbures en eaux profondes au moyen de plates-formes flottantes (03.13/76) Plate-forme de production à plusieurs raccordement "CONAT-OPP" (03.75/79) Plate-forme à embase poids en profondeur de 350 m (03.74/80)
acier
piles
pour
à
une
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247 -
(03.42/77 et 03.61/78)
CONNAISSANCE ET NOUVELLES UTILISATIONS DES COLONNES ARTICULEES C. DUMAZY Société Nationale ELF AQUITAINE (Production) Résumé Les colonnes articulées ont fait l'objet d'études et d'essais afin d'apporter de nouvelles solutions au développement des champs marins. Les approches théoriques des problèmes de comportement et de dimensionnement des structures ont été complétées par des études et essais sur les principaux composants de ces systèmes, ceci en particulier dans le domaine des amarrages permanents de navire sur colonne articulée.
AVANT-PROPOS Devant la nécessité d'utiliser des nouveaux types de structures pour les développements des champs marins d'hydrocarbures, le groupe ELF AQUITAINE a développé avec EMH depuis 1964 le concept de colonne articulée. C'est un exemple de continuité dans l'effort de recherche, marqué en 1968 par l'installation d'une plate-forme expérimentale et par une première réalisation industrielle en 1974. Afin de développer les applications des colonnes articulées, la Communauté Economique Européenne a apporté son soutien aux projets de recherche. En 1979, lors du précédent symposium, Mr MOINARD (1) décrivait déjà de nouvelles applications possibles de ce type de plate-forme. Certaines ont été réalisées sous une forme plus ou moins modifiée, d'autres n'ont pas encore trouvé d'application. Nous décrivons donc ici les principaux sujets étudiés avec le soutien de la CEE jusqu'à mi 82, et certains résultats obtenus après cette échéance. INTRODUCTION Les projets de recherche ont été menés dans deux directions : - recherche de nouvelles applications, - approfondissement des connaissances. Le premier axe de recherche a permis l'examen des utilisations des colonnes mono et multi-articulées en grandes profondeurs et pour l'amarrage de différents supports. Le second axe a a vu le développement de moyens de calcul importants, la réalisation d'essais de comportement des systèmes (en particulier des systèmes d'amarrage) et des essais purement technologiques.
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248
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FIG.1 COLONNE ARTICULEE DE SERVICE
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249
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DEVELOPPEMENT DE NOUVELLES APPLICATIONS A l'époque où débutaient les présents travaux, EMH avait installé trois colonnes articulées en Mer du Nord : deux torchères pour les champs de Brent et Frigg et un poste de chargement pour le champ de Beryl. Ces colonnes étaient installées dans 100 à 150 m d'eau. La première étape des réflexions a porté sur la possibilité d'utiliser ces colonnes dans des profondeurs plus importantes : une torchère tri-articulée et un poste de chargement associé à un réservoir sous-marin étaient calculés pour une profondeur de 600 m. Un des principaux résultats de ces études a été de mettre en évidence l'intérêt des colonnes articulées par ces profondeurs, la nécessité de développer des outils de calcul complémentaires, l'importance considérable des procédures marines d'installation. Par ailleurs, parmi les nouvelles fonctions envisagées, les colonnes de production et de service des puits sous-marins (fig. 1) étaient particulièrement examinées. Les installations pétrolières sur ces structures ont été étudiées, et certains tests effectués. Un séparateur a ainsi été soumis à une série d'essais de mouvement afin de vérifier son comportement. Il s'agissait aussi d'une première étape dans la conception de plate-forme à charge en tête plus élevée : le poids de la tête d'une colonne de chargement est d'environ 500 t, il s'agissait là de plates-formes ayant une charge en tête d'environ 5 000 t et étudiées pour des profondeurs de 200 m. Un autre type d'application considéré par profondeur conventionnelle (150 m) ou plus importante (300 m) est l'amarrage d'un support flottant de production associé à des puits sous-marins. Une première étape importante a porté sur l'étude des différents types de support et leur intérêt d'un point de vue pétrolier. C'est ainsi que l'amarrage d'une plate-forme semi-submersible portant les équipements de production et assurant le service des puits a été envisagé sous plusieurs formes (fig. 2 et 3) : l'amarrage par un bras rigide aérien, l'amarrage par un bras rigide sous-marin et il fut vérifié que cette configuration avait un meilleur comportement hydrodynamique, enfin la liaison d'une colonne ne servant qu'à la remontée des fluides et non plus à l'amarrage. Lors de ces études pour l'application en Mer du Nord, l'accent a été porté sur les facilités d'interventions sur les lignes pétrolières et la minimisation des arrêts de production dus au mauvais temps. Simultanément, les amarrages de tanker portant les équipements de production (Unité Flottante d'Exploitation Pétrolière) étaient envisagées. Dans ce cas, le tanker est utilisé sans qu'une tentative soit faite pour améliorer ses performances hydrodynamiques, il est utilisé comme unité de stockage, sa fonction la plus naturelle, unité d'export et dans ce cas l'utilisation de l'amarrage en tandem a été examiné dès le départ, et unité de traitement des effluents, de télécommande et exploitation des puits. L'emploi d'outils pompés (TFL) pour le service des puits a aussi été considéré. Ce type d'application a fait l'objet d'applications par des techniques similaires y compris en Mer du Nord et est appelé à un très grand avenir dans les profondeurs moyennes (réf. 4 ) .
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SEMI SUBMERSIBLE JOKT TOURNANT
FIG. 2 AMARRAGE PERMANENT D'UNE PLATEFORME SEMI-SUBMERSIBLE SUR UNE COLONNE ARTICULEE BRAS SOUS-MARIN ENSEMBLE GENERAL
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COLONNE RISER RELIEE PAR FLEXIBLES A UNE SEMI-SUBMERSIBLE DE TRAITEMENT
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L'adaptation de ce point d'amarrage aux plus grandes profondeurs a nécessité aussi la conception de colonnes multi-articulëes et le développement de nouveaux outils de dimensionnement. DEVELOPPEMENT DES OUTILS DE CALCULS EN BASSIN Les études par grande profondeur de colonnes seules et les études d'amarrage ont montré la nécessité de disposer de moyens de calculs adaptés aux nouveaux problèmes dynamiques. Le programme de calcul existant simulait le comportement des colonnes articulées dans les houles régulières et effectuait ensuite une analyse spectrale. Le dimensionnement des colonnes articulées par profondeur accrue (>200 m) a mis en évidence l'accroissement des périodes de vibration de flexion de ces structures, ce phénomène étant susceptible de provoquer une réduction de la durée de vie par endommagement à la fatigue. Le programme de calcul a donc été complété par une analyse des déformations de la structure et de leurs conséquences en dynamique, un calcul d'endommagement est effectué ensuite. Une telle approche est absolument impérative dès que la période de vibration de la structure approche des périodes de houle (â partir de 3 s). De même, l'étude des amarrages a montré la nécessité d'adopter une méthode plus complète. Un nouveau modèle de calcul a donc été développé ; il permet l'étude du comportement d'un navire amarré sur une colonne multi-articulée (réf. 3 ) . Les mouvements et efforts induits par le navire (ou tout autre support flottant) sont introduits à partir de caractéristiques fournies par des programmes particuliers tels NVA59 ou Aquadyn. La colonne articulée servant â l'amarrage peut comprendre jusqu'à trois éléments. La liaison peut être assurée par une aussière ou un bras rigide. Une simulation dans le temps de l'action des houles aléatoires permet la prise en compte de nombreux phénomènes non linéaires, et cette simulation peut être effectuée dans un plan ou dans un espace à 3 dimensions avec, en particulier, les embardées de navire. Cette analyse étant relativement lourde, une version simplifiée travaillant dans le domaine des fréquences permet un dégrossissage de facon très économique. Ce dernier programme de calcul a été étalonné sur plusieurs séries d'essais en bassin et la concordance des résultats est généralement bonne (réf. 3 ) . Ces essais ont porté sur des colonnes seules, mono ou bi-articulées, sur l'amarrage d'un navire de 230.000 t sur une colonne mono-articulée par 200 m et bi-articulée par 300 m en Mer du Nord. Essais et programmes de calcul ont permis d'évaluer les mouvements, efforts de liaison et efforts internes dans les différents systèmes envisagés. Il est donc possible de dimensionner les structures utilisées. Cependant il a été nécessaire de compléter cette approche par des études de fabrication, de mise en place et par des recherches technologiques sur les liaisons pétrolières.
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253
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AMARRAGE PERMANENT D'UN PETROLIER SUR COLONNE Bl ARTICULEE
PETROLIER PLEINE CHARGE état de mer Hi. 17 m. conditions
&i *&i ^2
.ballait ^.articulation inférieure
Tz 6 Mc
vent 41 m/i. courant 21.5m/l.
max tete à creux max m a
*
215° 9.9°
Hi. 8 m. Tz 9
MC.
26 m/i. 1.5 mit. 16.1° 4.0°
13.1°
2.3°
23.3°
2.0°
&2
tete à creux max
Ff
effort d'amarrage max
1426 T.
762 T.
F,
max
1460 T.
776 T.
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ETUDES ET ESSAIS TECHNOLOGIQUES Le transfert des fluides entre les puits sous-marins et les installations, qu'elles soient portées par une colonne ou un support flottant, est le point non conventionnel dans les systèmes étudiés : la colonna articulée est une structure mobile et les rotations sont localisées physiquement aux articulations et à la tête tournante dans le cas d'un amarrage. Deux problèmes ont donc été identifiés : - franchissement d'une articulation avec possibilité de reprendre des rotations relatives de l'ordre de 20°à 30° ; - franchissement d'une tête tournante avec possibilité d'effectuer plusieurs tours. Four franchir une articulation entre une embase et une colonne, ou entre deux éléments d'une colonne multi-articulée plusieurs techniques ont été envisagées : - Utilisation de nappes de flexibles longs ou courts (jumpers). L'étude du comportement et de la mise en place de ceux-ci a montré la faisabilité de cette technique. - Utilisation de tubes d'acier déformés élastiquement en flexion (fig. 5 ) . Cette technique met en oeuvre des tubages vissés et reprenant la rotation par une déformation de flexion répartie entre deux supports. L'étude a donc porté sur le comportement des tubages, leur fixation. Pour des raisons purement cinématiques, un mouvement relatif de coulissement apparaît entre tube et structures, les équipements de guidage nécessaires ont donc été développés. Des essais d'endurance en vraie grandeur ont été effectués sur des tubes acier 4" afin de simuler les sollicitations prévues lors de l'utilisation sur une colonne (mouvement, pression interne). 18 millions de cycles ont été effectués sur chaque tube, suivant un programme représentatif des oscillations d'une colonne, afin de vérifier leur tenue à la fatigue. Il est à noter que tous les équipements de ces lignes (connecteurs, encastrement, guidages...) ont fait l'objet d'essais dans des conditions similaires (fig. 6 et 7 ) . Ces essais ont été complétés par une simulation de la mise en place qui ont permis de mettre en évidence que les tolérances de connection (en particulier tolérances angulaires) étaient tout à fait compatibles avec les contraintes opérationnelles. L'autre point important des lignes fluides est le joint tournant multi-passages. Il assure la liaison entre le bras rigide d'amarrage et la colonne. L'étude a commencé par la détermination des hypothèses sur la nature des circuits. Une architecture de joint en a été déduite et les dimensions des principaux composants déterminées. Les composants critiques de ces joints tournants sont les garnitures d'êtanchéité. Ces garnitures sont réalisées en elastomere classique ou fluoré et comportent des éléments élastiques, ressorts métalliques par exemple.
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Galets guides
Tensionneurs Flexible
Presse étoupe
\
/A
■
|C\\l ! ~Cuidage courant
Encastrement
.i
/ ^.
coulissant
Riser fléchissant
Connecteur 'BAKER" FIG. 5 COLONNE DE PRODUCTA ET R.SERASSOC.E
256
BENDING TEST RIG -' .' • ?
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.Jv ¿Zt.; \
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■•: Til© ' "W FLEXIBLE TUBINGS AND THEIR C ONSTRAINING MOUNTINGS
i^b /
. ' ^ ■ ■ H rvç. FIGURE 6
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vanne T.F.L
guide tele de riter
jumper COFLEXIP
BANC D'ESSAIS DES EQUIPEMENTS DE RISER AMOVIBLE
' |
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FIGURE 8 : TESTING MACHINE FOR HP ROTARY JOINT LININGS
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Un programme d'essais comprenant 400.000 cycles d'oscillation équivalent à une durée de vie de 5 ans a été établi. En fonction des études d'architecture de joint, des essais sur garniture d'un mètre de diamètre à 200 bars de pression de pétrole brut et 100°C de température ont été entrepris. Un résultat complètement positif n'a été acquis qu'après plusieurs tentatives et modifications des composants. Un essai à 350 bars et en plus petit diamètre suivant les mêmes hypothèses d'oscillation a été aussi satisfaisant. Les résultats sont positifs et la réalisation d'un joint tournant est donc faisable (un prototype est en cours de test). CONCLUSION Les programmes de recherche conduits depuis plusieurs années sur les colonnes articulées ont permis d'élargir le domaine d'application de ces structures. La colonne-relais de Frigg Nord-Est est un exemple d'utilisation pour le service des puits même si les interventions directes sur les puits sont exclues. Les amarrages permanents de navire sur colonne articulée sont aussi une solution promise à un grand avenir industriel, les problèmes théoriques et technologiques étant résolus. REMERCIEMENTS Ces travaux ont été conduits en étroite collaboration avec la Société EMH (Entreprise d'Equipements Mécaniques et Hydrauliques) de SAINT-CLOUD près de Paris. REFERENCES 1.
MOINARD Production en Mer Profonde - Utilisation des Colonnes Articulées Symposium Commission des Communautés Européennes - Luxembourg 1979.
2.
DELEPINE, SIMON, DUMAZY, ROUILLON Tanker Mooring in deep waters using articulated solumns Theory and examples 2nd D.O.T conference - Malta 1983.
3.
DUMAZY, LETURCQ "Behaviour of floating vessel / articulated column system" O.T.C 4547 - Houston 1983.
4.
DUMAZY "Articulated Column as a production riser" O.N.S - Stavanger 1984.
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(03.78/79)
LE ROLE DES COLONNES ARTICULEES DANS L'EXPLOITATION DES CHAMPS MARGINAUX DE LA MER DU NORD D.P. SNOWDEN, Taywood Engineering Limited
Résumé La Société Taywood Engineering Limited a effectué un important programme de recherche et développement portant sur l'économie de l'exploitation des champs marginaux en mer. Les résultats de deux années d'étude, avec la participation financière de la CEE, du Department of Energy du Royaume Uni et de la Société Taylor Woodrow elle-même, ont conduit à la mise au point d'un certain nombre de systèmes de production flottants financièrement valables, fondés sur l'utilisation des colonnes articulées. Le présent rapport défini l'ingénierie détaillée du développement de quatre systèmes fondés sur des colonnes articulées pour différentes applications sur champ, poussée jusqu'au niveau des études de conception. L'accent a été porté, dans toutes les études, sur l'augmentation de la récupération du champ et des résultats économiques en améliorant les systèmes de production flottants existants pour obtenir un meilleur contrôle du gisement, une meilleur disponibilité et des techniques de fabrication économiques, sans introduire de technologie novatrice.
INTRODUCTION L'exploitation économique des réserves in-situ d'huile et de gaz restantes en Mer du Nord exige le développement de systèmes de production économiques à installer très rapidement, car la majeure partie des champs potentiels ne donneravraisemblablement que des rendements financiers marginaux de 10 X ou même moins. C'est pourquoi Taywood Engineering Limited a mis au point une gamme de systèmes fondés sur des colonnes articulées, essentiellement destinés à correspondre à ces exigences économiques sévères, pouvant être installés très tôt dans la vie du champ, en minimisant les opérations à réaliser en mer, permettant des niveaux élevés de production et d'expédition et utilisant des structures à faible coût fabriquées avec des composants éprouvés. Quatre applications distinctes sur des colonnes articulées ont été étudiées en détail et sont indiquées dans la liste ci-dessous :
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1. Colonne manifold et contrôle (CMC) 2. Plate-forme semi-submersible amarrée à une CMC 3. Pétrolier amarré à une CMC 4. Colonne de chargement. Pour pouvoir faire la démonstration des possibilités offertes par les systèmes à colonnes, chacune d'entre elles a été porté jusqu'au niveau de l'étude de conception, en utilisant des critères particuliers, spécifiques des champs marginaux de la Mer du Nord. La description technique de chacune de ces études de référence, telles que présentées dans le présent rapport, doit attirer l'attention sur le fait que ces systèmes présentent une flexibilité telle qu'ils peuvent être appliqués à une plus grande gamme de scénarios de production, de profondeurs d'eau et d'environnements. La mise au point de ces systèmes de production flexibles s'est appuyée sur d'importantes études propres de modélisation informatique et sur des essais en bassin. Le détail de ces travaux est donné dans la référence (1). Le détail des analyses économiques effectuées pour les études des systèmes de référence est donné dans la référence (2). 1.
COLONNE MANIFOLD ET CONTROLE
Description générale Cette colone articulée, telle que présentée dans la figure 1, est équipée des fonctions manifold et contrôle pour un champ marginal situé à proximité d'une plate-forme de production importante. Les principales possibilités offertes dans le cadre du plan d'études de référence sont les suivantes : - manifold de production et dusage pour 6 puits, avec essai et échantillonnage pour chaque puits, - réception d'eau et injection dans 4 puits, - entretien des deux lignes jumelées de production au moyen d'une unité TFL (outils pompés) installée sur le pont, - contrôle de la pression des puits, de la température, du pourcentage d'eau, du volume de production, etc.. Cette information est numérisée et expédiée vers la plate-forme principale par un système radio fonctionnant en vue directe, - logement possible en secours pour 8 hommes, pont hélicoptère, torche froide et toutes utilités correspondantes, - expédition du brut non traité vers la plate-forme principale, - contrôle hydraulique des puits complétés sous la mer, ne laissant sous l'eau que des vannes de sécurité ouvertes ou fermées. On voit sur la figure 2 le système de contrôle, sous forme schématique, basé sur le développement du champ de Murchison par Conoco (3). Détails de la structure L'étude de référence a été conduite pour un champ situé dans la portion centre-nord de la Mer du Nord, dans 120 m d'eau. Les hypothèses suivantes ont été faites sur les paramètres de base : Profondeur d'eau 120 mètres Rapport gaz/huile 314 SCF/BBL (70 m 3 /m 3 ) Nombre de puits 10 - 6 de production - 4 pour l'injection d'eau Production maximale d'huile 75.000 bopd (10.000 m 3 /j) Réserves récupérables 50-100 millions de barils ( 7 - 1 4 millions de tonnes) (Wood Mackenzie) (4) On peut sommairement décrire les principaux composants structurels d'une colonne articulée de la façon suivante :
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Colonne - La structure principale est constituée par un treillis à 6 pans, entretoisée, inscrite dans un cercle d'un diamètre de 18 mètres. Le périmètre constant de la colonne est capable de supporter les efforts dus à la présence permanente d'un riser et permet de remonter le riser à partir du pont de la colonne. La flottabilité et les réservoirs de ballastage sont formés à partir de tôles plates renforcées suspendues entre les pans principaux qui ne sont pas raidis. Le caisson de flottabilité est fait d'une coque double avec trou d'homme pour l'inspection qui peut être effectuée à partir du niveau du pont à travers un tube central de 2,5 mètres de diamètre. Le réservoir de ballastage est rempli d'un mortier haute densité pour contrôler la charge verticale statique encaissée par le joint universel. Joint universel - Comme indiqué sur la figure 3, le joint est constitué d'une partie en forme de croix, en acier coulé, avec un seul palier principal et un palier secondaire plus petit sur chacun de ses quatre bras. Les paliers principaux en elastomere et les paliers secondaires tu type glissant ont été sélectionnés pour cette application particulière. Chaque paire de paliers est logée dans des poutres constituant piètement, dont une paire est connectée à la partie inférieure du réservoir de ballastage de la colonne, l'autre paire à la base. Le remplacement d'un palier principal sans enlever la colonne ou sans déconnecter des lignes de production est une des caractéristiques spéciales de ce système. Si un des paliers principaux montre des signes de fatigue, le palier secondaire de réparation, séparé en deux parties, est déplacé vers l'avant au moyen d'un vérin, pour supporter la charge normalement appliquée au palier principal qui peut alors être enlevé et remplacé par des procédures mises au point qui ne requiert qu'un minimum d'interventions de plongeurs. Base - La base gravitaire en acier de la structure a une section hexagonale et elle comporte 6 caissons de ballast installés selon un cercle et interconnectés dans le plan du cercle par des membrures tubulaires de grand diamètre. Des tubes radio établissent une liaison entre les caissons de ballast et un noyau central rigide qui reçoit les piètements du joint universel. Risers - Les risers passifs sont suspendus à partir du niveau pont de la colonne dans des tubages de protection répartis sur le périmètre de la colonne. Les risers sont connectés au système sous-marin par des tubes flexibles, comme indiqué sur la figure 4, en face du joint universel, ce qui prend en compte la rotation de la colonne. Les parties rigides comme les parties flexibles des risers ont fait l'objet d'études détaillées pour qu'elles puissent être remplacées en service. Pont - La structure du pont intégrée reçoit le manifold, les équipements de contrôle et de régulation et les utilités correspondantes. 2.
PLATE-FORME SEMI-SUBMERSIBLE AMARREE A UN CMC
L'emploi d'une plate-forme semi-submersible amarrée de facon permanente à une colonne articulée convient parfaitement pour améliorer un dispositif marin dans les conditions suivantes : - champs nécessitant une grande quantité de puits, - gisements nécessitant une injection de gaz à haute pression, - gisements sur lesquels de fréquentes reprises doivent être effectuées, - système d'expédition par pipeline. Description générale Les équipements de production sont logés sur une semi-submersible,
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comme indiqué sur la figure 5, avec un amarrage caténaire et reliés à une colonne articulée par une poutre spéciale. En cas de rupture du système d'amarrage caténaire, c'est la colonne qui assure un amarrage sans danger de la semi-submersible. Le choix d'une semi-submersible qui sera construite spécialement dépend des conditions rencontrées sur le champ, en particulier des exigences du forage et des reprises de puits et le rapport gaz/huile. Les puits sont forés à partir de plaques de base rapprochées les unes des autres de façon à ce que les travaux d'entretien aux câbles puissent se faire à partir de la semi-submersible. Les vannes qui doivent être manoeuvrées sous l'eau sont limitées à des vannes de sécurité qui sont, soit ouvertes, soit fermées, contrôlées par de l'hydraulique simple, à partir du niveau pont de la colonne. Les lignes de contrôle sont limitées à une ligne de sécurité de fond, une ligne de contrôle de l'annulaire et une ligne de contrôle de la tête de puits, comme indiqué sur le schéma de la figure 6. Là encore, cette méthode de contrôle est fondée sur les mises au point réalisées par Conoco (3). La colonne articulée joue le rôle d'un riser combiné à un amarrage pour le support flottant et elle reçoit les manifolds de production.et d'injection, les duses et les vannes de contrôle. Détails de la structure L'étude de référence pour ce système a été conduite pour un champ de la Mer du Nord situé dans 135 m d'eau. Une semi-submersible lourde (GVA 10.000) a été retenue pour ce champ, offrant les capacités de support nécessaires pour toutes les installations de production et de forage requises. Les caractéristiques retenues pour ce champ ont été les suivantes : Profondeur d'eau 135 mètres Rapport gaz/huile 2000 SCF/BBL (450 m 3 /m 3 ) Nombre de puits 2 4 - 1 2 pour la production - 9 pour l'injection d'eau - 3 pour l'injection de gaz Production maximale d'huile 55.000 bopd (7500 m 3 /j) Réserves récupérables 200-350 millions de barils (30-50 millions de m 3 ) (Wood Mackenzie) (4). Colonne articulée - Fondamentalement, la colonne est la même que celle qui a été développée pour le système CMC mais le diamètre du cercle circonstrit est de 16 m au lieu de 18 m. Le pont de la colonne est seulement équipé du manifold de production et des équipements d'injection d'eau avant le transfert des fluides à travers la poutre spéciale d'amarrage vers le support flottant. Poutre de liaison et paliers correspondants - L'étrier de liaison est constitué par un treillis tubulaire en forme de A qui transfère les efforts longitudinaux et transversaux entre la colonne et le support flottant et supporte les lignes de collecte et les passerelles. Une tourelle tournant située sur la tête de la colonne, dans laquelle sont installés deux jeux de simples paliers glissants, permet le mouvement de rotation de la poutre de liaison autour de l'axe de la colonne. Le logement de la tourelle en acier moulé comprend aussi des pattes et une articulation dans le sens du tangage pour faciliter la rotation de la poutre de liaison par rapport à la colonne dans le plan vertical. Le mouvement relatif de roulis est encaissé par un axe central autour duquel l'étrier peut tourner. Les paliers de tangage permettent la rotation du support flottant par rapport à l'étrier à leurs points de connexion. Le remplacement sur place de tout palier défectueux fait partie de l'étude de détail. Lignes de collecte situées sur l'étrier - Les lignes de collecte
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situées sur la poutre de liaison sont reliées aux lignes de production situées sur la tête de la colonne (après le manifold) par des longueurs de tubes flexibles et une disposition analogue est retenue du côté semisubmersible de l'étrier. Ce sont ces lignes flexibles qui prennent en charge les moments relatifs de la colonne, de l'étrier et de la semisubmersible. Une exception, cependant, à cette disposition, pour l'injection de gaz, ce sont des tubes rigides qui assurent la liaison entre le pont de la semi-submersible et les têtes de puits pour permettre l'injection de gaz sous haute pression. Des boucles sont prévues au niveau des points où se produit le mouvement pour les trois petites lignes d'injection, à chaque extrémité de l'étrier et au travers de l'articulation située sous l'eau. La disposition de tous les tubes a été étudiée pour que le remplacement de toute portion soit possible. 3.
PETROLIER AMARRE A UNE CMC
L'emploi d'un pétrolier relié par un étrier à une colonne articulée, comme indiqué sur la figure 7, est un système particulièrement favorable dans les conditions de champ suivantes : - champs nécessitant un petit nombre de puits à proximité des installations de production, - champs nécessitant des équipements lourds de production, - champs nécessitant le stockage de produits en ligne. Description générale Des installations de production fondées sur un pétrolier amarré par un étrier à une colonne articulée est libre en rotation jusqu'à 360° autour de la tête de la colonne. Le navire peut être, soit un VLCC converti, soit une barge non motorisée, spécialement construite pour la circonstance. Le choix dépendra de la disponibilité d'un pétrolier adapté et de la comparaison du coût de l'achat et de la conversion de ce navire avec le coût de construction d'un support neuf qui peut être étudié pour offrir des meilleures caractéristiques de réponse aux sollicitations de l'environnement et avoir une meilleure résistance à la fatigue. Les puits sont supposés être forés à travers des plaques de base situées en dehors du cercle que parcourt le vaisseau en tournant autour de la colonne, de facon à permettre les vorkovers importants à partir d'un support spécialement affrété. Le système de contrôle des puits est identique à celui adopté sur la colonne CMC, décrit dans la figure 2, les travaux de reprise étant effectués par la méthode TFL à partir du pont de la colonne, à travers des lignes jumelées pour chaque puits. Sur la colonne articulée se trouvent installés le manifold de production et les lignes d'injection d'eau, au niveau du pont, ainsi que le système de contrôle des têtes de puits sous-marines. Détails de la structure L'étude de référence pour ce concept a été fondée sur un champ supposé se trouver en Mer du Nord, dans 112 m d'eau, utilisant un VLCC déplaçant 195.000 tdw, reconverti. On suppose que l'expédition de l'huile se fait par un pétrolier navette qui se connecte sur l'arrière du vaisseau captif. Les hypothèses suivantes ont été faites sur les caractéristiques du champ : Profondeur d'eau 112 mètres Rapport gaz/huile 500 SCF/BBL (110 m'/m 3 ) Nombre de puits 16 - 8 de production (lignes de collecte jumelées)
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- 8 puits d'injection d'eau 50.000 barils/jour (7000 m 3 /j) 60.000 barils/jour (8000 m 3 /j) 50-150 millions de barils (7-20 millions de m 3 ) (Wood Mackenzie) (4) Une optimisation de la colonne articulée destinée à cette application spécifique consiste à la construire selon un treillis métallique inscrit dans un cercle de 18 m de diamètre. Sur le pont de la colonne sont installés les manifolds et les duses de production ainsi que les lignes d'injection d'eau, les équipements de lancement des outils TFL et le système de contrôle des têtes de puits sous-marines. Les fluides de production et d'injection sont transférés par l'intermédiaire de joints tournants installés au-dessus du système mécanique tournant en tête de la colonne avant d'être transférés en passant à travers l'étrier d'amarrage. Les deux joints tournants ont été étudiés pour fonctionner à basse pression (500 psi - 35 Bars), pour offrir un service fiable. Un compresseur à plusieurs étages est installé sur le pont de la colonne pour élever la pression de l'eau avant son. injection dans les puits, Production maximale d'huile Injection d'eau Réserves récupérables
4.
COLONNE DE CHARGEMENT
Description générale Cette colonne articulée, comme indiqué sur la figure 8, sert de système d'expédition séparé, pour un champ qui ne dispose pas de pipeline d'expédition. La colonne est surmontée d'un pont de chargement rotatif auquel un pétrolier navette peut être temporairement amarré pendant le transfert du brut. Détails de la structure Les etudes de reference ont été conduites pour un champ situé dans la partie centrale de la Mer du Nord, dans 120 m d'eau. Les caractéristiques du champ ont été supposées avoir les valeurs suivantes : Profondeur d'eau 120 mètres Production d'huile maximale 45.000 bopd (6000 m 3 /j) Réserves récupérables 80 millions de barils (10 millions de m 3 ) (Wood Mackenzie) (4) Colonne - La structure principale est constituée par un cylindre en béton précontraint ayant un diamètre à la base de 11 m progressivement ramené à 8 m dans la zone de marnage. Cinq cloisons en béton armé renforcé équipent l'intérieur de la structure avec la double fonction de renforcer la résistance à l'implosion de la colonne et de faciliter un meilleur contrôle des opérations de ballastage pendant la période de redressement lors de la mise en place. La colonne est formée de segments verticalement courts, en forme d'anneau, qui sont assemblés horizontalement sur une surface préparée, avec de petites sections coulées in-situ pour donner une continuité à l'armature dans toute la structure. La précontrainte verticale est appliquée une fois la structure terminée. Base - La plaque de base en acier maintenue en place par des piles comporte une partie central hexagonale résistante dans laquelle les piètements du joint universel viennent se loger. Six éléments tubulaires qui émergent radialement de la portion centrale supportent deux rangées de simples tubes. Six piles de 1 m de diamètre transmettent les charges appliquées à la colonne au sol de la mer. Pont - Le pont est équipé d'un bras de chargement capable de fonctionner sur 360°. L'installation du pont sur la tête de la colonne est effec-
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266
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tuée après que cette dernière ait été redressée dans un site profond et abrité. CONCLUSIONS Les systèmes de production présentés, fondés sur l'utilisation de colonnes articulées, peuvent être considérés comme des solutions potentielles intéressantes pour une large gamme de champs d'huile et de gaz marginaux : Le CMC peut être utilisé pour mettre en production un petit champ situé à proximité d'une plate-forme principale. Une SEMI-SUBMERSIBLE AMARREE A UN CMC permet de mettre en production un champ comportant un nombre important de puits, en installant les équipements de production sur une semi-submersible et avec la possibilité d'effectuer de l'injection de gaz haute pression. Un PETROLIER AMARRE A UN CMC rend possible l'emploi de systèmes de production fondés sur l'utilisation d'un pétrolier dans les conditions d'environnement de la Mer du Nord et permet le développement d'une grande quantité de puits satellites. Une COLONNE DE CHARGEMENT constitue un terminal de chargement très sûr, applicable par mer profonde et dans des conditions difficiles, à un coût acceptable. REFERENCES 1. 2. 3. 4.
SNOWDEN D.P. (Mai 1984). Floating Production Systems for North Sea Marginal Fields. Offshore Technology Conference (Rapport N° 4819), Houston, USA. CARRUTHERS D.R. et SMITH J.R. (Septembre 1983). Systems for Enhancing the Recovery and Profitability of Marginal Offshore Fields. Marginal Oil Field Development Conference, Londres. COLTHARP E et COFFELT D. (1981). Experience with Subsea Well Control Systems. Offshore Technology Conference (Rapport N° 4038), Houston, USA. WOOD, MACKENZIE and Co. (1983). North Sea Service Research Data.
267 -
5 à 15 km
Injection a eau
Protections d'accostage
Equipement] de separation et de roductionl Centrais énératricc
p pin ggani-b
Installations! complètes de production existantes
Plaque de base séparée pour p u i t s de production e t d ' i n j e c t i o n d eau î r ïïi
öHïïiS FIGURE 1 -
COLONNE MANIFOLD ET CONTROLE (CMC)
USgiæffi 1 Ligne de contrôle du puits 2 et 3 Ligne de contrôle de la vanne de sécurité de fond 4 Ligne de contrôle de 1'annulaire
A Vanne d'annulaire M Vanne maîtresse principale W Vanne latérale
FIGURE 2 - SCHEMA DE PRINCIPE D'UN SYSTEME DE CONTROLE DE TETE DE PUITS SOUS-MARINE PARTIELLEMENT EQUIPEE EN TFL
- 268 -
1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8)
Pattes de liaison à la colonne Piëtements de liaison à la base Noyau en forme de croix Palier en deux parties pour réparation Palier principal Palier de butée Embout protecteur Boulons d'assemblage
FIGURE 3 - DETAILS DU JOINT UNIVERSEL (enlevé après mise en place)
(s), lift
,. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 8) 10) 11) 12) 13)
. . ., DETAIL AGRANDI Riser rigide Connexion par collier Bague pour manipuler l'assemblage Tube flexible Tube rigide circulaire Selle de support pour le tube rigide Support de tube et de la selle Connexion par collier avec les Voir déta plaques de guidage agrand Plots de guidage Charpente de levage (avec ballastage et équilibrée) Vanne maîtresse Vanne transversale Vanne maîtresse
FIGURE 4 - DETAILS DU RISER A LA BASE DE LA COLONNE ARTICULEE
269
Equipement principal ~*~de reprise des puits
Etrier de liaison
Joint tournant mécanique
Système de produc tion flotts GVA 10,000
Lignes de collecte in stallées dans la colonne articulée C a i s s o n de ballastage Joint universel Expéditioi„ , , „ „ „ . . du b r u t *ïVi«LAliHrt Embase g r a v i t a i r e FIGURE 5 SE MISUBME RSIBLE
1) Ligne de c o n t r ô l e de l a t ê t e de puits 2) Ligne de c o n t r ô l e de l a vanne de s é c u r i t é de fond 3) Ligne de c o n t r ô l e de l ' a n n u l a i r e
AMARRE
\\ V ', \ \
S
A UN CMC
/
y ' !! Ligne guide; !! pour l e tra{ il*vail au i '! c â b l e prove 1 A Vanne d annu jj_nanţ d e . l a ! laire M Vanne maitresse W Vanne latérale
..■"«Í' '*k/">< ft'.!
FIGURE 6
SCHEMA D'UNE TETE DE PUITS SOUSMARINE POUR INTERVENTION AU CABLE
-
270
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Système de c o n t r ô l e s i t u é sur la plate-forme
Tube f l e x i b l e d ' e x p é d i t i o n ve l e p é t r o l i e r nave
Pétroli navette
/ L i g n e s de c o l l e c t e v e n a n t de l a p l a q u e de b a s e Joint / m u l t i - p u i t s , ou de p u i t s s a t e l l i t e s | ¡universel/ /Lignes d ' i n j e c t i o n d'eau vers les , ypuits d'injection satellites 8ase
gravitaire FIGURE 7 - PETROLIER AMARRE A UN SYSTEME CMC
T ê t e de r o t a t i o n ,
Tube f l e x i b e de chargement du p é t r o l i e r
Colonne en b é t o n armé précontraint
A r r i v é e des f l u i d e s en p r o v e nance de l a p l a t e - f o r m e de production principale
£fe
FIGURE 8 - COLONNE ARTICULEE DE CHARGEMENT
^;mm$m
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271
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(03.72/79) TOUR GRAVITAIRE POUR GRANDE PROFONDEUR D'EAU F. SEDILLOT - L. DES DESERTS C G . Doris
Résumé La tour gravitaire pour grande profondeur d'eau est une structure articulée, étudiée pour des profondeurs d'eau allant de 1 200 à 3 000 pieds (400 à 1000 mètres). Elle est composée d'une colonne s'appuyant par l'intermédiaire d'un joint articulé sur une embase fixée au fond de la mer par des piles. La colonne se compose d'un flotteur en béton sur lequel est installé le pont et d'une tour en acier qui se termine à la partie inférieure par un caisson de ballastage. La structure a été étudiée pour recevoir une charge utile élevée, correspondant à un ensemble de forages et de production en mer. Les têtes de puits sont situées au niveau du pont comme sur une plateforme conventionnelle fixe, compte tenu des mouvements très faibles dont fait l'objet la colonne. D'importantes études d'ingénierie ont été effectuées sur le concept de la tour gravitaire pour grande profondeur d'eau. En complément des études sur le comportement dynamique (effets des modes secondaires inclus) et des études structurelles (en tenant compte de façon minutieuse des problèmes de fatigue), des essais sur modèles en bassin ont été conduits sur la structure, portant sur les phases principales d'installation et d'opération. Des essais ont été aussi effectués sur l'articulation en caoutchouc renforcé pour vérifier sa résistance à la fatigue et sa tenue dans le temps.
DESCRIPTION DE LA STRUCTURE Paramètres d'étude Cette etude, parrainée par la CEE, a été conduite en fonction des hypothèses suivantes : - conditions environnementales : . Profondeur d'eau 490 m . Marée astronomique et de tempête maximale 1,8m . Conditions centenaires extrêmes : - Hauteur maximale de vague 19,8 m - Période moyenne associée 13,5 sec.
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- Courant en surface - Courant au fond de la mer - Vent maximal (1 heure) - données de production : . rythme de production . charge totale en tête (y compris le poids des modules et celui du pont) . Equipements de production : - tubes conducteurs - risers
1,34 m/sec. 0,10 m/sec. 35 m/sec. 50 000 BPD (7000 m'/j) 15 000 tonnes
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Le pont Le chassis rectangulaire du pont est composé de six poutres principales, entretoisées par cinq poutres transversales. Les poutres maîtresses sont constituées de caissons rectangulaires de 3,50 m de haut, s'appuyant directement sur le flotteur en béton. Le module comportant les équipements de forages se trouve dans la partie centrale. Sur un des cotés, on a placé les équipements de production et les barques à tiges. Les générateurs, les compresseurs, et les équipements d'injection d'eau sont installés sur le coté opposé, du même coté que les quartiers d'habitations et l'hélidec. Il est évident que la substructure peut se prêter à tout autre type de dispositions de structures du pont et d'équipements. En particulier, le module de forage peut être installé sur un coté du pont, les tubes conducteurs étant placés à l'extérieur du flotteur en béton. La colonne Du point de vue structurel, toute la colonne a été étudiée pour résister aux moments de flexion et aux forces de cisaillement provoquées par la combinaison des forces statiques et dynamiques ; de plus, le flotteur lui même doit résiter aux pressions hydrostatiques et hydrodynamiques. Le flotteur a été étudié pour être réalisé en béton, ce qui offre une excellente résistance aux forces hydrostatiques de compression et apporte la flotattabilité nécessaire pour le comportement dynamique de la structure. La partie'inférieure de la colonne est une portion sous tension située entre le flotteur et le ballast, ce qui justifie l'utilisation de l'acier (voir figure 1). Le flotteur en béton Le flotteur est constitué de six cylindres en béton, de 17,00 m de diamètre extérieur, avec une épaisseur de paroi qui varie en fonction de la pression hydrostatique. Six cloisons verticales renforcent la structure et permettent la connection avec les membrures verticales du treillis. Six cellules centrales triangulaires sont remplies d'eau, en équipression avec la mer. .Lës.eellules cylindriques sont renforcées par deux ceintures horizontales pour augmenter la résistance au flambage. Ces ceintures supportent des cloisonnements en acier, qui permettent un ballastage différentiel pendant certaines phases de la construction, et qui permettent d'avoir une bonne résistance en cas de détérioration, même si l'un quelconque des deux compartiments étaient envahis par l'eau au niveau de la mer. Le treillis en acier La partie de la substructure de la colonne constituée par un treillis en acier se présente sous forme d'un bâti tubulaire hexagonal, dont les six principales jambes verticales se répartissent sous un rayon de 22,50 m. La section en treillis s'étage entre le niveau du joint articulé à
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+ 20,0 m, jusqu'à la connection au caisson en béton au niveau + 390,0 m. La parri* inférieure, entre le niveau + 35,m et le niveau + 62,5 m, comprend le caisson de ballastage hexagonal annulaire où le ballast solide est mis en place pour contrebalancer la flottabilité du flotteur, et maintenir le joint articulé en compression pour toutes les combinaisons de chargements du pont et toutes les conditions d'environnement exerçant des efforts sur la structure. Durant toute la vie de la structure, toutes les membrures du treillis sont remplies d'eau, et protégées de façon interne avec un inhibiteur de corrosion. Non seulement ceci réduit les efforts dans la structure, mais il en résulte un degré supplémentaire de sécurité, puisque tout risque d'invasion par l'eau accidentel est éliminé. En ce qui concerne l'étude du treillis en acier, il a été tenu compte des problèmes engendrés par la fatigue sous la forme d'une étude importante du comportement dynamique à long terme. C'est à partir de cette étude, que nous avons fait les hypothèses de variations de contraintes aux points les plus critiques au cours de la vie de la structure, en fonction d'un certain nombre d'états de la mer considérés comme représentatifs. Joint articulé et bâti anti-torsion Les forces de réaction qui s'appliquent à la base de cette tour articulée sont prises en charge par deux systèmes différents. Les efforts verticaux et horizontaux sont supportés par un joint articulé en caoutchouc situé dans l'axe de la structure. Le moment de torsion est encaissé par un puissant bâti anti-torsion situé dans le plan diamétral horizontal du joint à rotules. Les mouvements de la tour imposent une rotation qui est rendue possible par ces deux pièces qui ne développent qu'un moment négligeable de résistance (voir figure 2 ) . Joint articulé Le joint articulé est constitué par une série de patins en caoutchouc insérés entre deux coquille.s concentriques en acier. Chaque patin se compose d'un sandwich de couches de caoutchouc naturel et de plaques métalliques, liées les unes aux autres par vulcanisation. Cette opération donne naissance à un matériau composite dont les caractéristiques mécaniques sont excellentes. Il peut résister à des efforts de compression considérables. Ce sont les conditions habituelles d'étude de ce type de patin retenu en génie civil traditionnel qui ont été respectéesbien qu'elles soient très conservatrices. Mais il a été démontré que les efforts de compression pouvaient être considérablement augmentés si des efforts exceptionnels se produisaient par exemple, en cas de sollicitations sismiques. Une autre caractéristique de ces patins renforcés est la possibilité qu'ils offrent de se prêter à des déformations tangentielles importantes, sous l'effet de forces relativement faibles. Chaque patin est donc solidement attaché à la coquille intérieure, connectée à la membrure centrale verticale du treillis en acier, et à la partie extérieure de la coquille qui est fixée dans la.membrure centrale de l'embase. Quand le talon de la tour impose une rotation à l'articulation, la parie intérieure de la coquille tourne et provoque une distorsion tangentielle des patins qui ne créent que de forces négligeables de résistances. Bien que les analyses et les essais qui ont été effectués sur le ca». outchouc feuilleté ont montré qu'il pouvait facilement avoir une durée de vie de 30 ans, une méthode pour remplacer le joint articulé a été mise au point. C'est ainsi qu'il est possible de remonter tout l'ensemble sur le pont, pour qu'il y soit inspecté sans enlever la tour, grâce à la mise en place d'un joint à rotule provisoire.
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Bâti de torsion Ce bati est supporté à chacun de ses quatre; coins par des blocs de supports cylindriques en caoutchouc renforcé. Il est constitué par une structure carrée de 27,55 m de coté, dont la coupe est rectangulaire. Tandis que deux coins opposés sont connectés à la tour en acier, les deux autres le sont à l'embase, par l'intermédiaire des blocs supports en caoutchouc. Les efforts de réaction sur ce support sont relativement peu important grâce au grand bras de levier. Etudes et essais du joint articulé Les etudes du joint ont comporté des calculs analytiques et une ana lyse aux éléments physiques du patin en caoutchouc feuilleté et de la co quille principale en acier. Des tests intensifs ont été conduits dans dif férentes usines et des laboratoires de France, de Royaume Uni, et des US.A pour s'assurer du bon comportement du matériau dans les conditions d'utili sation. Les principaux points qui ont été vérifiés avec différentes quali tés de caoutchouc sont les suivants ■ : vérification du comportement à la fatigue du caoutchouc renforcé soumis à différentes conditions d'efforts cycliques de compressions et de distor sion cyclique tangentielle, essais de corrosion du caoutchouc fixé à différentes plaques de métal, immergé dans'l'eau de mer à différentes températures pouvant aller jusqu'à 70°C pour accélérer le processus, essais de pressions sur du caoutchouc immergé dans un caisson à 100 bars, pour vérifier les effets de diffusion de l'eau de mer dans le caoutchouc, essais basse température sur le caoutchouc soumis à différentes condi tions, jusqu'à 40°C, pour mettre en lumière un raidissement possible du à la cristallisation, essais de fabrication d'un gros patin de taille analogue à celle d'un véritable patin constituant l'articulation, en contrôlant les températures au cours du processus de vulcanisation. Embase et fondation La fondation de la structure est réalisé ou moyen d'une embase en acier hexagonal avec un groupe de piles à chaque coin. Les dimensions exté rieures sont de 39 m pour le diamètre et de 20 m pour la hauteur. Les efforts sont transmis de la colonne à la base par l'intermédiaire du joint articulé. Le joint est fixé à la partie supérieure de la membrure centrale verticale de l'embase. Le centre de l'articulation se trouve au ni veau + 20 m. A chacun des six coins de l'hexagone, il y a une membrure tubulaire verticale de 4 m de diamètre, qui joue le rSle de membrure de la structure mais apporte aussi la flottabilité nécessaire lors des phases se mise en place. Fendant la phase correspondante aux opérations, le cadre antitorsion est connecté à deux coins diamétralement opposés. ENSEMBLE DE TUBES CONDUCTEURS La tour gravitaire pour grandes profondeurs d'eau est une structure étudiée de telle façon que l'angle maximal d'inclinaison lors des conditions environnementales extrêmes dites centenaires soit suffisamment faible pour permettre d'utiliser des tubes conducteurs autoporteurs. Un certain nombre de puits peut être foré à l'avance, à travers la plaque de base dans l'embase, avant que la tour soit installée. Une fois que la structure a été terminée, les puits forés à l'avance sont raccordés à des têtes de puits situés en surface, et les puits restants sont forés à partir de la stucture à travers un système de suspension situé au niveau du fond de la mer.
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Une analyse détaillée du comportement des tubes conducteurs autoporteurs qui sont soumis à des efforts de flexion dus à l'existence d'un talon pour la colonne a été effectuée. Tous les efforts appliqués aux tubes conducteurs, y compris ceux dus aux têtes de puits en surface, aux réactions du système de guidage, aux effets de la température, ont été pris en compte, de même que les interactions entre casings. C'est en optimisant la position des systèmes de guidage que les efforts dans les tubes ont pu1 être maintenus à une valeur acceptable. Comme les têtes de puits sont installées sur les conducteurs autoporteurs, il se produit un mouvement relatif entre les têtes de puits et le pont. Le mouvement relatif peut-être absorbé soit en utilisant des tubes flexibles ou des lignes de collecte comportant une boucle entre les arbres de noël et leurs manifolds. Dans la zone de marnage, les tubes conducteurs sont très bien protégés contre la corrosion et les chocs par le flotteur en béton. PHASES DE CONSTRUCTION ET D'INSTALLATION La tour gravitaire pour grandes profondeurs d'eau est une structure hybride acier/béton de conception simple. Sa construction ne réclame l'utilisation que de techniques prouvées, de même que sa mise en place, qui ne demande qu'un minimum d'opérations offshore (voir figure 3). Fabrication de la structure - Le flotteur en béton est construit comme toute plate-forme gravitaire en béton classique : tout d'abord dans une cale sèche jusqu'au moment où elle peut flotter avec un franc-bord suffisant. Ensuite, après que la cale sèche ait été mise en eau et que la structure ait été remorquée en eau plus profonde, la construction continue en flottant selon la méthode des coffrages coulissants. - Le treillis métallique est construit sur un site de construction qui comporte les équipements nécessaires de levage. Un portique serait un système adéquat pour lever les panneaux hexagonaux préfabriqués qui correspondent aux parties horizontales de la charpente que l'on trouve tous les 30 m et qui comprennent les noeuds préfabriqués. Après que la structure en treillis ait été chargée sur une barge, elle est lancée comme une structure classique. - Après renversement du flotteur par transfert d'eau de ballast entre les compartiments cylindriques, la connexion entre le flotteur et le treillis est effectuée en utilisant un système de broches de guidage et de lignesguides qui sont alors utilisées comme un moyen de fixation temporaire pendant les opérations de mise en place du mortier. Remorquage et installation - Le remorquage principal entre le site d'assemblage et le site final en mer ouverte est effectue à l'horizontale. Les calculs et les tests sur modèles qui ont été effectués ont montré que la structure peut encaisser les conditions de tempête d'été tout à fait sans problème. - Pour mettre la structure dans la position verticale, le treillis en acier est, tout d'abord, ballaste avec de l'eau pour obtenir une flottabilité neutre. Ceci permet d'avoir un moment de flexion minimale au cours de toute l'opération de mise à la verticale qui est réalisée par un simple transfert d'eau de ballast à l'intérieur du flotteur. La structure a une stabilité hydrostatique très bonne au cours de l'opération de relevage et elle est parfaitement sous contrôle de facon permanente, comme indiqué au cours des essais en bassin. - Un système d'amarrage a été mis au point pour la tour, pour la suite des opérations, permettant un bon contrôle de la structure sans qu'il soit
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nécessaire de faire appel aux remorqueurs. - Le ballastage solide est ensuite effectué par pompage de sable dans le caisson inférieur, a travers deux lignes verticales d injection. Simultanément, un poids équivalent d'eau de ballast est enlevé du flotteur pour maintenir un tirant d'eau constant. - Auparavant, l'installation de l'embase aura été effectuée avec l'aide d'une barge. Au cours de cette opération, la structure constituant l'embase a un poids apparent relativement faible grâce à la flottabilité de ses membrures cylindriques. La mise en place des piles peut être effectuée, soit au moyen d'un marteau sous-marine, soit par forage. - En ce qui concerne la connexion de la tour sur l'embase, le système d'amarrage est utilisé pour positionner la structure verticalement audessus de l'embase et trois piles-guides sont descendues dans les guidages de l'embase, avec l'assistance des moyens de télévision et d'acoustique nécessaires. On effectue alors le ballastage à l'eau du flotteur et la structure glisse vers le bas le long des piles-guides jusqu'à sa position finale. Les modules sont alors installés sur les poutres-caisson. COMPORTEMENT DYNAMIQUE La tour gravitaire est étudiée pour résister à l'action de la houle, du courant et du vent. Son comportement, sous l'effet de nombreuses combinaisons possibles d'efforts dûs à l'environnement et à sa stabilité dans l'état intact ou ayant subi des dommages, a été étudié en détail grâce à un programme de calcul qui a été mis au point par C.G. DORIS. Cette analyse prend en compte l'effet de modes secondaires de déformation de la colonne. Les résultats ont aussi été vérifiés avec des essais sur modèles en bassin, réalisés pour un certain nombre de houles régulières et irrégulières, associées à une simulation du vent et du courant, sur un modèle au 1/63ème. Dans ce qui suit, nous donnons seulement les paramètres dynamiques qui correspondent à deux conditions d'environnement: - les conditions extrêmes de tempête centenaire qui comportent un jeu de valeurs maximales pour la houle, le courant et le vent, chacun d'entre eux étant supposé agir dans la même direction sur la structure, - les conditions dites standard, qui correspondent aux valeurs maximales des paramètres de l'environnement pendant 982 du temps. Période propre: 138 secondes. Paramètres d'environnement
Maximales
Standard
Caractéristiques du mouvement.: . angle de gite en statique. angle de gite en dynamique . accélération au niveau du pont
?,30° - 0,58° 0,123 x g
0,66° - 0,07° 0,043 x g
Réactions sur le joint : . maximum à l'horizontale . variation verticale
5 500 t U 600 t
2 100 t 1 400 t
CONCLUSION - AVENIR DU CONCEPT Une étude de sensibilité a été effectuée pour évaluer la fourchette de possibilités d'utilisation de ce concept et pour estimer les variations de coûts qui résulteraient du changement des principaux paramètres d'étude, comme : - la profondeur d'eau, entre 300 et 900 m, - la charge en tête de 15000 à 30000 tonnes, - les conditions d'environnement, de la Méditerranée à la Mer du Nord,
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- les équipements de production, en faisant varier le nombre des tubes conducteurs et l'emplacement des têtes de puits sur le pont. La tour gravitaire pour grande profondeur d'eau a été étudiée en utilisant une technologie offshore prouvée, de facon à conduire à une structure sûre, fiable et économique pour forer et produire en mer profonde. Ce type de concept devrait s'avérer comme une des solutions les moins coûteuses pour une plate-forme en mer profonde en se fondant sur les considérations suivantes : ECONOMIE SUR LES ETUDES car la nature flexible de la structure ainsi qu'une optimisation attentive des études conduisent à une utilisation très économique des matériaux. Les quantités principales de matériaux pour le cas type envisagé dans le présent rapport sont les suivantes : Flotteur en béton 30 800 m3 Treillis en acier 26 600 tonnes Embase en acier 5 500 tonnes ECONOMIE A LA CONSTRUCTION ET A L'INSTALLATION car la structure est étudiée pour être construite et installée avec des méthodes et des engins de mise en place disponibles dès à présent. ECONOMIE DE FONCTIONNEMENT ET D'ENTRETIEN car l'utilisation de complétions conventionnelles en surface sans système de tensionnement actif devrait permettre de maintenir le coût du forage et de l'opération à un bas niveau. L'utilisation du béton avec son excellente résistance à l'eau de mer et aux chocs dans la zone de marnage devrait permettre un entretien p un cßut minimal. SUR ET FIABLE car la structure est stable par nature avec une redondance à tous les niveaux. Il n'y a ni protubérance, ni ligne d'ancre qui pourrait présenter un danger pour la navigation. Le flotteur en béton protège les tube conducteurs et les risers des chocs, de la houle et du courant. COMME UNE PLATE-FORME FIXE, la colonne constitue un support continu rigide pour les tubes conducteurs et les risers, entre la fondation fixe constituée par l'embase et les complétions réalisées en surface au niveau du pont. Sauf dans les conditions les plus difficiles, les caractéristiques de mouvement sont négligeables.
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ISW^ ¡ ^ ^ Hjt'í'E li
VUE DU PONT EN PLAN
m COUPE B-B Fond de la mer FIGURE 1 - VUE GENERALE DE LA TOUR GRAVITAIRE POUR GRANDE PROFONDEUR D'EAU PRINCIPE DU JOINT ARTICULE ET DU
DETAIL DU JOINT ARTICULE
BATI DE TORSION
Coquille intérieure ' Béton Coquille extérieure Patins en elastomere
FIGURE 2 - PRINCIPE DU SYSTEME D'ARTICULATION
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1. Lancement du flotteur à partir de la cale sèche - 2. Fin de la construction du flotteur avec pont installé - 3. Renversement - 4. Connexion du treillis métallique et du flotteur - 5. Mise à la verticale après remorquage en position horizontale - 6. Mise à la verticale - 7. Fin de la mise à la verticale - 8. Fin du ballastage solide - 9. Position avant connexion à l'embase - 10. Connexion à l'embase - 11. Installation des modules, a. ballastage liquide, b. ballastage solide, * la référence 00 correspond au niveau final du fond de la mer. FIGURE 3 - PRINCIPALES PHASES DE CONSTRUCTION ET D'INSTALLATION
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ESSAIS ET EVALUATION D'UN NOEUD PROTOTYPE IMPORTANT EN ACIER COULE T.E. EVANS, Britoil pic, Glasgow, Ecosse
Ré sumé Le but du projet est d'effectuer une évaluation indépendante des propriétés d'un noeud prototype en acier coulé pour des structures offshore et de définir des niveaux acceptables de défectuosité et des propriétés mécaniques afin de rédiger des spécifications. La première phase comporte l'étude et la fabrication d'un noeud pour une entretoise de lancement prototype de dimension réelle sous forme de pièce coulée. La deuxième phase comprend les essais non-destructifs sur 100 % de la surface et du volume, afin de déterminer la qualité de la coulée, la démonstration de la soudabilité et de la réparabilité des soudures, ainsi que l'évaluation et l'essai mécanique d'un nombre important d'échantillons représentatifs provenant de différentes parties de la pièce coulée. La phase 1 a démontré qu'un noeud complexe de dimensions importantes peut se présenter sous la forme d'une pièce coulée saine d'un niveau élevé et selon un programme de production réaliste. La phase 2 a démontré que l'état de la surface de la pièce coulée était satisfaisante et que l'essai par ultra-sons est, de manière générale, une technique satisfaisante pour la détection et la localisation des défauts en profondeur, tels que la porosité de rétraction et les fissures à chaud dans une pièce coulée complexe. Les essais de soudage en aboutement des tubes, ainsi que les réparations des soudures ont été effectués avec succès. Il a été démontré que les propriétés mécaniques dans une pièce coulée de grandes dimensions varient, dans de larges limites, et que les informations obtenues peuvent servir à la définition des valeurs minimales des caractéristiques pour la rédaction des cahiers de charge.
1.
INTRODUCTION
Des noeuds en acier coulé ont été développé par des fonderies en tant que solution de rechange pour des noeuds fabriqués pour les éléments primaires des structures fixes offshore. Le principal avantage attribué aux noeuds coulés concerne leur résistance à la fatigue qui est de beaucoup supérieure à celle des noeuds fabri-
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qués comparables quand ils sont soumis aux mêmes contraintes de fatigue. Cet avantage découle de la possibilité de contrôler le profil de surface et la section de la pièce coulée, réduisant ainsi au minimum les contraintes dans la section ainsi que les concentrations des contraintes, augmentant, en conséquence, la résistance à la fatigue. L'utilisation des noeuds coulés pourrait être tout particulièrement avantageuse dans les eaux profondes, là où des conditions de fatigue tendraient à prédominer comme facteur déterminant de l'étude. La confirmation des avantages imputés aux noeuds en acier coulé et la connaissance des caractéristiques spéciales associées aux pièces complexes et de grandes dimensions peu connues jusqu'à ce jour dans l'industrie offshore, sont considérées comme un pas vital et crucial vers l'établissement de la confiance nécessaire à l'utilisation de ces pièces dans des structures futures en eau profonde. La confirmation, dans des conditions de service, de la supériorité de la résistance à la fatigue des noeuds coulés, devrait, à terme, mener, entre autres, à une augmentation de l'intervalle de contrôle en service, avec les avantages économiques qui en découleraient. Le présent rapport rend compte de la fabrication, de l'essai et de l'évaluation d'un noeud en acier coulé de grande dimension, dont la géométrie complexe est caractéristique d'un noeud pouvant servir dans une structure réelle. Bien que les fonderies dont il est fait référence ci-dessus ont produit plusieurs noeuds de petite dimension ainsi que des sections partielles de noeuds importants, le concept prototype décrit dans ce compte rendu représente le premier noeud de grandeur réelle à être construit. Ce programme comporte : a) l'étude et la fabrication d'un noeud en acier coulé de grande dimension, b) l'étude et la mise en oeuvre d'une procédure d'inspection, y compris l'examen non-destructif, c) la détermination des propriétés mécaniques sur toute la pièce coulée, d) l'évaluation métallurgique de la structure et 1'enumeration des défauts constatés, e) la détermination de la fiabilité des techniques d'inspection, f) la confrontation des défauts prévus par les essais non-destructifs avec ceux trouvés à la suite d'un examen métallurgique, g) la validation des procédures de soudage pour la réparation des pièces coulées ainsi que leur correction pour leur adaptation aux tubes fabriqués. Il faut également signaler que le programme a été conçu en tant qu'exercice de développement, ce qui implique une certaine souplesse. L'intention n'était'pas de soumettre les noeuds aux procédures de qualité standard pendant le programme. Les procédures d'assurance de qualité devront être définies tout comme les cahiers des charges et les critères de réception, à la fin de la période de développement. 2. 2.1
PRODUCTION DE LA PIECE COULEE
Calcul Le noeud a été calculé en tant que pièce coulée par Sheffield Forgemasters pic sous forme d'un noeud pour entretoise de lancement prototype à l'échelle 1 (figure 1) sur la base des données de conception des charges et des forces fournies par Britoil. Le calcul comportait un fût cylindrique avec des dimensions nominales de 6,245 m x 2 m de diamètre extérieur ayant une épaisseur des parois du fût de 150 mm. Neuf embouts émergeaient du fût en différents endroits. Le diamètre des embouts allait de 0,81 à 1,71 m et de 35 à 60 m aux extré-
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mités. Les extrémités du fût et des embouts étaient de forme conique, afin de faciliter la préparation des opérations de soudage des éléments à y ajouter. 2.2
Fabrication La fabrication des modèles, le moulage et la coulée ont été effectués aux usines River Don de Sheffield Forgemasters selon les procédures habituellement appliquées. 2.3
Essais de soudage Les essais de soudage comportaient le soudage des sections tubulaires fabriquées à partir de plaques en acier à deux embouts du noeud (figure 2) en appliquant des procédés de soudage homologués avec l'aide de soudeurs qualifiés. Une des soudures de l'embout au tube était de forme circulaire traditionnelle, tandis que l'autre était un embout en biais de forme quasi-ellipitique ayant, en conséquence, un profil de soudage variable. L'essai de soudage a été effectué aux usines de Redpath Engineering à Glengarnock. 2.4
Réparation par soudure Des techniques de reparation par soudure ont été développées et se sont avérées satisfaisantes en enlevant du métal de trois zones de la pièce coulée, jusqu'à différentes profondeurs, et en ajoutant du métal d'appoint par soudure en utilisant des procédés de soudure homologués effectués par des soudeurs qualifiés. Des réparations par soudure ont été préparées aux usines River Don de Sheffield Forgemasters. 2.5
Traitement thermique En tant que partie intégrante de la séquence de production, la pièce coulée a subi un traitement de revenu, de normalisation et de relaxation lors des étapes appropriées. A la suite de la normalisation, la pièce a d'abord été refroidie par débit d'air assisté de ventilateurs situés à des points prédéterminés autour de la pièce. Lors de l'évaluation métallurgique ultérieure, il est apparu que le refroidissement à air n'était pas la meilleure méthode pour atteindre les meilleures propriétés mécaniques d'ensemble. Une section importante de la pièce, comportant une partie du fût, la totalité d'un embout et une partie de deux des autres embouts, fut, en conséquence, soumise à une nouvelle normalisation et refroidie au four à une température de 300°C pour être ensuite refroidie à l'air. L'effet des périodes de traitement thermique initiales et ultérieures est développé plus loin. 2.6
Relaxation A la suite des opérations de soudage, les soudures circulaires entre l'embout et le tube, ainsi que toutes les zones de réparation par soudure sur la pièce ont subi une relaxation locale, tandis que la soudure de l'embout au tube a été laissée brut de soudage, c'est-à-dire sans traitement de relaxation. 3. 3.1
CONTROLES NON-DESTRUCTIFS
Vérification dimensionnelle La piece a été vérifiée afin de déterminer toutes les dimensions linéaires d'ensemble. Les diamètres, l'ovalisation et l'épaisseur des parois se sont trouvés dans les limites des cahiers des charges et, de manière générale, les résultats se sont avérés satisfaisants.
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Inspection visuelle L'inspection visuelle de toute la surface de la pièce a été effectuée après avoir préalablement préparé la surface. Pour ce faire, toutes les surfaces ont été débarrassées de toute trace de calamine, saleté, graisse et de toute matière étrangère susceptible de perturber l'examen nondestructif. Le type de défaut de surface inacceptable a été défini selon les critères de la spécification MSS SP55. L'examen visuel a révélé certains défauts localisés tels que du sable de surface, une porosité superficielle locale et quelques défauts linéaires. Le plus significatif des défauts de surface observés consistait en une déchirure à travers la préparation de la soudure sur un des embouts. Les autres défauts de surface perceptibles n'étaient ni graves, ni vraiment nombreux. 3.3
Inspection au moyen de particules magnétiques L'ensemble de la surface du noeud, tant interne qu'externe, a été examiné et un compte-rendu de toutes les indications observées a été rédigé. La technique utilisée correspondait généralement aux exigences de la norme BS 4080 (methodes pour le contrôle non-destructif de pièces en acier coulé). La technique du débit de courant a été appliquée avec un espacement moyen de 150-200 mm de la sonde et un courant de 100-125 ampères/25 mm. Chaque emplacement de sonde a été traité en deux directions perpendiculaires l'une par rapport à l'autre, afin d'assurer une couverture adéquate et de tenir compte des variations possibles de l'orientation des principaux défauts. L'efficacité du champ a été contrôlée à des intervalles réguliers à l'aide du pénétromètre Berthold. L'examen aux particules magnétiques a révélé un certain nombre de déchirures chaudes débouchant . à la surface et ce phénomène a été particulièrement évident dans le changement de section entre le fût et deux des embouts. Cette observation est,bien entendu, particulièrement importante dans le type de région en référence et a été soumise à une inspection bien plus rigoureuse lors de l'examen ultérieur aux ultra-sons. Normalement, les défauts de ce type devraient être enlevés et les creux soudés. La pièce prototype du noeud n'a, néanmoins, reçu aucune action curative ni rectification autre que le dressage local afin d'enlever les éléments susceptibles d'interférer avec l'examen non-destructif. 3.4
Contrôles aux ultra-sons La pièce a subi un examen d'ensemble volumétrique à l'aide d'ultrasons, grâce aux ondes longitudinales et transverses. Le balayage a été effectué de l'intérieur et de l'extérieur de la pièce à des fréquences et dans les modes indiquées dans le tableau 1. Position
Fût Embouts - Changements de section Embouts - Changements de section Changements de section Risers, Bloc d'essai Atténuation
Mode Normal Normal Transverse Transverse Transverse Normal
Fréquence HMz 2-2,5
2,5 2,5 4,5 4-5 4-5
Sonde 0° double 0° simple 45° simple 60° double 60° double 0° simple
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Les tracés des faisceaux ont été calculés pour toutes les parties c'est-à-dire les sections parallèles, les changements de section, etc.. pour chacune des sondes utilisées et pour toutes les zones concernées de la pièce. En outre, des balayages de test ont été effectués sur un noeud existant, fabriqué à des fins d'évaluation interne par Sheffield Forgemasters. Un trou à fond plat de 3 mm a été pratiqué dans la position la plus désavantageuse, à l'intérieur d'une intersection complexe. Une réponse adéquate a été obtenue à des distances du trajet du faisceau similaire à celle que l'on trouve sur le noeud de Britoil. Des mesures de l'atténuation ont également été effectuées sur un nombre de positions bien séparées sur la pièce Britoil. Celles-ci ont pu être réalisées en obtenant quatre échos de la paroi de fond à partir d'une section parallèle au noeud, avec le 4ème écho d'au moins 50 X de la hauteur à la sensibilité de balayage, avec une vérification des ondes transversales donnant une pleine hauteur d'écran à partir d'un angle. De manière générale, on a pu constater que la qualité du noeud coulé évaluée au moyen d'ultra-sons tendait à se conformer à la configuration déjà établie lors du contrôle par particules magnétiques, à savoir que la plus grande quantité et la plus grande concentration de défauts se trouvaient,, de loin, dans les limites et contigues au fût. Comme on s'y attendait, les défauts conventionnels de coulée tels que la rétraction,la fissuration, la porosité et des chapelets non fondus ont été détectés, mais le niveau général des défauts était bas étant donné l'importance et la complexité de la pièce. 3.5
Radiographie La radiographie a servi essentiellement de technique de réserve ou de confirmation de l'examen aux ultra-sons. Il a été prévu de pratiquer la radiographie à plusieurs stades tant pendant qu'après le premier examen non-destructif volumétrique afin de satisfaire à différentes exigences correspondant essentiellement à : a) La confirmation de l'information obtenue par le principal examen non-destructif. b) Une évaluation ultérieure de cette information. Ceci s'avère particulièrement précieux pour l'évaluation des défauts tridimensionnels tels que la rétraction. c) La radiographie a également été effectuée plus tard sur les sections découpées de la pièce utilisées lors de l'évaluation des résultats de l'examen non-destructif par métallographie.' La radiographie, visait, à ce stade, à détecter les défauts prévus et, ce qui est plus important encore, à les localiser afin de permettre la découpe de la section pour les opérations de métallographie dans la région la plus appropriée. La radiographie de toutes les pièces a été effectuée grâce à un générateur Van de Graaf de 2,5 MeV. De manière générale, l'angle primaire était de 90°, sauf à l'endroit des changements de section, ou bien là où il s'avérait nécessaire d'effectuer d'autres examens. La distance de la source du film a toujours été de 2 m. Cinquante deux morceaux individuels de la pièce découpés au chalumeau ont été radiographiés séparément. Ces morceaux ont été localisés avec soin afin d'assurer une distribution des sections comportant : Catégorie 1 Des zones comportant des défauts localisés et identifiés lors des contrôles aux ultra-sons, tout particulièrement la rétraction et la fissuration.
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Catégorie 2 Les zones trouvées exemptes de défauts significatifs au cours des contrôles aux ultra-sons, même au niveau élevé du balayage utilisé lors du premier examen. Catégorie 3 Les zones situées entre ces deux extrêmes, c'est-à-dire lorsque la distribution des défauts est sporadique et éparse. Pour de tels défauts, à condition d'appliquer des spécifications de coulée conventionnelles, il est pour ainsi dire certain qu'aucune réparation ne serait nécessaire. Lors de l'interprétation des radiographies des pièces, un niveau de référence était nécessaire afin de faire des comparaisons. Etant donné que la radiographie a été effectuée par SCRATA, il a semblé raisonnable d'appliquer un des jeux normaux de radiographies standard communément utilisés par cette organisation. Les standards utilisés sont les suivants : Pour des sections ayant une épaisseur de 50 - 100 mm - ASTM.E186 Pour des sections ayant une épaisseur de 100 - 350 mm - ASTM.E280. Dans tous les cas de défauts tridimensionnels, c'est-à-dire la rétraction, où le défaut était important en fonction de l'épaisseur de la section, la prévision par les ultra-sons se confirmait généralement par la radiographie. Ceci ne veut pas dire que tous les défauts étaient prévus ou apparaissaient sur la radiographie correspondante, tout au contraire. Les sections importantes concernées ont rendu très difficile la démonstration de la rétraction filamentaire fine et ce n'est seulement que lorsque les défauts ont atteint un niveau relativement raisonnable qu'il a été possible de les enregistrer. En ce qui concerne les défauts linéaires comme, par exemple, la fissuration, il était, de toute évidence, irréaliste d'espérer que des défauts aussi réduits, de l'ordre de quelques millimètres de profondeur et à 90° à la surface de coulée, pourraient être discriminés par un examen aux rayons X quand la section était de 50 mm ou plus, et parfois même de plusieurs centaines de millimètres. Il est donc évident que la radiographie des pièces importantes tendait à confirmer la présence des défauts décelés par les contrôles aux ultra-sons lorsqu'ils étaient d'un type et d'une dimension permettant l'enregistrement de l'absorption différentielle. Pour les défauts échappant à ces conditions, c'est-à-dire les fissurations, les indications des contrôles aux ultra-sons n'étaient pas et ne pouvaient être raisonnablement confirmées. 3.6
Mesures de la contrainte résiduelle Les mesures de la contrainte résiduelle ont été effectuées sur les soudures entre l'embout et le tube et les zones environnantes, à l'aide de jauges à rosette avec trou central. Ces mesures ont été effectuées avant et après le traitement thermique de la soudure qui a été relaxée. Avec la pièce en condition de soudure, le décroissement des contraintes, en fonction de 1'éloignement de l'axe de la soudure, s'accordait généralement avec les prévisions de la théorie du cylindre mince. Les contraintes étaient relaxées pendant le traitement thermique post-soudure mais ont été remplacées par une distribution de contraintes de refroidissement. 4.
SECTIONNEMENT
Au total, plus de 120 sections ont été retirées de la pièce coulée afin de déterminer les propriétés mécaniques et d'effectuer une vérification métallographique des éléments détectés à l'aide des essais
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non-destructifs. Ces essais comportent : a) La détermination des propriétés mécaniques 66 sections du corps de la pièce, y compris 8 des zones comportant des réparations à la soudure. 30 sections en provenance des soudages des embouts au tube. b) Metallographie 31 sections en provenance de zones comportant des éléments identifiés à l'aide d'essais non-destructifs. 5.
EVALUATION METALLURGIQUE
Plus de 1200 échantillons au total ont été examinés, prélevées des sections identifiées dans le paragraphe précédent. Ces échantillons comprennent : a) La détermination des propriétés mécaniques 857 échantillons du corps de la pièce coulée, 61 échantillons des zones de réparation à la soudure, 311 échantillons des soudures de l'embout au tube. b) Vérification métallographique. 40 sections prélevées dans les zones comportant des indications positives de test non-destructif. Les propriétés mécaniques déterminées comportent des mesures de la dureté, des charges de rupture, la résistance en tension, 1'elongation, la réduction de la section, la résistance aux chocs et la résiliance à différentes températures. Comme il a été remarqué, ces mesures ont été effectuées sur des échantillons provenant d'un grand nombre de différentes parties de la pièce, des zones de réparation de la soudure et des soudures, afin d'établir un ensemble de données larges et représentatives. 6.
RESULTATS
6.1
Propriétés mécaniques Les valeurs des propriété mécaniques visées, spécifiées pour le noeud sont indiquées dans le tableau 2. TABLEAU 2
Min 32Õ
Limite élastique (N/mm2) Tension à la rupture (N/mm2) Elongation (¡S) Réduction de section (Z) Résistance aux chocs (J) ( 0 o C COD (mm) -10°C Dureté (H )
460 20 45
34 24
'
Max
7ÌT 600
moyenne de 3 valeur individ
0,25 124
Lors des essais à la rupture, toutes les pièces d'essai ont atteint la valeur visée (460 N/mm2) et la plupart ont dépassé la limite élastique projetée de 320 N/mm2, sauf quelques échantillons prélevés près du centre de la pièce coulée, c'est-à-dire dans sa partie la plus épaisse. De manière générale, les spécimens CHARPY ont atteint la résistance aux chocs visée dans la pièce coulée, sauf lorsqu'ils provenaient des positions en milieu de paroi. C'est principalement pour cette raison qu'une zone importante de la pièce roulée a subi un deuxième traitement thermique car on a pensé que le traitement de refroidissement à air assisté d'origine
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avait pu exercer une influence néfaste. La majorité des essais COD ont donné des valeurs dépassant 0,25 mm avec là encore quelques échantillons faisant état de valeurs un peu moins élevées. L'examen métallographique de certains échantillons à la résistance aux chocs a laissé supposer qu'en certains cas, au moins, de faibles valeurs de la résistance aux chocs étaient liées à la porosité extrêmement fine de la pointe de l'encoche. Une fine porosité a également été remarquée dans certaines des pièces d'essai sous tension et COD et, dans ces premières, elle a été parfois accompagnée de faibles valeurs de l'élongation et d'une réduction de la section. En général, les résultats des essais mécaniques sur les soudures entre l'embout et le tube et sur les zones de réparation de la soudure de la pièce coulée, ont atteint les valeurs visées de manière satisfaisante. 6.2
Metallographie Une comparaison des informations obtenues des sections métallurgiques dans les zones comprenant les défauts identifiés a montré que le succès de la technique non-destructive utilisée, c'est-à-dire les ultra-sons et la radiographie pour déterminer et mesurer les dimensions des défauts, s'est avérée généralement satisfaisante, compte-tenu des exceptions indiquées ci-dessus. 7. a) b) c) d)
CONCLUSION Le projet a démontré que : Les noeuds complexes et de grandes dimensions peuvent être fabriqués sous forme de pièce coulée ayant une qualité satisfaisante et des dimensions précises. Les techniques d'essais non-destructifs utilisées sont capables de localiser les défauts situés en profondeur dans la pièce. Les propriétés mécaniques correspondent grosso modo aux valeurs visées. Dans certains cas, une fine porosité dans des pièces de test aboutit à des valeurs moindres. La réparation des pièces par soudage et le soudage des pièces sur les tubes fabriqués peuvent être effectués de manière satisfaisante.
REMERCIEMENTS Certains organismes ont participé à cette étude en tant que soustraitants de la Britöil et nous tenons à les remercier pour leurs efforts.
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Figure 1
Figure 2
Britoil Prototype Cast Steel Node
Welding Tubulars to Node Stubs
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(03.103/81)
PLATE-FORME FIXE EN ACIER OFFSHORE POUR UNE PROFONDEUR DE 650 METRES LIUZZI, SSOS - SUBSEA OIL SERVICES S.p.A., Italie
Ré sumé Notre Société a démarré l'étude d'une plate-forme fixe en acier pour le forage et la production des champs pétrolifères offshore (profondeur 850 m) vers la fin de 1980. La profondeur adoptée comme base de nos recherches a été imposée par le fait que les champs à terre et côtiers touchent à leur fin.: selon les prévisions de SHELL, à l'avenir, pour chaque baril de brut découvert à terre, deux seront découverts en mer, dont un en eau profonde. Actuellement, des puits ont été forés en eau profonde et l'exploration se poursuit bien que l'activité se limite exclusivement aux "champs de classe mondiale" en raison du niveau des coûts de forage. Néanmoins, l'exploration en eau profonde est vitale pour l'avenir. Dans ce domaine, notre recherche est orientée vers une profondeur de 650 m dans des zones géographiques telles que la Mer du Nord, l'Afrique ou l'Amérique du Sud ; nous avons pris en considération les quatre structures de base suivantes : - structures fixes en acier sur piles, - plate-forme poids en béton ou en acier, - tour articulée, - plate-forme à câbles tendus. Nous nous sommes concentrés sur l'étude d'une plate-forme fixe en acier dotée d'une structure traditionnelle : en raison de leur profondeur de lancement en flottaison limitée, les plates-formes poids ont été ignorées, tout comme les tours articulées et les plates-formes à câbles tendus, ces dernières en raison du peu d'expérience que nous possédons pour ces structures. Bien que les plates-formes en acier sur piles représentent des structures conventionnelles et presque "standard", ce projet nécessitera l'application de technologies avancées, soit par des solutions adoptées en ce qui concerne les matériaux ou les techniques, soit par les techniques opérationnelles employées pour la pose de la plateforme, les sondages topologiques et la maintenance dans des profondeurs dépassant de loin les limites d'activité que peuvent atteindre les plongeurs.
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1.
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INTRODUCTION
Le but du projet est d'identifier une structure à plate-forme fixe en acier pour le forage et la production des champs pétrolifères à des profondeurs de 650 m, capable de porter une charge de 50.000 tonnes et de stocker 2.000.000 de barils de brut et de fonctionner dans des conditions météorologiques moyennes et même extrêmement sévères. La définition des procédures de calcul et les critères du projet devront tenir compte du développement industriel des concepts techniques et opérationnels ainsi déterminés. Le but étant défini, il ne faut pas oublier qu'un projet de recherche peut très bien passer à côté de ses objectifs prédéterminés, soit partiellement, soit, ce qui peut être pire, entièrement ; dans notre cas, nous avons identifié trois possibilités majeures d'échec: - l'impossibilité de calculer un système capable de forer et d'être mis en production à une telle profondeur, - l'impossibilité de poser une telle plate-forme ou de la manipuler de manière satisfaisante, - l'impossibilité d'identifier les matériaux et les solutions techniques appropriés nécessaires aux conditions statiques et dynamiques de la structure; capables de résister à la corrosion et permettant l'accès aux différents éléments. 1.1
Description du projet Du point de vue théorique, une plate-forme fixe aura une configuration comportant trois blocs modulaire de base : - le bloc des fondations, conçu fondamentalement en tant que piles de fond, lié au bloc immergé, - le bloc immergé, formé de quatre ou cinq structures réticulaires de section rectangulaire, - le bloc de la structure en acier et du pont. Afin d'identifier une telle plate-forme, nous avons examiné la réponse statique et dynamique de huit types différents de plates-formes fixes en acier : chaque configuration a été élaborée à partir de la précédente afin d'arriver au meilleur compromis entre les éléments techniques de la réponse statique et dynamique et les exigences opérationnelles relatives à la construction et à la pose des éléments de la plate-forme, leur assemblage et leur manipulation opérationnelle. La structure définitive consistait en une plate-forme ayant une période de vibration propre de 16,47 secondes, d'une conception comportant quatre piliers principaux, chacun muni de deux sections modulaires. Nous avons conclu à la non-faisabilité de construction et de pose de piliers d'une seule pièce (allant jusqu'à 600 m de longueur) étant donné l'état de la technologie actuelle. Voici les principaux détails : a) La plate-forme comportera quatre piliers principaux construits en deux sections modulaires : celles du premier niveau d'une longueur de 250 m, celles du deuxième niveau d'une longueur de 200 m. Afin de limiter la nécessité d'utiliser de l'acier en tôles très épaisses, en raison de la pression de l'eau, la section inférieure des piliers devra permettre la libre circulation de l'eau à l'intérieur. Le cinquième pilier abritera les colonnes montantes et les conduits. b) Les cinq fondations sur pile, d'une hauteur de 50 m, sont indépendantes les unes des autres, situées aux quatre angles et au centre d'un carré ayant des côtés de 280 m. Les fondations pour les piliers principaux seront équipées d'articulations pour connecter les piliers du premier niveau.
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c) Les piliers du deuxième niveau seront connectés pendant que les piliers du premier niveau sont encore à la verticale, afin de faciliter les opérations sous l'eau. d) L'analyse des modes vibratoires des huit configurations examinées nous a suggéré la construction des piliers du deuxième niveau de façon à ce que, quand ils sont correctement situés et orientés, leur extrémité supérieure soit en position verticale, afin d'agir comme support de la structure en treillis ; la profondeur de l'ensemble atteint 150 m sous la surface. e) La mise en place d'entretoises entre les quatre piliers principaux s'est avérée d'aucune efficacité en ce qui concerne une possible diminution de la période de vibration : leur position éventuelle sera examinée uniquement d'un point de vue opérationnel afin de faciliter et d'accélérer l'assemblage des modules de piliers. f) La plate-forme sera complétée d'une structure en treillis et d'un pont conventionnel. Comme solution alternative, nous avons examiné la possibilité de compléter la plate-forme en insérant à la partie supérieure des piliers du deuxième niveau un gabarit et un pont relevable et l'analyse dynamique des deux solutions a donné les mêmes résultats (planche I). Ainsi la décision de choisir l'une ou l'autre solution ne dépendra uniquement que des facteurs économiques et opérationnels, car il ne faut jamais oublier que la flotte de bateaux nécessaire à la pose d'une plateforme ayant de telles dimensions pèsera lourdement sur l'aspect financier des travaux. 1.3
Résultats et applications La structure de la plate-forme examinée est la plus performante et la plus utilisée parmi les différents types actuellement considérés pour les travaux offshore : le savoir-faire général concernant les plates-formes fixes en acier est très étendu. Dans le contexte général du projet, les poids et dimensions ont des valeurs très élevées. Une étude parallèle a bien fait ressortir que la construction d'une plate-forme fixe en acier, étudiée pour une profondeur de 300 m, pourrait nécessiter 60.000 tonnes d'acier et, à première vue, la manipulation d'une structure de quelques 600 m de long pourrait poser un problème majeur. Toutefois, la construction modulaire de notre plate-forme ramène le problème dans un domaine où les opérations jouissent d'une bien meilleure connaissance, c'est-à-dire la pose de la tour articulée "Lena" pour EXXON dans le Golfe du Mexique. Par contre, le facteur critique semble être la profondeur qui dépasse de loin la possibilité des plongeurs. Il apparaît obligatoire d'utiliser un équipement atmosphérique immergé : levée topologique du fond, disposition des transpondeurs, travaux au fond pour les fondations sur pile ainsi que toutes les opérations ultérieures sous l'eau jusqu'à une profondeur de 1000 pieds peuvent être exécutés uniquement par de tels équipements sous-marins. Il faut avoir constamment à l'esprit qu'un développement économique du projet exige la continuité des travaux au fond afin de réduire le temps total d'installation de la plate-forme. En raison de l'autonomie limitée et du peu de puissance dont sont capables les submersibles alimentés par batterie, il se peut qu'un grand déploiement de véhicules submersibles soit nécessaire afin d'assurer la continuité de l'activité au fond et il est bien possible qu'un tel déploiement conduise à des situations inacceptables, soit du point de vue logistique, soit du point de vue économique.
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Etant donné que l'importance et la complexité des éléments d'une plate-forme en eau profonde peuvent nécessiter l'application d'une technologie sophistiquée et de nouveaux systèmes de construction et d'installation, l'activité en eau profonde nécessité également de nouveaux équipements sous-marins ; le premier d'entre eux sera le moteur diesel submersible à circuit fermé qui servira comme moteur principal pour les sousmarins ou comme source de propulsion au fond : en fait, la technologie mènera à de nouvelles limites de profondeurs d'eau. Le développement des projets pour eau profonde prendra beaucoup de temps et le cash flow peut ne pas débuter avant plusieurs années, ce qui rend peu attractifs les coûts plus élevés qui en découlent ; néanmoins, on sait déjà que, malgré l'augmentation des coûts, il existe des plans et des actions déjà bien arrêtés pour le forage en eau profonde dépassant 650 m dans les eaux côtières de l'est du Canada, de l'Italie, de la France et également de l'Espagne, de l'Irlande et de l'Australie, ainsi que la mise en place de plates-formes dans des profondeurs dépassant 300 m dans les eaux norvégiennes de la Mer du Nord et dans le Golfe du Mexique. La complexité des études auxquelles il fallait faire face afin d'identifier la meilleure solution a nécessité un élargissement de la portée de nos plans de recherche et un approfondissement des détails sur le plan technique et opérationnel, comme, par exemple, la construction des différents modules de la plate-forme, leur transport en mer, leur pose et les aspects de la sécurité en général. Actuellement, nos efforts sont dirigés vers : - la recherche du meilleur système de connexion des éléments de la structure, tant du point de vue de la sécurité technique que celui de la simplicité opérationnelle, - l'analyse de la réponse marine lors du transport et de la pose, - la réponse du système de contrôle pour la pose et le niveau de sécurité nécessaire afin d'atteindre la capacité maximale de sauvetage du module au cas où celui-ci sombrerait. A la lumière des résultats obtenus jusqu'à présent et pour les raisons précédentes, nous pensons que notre recherche devra être poursuivie jusqu'à son terme : nous saisissons l'occasion donnée par le présent Symposium pour déclarer formellement que cette recherche a été rendue possible grâce à l'aide et au soutien apportés par la Communauté Economique Européenne. REFERENCES 1. 2. 3.
OFFSHORE - The Journal of Offshore : juin 1983 FORAGE EN EAU PROFONDE - par G.p. Smith, Sonat Offshore Drilling Co. OFFSHORE - The Journal of Offshore Business : Avril 1983.
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PLATE I
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(03.122/82) PLATE-FORME TRIPODE POUR 340 METRES D'EAU J. MEEK - H.W. DENNIS Heereman Engineering Service BV Research and Development Department
Resumé Par tradition, pour produire de l'huile en Mer du Nord, quand le choix s'est fixé sur des structures en acier, ce sont des plates-formes en treillis qui ont été utilisées, là où des opérations ont été conduites avec succès dans des profondeurs allant jusqu'à 180 mètres. Pour résister à la fatigue, le poids d'une structure en treillis installée à des profondeurs encore plus élevées, de l'ordre de 300 m, entraînerait des coûts excessifs. C'est pourquoi, il est apparu qu'une approche différente devrait être envisagée pour apporter une solution à la production profonde en Mer du Nord. Les résultats de la recherche d'une solution alternative ont abouti à la plate-forme tripode. Avec beaucoup moins de joints et une complexité beaucoup moins grande, le concept est apparu comme offrant une alternative satisfaisante à un coût considérablement moins élevé. C'est pourquoi une étude de faisabilité a été conduite pour établir si, en utilisant les techniques existantes, la construction d'une plate-forme de ce type pouvait être entreprise. Le présent rapport met en lumière les principaux points couverts par cette étude de faisabilité, à savoir les études, la fabrication, le montage, le remorquage et la mise en place. Il a été, en outre, montré que, à partir de l'idée originale, le concept pouvait convenir à toute une gamme d'autres applications offshore.
1.
DESCRIPTION DE LA PLATE-FORME TRIPODE (TTP) Le principe de la TTP est fondé sur la simplicité et est essentiellement constitué par une colonne renforcée par trois jambes inclinées. Toutes les membrures sont constituées par des tubes en acier de grands diamètres et de fortes épaisseurs. Les plans de la TTP pour 340 m comportent une structure entretoise destinée à faciliter l'assemblage de la structure à terre et pour améliorer le comportement dynamique, de telle facon que la structure puisse résister à la fatigue. La structure, constituée par la colonne, les trois jambes et la structure entretoise, est appelée "tripode". La TTP est le nom de l'ensemble de la structure, formée par le tripode et la fondation. Un pont support de modules qui est destiné à recevoir les installations de production et d'entretien est fixé en haut de la colonne. Une fois arrivé sur le champ, le tripode assemblé est descendu sur une fondation pré-installée et fixée par des piles. Cette fondation est cons-
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truite en quatre sections séparées qui, une fois mises en place, sont reliées au moyen de structures en forme de A. Chacune des fondations correspondant aux jambes comporte 10 piles principales tandis que la fondation de la colonne comporte 9 piles principales. Chaque fondation comporte un réceptacle ou bac, dans lequel la jambe ou la colonne vient s'insérer, après quoi les espaces annulaires entre les membrures et les bacs sont remplis de béton. Les connexions de la colonne et des jambes aux manchons de la structure de 1'entretoise sont ausi bétonnées. Les extrémités supérieures des jambes sont soudées à la structure nodulaire qui fait partie intégrante de la colonne et qui a été étudiée pour une facile transmission des efforts entre les jambes et la colonne. Ces soudures seront effectuées au-dessus de l'eau, au cours de la phase d'assemblage en surface, période qui correspond à une utilisation la plus efficace possible des machines à souder automatiques. Le poids total de la TTP s'élève à 78.700 tonnes, sans compter les piles. Le poids total des piles est de 19.100 tonnes. Pour le cas d'étude, les équipements de la colonne ont été évalués à 10.000 tonnes environ. 2. 2.1
CONCEPTION
Données de base de l'étude Les caractéristiques fonctionnelles de la plate-forme peuvent être résumées comme suit : - profondeur de l'eau : 340 m, - surface totale du pont : approximativement 16000 m 2 , - poids total de la structure supérieure y compris le pont : 50000 t, - distance du pont par rapport au niveau de l'eau : 25 m (365 m au-dessus du niveau du fond de la mer), - centre de gravité de la structure supérieure : 42,5 m au-dessus du niveau de l'eau, - pas de stockage d'hydrocarbures, - le nombre et la taille des risers, des lignes de collecte, des puits secs, etc.. qui seront tous logés à l'intérieur de la colonne, ont conduit à évaluer le poids des équipements mécaniques et des installations posées dans les puits à approximativement 10000 tonnes. Les conditions d'environnement sont celles de la partie nord de la Mer du Nord et les valeurs suivantes ont été prises en compte : Vagues La vague centenaire a une hauteur de 31 m et une période de 14 à 17 secondes. Courant La vitesse du courant centenaire est de 1,5 m/s en surface et de 0,75 m/s au fond de la mer avec une variation linéaire sur toute la tranche d'eau. Vent Le vent centenaire a une vitesse moyenne pendant 1 heure de 41 m/s. Il peut sembler que la vague centenaire constitue une charge sévère pour la TTP, mais l'étude est en fait dominée par le comportement dynamique et les exigences de tenue à la fatigue. La contribution de la fatigue est principalement influencée par les petites vagues. Les conditions de sol qui ont présidé à l'étude des fondations de la TTP correspondent à des conditions très mauvaises qui sont celles que l'on peut rencontrer dans la fosse norvégienne. Néanmoins, le type de fondation retenue par des piles qui a été choisi pour la TTP peut s'accommoder d'une large gamme de conditions de sol en adaptant le nombre, la taille et la distribution des piles.
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EL.»25m
Structure de support des modules Pièce de transition
L.A.T. 0 0 0
Assemblage nodulaire
EL.-80 m niveau de l'eau dans la colonne centrale de 15000 (diametre extérieur) x 125 t EL.-120 m niveau de l'eau dans la jambe de 8000 x 160 t Manchon de jambe Entretoise
3000 (diamètre extérieur) x 75 t 40Ö0 (diamètre extérieur) x 125 t
Renfort en forme de A diamètre extérieur 3000
EL.-340 m Unités de fondation
LA PLATE-FORME TRIPODE
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2.2
Analyse statique Puisque ce sont des critères de fatigue qui dominent l'étude de la TTP, l'analyse par ordinateur de la vague centenaire, du vent et du courant n'est, en fait, qu'un calcul de vérification. Les efforts supportés par la TTP tels qu'on peut les évaluer quand elle est soumise à une combinaison de ses charges maximales sont généralement faibles. Les calculs sont fondés sur un acier ayant des spécifications semblables aux valeurs qui correspondent à l'acier BS grade 43 (avec une limite élastique supposée de 220 MPa). Une fois les structures supérieures mises en place sur le tripode, les jambes seront toujours en compression sur leurs fondations. 2.3
Analyse dynamique et comportement à la fatigue La resistance à la fatigue de la TTP est directement reliée à son comportement dynamique. C'est pourquoi les périodes propres de vibration doivent être déterminées, de même que les modes de vibration associés. L'endommageaient correspondant à l'accumulation de la fatigue est calculé en tenant compte : - des fonctions de transfert des efforts, - du comportement moyen à long terme des vagues (diagramme de distribution), - du spectre moyen de Jonswap, - de la fonction probabiliste de densité pour la distribution à court terme des niveaux d'effort (Rayleigh/Rice), - des orientations probables des vagues principales, - de la fonction de répartition de l'énergie des vagues, - des courbes SN, telles qu'applicables en fonction des différentes épaisseurs de tôle. En ce qui concerne les courbes SN, ce sont les recommandations du British Department of Energy qui ont été suivies car elles constituent une des rares spécifications disponibles actuellement en ce qui concerne les tôles épaisses. Les essais effectués semblent indiquer que l'approche adoptée est conservatrice. Les calculs ont été fondés sur les efforts nominaux dans les parties considérées comme des "points chauds". En fonction des positions sur la structure, il est nécessaire de rajouter un facteur de concentration d'effort (SCF) qui conduit à une diminution de la longévité face à la fatigue. En ce qui concerne l'assemblage nodulaire principal, là où les jambes rejoignent la colonne, une analyse séparée aux éléments finis a été effectuée pour déterminer le SCF. 2.4
Analyse des tremblements de terre Une analyse spectrale de tremblements de terre a été effectuée pour la TTP, en se fondant sur des caractéristiques correspondant au bloc 31/2 dans la fosse norvégienne, avec une probabilité de 0,0001 année. De façon à tester la sensibilité à une variation du poids des installations de tête et de la raideur de la fondation, cinq cas ont été étudiés. Les résultats de ces analyses qui sont fortement fonction de la période propre des structures ont indiqué que l'effet de cisaillement total serait du même ordre de grandeur que celui que causerait la vague centenaire. Ceci implique que la TTP doit pouvoir supporter des efforts dûs aux tremblements de terre, tous les efforts mis en jeu demeurant à l'intérieur des limites élastiques de la structure. 2.5
Equipement de la colonne L équipement de la colonne dépend principalement des matériels nécessaires pour mettre en oeuvre tout champ de production. De plus, le diamètre intérieur de la colonne peut être imposé par la taille et le nombre des equipments de service nécessaires. C'est ainsi que, pour pouvoir
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effectuer l'étude structurale, il a été necessaire de faire certaines hypothèses concernant ces équipements et d'étudier plusieurs configurations alternatives. 3.
FABRICATION
3.1
Choix des matériaux Un des parametres principaux qui président au succès de la fabrication des composants de la TTP est le choix de matériaux de grande qualité répondant à des spécifications qui garantissent une soudabilité optimale. Dans ce contexte, un des avantages importants de la TTP est la valeur peu élevée de 220 MPa pour la limite élastique qui est requise pour l'ensemble de la structure. L'acier qui correspond à cette faible valeur de la limite élastique est, par nature, aisé à souder et ceci peut être encore amélioré en diminuant les impuretés. 3.2
Procédure de soudage L utilisation intensive du soudage automatique qui a été envisagé pour la fabrication de la TTP présente deux avantages fondamentaux en ce sens qu'elle garantit une qualité permanente élevée de la soudure et conduit à des coûts peu élevés par tonne d'acier. Pour la plupart des cordons de soudure, c'est la méthode de l'arc immergé qui est envisagée. Pour pouvoir réduire le volume de soudure et le temps de soudage, la préparation des lèvres sera effectuée en prévoyant un faible écartement. Les températures de préchauffage seront d'environ 100°C. Des traitements de recuit seront effectués après soudage pour les sections tubulaires de grandes dimensions à une température variant de 500 à 6S0°C. Il se peut, cependant, qu'en tenant compte des spécifications des matériaux, il ne soit pas du tout nécessaire d'effectuer des traitements de recuit après soudage. 3.3
Fabrication des parties tubulaires La plus grande partie de la structure de la TTP est constituée par des sections tubulaires de grand diamètre, réalisées à partir de tôles roulées et soudées. Le procédé est le même pour la colonne, les jambes et les composants de 1'entretoise et il est décrit ci-dessous en ce qui concerne la fabrication des jambes. 3.3.1 Fabrication des jambes Dans l'étude telle qu'elle est décrite, c'est dans les jambes que l'épaisseur des parois est la plus élevée. Les dimensions envisagées sont de 8 m pour le diamètre avec une épaisseur d'acier de 160 mm, ce qui conduit à un poids de 31 tonnes par mètre de longueur de la section. S'il n'est pas nécessaire de faire passer dans les jambes des lignes de collecte qui nécessiteraient des supports latéraux, chaque jambe sera constituée par 300 m de tube en acier renforcé. Le poids total de chaque jambe sera de l'ordre de 9500 tonnes. L'acier sera fourni en plaques d'approximativement 40 tonnes qui devront être roulées et soudées de facon à former les sections tubulaires. Ceci sera effectué de la manière suivante : l'acier est livré aux chantiers de fabrication sous la forme de plaques de 4 m de largeur. Trois plaques sont alors soudées en position horizontale de façon à former une plaque ayant une longueur égale à celle envisagée pour la circonférence de la jambe. Les extrémités de la plaque sont ensuite pliées avant de passer au roulage à froid. Tout au long de ce processus, les contrôles de dimension doivent être rigoureusement observés pour éviter tout défaut d'alignement. Après roulage à froid, la soudure longitudinale est exécutée en utilisant une machine automatique de soudage à l'arc immergée
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(SAW). Le résultat obtenu est une longueur de jambe de 4 m, qui correspond à la largeur initiale de la plaque d'acier. Il est possible, en cas de nécessité, de faire passer cette portion de la jambe aux rouleaux, de façon à faire disparaître toute irrégularité dans sa rotondité. La fabrication des trois jambes nécessitera que plus de 200 de ces éléments soient fabriqués. L'étape suivante du processus de construction consiste à la réunion de deux de ces portions de jambe qui sont installées l'une à côté de l'autre sur des rouleaux. C'est de l'intérieur que commencera le soudage tandis que les sections de jambe sont mises en rotation de manière à ce que le soudage se fasse constamment en position basse. Après rectification à la meule et inspection, le reste de la soudure sera effectué de l'extérieur, toujours en faisant tourner les portions de jambe, de manière à constamment souder en position basse. C'est le procédé SAW qui sera toujours employé pour toutes les soudures de cinconférences, avec une préparation ne laissant qu'un espace étroit entre les lèvres à souder. En utilisant des rouleaux complémentaires, des procédures identiques de soudage sont employées pour préparer des longueurs de jambe d'approximativement 20 m et pesant dans les 600 tonnes. Des sections de ces dimensions et de ces poids peuvent être préparées dans des chantiers existants, à l'abri, et dans des conditions climatiques bien contrôlées. Si nécessaire, ces sections seront ensuite détensionnées d'un seul morceau et transportées vers une cale sèche ou un chantier d'assemblage. Des remorques équipées de moyens de levage sont disponibles pour le transport vers la cale sèche et pour mettre à niveau et aligner les sections. Les sections de 20 m de long seront assemblées les unes aux autres en utilisant les mêmes techniques que précédemment de manière à former l'ensemble de la jambe. Ensuite, si un détensionnement s'avérait nécessaire, il serait effectué localement. Les cloisonnements et les tuyauteries de ballastage seront installés dans la cale sèche en même temps que l'habillage inférieur de la jambe qui correspond à la fondation de la jambe. La jambe est alors prête pour être remorquée vers son site d'assemblage en mer protégée. 3.4
Fabrication des composants non-tubulaires Maigre les dimensions et les poids concernés, la construction des composants non-tubulaires peut être considérée comme étant conventionnelle et, mis à part la structure nodulaire, elle ne présente aucun problème. La structure nodulaire est constituée par un morceau de colonne avec trois tronçons auxquels sont fixées les jambes. Cette partie de la colonne est construite de la même façon que les autres sections ; elle est ensuite placée sur des rouleaux au-dessus d'un puits assez profond pour que l'ensemble de la structure nodulaire puisse être mis en rotation. Les tronçons sont usinés de manière à obtenir un bon ajustage avec la colonne et, ensuite, ils y sont soudés. Il est envisagé de détensionner totalement la structure nodulaire avant qu'elle soit soudée à la colonne. 4. 4.1
ASSEMBLAGE
Assemblage du tripode Une fois que la colonne, les jambes et l'ensemble de la structure entretoise ont été fabriqués, il faut les assembler pour former la structure tripode. Face aux dimensions et aux poids importants concernés, il est évident que c'est une méthode d'assemblage flottant qui doit être adoptée puisqu'elle permet de profiter des forces de flottaison. Lors de l'étude d'une telle procédure, l'un des premiers buts est de localiser toutes les connexions qu'il faudra effectuer au niveau de l'eau. Ce sont ces principes de base qui ont conduit aux procédures suivantes d'assemblage qui seront
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PLIAGE INITIAL DE LA TOLE DIAMETRE EXTERIEUR 8000 x 160 C
ROULAGE A FROID 2x4m
S.A.W.
,",. _ ifnL JONCTION DE DEUX PORTIONS DE JAMBE 20m
S.A.W.
FABRICATION D'UNE SECTION DE JAMBE Soudure de chantier
1Sx20m=300m Soudure _^ | \. de chantier \
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REUNION DE SECTIONS EN CALE SECHE
SCHEMA DE LA FABRICATION D'UNE JAMBE
. V^.'
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effectuées dans un emplacement en mer protégée ne semblant poser aucune restriction due au temps, aux divers opérations d'assemblage. La structure entretoise est constituée par des entretoises horizontales et diagonales qui sont soudées à des manchons. Tandis qu'une grue maintient la structure entretoise, la colonne vient, par flottaison, s'insérer dans les manchons et les joints sont ensuite remplis de béton. Les jambes parviennent au site d'assemblage en flottant à l'horizontale. On parvient, par ballastage sélectif de la structure, à une position où il est possible d'amener en flottaison la première jambe dans une manchon de la structure entretoise et de la connecter de façon provisoire à la structure nodulaire. Des changements ultérieurs de ballastage font tourner la structure pour faciliter l'insertion des deux autres jambes d'une facon analogue. Il est envisagé de bétonner la liaison des jambes avec la structure entretoise et de souder la partie correspondante à la structure nodulaire de la colonne. Comme ces dernières connexions sont d'une importance capitale du point de vue structurel, il a été décidé d'effectuer des connexions provisoires jusqu'à ce que toutes les jambes aient été mises en place. Une fois ces opérations achevées, l'ensemble du tripode sera redressé pour que les soudures de la structure nodulaire puissent être faites largement audessus du niveau de l'eau. Le détensionnement de ces soudures sera effectué sur place. 4.2
Essais sur modèle La totalité de la procédure d'assemblage a été simulée lors d'essais sur modèle. De façon à correspondre à des installations d'essais de 10 m de profondeur, un modèle de TTP à l'échelle de 1:42 a été construit, ce qui a donné une maquette dépassant les 9 m de haut. La maquette a été équipée d'un système de ballastage permettant de simuler de façon exacte les différentes procédures de ballastage envisagées au cours d'une opération d'assemblage à l'échelle 1. Les volumes de ballastage, les contraintes et les mouvements ont été enregistrés. Le résultat principal amené par les essais a été la confirmation de la faisabilité de la procédure d'assemblage proposée. Toutes les positions en état de flottaison découlant du ballastage sélectif se sont avérées très stables, permettant un contrôle précis de la structure. De plus, il a été constaté qu'il n'y avait qu'un mouvement relatif très faible entre les membrures au cours de l'assemblage, ce qui conduit à penser que les restrictions dues au temps sont minimales. 5. 5.1
REMORQUAGE ET INSTALLATION
Mise en place des fondations La mise en place des différentes parties des fondations se fait selon une procédure totalement séparée de celle correspondant à la mise en place du tripode. Il est envisagé de l'effectuer très largement en avance par rapport à l'installation du tripode, ce qui permettrait, en y ajoutant une plaque de base de forage, de commencer le forage bien avant l'installation du tripode. L'ensemble de la fondation est constitué par quatre unités qui peuvent être fabriquées, transportées et installées séparément, ce qui procure une flexibilité optimale de manutention, que ce soit pendant la construction ou pendant l'installation. C'est, en premier lieu, la fondation de la colonne, dont la structure en acier pèse 4900 tonnes et dont le poids apparent dans l'eau est d'environ 1000 tonnes, qui est descendue sur le fond de la mer. Après mise à niveau au moyen de vérins et de piles, les piles principales (9 au total) peuvent être descendues et enfoncées au moyen d'un marteau sous-marin. Une fois les piles enfoncées,
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«3Ä TRANSPORT DE LA COLONNE ET DE LA STRUCTURE ENTRETOISE
Grue
Crue
H ^ ^
3E
POSITIONNEMENT DE LA COLONNE DANS LA STRCUTURE ENTRETOISE Grue
Vue s u p é r i e u r e PREMIERE JAMBE CONNECTEE A LA STRUCTURE ENTRETOISE
SCHEMA DE L'ENSEMBLE TTP
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les annulaires entre les piles et les manchons sont remplis de béton. Une fois la fondation de la colonne installée, les fondations des jambes peuvent être placées une à la fois. Une structure en forme de A est connectée de façon rigide à chaque fondation de jambe, de manière à assurer une orientation correcte de l'unité par rapport à la fondation de la colonne. Le système d'amenée en position est constitué par deux pinoches verticales effilées vers le haut et situées au centre de la fondation de la colonne sur lesquelles deux cônes inversés de la structure en A sont descendus. Il est possible d'utiliser des lignes-guides partant de l'extrémité des pinoches de la fondation de la colonne, passant à travers les cônes inversés de la structure en A et arrivant jusqu'en surface pour réaliser le positionnement. L'utilisation d'un tel système de lignes-guides a été analysée au cours des essais en bassin et elle apparaît comme intéressante pour les opérations de descente et de rencontre. Après qu'une fondation de jambe ait été mise à niveau au moyen de deux piles, les piles principales peuvent être enfoncées (10 pour chaque unité) et bétonnées. Une procédure identique est ensuite répétée pour l'installation de chacune des deux autres fondations de jambe. 5.2
Remorquage du tripode Il faut que le tripode soit remorqué dans une position horizontale stable. Des 'chenaux de remorquage correspondant à la profondeur d'eau requise ont été identifiés entre les sites potentiels d'assemblage et la mer ouverte. 5.3
Mise en place du tripode Le tripode est remorqué jusque sur l'emplacement du chantier quelque temps après que les fondations aient été fixées au fond de la mer. Une fois arrivé sur place, le tripode est redressé par ballastage et descendu sur les fondations. Les connexions entre la colonne, les jambes et leurs fondations devront toutes être bétonnées. Un ballastage à l'eau complémentaire est ensuite effectué dans les jambes et la colonne pour garantir que les connexions des jambes avec leurs fondations sont en compression, même dans des conditions correspondant à la tempête maximale d'été. Une fois les superstructures installées, leur poids maintiendra les jambes en compression sur leurs fondations dans toutes les conditions d'environnement. 6.
AUTRES APPLICATIONS DE LA TTP
Comme indiqué dans le résumé, l'étude de faisabilité de la TTP a été tout d'abord effectuée pour une plate-forme en mer profonde qui se trouverait sur le champ de Troll, dans la partie nord de la Mer du Nord. Cependant, il est également possible d'appliquer la même technologie dans des eaux moins profondes et pour toute une gamme de configurations des superstructures, ce qui offre une alternative encore plus intéressante financièrement par rapport aux solutions conventionnelles.
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(03.113/81)
UNE PLATE-FORME GRAVITAIRE EN BETON POUR MER PROFONDE M. VACHE, Sea Tank Co (CG. Doris)
Résumé Le besoin, pour l'industrie du pétrole et du gaz, d'aller de plus en plus profond pour exploiter les champs d'hydrocarbures en mer a fait apparaître la nécessité d'imaginer de nouveaux concepts fondés sur l'expérience passée en l'utilisant autant que possible et en introduisant un minimum d'innovations, en fonction des profondeurs d'eau envisagées. Le concept proposé est parfaitement en ligne avec cette philosophie d'étude bien que la procédure originale de construction puisse être considérée comme une innovation. La plate-forme est composée de quatre colonnes en béton dont le diamètre varie avec la profondeur, connectées par trois bracons intermédiaires sous la forme de caissons en béton et une embase fondation qui donnent à la structure la raideur nécessaire. L'extrémité supérieure des colonnes est équipée d'un pont en acier capable de porter une charge utile de 30 000 tonnes. Le concept proposé est adapté à des profondeurs d'eau allant jusqu'à 400 mètres et est utilisé pour une hauteur de vague maximale de 32 m. La plate-forme est construite en éléments séparés semblables à ceux que l'on fait pour les plates-formes existantes en béton qui sont ensuite basculés en position horizontale pour être assemblés. Les procédures de connexion et l'étude du système de ballastage et des systèmes de connexion ont fait l'objet de la plupart des efforts consentis pour étudier ce concept. Le comportement une fois installé est satisfaisant et il est possible de s'accommoder d'une lage gamme de conditions du sol au fond de la mer.
1.
INTRODUCTION
L'orientation prise par la recherche dans l'industrie du pétrole et du gaz vers des champs de plus en plus profonds a conduit les sociétés d'ingénierie offshore à investir dans la mise au point de solutions technologiques innovatrices et avancées. SEA TANK CO (CG. DORIS) a effectué des études visant à investiguer et étendre le domaine des possibilités des concepts gravitaires classiques en béton, avec l'idée d'offrir un concept de transition fiable pour l'avenir immédiat répondant aux besoins des opérateurs. Le concept proposé est
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fondé sur l'expérience passée des deux sociétés dans le domaine des platesformes gravitaires en béton et dans les méthodes de construction et les opérations marines qui en découlent. L'expérience indique aussi que les structures fixes constituent la meilleure solution en tant que support le mieux adapté au forage, à la production et à l'habitation, le béton offrant, d'autre part, un comportement très satisfaisant dans des conditions sévères d'environnement, etc.. L'idée du concept est de reprendre sur une plus grande échelle ce qui a déjà été fait et expérimenté en introduisant le principe de l'assemblage modulaire en position horizontale. Le concept est mis en oeuvre en se référant de façon permanente au principe d'Archimede et en l'utilisant de façon extensive. 2.
DESCRIPTION DU CONCEPT
2.1
Généralités Le nouveau concept proposé résulte de l'étude de plates-formes fixes existantes et de la conclusion que les plates-formes gravitaires en béton actuelles, généralement construites et remorquées verticalement jusqu'à leur destination finale ne peuvent pas toujours être construites dans cette position à des conditions économiquement acceptables pour une profondeur d'eau dépassant 200 m. Ce nouveau concept permet d'améliorer cette situation grâce aux nouvelles procédures de construction envisagées qui consistent à construire la structure en éléments isolés qui sont ensuite connectés horizontalement dans un site de construction protégé. Les principaux avantages de cette procédure sont : - la construction peut être réalisée au moyen de technologies existantes, - la connexion et le remorquage jusqu'au site final dans une configuration horizontale permet d'envisager l'utilisation de ce type de plate-forme pour des profondeurs d'eau allant jusqu'à 400 m et plus, - le tirant d'eau de la structure durant la construction demeure compatible avec les sites de construction existants. Si des sites de construction abrités en eau profonde et des routes de remorquage profondes peuvent être trouvées, la plate-forme peut être terminée en position verticale en installant le pont totalement équipé avant le remorquage vers le site. 2.2
Données de base de l'étude L'étude de faisabilité a été effectuée sur la base de critères d'étude moyens qui étaient les suivants : , - profondeur d'eau : 380 m avec étude de sensibilité à des eaux moins profondes et plus profondes, - propriétés du sol : . sable dense . argile compacte . argile molle - houle : . hauteur maximale : 32,40 m . période correspondante : 14 à 18,3 s . vent associé : 44 m/s, rafale d'une minute . hauteur de vague significative : 14,40 m . période correspondante : 16 s - courant : . surface : 1,30 m/s . fond : 0,50 m/s, . profil comme indiqué dans les règles du DNV - marée : . marée astronomique : 2,50 m . surélévation de tempête : 0,70 m - tremblement de terre : zone 1 telle que définie dans le code API RP 2A.
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Les caractéristiques des matériaux retenus sont celles obtenues au cours des expériences précédentes pour les travaux en béton destinés aux structures offshore : - résistance à la compression sur cube après 28 jours : 60 MPa, - résistance à la compression sur cube après 1 an : 70 MPa, - les autres caractéristiques découlent de la résistance de ces cubes. La capacité des installations de surface et de la plate-forme sont les suivantes : - nombre de puits : 36 x 30" organisés en deux groupes séparés, chacun étant logé dans une colonne et possédant son propre appareil de forage indépendant. Ecartement des puits : 8'6". - surface de pont : 15.000 m2 de surface totale de pont, répartie en trois niveaux. Il est donc possible d'avoir des ponts séparés, ce qui est d'une importance capitale pour les problèmes de sécurité. - charge utile : 30.000 tonnes, non compris les poids du pont lui-même, plus étude de sensibilité pour des charges utiles plus basses ou plus élevées, par multiples de 5.000 tonnes. - une des colonnes est réservée à la mise en place des risers et des tubes en J, ce qui représente environ 120 m 2 , mais il est possible d'installer des risers supplémentaires à l'extérieur. - capacité de stockage : jusqu'à 240.000 m 3 . 2.3
Substructure en béton (figure 1) La structure de base est une plate-forme à quatre colonnes, dont la partie supérieure va en se rétrécissant. Les colonnes sont entretoisées par trois niveaux d'entretoises, chacun de ces niveaux étant composé de quatre caissons multicellulaires en béton connectant les colonnes. Le bas des colonnes est encastré dans l'embase qui se compose de quatre caissons multicellulaires en béton de forme carrée, de 170 m de côté et 25 m de hauteur, pour des conditions de sol au fond de la mer correspondant à une argile compacte. La largeur des caissons est très largement dépendante des caractéristiques du sol. Il en résulte que l'ensemble de la structure ressemble à un assemblage de quatre plates-formes élémentaires en béton, dont la taille est comparable à celle de plates-formes existantes en Mer du Nord. Le pont de la structure est du type support-bâti en acier constitué d'une seule structure, elle-même composée de quatre armatures principales en acier reliant la partie haute des quatre colonnes en béton, ce qui donne à la structure la raideur nécessaire à ce niveau. Des armatures secondaires en acier constituent les supports des planchers de pont et des modules. Si les conditions offertes par le site de construction le permettent, un pont intégré peut être installé sur la substructure en béton immergée verticalement, comme cela a été fait précédemment pour des plates-formes installées en Mer du Nord. 2.4
Matériaux utilisés Dans les conditions d'étude de base, les matériaux nécessaires pour la structure sont les suivants : - béton : 300 000 m', - armature métallique : 40 000 tonnes, - précontrainte : 8 000 tonnes, - acier de la structure pour les ponts : 5 000 tonnes, auxquels il faut ajouter des compléments comme des plaques en acier encastrées dans le béton, le réseau de ballastage, des tubes en acier, des cloisonnements, des tubes conducteurs, etc..
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3.
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METHODES DE CONSTRUCTION ET OPERATIONS EN MER
L'originalité de ce nouveau concept est dû aux procédures de construction en modulaire. Dans le cas de base de l'étude, la plate-forme est constituée par quatre éléments construits séparément qui sont ensuite assemblés pour former la structure complète en béton. La connexion entre les différents éléments est faite horizontalement, de façon à contrôler la stabilité en flottant sur deux des quatres colonnes et sur une partie de l'entretoisement. Afin d'éviter la nécessité de réaliser sous l'eau des travaux en béton, les éléments subissent une rotation autour de leur axe central horizontal, ce qui permet de réaliser la connexion finale entre les éléments au niveau de l'eau. La procédure détaillée est illustrée sur les figures 2 et 3 et décrite ci-après. 3.1
Construction en cale sèche et en flottaison (figure I, étapes 1,2,3) Les éléments sont numérotés de 1 à 4 de bas en haut. La construction de chaque élément de la plate-forme est partiellement réalisée dans une cale sèche de 10 à 12 m de profondeur, en utilisant des techniques conventionnelles comme cela a été fait précédemment pour la construction des plates-formes en béton de la Mer du Nord. En général, seul le caisson-entretoise et la partie basse des colonnes de chaque élément sont construits en cale sèche, le reste de la construction se terminant en flottant, dans un mouillage voisin (bassin à flot). Une telle procédure permet de réutiliser la cale sèche pour la construction de l'élément suivant, dès que l'élément précédemment construit a quitté la cale sèche et est installé sur le bassin à flot. Une fois terminé, l'élément est amené du bassin à flot jusqu'à un site abrité profond où s'effectuera la connexion avec les autres éléments. Ces opérations doivent être répétées pour chaque élément. Pour l'élément supérieur (N° 4), la procédure depuis la fin des travaux béton jusqu'à la connexion aux autres éléments est sensiblement différente. En fait, la partie supérieure des colonnes est, soit connectée avec un bâti d'entretoises provisoire en acier, soit au bâti du pont définitif, de façon à renforcer l'extrémité des colonnes pour les phases de connexion suivantes (figure II, étape 3 ) . 3.2
Ballastage des basculements des éléments (figure II, étape 4) Une fois que chaque élément de la structure est amarré sur le site de construction profond, il est basculé par ballastage différentiel jusqu'à la position horizontale, prêt pour les opérations de connexion. Ces opérations doivent être effectuées en suivant une procédure détaillée, pour contrôler de façon permanente la stabilité de l'élément et la réversibilité de l'opération en cas d'urgence. Ces procédures doivent aussi être établies en étroite liaison avec les études car elles donnent naissance à des charges temporaires quand les réservoirs de ballastage sont remplis ou vidés. 3.3
Opération de connexion (figure II, étape 5) Une fois que deux éléments terminés sont en position horizontale sur des mouillages voisins, les opérations de connexion peuvent commencer. La séquence des opérations peut être résumée comme suit : - rapprochement des deux éléments, - centrage de l'extrémité des colonnes d'un élément par rapport à la base correspondante de l'autre élément, en contrôlant l'opération au moyen de treuils et de systèmes de centrage, - prise de contact des deux éléments,
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- verrouillage du système de connexion provisoire, au moyen d'un dispositif de serrage hydraulique, - réalisation des joints permanents entre les deux éléments, effectuée à l'intérieur des colonnes qui sont maintenues sèches, par mise en précontrainte et coulage de joints in-situ. Cette procédure est tout d'abord réalisée au niveau de l'eau sur les deux colonnes dans le plan de l'eau. Les éléments subissent ensuite une rotation de 90° par ballastage différentiel, ce qui permet de réaliser le joint sur la troisième colonne au niveau de l'eau. Finalement, les éléments sont ramenés par rotation de - 90° à leur position initiale pour que la quatrième colonne puisse être connectée. Une fois les connexions des quatre colonnes terminées, les réseaux de ballastage des deux nouveaux éléments assemblés sont reliés de façon à ne former qu'un seul système de ballastage. La connexion avec les éléments restants peut alors être effectuée. La procédure est la même que celle qui a été décrite précédemment. Une fois que la substructure en béton est terminée, l'installation finale sur site peut être effectuée de deux facons différentes. 3.4
Equipement du pont - Installation sur site La figure III illustre les deux branches de l'alternative envisagées qui dépendent de la profondeur d'eau disponible depuis le site de construction jusqu'au site finale. Dans les deux cas, la plate-forme qui avait été terminée horizontalement doit être remise en position verticale par ballastage différentiel (figure III, étapes 2 et 3 ) . 4.
EQUIPEMENT PROVISOIRE POUR CONNEXION ET REALISATION DES OPERATIONS EN MER
Mis à part le dimensionnement de la structure à la fois pour les conditions de construction et d'opération, la vérification de la stabilité hydrostatique au cours des opérations marines et la vérification de la stabilité sur le fond de la mer après installation, la plupart des efforts de l'étude de faisabilité ont été concentrés sur les procédures de connexion et l'étude des dispositifs de connexion provisoire et des systèmes de ballastage de facon à rendre fiable les opérations envisagées. Bien qu'il serait trop long de les décrire ici, les principales tâches qui ont été étudiées sont les suivantes : a) Etude'des systèmes de ballastage appropriés, en faisant particulièrement attention à la nécessité ultérieure possible de réparer ou de changer certains dispositifs défectueux. Pour chaque élément, le système de ballastage doit permettre la réalisation du basculement de la position verticale à la position horizontale et, ensuite, la rotation de - 90° autour de l'axe central quand il est horizontal. Le système de ballastage indépendant de chaque élément doit, de plus, être compatible avec ceux des autres éléments, de façon à constituer un système ballastage-immersion complet et unique pour la mise à la verticale et l'installation de la plate-forme terminée sur le fond de la mer. b) Etude des dispositifs de centrage et de connexion provisoire Ces systèmes permettent le positionnement precis et la liaison temporaire de deux éléments, jusqu'à ce que les connexions définitives soient réalisées. Le système complet se compose de guides et de butées pour le positionnement et de vérins de serrage pour le verrouillage provisoire. D'autres dispositifs complètent le système pour permettre l'ajustage précis de la position relative des deux éléments.
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c) Etude d'un coffrage spécial mobile étanche qui permet de réaliser la connexion permanente entre les éléments. 5.
COMPORTEMENT DYNAMIQUE
Une analyse dynamique a été effectuée avec une modélisation du sol correspondant à des caractéristiques différentes, de facon à estimer les périodes propres et les efforts dynamiques dûs à la houle et leur sensibilité aux variations'des paramètres du sol. Les quatorze premiers modes propres ont été calculés. Le mode dominant est un mode d'oscillation qui dépend beaucoup de la résistance du sol sur lequel la plate-forme est installée. Pour maintenir le premier mode propre en-dessous de 6 secondes de façon à éviter tout problème dû à une amplification dynamique et à la fatigue créée dans la structure par la houle, la taille de la base du caisson a dû être ajustée en conséquence. La taille de la base du caisson commence à devenir déraisonnable si le sol, sous la plate-forme, devient trop mou. 6.
CONCLUSION
Bien que l'étude de faisabilité ait démontré la faisabilité du concept, des travaux complémentaires sont nécessaires pour améliorer les procédures et les systèmes et pour mieux cerner la sensibilité aux variations des paramètres d'étude. Néanmoins, une telle structure a un certain nombre d'avantages comparée à d'autres concepts et apparaît comme une alternative intéressante pour mettre en production des champs d'hydrocarbures en mer profonde, dans des conditions d'environnement difíciles, comme celles qui dominent dans le nord de la Mer du Nord. Parmi ces avantages, les plus remarquables sont les suivants : - immobilité qui procure des conditions de travail et de vie acceptables si on les compare aux supports flottants et qui, de plus, sont d'une importance capitale pour la sécurité des champs de gaz en particulier, - importante charge utile opérationnelle qui peut être installée sur la structure avant remorquage, - grande fiabilité en ce qui concerne le comportement du béton dans un environnement marin, car les phénomènes de fatigue et de corrosion sont limités dans le cas du béton. Il s'ensuit que, grâce à cet avantage, les coûts d'inspection et de maintenance sont réduits. - le concept modulaire permet la construction simultanée de différents éléments dans des sites différents, ce qui permet de réduire le temps de construction. - protection des tubes conducteurs de l'effet de la houle puisqu'ils sont logés dans les colonnes.
(1) CONSTRUCTION © Construction de l'élément no. 1 terminée en ^^ en flottant dans un site protégé à faible SÇ profondeur d'eau
(2) CONSTRUCTION Construction des éléments nos. 2 et 3 terminée en flottant dans un site protégé de faible profondeur d'eau
a:
FIGURE 1 VUE GENERALE
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BASCULEMENT
Eléments 1, 2, 3 et 4, dans un site d'immersion profonde (130 â 150 m de tirant d'eau) a. Immersion à tirant d'eau de renversement - b. Rotation par ballastage â l'eau c. Equilibrage à un tirant d'eau correspondant à la connexion
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(3) CONSTRUCTION Construction de l'élément no. 4 terminée en flottant Mise en place du bâti-entretoise sur la partie supérieure (4)
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(5) CONNEXION a. Rapprochement des éléments 2 et 3 - b. Rapprochaient des éléments 2, 3 et 4, c. Rapprochement des éléments 2, 3, 4 et 1 FIGURE 2 - PROCEDURES DE CONSTRUCTION
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PROCEDURE II 2. Remorquage de toute la structure assemblée vers le site 3. Installation 5. Terminaison du pont
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PROCEDURE II
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PROCEDURE I 1. Terminaison en flottant de la structure complète en position horizontale 2. Mise en position verticale en eau abritée 3. Enlèvement de l'entretoise provisoire 4. Mise en place du pont 4bis. Connexion du pont et terminaison du pont 5. Remorquage vers le site 6. Installation
PROCEDURE I
FIGURE 3 - INSTALLATION DU PONT, ASSEMBLAGE ET MISE EN PLACE
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(06.10/80) ADAPTATION DU CONCEPT D'EMBASE GRAVITAIRE AUX PLATES-FORMES DE PRODUCTION RECUPERABLES M. VACHE SEA TANK CO. (CG. DORIS) Résumé La récupération des plates-formes gravitaires, simplement posées sur le fond de la mer est tributaire des phénomènes d'interaction sol-structure qui peuvent se produire sous l'ouvrage, en particulier lorsque celui-oi est resté en position plusieurs années sur un sol argileux. Une oampagne d'expérimentation en laboratoire s'est avérée nécessaire afin de mieux comprendre les phénomènes mis en jeu. Après avoir défini le problème pratique, rappelé l'historique des contraintes dans le sol sous-jacent à l'ouvrage, et fait le point sur les études menées à ce Jour dans oe domaine, les principaux facteurs expérimentaux sont recensés. Une description sommaire explique les procédures opératoires des essais de décollement, de poinçonnement et d'arrachement sur modèles réduits qui ont été réalisés sur différentes qualités d'argile. Les principaux résultats expérimentaux pour chaque type .d'essais sont mentionnés et donnent ensuite lieu à une analyse d'interprétation et de transposition à l'échelle réelle ainsi qu'à une comparaison avec les résultats de l'approche théorique qui a été faite. Enfin les principaux enseignements et conclusions de cette recherche expérimentale sont exposés et des considérations pratiques en sont tirées.
1. INTRODUCTION Les plates-formes d'exploitation actuellement en service sont en général abandonnées lorsque le gisement est épuisé. Cependant la récupération peut être requise dans certains cas afin de faire plaoe nette. Cela devient une nécessité lorsqu'il s'agit de récupérer l'ouvrage pour l'installer sur un autre site. Des tentatives de récupération de Jackets, d'ailleurs fort ooûteuses ont déjà été entreprises. Pour les Jack-up cela est une opération de routine. Toutefois les plates-formes gravitaires ont l'énorme avantage de porter des charges d'équipement importantes vis à vis des Jack up qui sont essentiellement des ouvrages d'exploration et rarement de production. Les plates-formes gravitaires permettent en plus de porter l'intégralité des équipements de production pendant les phases d'opérations marines oe qui évite de longs et coûteux travaux d'installation en pleine mer. Ce type de plate-forme apparaît donc intéressant lorsqu'il s'agit d'exploiter des champs marginaux ou à faible durée de vie, pour lesquels l'investissement dans un support de production spécifique peut être prohibitif. L'amortissement financier peut alors se faire sur plusieurs champs successifs. Il est donc apparu nécessaire d'étudier les phénomènes d'interaction sol-structure qui peuvent contrarier la récupération de oe type d'ouvrages et de mettre au point les moyens d'en améliorer les conditions pratiques. 2. POSITION DU PROBLEME 2.1. Définition des paramètres d'étude Les plates-formes de type gravitaire sont simplement posées sur le fond de la mer, leur stabilité étant assurée par la grande surfaoe de
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contact de l'embase avec le terrain sous-jacent. Selon l'intensité des efforts d'environnement i la profondeur d'eau d'installation, et les caractéristiques mécaniques des couches des terrains de surface, il peut être nécessaire de prévoir des bêches, en acier ou en béton, dont la hauteur n'excède généralement pas 3 à U m , de manière à assurer à l'ouvrage une stabilité au glissement horizontal suffisante. Contrairement aux plates-formes auto-élévatrices qui ne restent en position que quelques mois, les plates-formes poids sont destinées à rester à la même place plusieurs années de suite. Au phénomène d'interaction solstructure s'ajoute donc le phénomène de reconsolidation du sol sous l'ouvrage. D'un point de vue quantitatif, les plates-formes gravitaires apportent au niveau du sol une contrainte moyenne de l'ordre de 0,1 MPa pour les modèles de la seconde génération qui nous intéressent ici (figure I ) . Des supports gravitaires de petite capacité peuvent être installés sur des terrains présentant une cohésion de surface de l'ordre de 30 à 40 kPa alors que ceux de grande capacité sont installés sur des sols offrant plus de 50 kPa dans les quelques premiers mètres de terrain. Par ailleurs les petites plates-formes sont destinées à des profondeurs d'eau inférieures à 100 m, alors que les grosses sont destinées à des fonds de 150 m à 200 m. En conséquence, les données de base réalistes pour l'étude expérimentale ont été fixées aux valeurs suivantes : Profondeur d'eau : 100 m (1 MPa) Contrainte effective moyenne au sol : 0,1 MPa Cohésion moyenne du sol : 50 MPa < Cu < 100 KPa 2.2. Histoire de la plate-forme La conception des plates-formes gravitaires est telle, qu'avant d'être installées sur le site d'utilisation, elles sont flottantes. Cela signifie que la capacité interne des éléments dont elles sont constituées n'est alors que partiellement remplie. Lors de l'installation de l'ouvrage sur le site d'utilisation, la plate-forme touche le fond de la mer par remplissage progressif des compartiments de ballastage. A ce moment, le poids apparent de la structure est nul et les contraintes effectives sur le sol également. L'achèvement du remplissage du caisson assure la stabilité et éventuellement l'enfoncement des bêches s'il y en a. Le poids apparent final se traduit sur le terrain d'assise par une contrainte moyenne de l'ordre de 100 KPa. Inversement si l'on veut récupérer la plate-forme, le déballastage partiel de l'ouvrage permet de revenir à la position de contraintes effectives nulles ou à toute autre position intermédiaire. Un surdéballastage donné à l'ouvrage sa capacité à "décoller". Compte tenu des caractéristiques des ouvrages de la seconde génération, la surcapacité de déballastage ramenée à la surface d'assise au sol est de l'ordre de - 15 à - 20 KPa, soit 15 à 20 ţ de la contrainte effective de portance. Une plate-forme gravitaire doit avoir un poids apparent au sol tel que les critères de stabilité soient satisfaits même sous les conditions d'environnement extrêmes. Il est bien évident que ces caractères exceptionnels de l'environnement ne peuvent être atteints que pendant certaines périodes de l'année ; le reste du temps, un poids apparent réduit serait suffisant pour assurer la stabilité. En particulier en Mer du Nord, les conditions météorologiques d'été et d'hiver sont si différentes que le poids apparent pour assurer la stabilité pourrait être réduit d'un tiers en été. Cet état de choses peut être facilement mis à profit lorsque l'on envisage de déplacer une plate-forme poids. Cela permet de diminuer le taux de pression interstitielle dans le sol, lequel doit être vaincu au moment de la récupération. L'histoire des contraintes effectives dans le terrain
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d'assise est résumée à la figure II. 2.3. Recherches bibliographiques D'une maniere générale, il apparaît que les études poursuivies à oe Jour ont porté sur des problèmes de décollement et de récupération d'objets dans des sols cohérents, mous voire très mous, s'apparentant plutôt à des vases qu'à des argiles. Néanmoins, en ce qui nous ooncerne, les essais de FINN (ref. (3), C O , (5) ) nous ont paru les plus appropriés. Dans les conditions opérationnelles particulières des essais, il apparaît clairement que l'effort de décollement est intimement lié aux conditions de drainage sous la plaque d'essai. Si ces conditions sont mauvaises, 11 apparaît une dépression interstitielle appelée "succion", qui s'oppose au décollement. L'effort maximum de décollement est obtenu pour les conditions nondrainées, dans ce cas il s'agit d'arrachement plutôt que de décollement. Dans le cas d'un interface sol-structure parfaitement drainé cet effort est nul. Certains auteurs considèrent que l'effort d'arrachement est équivalent en intensité à l'effort de poinçonnement. Dans la réalité les états drainés et non drainés sont des états limites idéaux. Le problème du déoxollement est complexe, car il dépend : - de la perméabilité du sol - de la géométrie de la plaque d'essai - de la vitesse d'application de la charge de décollement. Dans les essais de FINN, l'embase d'essai de 0 25 mm est munie à la périphérie d'une jupe circulaire de 6,4 mm de haut s'enfonçant dans le sol. Aussi ne peut-on plus parler de fondation superficielle. Toutefois la procédure d'essais utilisée nous a semblé bonne et digne d'être reprise aveo quelques améliorations. La vitesse d'application de l'effort est un paramètre important. Dans la réalité, le temps nécessaire pour décoller à partir du moment où la procédure est engagée et que le poids apparent de l'ouvrage est redevenu nul, ne doit pas dépasser une douzaine d'heures. Si l'on admet, oomme oela est habituel pour ce type de structure, que le tassement total (ou enfoncement apparent de l'ouvrage dans le terrain d'assise) est de l'ordre du mètre, c'est donc une vitesse d'application de l'effort de relevage de 0,01 à 0,1 m/h qu'il faudra utiliser (0,2 à 2 mm/mn). Dans de telles conditions, et compte tenu des dimensions de l'embase de la plate-forme, un sol parfaitement imperméable se comportera comme un milieu non drainé, et le relevage ne pourra se faire que par arrachement. La principale conclusion de l'étude bibliographique est donc que l'interface sol-struoture doit intégrer un système de drainage pour permettre de dissiper rapidement la succion qui s'oppose au décollement. Cela a été vérifié pour des sols sableux mais pour des sols argileux, le problème d'interaction est complexe. Il était nécessaire de s'assurer que le décollement ne dépend bien que de l'état de drainage ou de perméabilité des milieux en contact et non de "forces de collage" d'origine physico-chimique par exemple. Il fallait enfin s'assurer de l'efficacité du système drainant. 2.I4. Modèle d'expérimentation Deux cohésions d'argile ont été étudiées. Ces deux cohésions doivent être assez éloignées, aussi a-t-on décidé d'étudier une cohésion de 50 KPa et une autre de 100 KPa. L'argile noire reconstituée a été retenue. Un matériau reconstitué a été préféré à un matériau naturel dans la mesure où il présente à priori une meilleure homogénéité. Le souci de pouvoir étudier les phénomènes dans les conditions hydrostatiques proches de la réalité conduit aussi à une expérimentation sur de petits modèles. Les cellules triaxiales courantes admettant une pression interne de 1 MPa ont des capaoités ne
- 315 permettant pas de tester des massifs de plus de 15 cm d'encombrement. En plus des essais de décollement, 11 a semblé souhaitable de corréler les essais de décollement avec des essais de poinçonnement et d'arrachement. L'intensité des efforts à appliquer dans ces derniers cas implique l'utilisation de petits modèles. 3- ETUDE EXPERIMENTALE 3.1. Schéma expérimental Deux massifs de cohésions différentes ont été consolidés pendant des temps et sous des charges de consolidation différents. Compte tenu du rapport d'environ 10 qui existe entre la charge appliquée au consolidomètre et la cohésion finale requise, le procédé a été mis en oeuvre avec pour objectif d'obtenir Cu = 50 KPa et Cu = 100 KPa (non consolidé, non drainé : essai ÜU). Les caractéristiques principales de l'argile ainsi reconstituée sont les suivantes : - fraction granulométrique supérieure à 2_^c m : 50 % - fraction argileuse : 76 % de kaolinite et 20 % d'illite (absence de CaCo3) - HL entre 62 et 68 % - WP entre 27 et 29 t - IP entre 35 et 39 % - indice de compressibilità oedométrique Ce û: 0,60 Les deux massifs reconstitués avaient en final des cohésions respectives de 80 et 100 KPa, ce qui donne une plage moins importante que nous ne l'avions souhaitée. Les essais sont réalisés dans une cellule triaxiale classique. Les éprouvettes (0 15 cm, H = 15 cm), nues ou contenues dans un cylindre d'acier (confinement rigide) sont isolées de l'eau extérieure par une membrane souple afin d'éviter des gonflements locaux qui diminueraient la cohésion. Des disques métalliques 0 (50 mm (donnant d'après les premiers tests les meilleurs résultats), équipés de pierres poreuses, sont reliés à des dispositifs de mesure de pression interstitielle acceptant une forte contre-pression (0,8 MPa pour un confinement de 1 MPa).. Le matériel et le processus d'essai sont schématisés sur la figure III. 3.1.1. Tarage du dispositif expérimental Les différentes pressions sont ajustées et régulées pour obtenir des effets parasites sinon nuls du moins très faibles. Les circuits hydrauliques sont limités aux longueurs minimales. La plaque simulant la semelle d'embase de la plate-forme repose simplement sur la face supérieure de l'échantillon d'argile. La plaque est reliée au piston de la cellule triaxiale par l'intermédiaire d'un capteur de force. 3.1.2. Essai de décollement - Fermeture de R1 et R3. - Ouverture de R4 mettant la pression interstitielle sous la plaque en communication avec une pression P3 = P1 - t avec £ très faible (20 KPa pour P1 = 1 000 KPa) de manière à assurer en permanence pendant l'essai, le contact de la membrane sur la face supérieure de l'échantillon latéralement à l'assise de l'embase, pour éviter localement tout risque de gonflement et décohésion. - Traction à vitesse constante sur la plaque d'essai. - Enregistrement : de la force de décollement, du déplacement de la plaque, des pressions interstitielles.
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Cet essai est non destructif et permet, après arrêt de la presse, de remettre l'échantillon dans les conditions initiales comme décrites en 3.1.1., pour procéder ensuite à un nouvel essai. 3.1.3. Essai de poinçonnement ou d'arrachement La procédure est très simplifiée : - fermeture de R2 et R3, - traction ou compression sur la plaque à l'aide de la presse, - enregistrement des 3 paramètres précédents. 3-2. Résultats expérimentaux 3.2.1. Décollement Si un certain "collage" se manifeste, sa rupture s'enregistre aisément. L'expérience est répétée plusieurs fois sur un même massif aveo des vitesses opératoires différentes (1 mm/mn ou 2 mm/mn) ce qui permet d'avoir un échantillonnage satisfaisant. On peut tirer des essais de décollement les conclusions suivantes t - la tension de décollement existe et semble indépendante de la vitesse de traction, du moins pour la plage de cohésions considérée, - la tension de décollement semble dépendre de la valeur de la cohésion du sol sous-jacent. Toutefois dans les conditions de l'expérience, les valeurs de tension de décollement n'ont Jamais dépassé 25 KPa. 3.2.2. Poinçonnement Les capacités portantes limites des massifs étudiés sont en théorie de 616 et I95 KPa pour les échantillons respectivement de 100 et 80 KPa de cohésion. Les essais de poinçonnement sont réalisés pour une vitesse constante d'enfoncement de la plaque de 1 mm/mn. L'évolution des pressions interstitielles au sommet et à la base de l'échantillon est enregistrée. L'effet de compression ne présente pas de maximum, mais une croissance d'allure asymptotique correspondant à la mobilisation d'une zone plastique de plus en plus étendue sous la plaque. En confinement souple, les valeurs enregistrées sont en bon accord avec les valeurs théoriques. La pression interstitielle sous la plaque passe par un maximum, pour lequel l'effort de poinçonnement vaut environ 6 x Cu. Par contre en confinement rigide les valeurs enregistrées sont un peu supérieures. Ces résultats sont dus au fait que dans ce cas le massif est contraint de se déformer vers la surfaoe puisqu'il est bridé latéralement. 3.2.3. Arrachement Les essais d'arrachement sont exécutés à la vitesse constante de 1 mm/mn, tous les réseaux drainants étant clos. Le processus de déformations plastiques sous la plaque est très différent de celui relatif au poinçonnement. A proximité immédiate de la plaque il se produit une dépression sur le périmètre de contact, ce qui a pour effet de réduire le volume d'argile à l'état plastique au fur et à mesure que la déformation augmente. Ce phénomène de striction est à l'opposé des phénomènes qui accompagnent le poinçonnement, pour lequel il y a accroissement du domaine plastique lorsque la déformation augmente (figure IV). Par conséquent, et contrairement à ce qu'enseigne la théorie souvent citée dans les publications, il faut s'attendre à une réduction notable de la résistance à l'arrachement par rapport à la résistance au poinçonnement (rapport de 50 à 70 t pour des argiles situées dans la gamme étudiée). Il
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faut noter également que les résultats sont Indépendants du mode confinement de 1'échantillon! contrairement au poinçonnement.
de
jt. INTERPRETATION DES ESSAIS M.I. Transposition des résultats de laboratoire au problème réel La transposition du laboratoire a la realite doit se faire avec prudence. Une plate-forme qui repose sur un sol argileux va consolider le terrain sous-Jacent ce qui risque de contaminer tout réseau drainant sous la fondation. Les phénomènes de consolidation et de contamination n'ont pas été examinés en laboratoire, en particulier parce que l'on n'avait pas la possibilité de mesurer la cohésion finale au contact de l'embase et de l'échantillon avant l'essai de décollement. Enfin, on peut objecter que dans la réalité le relevage est opéré par application progressive de la charge de déballastage et que le mouvement de décollement qui en résulte est différent de celui imposé dans les essais. Les deux types de chargement, s'ils sont complémentaires, ne sont pas interchangeables. Cependant, des essais préliminaires ont montré que les tensions de décollement ne sont pas affectées par la procédure. 4.2. Approche théorique du décollement - arrachement L'étude théorique menee a l'issue des essais en laboratoire nous a permis d'établir que le décollement d'une embase posée sur un sol cohérent s'obtient en annulant la contrainte exercée par la fondation et ne nécessite pas la mise en jeu d'effort de traction, puisqu'en domaine intergranulaire, mis à part quelques effets colloïdaux négligeables, les sols normalement consolidés ne résistent pas à la traction. Le phénomène d'adhérence apparaît lorsque l'état de saturation du sol ainsi que les conditions de drainage de l'eau interstitielle ne permettent plus aux variations des contraintes appliquées de se transmettre immédiatement et en totalité au squelette granulaire du terrain. A la limite, lorsque les conditions de drainage sont réduites à néant, l'effort de décollement à appliquer est tel qu'il produit une rupture en cisaillement du massif de sol (arrachement) ou par cavitation de l'eau interstitielle si la pression d'environnement n'est pas très élevée. 5. CONCLUSION Nous avons vu que dans des conditions non drainées il n'est pas possible de rompre l'adhérence sol-fondation. Inversement dans les conditions idéales de drainage, il n'y a pas d'adhérence. Or généralement, on se trouve dans des conditions intermédiaires d'un drainage partiel, ce qui explique que l'on mesure une résistance de décollement résiduelle. Le système expérimental proposé est un système drainant - pierre poreuse - ; le but des essais en laboratoire était en particulier de démontrer son efficacité. La théorie que nous avons bâtie autour de ces essais, et que nous ne développerons pas ici, ne remet pas en cause la théorie élémentaire de l'adhérence. Les écarts constatés entre les expériences et la théorie sont imputables aux imperfections physiques que présente inévitablement un drain réel par rapport au drain théorique idéal. Les effets de ces imperfections sont prévisibles par le calcul et des abaques ont même pu être tracés afin de permettre l'estimation du temps de décollement en fonction du degré d'imperfection du réseau drainant. Les conclusions théoriques et pratiques des essais ont permis de jeter les bases de principes et de systèmes pouvant être intégrés dès la conception d'une plate-forme afin de permettre sa récupération et sa réutilisation
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ultérieures. Toutefois i] a fallu compléter la recherche expérimentale sur la récupération d'une embase fondée superficiellement par une analyse détaillée des problèmes supplémentaires liés à la présence de bêches et/ou à l'injection d'un couli entre le terrain d'assise et l'embase, comme oela est le cas pour certains ouvrages. Des solutions techniques ont été esquissées, mais sortent du cadre de cet exposé. BIBLIOGRAPHIE 1. DEHART R.C. of URSELL, C R . "Force required to extract objects from deep ocean bottom", Southwest Research Institute, Research report contraot N° nr-3363 (00) FBM (1967). 2. FINN, W.D. LIAM & BYRNE P.M. "Analysis of ocean bottom sediments". Proceedings, 3rd annual Offshore Technology Conference, Houston 1971, paper OTC 1471. 3. FINN, W.D. LIAM 4 BYRNE P.M. "The evaluation of the break-out foroe for a submerged ocean platform". Proceedings 4th annual Offshore Technology Conference, Houston 1972, paper OTC 1601*. 4. FINN, W.D. LIAM & BYRNE P.M. "Breakout of submerged structures buried to a shallow depth". Canadian Geotechnical Journal, 15, 146-151 (1978). 5* LEE H.J. "Unaided breakout of partially embedded objeots from cohesive seafloor soils". Technical report R-755 (AD 740751), Naval Civil Engineering Laboratory, Port Hueneme, Calif. Feb. 1972. 6. LEE, H.J. "Breakout of partially embedded objects from cohesive seafloor soils". Proceedings, 5th annual Offshore Technology Conference, Houston 1973, paper OTC 1904. 7* LIU, C.L. "Ocean sediment holding strength against breakout of embedded objects". Technical report R-635 (AD 692 411), Naval Civil Engineering Laboratory, Port Hueneme, Calif., August 1969• 8. MUGA, B.J. "Ocean bottom breakout forces including field test data and development of an analytical method". Technical report R-591 (AD 837 647) Naval Civil Engineering Laboratory, Port Hueneme, Calif. June 1968. 9- PLISKIN, L. "Removal of concrete gravity platforms". 11th annual Offshore Technology Conference, Houston 1979, paper OTC 3475. 10. RODERICH, G.L. & LUBBAD, A "Effect on object in-situ-time on bottom breakout". 7th annual Offshore Teohnology Conference, Houston 1975, paper OTC 2184. 11. VAUDREY, K.D. "Evaluation of bottom breakout reduction methods". Technical Note TN-1227, Naval Civil Engineering Laboratory, Port Hueneme, Calif. April 1972. 12. VESIC, A.S. "Breakout resistance of objects embedded in ooean bottom" Contract report CR-69-031 (AD 699 525). Naval Civil Engineering Laboratory, Port Hueneme, Calif. May 1969-
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(15.16/80) REPARATIONS DES DOMMAGES GRAVES SUBIS PAR LES STRUCTURES EN BETON DE L'OFFSHORE Andrew McLEISH, B . S c , Ph.D., C.Eng., MICE Ingénieur en chef, Taylor Woodrow Construction Résumé Ce rapport expose les travaux de développement entrepris par Taylor Woodrow sur le plan des méthodes de réparation des dommages graves subis par les structures marines en béton. Ces dommages peuvent comporter la rupture des armatures et des tendons de précontrainte en plus du béton fissuré ou écrasé. Nous avons examiné les aspects ci-dessous des opérations de réparation : - évaluation de l'étendue des dommages à l'aide d'une analyse informatique soutenue par des essais sur des modèles de grandes dimensions; - capacitées des équipements de plongée existants et des méthodes d'accès aux zones endommagées; - méthodes d'enlèvement forcé du béton endommagé et de découpage de l'armature métallique; - effet de la déformation de 1'armature et méthodes â barres de couplage; - élaboration et évaluation de méthodes permettant de relier entre eux les tendons et de rétablir la précontrainte; - caractère approprié des bétons, des coulis de ciment et des résines époxyde sous l'eau.
1.
INTRODUCTION
Ce rapport résume un programme de recherche et de développement de trois années intitulé "Mise au point de méthodes de réhabilitation des structures de béton endommagées dans l'offshore". Ce travail a été accompli par Taylor Woodrow Construction et a été conjointement financé par la Commission des Communautés européennes, le Ministère britannique de l'Energie et Taylor Woodrow Construction. L'objectif de recherche avait été de créer des bases solides pour la conception et la mise en oeuvre d'une opération de réparation après des dommages graves subis par une structure offshore en béton.Il est indispensable qu'une telle base existe afin de mobiliser rapidement une équipe de réparation efficace en cas de dommages très importants. Le nombre des plates-formes marines est susceptible d'augmenter, en particulier dans les régions du monde où la solidité et la facilité de construction par de la main-d'oeuvre indigène est un avantage. Il est vrai qu'elles sont très résistantes, mais la nécessité vitale de maintenir ces structures en béton en place exige qu'on envisage des méthodes de réparation de n'importe quels dégâts qui pourraient avoir été causés par des collissions de navires, des objets qui sont tombés etc.
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Le travail de développement a été entrepris sous les rubriques suivantes : a. b. c. d. e. f.
Evaluation de l'étendue des dégâts Méthodes d'accès Préparation de la zone endommagée Renforcement de la zone endommagée Remise en place de la précontrainte Remplacement du béton.
Bien des méthodes de réparation mises au point ont été évaluées par des essais à grande échelle (aussi bien en laboratoire que sous l'eau) sur le plan de leur efficacité et de leur valeur pratique. Les deux principaux tests de réparations sur des modèles à coquilles semi-cylindriques sont résumés dans le tableau I. 2.
EVALUATION DE L'ETENDUE DU DOMMAGE
Avant qu'une réparation ne puisse être conçue sur une structure endommagée et que les matériels et les équipements requis ne soient mobilisés, l'étendue du dommage doit être évaluée. Le travail actuel a essentiellement porté sur la détermination des dégâts résultant d'une collission entre des navires. 2.1
Analyse informatique
Un jeu de programmes informatiques pour l'analyse des impacts de navires a été mis au point avec des objectifs précis : a) b)
Fournir des indications rapides sur les dommages probables au cas où il n'est guère pratique d'entreprendre un examen visuel immédiat. Déterminer les dommages traversant l'épaisseur du béton, ainsi que l'armature et la précontrainte.
Pour la première phase de l'analyse, le navire et la structure de béton sont examinés indépendamment l'un de l'autre, et la relation de déviation de charge est déterminée pour chacun d'entre eux. Puis, à l'aide de ces relations, y compris les informations sur les systèmes de pare-chocs éventuels et une estimation du poids et de la vitesse du navire, on détermine les caractéristiques de charge/temps durant la collision. Une fois que la fonction de temps de charge a été établie, il est possible d'évaluer les dommages probables subis par " le béton et l'acier qui y est scellé. 2.2
Essais sur des modèles
Des essais à grande échelle ont été effectués pour déterminer l'effet d'une compression localisée telle qu'elle résulterait de l'impact d'un navire. Ces essais ont été accomplis sur : a)
Une poutre de précontrainte de 0,5 x 0,5 x 10 m de long, constituant une tranche verticale à l'échelle normale provenant de la plate-forme représentative.
- 322 b)
Deux modèles semi-cylindriques de 3,5 m de long, qui ont un diamètre extérieur de 2,4 m et une épaisseur de 0,11 m. Ceux-ci représentent - à une échelle de 1/4 - le montant d'une plate-forme typique. La disposition générale est représentée sur la figure 1.
Pour les études sur l'évaluation modèles ont été utilisés pour : a) b) c) d)
des dommages, des essais sur
Déterminer le mode de défaillance et l'étendue des dommages causés par une charge localisée. Le comportement sous des déviations très importantes a été particulièrement intéressant. Evaluer la possibilité d'une rupture des tendons et de la perte de précontrainte qui y est liée sur la longueur de la transmission. Fournir une vérification expérimentale du programme informatique d'analyse non-linéaire du béton utilisé dans l'évaluation des dommages. Déterminer l'importance des dommages localisés pour la stabilité du montant en béton.
Les modèles semi-cylindriques ont ensuite été utilisés pour évaluer 1'.efficacité et l'utilité pratique des procédures de réparation et des matériels choisis. 3.
METHODE D'ACCES
L'une des difficultés des réparations en mer est l'accès aux dommages. Pour les réparations en-dessous de la ligne de flottaison, une certaine forme de caisson ou de système de plongée sera nécessaire. Le choix du système dépendra de 1'étendue et de la nature des dommages et de leur profondeur sous la surface. Les autres contraintes telles que le coût et la disponibilité - doivent aussi être prises en compte. Cinq méthodes d'action ont été envisagées. Celles-ci apparaissent sur la figure 2 et sont décrites ci-dessous. 3.1
Plongeur exclusivement
Puisque des plongeurs non protégés sont vulnérables à l'action des vagues, leur intervention devrait se limiter à : a) b) c) 3.2
des réparations des réparations des opérations pements d'accès
à l'intérieur, d'un montant inondé; mineures; de courte durée liées à l'installation plus permanents
d'équi-
Clayonnage extérieur
Le recours à un clayonnage ou à une plaque scellée contre la surface extérieure du montant permettra de vider ce dernier par pompage. La plupart des opérations de réparation peuvent alors être effectuées de 1'intérieur du montant.
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3.3
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Caisson atmosphérique
Un caisson qui est ouvert à l'air libre est l'idéal pour les réparations sur les montants endommagés dans la zone d'action des vagues. Il peut se composer d'une chambre fixée et scellée contre le montant, avec un tube d'accès vertical pour le personnel et les équipements. Pour réduire au minimum l'effet des vagues et des courants, il faut que le caisson soit aussi petit et étroit que possible. 3.4
Habitat humide
Un habitat humide peut être utilisé aussi bien dans la zone d'action des vagues que sous l'eau pour protéger les plongeurs des effets des courants violents. Il se compose d'une chambre qui peut être fixée contre une zone endommagée. Les plongeurs y accèdent par le fond. 3.5
Habitat sec
L'habitat sec est similaire à l'habitat humide, mais il est scellé sur le montant et peut être mis sous une pression de gaz pour fournir un environnement de travail sec. Quand le dommage traverse complètement le montant, cette approche permet de vider par pompage le montant endommagé . 4.
PREPARATION DE LA ZONE ENDOMMAGEE
En fonction de la profondeur de la zone endommagée et de 1'âge de la structure, différents niveaux d'incrustations marines peuvent y apparaître. Il est indispensable d'enlever toute couche superficielle, aussi bien pour pouvoir définir l'étendue des dommages que pour garantir une liaison parfaite entre les matériaux existants et les matériaux de réparation. Des petites zones peuvent être correctement préparées à l'aide de brosses métalliques, de "gunds" à aiguilles ou d'outils de taille de la pierre utilisés manuellement ou mécaniquement. Toutefois, pour les zones plus vastes, un jet d'eau à pression élevée constituera une méthode plus efficace. Une fois que la zone a été nettoyée, l'étendue du béton fissuré ou éclaté peut être plus ou moins définie et les zones endommagées enlevées. Un certain nombre de méthodes de coupe du béton et/ou de l'acier ont été envisagées, dont : Béton uniquement
a) b) c) d)
Concasseurs mécaniques Jet d'eau à pression élevée Agents dilatants à action lente Système Cardox.
Armature uniquement
a) b) c) d)
Fraise mécanique Arc à oxygène Oxy-acétylène Oxy-hydrogène.
Béton et armature
a) Scie en diamant b) Lance thermique c) Découpage aux explosifs.
- 324 Pour les réparations sur les structures en béton armé et précontraint, la meilleure solution à adopter consiste tout d'abord à enlever le béton endommagé tout en laissant l'acier intact. L'armature et la précontrainte ne seraient découpés que s'ils étaient gravement endommagés ou pour y accéder. Parmi les différentes méthodes disponibles pour le découpage du béton et de l'acier, il y a deux modèles semi-cylindriques : a) b) 5.
les concasseurs à percussion et les molettes à disque; le jet d'eau à haute pression et la combustion à l'oxy-arc. REPARATIONS SUR L'ARMATURE
Quand une section en béton armé est endommagée, par exemple après avoir été heurté par un navire, il se peut qu'un certain nombre de barres de l'armature soient cassées. Même si l'armature est simplement déformée, il a été démontré que le redressement des barres augmentait considérablement leur fragilité et semble par conséquent être inacceptable. Ainsi, dans bien des cas, il sera nécessaire d'enlever la partie de l'armature endommagée et de la remplacer par des nouvelles sections d'armature. Plusieurs problèmes doivent être envisagés pour le choix d'une méthode appropriée pour le remplacement de l'armature sur une plateforme marine. a) b) c) d)
Une armature encombrée risque d'entraver l'accès. Les barres existantes peuvent consituter des faisceaux. Des réparations peuvent être nécessaires sous l'eau. L'accès risque de se faire d'un seul côté.
Toutefois, si ces problèmes sont pris en considération, il est possible de concevoir un système de raccordement approprié pour que la nouvelle armature puisse être réparée et pour faire une réparation structurellement saine. Cinq méthodes de liaison de l'armature ont été envisagées. 5.1
Joint à emboîtement
Afin d'obtenir une longueur de recouvrement suffisante (650 mm pour une barre de 20 mm), une quantité considérable de béton doit être enlevée autour de la zone centrale endommagée. Cette méthode convient donc tout particulièrement quand l'étendue des dommages subis par le béton est nettement plus importante que celle des dommages subis par l'armature. Cette méthode a été utilisée pour remplacer les armatures endommagées durant les réparations sur le second modèle semi-cylindrique . 5.2
Soudage
Là où l'armature existante le permet, le soudage est une méthode acceptable pour mettre en place de nouvelles barres. Celles-ci peuvent être soit jointes bout à bout, soit se chevaucher, mais dans un cas comme dans l'autre, le soudage ne peut généralement se faire que d'un seul côté.
5.3
325
-
Accouplement estampé
Il a été démontré que les accouplements estampés sont capables de supporter la charge maximale des aciers à grande résistance pour des dimensions allant jusqu'à 32 mm inclus. Néanmoins, la résistance à la fatigue peut être réduite par suite de l'usure entre l'accouplement et la barre. L'utilisation des accouplements estampés ne convient pas si les barres de l'armature sont en faisceaux, et dans bien des cas l'accès de l'outil d'estampage peut poser des problèmes. 5.4
Liaisons au coulis de ciment
Celles-ci peuvent être utilisées pour relier ensemble aussi bien des groupes de barres que des barres isolées. Un tube à grande résistance et à clé mécanique intérieure est utilisé en tant que manchon intérieur. Un coulis de résine ou de ciment est injecté dans l'accouplement pour former la liaison. L'utilisation de la résine doit être préférée, car elle a une plus grande force de liaison, ce qui permet d'utiliser un manchon plus compact. Les accouplements remplis de résine ont été évalués individuellement sur le plan de la rigidité et de la résistance à la fatigue, et ils ont été employés pour la réparation de l'armature des premiers modèles semi-cylindriques. 5.5
Plaques d'acier extérieures
Dans certaines situations de réparation, il pourrait être avantageux de ne pas relier les barres d'armature individuelles, mais d'installer une armature supplémentaire grâce à une plaque d'acier renforcée. Celle-ci serait collée et boulonnée sur la surface de la structure en béton. Cette approche pourrait offrir des avantages particuliers, car elle permet qu'un montant soit scellé et que les autres opération de réparation soient effectuées depuis l'intérieur du montant, à sec. Il faut que la plaque s'étende suffisamment loin au-dessus et en-dessous de trou pour garantir que les charges de l'armature soient transférées sur la plaque. 6.
REMISE EN PLACE DE LA PRECONTRAINTE
Dans les conditions normales de fonctionnement, le montant d'une plate-forme marine est dans un état de compression pratiquement uniforme étant donné les charges de précontrainte et statique. Les charges de flexion résultant de l'environnement (vent, vagues) peuvent augmenter considérablement cette compression ou la réduire à près de zéro. Quand le montant d'une structure est sérieusement endommagé, par la destruction du béton et la rupture d'un ou de plusieurs tendons de précontrainte, trois problèmes structurels essentiels doivent être envisagés dans la réparation : a) b) c)
des efforts de compression importants au voisinage du trou; la perte de continuité de la traction entre les montants au-dessus et en-dessous du trou; la fissuration du matériau de remplacement par suite de charges de flexion.
- 326 Cinq approches du rétablissement de la précontrainte dans une zone endommagée ont été envisagées et sont présentées sur la figure 3. Dans tous les cas, exception faite des problèmes structurels qui doivent être surmontés par la procédure de réparation, les points suivants ont été pris en compte : a) b) c) d) 6.1
Une réparation nécessitant l'accès depuis un côté de la section est plus pratique. Des équipements et des techniques existants devraient être adoptés dans la mesure du possible. L'armature d'acier à nu devra être protégée contre la corrosion. Un béton solide et rigide est requis s'il doit être placé sous l'eau. Réparation avec des étais plats
Pour cette méthode, des étais plats sont coulés dans la section et gonflés avec de la résine d'époxyde à prise rapide. Ceci comprime le béton de remplacement et diminue la contrainte autour du trou. Aucune tentative n'est faite pour rétablir la capacité de traction au-dessus du trou, bien que ceci puisse être fait par une autre méthode. 6.2
Liaison des tendons
Dans ce cas-là, les deux extrémités d'un tendon cassé sont mécaniquement reconnectés et contraints ensemble. La recontrainte est entreprise après le remplacement du béton et elle crée par conséquent un effort de compression dans le nouveau béton. Cette approche a été adoptée pour le rétablissement de la précontrainte dans le premier modèle semi-cylindrique. 6.3
Liaison indirecte des tendons
Des consoles d'acier sont boulonnés à travers des trous du noyau dans le béton sain au-dessus et en-dessous de la zone endommagée. Elles sont reliées et chargées ensemble par des barres de "Macalloy". Si elles sont placées suffisamment loin des extrémités cassés des tendons, les charges de ceux-ci sont transférées par le béton aux barres de "Macalloy". 6.4
Re-précontrainte localisée
Pour cette approche, des barres de "Macalloy" sont utilisées pour comprimer le béton de remplacement. Aucune tentative n'est faite pour établir une liaison entre les extrémités cassées des tendons de précontrainte, et par conséquent la capacité de traction de la section n'est pas rétablie. 6.5
Prolongation des tendons
Le tendon cassé est prolongé soit par une longueur supplémentaire de tendon, soit par une barre de "Macalloy". Les tendons prolongés font la jonction et sont à nouveau précontraints sur le côté intérieur du montant. La continuité de la traction est rétablie et le béton de remplacement est soumis à un effort de compression.
-
327 -
La prolongation des tendons à l'aide de barres de "Macalloy" a été utilisée avec succès dans la réparation du second modèle semi-cylindrique. 7.
REMPLACEMENT DU BETON
Les dommages subis par une structure en béton peuvent se limiter à une petite zone de béton écrasé, ou ils peuvent être considérables s'il y a un trou dans la section, des armatures et des tendons de précontrainte brisés. Mais quelle que soit l'importance des dégâts, le choix du matériau approprié (qu'il soit à base de ciment ou de résine) est déterminant pour le comportement aussi bien à court terme qu'à long terme de la réparation. Dans le court terme, il faut prendre en considération : a) b) c) d) e) f)
L'aptitude à l'utilisation sous l'eau La liaison avec le béton existant La durée de vie utile ou délai d'utilisation Le pourcentage de gain de résistance La méthode de mise en place La production de chaleur.
A long terme, le matériau de remplacement a non seulement une fonction structurelle, mais sert aussi à protéger de la corrosion l'acier encastré. Les points dont il faut tenir compte pour le comportement à long terme du matériau de remplacement sont : a) b) c) d) e)
La résistance à l'attaque de l'eau de mer, à l'abrasion et au gel La perméabilité, surtout étant donné que la couverture peut être réduite La contraction La rigidité et la résistance, pour faire en sorte que le matériau de réparation supporte la charge Le fluage : un faible fluage est particulièrement important si la zone doit à nouveau être précontrainte.
Un certain nombre d'approches différentes pour le remplacement du béton ont été envisagées et leur efficacité évaluée dqns des essais à grande échelle. 7.1
Béton ou mortier humide posé traditionnellement
Le choix des mélanges de mortier ou de béton dépendra de la taille de la réparation. Pour les réparations peu profondes, un mortier "coulable" sera plus facile à placer que du béton, bien qu'un ressuage et une contraction importants du mortier risquent d'affecter sa liaison avec le béton existant. Les mélanges de réparation en béton humide ou en mortier traditionnels sont généralement posés en les versant dans un volet par l'intermédiaire d'une "boîte aux lettres" située en haut de la réparation.
328 7.2
Béton ou mortier posé par pompage
Quand des réparations plus importantes sont nécessaires, l'utilisation de béton ou de mortier pompés peut être économique. L'un des principaux avantages de la méthode de pose par pompe est qu'en remplissant le volet par le bas, toute eau de mer qui y serait présente peut être chassée par une valve située en haut du volet. Comme il est avantageux de mettre le béton sous pression, il faut que le coffrage soit conçu pour y résister et soit fermement ancré en place. 7.3
Béton d'agrégats préplacé
Cette méthode de pose du béton convient de façon idéale aux zones où l'armature est congestionné et où les mélanges traditionnels seraient difficiles à placer. C ette méthode exige la pose et le compactage d'agrégats triés dans le coffrage. Ensuite un coulis de ciment approprié est pompé dans la base du coffrage. L'élévation du niveau du coulis déplacera toute eau de mer qui y serait présente, laissant subsister un béton à contenu élevé d'agrégats. 7.4
.Béton pulverişe
Le béton pulvérisé est souvent utilisé de façon avantageuse pour le remplacement de zones relativement peu profondes de béton, surtout là où l'armature n'est pas à nu. Le succès du béton pulvérisé dépendra en grande partie de l'habileté de l'opérateur à adapter l'alimentation en eau, la pression, et assurer une épaisseur uniforme.
TABLEAU I ESSAIS DE REPARATIONS
Modèle A
Modèle B
j
| Méthode d'accès
entrepris en laboratoire
plongeurs en nage libre
| |
| Enlèvement du béton | endommagé
concasseur à per cussion
Jet d'eau à pression élevée
j |
| Découpage de 1'arraa | ture endommagée
fraise à disque
brûleur à l'oxyarc
j
| Méthode de liaison de | nouvelles armatures
accouplement rempli de résine (Section 5.4)
joint à recouvrement (Section 5.1)
| j
| Méthode de réparation | par précontrainte
liaison des tendons (Section 6.2)
prolongation des ten | dons (Section 6.5) |
| Remplacement du béton
mortier de résine agrégat préplacé
béton pompé de type sousmarin
| |
- 329 -
18 tendons de précontrainte
fir***
Toron de Dyform de 18 mm de diamètre à 380 kN UTS Armature : Longitudinale Boucle
1,05 % e.f. 1,73 % e.f.
Diamètre extérieur : 2 400 mm Epaisseur : 110 mm Longueur : 3 500 mm
FIGURE 1 - DISPOSITION GENERALE DES MODULES SEMI-CYLINDRIQUES
-
330
-
Plateforme
Colonne
CT = = =?
Armatures
- Clayonnage Dommages par impact
=
:S==:
'CLAYONNAGE EXTERIEUR
CAISSON ATMOSPHERIQUE
Colonne inondée
;. = = ;
HABITAT HUMIDE
FIGURE 2 - METHODES D'ACCES
HABITAT SEC
-
331
-
11 o
Beton existant
£h Armature supprimée pour clarifier le schéma
Ancre de tendon
o I loo * «ii o ;;
Z
Béton de réparation
\.
1 étai plat "par tendon de 420 mm de diamètre
£ Barres de [-"Macalloy" de 40 mm de diamètre, 4 par tendon Organeau LIAISON INDIRECTE PAR TENDONS
T
Barres de "Macalloy" de 40 mm de diamètre 2 par tendon LIAISON PAR TENDON
METHODE PAR ETAI PLAT
Traverse d'acier
t
/Barre de -"Macalloy" de 25 mm de diamètre, 2 par tendon PRECONTRAINTE LOCALE Barre de "Macalloy" de 40 mm de diam yAccouplement \tendon/Maccalloy PROLONGEMENT PAR TENDONS
FIGURE 3 - REMISE EN PLACE DE LA PRECOTNRAINTE
- 332 (03.84/90) AMARRAGES EN EAUX TRES PROFONDES G. SEBASTIANI et A. NISTA Tecnomare SpA Società per lo Sviluppo delle Tecnologie Marine (Société de développement des technologies marines) Résumé Le présent article décrit un système conçu pour l'amarrage et le chargement de pétroliers utilisable dans des eaux très profondes• Il comprend une description de la configuration générale, du comportement dynamique, du type d'analyses effectuées et des opérations d ' installation. On y décrit en outre un système articulé proposé pour l'amarrage permanent des pétroliers au "monopieu". L'article présente enfin les conclusions d'une étude prévisionnelle des mouvements en basse fréquence qui revêtent une importance considérable dans le dimensionnement de ce type de structures»
1.
INTRODUCTION
L'objectif du présent projet de recherche est la mise au point des techniques nécessaires pour l'amarrage et le chargement en eaux très profondes. Les problèmes étudiés ont porté sur la conception, la construction et l'installation de ces systèmes et sur les travaux en mer qu'ils nécessitent. En particulier, un système intéressant a été trouvé pour l'amarrage temporaire ou permanent et pour le chargement. Le projet a débuté en février 1981 pour s'achever en mars 1984. Il a été entièrement pris en charge par Tecnomare avec l'aide financière de la CEE et de l'IMI. OBJET DE LA RECHERCHE Le projet de recherche visait les objectifs suivants : mise au point d'un système d'amarrage temporaire et de chargement utilisable en eaux très profondes; mise au point d'un système d'amarrage permanent et de chargement utilisable en eaux très profondes; solution des problèmes de conception, de construction et d'installation des systèmes retenus dans l'optique d'une utilisation en Méditerranée; homologation provisoire de ces systèmes par les bureaux d'enregistrement compétents (D.N.V.);
- 333 etude prévisionnelle des mouvements en basse fréquence de ces systèmes. 3.
DESCRIPTION DU SYSTEME D'AMARRAGE ET DE CHARGEMENT TEMPORAIRE
3.1 Configuration La structure appelée "monopieu" se compose essentiellement d'une base à treillis, d'une colonne cylindrique très élancée, d'une chambre de flottaison, d'une tour â treillis et d'un pont. La configuration générale est reproduite à la fig. 1. La fondation est du type sur pieux et est constituée par une structure à treillis sur plan triangulaire. La configuration de la base peut cependant être adaptée pour tenir compte de différentes caractéristiques du fond marin ou d'opérations en mer sans influer sur le comportement dynamique de la structure. La colonne est constituée de quatre éléments structuraux reliés par des raccords mécaniques qui assurent la solidité de 1'ensemble après installation : - l'extrémité inférieure, soudée à la base et unie â la partie inférieure de la jambe par un raccord mécanique. Le diamètre intérieur de cet élément est conçu pour permettre d'y loger la partie inférieure de la jambe pendant le transport; - la jambe centrale, constituée de deux parties cylindriques reliées entre elles par un raccord mécanique; - l'extrémité supérieure, soudée à la chambre de flottaison et reliée à la partie supérieure de la jambe par un raccord mécanique. Le diamètre intérieur de cet élément a lui aussi été calculé pour permettre d'y loger la partie supérieure de la jambe pendant le transport. La chambre de flottaison est constituée d'un cylindre renforcé divisé en trois compartiments par des coupoles hémisphériques. La structure en a été conçue pour pouvoir résister à la tempête la plus forte de l'année dans l'hypothèse où un compartiment pourrait être totalement inondé. La tour supérieure positionnée dans la zone de marnage entre le pont et la chambre de flottaison est constituée d'une structure en treillis à quatre mâts. Une configuration de ce type permet de réduire sensiblement la force d'onde dans cette zone. Le système de transfert du pétrole se compose d'un tube d'acier de 36 pouces de diamètre entièrement logé à l'intérieur du monopieu. Ce tube est coulé à l'intérieur de la structure et relié au coude déjà installé dans la base par un joint mécanique après l'installation du monopieu. 3.2. Comportement des structures Le système fonctionne essentiellement comme un ensemble rigide fixé par un ancrage tubulaire vertical tensionné. La chambre de flottaison fournit la rigidité horizontale nécessaire pour contrer les forces du navire et soutenir le poids du pont. Le coefficient de rigidité dans le cas présent est de 60 kN/m. La courbe de déformation montre que la colonne se comporte comme un tube sous tension dont le moment de flexion n'atteint des valeurs significatives qu'à hauteur des extrémités.
- 334 On a cependant ramené ce moment fléchissant au minimum en conférant aux extrémités une grande souplesse par une distribution appropriée de 1'inertie le long de 1'extrémité elle-même• La flexibilité de la structure est telle qu'elle répercute certaines périodes naturelles à l'intérieur du champ des périodes des ondes, ce qui fait que le monopieu a tendance à bouger même dans des conditions de résonance où l'amplitude du mouvement est limitée par un dispositif d'amortissement hydrodynamique. 3.3. Considérations générales sur la construction et le transport On a résolu un certain nombre de problèmes que pose le processus de construction, de transport et d'installation, et qui sont dues à la grande profondeur et aux dimensions considérables de la structure, divisant le monopieu en quatre tronçons assemblés en deux sous-structures. La sous-structure inférieure se compose de la base et de l'extrémité inférieure où est logée la partie inférieure de la jambe pendant le transport• Le système est assemblé comme deux sous-structures distinctes, représentant approximativement la moitié supérieure et la moitié inférieure' de l'ensemble. Ces deux moitiés sont transportées séparément en immersion et à l'aide de flotteurs auxiliaires. 3.4. Opérations de mise en place 1) Installation de la sous-structure inférieure, qui est amenée en position couchée et redressée au cours d'une série d'opérations spéciales assistées par un ponton. Après avoir relié à la jambe inférieure le câble qui sera utilisé comme dispositif de guidage et de levage dans les opérations suivantes, la sous-structure est descendue au fond, inondée et fixée par battage de pieux. 2) Manoeuvre de positionnement de la sous-structure supérieure, identique â celle exécutée pour la sous-structure inférieure. 3) Récupération du câble relié à la jambe inférieure, pour le passer à l'intérieur de la sous-structure supérieure et le relier aux organes de levage. 4) Abaissement de la jambe supérieure pour pouvoir réaliser la connexion A. Un système de guidage assure l'alignement axial et radial de la jambe par rapport à l'extrémité supérieure, permettant le raccordement des conduites hydrauliques et électriques nécessaires pour actionner le raccord central. 5) Immersion de la structure supérieure par inondation de la chambre de flottaison. 6) Soulèvement de la jambe inférieure au moyen du câble déjà mis en Place. 7) Raccordement de la jambe supérieure à la jambe inférieure par actionnement du raccord central B. 8) Délestage de la chambre de flottaison entraînant la remontée de la structure et réalisation du raccordement inférieur C. Four le démontage, il suffit d'inverser l'ordre des opérations, qui sont exécutées sans l'aide de scaphandriers ou de matériel sousmarin.
- 335 La colonne montante est positionnée à l'intérieur de la structure après le montage. Les divers tronçons sont soudés, descendus par un système de vérins et enfin reliés au coude déjà installé dans la base. 3.5 Raccords mécaniques Les raccords mécaniques "A" et "C" (figure 2 ) , qui relient la jambe centrale respectivement aux extrémités supérieure et inférieure, sont très semblables et se composent essentiellement d'un système d'accouplement entre une bride intérieure et une bride extérieure. Le raccord "A" a été conçu pour permettre la transmission des signaux électriques et hydrauliques nécessaires pour actionner le raccord central "B". Le raccord central "B", qui unit la jambe supérieure à la jambe inférieure, se compose de 24 crochets disposés autour de la jambe supérieure et qui serrent la bride fixée â la jambe inférieure lorsque l'anneau de blocage est abaissé. Celui-ci est actionné par trois vérins hydrauliques à double effet commandés depuis la surface. 3.6. Analyses Le comportement dynamique du monopieu a été analysé par des calculs dynamiques dans le domaine du temps au moyen d'un programme de calcul tenant compte des non-linéarités aussi bien géométriques qu'hydrodynamiques . Les charges hydrodynamiques (effets de viscosité et de masse) ont été calculées compte tenu du mouvement relatif entre fluide et structure. L'analyse dynamique a été réalisée tant en condition de "Survival" (par mer démontée) que de "Station Keeping" (maintien de la position du navire par mer forte) en considérant aussi bien l'onde sinusoïdale qu'une mer agitée caractérisée par 15 composants sinusoïdaux. Dans les conditions de "Station Keeping", en dehors de l'action des ondes, les effets dus au mouvement du navire ont été également pris en compte. Le calcul de la résistance à la fatigue du monopieu a été effectué compte tenu des effets de l'action directe des ondes sur la structure et des efforts dus au mouvement de longue période du navire. L'incidence cumulative due â l'action des ondes a été calculée par application d'une méthode stochastique linéarisée tandis que les effets négatifs du mouvement lent du navire ont été calculés suivant une méthode déterministe. 3.7. Synthèse des données du projet et des caractéristiques Lieu d'implantation Profondeur d'eau Tempête séculaire Poids du pont Poids de la tour à treillis Poids de la chambre de flottaison Poids de la colonne Poids de la base (pieux non compris)
Détroit de Sicile 1000 m Hs = 9.85 m, Tz = 12 s 5000 kN 1650 kN 39590 kN 34060 kN 21340 kN
Poids total
88640 kN
- 336 Tension du faîte de la colonne 77000 kN Déplacement maximal au sommet (Station Keeping) 32 m 1re période propre 103 s 2e période propre 18.3 s 3e période propre 10.7 s 4.
DESCRIPTION DP SYSTEME D'AMARRAGE ET CHARGEMENT PERMANENT
Le monopieu a été principalement conçu comme amarrage temporaire, mais il peut également être utilisé comme mouillage permanent sans qu'il faille apporter de modifications importantes à la configuration de base. Il suffit de réaliser dans ce cas un système de liaison approprié qui empêche les interactions significatives entre le navire et le monopieu dans le champ de fréquence des ondes. Le problème de connexion a été résolu par la mise au point d'un système articulé où la force de rappel est fournie par le poids d'un bras rigide (figure 3 ) . Ce système se compose d'un bras rigide relié au monopieu par deux charnières à axe horizontal montées sur une table rotative i axe vertical. Le lest est placé dans des compartiments aménagés dans la poutre horizontale du bras. Deux tirants relient le bras rigide i un petit balancier monté sur le pont du navire au moyen de deux charnières è axe longitudinal qui en libèrent le mouvement de roulis. 5.
ETUDE PREVISIONNELLE DES MOUVEMENTS NON LINEAIRES
Les équations du mouvement des corps flottants ou de structures "compilantes" comme le monopieu ne sont pas linéaires à cause des termes dérivant : - des forces de type visqueux; - des effets de marnage; - de la phase des termes de force qui dépend de la position horizontale du corps; - de la caractéristique non linéaire de la rigidité. En présence d'effets non linéaires, la bande de réponse d'une structure s'étend également à des fréquences plus basses par rapport a la bande de fréquences de la mer (mouvements de longue période). En pareil cas, la réponse de la structure ne peut plus être considérée comme un processus stationnaire dans les temps de simulation qui sont communément adoptés, et la statistique de ses valeurs n'est pas bien connue. Les études réalisées ont abouti à la définition d'une fonction (prédicteur) qui nous permet de prévoir l'ampleur du mouvement en basse fréquence sur la base du spectre de mer considéré. Cette fonction permet de définir un opérateur de réponse linéaire dans les zones de basse fréquence à utiliser pour les calculs de fatigue et pour l'estimation des valeurs extrêmes.
- 337 6.
CONCLUSIONS
Le projet de recherche a permis la mise au point d'un système d'amarrage et de chargement pour pétroliers utilisable dans l'exploitation de gisements situés en eaux très profondes. Les résultats des analyses dynamiques et des calculs de fatigue exécutés suivant des méthodes de calcul modernes ont démontré le bon fonctionnement de ce système d'amarrage en confirmant les potentialités de ce nouveau type de structures "compilantes". Bien que ce système ait été réalisé comme amarrage temporaire, il peut également servir de mouillage permanent. Un nouveau système articulé a été mis au point pour relier en permanence le navire au monopieu. Au cours de l'étude des mouvements non linéaires, on a identifié une fonction de corrélation entre les mouvements en basses fréquences et le spectre de mer considéré. Ce résultat revêt une importance considérable pour la conception de structures flottantes et de type "compliant".
-
_V__0.00ni_ y
35 m
338
-
f^:
r-a
^-
tour chambre de flottaison, diam. 17,5 m diam. 3,9 m, épaisseur 140 mm
re-91.7 m
extrémité supérieure
diam. 2,5 m, épaisseur 50 mm
re-271.7 m
raccord mécanique "A"
diam. 1,8 m, épaisseur 60 mm
jambe
-560 m
raccord mécanique "B"
diam. 1,8 m, épaisseur 60 mm jambe
7-780 m
raccord mécanique "C" diam. 2,5 mm, épaisseur 50 mm
extrémité inférieure
■950 m -1000 m
K
diam. 3,7 m, épaisseur 140 mm base _ LIGNE DE BOUE
-
339
-
7 0.00
î
Ì ö
premiere connexion "A"
deuxième
C5connexion "B"
Ö
MOOO
L^.
i\.
K_
FERME
«A»
b^
troisième connexion "C"
1
FERMETURE
«B» RACCORDS MECANIQUES FIGURE 2
«C»
u
O
FIG. 3
- 341 (06.09/80) DEVELOPPEMENT D'UN SYSTEME D'ANCRAGE POUR SUPPORT DE PRODUCTION FLOTTANT B. BICHON et Y. APPELL Société Européenne de Propulsion
Le projet a consisti à étudier et démontrer la faisabilité d'un système d'articulation ancrant le pied d'une tour oscillante à flottabilité positive, et utilisant des butées flexibles lamifiées caoutchouc-métal. Ce principe évite les problèmes d'usure et de maintenance que l'on rencontre usuellement avec les solutions â friction métal-métal. Le système étudié comporte deux types de lamifiés élastomériques : une butée sphérique principale composée de 6 secteurs de 60° et une butée sphérique secondaire axisymétrique pouvant reprendre un effort accidentel vers le bas et permettant une mise en précompression à l'assemblage. Les spécifications de charges maximales prises en compte étaient : effort vers le haut 2200 tonnes effort horizontal 750 tonnes angle de rotulage 14 degrés. Les calculs de dimensionnement ont conduit à une articulation 3 mètres. Un secteur lamifié à l'échelle 1 a été fabriqué. Un modèle â l'échelle 1/5 a été réalisé et essayé dans diverses configurations, jusqu'à des charges équivalentes aux charges maximales spécifiées ci-dessus. Tant ces fabrications que ces essais ont été pleinement satisfaisants, démontrant ainsi la validité du concept articulation flexible élastomérique. Des articulations lamifiées caoutchouc-métal du type cardan sont également envisageables; ce type d'articulation admet des inclinaisons plus importantes.
1.
MOTIVATIONS
Les articulations ancrant le pied d'une tour oscillante sont le plus souvent métalliques (rotules ou cardans à friction, autolubrifiés, généralement en bronze). Etant donné que l'usure par frottement solide dépend même à faible charge du cumul des petites oscillations, le mouvement permanent d'articulations de ce type conduit ainsi à des durées de vie limitées accompagnées d'apparition de jeux préjudiciables à la fatigue mécanique de l'ensemble. En conséquence, le présent projet s'est proposé de développer une nouvelle technologie d'ancrage articulé utilisant des butées flexibles lamifiées caoutchouc-métal constituées par un empilement alterné d'armatures métalliques et de couches de caoutchouc intimement liées au métal
- 342 par adhérisation. Cette structure constitue un milieu continu deformatile sous charge sans frottements, ni glissements, ce qui élimine ainsi tous les problèmes d'usure et d'entretien que l'on rencontre avec les autres types de solutions.
2.
DESCRIPTION DP PROJET
La fonction que remplit le projet étudie dans ce but est la suivante : rotule d'ancrage du pied d'une tour oscillante à flottabilitê positive pouvant supporter les charges maximales suivantes simultanées : effort vertical : vers le haut 2 200 tonnes vers le bas (accidentel) 1 000 tonnes effort horizontal : 750 tonnes angle de rotulage : 14 degrés. Le principe d'un palier de forme sphérique a été retenu, de préférence à une articulation à la cardan également envisageable avec des lamifiés caoutchouc-métal (paliers radiaux cylindriques et butées axiales plates); la solution à rotule plus comparte est intéressante dans la mesure où les oscillations maximales restent inférieures à 15°; en revanche, le choix d'une articulation de type cardan serait imposé dans le cas d'oscillations importantes, de l'ordre de 20 a 30°. La schématisation de l'articulation développée est représentée par la maquette ci-contre. La rotule comporte de l'extérieur vers 1'intérieur : - un bâti métallique solidaire de la base fixée au fond de la mer, - une butée sphérique principale reprenant l'effort de flottabilitê positive et l'effort horizontal, - une âme métallique fixée à la colonne oscillante, - une butée sphérique de plus petite dimension, dite secondaire, pouvant reprendre un effort accidentel vers le bas (par exemple rupture d'un caisson étanche), - une bride centrale métallique solidaire de la base fixe. Cette architecture présente deux avantages : - cet empilement de type sandwich avec butées lamifiées principale et secondaire permet d'appliquer une précontrainte d'écrasement sur le lamifiés lors de l'assemblage, ce qui est favorable du point de vue conditions de fonctionnement des lamifiés (absence de risque de tractionnement du caoutchouc ou de choc entre pièces métalliques), - cette conception offre la possibilité d'un passage central pour conduits fluides passant par le centre de rotulage de l'articulation, solution minimisant les déformations imposées à ces conduits.
343
-
MODEL CF ÍWXJECT OF ARTÏCUATKH USItG PUBBER-METAL LAMINATES The dimensioning led to d e f i n i t i o n of the f o l l o w i n g
project:
- 344 Les calculs effectués ont montré que le lamifié sphêrique principal doit avoir un encombrement cylindrique externe d'environ 0 3 000 mm. La conception monolithique de ce lamifié conduisait à une pièce irréalisable en fonction des tailles critiques envisageables pour de tels lamifiés. En conséquence, le lamifié principal a été défini comme un assemblage de 6 secteurs angulaires de 60°; chacun de ces secteurs couvre une surface d'environ 1 m2.
3.
TRAVAUX REALISES
3.1 Modèle réduit à l'échelle 1/5 Les efforts spécifiés n'étant pas à l'échelle des moyens d'expérimentation existants, un modèle réalisé à l'échelle 1/5 a permis de vérifier par une similitude mécanique exacte le bon comportement de ce type d'articulation aux sollicitations imposées. Les essais de caractérisation ont été faits sur l'articulation entière, mais également individuellement, chacun des lamifiés ayant été monté seul dans l'outillage d'essai. Les lamifiés inspectés après essais aux limites ne présentaient aucun signe de dégradation : cf photographie ci-jointe.
Les 6 secteurs du lamifié principal et le lamifié secondaire sont approximativement dans leur position fonctionnelle. Photographie prise après les essais de caractérisation.
- 345 3.2
Realisation l'échelle 1
d'un
secteur
de
la
butée
lamifiée
principale
à
Cette fabrication a été décidée dans le but de démontrer la faisabilité du projet en résolvant les problèmes industriels suivants : - fabrication de coupelles métalliques minces sphériques de grandes dimensions, - moulage et polymérisation à chaud d'un lamifié, opération rendue délicate par les écarts de température dus à l'inertie thermique et au volume de la pièce. Un secteur de la butée lamifiée principale a été fabriqué; sa masse est de 1 800 kg. Les relevés dimensionnels effectués sur la pièce, l'aspect des couches de caoutchouc et la qualité des collages ont été tout à fait satisfaisants : cf photographie ci-jointe.
SECTEUR DE BUTEE LAMIFIEE PRINCIPALE A L'ECHELLE 1 Dimensions : environ 1 000 mm x 1 000 mm x 400 mm
- 346 4.
PERSPECTIVES D'AVENIR
Les travaux réalisés dans le cadre de ce contrat ont permis d'établir un projet d'articulation forte charge utilisant des butées flexibles lamifiées caoutchouc-métal et de démontrer la validité de ce concept grâce à la réalisation à l'échelle 1 d'un des lamifiés et à la caractërisation expérimentale d'un modèle à l'échelle 1/5. Les lamifiés réalisés par la SEP ont déjà fait leurs preuves depuis plus d'une décennie dans des domaines où la fiabilité exigée est de très haut niveau : fusées balistiques, hélicoptères. Ils ont plus récemment permis de résoudre avec succès des problèmes difficiles d'installations offshore : axes d'articulation entre bouée pivotante ancrée et tanker de stockage, articulations d'ancrage de chaîne sur tanker, joints de torsion au pied de tours de chargement. Ces lamifiés opérationnels depuis plusieurs années confirment les qualités attendues de ce type de pièces : simplicité, robustesse et absence de maintenance. Ainsi les rotules très fortes charges que ces travaux ont permis de développer complètent cette gamme de lamifiés caoutchouc-métal. Ceci permet â la SEP de résoudre la majorité des problèmes posés en proposant des articulations mécaniques adaptées réalisées à partir de composants originaux dont elle possède une parfaite maîtrise.
-
347 -
(03.121/82) SYSTEME FLOTTANT DE PRODUCTION POUR EAUX PROFONDES EN MEDITERRANEE P. TASSINI (AGIP SpA); R. BRANDI (Tecnomare SpA) Résumé Le but de ce projet est de vérifier qu'il est techniquement possible de construire et d'installer une plate-forme sur jambes à câbles tendus(TLP) dans des eaux profondes pour l'exploitation de gisements de pétrole, et d'évaluer les coûts d'investissement et de fonctionnement de ce matériel. Le cadre d'opération choisi a été le champ Aquila en mer Adriatique. Le projet, dont le principal sous-traitant est Tecnomare SpA et qui est financé par la Communauté économique européenne, a débuté le 1er mai 1982 et sera vraisemblablement achevé dans le courant des quatre premiers mois de 1985. Ci-dessous sont décrites les principales solutions techniques adoptées qui font l'originalité de ce projet, telles que les lignes d'ancrage composées de tubes d'acier soudés de qualité marchande courante, le système de fondations sur pieux et le système de liaison des ancres aux caissons de fondation. Les premiers résultats des analyses hydrodynamiques et des tests de stabilité de flottaison montrent que la plate-forme a un comportement satisfaisant aussi bien pendant l'installation qu'en cours d'exploitation. On s'est particulièrement attaché à la procédure de montage en vue d'en réduire la durée, les coûts et les difficultés techniques. Cette recherche constitue la première partie du projet; il est prévu, au cours de la deuxième partie, de peaufiner les découvertes et, principalement, de tester les composants critiques.
1.
INTRODUCTION
La découverte d'hydrocarbures dans des eaux très profondes a obligé les principales compagnies pétrolières et AGIP SpA en particulier, à vérifier s'il était techniquement possible d'exploiter ces gisements situés au fond des mers entre 600 et 1 200 m de profondeur. Une fois écartées les solutions conventionnelles, telles que par exemple l'emploi de plates-formes fixes, AGIP SpA a porté son choix sur la plate-forme sur jambes à câbles tendus(TLP = Tension Leg Platform) comme le matériel le meilleur des points de vue technique et économique pour exploiter les gisements de pétrole en eaux profondes. Le projet qui est ici présenté se base sur une recherche précédente, elle aussi réalisée par Tecnomare SpA, avec l'aide financière de la Communauté économique européenne, sur des plates-formes flottantes. AGIP SpA, bénéficiaire de l'aide communautaire, réalise ce projet en coopération avec Tecnomare SpA en tant que principal sous-traitant. Le projet actuellement en cours, qui a débuté le 1er mai 1982 et s'achèvera vraisemblablement au cours des quatre premiers mois de 1985, constitute la première phase d'une recherche qui en comporte deux, la
- 348 deuxième devant être consacrée à améliorer dans le détail tous les composants de la plate-forme et, principalement, à construire le prototype des éléments les plus délicats comme le système de manutention et de soudure des tubes d'ancrage qui seront soumis à des essais de fonctionnement. 2.
OBJET DE LA RECHERCHE
L'objet de la recherche est de mettre au point un système de production flottant permettant d'exploiter les gisements d'hydrocarbures situés à grandes profondeur en Méditerranée. Le cadre d'opération choisi a été le gisement Aquila, découvert par AGIP dans l'Adriatique sud à 827 m de profondeur. La recherche suit un certain nombre de lignes directrices principales qui peuvent se résumer comme suit : -
étude de la faisabilité technique et évaluation des coûts du système de plate-forme sur jambes à câbles tendus(TLP); étude des dimensions de la plate-forme et analyse hydrodynamique et structurelle de celle-ci, des ancrages et des colonnes montantes (risers). Etude de construction et de montage; détermination des composants critiques à mettre au point à un stade de pré-ingéniérie. Les plus importants de ces éléments seront testés dans la seconde partie de la recherche; mise au point de méthodes de calcul se rapportant particulièrement à la prévision des mouvements et des forces maxima les plus probables, compte tenu de la réponse de la plate-forme à l'excitation des forces ambiantes.
Ci-après une description résumée de la plate-forme, telle qu'elle se présente déjà actuellement et suivant le gabarit qui a été retenu pour le moment. 3.
DESCRIPTION DE LA PLATE-FORME
La plate-forme sur jambes à câbles tendus (TLP) est constituée d'une coque à laquelle est imprimé un excès de poussée qui tend un système d'ancrages verticaux, liés aux caissons de fondation. Ci-après une description résumée des principaux éléments : 3.1
Pont et coque de la plate-forme
Etant donné que dans une TLP, le vent accentue fortement l'action des forces ambiantes s'exerçant sur les ancrages, le pont a été étudié de façon à ce que puissent être logés dans sa structure un certain nombre d'équipements et de services afin de réduire le plus possible les zones exposées au vent. Le pont se compose de deux niveaux plus un entrepont pour soutenir les têtes de puits. Les charpentes principales sont constituées de poutres-caissons; les poutres extérieures reposent sur les colonnes montantes et sur des traverses qui ont également pour fonction de rigidifier davantage la structure de la plate-forme, en évitant des moments de flexion trop importants à la jonction des colonnes et des pontons.
- 349 Les éléments de poussée sont principalement les quatre colonnes situées au-dessus de la plaque de base et considérablement renflées dans leur partie inférieure pour améliorer la flottabilité. 3.2
Ancrages
Les ancrages sont constitués de 16 lignes (4 par colonne) formées de tubes de 20 pouces de diamètre et d'un pouce d'épaisseur en acier de qualité API X65 couramment employé dans la construction de conduites sous-marines. Les lignes d'ancrage sont formées en soudant automatiquement bout à bout les diverses sections de tubes. Les extrémités inférieures des ancrages sont constituées d'éléments d'acier plus résistants qui, grâce à une distribution particulière de la résistance à la flexion obtenue par une mise en forme spéciale d'une section d'environ 30 m, permettant d'imprimer aux ancrages l'angle d'inclinaison prévu (environ 7°) sans devoir utiliser aucune charnière mécanique. Les extrémités (stress joint ou joint de tension) sont reliées aux caissons de fondation au moyen d'un connecteur mécanique (anchor connector ou connecteur d'ancre) qui permet la jonction au moment de l'installation et l'éventuel détachement en phase d'opération. L'extrémité supérieure des ancrages est reliée à un joint flexible (flex-joint) et donc attachée dans sa partie supérieure à une moufle de charge (load block) capable d'effectuer, si nécessaire, des corrections de longueur pendant l'exploitation. Les principales raisons du choix de ce système sont les suivantes : a) Pour les tubes soudés : - économie par rapport aux joint mécaniques réversibles; - possibilité d'inspection fiable in situ des joints soudés; - calcul de la fatigue par des méthodes plus éprouvées. b) Pour les extrémités de type "stress joint" (joint de tension) au fond : - possibilité de conception et de calcul pouvant se baser sur les caractéristiques de fiabilité des pièces en acier, déjà longuement éprouvées ; - possibilité d'inspection in situ c) Pour les terminaisons de type "flex joint" (joint de flexion) à l'extrémité supérieure : - moindre sollicitation de l'assemblage ancrage/plate-forme permettant de réduire le moment de flexion à la charnière; - possibilité d'inspection visuelle sans trop perturber l'exploitation. 3.3
Fondations
Elles sont composées de quatre caissons sur pieux, reliés deux à deux par une structure réticulaire. Ces structures facilitent les opérations en mer ouverte (positionnement et mise à niveau) et en réduisent le nombre au moment de l'installation; elles permettent également une meilleure distribution de la charge sur les pieux au cas où un ancrage se serait détendu.
-
3.4
350
-
Completion des puits
La plaque de base de la tour de forage est percée de 16 fentes et 8 conduites (risers) de production, 4 d'injection d'eau et une d'évacuation lui sont reliées. Les puits sont amenés en surface, les têtes de puits étant logées sur des tensionneurs individuels. Les colonnes de production (risers) ont un cuvelage (casing) de 7 pouces de diamètre qui contient le tubage (tubing) de production et la ligne de gas-lift (ascension au gaz). 3.5
Procédure d'installation
Les caissons de fondation sont positionnés par rapport à la plaque de base de la tour de forage, déjà installée. La plate-forme est remorquée jusqu'à la verticale des plaques de base et amarrée provisoirement au moyen de câbles. Cet amarrage temporaire est calculé pour pouvoir résister aux tempêtes des trois mois d'été. Huit ancrages (2 par colonne) sont ensuite lancés par soudage automatique des différentes sections de tube. Les extrémités inférieures des ancrages sont reliées deux à deux au moyen d'une structure qui en empêche la collision. La cadence de lancement est d'une section toutes les 90 minutes environ ce qui fait que le lancement est complètement terminé en à peu près 50 heures. Durant ces opérations, la plate-forme est en condition de stabillité de flottaison et de sécurité dès qu'un petit nombre de sections de tube ont été lancées. La première phase de lancement et ensuite la connection des ancrages au fond doivent être exécutées en profitant d'une fenêtre de beau temps. Le lancement des 8 ancrages suivants s'effectue en se guidant sur les lignes connectées et tendues antérieurement.
RESUME DES DONNEES DU PROJET ET DES CARACTERISTIQUES Emplacement Profondeur d'eau Gisement Conditions météocéanographiques (tempête sur 100 ans)
Adriatique sud 827 m Aquila Hs = 8,9 m Tz = 9,6 m
Charge utile (y compris le pont) Poids de la coque Dislocation Ancrages Tension préalable des ancrages
112 500 kN 117 500 kN 334 000 kN 16 tubes d'acier 30" x 1" 100 000 kN
Déplacement maximal Moments caractéristiques débattement
96 m
pilonnement tangage/roulis lacet
125 s - 90 s (par rapport au déplacement maximal) 3, 3 s 3,8 s 120 s - 83 s (par rapport au déplacement maximal)
-
5.
351
-
DEVELOPPEMENT FUTUR DU PROJET
Conformément aux orientations de développement déjà rappelées, l'objectif essentiel de la recherche en cours est de confirmer, sur la base d'analyses plus précises, la validité de la configuration actuelle et de perfectionner le projet de manière à prouver que la solution est techniquement réalisable et économiquement payante. La recherche portera essentiellement sur l'application de méthodes de calcul visant à déterminer la réponse de la plate-forme et à évaluer les valeurs maximales les plus probables de déplacement ainsi que les forces de même que sur la conception et l'analyse de la phase d'installation. Les problèmes pratiques de construction et de montage seront étudiés avec la collaboration de chantiers et de spécialistes du montage en mer. Des études et des expériences parallèles seront mises en oeuvre concernant des problèmes de mouvements tourbillonnaires (vortex shedding), dynamique due au vent et à la fatigue; les essais en bassin de la plate-forme seront également effectués. Certains nouveaux composants particulièrement importants comme par exemple le connecteur des ancrages aux caissons de fondation et les éléments de connection des risers aux têtes de puits seront étudiés et mis au point à un stade de pré-ingéniérie. Une seconde partie de la recherche portant essentiellement sur l'essai de prototypes de composants critiques est actuellement prévue.
ETAPE 1 COMPORTEMENT DYNAMIQUE DE LA PLATE-FORME
Definition des contraintes ambiantes
?
"I
Effets de champ potentiels primaires et secondaires (DINDTF)
-„V*
Analyse dynamique nonlinéaire du domaine temps (DISMAR)
ETAPES 3/4 ANALYSE DE LA LIGNE 'AMARRAGE ET DES RISERS
Analyse dynamique nonlineaire du domaine temps (DWRSR)
i ETAPE 2 ANALYSE DE LA PLATC-FORME
Evaluation des w ^ m » les plus probables (POSDIN) Définition de la charge externe (DIFCARG)
Analyse de structure (NASIRAN)
-
Contrôles s t r u c t u r e l ! (NAISC-DNV77)
LJ
CoatrSles structurels
ETAPE S
PROCESSUS D'ANALYSE
i Analyse de fatigue (FATA)
|_
I
1
U
(71 M
-
353
-
65M
66M
21M
F~115M
COLUMN SECTION a
FOUNDATION AND DRILLING TEMPLATE
SEA BOTTOM PLAN
jMmsmum.
7 •;w.\\\v/j/;/¿y.*.yw\\
1. Derrick flottant; 2. Jarabes d'amarrage; 3. Plaque de fondation et de forage; 4. Plan du pont; 5. Ligne de boue; 6. Section de colonnes; 7. Plan du fond marin GISEMENT AQUILA TECNOMARE PLATE-FORME SUR JAMBES A CABLES TENDUS
POSE DE LA JA MBE D'A MA RRA GE
SCHEMA DE LA JAMBE D'A MA RRA GE
ÙLL/ * ^
< L Æ >
>
Moufle de charge
o H^ ELASTOMERS
I
FLEXJCTWT
Joint de flexion elastomere
w oi
TETHER
( S 0 8 MA . I 2 S W . T )
STRESS JCTWT
Joint da tension CHDfLCONNECIOfl
Connecteur d'ancre
y / p w . ■ÄWJ&WA* WVWAJ f e y w g y w ^V»W*\
Ligne de boue
2&U
-
355
-
(03.124/82) SYSTEME DE PRODUCTION ET DE STOCKAGE SUR BARGE (BPSS) D.R. CARRUTHERS Directeur des Etudes pour l'Etude BPSS, Taywood Santa Fé Ltd.
1.
INTRODUCTION
Le présent rapport est une description des travaux effectués par : Taylor Woodrow Energy Limited (participant) Seaforth Maritime Limited (participant) OSTEC (conseiller principal) au cours des deux premières phases d'un contrat qui en comportait trois. Le projet consiste en la mise au point d'une unité flottante de production installée sur une barge dont les mouvements seraient aussi bons, sinon meilleurs, que ceux d'une plate-forme semisubmersible, et dont les temps d'arrêt seraient semblables à ceux d'une plate-forme fixe. Au cours de la première phase, on s'est appliqué à démontrer la faisabilité du concept du point de vue technique et commercial. C'est pour cette raison que les travaux ont été concentrés sur : La confirmation du modèle mathématique représentant le comportement hydrodynamique de la barge au moyen d'une série d'essais en bassin. La réalisation d'une étude conceptuelle, utilisant seulement des équipements existants. La confirmation de la valeur commerciale du système en effectuant des analyses réalistes concernant les coûts, le planning, et l'économie du système. Les paramètres de base utilisés pour l'étude de la phase 1 sont indiqués dans le tableau 1A. Une fois la phase 1 terminée, nous nous sommes rapprochés de plusieurs compagnies pétrolières et c'est à partir de leurs commentaires qu'ont été préparés les paramètres d'étude de la phase 2 qui sont donnés dans le tableau IB. C'est à partir de ces paramètres que nous avons étudié, au cours de la phase 2, les points suivants : - L'étude complète d'une barge ancrée par un système â tourelle et de tous les équipements nécessaires pour le développement du champ. - L'étude détaillée des matériels nécessaires pour la structure elle-même et les équipements. - Des estimations précises de coûts fondées sur les quantités de matériels. - Les programmes et plannings détaillés pour l'étude, la construction et la mise en place des installations. - Une analyse économique complète des conditions de développement. -"L'approbation de principe" du Register of Shipping des Lloyds. Il s'agit lä du plus haut degré de certification avant de passer à l'étude détaillée concernant un champ particulier.
-
356
-
Les principales differences entres les ëtudes de la phase I et celles de la phase II sont données dans le tableau II. On s'aperçoit que le système n'est pas très sensible à la profondeur. Four éviter d'être trop long, tout le reste de la description fera référence aux études de la phase II. 2.
MOUVEMENTS
Les mouvements de la BPSS sont supprimés en s'assurant que la fréquence propre de la barge coïncide avec les points zéro de l'apport d'énergie des vagues. Ceci est obtenu grâce à un choix correct de la taille et de l'étude concernant la coque. Aucun équipement d'amortissement des mouvements n'est utilisé. Les "Systèmes Réponse Amplitude" (RAO - hauteur de vague - mouvement induit de la barge) pour une certaine fourchette de périodes des vagues ont été calculés et vérifiés par un programme d'essais sur modèles. Il y a un bon accord entre les RAO mesurés et les prévisions. On peut voir sur la figure I une comparaison de la RAO due à la houle pour une barge de phase II, avec ce que l'on obtient dans le cas de plusieurs semisubmersibles. On peut voir que sur toute la fourchette, la barge est aussi bonne sinon meilleure que les semisubmersibles. Un des avantages complémentaires de la BPSS est que son tirant d'eau de survie est le même que celui qu'elle a en opération. Ceci signifie que, par opposition aux semisubmersibles qui doivent être dëballastés avant l'arrivée d'une tempête importante, la BPSS conserve sa bonne réponse aux mouvements, même dans des conditions de tempête extrême. Les forces de tangage et de dérive ont été mesurées également au cours des essais sur modèles. L'accord avec les prévisions effectuées par ordinateur a été bon. Les mouvements verticaux au niveau de la tourelle dûs au tangage ont été calculés et combinés avec les mouvements dûs au pilonnement. Pour des conditions de temps au cours desquelles une semisubmersible pourrait rester â son tirant d'eau de fonctionnement (c'est-à-dire une vague maximale de 26 mètres, avec une période de 13 secondes), le Jonswap de la tourelle de la BPSS est supérieur au pilonnement des semisubmersibles. 3.
LA BARGE
La barge est un grand vaisseau en acier spécialement étudié. Elle déplace 142.773 tonnes et est étudiée pour une durée de vie de 20 ans ; il est prévu qu'elle resterait à poste pendant 10 ans avant d'être mise en cale sèche. Il est prévu que les habitations et l'helideck soient installés â la proue du navire. Comme la barge tourne autour de la tourelle pour se mettre en position optimale par rapport au vent, les zones dangereuses sont toujours au vent. Entre les quartiers d'habitation et la tourelle, se trouvent une aire générale de travail, et les unités de filtration de l'eau d'injection. La tourelle est située juste en avant du milieu du navire pour permettre à la barge de toujours se mettre en position optimale par rapport aux conditions atmosphériques. Le système d'amarrage, les systèmes de contrôle des arbres de noè'l, les pompes d'injection d'eau, les duses de production et le manifold sont montés sur la tourelle. Les fluides de production, â une pression n'excédant pas 500 psi (35 bars) sont transférés par l'intermédiaire d'un joint tournant multiproduit au train de production en trois étages installé sur le pont.
-
357 -
L'unité de production est constituée par des séparateurs horizontaux triphasiques, comportant des chicanes et des amortisseurs pour supprimer le "clapotis". On y trouve aussi un séparateur de test. L'eau produite est nettoyée jusqu'à ne plus contenir que moins de 40 ppm d'huile avant d'être rejetée. Les trois principaux générateurs d'électricité, des turbines â gaz de 3,3 MW, sont situés en arrière de l'unité de production. Ceci permet de réduire la longueur des câbles haute tension allant au tableau de distribution et permet de répartir les moteurs et les pompes d'une façon optimale. Les turbines à gaz sont â double alimentation : du gaz et du fuel diesel. A la poupe on trouve une grande boucle d'essai et de mesure et un portique de chargement. Les ballasts d'eau et les réservoirs destinés à recevoir les rejets sont situés sur le périmètre de la barge, tandis que les réservoirs de stockage de brut sont dans la partie centrale. A l'arrière de la barge, le réservoir de stockage d'huile est remplacé par un espace destiné aux machines sur lequel se trouvent les moteurs du système de propulsion, les pompes de ballastage, le système de pompage interne de la cargaison, les dispositifs de commutation, etc. La coque a été étudiée pour être en conformité avec tous les règlements et les lois qui peuvent s'appliquer à elle. Les exigences du code IMO de stabilité et d'endommageaient sont largement dépassées, par le fait que des réservoirs de ballastage d'eau de 9 m de largeur ont été prévus sur chacun des côtés du navire. 4.
RISERS ET EQUIPEMENTS SOUS-MARINS
Une étude relative aux équipements sous-marins et aux risers nécessaires pour permettre la production d'huile a été effectuée. Four l'étude de la phase II, nous avons adopté des contrôles électro-hydrauliques, des têtes de puits humides, des lignes de collecte flexibles, des systèmes de connexion sous-marins par traction sans plongeur, des duses d'injection d'eau sous-marines et des risers flexibles and double chaînette. Les 16 risers flexibles peuvent demeurer connectés à la barge pendant toute la durée d'une tempête centenaire. Si l'on avait prévu un système de riser sous tension, cela aurait supprimer la nécessité de mettre en place des duses d'injection d'eau sous-marines mais le faisceau de riser n'aurait pas pu rester connecté pendant une tempête importante. Dans des profondeurs d'eau plus importantes, il est possible de mettre des risers sous tension au point qui leur permettraient de rester connectés quels que soient les mouvements du navire. Les risers se présentent sous la forme de quatre faisceaux, chacun de quatre lignes. La composition des risers est la suivante : Riser N° 1 1 ligne de diamètre intérieur 8" Injection d'eau 3 lignes de diamètre intérieur 3" Production Riser N° 2 4 lignes de diamètre intérieur 3" Production Riser N" 3 1 ligne de diamètre intérieur 3" Production 1 ligne de diamètre intérieur 3" Essai de pression/ rinçage 2 lignes de diamètre intérieur l"l/2 Gas Lift Riser N° 4 2 lignes de diamètre intérieur l"l/2 Gas Lift 2 ombilicaux Contrôle et injection de produits chimiques Il faut noter que chaque puits de production comporte son propre riser de production équipé d'une duse montée sur le pont. En outre, une ligne individuelle de l"l/2 mène à chaque puits mobilisé par la pression gas-lift.
-
358
-
Les risers sont installés sous la forme d'une ligne continue depuis la plaque de base jusqu'à l'ancrage du riser, à la bouée de subsurface, et à la tourelle. Ceci élimine la nécessité d'effectuer des connexions sous-marines supplémentaires. Une analyse détaillée des lignes de collecte et des risers a été effectuée, mais aucune optimisation n'a été recherchée car la technologie est en train de progresser â grands pas dans la période actuelle. L'étude des contrôles sous-marins et du système de production a été effectuée par Advanced Production Technology, en tant que sous-traitant. Les 8 têtes de puits de production sont du type conventionnel, humides, avec les équipements requis pour l'injection de produits chimiques, les interventions au câble, et pour les 4 puits sur plaque de base, le gas lift. Les 7 têtes de puits d'injection satellites sont semblables mais sans les équipements d'injection de produits chimiques. Le riser unique 8" d'injection d'eau est connecté aux puits d'injection par l'intermédiaire d'un ensemble duse-manifold sur la plaque de base. Le système de télëcontrôle électro-hydraulique a été étudié de façon à permettre de contrôler les équipements sous-marins en utilisant une unité télévisuelle (VDU), avec tableaux synoptiques, installée dans la tourelle. Tous les équipements sélectionnés sont des équipements prouvés et, de façon à augmenter la fiabilité, il n'y a pas de défaut unique qui affecte plus d'une seule fonction. 5.
SYSTEME D'EXPEDITION
C'est un système de chargement en tandem qui a été retenu. Il s'agit là d'un système semblable à l'installation qui a bien fonctionnée sur le Fulmar F.U.S. Des essais en bassin ont été effectués pour s'assurer que l'opération de passage de la ligne initiale, du tube du connexion et ensuite l'écoulement est possible. Les constructeurs ont fourni tous les détails ainsi que les coûts. Ces derniers ont été inclus dans les prévisions globales de coût du projet. 6.
COUTS ET PLANNINGS
Une évaluation précise du coût a été effectuée à partir des listes de matériel de la phase II et des équipements correspondants. Cette estimation démontre que le développement de tout le champ, exception faite des coûts directs de forage, sera d'un montant inférieur à 190 x 10& Livres. Ce prix comprend le coût des études, de la direction du projet et des équipements accessoires. Ces derniers représentent approximativement 20% du coût total mais ils sont généralement ignorés lorsque l'on effectue des estimations de coût. Il n'a pas été rajouté d'imprévus. Dans les travaux d'évaluation du BPSS, on a supposé que 80 X au moins des équipements seraient d'origine britannique. C'est pour cette raison que les coûts utilisés ont été ceux des fabrications britanniques, chaque fois que cela a été possible. Le niveau peu élevé du coût global de la BPSS par rapport à celui de récentes installations de production en Mer du Nord peut découler de : - la structure en simple coque est idéalement adaptée à une construction automatisée par panneaux, - l'utilisation d'acier doux, chaque fois que ceci est financièrement intéressant, - l'utilisation d'un système de production et d'équipement d'utilités montés sur le pont et naturellement ventilés, - l'utilisation exclusive d'équipements essayés et prouvés.
-
359 -
Tableau I Profondeur d'eau Puits de production satellites Puits producteurs sur plaque de base Puits satellites d'injection d'eau Capacité de production d'huile proposée: Max. Min. Taux de production maximal d'huile par puits Taux maximal d'injection d'eau étudié Injection maximale d'eau par puits
B 100 m 4 4 7
A 300 m 6 6 8 70.000 (10.000 10.000 ( 1.500
BOPD m 3 /j) BOPD m3/j)
45.000 BOPD (6.500 m3/j) 4.500 BOPD ( 700 m 3 /j)
10.000 ( 1.500 90.000 (12.000 10.000 ( 1.500 320 130
BOPD m3/j) BPD m3/j) BPD m 3 /j)
6.500 BOPD (1.000 m 3 / j ) 6 5 . 0 0 0 BPD ( 1 0 . 0 0 0 m3/j) 10.000 BPD ( 1.500 m 3 /j) 500 210
Rapport gaz/huile: (SCF/STB) (m3/m3) Gas Lift (maximum disponible à 4.000 psi, 20 MMSCFD soit 270 bars) (600.000 m 3 /j) Hauteur maximale de vague 36 m Période maximale de la houle 16 sec.
28 m 15 sec.
Tableau II
Longueur de la barge Largeur de la barge Tirant d'eau de la barge Franc-bord du navire Nombre de lignes d'ancrage Type des lignes d'ancrage
323,5 m 50 m
18 12 10
Câble 5"
250 41 15 10
9
m m m m
Chaîne 4" 1/2
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Un planning a été prepare montrant le temps qui s'écoule entre le début de l'étude détaillée jusqu'à la production d'une première quantité d'huile. Le temps nécessaire est de 26 mois, ceci étant fondé sur une analyse de chemin critique à partir de 120 pas. Les principales entraves â une réduction du temps jusqu'à la première production d'huile sont les "matériels à long délai". On a supposé que pour ces matériels le temps minimum de livraison serait de 14 mois, à partir du moment ou la commande est passée, et de 18 mois au maximum. La possibilité d'installer la plupart des tuyauteries et des câbles avant la mise en place des matériels â long délai de livraison diminue énormément le temps requis pour terminer l'installation. On a supposé que plusieurs des puits auraient été forés avant l'arrivée sur place de la BPSS. Ceci réduit les opérations de raccordement en mer et les opérations de mise en route à la connexion des chaînes d'ancrage et des risers prë-installes, à l'ouverture des puits et à la réalisation de la mise en service finale sur les équipements de production déjà préessayés. Il faut se rappeler que ces avantages concernant un coût faible en capital et une mise en production rapide ne sont pas faits au détriment, soit d'un taux de récupération réduit, soit de temps d'arrêt plus élevés.
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(03.131/82)
CONCEPTION D'UNE PLATE-FORME DE PRODUCTION FLOTTANTE APPLICABLE AUX CHAMPS MARGINAUX Mr. James Anderson Britoil PLC, Glasgow Scotland
Résumé Les principaux objectifs de l'étude sont de faire avancer la technologie des systèmes de production de brut offshore basés sur une conception à but spécifique de moyens de production flottante semisubmersible reliée par colonne montante à un système sous-marin de plaque de base/manifold/puits en tenant compte des éléments spécifiques du système dans son ensemble et en explorant les options possibles. L'étude a collecté une large gamme de données d'étude susceptibles de faciliter l'identification d'une configuration initiale optimale à partir de paramètres d'entrée fondamentaux. Grâce à des études paramétriques, les résultats peuvent être extrapolés à une large gamme de caractéristiques de réservoirs de taille modeste et à différentes profondeurs d'eau afin de permettre une rapide évaluation des conséquences d'une modification d'un paramètre majeur donné d'un système conçu pour un ensemble de paramètres, mais capable d'être considéré pour un autre ensemble de paramètres à l'occasion par exemple d'un examen des bénéfices probables sur la performance du réservoir par l'application de la technique de production intermittente ou interrompue. Les exigences moins sévères vis à vis des mouvements acceptables du navire et la réduction du temps perdu qui accompagne le développement de colonnes montantes flexibles en association avec un système d'amarrage semi-permanent fournissent les fondements d'une minimisation de la configuration du navire, du poids et des coûts initiaux.
I.O
INTRODUCTION
Le développement des champs du Nord situés dans la Mer du Nord peut être économique, à condition que les coûts d'investissement, le cash flow et les frais exposés soient favorables. Ces critères ont été réduits à des niveaux plus favorables grâce à l'utilisation des moyens de production flottants semi-submersibles convertis du type FPF - Floating production facilities. Deux semi-submersibles de forage standard avec les limitations des
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de leur spécificité de plate-forme de forage ont été convertis pour utilisation pour la Mer du Nord et la conversion d'une ou deux platesformes similaires pourrait suivre. Néanmoins, les coûts de conversion sont élevés : ces plates-formes ne sont pas conçues pour une production continue dans des conditions météorologiques et de mer sévères de la Mer du Nord qui sont courantes, et sont handicapées par les limitations d'espace en tête de la plate-forme et de la charge utile maximum. La réussite du développement des champs marginaux à l'aide de FPFs dépend d'une bonne utilisation de la conception et de l'intégration des systèmes périphériques et du matériel associés. Ceux-ci comportent les têtes de puits, les flowlines, les plaques de base, les manifolds, les systèmes de colonne montante, les systèmes de traitement et des utilités, d'exportation et de stockage. Chaque système subit une ou plusieurs contraintes parce qu'un moyen de production, étant flottant, subit les mouvements dans les six degrés de liberté. L'étude s'efforce de développer un système FPF intégré complet conçu pour le développement d'un champ de synthèse,typique de plusieurs réservoirs mineurs dans la Mer du Nord, afin de décider l'orientation de l'étude - voir le tableau 1. Néanmoins, la nature paramétrique des différentes subdivisions de l'étude permet de considérer des variantes importantes, de ces paramètres s'appliquant au cas de base. TABLEAU 1 PARAMETRES D'UN CHAMP SYNTHETISE Réserves récupérables Débit maximum de brut Production de gaz Profil du champ Profondeur d'eau Profondeur totale du puits » O R initial GOR A.P.I. N° de puits de production N° de puits d'injection N° de puits de réserve Cours d'injection d'eau Satellite de production Satellite d'injection Oléoduc Gazoduc d'exportation Système de production du brut Système de production du gaz Pression en tête de puits pendant production 2.0
60 M barils 30 000 barils/jour 10.5 M.M.S.CF./jour 30 000 barils de brut/jour exploitation sur période de 9 ans 400 pieds 13 000 pieds 30/40X 600 pieds cube par baril 39 5 5 2 63 000 barils/jour 4 4 Diamètre 10" Diamètre 8" Par oléoduc jusqu'à la côte Par gazoduc jusqu'à la c8te 2 000 p.s.i.
DESCRIPTION DU TRAVAIL
On a examiné les aspects suivants de chacun des éléments principaux du système :
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Etat actuel de la technologie Les options possibles avec leurs avantages et leurs désavantages L'impact de ces options sur les autres éléments du système dans son ensemble Les procédures et les critères de sélection de la meilleure solution L'effet d'une variation de l'importance du champ et de la profondeur d'eau. L'étude a tenu compte des options opérationnelles suivantes, et leur influence sur les sous-systèmes de la FPF a été évaluée : FPF destinée uniquement à la production avec travaux par câbles et outils pompes (TFL) FPF destinée à la production plus le forage simultané FPF destinée à la production plus des travaux importants de "workover" en même temps FPF destinée à la production plus des travaux importants de "workover" différés toutes ces options ont été étudiées avec et sans des moyens de sockage situés sur la plate-forme. L'étude a été divisée en deux sections - (a) navire équipé d'un système de colonne montante et (b) plaque de base, manifold, têtes de puits, etc. sur le fond. La section navire/colonne montante était ensuite subdivisée en cinq tâches principales énumérées en dessous. Un manuel pour la conception préliminaire a été rédigé pour chaque tâche de chaque section. Structure du navire
Etude paramétrique du pont Etude des pontons et des colonnes Charges hydrodynamiques Etudes intégrées du navire
Architecture navale
Etudes paramétriques de la coque ContrSle des règlements
Système du Riser de production
Revue du riser Première évaluation des options Première analyse de la conception Interfaces riser/ëlément flottant Disponibilité du riser
Amarrage et respect du positionnement
Revue des éléments d'amarrage Inspection et maintenance de 1'installation Analyse paramétrique
Exportation et stockage du brut
Revue des systèmes d'exportation Revue des besoins de stockage du brut Revue des systèmes de stockage du brut
Le but de ces études était l'investigation des paramètres d'études affectant chacun des composants du semi-submersible indépendamment et ensuite d'intégrer les résultats afin d'arriver aux configurations optimum pour les options opérationnelles considérées.
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2. 1 le pont Cette étude concerne quatre types de base, c'est-à-dire en grille, en treillis, "ring plated" et "fully placed" - voir la Figure 1, soutenus par 4 et par 6 colonnes. La résistance globale à la flexion d'un semi-submersible à deux pontons est moindre horizontalement que verticalement. En conséquence,- la résistance transversale doit donc être assurée grâce i des entretoises transversales et diagonales pour les cas du type grille et de treillis et par une amélioration de la rigidité transversale pour les opptions avec ponts en plaques. L'installation des entretoises pour les options en grille et en treillis dans les structures complexes et susceptibles à la fatigue, nécessitant des inspections importantes pour le contrôle des défauts et le contrôle dimensionnel, ce qui provoque à son tour des procédures coûteuses de fabrication et d'installation. De surcroît, il faut envisager de prévoir une flottabilité de réserve afin de garantir la stabilité dans des conditions d'endommageaient. Toutefois, ces options pour le pont assurent à l'opérateur assez de souplesse pour lui permettre de changer la fonction du navire en substituant d'autres équipements modulaires sur la tête de la plate-forme. Par contre, un pont entièrement plaqué peut être conçu de manière à intégrer totalement les besoins fonctionnels et de résistance ayant comme résultat un taux de charge utile/tonnage d'acier meilleur que pour les options avec ponts en grille ou en treillis. La conception "ring plated" comprend certains désavantages du pont entièrement plaqué et du pont en treillis avec la structure en acier soutenant les modules intégrées afin de maintenir la résistance d'ensemble du pont et de permettre des modifications dans certaines zones du pont. Néanmoins, la conclusion qui ressort des études est que pour une fonction de production bien définie, le pont entièrement en plaques est le plus intéressant avec sa réserve inhérente de flottabilité, ses entretoises transversales minimes, son économie de production grâce aux techniques en ligne de panneaux plats et sa contribution globale â la facilité de fabrication et d'installation de la structure ainsi qu'une réduction des entretoises susceptibles de céder et des nodes de transition entre les entretoises et le pont, les pontons et les colonnes. 2.2
Les pontons Les études paramétriques sur les pontons ont pris en considération les variations du tirant d'eau, de forme et de section et ont examiné leur répercussion sur les coQts de construction et de fonctionnement. Une augmentation du tirant d'eau du ponton améliore la réponse du navire et réduit les temps morts de production mais en contrepartie augmente le poids d'acier, ce qui influence les coûts de construction. La conclusion qui ressort de l'étude est que le poids optimal par rapport à la stratégie des coûts est obtenu en réduisant l'espacement des raidisseurs au minimum, compatible avec les contraintes des lignes de production à panneaux plats, et en augmentant l'espacement de l'ouverture au maximum permissible. Les taux d'aspect du ponton (largeur/profondeur) allant de 1,4 à 2,2 et les sections allant de 120 â 160 m2 offrent potentiellement les plus importantes économies de poids pour les tonnages de déplacement considérés. Un choix de la géométrie du navire est possible sans engendrer des sur-poids inacceptables, ce qui donne au fabricant toute latitude d'utiliser des options économisant le temps et les coûts ; le choix de la forme du ponton sera un compromis entre l'architecture navale et les nécessités structurelles afin de convenir à un moyen de fabrication particulier.
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2.3
Les colonnes Les colonnes remplissent un double rôle, à savoir de régler la réponse du navire et la liaison structurelle entre les pontons et le pont. Néanmoins, le choix des dimensions et de l'espacement des colonnes est déterminé par les contraintes d'architecture navale sur les caractéristiques de stabilité et des mouvements qui influencent les temps morts de production. Quatre types de colonnes différentes ont été considérées pendant cette partie de l'étude, à savoir circulaire, elliptique, carrée avec des angles et à facettes. A partir des poids calculés pour ces types de colonnes associés au dispositif de raidissement approprié, il résulte les conclusions suivantes : tant pour la colonne circulaire qu'elliptique, le poids augmente avec d'une part l'accroissement de l'espacement "ring frame" pour un espacement constant du raidisseur et d'autre part un accroissement de l'espacement des raidisseurs en maintenant constant l'espacement des "ring frames". Pour des dimensions données de la colonne, le poids d'une colonne circulaire est réduit au minimum, tandis que la proportion du poids de la colonne par rapport au poids total du navire est peu importante, d'autres considérations telles que les transitions entre la colonne et le pont et la colonne et le ponton pour des dimensions données du ponton peuvent imposer un type particulier de colonne afin de réduire la complexité de la transition et les coûts de fabrication, ce qui peut plus que contrebalancer l'augmentation du poids qui en résulte. 2.4
L'architecture navale Les études paramétriques de la coque ont pris en considération trois configurations de base à colonne stabilisée, c'est-à-dire avec double ponton, avec ponton "anneau" (avec une largeur du ponton dépassant la largeur/diamètre de la colonne) avec ponton "anneau" (largeur du ponton moins que largeur/diamètre de la colonne). Dans chaque configuration, les paramètres principaux suivants ont été variés : - le nombre et les dimensions des colonnes, la section des colonnes et des pontons et la nuance d'acier. Four toutes les configurations, l'option à quatre colonnes donne le poids d'acier le plus réduit tout en étant d'une fabrication et d'une installation plus simples. C'est pour ces raisons que nous avons adopté cette solution comme base pour la suite des études. De même, pour toutes les configurations, le tirant d'eau opérationnel et la période propre du pilonnement sont les seuls paramètres de la coque affectant de manière significative le temps mort opérationnel, tout particulièrement pour les colonnes montantes rigides. Ce temps mort de production est également influencé par les moyens d'expédition du produit, et différentes options ont été considérées afin d'évaluer les économies de coûts résultant du stockage à bord. Bien que l'augmentation de la capacité de stockage limitera le temps mort, avec le système d'expédition même le plus efficace, l'analyse a démontré qu'un minimum d'environ un jour et demi de la capacité de production réduit le temps mort par une marge très significative. Pour les paramètres du champ adoptés pour la présente étude, la configuration à deux pontons en cours de développement respectera cette condition minimum. Pour des capacités de stockage plus grandes, des configurations comportant des pontons "anneau" seraient nécessaires. 2.5
Risers L'étude du riser de production a identifié quelques 38 options de risers pour les paramètres du champ défini - douze rigides, vingt flexibles
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et six hybrides. Après avoir effectué une évaluation rigoureuse, trois configurations de base ont été sélectionnées pour une étude plus approfondie - un riser vertical rigide sous tension déployé à travers un moonpool sur la FPF, un dispositif de riser flexible, soit simple, soit double, déployé à partir de la FPF et suspendu sous forme caténaire, soutenu par bouée au milieu de la tranche d'eau, et un dispositif flexible substituant un tour souple ancré sur le fond à la bouée au milieu de la tranche d'eau. Le riser rigide sous tension correspond à la technologie conventionnelle actuelle, qui a fait ses preuves et de ce point de vue représente une solution immédiate acceptable, particulièrement dans le cas d'un navire destiné uniquement à la production, avec ou sans de légers travaux de workover, mais va de paire avec une perte considérable de production par temps défavorable. Le système de riser flexible est faisable, mais reste à essayer dans la pratique des conditions qui prévalent dans la Mer du Nord, et il faudra d'autres expériences sur le développement avant qu'on puisse le considérer avec la même confiance que celle qu'on accorde au riser rigide. L'étude s'adresse donc à ce problème afin d'établir la confiance dans les systèmes de riser flexible permettant de profiter d'une relaxation des mouvements possibles et acceptables du navire, et tout particulièrement pour la configuration limitée ft la production seule, le but étant d'arriver à minimiser les dimensions du navire à l'optimum. Différentes configurations ont été considérées - voir la Figure 2. Cette conception permet d'envisager un maximum de permutation sur le fond de la mer afin de minimiser le dispositif du riser. La réponse améliorée du navire a été limitée en tenant compte de la capacité des hommes et du matériel à travailler et ft fonctionner efficacement en présence des mouvements probables que subit le navire. 2.6
Amarrage Le principal point de mire de ces études était l'étude paramétrique des systèmes d'amarrage caténaire. Une large gamme de configurations et d'éléments d'amarrage a été considérée. Grâce â l'utilisation étendue de programmes de calculs, un ensemble complet de résultats a été évalué, donnant les principales propriétés paramétriques des dispositifs en caténaire, par exemple la tension maximum dans les lignes d'amarrage, et les forces de restauration lorsque les lignes avant sont détendues. Au-delà des conditions pour le cas de base, pendant l'étude, l'effet d'une augmentation de la profondeur d'eau a été examinée, couvrant la gamme complète des lignes d'amarrage applicables en pratique, à savoir plusieurs types de câbles et de chaînes, des combinaisons des deux, et l'effet d'ajouter des "grappes" et de la flottabilité aux lignes. Ces résultats ont montré qu'il existe un avantage net en faveur des lignes â cables comportant des grappes là où les eaux sont moins profondes. Néanmoins, pour le navire réservé exclusivement à la production de taille minimum, situé sur site semi-permanent, en plus de l'étude des ancres, des câbles et des systèmes de treillage normal, un système d'amarrage avec des moyens de treillage minimal a été considéré et des études paramétriques ont permis de déterminer la configuration optimum d'ancrage, la position, la dimension et le poids des grappes et les tendeurs associés, ainsi que la pré-tension nécessaire.
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2.7
Système d'expédition En considérant la gamme de systèmes d'expédition, y compris les types articulés et ancrés par caténaires, on a décidé que la base de comparaison permettant de confronter toutes les options entre elles devrait être l'oléoduc réservé â cette utilisation sans être associé à des moyens de stockage à bord. La plate-forme de chargement de pétrolier du type articulé associée à une possibilité de stockage de la production d'un jour et demi, propre â la conception d'un semi-submersible réservé exclusivement à la production et sans capacité de stockage est fiable, a peu de risque de temps mort par mauvaises conditions météorologiques et peut être considéré comme étant le système à base de pétrolier le plus efficace pour les conditions de l'environnement, les pica de production et les profondeurs d'eau envisagés dans la présente étude. Si l'on considère la version product ion/forage, l'augmentation du tonnage du navire permet également d'augmenter la capacité de stockage, ce qui améliore les temps morts propres aux systèmes d'expédition du type ancré par caténaire, de coût bien moins élevé. On a néanmoins effectué des études afin d'améliorer ce système en vue de l'associer ailleurs à l'option de stockage minimum. 2.8
Matériels sous-marins L'étude de la plaque de base et du manifold sous-marins a tenu compte de la technologie actuelle dans tous les domaines ayant trait à la production sous-marine. A partir de ce tour d'horizon, les éléments susceptibles au développement ont été identifiés et ceux d'un potentiel bénéfique à la production â partir de réservoirs de taille réduite associés à une FPF ont été incorporés dans le développement des configurations potentielles sous-marines. Ces éléments étaient entre autres les systèmes de protection des têtes de puits, des configurations des têtes de puits, la maintenance du puits, l'entretien par outils pompes TFL, les systèmes de contrôle et de veille, le forage à portée étendue, les puits groupés en "clusters" , les puits individuels, les duses récupérables et les techniques de récupération du tubing à travers l'arbre. Pour ce dernier élément, une demande de brevet a été faite. On a également tenu compte de la position de la plaque de base et du manifold par rapport à la FPF, la conclusion est donc qu'une combinaison de plaque de base et de manifold incorporés dans une structure commune engendrerait un retard dans le forage des puits de la première plaque de base et qu'une séparation de la FPF, du manifold et de la plaque de base de forage offre . plus de souplesse ainsi que la possibilité de débiter la production plus t8t - voir Figure 3. Différentes permutations de la plaque de base et du forage des puits satellites ont été investigues et des études économiques effectuées afin de déterminer la séquence et les combinaisons les plus efficaces par rapport au coût. 3.0
CONCLUSIONS
Les résultats de cette étude de la première phase indiquent qu'une recherche supplémentaire est nécessaire afin d'établir la confiance dans certains domaines bien spécifiques avant qu'on puisse accorder une confiance pleine et entière aux systèmes flottants de production pour le développement des réservoirs. Par conséquent, la deuxième phase de l'étude s'adresse entre autres aux éléments principaux suivants : l'analyse statique et dynamique du riser flexible, les systèmes minimaux treuil/ amarrage, des systèmes améliorés d'expédition du produit, les techniques
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370 -
de production interrompues et les mouvements acceptables du navire dans leurs répercussions sur l'homme et sur le matériel. De surcroît, la deuxième phase traitera certains aspects innovateurs, tels que le tonnage du navire et la minimisation des poids.
(a) Pont-grille
(b) Pont treillis
(c) Pont "en plaque-anneau" (ring plated)
(d) Pont entièrement en plaques
FIGURE 1 : Les quatre types de pont considérés par l'étude (le placage des ponts a été enlevé)
(a) Caténaire maintenu sous tension par simple ou double bouée
(b) Caténaire double-simple ou double »VUViSWWÆsi»'
=d (c) Tour immergée Vi-Ä».'W-«W1"-
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(d) Caténaire libre 15 i
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FIGURE 2 - Options du système riser flexible
FIGURE 3 - Semi-submersible FPS avec puits à espacement large et manifold
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(03.90/80) UNITÉ D'EXPLOITATION SATELLITE AUTO-INSTALLABLEANCRÉE SUR CÂBLESTENDUS F. LEMOINE Alsthcm A t l a n t i q u e ACB RESUME
Ce support flottant permettrait d'adjoindre à une plate-forme de production des unités fonctionnelles qui n'auraient pas été prévues à l'origine. Deux flotteurs cylindriques, reliés à la plate-forme par une poutre en treillis tubulalre,supportent l'unité fonctionnelle. La structure est ancrée par câbles tendus, avec un système de tensionnement à écrêtage de tension par vérins hydrauliques. La liaison & la plateforme se fait par une connexion simple, avec un dispositif de largage rapide commandé depuis le satellite. Pour cet avant projet, nous avons limité l'application du concept "satellite flottant" à des mers relativement calmes (type Méditerranée) . Une application à des mers plus sévères serait possible technologiquement, mais conduirait à augmenter de façon significative les dimensions de la structure, donc son poids ainsi que les efforts appliqués â la plate-forme. Il faudrait alors vérifier si ces efforts peuvent être acceptés par la plate-forme. Les caractéristiques des lignes d'ancrage devraient également être grossies. Nous considérons actuellement qu'au delà de 12 mètres crête à creux, le dimensionnement de la structure et du système d'ancrage ne serait plus en rapport avec l'utilisation envisagée. Pour des mers sévères, il faudrait probablement revenir à un système d'ancrage plus classique.
1.
INTRODUCTION
Les Ateliers et Chantiers de Bretagne - ACB, ont déjà étudié des structures annexes flottantes, destinées a supporter des torches de brûlage du gaz fatal, des unités fonctionnelles ou des quartiers d'habitation. Ces supports sont constitués par une poutre servant également de passerelle, articulée à la plate-forme, et reposant & son extrémité sur un ou deux flotteurs. Des lignes d'ancrage transversales et funiculaires maintiennent le support en orientation. Un nouveau type de support flottant est envisagé. Il permettrait d'ajoindre à une plate-forme de production fixe ou semi-submersible, en cours d'exploitation ou en période de mise en exploitation, des unités fonctionnelles ou complémentaires qui n'auraient pas été prévues à l'origine. A titre d'exemple, on peut citer : - Unité d'injection d'eau - Unité de réinjection du gaz - Unité de production complémentaire - Installations nécessaires â l'exploitation d'un champ satellite - Quartiers d'habitation temporaires ou permanents. Un tel support est tout particulièrement adapté à l'installation de quartiers d'habitation du fait de sa sécurité; en effet, il peut s'écarter
373 rapidement, par ses propres moyens, de la plateforme principale en cas d'accident grave sur celleci. Dans le but de rendre ce "satellite" peu contraignant pour la plate forme et son environnement, mais aussi pour faciliter sa mise en place et son retrait, le support flottant est constitué par deux piles ancrées sur câbles verticaux tendus. La stabilité transversale obtenue par l'écartement des piles est suffisante pour les conditions de remorquage, ou éventuellement d'auto propulsion. Elle est complétée, en service, par l'action conjuguée des deux lignes d'ancrage tendues. La liaison à la plateforme se fait par une connexion simple, avec dispositif de largage rapide commandé depuis le satellite luimême. La pièce d'articulation permet toute les rotations entre la plateforme et le support satellite. Toutes ces dispositions contribuent à donner à ce nouveau type de support des qualités de sécurité et de disponibilité que ne possède aucun système actuellement existant. Le système d'ancrage sur câble tendus présente à priori, une analogie avec les plateformes T.L.P. (Tension Leg Platform). Cependant, il n'est pas possible d'appliquer le même principe sans aménagement. Alors que les câbles d'uneT.L.P. sont de longueur fixe (sauf leur propre élasticité), il faut ici ajouter un système souple de tensionnement permettant aux flotteurs du satellite un léger mouvement vertical, sans que les câbles ne se détendent. La hauteur des piles du support satellite ne peut, en effet, atteindre celles des piles d'une plateforme T.L.P. La structure atteindrait des dimensions sans rapport avec le but poursuivi. 2. DESCRIPTION_GENERALE (voir schéma 1) Le support satellite flottant est articulé à une plateforme d'exploi tation. Il est essentiellement constitué des éléments suivantes : deux piles cylindriques, de 10 mètres de diamètre et 28 mètres de hauteur, assurent la flottabilité et la stabilité transversale de l'ensemble une poutre, en treillis tubulaire, reliant les flotteurs à la plate forme d'exploitation. Les flotteurs sont à 80 mètres de la plateforme une pièce d'articulation, permettant tous les débattements angulaires du satellite par rapport à la plateforme. un ancrage à câbles tendus, avec système de tensionnement â écrêtage de tension par vérins hydrauliques des flotteurs auxiliaires, à l'extrémité de la poutre, côté arti culation, pour assurer la flottabilité en remorquage. Le satellite flottant supporte les unités fonctionnelles nécessaires à l'élargissement du champ pétrolier (quartiers d'habitation, unités d'injection...). Une plateforme hélicoptère peut facilement être ajoutée. Pour cette étude, nous avons choisi l'application à des ctuartiers d'habitation. 3.
REŞULŢA TS_D' ETUDE
3.1. Structure La structure du satellite flottant ne pose pas de problème particulier, elle est à rapporcher de celle des torchères flottantes, déjà étudiées par ACB. Etant donné les mouvements permanents et les efforts alternés dus à la
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374 -
houle, la fatigue du métal a été considérée avec soin, particulièrement au niveau de la poutre de liaison à la plate-forme. Les échantillonnages ont été déterminés pour une durée de vie de 20 ans dans des conditions de nier rencontrées en mer Méditerranée. Poids de la structure Quartiers d'habitation Flotteurs Poutre Articulation Flotteurs auxiliaires Equipements d'ancrage TOTAL 3.2. Comportemen
350 715 235 40 50 60
Tonnes Tonnes Tonnes Tonnes Tonnes Tonnes
1 450 Tonnes
hydrodynamique
Les essais en bassin de carène, réalisés à l'ENSM i Nantes, ont mis en évidence un bon comportement hydrodynamique du satellite flottant, dans toutes les configurations étudiées. D'.un autre côté, les calculs sur ordinateur, réalisés avec le programme ACB "AQUADYN" ont montré que, même si ce comportement est complexe, sa simulation numérique peut être très correcte. En particulier, elle donne une bonne approche des mouvements du satellite et de la plate-forme, ainsi que des efforts de liaison entre les deux structures. Pour les houles étudiées, qui correspondent à des états de mer rencontrés en mer Méditerranée, les mouvements et efforts extrêmes enregistrés sont les suivants : roulis, lacet du satellite tangage du satellite cavalement du satellite embardée du satellite pilonnement du satellite action sur la plate-forme longitudinal transversal vertical
+_ 6 degrés +_ 3 degrés +^3,5 degrés +_ 6 mètres +_ 3 mètres 720 tonnes force 40 tonnes force 340 tonnes force
3.3. Ancrage du_satellite Le système d'ancrage qui a été retenu permet de rédui.-.e considérablement les mouvements du satellite flottant, et particulièrement les mouvements verticaux des flotteurs (pilonnement). En effet, les lignes d'ancrage, tendues verticalement, gardent une longueur constante dans touts les états de mer faible ou moyenne importance. Le système de tensionnement, à écrêtage de tension, n'agit qu'au cours des tempêtes au passage des plus grosses vagues, pour éviter les surtensions dans les cables (écrêtage haut), ou les détensions (écrêtage bas). Caractéristiques des lignes : nombre 4 (2 par flotteur) diamètre 4 1/4" charge de rupture 950 tonnes force Nous avons placé deux câbles d'ancrage par flotteur, de façon à avoir une sécurité d'au moins 1,5 en cas de rupture d'un des cables.
- 375 3.4. Installation et retrait du satellite L'un des intérêts principaux du satellite flottant réside dans sa simplicité de mise en place sur le site, et de retrait en fin de période d'utilisation. Pour ces opérations, nous avons cherché â rendre le satellite flottant aussi autonome que possible. Tous les équipements nécessaires à 1'installation et au retrait de la structure sont sur le satellite lui-même. Les opérations à effectuer depuis la plate-forme ont été réduites au minimum. D'autre part, nous avons mis l'accent sur la sécurité. Pour cela, une possibilité de déconnexion rapide a été envisagée. Les procédures de connexion et déconnexion du satellite peuvent être résume de la façon suivante : 3.4.1. Installation - Remorquage : flottaison sur les deux piles et sur les flotteurs auxiliaires. - Connexion : accrochage d'un câble de levage à une potence fixée sur la plate-forme. . Levage de l'extrémité de la poutre par un treuil placé sur le satellite lui-même. . Connexion dans la chape et verrouillage. - Ancrage : descente des lignes d'ancrage . connexion des lignes sur les embases ou les corps morts préparés à l'avance au fond de la mer. . tensionnement par les vérins. 3.4.2. Retrait du satellite -
déconnexion et remontée des lignes d'ancrage déconnexion de l'attache â la plate-forme mise en flottaison libre du satellite remorquage en cas d'urgence, les lignes d'ancrage peuvent être abandonnées.
4. LIMITES D'APPLICATION DU SATELLITE FLOTTANT Pour cet avant projet, nous avons limité l'application du concept "satellite flottant" â des mers relativement calmes (états de mer du type Mediterranée - vague maximum : 12 mètres crête à creux). Une application à des mers plus sévères serait possible technologiquement, mais conduirait à augmenter de façon significative les dimensions de la structure, donc son poids ainsi que les efforts appliqués à la plateforme. Il faudrait alors vérifier si ces efforts peuvent être acceptés par la plate-forme. Les caractéristiques des lignes d'ancrage devraient également être grossies (tension dans les câbles et courses d'écrêtaoe). Nous considérons actuellement qu'au delà de 12 mètres crête à creux, le dimensionnement de la structure et du système d'ancrage ne serait plus en rapport avec l'utilisation envisagée. Pour des mer sévères, il faudrait probablement revenir à un système d'ancrage plus classique.
COUPE CC
VUE f
Potence Plancher \ plateforme
,Houfl« mobile
> n-=«nf
— r
Ä!
1~7
. i
Cables d'ancrage ZT
Connecteur
,Lignes guides ■ÆL.'ll
co
enrouleurs
3Sl|gj͡gg|i
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(03.123/82)
PLATES-FORMES EN BETON POUR LES MERS ARCTIQUES J. BUCHANAN ) D. KERR )
McAlpine Offshore Ltd., Londres (filiale de Sir Robert McAlpine & Sons Ltd)
Résumé L'étude et la construction de quinze plates-formes poids en béton pour le plateau continental européen nord-ouest ainsi que les différentes conceptions proposées et études ont montré les avantages de ces structures. Cet exposé décrit la première phase de l'étude afin de considérer les occasions et les possibilités de transférer ces technologies aux régions arctiques là où des besoins croissants de plates-formes de production dans un environnement inhospitalier se font ressentir. Un examen de l'information technique disponible montre que celle-ci est suffisante pour permettre la conception d'ensemble des structures en béton pour zones de premier intérêt. Il a été considéré deux formes fondamentales de régime de glace- celle de glaciers donnant naissance à des icebergs et la glace provenant de la mer formant la banquise et plusieurs choix pour les plates-formes concernant chaque forme de glace sont exposés. Deux options d'études préférentielles ont été sélectionnées qui mériteraient d'être approfondies. Les résultats des premiers travaux entrepris montrent que l'utilisation des plates-formes en béton dans les mers arctiques constitue une méthode intéressante pour le développement des champs pétrolifères. Une deuxième phase d'étude est donc prévu afin de développer les conceptions d'ensemble pour les options préférées et d'évaluer la sensibilité des structures vis-à-vis des différentes positions géographiques et des conditions de l'environnement.
1.
INTRODUCTION
Depuis 1973, quinze plates-formes poids en béton ont été installées sur divers champs situés sur le plateau continental européen nord-ouest dans les secteurs britanniques et norvégiens de la Mer du Nord. L'expérience acquise dans l'étude et la construction de ces plates-formes ainsi que celle obtenue dans le domaine des études de conception pour les autres champs ont démontré les possibilités et les avantages découlant de l'utilisation des plates-formes en béton dans les régions arctiques. Plusieurs aspects de l'étude et de la spécification s'appliquant aux
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plates-formes pour la Mer du Nord sont tout aussi appropriés aux structures dans les mers arctiques. Toutefois, la présence de la glace provenant des glaciers et de la mer soulève de nouveaux problèmes qu'il faut surmonter tant dans l'estimation de l'importance des charges que sur la capacité d'y résister. 2.
OPPORTUNITES D'APPLICATIONS
Une enquête approfondie de la littérature technique, des rapports et des revues, associée aux renseignements obtenus à la suite de visites auprès des compagnies pétrolières et des agences gouvernementales, ayant comme résultat quelque 500 références, a permis d'identifier la position des gisements possibles de production de brut et/ou gaz. L'enquête a également fourni des indications quant au moment pour effectuer l'exploration et son possible développement, donnant ainsi une idée de la priorité qu'il faudra accorder pour considérer l'utilisation des plates-formes en béton de forage et/ou production. Il est probable que le développement le plus précoce se situe dans les eaux offshore de l'Amérique du Nord dans le champ de gaz sur la côte de la Nouvelle Ecosse, dans une profondeur d'environ 21 mètres d'eau, mais toutefois à l'abri de problèmes sérieux quant à la glace. La production est prévue pour 1988, mais, dès 1984, le forage a été entrepris afin de vérifier les réserves nécessaires à une telle exploitation. De même, le forage se poursuit sur les Grands Bancs de Terre Neuve dans des profondeurs de 80 à 90 mètres d'eau, en prévision de la production de brut en 1992. Une structure-poids en béton peut être conçue pour faire face aux conditions de la houle, de la glace (iceberg) et du fond de la mer, mais il se peut que la construction d'une plate-forme de production fixe soit reportée grâce à l'utilisation à court terme d'un moyen de production flottant pendant l'évaluation des caractéristiques du réservoir. Une structure en béton destinée pour cette zone pourrait être construite dans un nouveau radoub et bassin de Terre Neuve et couplée au pont, amenée en place par flottaison au-dessus de la structure dans une profondeur d'environ 105 mètres située près de la côte. Le trajet en remorquage jusqu'au site serait de 300 à 400 kilomètres, et il est légitime d'envisager le risque de rencontre avec des icebergs pendant ce remorquage. Le projet pilote de l'Arctique pour aménager le GNL en provenance des Iles de la Haute Arctique vers le sud a été reporté sine die. Le projet de gaz polaire a été modifié sous forme de plan à deux phases à relier aux îles lors d'une phase ultérieure. La première phase comporterait un gazoduc allant des eaux canadiennes de la Mer de Beaufort côtoyant l'oléoduc à partir du delta du fleuve Mackenzie jusqu'à la connection la plus proche vers le sud. Une grande part de ce projet de développement se situe à terre, sur la péninsule de Sabine, tandis que les découvertes offshore se trouvent dans des conditions de glace hérissées de difficultés pour les structures-poids dans des eaux d'environ 300 mètres couvertes par la glace presque toute l'année. La Mer de Beaufort est considérée généralement en deux sections l'Est, relevant de la juridiction canadienne, et l'Ouest, de celle des Etats-Unis. Tous les opérateurs sont à la recherche de réserves susceptibles de justifier des dépenses ultérieures et l'exploitation. Une longueur de 400 miles d'oléoduc sera nécessaire afin de relier l'extrémité nord de Norman Wells au delta du fleuve Mackenzie, déjà doté de réserves à terre avec d'autres à proximité en mer, dans des profondeurs d'eau de moins de 18 mètres. Une autre découverte à cet endroit, même modeste, justifierait le développement de ce réservoir.
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Dans des eaux plus profondes, de 20 à 30 mètres et également plus loin de la côte, dans des eaux de 40 à 70 mètres, des réserves plus importantes sont recherchées, sans que l'on puisse espérer une éventuelle production avant le milieu de la décennie 1990-2000. La gamme de profondeurs d'eau est fonction de la distance la côte et des diverses conditions de la glace allant de la banquise reliée à la terre à la glace transitionnelle. Différentes formes de structures-poids en béton ont été considérées lors de cette étude pour une plate-forme de production dans une profondeur de 30 mètres dans la Mer Est de Beaufort. On prévoit de construire la plate-forme sur la côte Ouest de l'Amérique et de la remorquer sur site pendant le créneau de temps disponible en Août. Ce parcours de remorquage comporte des contraintes en ce qui concerne la profondeur. Le fond maximum pendant le passage par la Mer de Bering et le détroit est d'un peu plus de 30 mètres, tandis que le passage du Point Barrow est réduit à environ 25 mètres par les limites de la glace qui varient d'une année à l'autre. Une approche par l'est a été envisagée, mais une telle approche comporte des difficultés considérables, dont la principale est l'incertitude de l'extension de la glace. Ce sont les canaux les plus profonds qui sont affectés par la glace. Dans les eaux ouest de la Mer Beaufort, ces mêmes conditions s'appliquent. Néanmoins, les forages d'exploration ont eu lieu dans la mer près des côtes de l'Alaska dans des profondeurs d'eau relativement réduites, à l'origine sur les îles offshore déjà existantes. A partir de ces îles, l'utilisation d'îles crées par le dragage du sable/gravillons et des risbermes s'est développée. Les risbermes ont été utilisés associés à des caissons préfabriqués afin de former des îles retenues par des caissons carrés, hexagonaux ou octogonaux et avec un porteur de brut tronqué pour former la plate-forme de forage. Une structure-poids en béton a été située dans une profondeur de moins de 20 mètres d'eau. Certains de ces concepts peuvent servir pour la production dans ces profondeurs réduites. Le programme de production n'est pas certain en raison de la présence sur la pente nord de l'Alaska du champ considérable Prudhoe et celui adjacent de Kuparuk. En Europe et en Asie, le brut et le gaz sont disponibles en diverses quantités offshore. Il existe de petites réserves dans la Mer Baltique sans problème sérieux de glace. Deux structures en béton sur le champ de la Mer Schwedeneck devraient commencer à produire à la fin de 1984. Il existe des ressources plus importantes de gaz en Mer de Barents mais dans des conditions de glace beaucoup plus sévères. Le nombre de navires de forage est limité. Là encore, des réserves à terre situées dans la proximité sont substantielles et la production en mer paraît vouée à un avenir lointain. De l'huile lourde a été découverte sur les côtes sud et est de l'Ile Sakhalin. La zone est fermée par la glace pendant la moitié de l'année et la banquise, d'une épaisseur de 1 à 2 mètres, peut former des arêtes assez profondes. Quelques plates-formes seront nécessaires dans le cadre de l'accord avec la Russie qui doit fournir au Japon du GNL à partir de 1988. Associé à l'étude constituant le sujet traité dans ce rapport, un concept d'étude pour le champ de Sakhalin a été développé. 3.
FORCES DE LA GLACE
Les structures étudiées pour résister aux forces causées par la glace flottante ne sont pas nouvelles. Il existe des exemples concernant des phares dans le chenal du Saint Laurent et dans la Mer Baltique, des quais, des piles de pont et des barrages. Néanmoins, ce n'est que depuis
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les dernières quinze années que des travaux approfondis de recherche sur les forces exercées par la glace ont été effectués, sous l'impulsion de la découverte et de l'exploration des réserves d'hydrocarbures dans les régions Arctiques. Une quantité considérable d'informations provenant des travaux de laboratoire a été accumulée et de nombreux modèles mathématiques ont été proposés. Toutefois, la quantité de données à l'échelle 1 disponibles è des fins de comparaisons reste encore relativement réduite, ce qui fait que les théories en sont encore au stade d'évolution. L'état actuel de la technologie de prévision des forces de la glace a donc été passé en revue lors du présent exposé et les méthodes les plus appropriées de prévision des forces pour les études préliminaires sélectionnées. 4.
MATERIAUX
Les effets provoqués par les basses températures sur les matériaux ont été bien étudiés et il existe assez d'informations démontrant qu'une combinaison judicieuse de bétons constitués par des agrégats naturels normaux, coulés correctement dans des conditions satisfaisantes, convient bien aux conditions arctiques. L'utilisation de bétons à haute résistance ou de structures sandwich en acier/béton peut offrir des avantages pour les zones des structures les plus exposées' et subissant les charges les plus élevées. Ces nouveaux matériaux sont actuellement en cours de développement. 5. 5.1
SELECTION DU TYPE DE PLATE-FORME
Généralités La présente étude a évalué les différentes conceptions de plates-formes poids en béton pour les mers Arctiques afin de décider les formes de structures les plus appropriées et l'objectif vers lequel les efforts de développement devront être dirigés. Les conceptions particulières qui ont été identifiées comme étant les plus prometteuses seront développées de manière plus détaillée pendant la deuxième phase du projet. Bien qu'aucune plate-forme de production n'ait encore été construite dans l'Arctique, beaucoup de travaux de recherche et de développement ont été effectués récemment et plusieurs structures proposées. Les travaux et l'expérience provenant de la Mer du Mord ont fourni la base à partir de laquelle on peut formuler et évaluer les structures potentielles pour l'Arctique. Des plates-formes-poids en béton développés pour la Mer du Nord se situent pour la plupart dans des profondeurs d'eau dépassant les 100 mètres et les conditions extrêmes de chargement provoquées par l'environnement sont celles de la vague centenaire. La principale différence des eaux arctiques consiste en la présence de la glace, qui peut être considérée sous deux formes fondamentales distinctes : la glace provenant des glaciers formant des icebergs et la glace provenant de l'eau de mer, formant la banquise. La plus grande proportion des zones d'intérêt actuel est également située dans les eaux les moins profondes. Deux exigences concernant les plates-formes de production fixes ont été étudiées : en premier lieu, une structure capable de résister aux icebergs dans une profondeur de 80 mètres d'eau (représentative de la zone des Grands Bancs) et en deuxième lieu, une structure située dans une profondeur de 30 mètres et un environnement de banquise (représentative de la Mer de Beaufort). Une partie de la glace pouvant atteindre le fond de la mer dans de telles profondeurs d'eau, un système sous-marin n'a pas été considéré. Néanmoins, dans des eaux profondes, des systèmes sous-marins
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offrent l'avantage majeur de se situer en-dessous de la couverture de glace, évitant ainsi les forces importantes provoquées par cette glace. Les principaux aspects de la conception à considérer pour les platesformes poids sont la stabilité sur le fond de la mer sous l'effet des charges extrêmes de l'environnement, le tirant d'eau et la stabilité de flottaison pendant la construction, l'accouplement des sections supérieures et le remorquage jusqu'au site. Ces éléments ont servi pour comparer les options d'étude pendant cette première phase de recherche. 5.2
Structure résistant aux icebergs Une gamme de concepts pour la structure résistant aux icebergs a été évaluée en assumant un poids en tête de 34,000 tonnes (à sec) et la présence d'un iceberg à des fins d'étude.de 12 millions de tonnes se déplaçant à une vitesse d'un demi noeud (voir la figure 1), Le concept de cylindre de hauteur élevée est simple mais sa stabilité in-situ est fonction du chargement maximal de la houle plutôt que de l'effet provoqué par l'iceberg. Le concept du cSne comporte des problèmes de la stabilité en flottaison et peut être inapproprié à certaines geometries de l'iceberg. Le concept préféré est celui d'un cylindre en escalier (figure 2) comportant l'avantage qu'en sélectionnant correctement la géométrie, on peut arriver à un équilibre entre l'iceberg adopté pour l'étude et les forces de la houle. Le poids total et par conséquent le coût de la structure nécessaire pour empêcher le glissement est ainsi minimisé. La géométrie à cylindre en escalier peut être ajustée afin d'améliorer la stabilité de flottaison et de convenir à des conditions particulières de la tête de la structure et de la production, entre autres la disposition des conducteurs et le stockage du brut. Les données sur les icebergs étant rares et frappées d'incertitude, on a examiné pour le concept préféré la sensibilité vis-à-vis de la masse de l'iceberg, sa vitesse et la résistance de la glace. 5.3
Structure dans un environnement de banquise Un éventail de concepts a ete evalue pour la structure dans des conditions de banquise en adoptant un poids en tête de 28.000 tonnes (à sec) et des charges extrêmes dues à la glace provoquées par un îlot de glace d'une épaisseur de 20 mètres (voir figure 3 ) . Des concepts comportant une simple colonne de dimension minimum pour accepter les conducteurs nécessite une poussée temporaire pour l'accouplement des éléments supérieurs et pour l'installation. Le caisson de hauteur élevée et les options "jack-up" ne sont pas à conseiller en raison respectivement de leur coût élevé et de leur complexité. La conception à colonne cylindrique utilisant une poussée temporaire sous forme de tours, aux angles, ou d'un collier flottant ont un réel avantage. La conception à cône, avec peut être une certaine poussée temporaire ont un avantage considérable. Le choix entre ces différents concepts dépendra de la probabilité d'un événement extrême provoqué par la glace qui permettra de décider si il est économiquement valable d'orienter l'étude en fonction de ce facteur. Ce choix dépendra également des aspects pratiques de la conception et de l'élimination de la flottabilité temporaire dans les conditions de l'Arctique ainsi que des besoins de la production tels que le nombre des conducteurs, le stockage du brut et le stockage des fournitures. Un facteur particulièrement critique dans la conception de la plate-forme Beaufort est celui des contraintes dues au tirant d'eau pendant le remorquage. Ce dernier aspect, associé aux charges locales extrêmement élevées dans la zone de contact de la glace, conduit à envisager l'utilisation de béton à très haute résistance et une construction en sandwich acier/béton alliée au béton léger préféré par d'autres jusqu'alors.
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Il paraît probable que l'option préférable pour une large gamme de conditions serait une structure conique et une conception d'ensemble de cette forme a été préparée pour les conditions légèrement moins sévères de la région de Sakhalin (voir figure A ) . 6.
CONCLUSION
D'autres travaux sont proposés en partant des études des structures pour les deux différents ensembles de conditions. Pour les eaux plus profondes (80 m) et pour les conditions d'icebergs, une conception d'ensemble pour une structure en escalier sera préparée, en portant l'accent sur la sensibilité aux profondeurs élevées, les propriétés de l'iceberg et le poids en tête. Pour les eaux moins profondes (30 m) et des conditions de glace transitionnelles, on développera une structure conique en mettant l'accent sur une flottabilité temporaire alternative et les méthodes d'installation.
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FIGURE 1 - CONCEPT DE PLATE-FORME POUR ENVIRONNEMENT AVEC ICEBERG (GRANDS BANCS)
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SISSAC INSTALLATION DE STOCKAGE SOUS-MARINE AUTO-INSTALLABLE ET COLONNE ARTICULEE R. APTALION, Equipements Mécaniques et Hydrauliques
Résumé L'expérience récente de la Mer du Nord a démontré que le chargement de pétroliers en mer avec de l'huile provenant d'un champ de production sous-marin et le transport de cette huile directement vers une raffinerie située en Europe de l'Ouest est une proposition intéressante du point de vue économique. Parmi les systèmes de chargement en mer, les colonnes articulées des champs de Beryl et de Statfjord se sont avérées particulièrement efficaces. Nous avons, cependant, considéré que l'efficacité pouvait être encore améliorée en utilisant des colonnes articulées conjuguées à un système de stockage sous-marin. La nouveauté réside dans l'idée de combiner les deux, et plus particulièrement dans le fait que le réservoir est allongé, ce qui favorise considérablement le transport et la luise en place de la structure. Ceci a permis de résoudre un certain nombre de difficultés rencontrées au cours de projets de stockage sous-marin précédents. Il n'est plus nécessaire, désormais, de disposer d'un site en eau profonde, tel qu'un fjord, pour construire le réservoir et on peut le remorquer jusqu'au site d'installation rapidement et avec un minimum d'efforts. C'est pourquoi le coût du système devient intéressant une fois installé comme nous l'avons démontré dans nos études et notre évaluation préliminaires.
1.
INTRODUCTION
Au fur et à mesure que l'exploitation s'est développée à de plus grandes distances de la terre et en eaux plus profondes, les coûts associés â la construction des pipelines ont augmenté. C'est pourquoi on a cherché âmettre au point des schémas de développement de champs de pétrole ne comportant pas de pipeline. Dans ces schémas, le brut est stocké sur le site du champ et transporté à la côte par des pétroliers navettes, ce qui nécessite un réservoir de stockage et un système de chargement des pétroliers. En eau profonde, les plates-formes gravitaires en béton sont celles qui sont le plus communément utilisées aujourd'hui comme structures de stockage. Mais, les effets hydrodynamiques des houles de tempête font qu'elles doivent résister â d'importantes forces dans leur partie supérieure et à des
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moments de renversement élevé â leur base. L'inconvénient qui en résulte est qu'il faut construire des structures lourdes. C'est en fonction de ces considérations qu'une proposition alternative a été mise au point par EMH et HALCROW-EWEANK. Elle combine un réservoir de stockage sous-marin en béton associé à une colonne de chargement articulée déjà très utilisée et son nom est SISSAC (initiales en anglais de "système de stockage sousmarin auto-installë et colonne articulée"'). (Voir figure 1). Ce système est adapté ã des profondpurs d'eau allant de 120 à 220 m, des capacités de stockage de 400.000 barils (50.000 m^ â 750.000 barils (100.000 m3) et sa mise en place est prévue pour des sites du type de ceux que l'on rencontre en Mer du Nord. 2.
DESCRIPTION GENERALE
Toutes les phases de la vie du SISSAC ont été prises en considération dans le projet - la construction, le lancement, le remorquage, l'installation et 20 années d'exploitation. Une attention toute particulière a été portée sur les aspects les plus critiques et les moins classiques du projet, en particulier la procédure d'installation, l'étude des fondations et des équipements installés dans la tour et dans le réservoir. L'étude qui a été.faite offre les caractéristiques suivantes : - le réservoir de stockage est construit en béton précontraint, - la colonne articulée de chargement est construite en acier, - le cardan est fixé au réservoir sous-marin, - le réservoir est construit de la même façon que l'on construit les platesformes gravitaires en béton, - la colonne est couchée sur le réservoir lors de la construction, - le système réservoir-colonne est remorqué jusqu'au site d'installation. Toutes les cellules constituant le réservoir étant remplies d'air, un tel système flotte sans aucune flottabilité additionnelle, - le SISSAC est mis en place en remplissant les cellules du réservoir ainsi que les ballasts de la colonne dans une séquence donnée sans utiliser ni grue, ni équipement spécial. Chacune des étapes de l'installation correspond à une position d'équilibre 8tatiquement stable du système colonne-réservoir. Les charges supportées par le cardan sont limitées à la valeur d'étude. - il n'est pas nécessaire de disposer de liquides basse densité ou d'air comprimé tout au long de l'installation. L'eau contenue dans les ballasts est à pression atmosphérique au cours de l'installation. Le réservoir et la colonne ont été étudiés pour résister â la pression différentielle entre la pression atmosphérique qui règne â l'intérieur et la pression extérieure. - une fois l'installation effectuée, les cellules du réservoir sont remplies avec de l'huile et de l'eau ä une pression sensiblement inférieure à la pression extérieure. L'huile et l'eau sont séparées grâce â leur différence de densité. Tandis que de l'huile produite par le champ arrive au réservoir, l'eau est expulsée à la mer après avoir été purifiée au moyen d'équipements installés dans la colonne. Au cours du chargement d'un navire pétrolier en utilisant l'équipement de pompage installé dans la colonne, de l'eau de mer est introduite dans le réservoir. - la fondation du réservoir a été étudiée de façon à demeurer stable en prenant en considération : . les propriétés et les irrégularités du sol, . les conditions de tempête, . les chocs thermiques dans le béton tandis que le réservoir est soumis
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ä des variations cycliques de température lorsque le remplissage se fait alternativement avec de l'huile et de l'eau ã des températures différentes . 3.
SISSAC SUR UN SITE D'ETUDE REPRESENTATIF
3.1
Parametres de base Pour effectuer une étude de cas, le projet SISSAC a été conduit avec un jeu de paramètres d'étude représentatifs, généralement adaptés à l'environnement de la Mer du Nord (et plus particulièrement l'état de la mer, la profondeur et les conditions de sol). 3.1.1 - Paramètres d'environnement 150 m Profondeur d'eau 30 m Hauteur de la vague centenaire Période de la vague centenaire 17 m Marée 2 m Surélévation de tempête 1,5 m Courant variant linéairement 0,5 m/s au fond de la mer Température minimale de l'eau (extér.) 0°C 54 m/s Coup de vent de durée 3 s 50 m/s Coup de vent de durée 60 s 3.1.2 - Paramètres de fonctionnement 40.000 à 60.000 barils/jour Capacité de production du champ (5 â 8.000 m3/jour) Débit de chargement du pétrolier 25.000 bariIs/heure (3.000 m3/heure) Capacité de stockage du réservoir sous-marin 500.000 barils (65.000 m 3) Température de l'huile 50°C max. Densité de l'huile 0,8 - 0,85 Viscosité de l'huile 4 centipoises â 50°C Profondeur de l'interface eau-huile dans le réservoir 4 m Zone morte â huile dans la partie supérieure du réservoir 1 m Pression de l'huile au pétrolier 5 bars Purification de l'eau 15 ppm Alimentation en énergie 3 phases, 60 Hz, 440 V
3.2 Construction
Réservoir Le réservoir est précontraint de façon longitudinale pour résister aux moments qui se créent lors du remorquage sur le site de l'installation et qui sont dûs à des variations de température, et il est capable de résister à toutes les réactions au cours du fonctionnement. Toute fuite de l'extérieur vers l'intérieur du réservoir est empêchée par : - l'utilisation de béton haute résistance avec un faible coefficient de perméabilité, - l'empêchement de la formation de fissures qui créeraient des cheminements de fuite, grâce à un contrôle minutieux de l'étude détaillée et de la construction et en créant une sous-pression équivalente â 5 m d'eau dans le réservoir, ce qui empêche la formation de fissures en tension. Il exist», plusieurs sites de construction aux alentours de la Mer du Nord qui peuvent être utilisés pour construire le réservoir SISSAC car ils comportent les équipements de cale sèche et de levage nécessaires, comme par exemple Loch Kishorn et Graythorp. La longueur de la cale sèche
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n'introduit pas de limite car le reservoir peut être construit en plusieurs sections qui seraient réunies en flottaison. La technique utilisée pour construire le réservoir serait semblable à celle que l'on emploie pour construire des tunnels immergés en segments de tubes, â savoir un système de fermeture mobile à l'intérieur et de déplacement extérieur sur des rails. 3.3
Remorquage Le réservoir avec la colonne reposant sur lui est remorqué jusqu'au site d'installation. Dans cette configuration, tous les ballasts du réservoir et de la colonne sont vides. Le système flotte sans qu'il soit nécessaire de lui ajouter de la flottabilité complémentaire (voir figure 2 ) . La structure du réservoir est telle qu'elle peut encaisser un état de mer Beaufort 10 (hauteur de vague significative : 11,8 m ) . Deux ou trois remorqueurs avec une force de traction additionnée de 250 tonnes peuvent : - maintenir une vitesse de 5 noeuds en eau calme, - maintenir une vitesse de 2,5 noeuds dans une mer de Beaufort 6, - maintenir la position dans un état de mer Beaufort 10. 3.4
Installation
3.4.1 - Architecture navale Jusqu'à présent les réservoirs offshore installés en mer profonde ont été constitués par des plates-formes gravitaires en béton. Comme elles se présentent sous la forme de tours qui ont une partie extérieure au-dessus de la surface de la mer, ces structures sont en flottaison au cours de toutes les étapes de leur mise en place. Au contraire, dans le cas d'un réservoir de stockage sous-marin, à un certain moment de la mise en place il est complètement submergé. C'est cela qui constitue l'origine de la principale difficulté lors de la mise en place d'un réservoir sous-marin. 3.4.1.1 - Principe d'installation La solution a été trouvée dans l'utilisation d'une procédure de mise en place en deux étapes, analysée â la fois grâce au programme de calcul EMH nommé CAREN (deux corps réunis par un cardan) et grâce à des essais sur modèle. Chaque phase de la mise en place est une position d'équilibre statique stable. Ceci donne une grande sécurité â la procédure employée si on la compare à d'autres méthodes d'immersion qui mettent en oeuvre la descente contrôlée dynamiquement d'un corps de poids nul (voir figure 2). Dans la première phase, une extrémité du réservoir est amenée au fond de la mer tandis que l'autre extrémité est encore émergeante. Le contrôle de la descente s'effectue grâce â deux effets stabilisateurs. . La hauteur métacentrique du réservoir lui-même, ce qui est un concept classique en architecture navale. • L'effet de flottaison de la colonne, d'une importance significative au dernier moment, qui est le plus critique, de la phase 1. Ceci se produit quand la colonne est presque verticale. Dans la deuxième phase, la partie émergeante du réservoir est amenée jusqu'au fond de la mer. Le contrôle de la descente tandis que le réservoir est immergé est effectué au moyen de deux effets stabilisateurs : . La stabilité d'un corps immergé en rotation autour d'un axe horizontal. Ceci est obtenu en s'assurant que le centre du volume du réservoir est situé au-dessus du centre de gravité de ce dernier. • L'effet de stabilité de la colonne qui agit avec un bras de levier maximal à la fin de la descente.
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Dans chacune des étapes, l'effet déstabilisateur de la surface libre des ballasts est limité à une valeur acceptable par le fait que cette surface libre est peu étendue. 3.4.1.2 - Contrôle de la mise en place La disposition des ballasts et la séquence de ballastage ont été définis de façon à donner à la fois la simplicité maximale au contrôle de l'installation et des charges limitées avec un coefficient de sécurité important. La force appliquée au cardan est limitée à 100 tonnes - 300 tonnes vers le haut et cette force est appliquée au réservoir au cours de toutes les phases de l'installation. Les principales caractéristiques des séquences de ballastage sont définies ci-dessous. . La colonne est simplement appuyée sur le réservoir. Elle commence à se soulever de son support dès qu'elle acquiert suffisamment de flottabilité. Le fût de la colonne est rempli d'eau dans les premières phases de la descente, avec une quantité d'eau donnant une force de 200 tonnes dans le cardan au moment où la colonne se soulève. . On remplit un réservoir de ballast â la fois, soit dans le réservoir, soit dans la colonne. L'inversion du remplissage des ballasts est effectuée dès que le cardan est soumis à une charge qui sort de la fourchette 100 T - 300 T. . Il n'est pas nécessaire d'effectuer une pesée précise du réservoir avant la mise en place. La disposition des cellules du réservoir est adaptée à des variations de densité du béton de * 5 %. En fonction de cette densité, ce sont 1, 2 ou 3 compartiments centraux de contrôle qui sont remplis dans le réservoir. 3.4.1.3 - Fiabilité de la mise en place - Position d'équilibre statique stable à chaque étape de la mise en'place. - Simplicité du contrôle de la descente par la vérification de la charge appliquée au cardan et par le remplissage d'un seul ballast à la fois. - Quantité réduite des équipements nécessaires pour l'installation. - Etat de mer maximal acceptable : H 1/3 = 3 m. 3.5
Fondation Après la séquence d'installation de l'architecture navale, le réservoir est en position horizontale sur le fond de la mers avec un poids apparent très faible. Le réservoir est ensuite ballaste pour obtenir la pénétration requise de son système longitudinal et transversal de jupes. A cette étape, le réservoir repose uniquement sur ces jupes. Les zones de supportage nécessaires entre le fond de la mer et le réservoir sont alors remplies de béton (trois zones de supportage : une au centre et deux aux extrémités du réservoir). Le réservoir peut finalement être complètement rempli. La nécessité d'utiliser trois zones de supportage bétonnées d'environ 40 m au lieu d'une seule longueur en une seule fois est due aux effets des chocs thermiques qui peuvent se produire à long terme dans le béton. Une zone support d'un seul tenant donnerait naissance à des réactions de support négatives importantes aux extrémités du réservoir à long terme et donnerait une concentration inacceptable des pressions de supportage. 3.6
Cycle de chargement et de déchargement du réservoir Le volume de stockage prévu dans l'étude est de 500.000 barils (65.000 m') ce qui est considéré comme équivalent à un cycle de 10 jours de remplissage suivi d'une journée de vidage, c'est-à-dire un débit de 50.000 barils/jour (6.000 m3/jour) et un navire de 500.000 barils (65.000 m3) à une distance de 3 ou 4 jours de sa base. En position installée, les cellules du réservoir sous-marin sont remplies d'huile et d'eau de mer, séparées par leur différence de densité.
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390 -
La definition des équipements et des tuyauteries a été effectuée à partir de matériels disponibles de façon courant sur le marché. Les principales caractéristiques de ces équipements sont : - 3 pompes verticales pour le chargement de l'huile, - 3 systèmes de purification de l'eau au moyen de coalesceurs à trois étages. Le niveau de purification obtenu est inférieur à 15 ppm. Cet équipement est du type de celui utilisé par les "garde-côtes américains". - L'énergie est fournie par une turbine (3.000 KW) pour le chargement du pétrolier et par un générateur diesel pour l'exploitation journalière (300 KW). 4.
CONCLUSION
Le système SISSAC offre une solution à l'utilisation d'un système de stockage sous-marin et d'une structure de chargement. Ce système est adapté à des profondeurs de 120 à 220 mètres et des capacités de stockage allant de 400.000 à 750.000 barils (50.000 è 100.000 m3). Ces caractéristiques et ces avantages sont les suivants : - remorquage du réservoir et de la colonne, même en eau peu profonde, - mise en place en remplissant un seul ballast à la fois et sans nécessité d'utiliser des liquides de basse densité, - équilibre stable à toutes les phases de l'installation, - séparation de l'huile et de l'eau en cours d'exploitation par simple différence de densité, - purification de l'eau par des séparateurs situés dans la colonne, - installation réversible. Le réservoir peut être debellaste et remis en flottaison. Ces mises au point effectuées par EMH et HALCROW-EWBANK au cours de ce projet ont résolu les difficultés que l'on peut rencontrer dans une telle entreprise. SISSAC est maintenant une solution technique et commerciale au problème du stockage sous-marin de l'huile et du chargement des navires en mer.
391
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Colonne ¡articulée de chargement
X^_ - J« Réservoir de stockage sous-marin en béton -irli II
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FIGURE 1 - DISPOSITION GENERALE
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393 -
(03.46/77)
INSTALLATION DE RISERS DE PIPE-LINE SUR DES PLATES-FORMES GRAVITAIRES EXISTANTES
w' VISSERS )
SHELL U
- K ' Exploration and Production, Londres
Résumé Les problèmes posés par l'installation de risers supplémentaires de pipe-line à des plates-formes gravitaires en béton existantes ont été examinés par SHELL U.K. Exploration and Production avec l'aide financière de la Communauté Economique Européenne. Trois aspects principaux ont été examinés en détail, à savoir : a) efforts dûs à la houle sur les risers, b) préparation d'une étude de faisabilité et procédure d'installation applicable avec la technologie déjà disponible, c) une comparaison de prix entre un schéma comportant un riser fixé à la plate-forme et une tour séparée pour le riser, connectée par un pont à la plate-forme principale. Les études de faisabilité, la mise au point d'une procédure d'installation et la comparaison des coûts ont été effectuées par Ove Arup and Partners, Ingénieurs Conseils, tandis que les essais sur modèle hydrodynamique ont été conduits par l'Université College, à Londres. Les essais sur modèle ont montré que la méthode employée jusqu'à présent consistant à n'utiliser qu'une théorie déterministe régulière de la houle pour produire les efforts hydrodynamiques sur les risers est inadaptée. Il est recommandé de s'appuyer sur des critères d'étude révisés, fondés sur des vitesses résultant d'un modèle de houle aléatoire et sur des augmentations dues aux effets de la diffraction de la houle. L'installation matérielle de risers supplémentaires à une plate-forme gravitaire existante a été et est, toujours, considérée comme un problème d'une difficulté majeure. Les méthodes possibles proposées dans la présente étude mettent en oeuvre une activité sous-marine considérable, une participation de longue durée de l'assistance par plongeurs et des barges de levage et il est estimé que leur coût est beaucoup plus élevé que celui d'une tour pour riser séparée.
1.
INTRODUCTION
Un certain nombre de structures gravitaires en béton ont été installées dans la partie nord de la Mer du Nord, dans le secteur appartenant à
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394 -
la Grande Bretagne, avec des connexions tubulaires a ces plates-formes nécessaires pour recevoir et expédier l'huile et le gaz arrivant et repartant dans les pipe-lines installés au fond de la mer. Dans les années 1970, Shell Expro possédait cinq de ces plates-formes, toutes mises en place dans approximativement 150 m de profondeur d'eau. L'installation de pipe-lines- et la connexion à des risers pré-installés est une technologie connue et a été réalisée à un certain nombre d'occasions. Néanmoins, au cours de la vie de la plate-forme, au fur-et-à-mesure que des informations complémentaires sur le ou les gisements deviennent disponibles, l'opérateur peut souhaiter mettre en production des parties additionnelles du réservoir qui peuvent ne pas être suffisantes pour justifier l'installation de plates-formes séparées pour leur mise en production. Il est aussi possible que l'opérateur puisse désirer expédier ou recevoir de l'huile et du gaz en provenance ou allant vers d'autres platesformes en quantités supérieures aux estimations de départ. Ceci peut conduire à une situation où il n'y a plus assez de risers de pipe-line sur la plate-forme ou bien les risers pré-installés ne correspondent plus aux besoins réajustés. C'est pourquoi il peut être nécessaire d'installer des risers supplémentaires, mais aucune tentative n'a encore été faite pour en installer offshore sur des structures gravitaires en béton armé existantes. Il serait nécessaire de mettre au point des méthodes nouvelles pour résoudre les problèmes qui pourraient se poser. Une étude de faisabilité a donc été entreprise par Shell U.K. Exploration and Production avec le soutien financier de la CEE pour examiner ces problèmes. Des contrats de sous-traitance ont été passés avec Ove Arup and Partners, Ingénieurs Conseils, pour faire une étude des méthodes et des procédures d'installation possibles et évaluer les coûts, ainsi qu'à l'Université College de Londres, pour entreprendre des essais sur modèle. Les études ont été focalisées sur trois sujets principaux : a) examen des efforts dûs à la houle sur un riser fixé à une colonne en béton (section 2), b) préparation d'une étude de faisabilité et étude des procédures d'installation en ligne avec la technologie existante (section 3), et c) comparaison du coût de la solution proposée d'un riser relié à la plate-forme avec une solution alternative consistant à installer une structure séparée pour le riser, reliée par un pont à la plate-forme principale (sections A et 5 ) . En se fondant sur les résultats de cette étude de faisabilité, il était prévu qu'une décision soit alors prise en ce qui concerne une solution pilote d'étude, de fabrication et d'installation matérielle d'un riser 8" sur Brent D, l'une des cinq plates-formes en béton opérées par Shell Expro (figure 1). Cet essai pilote serait destiné à prouver la validité de la technologie définie par l'étude de faisabilité. 2. 2.1
EFFORTS SUR LE RISER
Généralités L'une des exigences essentielles de l'étude a été d'obtenir une évaluation précise des charges auxquelles le riser serait exposé. Ces charges peuvent avoir un certain nombre de sources comme origine et elles ont été catégorisées comme suit : a) Charges permanentes, c'est-à-dire poids de la structure dans l'air,
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395
-
b) c) d) e)
Charges vives, c'est-à-dire pression des fluides. Charges de déformation, c'est-à-dire température. Efforts dûs à l'environnement, c'est-à-dire la houle. Charges accidentelles, c'est-à-dire chutes d'objets. Parmi ceux-ci, les efforts permanents, les charges vives et de déformation sont bien compris, alors que les efforts dûs à l'environnement et les charges accidentelles impliquent une grande incertitude. Les charges accidentelles qui sont généralement difficiles à déterminer dans la phase d'étude n'ont pas fait l'objet de recherche de détail dans le présent projet. De façon à mieux comprendre le régime des efforts dûs à l'environne- " ment, il s'est avéré nécessaire d'avoir une image claire du mouvement des vagues autour des colonnes de la plate-forme et, pour ce faire, une série d'essais hydrauliques sur modèle a été effectuée (voir Section 2.4). 2.2
Efforts dûs à l'environnement Les methodes utilisées jusqu'à présent pour l'étude des risers ont été semblables à celles employées pour les structures offshore, en ce sens qu'une approche déterministe des charges d'étude a été appliquée pour déterminer les efforts maximaux et qu'un historique cyclique des charges a été développé pour évaluer la fatigue. Les données d'environnement comme les hauteurs de vague, les vitesses du courant, etc.. peuvent être aisément obtenues mais l'évaluation des charges en résultant pose des problèmes plus difficiles à l'ingénieur. 2.2.1 - Efforts hydrodynamiques La méthode généralement acceptée pour déterminer les efforts hydrodynamiques s'appliquant à une structure immergée sont ce qui résulte de l'application de l'équation de Morison. Cette équation comporte des composants de trainee et d'inertie qui sont déphasés l'un par rapport à l'autre et elle peut s'exprimer sous la forme: F - Cd -?- p u/u/ 2
+ Cm
-P
n
4
D2Ú
dans laquelle F = Force par unité de longueur Cm = Coefficient de masse Cd = Coefficient de trainee p = Densité massique du fluide D = Diamètre u = Vitesse horizontale des particules de fluide ù = Accélération horizontale des particules de fluide On a constaté que l'équation de Morison est correcte dans deux cas extrêmes, les régimes à dominante de trainee ou à dominante d'inertie et, pour les régimes intermédiaires, elle donne une approximation raisonnable des efforts dûs à la houle. Dans des conditions d'étude de tempête, il semblerait que les forces de trainee soient dominantes pour les risers et, en conséquence, ces forces dépendent essentiellement du carré de la vitesse des particules du fluide. Il est possible de déterminer ces vitesses avec une théorie de la houle adaptée, normalement du 5e ordre par rapport à la loi de Stokes, pour la gamme de profondeur d'eau correspondant à la partie nord de la Mer du Nord. Cependant, l'obstruction présentée par une pile de plate-forme interfère avec l'écoulement des vagues et elle augmente localement la cinématique des particules d'eau dans les vagues autour de la colonne. Les risers, ou toute autre structure proche d'une colonne, sont soumis à ces vitesses localement augmentées et il en résulte que le riser subira des efforts plus importants que s'il était éloigné du fût de la plate-forme.
-
396
-
Il est souvent possible d'obtenir une approximation de ces types d'écoulement en résolvant les équations de la "théorie potentielle" de l'écoulement permanent qui suppose que le fluide est non visqueux. Cette hypothèse est valable sauf à proximité des surfaces des objets immergés où les effets de viscosité de la couche limite peuvent prendre de l'importance. Dans une suite de vagues de tempête régulières et à longue crête, le déroulement et l'inversion, dans chaque demi-cycle de l'arrangement des vagues, peuvent provoquer l'apparition de vortex à grande échelle, interférant avec le flot des vagues. Afin d'étudier l'influence de ces effets de viscosité et de l'effet des vortex induits, une série d'essais sur modèles ont été réalisés comme expliqué ci-après. 2.2.2 - Essais sur modèles Les objectifs principaux des essais sur modèles étaient de fournir des informations qualitatives et quantitatives sur les écoulements créés par les vagues et les courants autour des colonnes des plates-formes dans des conditions simulées correspondant aux plus fortes tempêtes. Pour atteindre ces objectifs, trois modèles différents ont été essayés pour étudier la variation du comportement des écoulements. Les modèles retenus ont été un cylindre unique, un cylindre unique avec un riser attaché au cylindre et un groupe de trois cylindres semblables à la configuration des colonnes de Brent D. Le paramètre critique correspondant à la formation d'un sillage et l'amplitude du mouvement du fluide par rapport à la taille du cylindre, ce qui s'exprime habituellement par le nombre de Keulegan-Carpenter, Kc = Um T/D, où Um et T sont respectivement l'amplitude de la vitesse et la période de l'écoulement. La valeur de Kc indique l'importance relative des forces de trainee et d'inertie, des valeurs élevées de Kc indiquant la prédominance de la trainee. Le tableau 1 donne des valeurs typiques de Kc dans des conditions de tempête extrêmes. De façon à reproduire des conditions d'essais sur modèles valables, il a été supposé que : (1) Dans des conditions de tempête extrêmes, les vagues les plus grosses auraient tendance à avoir une longue crête et à être unidirectionnelles. (2) Les vagues les plus grosses du spectre arriveraient fréquemment en groupes réguliers. Si l'on se fonde sur ces hypothèses, le champ de vitesse induit par les vagues les plus grosses devrait principalement être à deux dimensions, avec des orbites pour les particules de fluide correspondant de facon raisonnablement proche aux orbites prévisibles par une théorie mathématique. De plus, dans le cadre des expériences effectuées, le cylindre était manoeuvré en avant et en arrière dans un réservoir immobile pour simuler le flot des vagues. Des comparaisons entre les résultats obtenus à partir de cette technique et des essais sur un cylindre fixe dans des vagues (régulières) ont démontré la validité de cette procédure et ont permis d'obtenir des nombres de Reynold beaucoup plus élevés que ce qu'il est généralement possible d'obtenir en utilisant des petites oscillations typiques de vagues à l'échelle laboratoire. Les résultats de ces essais ont clairement mis en évidence la possibilité de voir apparaître des vortex conduisant à une augmentation substantielle des vitesses si on fait une comparaison avec les vitesses déterminées par la théorie des écoulements potentiels permanents. Ceci s'est avéré particulièrement exact dans une gamme de coefficients Keulegan-Carpenter située entre 5 et 12 qui correspond à la gamme Kc rencontrée dans les parties hautes des colonnes au cours d'une tempête extrême. Dans cette gamme de Kc, des sillages se formaient et on pouvait observer des vortex qui balayaient d'avant en arrière les flancs de la colonne, en phase avec les vitesses du flot des vagues.
-
397 -
On voit, sur la figure 2, à quel point certaines vitesses peuvent être augmentées. Les vitesses indiquées en traits pleins correspondent à la théorie du potentiel de l'écoulement permanent, tandis que les points représentent les mesures réelles. Les mesures effectuées laissent à penser que les vitesses peuvent atteindre des valeurs 50 % plus élevées que les valeurs prévisibles par la théorie du potentiel de l'écoulement permanent. 2.3
Méthode d'étude En se fondant sur les résultats des essais sur modèles, une première méthode d'étude a été proposée dans laquelle ont été incorporés la théorie de la houle du 5e ordre de Stokes et des facteurs d'amplification du flot découlant de la théorie du potentiel de l'écoulement permanent ; de plus, des facteurs d'augmentation de la vitesse provoquée par les vortex, tels que démontrés par les essais sur modèles, ont aussi été pris en compte et la vitesse totale ainsi obtenue a été introduite dans l'équation de Morison pour déterminer les forces totales générées par les vagues. Cependant, des doutes ont été émis en ce qui concerne la validité du modèle de houle utilisé. Il a été remarqué que le groupement de vagues ne se produirait probablement pas en même temps que la vague centenaire extrême et que, tandis que le comportement aléatoire de l'environnement réel n'exclue pas la formation de vortex, il devrait cependant réduire de façon significative l'interaction régulière des vortex que l'on avait observé dans les essais sur modèles. Ce point de vue a été encore renforcé par l'observation que les accroissements de vitesse dans les essais sur modèles nécessitaient deux ou trois inversions du flux avant que les valeurs maximales soient atteintes. C'est pourquoi Shell Expro a adopté une méthode d'étude alternative fondée sur l'apparition de vitesses et d'accélérations orbitales selon le modèle de houle aléatoire de Gauss, plutôt que d'après une théorie déterministe de la houle. Le profil des vitesses ainsi générées devrait normalement prendre la forme indiquée dans la figure 3, faisant apparaître des vitesses notablement plus élevées dans la zone supérieure des vagues. Des facteurs d'augmentation possible du flux, déterminés à partir de la théorie de l'écoulement permanent potentiel, sont ajoutés à ce profil, après quoi on applique l'équation de Morison pour déterminer la totalité des forces sans y ajouter d'autres augmentations. C'est cette approche qui a aussi été élargie au riser fixé à des piles de substructures en acier. 3.
SCHEMA CORRESPONDANT A UN RISER ATTACHE
Un certain nombre d'alternatives a tout d'abord été examiné pour le cas correspondant à un riser attaché, parmi lesquels des colliers boulonnés, des colliers bétonnés, différentes sections de la tour support, etc.. et un arrangement optimisé a été retenu pour poursuivre les études. L'arrangement retenu était constitué par quatre éléments structuraux de base, supportant le riser à partir du fond de la mer jusqu'à la partie inférieure du pont de la plate-forme. Ces éléments comprenaient : a) le support supérieur, b) support le long de la colonne c) pont sur le caisson d) support le long du caisson. Les structures ci-dessus étant reliées à la plate-forme gravitaire par un certain nombre de sous-éléments, comme indiqué dans la figure 4, c'est à dire : e) collier,
-
398 -
f) g) h)
support de la structure de soutien Ie long de la colonne, support de la structure de transfert, fondation du support de riser correspondant au caisson.
3.1
Liaisons à la colonne
3.1.1 - Consoles du support supérieur Les potences de soutien du support au-dessus du niveau de l'eau seraient encastrées dans la paroi de la colonne dans des zones libres de tous câbles de précontraintre. Grâce à la méthode des coffrages coulissants employés pour la construction des colonnes, il existe des portions verticales de surface libres de tout système de mise en tension qui coïncident avec chaque point d'application des vérins et ces bandes forment les seules zones où il est possible d'utiliser, sans danger, une méthode de fixation forant des trous dans la paroi. Néanmoins, cette technique est inacceptable sous l'eau et un système différent de collier doit être envisagé dans cette région. 3.1.2 - Collier lourd et fixation du support De façon a réduire le nombre de connexions sous l'eau, le support proposé est constitué par un treillis métallique, ce qui permet des portées plus grandes entre points de fixation. La base de ce support en treillis serait fixée au niveau du toit du caisson par une fixation à goujons bétonnée telle que présentée dans la section 3.2.2, tandis qu'un seul collier bétonné encerclerait la colonne à environ - 20 m au-dessous du niveau de la mer de façon à constituer un support supérieur. Le treillis serait ensuite en porte-à-faux à partir de ce point de fixation jusqu'à approximativement 5 m au-dessus du niveau moyen de l'eau. 3.2
Fixations sur la partie supérieure du caisson
3.2.1 - Pont sur le caisson La fixation de risers supplémentaires sur le toit d'un caisson d'une plate-forme gravitaire est compliquée de par la géométrie de la forme du toit, par le nombre de tubes existants installés sur le toit et par les déchets et les débris de forage qui peuvent s'y être déposés. C'est un pont sur le caisson, supporté à une extrémité par la base du support correspondant à la colonne et, à l'autre extrémité, par la partie supérieure du support correspondant au caisson, qui a été retenu comme la meilleure option car il permettrait à nouveau de réduire le nombre de fixations à réaliser sous l'eau et maintiendrait un passage vertical libre au-dessus du toit du caisson. La base du support correspondant à la colonne et le haut du support correspondant au caisson seront eux-mêmes supportés sur le toit du caisson par un support spécial du treillis correspondant à la colonne et une structure de transfert du support respectivement. 3.2.2 - Support, de la structure de transfert Le support sur le perimetre du caisson comprendrait lui-même un support intérieur et extérieur situé dans le coin entrant constitué par deux cellules du caisson. Le support intérieur serait constitué par un goujon bétonné dans la partie plate entre les hauts des cellules et le support extérieur par une fixation du type palier bétonné sur le toit du caisson. Le support de la structure de transfert fournirait un soutien vertical au treillis correspondant au caisson mais permettrait une rotation autour de son axe horizontal, grâce à un système de connexions par cnusainet à bascule. 3.2.3 - Support de riser le long de la colonne Le support de riser le long de la colonne serait un support à goujons bétonné dans le toit du caisson. Le treillis installé le long de la colonne
-
399 -
viendrait se positionner dans ce support au moyen d'une connexion mâle/ femelle enrobée dans du béton après mise en place. 3.3
Fixations aux parois du caisson 3.3.1 - Support du riser le long du caisson et fondation Les problèmes posés par la fixation des risers aux murs d'un caisson sont, grosso modo, semblables à ceux que l'on rencontre le long des colonnes. Cependant, toute solution nécessitant que l'ensemble de la structure soit encerclé et tout à fait hors de question. C'est pourquoi on a retenu un support dont l'embase s'appuie sur une petite fondation séparée. La charge verticale serait encaissée par le support de structure de transfert présenté précédemment tandis que les dimensions de la base ont été étudiées pour ne prendre en charge que le cisaillement horizontal. 3.4
Procédure d'installation La séquence d'installation des divers composants est illustrée dans la figure 5 et elle exigerait l'emploi intensif d'une barge de levage, d'un navire d'assistance à la plongée plus des systèmes d'élingage provisoires à partir de la partie inférieure du pont principal. On peut résumer la procédure comme suit : a) forer, installer et boulonner les supports supérieurs, b) installer et mettre en place les piles de la fondation du support de riser correspondant au caisson, c) installer et bétonner le support de la structure de transfert et le support du treillis correspondant à la colonne, d) mise en place du support le long du caisson, amarrage à la fondation du support correspondant au caisson et à la structure du support de transfert. Bétonnage des systèmes de fixation. e) mettre le support de riser correspondant à la colonne en position dans le support correspondant. Bétonner le système de fixation. La demiportion avant du collier qui doit se trouver à - 20 m par rapport au niveau de la mer serait pré-installée sur le support de riser. Le pont sur le caisson serait mis en place avec sa charnière sur le support de riser au cours de cette phase et, ensuite, descendu dans sa position finale pour s'appuyer sur le support correspondant au caisson. f) installer la portion arrière du collier par élingage à partir de points forts de suspension choisis dans la partie inférieure du pont de la plate-forme. Effectuer la connexion avec la portion avant du collier et remplir l'annulaire de béton. g) installation des lignes de riser. Les risers devraient être pré-installés sur les supports correspondant à la colonne et au caisson mais des ajustements à la mer seraient nécessaires pour le pont au-dessus du caisson et pour les portions situées au-dessus de l'eau. Il est manifeste que cette procédure est fortement dépendante du créneau de beau temps et des tolérances d'installation et qu'elle est compliquée par le fait que la barge de levage ne peut pas directement saisir le support correspondant à la colonne par sa partie supérieure. C'est ceci qui accroît, de facon substantielle, les durées d'utilisation des navires de support et qui augmente de façon significative le coût d'une installa-tion. 4.
RISER SUPPORTE PAR UNE STRUCTURE SEPAREE
4.1
Généralités Plutôt que d'attacher de nouveaux tubes riser à la structure d'une
-
400 -
plate-forme existante, il peut s'avérer préférable d'installer un nouveau support indépendant. Cette structure serait constituée d'une tour pour faire remonter les tubes depuis le fond de la mer jusqu'au de la superstructure de la plate-forme adjacente et, d'un pont, pour supporter les tubes depuis l'extrémité de la tour jusqu'à la plate-forme. Les deux paramètres principaux qu'il est nécessaire d'étudier dans ce concept sont les effets des -mouvements relatifs entre la tour et la superstructure de la plate-forme et la force de soutien que doit fournir la plate-forme associée. Un certain nombre d'options possibles ont été envisagées et l'une d'entre elles retenue pour une étude complémentaire et une évaluation de coût. 4.2
Option retenue L'option retenue est constituée par une tour treillis en acier avec une fondation ancrée par des piles. L'extrémité de la tour serait autoportante dans une direction perpendiculaire au pûnt mais serait fixée à la plate-forme principale par l'intermédiaire de la liaiBon du pont. Ce schéma offre l'avantage de simplifier les joints des pipe-lines à chaque extrémité du pont et permait d'arriver à une tour et des fondations plus légères. Cependant, la tour impose une charge axiale horizontale à la plate-forme, par l'intermédiaire du pont, ce qui, sur certaines platesformes peut ne pas être acceptable. De plus, comme la tour serait principalement soumise à un régime de trainee, tandis que la plate-forme principale serait soumise à un régime d'inertie, il peut s'avérer nécessaire d'utiliser des techniques spéciales pour analyser la réponse des structures considérées comme une unité liée. C'est pourquoi, on se rend compte après coup qu'il aurait été préférable de choisir une tour totalement sans contrainte à son extrémité supérieure avec un pont libre de bouger dans toutes les directions. Cependant, pour une comparaison de coûts, la tour retenue demeure représentative du coût correspondant à toute structure d'un type semblable. L'étude, la fabrication et la mise en place d'une tour séparée est un concept bien établie qui ne nécessite pas de discussions supplémentaires. 5.
ESTIMATIONS DE COUTS
L'évaluation des temps et, par conséquent, l'estimation des coûts pour le système correspondant à une tour attachée à la plate-forme ont été plus difficiles que pour une tour indépendante. Un certain nombre d'opérations n'avait, en effet, pas de précédent dans la construction offshore et des estimations n'ont pu être préparées qu'en se fondant sur l'extrapolation de connaissances existantes. Les estimations de coûts présentés dans le tableau 2 ont été effectuées à partir des taux correspondants du marché en 1979 mais une estimation des coûts en 1984 est proposée en parallèle pour permettre une comparaison. Ces coûts comprennent tous les travaux relatifs à la mise en place de trois risers supplémentaires, mis à part les points suivants : a) épreuves et essais, b) connexion du riser, c) assemblage et mise en service. Il est supposé que ces coûts sont semblables dans le cas du riser attaché et dans le cas d'un support séparé et, en 1979, ils étaient estimés à 1.000.000 de Livres anglaises environ. On peut estimer que, tant pour la solution d'un riser attaché que pour celle d'un support séparé, 24 mois s'écouleraient entre le début de l'étude
- 401
-
et la fin de l'installation. En se fondant sur les comparaisons de coûts, il est en principe recommandé d'utiliser un support séparé pour mettre des risers supplémentaires en place sur des plates-formes gravitaires en béton. 6.
CONCLUSIONS
Pour l'étude des risers, une procédure a été mise au point par Shell, fondée sur l'utilisation d'un modèle de houle aléatoire, afin de déterminer la cinématique des écoulements avec plus de précision. Les vitesses obtenues à partir de ce modèle sont, ensuite, augmentées pour prendre les effets de diffraction en compte, ceux-ci étant décrits par une théorie de l'écoulement potentiel permanent et il en résulte généralement que les vitesses de houle incidente qui sont utilisées pour effectuer les calculs des efforts dûs aux vagues sont plus élevées que celles qui ont jusqu'à présent été retenues en utilisant une approche déterministe régulière pour les effets de la houle. Les résultats de l'étude conduite pour évaluer des moyens alternatifs de mise en place de nouveaux risers sur des plates-formes gravitaires existantes en béton ont fait apparaître une différence de coûts substantielle entre la solution du riser attaché et la solution d'un support séparé, ce qui a clairement mis en évidence qu'une opération pilote de fixation d'un riser à Brent D destinée à prouver la validité des méthodes proposées dans la présente étude n'était pas justifiée. Il a donc été décidé d'abandonner tout plan visant à poursuivre l'étude et à effectuer l'essai pilote.
- 402 TABLEAU I VALEURS TYPES DU COEFFICIENT DE KEULEGAN-CARPENTER (Kc) ET DU NOMBRE DE REYNOLDS (RE) POUR UNE PLATE-FORME GRAVITAIRE EN BETON DANS DES CONDITIONS DE TEMPETE EXTREMES
| | |
Période T Diamètre D de la houle (m) (s)
Position sur la colonne
14
| Haut
12.0
Vitesse max. horiz. v (m/s)
Kc
10.6
12.4
98
7.7
12.9
71
2.0
1.4
33
3.2
3.2
52
20 14
| Bas
21.0
20
RE fi (x IO 6 )
TABLEAU II - COMPARAISONS DES COUTS
fi Coûts en livres sterling (x 10 )
| | |
|
| Solution avec | riser attaché
| Solution avec | riser séparé
|
i 1979
| 1984
| 1979
| 1984 |
| Activités préliminaires
|
4
|
7
|
1
|
2
|
| Installation
j
11
|
20
|
3
|
4
|
| Equipements
|
3
|
4
|
6
| 10
|
| Certification/Assurances
|
1
|
1.5 |
1
|
1.5 |
| Ingénierie/Supervision
|
1
|
1.5 j
1
j
1.5 j
| Imprévus
|
3
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5
|
2
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3
j
| Total
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23
j
38
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14
| 22
|
Description
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-
403
-
FIGURE 1 BRENT ' D '
Essai A3, cylindre seul K," io. R . 2.81 « to 4
4.0 t
•
■
1
■ «
•
Interpolation linéaire
•
•
••
3.0 I
•• •
1
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If 1 J
1
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•
Niveau moyen de la surface de la m e x _
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■
It
Extrapolation en ligne // droite audessus du niveau '/ moyen de la surface de la mer
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Profil des vitesses robabiliste m.p.p.
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V
.Profil déterministe des vitesses à partir de la vague d'étude
^ijw t «_jF,r»;i3. :i i. # ' , .t. t it , . , L«|.J : .r. , ( . i r.. , J % , % M. »,.'.._«,;'...
1.5
,
2.0
VAJtn
x côté du cylindre avec rajout du courant provenant des vortex o côté opposé au courant des vortex valeurs provenant de 24 demi cycles différents FIGURE 2 AUGMENTATION DES VITESSES
Hl est la hauteur de la crête audessus du niveau moyen de la surface de la mer pour la vague d'étude maximale H2 est la hauteur de la crête audessus du niveau moyen de la mer pour la vague centenaire FIGURE 3 PROFIL PROBABILISTE DES VITESSES "MAXIMUM LE PLUS PROBABLE"
ê
-
405 -
Support boulonné Marée as tronomique_has_ge__^
Collier enforce
Colonne
Pont sur le caisson
upport le long de la colonne Structure de transfert et appui Support de riser le long du caisson ondation correspondant au caisson
FIGURE 4 - METHODE DU RISER ATTACHE
iu
r^Ft m
1. Installation des consoles de la partie supérieure du support
2. Mise en place de la fondation le long du caisson et fixation par des piles
3. Mise en place et bétonnage des fixations du support de riser le long de la colonne et des fixations de la structure de transfert
ê CD
A. Mise en place et bétonnage du support le long du caisson f
5. Mise en place et bétonnage du support de riser le long de la colonne et du pont sur le caisson FIGUHE 5 - SEQUENCE DE MISE EN PLACE
6. Mise en place et bétonnage de la section restante du collier
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407
-
(15.34/82)
SYSTEME DE CHARGEMENT DU BRUT POUR PETROLIERS Dr.-Ing. K. WILKE, Directeur, Développement des Systèmes Nouveaux, AEG-TELEFUNKEN
Résumé Les systèmes de chargement du brut en mer, connus jusqu'à ce jour, présentent bien des désavantages en ce qui concerne la sécurité et les coûts. Des études de faisabilité ont donc été effectuées afin d'examiner la conception d'un système sous-marin de chargement du brut. Ces travaux ont été suivis par l'étude des composants individuels. Des investigations sont actuellement en cours par DEMINEX, INSW et AEG, résultant à de nouvelles solutions permettant un fonctionnement économique et fiable avec un facteur élevé d'utilisation, même pour les champs marginaux et les profondeurs d'eau atteignant 200 mètres. Le fait que les composants fixes du système de chargement sont situés sur le fond de la mer rend l'application du système également possible dans des zones comportant des risques de glace.
1.
DEFINITION DU PROBLEME
La méthode traditionnelle de transport du brut, tant "offshore" que "onshore" est d'utiliser les pétroliers. Différents systèmes de chargement du brut sont utilisés pour son transferten mer. L'étude d'un terminal offshore est principalement fonction des conditions météorologiques et des profondeurs d'eau dans la zone opérationnelle concernée. Des exemples de types de terminaux offshore bien connus sont le CBM (Conventional Buoy Mooring - Amarrage par bouée conventionnelle) ou SPM (Single Point Mooring - Amarrage par point fixe) ou leurs variantes, le ELSBM (Exposed Location SBM - SBM en situation exposée) et la bouée SPAR et enfin, les structures à tour articulée. L'exploitation de ces terminaux peut donner lieu à des problèmes considérables, en particulier en ce qui concerne le facteur d'utilisation possible, les coûts de fonctionnement et la fiabilité du système. Ces problèmes représentent les difficultés de l'opération de chargement elle-même, ainsi que ceux posés par l'amarrage du pétrolier au terminal de chargement: - le pétrolier d'un poids énorme doit manoeuvrer pour arriver à une position précise,
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408
-
- le pétrolier doit être en mesure de recevoir les flexibles et les câbles et de les connecter, même dans des conditions météorologiques sévères. Etant donné ces problèmes, on peut définir comme exigences de base pour un système de chargement de brut amélioré les points suivants : - une amélioration du facteur d'utilisation en le rendant moins dépendant des conditions météorologiques, - l'élimination des temps morts, rendant nécessaire des réservoirs-tampons importants ou une interruption de la production, - des coûts d'investissement et de fonctionnement minimaux, - un fonctionnement simple, - une réduction du risque de collision entre le pétrolier et l'installation de chargement. 2.
DESCRIPTION DES SOLS
Les conditions qui viennent d'être énumérées peuvent être satisfaites par différentes versions de systèmes de chargement sous-marins du brut. Une première investigation a été effectuée consistant à comparer et à évaluer les différents ensembles de problèmes soulevés par chaque solution technique. Les principes du concept établi pour un système sous-marin de chargement de brut pour les pétroliers peuvent être décrits de la manière suivante (figure 1) : Le pétrolier est manoeuvré de manière à le ramener en position et est maintenu en point fixe grâce à son système de positionnement dynamique. Ce système de positionnement comprend les unités de poussée auxiliaires nécessaires (1) pour contrôler le pétrolier avec trois degrés de liberté et le système de mesure de la position (2) avec le calculateur de la position (3) pour le traitement des données de contrôle des unités de poussée. Le pétrolier est équipé d'un moonpool (4) situé près du manifold du pétrolier. C'est à travers le moonpool que l'unité de ré-entrée (5), située à l'extrémité d'un flexible (6), peut être descendue à travers le navire. Après que l'unité de ré-entrée, en même temps que le flexible, ait été descendue à travers le moonpool, elle est guidée jusqu'au manifold d'extrémité de la ligne (PLEM - Pipeline End Manifold) (7) pour lui être couplée afin de former la liaison par flexible pour le chargement du brut. L'accouplement est effectué par télécommande à l'aide d'un système de "motorisation" par jet d'eau et d'un système de mesure et de contrôle. Sur le fond, le PLEM est connecté aux installations de production par oléoduc. Le système de traitement des données assurant les manoeuvres du pétrolier et son maintien sur point fixe, toutes connections mécaniques sont évitées avec les installations de chargement. Il n'est plus nécessaire de positionner le pétrolier avec précision pour effectuer la connection pour le chargement. La capacité de manoeuvre de l'unité de ré-entrée permet la connection directe du flexible de chargement du brut aux installations de chargement, soit, dans le cas considéré, le PLEM. Les charges dynamiques sur le flexible sont considérablement diminuées puisque dans la zone critique de transition ou de "splash", le flexible est guidé dans le moonpool, à l'abri des mouvements des vagues. L'unité de ré-entrée et le flexible ne sont pas descendus librement avant d'atteindre la zone située en-dessous du pétrolier, qui est relativement à l'abri de l'influence des vagues.
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409
-
2.1
Unité de ré-entrée (figure 2) Le dimensionnement du matériel nécessaire à la manoeuvre est basé sur les conditions d'environnement suivantes : Profondeur d'eau 200 mètres Courant des marées 0,5 m/s constant sur toute la tranche d'eau Vitesse du courant 0,42 m/s à la surface de l'eau, décroissant linéairement à 0 m/s à une profondeur de 50 m. La vitesse maximale d'avancement de l'unité de ré-entrée est de 0,2 m/s opposée au courant. Ceci résulte en une force de poussée nécessaire de 10 kN, qui peut être générée à l'aide de systèmes à jet d'eau, pour les raisons suivantes : - dimensions réduites comparées à un système d'entraînement par hélice, traînée et poids inférieurs, - aucune consommation d'énergie par l'unité de ré-entrée permettant ainsi une réduction des dimensions du câble, - utilisation des composants du système déjà disponibles, tels que la pompe de chargement du brut et le flexible de chargement. La poussée par jet d'eau est fournie grâce à deux unités de poussée capable d'une rotation hydraulique de 270° en azimuth fabriquées par Jastram à Hambourg. Le contrôle du débit du jet d'eau est obtenu au moyen de volets en amont des jets dans l'unité de ré-entrée. Ce dispositif de jets permet d'orienter horizontalement l'unité de ré-entrée et éventuellement de compenser tout mouvement de rotation. La connection à l'oléoduc se fait à l'aide d'un connecteur à segments actionné hydrauliquement, fabriqué par Cameron. Les unités électroniques et hydrauliques sont casées à l'intérieur d'une coque de pression divisible. Des composants standards peuvent ainsi être utilisés et le poids du système est compensé par la flottabilité de la coque de pression. A des fins de maintenance, la coque de pression peut être ouverte à l'intérieur du moonpool pour en faciliter l'accès aux composants. 2.2
Treuil de stockage du flexible (figure 3) En raison du diamètre du flexible (8 pouces), le renforcement et la tension maximale de 190 kN lors de l'opération de descente, le diamètre du tambour a été défini à 6 mètres, avec une surface d'enroulement du flexible rainurée. Le développement du treuil a été basé sur une longueur de flexible de 250 mètres d'une épaisseur constante. Le treuil est placé directement, à la verticale du moonpool. Il peut se déplacer transversalement afin d'enrouler et de dérouler le flexible et, de surcroît, le moonpool peut être débarrassé afin de relever l'unité de ré-entrée pour réparation éventuelle. Pour une profondeur de descente d'environ 50 mètres au-dessus du fond de la mer, le système de compensation du pilonnement peut être connecté pour l'opération d'approche. Dans ce cas, le treuil est entraîné par deux moteurs hydrauliques. L'opération d'accouplement terminée, une longeur suffisante de flexible est descendue afin que la longueur supplémentaire de ce dernier puisse compenser les mouvements du pétrolier sous l'effet de la houle. Ainsi, aucun système de compensation du pilonnement n'est nécessaire pendant les opérations de chargement. Il est impossible que la charge puisse engendrer une rupture du flexible dans des conditions normales de fonctionnement. Des dispositions sont prévues, en redondance, pour parer aux pannes du système : - déclenchement du frein sur le tambour du treuil dans le cas où la charge de tension atteindrait 225 kN,
- 410 - découplage de l'unité de ré-entrée sur le fond de la nier, - libération manuelle du flexible du treuil par système d'accouplement à déconnection rapide. 2.3
Travaux de construction sur le pétrolier nécessaires au système
2.3.1 - Moonpool Le rôle du moonpool est de protéger l'unité de ré-entrée pendant les opérations de descente dans une zone en le mettant à l'abri des mouvements de la houle et de caser l'unité de ré-entrée et le chariot de guidage pendant le transit. 2.3.2 - Chariot de guidage La fonction du chariot de guidage est d'assurer que l'unité de ré-entrée soit correctement guidée à travers la zone d'entrée dans l'eau à l'intérieur du moonpool, jusqu'au fond du pétrolier, et de guider le flexible pendant les opérations de descente. Le chariot de guidage est donc conçu sous la forme d'une structure en acier afin de réduire la résistance au mouvement de l'eau à l'intérieur du moonpool. Fendant les opérations de descente, le chariot de guidage est supporté par l'unité de ré-entrée sous l'effet de son propre poids. Un cône de guidage est prévu afin d'accommoder l'unité de ré-en rée pendant l'opération de récupération. 2.3.3 - Pont d'inspection Le pont d'inspection est destiné aux travaux d'inspection, de maintenance et de réparations légères. Sa conception consiste en une grille porteuse en aluminium pliante, actionnée à l'aide de deux cylindres à air. Grâce à l'action de ce pont, le moonpool est entièrement fermé verticalement, tandis qu'en position de travail,elle est situéeà une profondeur de 3,5 mètres en-dessous du repère du tirant d'eau sous charge. Fendant le chargement,elle est repliéecontre la paroi du moonpool. 2.4
Manifold d'extrémité de l'oléoduc (PLEM) Le FLEM (Pipeline End Manifold) est une structure en tôle d'acier ancrée au fond de la mer. Il contient une connection "Graylock" à un oléoduc de 24 pouces, un réducteur 24-12 pouces et une vanne sphérique de 12 pouces actionnée hydrauliquement. Au-dessus de la bride de positionnement, le corps en acier est conique. Le diamètre du cône d'environ 4,5 mètres permet une large tolérance pour l'opération d'approche et de positionnement. Les quatre transpondeurs du système de mesure hydro-acoustique sont fixés au PLEM. Entre l'unité de ré-entrée et le PLEM, il y a un système à induction d'alimentation en énergie et de transmission de données. Ce système commande également la vanne à l'intérieur du FLEM. Le PLEM est ainsi un élément entièrement passif du système. 2.5
Le flexible Le flexible doit assurer la connection pour le transfert du brut entre le manifold du pétrolier et le FLEM. Pour des raisons de sécurité et de guidage, le flexible comporte les câbles d'alimentation électrique et de transmission des données. Fendant l'opération d'accouplement et de descente, l'eau de mer est pompée par le flexible, tandis que le brut est pompé pendant l'opération de chargement. Ceci nécessite des moyens de nettoyage du flexible pendant les phases de transition, avant et après l'accouplement. L'eau de rinçage
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411
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est déversée dans un réservoir des slops. Actuellement, il est présumé un débit de production de 1000 m3/heure avec une vitesse maximale de 10 m/s. La vrille maximale permet une rotation complète du flexible pour une longueur courante de 120 m. 2.6
Système de mesure et de contrôle Le système de mesure et de contrôle comporte deux éléments principaux : - le système de traitement de données pour le pétrolier, - le système de contrôle pour l'unité de ré-entrée. Une conception à trois consoles de contrôle (figure 4) a été sélectionnée afin d'assurer une distribution logique des tâches. Ces consoles permettent l'entrée des ordres, les modes de fonctionnement et les séquences opérationnelles. En même temps, elles assurent l'indication des signaux, des alarmes et des données. Console de la passerelle : Cette console comporte tous les contrôles et indicateurs du système de traitement des données du pétrolier ainsi que les indications indispensables à la commande pour le contrôle des sols et le lancement des manoeuvres d'urgence. Console de la salle de commande des pompes : Cette console comporte tous les contrôles et les indicateurs des composants affectés à l'opération de chargement, ainsi que les indicateurs de contrôle des SOLS. Console de contrôle du moonpool : Cette console comporte tous les contrôles et les indicateurs nécessaires à la commande de l'unité de ré-entrée et du système de treuil, ainsi que les composants nécessaires au contrôle, à la maintenance et à l'entretien, c'est-à-dire les pompes, les vannes du pétrolier et la vanne sphérique de l'unité de ré-entrée. Cette console de contrôle est située dans un container, sur le pont, à proximité du moonpool. Une attention toute particulière a été accordée aux aspects de la sécurité en ce qui concerne la conception du matériel et du logiciel du système. La mesure de la position de l'unité de ré-entrée par rapport au PLEM s'effectue au moyen d'un système de mesure hydro-acoustique. Les informations concernant la position sont évaluées directement à l'intérieur de l'unité de ré-entrée, permettant ainsi de les transmettre à haute vitesse vers l'ordinateur de contrôle. 2.7
Système de propulsion du pétrolier Le système de propulsion du pétrolier existant a été conçu pour sa vitesse de transit ; en ce qui concerne la conception du système de positionnement, il a donc été présumé que ce système nécessiterait une installation supplémentaire. Les investigations ont comporté une évaluation des travaux de construction nécessaires, basée sur l'exemple d'un pétrolier de 100,000 tonnes de port en lourd. Des marges adéquates de redondance et de sécurité ont été prévues pour les moteurs et les générateurs. 3.
SYNTHESE
Le résultat du projet de développement correspond à la conception d'un système de chargement sous-marin de brut pour pétroliers. La solution est d'un grand intérêt technique, constituant un système de chargement de brut "failsafe", soit d'une sécurité intrinsèque, remplissant entièrement les
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412 -
conditions requises, tant techniques que conmerciales. La "Germanischer Lloyd" a participé à ce projet en tant que conseil. Le système SOLS est doté des principaux avantages techniques suivants : - l'association d'un système d'entraînement DP au système de propulsion améliore la manoeuvrât)ilité, - le treuil, développé dans ce projet, sert simultanément de treuil de stockage du flexible et de système de compensation du pilonnement, - le flexible ne subit que très brièvement les mouvements de la houle et peut être inspecté régulièrement au-dessus de la ligne de flottaison, - la conception de l'unité de ré-entrée lui assure une rotation symétrique, évitant ainsi des techniques complexes de contrôle. Les avantages opérationnels et économiques suivants découlent du système : - dépenses d'investissement modestes par comparaison aux systèmes de chargement en mer extrêmement sophistiqués nécessaires aujourd'hui, - temps de manutention favorables et disponibilité élevée, même en présence de conditions météorologiques défavorables, - réelle opérabilité dans des profondeurs d'eau différentes en présence de marée de grande hauteur, ainsi qu'un fonctionnement économique à de grandes profondeurs d'eau et sur les champs marginaux, - elimination de risque de collision entre le pétrolier et le système de chargement, - possibilité d'effectuer la maintenance et l'entretien indépendamment des conditions météorologiques. Le système SOLS se prête au chargement du brut dans les champs septentrionaux de la zone du plateau continental norvégien ou comme solution de rechange pour des champs isolés situés en-dessous d'une profondeur de 30 à 200 mètres d'eau, là ou la pose d'un oléoduc s'avère soit impossible techniquement, soit d'un coût trop élevé. Au-delà de ces avantages, SOLS permet également le développement des zones opérationnelles où les système actuellement les plus répandus ne peuvent s'appliquer, c'est-à-dire dans les zones à risque d'icebergs. Le système peut également servir aux navires d'essai de production amarrés au site de sondage pendant une période relativement courte, outre son utilisation en tant que système de chargement du brut. Les SOLS peuvent également servir aux étapes de pression plus élevée dans la ligne de production. Il est également possible d'utiliser le système pour le transport entre la base terrestre et le champ petrolifere. SOLS est une solution économique évidente pour de tels projets, par exemple, des fluides d'injection peuvent être transportés jusqu'à un sondage sous-marin, tandis que le brut en provenance d'un autre sondage peut être ramené à terre. Une autre application du système est le transport du ballast lourd. Des structures en acier situées sur le fond de la mer peuvent être ballastées en injectant, par pompage, des fluides de ballast en baryte en provenance de réservoirs de stockage sur le pétrolier, par l'intermédiaire du flexible pour arriver jusqu'aux structures sous-marines. Une unité de ré-entrée modifiée munie des unités correspondantes d'accouplage et de contrôle peut servir à la completion sous-marine.
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413
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FIGURE 1 - SOLS - Eléments majeurs
FIGURE 2 - UNITE DE RE-ENTREE
I
FIGURE 3 - TREUIL DE STOCKAGE DU FLEXIBLE
Gyrométre de d é t e c tion du vent
CONSOLE DE LA PASSERELLE Syst. d'entraînem. traitem.des données Syst. de mesure trai tem.des données Position du système de traitement des données CONSOLE AU MOONPOOL
Contrôle
CONSOLE SA LLE COMMANDE POMPES
Chaînes de mesure des systèmes d'entraîne ment
Pont d'inspection t r e u i l et chariot de guidage
Commande vannes Commande pompes Signalisation Contrôle
e t a t vannes e t pompes
,, Signalisation
é t a t unité de réentrée, t r e u i l , câbles etc.
Indicateurs contrôle Commande s y s t , de mesure unité de réentrée
Pompes
Analyse huile/eau
S y s t . d'entraînement mesure de l ' u n i t é de réentrée
FIGURE 4 CONCEPT DE LA CONSOLE DE COMMANDE DU SYSTEME SOLS (sans télévision ni communication)
Treuil Chariot guidage Pont d'ins pect.
■Ft Oí
I Asservissement du système de signa lisation d'état
416 (14.14/82) AMARRAGE PERMA NENT D'UNE UNITÉ FLOTTANTE EN EAU PROFONDE Ă L'AIDE D'UNE COLONNE MULTIARTICULEE Y. DELEPINE Equipement Mécaniques et Hydrauliques Résumé Les premières phases traitées ont porté sur la définition des besoins de développement des champs pétroliers en mer profonde, des méthodes d'exploitation envisagées, dont celles utilisant des unités flottan tes, et sur l'identification des systèmes d'amarrage proposés. Les conditions pétrolières et d'environnement de l'étude des trans ferts fluides et de l'amarrage ont ensuite été déterminées. Une fois le cadre de l'étude précisé, une revue des équipements de transfert disponibles, ainsi qu'une analyse des architectures possibles de la colonne ont été réalisées. Une méthode générale de dimensionnement ' des structures a été mise au point prenant en compte le double aspect quasistatique et dynamique de leur comportement. Des études spéci fiques portant sur la définition des équipements de transfert adaptés aux conditions de production choisies, et sur la réalisation de flotteurs haute pression en matériaux d'allégement, ont également été entreprises. 1. INTRODUCTION Pour repousser la limite de profondeur des champs pétroliers marins exploitables, de nouvelles techniques doivent être développées. Parmi les orientations suivies, la mise au point de plateformes capables de forer et produire en mer profonde a reçu une attention particulière. Des schémas d'exploitation utilisant des têtes de puits et manifolds sousmarins ont également fait l'objet d'études théoriques et expérimentales importantes. Parallèlement à ces développements de grande envergure, il a paru inté ressant de déterminer le rôle que pourraient jouer les unités flottantes amarrées de façon quasipermanente dans l'exploitation des champs profonds. C'est précisemment dans cette optique qu'a été entreprise l'étude des amarrages permanents par colonne multiarticulée en grande profondeur, dont ce rapport présente les premiers résultats. 2. DEVELOPPEMENT DES CHAMPS PETROLIERS EN MER PROFONDE 2.1.Bilan de l'exploration profonde Le premier indice de l'intérêt des compagnies pétrolières est fourni par les statistiques des forages d'exploration. L'analyse de leur évolu tion sur les dix dernières années et pour des profondeurs d'eau supérieu res à 200 m dénote une croissance importante de 1973 à 1979 suivie d'une stagnation de 1980 à 1983. Une analyse plus fine sur les trois dernières années révèle une diminution du nombre de forages effectués par plus de 400 m mais confirme le maintien de ceux effectués par des profondeurs d'au moins 600 m, qui sont l'objet prioritaire de l'étude. Une nouvelle augmentation des forages profonds est de plus attendue pour 1984, du fait notamment de l'intensi fication de l'exploration dans le Golfe du Mexique et au large des cotes Est et Ouest des EtatsUnis.
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2.2.Schémas de développement Les schémas de production envisagés se différencient essentiellement par l'ampleur des équipements mis en oeuvre et donc la taille du champ â exploiter. L'étude présente étant consacrée aux amarrages permanents d'unités flottantes, la classification simplifiée suivante, illustrée en Figure 1 a été retenue : 1) Unités de production permettant de forer et'd'effectuer la maintenance des puits. 2) Unités flottantes de production et de stockage assurant le contrôle ainsi éventuellement qu'une maintenance partielle des puits. La première catégorie englobe les structures visant à remplir par grande profondeur, des fonctions identiques à celles des plateformes fixes de production actuellement en opération jusque par 300 m d'eau : plateformes flottantes (TLP...) ou structures continues sur toute la hauteur d'eau (tour haubannëe, colonne articulée de production, tour ROSEAU...) Dans la deuxième catégorie se trouvent les unités flottantes de production sur ancrage à liaison unique ou multiple assurant ou non le supportage des risers. Cette catégorie requiert l'intervention d'engins auxiliaires de surface pour les forages de développement ou la maintenance des puits. Elle permet par contre le stockage temporaire de la production et éventuellement son exportation. A ces équipements et pour les deux catégories considérées, s'ajoutent les unités sous-marines de production dont le principe opérationnel consiste à rassembler au niveau du fond les organes de contrôle des têtes de puits et de manifoldage des divers circuits fluides. Ces unités n'éliminent pas le besoin d'équipements de surface pour le forage et la maintenance. Elles ont toutefois une influence considérable sur la définition des liaisons fluides fond-surface. En variante aux équipements sous-marins installés au fond, il faut enfin citer un système intermédiaire dont l'originalité est d'installer les équipements pétroliers sur une plateforme sous-marine de faible immersion. Celle-ci est ancrée verticalement à son embase par une structure permettant le guidage des tubes de forage et de production. Ce rapide bilan met en valeur dans chacun des cas l'intérêt des unités flottantes pour le développement des champs profonds : - Associée aux plateformes permanentes de forage et production, l'unité amarrée assurera le stockage et l'évacuation de la production. - En l'absence de telles plateformes, le poste d'amarrage doté de l'équipement pétrolier nécessaire, assurera le contrôle des têtes de puits sous-marines, les transferts fluides fond-surface ainsi que les traitement, stockage et déchargement de la production. 3. SYSTEMES D' AMARRAGE PAR GRANDE PROFONDEUR L'étude de l'amarrage par colonne multi-articulée, a été précédée d'une revue de l'ensemble des systèmes proposés. Deux types principaux de liaisons d'ancrage ont été identifiés : - Les liaisons multiples, dérivées du principe gravitaire classique de l'ancrage caténaire sur chaînes. - Les liaisons uniques tendues par un flotteur de surface. Le principal système d'ancrage multiple étudié est basé sur l'accrochage direct des lignes sur une table tournante intégrée à la structure de l'unité flottante et autorisant ses rotations de lacet.
Plateforme permanente de forage et production
Unité flottante de stockage et production
OD
I STOCKAGE PRODUCTION EXPORTATION
FIGURE 1 FONCTIONS PETROLIERES DES UNITES FLOTTANTES AMARREES SUR COLONNES ARTICULEES
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Un tel système a notamment été conçu pour une unité de production ancrée dans 700 m d'eau en Méditerranée par 6 lignes mixtes composées de chaînes et de fibres aramide. Les ancrages à liaison unique ont été conçus soit articulés soit encastrés sur leur embase. La configuration encastrée conjugue la poussée d'un flotteur de surface à la rigidité de flexion de la colonne pour résister aux efforts d'amarrage. Elle a été étudiée pour des amarrages temporaires par 350 m et 1000 m de profondeur mais pourrait être extrapolée aux amarrages permanents. La solution articulée, qui fait l'objet de cette étude, n'utilise par contre que la flottabilité de surface de la colonne pour limiter les déplacements de l'unité flottante. Ce concept a été plus largement développé lors de la réalisation des amarrages sur colonne mono-articulée en Mer du Nord et sur colonne bi-articulée dans le détroit de Santa Barbara. Une variante également proposée consiste à intégrer la flottabilité requise dans le bras d'amarrage de l'unité flottante (concept SALS) permettant ainsi de supprimer le flotteur de surface de la colonne. 4. DEFINITION DES CONDITIONS D'ETUDE 4.1. Fonctions pétrolières de l'amarrage Deux fonctions ont été mises en évidence lors de la présentation des moyens de développement des champs par grande profondeur : la fonction stockage-exportation et la fonction production-stockage-exportation. Dans le premier cas, le transfert fluide est simplifié par le fait que les fluides transportés sont à basse pression. De plus, un nombre limité de remontées est alors nécessaire, déterminé seulement par les débits de chargement et les conditions d'exploitation (maintenance, sécurité). Dans le deuxième cas par contre, la fonction de transfert est notablement compliquée par la pression élevée des fluides (1500 à 5000 psi), ainsi que leur diversité (pétrole, eau, gaz et fluides hydrauliques) Elle dépend également des fonctions de contrôle des puits et de manifoldage assignées à la colonne. Deux options principales sont envisageables : - Le manifoldage est assuré en tête de colonne, reliée individuellement à chaque puits. Cette option offre l'avantage de permettre le contrôle en surface des puits avec un minimum d'organes sous-marins, télécommandes. Elle autorise également des interventions d'entretien et de mesure opérées depuis la surface par technique TFL. Son inconvénient principal réside dans la multiplicité des conduites devant relier la tête de colonne au fond. - Le manifold est installé sur le fond. Le nombre de lignes est réduit à celui des types de fluides à transférer, augmenté du nombre de rechanges assurant une sécurité opérationnelle suffisante. Des équipements de transfert à forts débit et pression sont toutefois nécessaires. De même, la liaison de télécommande du manifold, nerf central de la production, devient d'autant plus complexe qu'elle doit être parfaitement fiable. Cette exigence de haute fiabilité s'applique également au manifold sous-marin. Une enquête a été entreprise auprès des compagnies pétrolières afin de préciser les conditions de l'étude des transferts fluides associés à ces deux configurations de production.
- 420
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FIGURE 2 SYSTEMES DE TRANSFERT FLUIDE
Elément de colonne CONFIGURATION DISCONTINUE Connecteurs hydrauliques Bras de supportage
Elément de colonne Flexibles courts Tuyauterie rigide
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-
Les principales hypothèses retenues sont les suivantes : Manifold sous-marin Manifold de surface Production moyenne Nombre de puits
100 000 BPJ Indifférent
Nature des fluides
production injection d'eau inhibiteur service télécommande environ un million de barrils
Capacité de stockage
50 000 BPJ production : 5 à 10 injection d'eau : 1 ou 2 Par puits d'injection : producteur eau production télécommande service télécommande
4.2. Définition des conditions d'environnement L'analyse de l'activité d'exploration pétrolière en mer profonde a révélé l'extrême diversité des sites explorés et a donc conduit à la sélection pour deux profondeurs, 600 et 1000 m, de deux jeux de conditions d'environnement types correspondant à la Mer du Nord et â la Méditerranée. Dans chaque cas, des conditions centenaires et d'exportation, de vagues, courant et vent ont été définies. Parallèlement, plusieurs conditions de sol ont été sélectionnées afin de déterminer leur impact sur la conception de l'ancrage. 5. EQUIPEMENTS DE TRANSFERT FLUIDE La revue des équipements applicables aux transferts fluides le long d'une colonne multi-articulée a conduit à distinguer deux types de configuration illustrés en Figure 2 : - une configuration continue obtenue en utilisant des flexibles longs caténaires reliant le fond â un point de la colonne situé au-dessus des articulations immergées. - une configuration discontinue combinant des tuyaux rigides supportés par les éléments de colonne avec des flexibles courts ou des joints de torsion au niveau des articulations. A l'exception des joints de torsion conçus pour les terminaux de stockage et chargement, les composants de ces systèmes ont démontré leur fiabilité pour les transferts à haute pression imposés par la fonction de production. Les procédures d'installation et de maintenance par grande profondeur constituent toutefois un critère important de sélection. La configuration discontinue impose en effet des connexions hydrauliques à chaque articulation profonde au moyen d' équipements de surface, de dispositifs de guidage ou de véhicules sous-marins dont la complexité croît avec la profondeur. A l'inverse, la configuration continue élimine le problème du franchissement des articulations, mais pose celui du comportement de la partie non guidée, justifiant éventuellement l'addition d'une bouée sous-marine de supportage. En surface, les transferts fluides sont assurés par un joint tournant autorisant la rotation indéfinie de l'unité flottante autour de la colonne et des flexibles permettant le passage des articulations de tanguage et roulis du bras d'amarrage. Une architecture modulaire de joint tournant ainsi que des garnitures d'étanchëitê haute pression ont fait l'objet de plusieurs campagnes d'essais qui ont confirmé le caractère opérationnel de ces composants clé du système de transfert fluide.
- 422 6. CRITERES DE DIMENSIONNEMENT ET ARCHITECTURE DES COLONNES Après avoir précisé les conditions de l'étude, une phase importante du projet a été consacrée à la définition des critères de dlmensionnement permettant de sélectionner dans chaque cas l'architecture la mieux adaptée. L'objectif le plus évident du dlmensionnement de telles structures est de minimiser le coût total du terminal. Cet objectif se traduit par la recherche des structures simples et légères, mobilisant peu d'équipements pour leur transport et installation et capables d'assurer les transferts fluides nécessaires. Simplicité et légèreté peuvent être obtenues en optimisant la distribution de la flottabilité requise par la fonction d'amarrage. L'architecture générale sélectionnée pour les colonnes multi-articulées et illustrée en Figure 3, est constituée par un élément flotteur de surface relié par une articulation à un élément élancé et tendu, lui-même articulé sur l'embase. Les colonnes mono-articulées actuellement en opération illustrent la variété des configurations possibles de l'élément de surface. Une structure plus fine, car sans flottabilité notable, peut par contre être choisie pour l'élément inférieur. Le nombre d'articulations intermédiaires le long de cet élément résulte essentiellement des procédures de transport et d'installation mais aussi du comportement dynamique de la colonne et des conditions de transfert fluide. Des outils informatiques ont été développés afin de permettre l'optimisation de l'architecture de la colonne du double point de vue de son comportement statique et dynamique. Ces développements ont mis l'accent sur les contraintes nouvelles imposées par la profondeur et notamment la nécessité de prendre en compte la souplesse des éléments de colonne dans l'analyse dynamique. Plusieurs variantes ont été identifiées pour la conception des articulations, différenciées tant par leur architecture que par les dispositifs de connexion utilisés. L'importance des procédures de connexion a été confirmée par l'analyse générale des méthodes de transport et d'installation applicables à chaque type de colonne. Parallèlement â la définition de l'architecture générale des structures, l'application des matériaux d'allégement (mousses syntactiques) à la réalisation de flotteurs haute pression a été étudiée. Bien qu'opérationnelle et fiable aux profondeurs considérées, l'utilisation de tels matériaux est limitée par la faible quantité de flottabilité profonde requise par l'architecture de colonne sélectionnée. 7. CONCLUSION Les études effectuées dans le cadre de ce projet ont défini les différentes applications possibles des amarrages sur colonne articulée à l'exploitation de champs pétroliers en mer profonde. L'identification des besoins a permis la détermination de conditions d'étude pour lesquelles une phase d'analyse générale englobant les aspects tant d'amarrage que de transfert fluide a été réalisée. Cette première phase, qui sera complétée des études plus spécifiques correspondant aux cas définis, a dors et déjà confirmé l'intérêt de ce concept d'amarrage pour les grandes profondeurs. Elle a de plus montré la fiabilité que lui conférait l'utilisation d'une technique et de composants parfaitement éprouvés par moindre profondeur.
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423
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ARCHITECTURE DE L'ELEMENT FLOTTEUR
1 1 1 1 if
i i k f
Fri gg Nord Est
Unité f l o t t a n t e
Elément f l o t t e u r ARCHITECTURE DE L'ELEMENT INFERIEUR TENDU
FIGURE 3 VARIANTES D'ARCHITECTURE D'UNE COLONNE MULTI-ARTICULEE
Elément continu
l ~ ^
I
I Embase
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424 -
(03.13/76) PRODUCTION D'HYDROCARBURES EN EAUX PROFONDES AU MOYEN DE PLATES-FORMES FLOTTANTES G. SEBASTIANI TECNOMARE S.p.A.
Résumé L'on trouvera ci-dessous Les résultats d'un projet de recherche réalisé entre 1977 et 1981 et qui a abouti à la conception et à la construction d'un type de plate-forme flottante à ancrages verticaux tensionnés se distinguant par la nouveauté de certaines de ses caractéristiques. La principale particularité de la plate-forme est d'avoir des ancrages verticaux constitués de tubes soudés, reliés par brasage ou au moyen de connections mécaniques aux embases gravitai res reposant sur le fond marin. La procédure d'installation prévoit le lancement progressif des lignes d'ancrage déjà reliées aux embases, par une procédure de soudure par paliers (step) successifs des sections de colonnes. Le présent article décrit les caractéristiques fondamentales et le comportement de la plate-forme. Il illustre en particulier les résultats d'une analyse dynamique détaillée réalisée aussi bien pendant l'installation qu'au cours de l'exploitation et les compare à ceux des essais en bassin.
1. INTRODUCTION Le projet de recherche qui a abouti à la mise au point de la plateforme flottante à ancrages tubulaires soudés dite TTLP, a été soutenu financièrement par la Communauté économique européenne, par l'Istituto Mobiliare Italiano et parrainé par les entreprises AGIP, FINSIDER, IMPRESIT, MICOPERI et SNAMPROGETII. La plate-forme a été conçue pour remplacer progressivement les platesformes fixes à grande profondeur (de 300 à 1 000 m environ). La première partie du projet a été consacrée à l'analyse préliminaire des caractéristiques aussi bien des plates-formes flottantes à ancrages à caténaire que des plates-formes de type TLP à ancrages câblés. A l'issue de cette étude, la solution TLP à ancrages a tubes soudés s'est révélée la plus intéressante. Elle présente des périodes propres relativement faibles en ce qui concerne la houle (heave) et le tangage (pitch), garantissant un bon comportement dynamique même jusqu'à 1 000 m et plus de profondeur. Le choix des tirants à tubes soudés augmente la fiabilité du système et réduit considérablement les dépenses d'inspection et d'entretien. En effet, les remplacements périodiques sont inexistants ou réduits au minimum alors que les inspections in situ peuvent être effectuées en employant la technique bien connue des conduites flexibles (sealines). L'aspect le plus critique de cette solution est la procédure d'installation, à l'étude de laquelle on s'est particulièrement attaché tant au plan théorique qu'expérimental. La faisabilité de la procédure choisie a été vérifiée et l'on a
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également mis au point une possibilité de variante consistant à faire précéder l'installation de la plate-forme de celle des embases (gravitaires ou sur pieux). Dans ce cas, il est nécessaire que les tubes soient reliés aux embases par des connecteurs mécaniques. 2. DESCRIPTION DU SYSTEME La plate-forme flottante se compose d'une coque semi-submersible et de quatre colonnes principales verticales. La plate-forme est ancrée au moyen de 24 tirants verticaux, 6 par colonne (Fig. 1 ) . Les tirants sont composés de tubes soudés (diamètre 500 mm, épaisseur 25,4 mm) fabriqués dans un acier spécialement étudié pour les constructions sous-marines (API 5 LX degré X70) . Les tirants sont équipés de terminaux profilés à leurs extrémités supérieures et inférieures. Les terminaux supérieures sont des barres souples capables de supporter la flexion produite par des déplacements légers ou moyens de la plate-forme; pour les déplacements importants provoqués par des mers agitées, l'élément est soutenu par des logements en forme de cloche d'une courbure appropriée, aménagés dans la partie inférieure de la colonne. Les terminaux inférieurs sont des tubes profilés de façon à réduire au minimum le fléchissement provoqué par les mouvements horizontaux de La plate-forme afin que la structure garde la résistance nécessaire. Les deux terminaux sont fabriqués en acier à haute résistance de façon à obtenir un maximum de flexibilité. Les caractéristiques principales de la plate-forme sont indiquées à la Fig. 2. 3. CONSTRUCTION, TRANSPORT ET INSTALLATION (FIG. 5) La séquence de fabrication prévoit les étapes suivantes: construction des bases en bassin, ensuite montage des terminaux inférieurs et enfin assemblage de la coque. Une fois le bassin rempli, la plate-forme flotte sur ses bases. Les équipements, répartis en gros modules, sont ensuite montés en eaux protégées. Alternativement, un pont (deck) intégré peut être monté sur la plateforme par accouplement (mating). La plate-forme, entièrement équipée, est alors remorquée sur son lieu de mouillage où débute la procédure de soudure et de lancement des tubes d'ancrage et la descente par paliers (step) successifs des embases. Une fois soudée la dernière section de tubes d'ancrage, commence la phase finale d'installation consistant à ancrer provisoirement la plate-forme, â la faire reposer sur le fond marin et à lester provisoirement les embases, à tensionner une première fois les tirants, à ballaster définitivement les embases et à élever la pré-tension au niveau de fonctionnement. Les équipements nécessaires pour les opérations de soudure et de descente des ancrages sont représentés à la Fig. 3. L'intervalle total entre deux paliers de descente des lignes d'ancrage a été évalué à 90 minutes. 4. ANALYSES THEORIQUES 4.1 Installation L'analyse dynamique de la p l a t e - f o r m e en phase d ' i n s t a l l a t i o n e f f e c t u é e à d i f f é r e n t e s profondeurs dé suspension des bases a v a i t les o b j e c t i f s suivants: - évaluer la surtension dynamique des l i g n e s d'ancrage; - évaluer l ' i m p o r t a n c e des o s c i l l a t i o n s pendulaires de chacune des bases par rapport à la p l a t e - f o r m e
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426
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Après avoir procédé à une évaluation préliminaire en vue de vérifier la précision de la méthode, on s'est servi pour l'analyse d'une procédure simplifiée, basée sur le désaccouplement des mouvements des deux corps (la base et la plate-forme). On a tout d'abord effectué l'analyse dynamique non-linéaire de la plate-forme flottante pour ensuite imprimer le mouvement de cette structure à la tète des tubes d'ancrage pour évaluer la dynamique de chacune des bases suspendues à différentes profondeurs. Les conclusions principales de l'analyse (effectuée pour des conditions de mer correspondant aux deux mois d'été : Hs=7m, Tz=11,8S) sont les suivantes: - la surtension dynamique sur les lignes d'ancrage est relativement faible et se situe dans les limites de sécurité pour le système hydraulique qui soutient les ancrages pendant le lancement; aucun phénomène de glissement (slack) n'est à remarquer; - les oscillations pendulaires provoquent des efforts de flexion considérables sur les tubes d'ancrage lorsque les bases sont suspendues à une profondeur inférieure à 160 m. La première phase de descente des bases (jusqu'à 160 m) doit donc être menée à bien en profitant d'une passe de beau temps. ' Ces conclusions ont été confirmées par les resultats des essais en bassin (Fig. 4 ) . 4.2 Condition installée La procédure d'analyse adoptée pour la TLP se compose: - d'une analyse dynamique de la plate-forme dans le domaine du temps. Sur ce modèle, les tirants sont représentés par des ressorts non-linéaires dans cette phase; - d'une analyse dynamique non-linéaire d'un tube d'ancrage, soumis au mouvement imprimé par la plate-forme à son sommet et aux forces directes d'onde et de courant agissant sur celui-ci. Le programme non-linéaire d'analyse de la plate-forme permet de calculer les forces et les mouvements, y compris les effets de dérive (drift), tant pour la partie due aux effets visqueux que pour celle due aux effets du potentiel de diffraction. On a intégré dans le calcul la tempête du siècle dans la mer du Nord et l'on a utilisé le spectre de Jonswap (JOINT NORTH SEA WAVE PROJECT). Le spectre a été subdivisé en 40 fréquences avec choix casuel des phases. Pour déterminer dans quelle mesure la réponse dépendait du choix des phases, deux calculs (RUN 1 et RUN 2) ont été effectués, le premier avec une réalisation de phase qui augmente la variance du profil d'onde et le second qui la rend relativement faible. La raison de ce double calcuL est que l'on supposait que cette variance influençait la réponse à basse fréquence, ce qui a effectivement été vérifié. Une comparaison des résultats théoriques de cette analyse et de ceux des essais de bassin est représentée à la Fig. 5. Certaines phases des essais en bassin effectués au NHL (NORWEGIAN HYDRODYNAMIC LABORATORY) à Trondheim (Norvège) sont représentées aux Fig. 6 et 7. 5. CONCLUSIONS La p r i n c i p a l e i n n o v a t i o n de la TTLP est c o n s t i t u é e par le système d'ancrage à tubes soudés et par la procédure i n t é g r é e d ' i n s t a l l a t i o n . Des analyses théoriques d é t a i l l é e s et des essais en bassin ont montré la f a i s a b i l i t é de la procédure d ' i n s t a l l a t i o n . En ce qui concerne l ' a n a l y s e dynamique de fonctionnement, on a démontré
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427
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L'importance des phénomènes de basse fréquence ( L o n g - d r i f t ou d é r i v e à Long terme) et que sont Liés au choix des phases de s u b d i v i s i o n du spectre de L'onde a été démontré. D'autres études sont actueLLement en cours pour résoudre de manière d é f i n i t i v e ce qui c o n s t i t u e L'un des problèmes majeurs Liés à une anaLyse c o r r e c t e des pLates-formes de type TLP. De L'ensembLe des r é s u l t a t s théoriques et expérimentaux obtenus au cours du p r o j e t et i l l u s t r é s simplement sous une forme résumée dans l e présent a r t i c l e , i l apparaît que ce système de p l a t e - f o r m e f l o t t a n t e dont les c a r a c t é r i s t i q u e s Le rendent u t i l i s a b l e j u s q u ' à 1 000 m de profondeur, est parfaitement r é a l i s a b l e i n d u s t r i e l l e m e n t . BIBLIOGRAPHIE 1. Sebastiani G . , Della Greca A . , Bucaneve G. C h a r a c t e r i s t i c s and Dynamic Behaviour of Tecnomare's TLP. Hydrodynamic i n Ocean E n g i n e e r i n g , Trondheim, 24-28 Aug., 1981. 2. Tassini P. Paruzzolo A. A Tension Leg P l a t f o r m f o r 1000 m Water Depth. Deep Offshore Technology Conference, Palma de Mal Lorca, O c t . 1981 3. G i u l i a n o V . , P i t t a l u n g a A . , S i g n o r e l l i P. N o n - l i n e a r Analysis and Tests Comparison of Motion and Dynamic S t r u c t u r a l Response f o r two G r a v i t y Platformas i n F l o a t i n g Conditions 0TC 1974, Paper no. 2053 4 . F e r r e t t i C. and Berta M. Viscous E f f e c t C o n t r i b u t i o n t o the D r i f t Forces on F l o a t i n g S t r u c t u r e s , I . S . Ocean Engineering Ship Handling 1980, SSPA, Gothenbourg 5. Sebastiani G . , Brandi R., T a s s i n i P. T h e o r e t i c a l - E x p e r i m e n t a l Behaviour of TLP f o r very Deep Waters ASME 1983
428
00.5
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1. Amarres; 2. Tubes
FIGURE 1 PLATEFORME TECNOMARE SUR JAMBES À CABLES TENDUS CONFIGURAION GÉNÉRALE
- 429 SPECIFICATIONS TECHNIQUES 600
M
26 000
H
PROFONDEUR D'EAU CHARGE UTILE
CONDITIONS LIMITES H s = 16 M
SPECTRE DE MER
T z = 13
S
HAUTEUR MAX. DE VAGUE
H
= 30
M
PERIODE ASSOCIÉE
T
= 15
S
COURANT
ç
= 1 , 2 M/s
VENT (1' CONTINU)
V
= 56
M/s
CARACTÉRISTIQUES PRINCIPALES ENTRAXE COLONNES DIMENSIONS DU PONT DÉPLACEMENT
96
M
96 X 96
M
64 500
T
STRUCTURE
24
PRETENSION TOTALE (SUR 24 AMARRES)
TUBES D'ACIER
15 000
T
ACIER MIS EN OEUVRE 23 500
T
AMARRES
STRUCTURE (PONT COMPRIS)
5 700
T
EMBASES
4 800
T
FIG. 2 - DESCRIPTION GÉNÉRALE
- 430 -
©
à
Pd
- *
<3>
¡T", 1984 -
(5) LANCEMENT
-
(?) REMORQUAGE
©
CONSTRUCTION EN CALE SÈCHE
(4)
INSTALLATION : 1. mécanisme de guidage; 2. tube d'ancrage; 3. vérins hydrauliques; 4. contrôle de soudure; 5. station de soudage; 6. mâchoire mobile; 7. mâchoire fixe; 8. mâchoire auxiliaire. FIGURE 3 - CONSTRUCTION ET INSTALLATION
- 431 TTLP PENDANT L'INSTALLATION MOUVEMENT PENDULAIRE INDIVIDUEL DES BASES (EFFET DE COURANT NÉGLIGÉ) LONGUEUR JAMBE (M) 100 150 167 200 237 250 300 400 500 737(**)
MOUV. PEND.NAT. (S) 69 89 94 105 114 119 132 154 173 210
DÉPLACEMENT MAX. HORIZ. (M) 6,6 7,3 7,4 7,7 10,0 11,6 11,1 8,3 9,7 8,8
EFFORT MAX. SUR TUBE D'ANCRAGE (MPA) 434 316 294 249 267 277 224 146 133
6,3(*) 9,1(*)
7.2(*)
(*) EXPÉRIMENTAL (NHL) (**) RAPPORT Ä 1000 CAS D'INSTALLATION Â PROFONDEUR MAXIMALE (WHOLE DEPTH) FIGURE 4
PILONNEMENT
TESTS RUN 1 RUN 2
MOYENNE (M)
VARIANCE (M2)
MAX (M)
MIN (M)
56,6 45,3 45,5
9,24 42,0 8,27
14,6 21,0 7,0
9,0 8,6 5,9
JAMBE 1 TEIJSION AMARRE
TESTS RUN 1 RUN 2
-VA].JEURS SE RAPPORTANTI? Ã UNE PAIRI: D'AMARRES
(KN)
(KN2)
(KN)
(KN)
17200 15400 15400
2,85 X 106 4,53 X 10 6 3,35 X 10 6
6215 10060 4530
4880 9480 6980
FIGURE 5 - PILONNEMENT ET TENSION DES AMARRES - RESULTATS THEORIQUES ET EXPÉRIMENTAUX
- 432 -
FIGURE 6 - ESSAI DE REMORQUAGE DU MODÈLE
FIGURE 7 ESSAI D'INSTALLATION DU MODÈLE
- 433 (03.75/79)
PLATE-FORME DE PRODUCTION A PLUSIEURS PILES A RACCORDEMENT ARTICULE "CONAT-OPP" H.G. BUTT, M. VOGT, Bilfinger + Berger Bauaktiengesellschaft; W. RANK, M.A.N.-GHH AG; M. STERZENBACH, THYSSEN NORDSEEWERKE GmbH Resume Dès 1976, les entreprises Bilfinger + Berger, M.A.N.-GHH et Thyssen Nordseewerke se sont groupées sous la conduite de B+B pour projeter et réaliser en commun une "tour articulée" destinée à être utilisée dans des eaux profondes de 100 à 200 m. Cette tour a été offerte à l'industrie pétrolière pour être utilisée comme amarrage sur point fixe et station de chargement et comme tour de contrôle. En 1980, le groupe d'étude CONAT a construit le Test-CONAT comme modèle â l'échelle de 1/4, l'a installé à proximité de la plateforme de recherche "Nordsee", a mesuré son comportement en mer et les forces qui se manifestent en cours d'exploitation, et a vérifié le système d'articulation dans les conditions que présente la mer du Nord. Ces travaux ont été réalisés avec l'aide financière du ministère fédéral de la recherche et de la technologie. Le succès de ces travaux nous a incités, en 1979, à soumettre une demande d'aide pour le projet ci-dessus auprès de la Commission des Communautés européennes. Pour la réalisation de cette plate-forme de production OPPoffshore, il était prévu d'utiliser les composants qui avaient déjà été mis au point et également essayés pour les projets précédents, tels que, par exemple, l'articulation à rotule. La CONAT OPP doit constituer une solution de rechange aux problèmes des plates-formes fixes et flottantes en eau profonde. Les avantages de ce système sont la grande capacité de réception de charges sur le pont, la réduction des forces s'exerçant au niveau de la surface de contact fondations/fond de la mer du fait de l'articulation des supports et l'insensibilité relative vis-à-vis des affaissements irréguliers.
1. DESCRIPTION DU SYSTEME Une plate-forme a été projetée en vue d'être utilisée dans un champ envisagé en mer du Nord à une profondeur de 380 m. Le pont de cette plate-forme de 110 x 90 m s'appuie par l'intermédiaire de quatre joints à rotule sur quatre piles en béton armé qui, de leur côté, s'articulent, grâce à des joints à rotule, sur une fondation à gravité qui repose sur le fond de la mer. Le système fonctionne comme suit pour l'exploitation in situ : les forces horizontales environnantes agissant sur la structure sont dirigées dans la fondation en partie directement par les piles, en partie par
- 434 l'intermédiaire des rotules supérieures et de la structure du pont, qui joue le rôle de disque raidisseur, ainsi que par les piles en passant par les rotules inférieures. La pression verticale qui s'exerce sur les rotules supérieures provient du poids du pont, tandis que la pression verticale permanente s'exerçant sur les rotules inférieures est maintenue par le fait qu'en plus des forces provenant des charges environnantes, ils'exerce une charge statique due â la différence entre le poids et la poussée ascendante. Ce résultat est obtenu par le lestage correspondant des piles qui garantit qu'aucune force de soulèvement ne s'exerce sur les articulations. La position excentrique du centre de gravité des installations montées sur le pont et les assauts irréguliers des forces environnantes créent autour de l'axe vertical de la structure des moments qui peuvent être excessivement importants. Si ces moments devaient être transmis à l'intérieur de la structure par des moyens prévus à la conception, comme par exemple les joints de cardan dans les joints à rotule, il se produirait des forces qui ne pourraient être amorties qu'au prix de grandes difficultés. Aussi a-t-il été décidé de concevoir les articulations supérieures sans joints de cardan intérieurs et d'admettre ainsi que le pont puisse tourner librement autour de l'axe vertical. La majeure partie des moments décrits ci-dessus est reprise par le moment de redressement des piles. Ainsi, les articulations inférieures n'ont plus qu'a absorber les moments autour de l'axe vertical, qui proviennent des attaques irrégulières des forces environnantes. Les problèmes posés par ces sollicitations peuvent trouver des solutions à la conception. Lorsque la structure est transférée du chantier de construction jusqu'à son emplacement définitif, il faut normalement franchir une barrière où l'eau a une profondeur de 250 m. La structure doit alors émerger de façon telle que l'arête inférieure du système puisse franchir cette barrière avec un jeu suffisant. Il convient par conséquent qu'au cours de cette phase également les articulations inférieures ne soient pas sollicitées par des forces de traction; autrement dit, la fondation ne peut pas servir à stabiliser le système pour cette opération. C'est dire que, pendant toute la durée du remorquage jusq'au-delà de la barrière, les quatre piles doivent être dimensionnées de façon à posséder une stabilité de flottation telle qu'elles puissent répondre à toutes les conditions de charge qui pourraient se présenter. On trouvera plus loin la description des composants du système. 2.
ANALYSE HYDRODYNAMIQUE ET ESSAIS SUR MODELE
Les principaux critères d'un projet économique pour une structure pendulaire à plusieurs piles sont non seulement une stabilité statique suffisante et un comportement favorable pendant le déplacement, mais aussi des forces réduites au niveau des articulations et de faibles sollicitations dans la paroi des piles. Aussi s'agissait-il, d'un côté, de maintenir à un bas niveau l'autofréquence en produisant un important moment d'inertie de masse et, de l'autre, d'obtenir un important couple antagoniste par une coordination adéquate entre le centre de gravité de la sustentation et le centre de gravité pondéral, par exemple par le 1-estage de la partie inférieure des piles.
- 435 Dans le développement du concept mathématique pour la détermination du comportement de la structure, on a considéré tout d'abord l'oscillation d'une seule pile sous le seul effet d'une vague élémentaire harmonique. Les équations de mouvement valables pour une seule pile avec un joint universel peuvent être élargies directement pour permettre d'analyser aussi le comportement dynamique de structures à plusieurs piles assemblées par articulation. Les inconnues dans ce système d'équations sont les deux angles de cardan et les forces qui agissent sur les articulations supérieures. Les forces de ces articulations supérieures peuvent être éliminées par la formulation de l'équilibre dynamique au droit de la structure rigide du pont. Les déviations de la structure pouvant être considérées comme suffisamment faibles, les calculs linéaires donnent des résultats fiables dans la gamme des fréquences. Outre les forces horizontales et verticales qui s'exercent sur les articulations, d'importants moments de contrainte agissent sur l'axe longitudinal de la structure, provoqués essentiellement par les charges dues à la poussée du vent et des vagues attaquant de façon excentrique. Les moments de contrainte devraient être transmis comme moments de torsion par les joints de cardan, ce qui est impossible étant donné les dimensions limitées à l'intérieur des joints à rotule. C'est pourquoi il a été décidé de supprimer les joints de cardan dans les joints à rotule supérieurs afin d'obtenir un troisième degré de liberté, permettant à la structure du pont de tourner autour de l'axe vertical. A titre d'exemples des résultats de l'analyse hydrodynamique, on trouvera reproduites, sous forme de diagrammes, â la fin du présent exposé, les fonctions de transfert de la déviation des piles et de la rotation du pont autour de l'axe vertical. Avant d'établir le projet définitif de la CONAT-OPP, une analyse poussée des paramètres a été réalisée pour permettre d'apprécier l'influence de diverses données du projet, telles que la profondeur de l'eau, le nombre de piles, la masse des installations sur le pont, l'êcartement des piles et leur géométrie (cylindrique ou en forme de bouteille). Les résultats les plus importants sont les suivants : - Les déviations diminuent et les forces horizontales sur les articulations supérieures et inférieures s'accroissent dès qu'augmentent la profondeur de 1'eau et les distances entre les piles. - Des masses plus importantes sur le pont donnent des charges horizontales plus importantes sur les articulations supérieures et des charges horizontales plus faibles sur les articulations inférieures. - La géométrie en forme de bouteille des piles améliore sensiblement le comportement de la structure pendant le déplacement, par rapport à la forme cylindrique. Les objectifs des essais réalisés sur modèles avec la structure dans le bassin de houle étaient les suivants : - vérification des méthodes analytiques; - détermination des critères d'appréciation des résultats théoriques eu égard à la simplification du concept mathématique, pour pouvoir réaliser de façon plus économique p.ex. des analyses de paramètres avec des résultats suffisamment fiables. Une variante en forme de bouteille de la CONAT-OPP pour une profondeur d'eau de 300 m a été examinée à l'échelle de 1/100e. Le programme comportait à la fois des essais avec la structure en état stationnaire d'utilisation et des essais pour le transport. Le comportement de la
- 436 structure a pennis de constater généralement une conformité suffisante avec les résultats analytiques; seules les mesures du moment de contrainte ont fait apparaître d'importants écarts par rapport aux valeurs théoriques. Ce phénomène devrait donc davantage retenir l'attention au cours des travaux de recherche ultérieurs. 3.
COMPOSANTS DU SYSTEME
3.1
Joints ă rotule
Articulation I—i rgée Le joint à rotule se compose d'une cuvette supérieure et d'une cuvette inférieure pressées l'une contre l'autre par un dispositif de serrage monté à la cardan. La conception de ce dispositif permet d'y faire passer au centre des conduites tubulaires. Le coeur du joint à rotule est la couronne composée d'éléments i paliers glisseurs qui supporte la cuvette supérieure et la pile. L'articulation est entourée d'une cloche à air et fonctionne par conséquent au sec. La cloche à air évite par ailleurs que de l'eau de mer enrichie de sable n'attaque les surfaces plaquées en inconel et usinées avec soin. La couronne des éléments des paliers glisseurs se trouve sur la cuvette inférieure, audessus de l'équateur. Chaque élément est alimenté en huile par son centre à une pression de l'ordre de 200 bars formant coussin d'huile. La pression de l'huile fléchit dans le sens du flux, de l'intérieur vers l'extérieur, et en revient dans un circuit fermé. Grace à des anneaux d'étanchéité posés autour de chaque élément des paliers glisseurs, on évite un écoulement de l'huile. Une pompe commune alimente en huile sous pression les plaques d'appui montées en parallele. Les flux aller et retour sont réglés. En cas de défaillance de l'installation hydraulique, la cuvette supérieure de l'articulation repose directement sur les éléments des paliers glisseurs. C'est pour cette raison que les plaques de glissement y sont garnies de plaques PTFE (polytétrafluorethylene) qui, même sans lubrifiant, possèdent de très bonnes propriétés de glissement. Les plaques d'appui des paliers glis seurs sont coniques, ce qui facilite leur montage ou leur démontage. Un presseêtoupe audessus des paliers glisseurs permet d'étanchéif1er l'intérieur du joint à rotule contre la pression pneumatique plus élevée dans la cloche à air. Le joint à rotule est entouré d'une cloche à air montée au droit du bord inférieur de la cuvette supérieure. L'air est fourni par un compres seur à vis et son réglage est assuré par des palpeurs. Au bord inférieur de la cuvette supérieure est fixé un obturateur à commande hydraulique qui agit sur la cuvette inférieure. Cet obturateur est nécessaire lorsqu'il s'agit d'effectuer des travaux dans la sone des paliers glisseurs. Les deux parties de l'articulation sont croisillonnées entre elles par un joint universel avec des tirants. A la partie supérieure, les tirants sont accrochés dans des traverses. Les paliers du joint universel sont fixés sur des consoles intérieures de la cuvette inférieure. Ainsi, les forces de précontrainte sont dirigées dans l'articulation et non pas dans la fondation. Le joint universel empêche en outre que la colonne ne tourne autour de son axe. La cuvette supérieure est scellée dans la pile en béton, la cuvette inférieure est vissée sur la plaque d'ancrage fixée dans la fondation.
- 437 A l'aide de presses hydrauliques logées dans le pied de la pile, le joint à rotule peut être immobilisé pendant la phase de construction et lors du transport. Articulation émergeant de l'eau La construction fondamentale du joint émergeant de 1'eau est analogue à celle du joint immergé. Etant donné que le joint n'est utilisé que dans l'atmosphère, on peut se dispenser du presse-étoupe, des obturateurs de fentes et de la cloche à air. Pour qu'elles puissent tourner autour de leur axe vertical, les articulations au-dessus du niveau de l'eau n'ont pas de joint universel. 3.2
Fondations
Les forces telles que le vent, les vagues et le courant marin qui s'exercent sur la structure ne provoquent pas, contrairement à ce qui se passerait pour une structure fixe, d'importants moments qui sont amortis dans l'assise. Aussi, même lorsque le sol est moins résistant, il est possible de prévoir une fondation à gravité. Les surcharges nécessaires pour obtenir une sécurité suffisante contre le glissement ou pour éviter des fissures béantes dans l'assise sont fournies par le poids du massif de fondation lui-même et par les forces de pression verticales provenant des piles. Le massif de fondation peut, suivant les besoins, être conçu avec ou sans capacité de stockage. Si l'on prévoit une capacité de stockage, le massif de fondation se composera d'un certain nombre de cellules, fermées en haut et en bas par des bulbes. Dans le cas où aucune capacité de stockage n'est ã prévoir, les dimensions du massif de fondation sont déterminées par les nécessités qu'impose le processus de construction. 3.3
Piles
a) Béton Les quatre piles s'inscrivent dans un carré, avec une distance d'axe en axe de 60 m. Elles ont une longueur totale de 380 m entre les centres des articulations supérieures et inférieures. La section des piles est ronde avec un diamètre extérieur de 25 m dans la partie inférieure et 11 m à la naissance de l'articulation supérieure. Les piles sont cylindriques dans leur partie inférieure sur une longueur de 190 m, et sont prolongées vers le haut par une partie conique de 205 m de longueur. A l'extrémité supérieure de la partie cylindrique des piles, le diamètre extérieur des piles est porté à 40 m sur une hauteur qui va de 60 à 75 m. Les flotteurs ainsi créés servent 'en cas de remorquage jusqu'au lieu d'implantation, où le tirant d'eau de la structure est ramené à environ 220 m, afin de créer pour les piles un couple antagoniste suffisant. La fixation de leur hauteur est uniquement fonction de la nécessité de se trouver le plus près possible de la surface de l'eau lorsqu'on déplace l'ensemble. Les parois extérieures des flotteurs sont renforcées par des plaques de béton verticales fixées contre les piles. b) Equipement des piles Dans les piles sont installés six ponts, dont deux servent de ponts d'inspection, deux de ponts de transfert de charges et deux de ponts de
- 438 matériel destiné à desservir les joints articulés. Les charges sont transportées aux divers ponts à l'aide de monte-charge inclinés (1 000 kg) ou d'un treuil de charge (3 t ) . Les piles sont dotées de gaines d'aération et de systèmes extincteurs d'incendie. 3.4
Pont
La CONAT-OPP possède une importante structure de pont-ponton autoflottable de 110,4 x 90 x 13 m qui, avec un équipement maximun, peut atteindre un poids de 40 000 t. La structure du pont comprend les éléments ci-après : 1) pont citerne/pont de stockage 2) pont-machines avec ateliers de réparation, entrepôts de stockage, production d'énergie, centrale de plongée, salles de machines, etc. 3) pont principal avec derrick, équipement de forage, installation de production et modules de logement. La forme du pont présente les avantages suivants : - possibilité de fabrication dans un chantier de constructions navales, - capacité de flotter, - grand intervalle de sécurité entre le pont et 1'installation de production , - grand espace pour les installations dans diverses conditions d'utilisation. 3.5
Colonnes montantes
Les faisceaux de colonnes montantes sont disposés entre les jambes. Sur la fondation de la plate-forme est installé dans chaque cas un gabarit avec 20 points de conditionnement au choix pour le conditionnement au-dessous ou au-dessus du niveau d'eau. L'angle de déviation des colonnes montantes est de 2,05° dans la vague centenaire.
CONSTRUCTION ET INSTALLATION Le mode d'exécution prévu est illustré par l'exemple d'une structure permettant le stockage dans le corps de fondation. La plaque de fondation avec les dômes inférieurs et les segments latéraux inférieurs des cellules sont fabriqués en cale sèche. Dès que la construction est avancée au point qu'elle est flottable avec une autostabilité suffisante, la cale est remplie d'eau, l'ouvrage est mis à flotter et est ancré à un endroit approprié en eau profonde. Lã s'effectuent alors successivement les autres travaux t - glissement des parois des cellules jusqu'à la naissance des dômes des cellules basses, - fabrication des dômes des cellules basses, - installation des joints à rotule inférieurs sur les dômes des cellules basses, - début du bétonnage de la semelle des piles, - glissement des parois des piles et des cellules plus longues, - construction des dômes supérieurs des cellules de stockage plus longues - poursuite du glissement des parois des piles, construction des flotteurs, - glissement de la partie supérieure des piles,
- 439 -
installation des joints ã rotule supérieurs• Dans l'intervalle, la plate-forme, construction métallique autoflottante, a été achevée. La plate-forme est montée en trois tronçons à Helgen sur le chantier de constructions navales. Après la mise à l'eau, les trois tronçons seront réunis en un endroit abrité et soudés entre eux. Pour son installation sur l'infrastructure, la plate-forme est placée sur des pontons spéciaux et hissée hors de l'eau. Pour le montage de la plate-forme, l'infrastructure est immergée par ballastage jusqu'à un niveau tel que la plate-forme puisse surnager sans difficulté. Avant que le pont ne soit amené sur l'eau au-dessus des piles, celles-ci sont maintenues fermement entre elles. Cette opération peut par exemple être effectuée par deux pontons spécialement équipés ä cette fin, qui sont amenés entre les piles. Le transfert du poids de la plate-forme à son infrastructure se fait par une opération synchronisée de délestage des flotteurs sur les piles. Après réception intégrale du poids du pont, les piles continuent â être délestées, pour que les appareils porteurs puissent être retirés. Ensuite sont établies les liaisons solides entre le pont et les articulations supérieures, et un délestage plus poussé dans les piles permet d'atteindre la profondeur de transit. Par rapport aux opérations de remorquage bien connu, par exemple de la CONDEEP, la spécification des opérations de remorquage de la CONAT-OPP doit tenir compte du comportement de la structure au remorquage, conditionné par la liaison articulée entre les piles, le pont et la fondation. La disposition appropriée des points d'élingue pour les câbles de remorquage doit éviter qu'au cours du transport la structure ne prenne une position inclinée. Après être arrivée sur les lieux, la plate-forme est tout d'abord mise en position approximative par les remorqueurs disposés en étoile. Des câbles de treuil disposés au préalable et ancrés au fond de le mer par des dispositifs appropriés sont relevés et enroulés sur des treuils qui tirent la plate-forme jusqu'à sa position exacte. Du fait de la liaison articulée entre les piles et le pont ou la fondation, la manoeuvre précise doit se faire au droit de la fondation. Le dépôt de la structure sur le fond de la mer est obtenu par une augmentation constante du lest. L'espace qui subsiste entre le corps de fondation et le fond de la mer est rempli de mortier par injection. Après montage des divers équipements, la plate-forme est prête à être utilisée. REFERENCES Kokkinowrachos, K., and Butt, H.G.: Design and Systematic Concept Development of Articulated Offshore Towers. Offshore Brazil '78. Rio de Janeiro, 1978. Butt, H.G., Salewski, J., Wagner, P., Grallert, M., and Kokkinowrachos, K. : Test-CONAT. A Large-Scale Test in the Vicinity of the Research Platform 'Nordsee'. European Offshore Technology Conference, EUR 267. London, 1980 Arge CONAT (Editor): The CONAT System. Report on an Industrial Presentation. London, June 2nd, 1981 Kokkinowrachos, K., and Mitzlaff, A.: Dynamic Analysis of One- and Multi-column Articulated Structures. International Symposium on Hydrodynamics in Ocean Engineering. Trondheim, 1981
- 440 5. 6. 7.
Butt, H.G., Lausberg, H.H., and Wilekens. H«: CONAT - The Articulated Offshore System. Deep Offshore Technology Conference» Palma de Mallorca, 1981 Kokkinowrachos, K.: Hydrodynamlc Analysis of Large Offshore Structures» 5th International Ocean Development Conference. Tokyo, 1978 Butt, H.G., Kokkinowrachos, K., and Troeder, C : Articulated Production Tower for Deepwater. Offshore Technology Conference, Houston, 1984.
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(03.74/80) PLATE-FORME A EMBASE POIDS EN ACIER POUR UNE PROFONDEUR DE 350 METRES P. GAVA Tecnomare SpA Société pour le développement des technologies marines Résumé Le projet P-350 a été développé dans le cadre d'une recherche visant à réaliser une plate-forme à embase poids (gravitaire) en acier pour la production d'hydrocarbures dans des gisements situés jusqu'à 350 mètres de profondeur d'eau. La recherche s'est attachée à démontrer la faisabilité du concept de plate-forme proposé pour la mer du Nord et la Méditerranée, et à obtenir le certificat préalable d'un institut qualifié de normalisation. La recherche a abouti à l'élaboration d'un projet préliminaire et de la P-350 qui a obtenu le certificat préalable de la Norske Veritas. En outre, on a défini une méthode de construction, de transport et d'installation qui garantit un faible niveau de risque des opérations grâce à l'utilisation de technologies éprouvées dans une configuration innovatrice.
1.
INTRODUCTION
La recherche a eu pour objectif de développer un projet de plate-forme à embase poids (gravitaire) en acier pour la production d'hydrocarbures à partir de gisements situés jusqu'à 350 mètres de profondeur d'eau. Les étapes de cette recherche ont été la définition d'une configuration de la plate-forme, puis le développement préliminaire du projet avant d'arriver à obtenir le certificat préalable d'un institut qualifié de normalisation. Le projet de plate-forme P-350 a été réalisé sur trois années et demie, du début de 1981 au milieu de 1984. La recherche a été exécutée aux frais de la Tecnomare avec le concours financier de la Communauté économique européenne (contrat TH 03.74/80) et de l'Istituto Mobiliare Italiano. 2.
CARACTERISTIQUES PRINCIPALES DE LA PLATE-FORME
La plate-forme mise au point par la Tecnomare, appelée P-350, est une plate-forme gravitaire en acier avec une structure tripode (figures 1 et 2 ) . Le tripode est formé de trois "jambes" obliques constituées elles-mêmes par trois colonnes et des tiges de jonction, et de deux structures réticulaires de renfort, l'une à la base et l'autre à mi-hauteur. Les jambes du tripode se terminent au fond par trois bases de fondation. En surface, elles s'unissent en un noeud unique sur lequel est monté le pont.
443 Les dimensions principales sont les suivantes : hauteur totale de la structure 367,5 m distance entre les centres des bases 270,0 m distance entre les colonnes d'une pile 40,0 m diamètre maximal d'une tige (colonnes) 4,2 m épaisseur maximale d'une tige (colonnes) 60 mm épaisseur maximale d'un noeud 120 mm Outre la structure principale tripode, une tour réticulaire verticale protège les tubes-guides des puits. Les bases triangulaires de fondation sont équipées d'une jupe périphérique d'une hauteur de 3 mètres pour augmenter la résistance aux pression horizontales. La méthode de construction prévoit l'utilisation de 3 structures flottantes en V. Ces docks flottants sont équipés de toutes les installations nécessaires à la construction, à l'ancrage et au transport final au lieu de mouillage. Les docks flottants sont également conçus pour fournir à la structure réticulaire toutes les caractéristiques nécessaires de stabilité navale au cours des diverses phases de construction, de transport et d'installation. Ils sont accouplés aux colonnes des piles avec des systèmes à pignon et crémaillère qui leur permettent de suivre de façon contrôlée les variations du tirant d'eau de la plate-forme au cours de la fabrication, du déballastage en fin de construction pour le transport et pendant le ballastage final sur le lieu de l'installation. Les opérations de ballastage et de déballastage sont exécutés avec de l'eau de mer par des pompes installées sur les docks flottants. Les principales données en matière de poids sont les suivantes : - éléments de structure de la plate-forme : 58 670 t - équipements et éléments divers 5 290 t - éléments de structure d'un dock flottant : 2 634 t - équipements présents sur un dock au cours de la phase de montage de la plate-forme : 2 636 t - équipements présents sur un dock pendant la phase de transport : 1 103 t 3.
SPECIFICATIONS DU PROJET
Les spécifications du projet de la plate-forme P-350 prévoyaient deux zones géographiques possible : la mer du Nord (secteur nord) et la Méditerranée. Les conditions de la mer du Nord étant beaucoup plus sévères que celles de la Méditerranée, c'est elles qui en fait ont servi de base à l'élaboration du projet. L'institut de normalisation a confirmé la valeur de cette hypothèse en étendant la validité du certificat à la Méditerranée. 3.1
Données sur 1'environnement Profondeur d'eau Conditions extrêmes sur un siècle : - plus forte marée astronomique - plus forte marée de tempête - hauteur de vague significative - période - régime des vents 1 heure 1 minute rafale de trois secondes
350,0 m 1,5 m 0,5 m 16,5 m 13-18 s 41 m/s 47 m/s 54 m/s
-
444 -
courants en surface 1,45 m/s à 175 m 0,80 m/B à 350 m 0,50 m/s et variation linéaire entre ces points. 3.2
3.3
Données géotechniques Première couche (jusqu'à -8 mètres)
argile uniforme. = 8,0 Kn/m cu e 50 Kpa
Deuxième couche (-8 mètres et au-dessous)
sable uniforme 0 = 32°
Données concernant la production pétrolière Durée de vie active de la plate-forme Type de produit Production de pointe Puits de production Puits d'injection de gaz/eau Puits de réserve Diamètre des tubes-guides Poids du pont + charge utile
4.
20 ans pétrole _ 24 000 m /jour (150 000 barils/jour) 30 10 6 762 mm (30") 30 000 t
EXECUTION DU PROJET
Le projet a été exécuté en trois phases : - analyse des possibilités de configuration et choix de 'la configuration paraissant la mieux adaptée; - conception préliminaire de la configuration présélectionnée; - optimisation de la configuration et obtention d'un certificat. Pendant le déroulement du projet, on a élaboré et mis au point divers programmes et procédures de calcul nécessaires à l'exécution du projet. L'exécution du projet a permis des progrès dans des domaines spécialisés. 4.1
Analyse de la structure
Le comportement de la structure de la plate-forme P-350 a été vérifiée au cours des trois principales phases du montage, du transport et de l'installation. On a également évalué l'usure des noeuds principaux et calculé l'effet de la collision accidentelle d'un navire avec la plate-forme. On a procédé à l'analyse de la structure au cours de la phase de montage pour fixer les dimensions de la partie inférieure de la structure réticulaire, particulièrement soumise à des efforts de flexion en raison de la répartition des poids et des pressions Jusqu'à l'achèvement de la structure intermédiaire qui doit assurer sa rigidité. Pour la phase de transport du lieu de construction au lieu d'installation, on a procédé à deux analyses structurales statiques : la première pour vérifier la résistance structurale des docks flottants et leurs rapports d'interaction avec la structure de la plate-forme; la
- 445
-
deuxième pour vérifier le comportement structural de l'ensemble plate-forme + docks flottants pendant la phase du transport. Une autre analyse structurale statique de la plate-forme installée sur le site de production a été faite dans des conditions correspondant, l'une au cas extrême de la tempête du centenaire, l'autre, à la tempête de l'année. Pour l'analyse structurale destinée à évaluer la résistance à l'usure des noeuds principaux, on a utilisé une approche stochastique dans le domaine de la ' fréquence, étant donné que la période des vagues les plus dangereuses pour l'usure est proche de la première période naturelle de la plate-forme. Pour ce qui est de la collision accidentelle avec un navire, on a calculé l'effet de l'impact d'une embarcation de 5 000 tonneaux se déplaçant à 2 m à la seconde contre une colonne de la plate-forme et contre une colonne des tours de support des tubes-guides. 4.2
Analyse des fondations
Les fondations de la plate-forme gravitaire en acier Tecnomare P-350 consistent en trois bases triangulaires à angles tronqués. La partie inférieure des bases d'appui est équipée de jupes périphériques qui pénètrent dans le sol sous l'effet du poids de la plate-forme au moment de son installation. La structure à jupes a pour rôle de contribuer au positionnement de la plate-forme, de participer à la résistance aux forces horizontales et éventuellement de permettre la cimentation sous les bases. Au cours du projet, on a analysé : - la stabilité, et en particulier la stabilité au basculement par rapport à un axe passant par le centre de deux bases, la portance portante par la méthode des surfaces de glissement et la stabilité en cas de glissement simultané des trois bases; - 1'"enfoncement" tant à court qu'à long terme; - la résistance à la pénétration des jupes pour une seule base; - l'élasticité du terrain, tant par l'analyse statique que par l'analyse de la résistance à la fatigue. 4.3
Protection anti-corrosion
La définition et la détermination des systèmes de protection anti-corrosion de la plate-forme P-350 se sont fondées sur certaines hypothèses de travail prenant en compte en particulier la densité de courant. En fait, à l'heure actuelle, on ne dispose ni de normes ni de résultats fondés sur l'expérience pour la profondeur d'eau en question, c'est-à-dire 350 m. Pour la protection anti-corrosion, deux méthodes ont été proposées : un système temporaire à anodes sacrificielles pour les phases de construction, de transport et d'installation, et un système permanent de protection cathodique à courant étranger pour les années au cours desquelles la plate-forme restera en service. Les calculs ont été faits en considérant séparément la partie supérieure du jacket jusqu'à une profondeur de 100 m (superficie immergée d'environ 23 500 m . Pour le système temporaire, les résultats des calculs indiquent des besoins légèrement supérieurs à 500 t d'anodes sacrificielles réparties dans quelque 15 000 éléments, pour le système permanent, un courant de protection d'environ 40 000 ampères sera nécessaire.
- 446
-
Il a été, en outre, procédé à une étude préliminaire des problèmes de surveillance, d'inspection et d'entretien des deux systèmes de protection, de leur durée de vie (4 et 60 années respectivement) et des problèmes de distribution du courant. 4.4
Méthode de construction et opérations en mer
Comme on l'a brièvement décrit au deuxième paragraphe, la méthode de construction de la plate-forme P-350 fait appel à des docks flottants pour le montage de la structure dans une aire marine protégée. Les docks flottants fournissent également la poussée nécessaire pour garantir la stabilité navale au cours des diverses phases de construction, de transport et d'installation (figure 3 ) . La méthode utilisée prévoit la construction en cale sèche de la partie inférieure de la structure avec les trois bases (figure 3.1). Une fois cette phase achevée, le bassin est mis en eau et la structure devenue flottante est remorquée hors du bassin pour permettre de continuer le montage au moyen de docks flottants accouplés aux trois angles (figure 3.2). Les trois docks flottants, autonomes pour ce qui concerna la capacité de levage, les équipements de fabrication, la production d'énergie électrique, l'ancrage, etc., procèdent au montage des trois piles par niveaux modulaires. Une fois terminé le soudage de t ou B les éléments d'un niveau, les docks flottants sont repositionnés au niveau supérieur pour la construction du module suivant. Le déplacement simultané des trois docks flottants est réalisé avec des systèmes à pignon et crémaillère (du type utilisé pour les jack up - plates-formes auto-élévatrices) et l'équilibrage simultané de la structure en construction se fait par ballastage à l'eau de mer (figures 3.3, 3.4 et 3.5). Cette procédure se répète jusqu'à l'achèvement de la structure (figure 3.6). Pour ce qui est de l'ancrage du système pendant la construction, on a au préalable mis au point un système dans lequel tous les éléments sont installés sur les docks flottants et où l'on utilise neuf lignes d'ancrage avec des chaînes de 5" 3/8. On a analysé la procédure d'équilibrage par ballastage et fixé les spécifications du système. En outre, il a été procédé à des calculs de stabilité sur l'eau pour vérifier la faisabilité des opérations. 4.5
Surveillance, inspection et entretien de la structure
Le principal effort dans ce secteur a concerné la recherche des instruments aptes à contrôler l'intégrité de la structure de la plate-forme P-350. Ce système d'instrumentation devra être complété par l'utilisation de sous-marins et de véhicules télécommandés. Cette conjugaison de moyens est nécessaire pour garantir un système d'inspection correcte. Des sous-systèmes ont été définis, en particulier, pour la surveillance du milieu, des systèmes de protection cathodique, des efforts auxquels est soumise la structure, du comportement dynamique de la plate-forme et des fondations. On a également analysé le problème de l'installation, de l'entretien et de la réparation des instruments permanents en s'intéressant plus particulièrement à l'état des connaissances actuelles et aux progrès à escompter dans un proche avenir dans ce domaine.
4.6
447 -
Enlèvement de la plate-forme
On a défini la marche à suivre pour l'enlèvement de la plate-forme P-350 à la fin de sa vie active (20 ans) et évalué les équipements et les moyens navals nécessaires pour réaliser cette opération ainsi que sa durée. Parmi diverses possibilités, on a estimé qu'il était plus pratique de récupérer les équipements du pont, de remettre la structure à flot et de lui redonner des conditions de stabilité dans l'eau (tirant d'eau de 270 m) avant de la remorquer par des remorqueurs jusqu'à la zone de larguage en eaux profondes acceptée par les conventions en vigueur et de la couler définitivement. Dans l'état actuel du projet, il semble que cette procédure soit réalisable pour autant que l'ensemble du projet soit développé en tenant compte de ces contraintes finales. 5.
RESULTATS OBTENUS
Au stade de réalisation actuel, l'avant-projet de la plate-forme gravitaire tripode en acier P-350 est terminé. On a défini et/ou analysé les aspects jugés essentiels pour établir la faisabilité d'une plate-forme. En particulier, il est apparu que le plus gros problème est sans conteste celui de la construction. Des structures fixes aux dimensions requises pour l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par 350 m de fond dans la mer du Nord sont, aujourd'hui, à la limite de la faisabilité. La solution retenue pour la construction après l'examen de plusieurs possibilités conjugue dans une formule innovatrice des technologies éprouvées. Une telle procédure permettra de réaliser le projet d'exécution sans avoir à résoudre de problèmes inconnus et donc d'exécuter les diverses phases de réalisation sans passer par des phases critiques. C'est là un résultat important. En outre, on a obtenu pour le projet le certificat préalable de la Norske Veritas, qui a contrôlé la qualité du travail accompli. Cet institut a conclu que la plate-forme P-350 peut être installée en mer du Nord au-delà du 61e parallèle ou en Méditerranée sans que sa structure soit notablement modifiée. Enfin, à l'issue des travaux de développement du projet, deux demandes de brevets' ont été déposées. Premièrement : "Plate-forme fixe à structure réticulaire et à trépied pour hauts fonds et procédures pour sa mise en oeuvre". Brevet italien 20 123 A/83 du 12 mars 1982. Deuxièmement : "Méthode de construction, de transport et d'installation sur le site d'une structure réticulaire marine pour hauts fonds". Brevet italien 84 108 A/83 du 30 mars 1983. 6.
CONCLUSIONS
Le projet préliminaire d'une plate-forme gravitaire en acier pour une profondeur d'eau de 350 m, est achevé et est prêt à être développé au niveau du projet d'exécution. Fondamentalement, on a démontré la faisabilité du concept proposé et des procédures de construction, de transport et d'installation. Le
448 principal problème apparu au cours du déroulement du projet, c'est-à-dire le problème de la construction, a été résolu par une formule combinant dans une configuration innovatrice des technologies déjà éprouvées.
FIGURE 1 - MODELE DE LA P-350 AVEC LES DOCKS FLOTTANTS
-
449
FIGURE 2 - VUE PERSPECTIVE DE LA PLATE-FORME
P-350
-
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COWOUUTION
1. Montage de la partie inférieure de la plateforme en cale sèche; 2. Rattachement des trois docks flottants; 3. Montage de la première sec tion des trois piles; 4. Montage de la deuxième section des trois piles; 5. Couplage de la structure à mihauteur; 6. Achèvement du montage de la plateforme; 7. Dispositions pour le remorquage; 8. Installation; 9. Con tact sur le fond; 10. Récupération du dock flottant; 11. Configuration finale de la plateforme. FIGURE 3 OPERATIONS EN MER : CONSTRUCTION, TRANSPORT ET INSTALLATION
- 451 -
OPERATIONS DE PRODUCTION - EQUIPEMENT COMPLETIONS SOCS-MARINES
Mise au point d'un système de pompage au fond du forage (03.120/82) Ecoulements polyphasiques risers (15.39/82)
dans
les
tubings
et
Riser et tubes en matériaux composites (03.63/78; 03.115/81; 03.128/82) Etude, construction et essai sur champ d'un circuit et d'une vanne de subsurface de sécurité contrôlés depuis la surface pour puits à gaz et â huile (03.60/78) Systeme de completion de tête de puits en caisson (03.59/78) Systeme de production sous-marine de conception modulaire (03.109/81) Développement d'un sélecteur pour outils TFL (03.110/81) Technique des outils pompés (03.39/77) Développement sur champ d'un système à pression atmosphérique encapsulé (03.104/81) Mise au point d'un système de surveillance pour des têtes de puits sous-marines de gaz et de pétrole en eau profonde (03.91/80) Détermination des écoulements diphasiques dans les pipe-lines - Programme "PEPITE" (03.80/79) Liaisons de subsurface pour la production en mers profondes (03.82/79) Développement du système SHOPS (03.101/80) Projets de production de gaz offshore dans le nord de la Norvège "Systèmes sous-marins" (03.129/82)
- 452 -
Etude et mise au point d'un système sans ligneguide pour tête de puits encastrée (GLLITS) (03.59/78) Mise au point et optimisation des installations de stockage des hydrocarbures (14.03/78) Systèmes de production en mer profonde (03.33/77) Augmentation de la capacité de production par les techniques TFL (03.39/77) Production en mers arctiques (04.04/76) Production en mer profonde (4/75) Protection thermique des tubings (15.40/82) Pose et connexion de collecte par grande profondeur d'eau (03.35/77) Maintenance des équipements sous-marins - Programmes expérimentaux sur la station de Grondin NordEst (03.37/77) Séparateurs compacts pour la production offshore (04.08/76; 03.40/77) Séparation huile-eau par centrifugation à viteBse élevée (03.41/77) Réalisation industrielle d'un système de comptage des hydrocarbures liquides et gazeux de haute précision (03.76/80) Système de production sous-marine pour les gisements d'hydrocarbures (03.108/81) Production de (03.118/81)
gaz par
grande
profondeur
d'eau
Essais à la mer des équipements de ré-entrée du SWOPS (03.126/82) Conception d'une chaîne de production d'huile lourde et visqueuse (Rospo Mare) (03.68/78)
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(03.120/82)
MISE AU POINT D'UN SYSTEME DE POMPAGE AU FOND DU FORAGE A. TULLETH ) Département de Développement de l'Ingénierie G! CAMPBELL ) Peebles Electrical Machines
Résumé Diverses circonstances peuvent se produire dans un puits qui conduisent à la nécessité d'employer des moyens artificiels, soit pour augmenter la production du brut, soit pour la maintenir à un niveau acceptable. Une méthode a été mise au point par un module de pompage alimenté par énergie électrique. Dans l'environnement sévère du fond du forage, la fiabilité des unités de pompage actuelles a été peu satisfaisante. Le coût d'installation d'un module de pompage dépassant de loin le coût du module même, une haute fiabilité est essentielle. Le module de pompage de fond du forage alimenté par énergie électrique actuellement en cours de développement chez Peebles Electrical Machines a pour objectif d'assurer une durée de vie sans maintenance d'au moins deux ans à des profondeurs allant jusqu'à 3000 m dans un puits avec une déviation allant juqu'à 6°/30 m et en présence de fluides du puits ayant des températures allant jusqu'à 120° et des pressions de 200 à 350 bars, même lorsque le moteur est rempli de brut saumatre. Afin d'atteindre de telles performances, le moteur d'entraînement comporte des éléments nouveaux pour lesquels des demandes de brevets ont été déposées. La portée du présent rapport se limite à la phase 1 de développement qui concerne la cage du moteur à induction. Des progrès concernant les solutions aux problèmes rencontrés lors de la conception pour cette application onéreuse sont rapportés.
INTRODUCTION Le moteur traité dans le présent rapport est destiné à l'entraînement des unités de pompage situées à des profondeurs allant jusqu'à 3000 m à l'intérieur d'un puits dévié dont le diamètre intérieur du cuvelage n'est que de 244 mm et ayant une courbure maximale de 6°/30 m. Le module prototype de pompage aura une capacité nominale de 3500 barils/jour pour une pression différentielle de 138 bars, avec possibilité d'augmenter le débit jusqu'à 24000 barils/jour. Le moteur sera calculé pour fonctionner en présence de fluides de fond, à la fois abrasifs et hautement corrosifs, comportant un mélange de brut, de cire liquide, de saumure, de gas dissous et de sable, avec une température ambiante d'environ 120°C et une pression
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de 200 à 350 bars. Dans un tel environnement, il s'avère pratiquement impossible, en n'utilisant que des joints mécaniques, d'empêcher les fluides du puits de pénétrer jusqu'au moteur. Quelques moteurs, en service actuellement, sont remplis d'un fluide propre qui est renouvelé à partir d'un réservoir, au fur-et-à-mesure de sa perte et, une fois le réservoir vidé, la panne résultant de l'action des fluides du puits sur les enroulements, le circuit magnétique et les roulements devient inévitable, à moins que ces éléments soient convenablement protégés. Avec le concept PEM, le fluide "de garnissage" sera perdu petit à petit pour être remplacé par le fluide du puits. A la limite, le fluide propre sera totalement déplacé par le fluide du puits. Il est essentiel de protéger les enroulements du stator et les tôles du coeur du stator contre la corrosion provoquée par les fluides du puits et l'érosion du sable. Far conséquent, les méthodes de protection ont été investiguées à un stade assez avancé du programme. Etant donné que les paliers à friction fabriqués à partir de matériaux conventionnels seraient endommagés par le sable, des paliers "durs" seraient nécessaires. Le moteur est conçu pour fonctionner sur une durée d'au moins 20000 heures avec le fluide propre remplacé par le fluide du puits et du sable. Afin de réduire au minimum la perte du fluide propre et la pénétration du sable, il a été décidé de monter une unité d'équilibrage de la pression qui suivrait l'expansion et la rétraction provoquées par les variations de pression du puits ou du fluide dans le moteur, assurant ainsi une différentielle de pression minimale à travers les joints. Il a été décidé que des joints supplémentaires étaient nécessaires pour rejeter la plupart de la matière solide et du sable susceptible de se tasser lorsque le module de pompage et, par conséquent, le débit du puits étaient arrêtés. Puisque le moteur et la pompe devaient avoir un diamètre suffisamment petit pour être casés à l'intérieur du tubage, la vitesse à pleine charge devait être élevée (5700 tours/minute) afin de satisfaire aux besoins de capacité de pompage. Pour le moteur, le diamètre réduit du rotor et la nécessité d'un couple relativement élevé ont fait que l'utilisation d'un rotor à lamelles ou d'un concept de cage conventionnel a été rejetée. Cette difficulté a été surmontée grâce à la mise au point d'un enroulement du rotor mis en place electrolytiquement dans les fentes pratiquées dans la surface d'un rotor monobloc. Ces développements, antre autres, nécessaires pour permettre au moteur de remplir ses fonctions, ont résulté en un concept ayant peu de caractéristiques en commun avec un moteur à cage conventionnel. Une partie des travaux de mise au point décrits dans ce document a été effectuée en sous-traitance pour le compte de PEM. Les sous-traitants n'ont pas été désignés nommément dans le texte. Néanmoins, leur contribution 'au projet a été considérable. 2.
DESCRIPTION DU MOTEUR
Le moteur d'entraînement de l'unité de pompage est un moteur à induction avec cage rotor massive, à deux pôles, 100 Hz, 33U0 V et rempli de fluide, capable d'une puissance de sortie d'environ 100 kW et avec des enroulements du stator et du circuit magnétique protégés contre l'attaque et l'érosion par les fluides du puits mentionnés ci-dessus. Le rotor creux est supporté par trois roulements et refroidi par le débit du fluide. Des systèmes d'entraînement d'une puissance supérieure utiliseront plusieurs moteurs dont les rotors seront accouplés directement et dont les enroulements du stator seront connectés en parallèle.
- 455 Le programme a été divisé en trois phases que nous nous proposons d'exposer ci-dessous: 3.1
Phase 1 Cette phase comporte les travaux généraux de développement conduisant à la fabrication d'un prototype de moteur et comportant les domaines d'étude suivants : 3.1.1 - Sélection des matériaux L'identification et la sélection des matériaux disponibles dans le commerce pour les éléments structurels, l'isolation, les roulements, la résistance à la corrosion et à l'abrasion, de même les résines d'enrobage, pour des essais afin de déterminer les matériaux les plus appropriés pour la construction du moteur. Détermination de leurs caractéristiques mécaniques, électriques et d'expansion thermique. Sélection d'un fluide pour garnir le moteur. 3.1.2 - Appareil de simulation des conditions au fond L'étude et la construction d'un appareil capable de reconstituer les conditions de température et de pression au fond du puits et de tester les matériaux et les sous-ensembles baignant dans un fluide comportant à peu près les même types et les mêmes proportions de fluides et de gaz dissous. Les conditions de pression et de température a l'intérieur de l'appareil doivent être variables, couvrant toute la gamme susceptible d'exister au fond du puits pendant des cycles typiques de charges opérationnelles. 3.1.3 - Essais des matériaux et des sous-ensembles L'essai d'échantillons de tous les matériaux sélectionnés et des blocs de résine proposés pour l'appareil de recyclage des pressions et des températures. Essai de modèles d'enroulement des stators enrobés, des modèles de coeur du stator pulvérisé au plasma et d'extrémités des câbles. 3.1.4 - Etude de la protection contre la corrosion Etude et construction de modèles d'enroulement du stator comportant des pièces massives de garniture destinées à diminuer le volume de la résine nécessaire à l'enrobage. Etude et construction de modèles du coeur du stator afin d'examiner les revêtements anti-corrosion. 3.1.5 - Conception des roulements Etude de roulements capables de fonctionnement continu dans des fluides à viscosité réduite comme, par exemple, l'eau de mer. Calcul des températures des roulements dans les conditions du fond du puits. Recherche sur les matériaux des roulements et des revêtements capables d'être utilisés dans un brut saumatre contenant de la saumure, des gaz dissous et du sable. 3.1.6 - Etude et construction d'un premier prototype de moteur Etude du rotor massif et de son circuit électrique. Recherche sur les méthodes de placage électrolytique du rotor et la forme des fentes. Calcul des vitesses critiques du rotor à trois paliers. Conception du moteur et des circuits de refroidissement des roulements. Etude et construction d'un premier prototype de stator et d'un stator capable de fonctionner baignant dans un fluide propre afin de vérifier les performances électromagnétiques et électromécaniques.
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3.1.7 - Unité d'equilibrase des pressions Etude et construction d'une unité d'équilibrage des pressions afin d'évaluer sa performance dans le premier prototype de moteur. 3.1.8 - Modèle de-stator et de rotor sans conducteur Etude et construction d'un stator à l'échelle 1 et d'un rotor ayant les mêmes dimensions et tolérances que le moteur du premier prototype, mais sans les encoches et les conducteurs en cuivre et équipé d'un coeur de stator monobloc. 3.1.9 - Unité motrice d'essai • Etude et construction d'un appareil d'essai permettant l'entraînement du modèle rotor dans la gamme de vitesse proposée en positionshorizontale, verticale et inclinée, à l'intérieur du modèle stator monobloc, afin de déterminer les caractéristiques de la vitesse et de la température des roulements ainsi que de la vitesse et du niveau des vibrations'de l'arbre. A l'origine, l'arbre de cet appareil tourne dans des roulements en métal "doux" avec des paliers plaqués chrome ou des douilles en bronze ou en étain et, ensuite, dans des roulements "durs" ayant des surfaces de contact revêtues de carbure de tungstène. 3.1.10 - Programme d'essai à réponse dynamique pour le modèle rotor Ce programne consiste à suivre les niveaux de vibration et les températures des paliers pour le rotor monté horizontalement, dans la gamme de vitesse sélectionnée. Ensuite, ces mesures sont répétées avec le moteur en position verticale puis inclinée à un angle d'environ 46°. Les roulements en métal "doux" sont ensuite remplacés par les roulements "durs" capables de résister à l'érosion provoquée par le sable. Le programme d'essai est répété avec les roulements tournant dans un bain de fluide normal et ensuite avec un mélange de sable et de brut. 3.1.11 - Programme d'essai du premier prototype de moteur Le premier prototype de moteur et l'unité d'équilibrage de pression doivent être assemblés. Le prototype de moteur tourne aux mêmes vitesses que le modèle du rotor pendant l'enregistrement des caractéristiques de température, de vibration et de traînée. Les caractéristiques de température et de vibration sont mesurées pour une large gamme de charges, ces charges étant constituées à l'aide du moteur d'entraînement. L'influence des harmoniques élevées de la tension d'alimentation sur la performance du moteur est évaluée à l'aide d'une source d'alimentation appropriée à fréquence et à tension variables. 3.1.12 - Extrémités des câbles Etude des. sources d'approvisionnement des câbles électriques et des connecteurs convenant aux opérations au fond du forage. Calcul et construction des extrémités des câbles. Essais, à l'aide de l'appareil de recyclage pression/température. 3.1.13 - Evaluation des résultats L'évaluation des résultats de tous les essais effectués afin de permettre l'étude et la construction d'un prototype de moteur pour la phase 2 du programme de développement. 3.2
Phase 2 Cette phase concerne l'assemblage et les essais en usine d'un module de pompage prototype comportant le moteur électrique prototype provenant
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de la première phase, ainsi qu'une pompe centrifuge multi-étage, déjà mise au point dans ses grandes lignes et ayant fait ses preuves dans des applications au fond du puits. Ces essais comporteront le fonctionnement continu de l'ensemble de pompage pendant six mois, sans interruption, dans une saumure chargée de sable, étant donné qu'il ne sera pas possible de simuler le fluide présent dans le puits, ni les conditions de température et de pression ambiantes au fond. 3.3
Phase 3 Cette phase du programme de développement consistera à faire fonctionner l'unité prototype de l'intérieur d'un puits qui sera rendu disponible dans la Mer du Nord par la Société AMOCO, ce qui permettra d'accumuler une expérience opérationnelle dans les conditions de fonctionnement et d'environnement pour lesquelles le module de pompage a été conçu. 4.
SITUATION ACTUELLE DU PROJET
La plupart des travaux de développement de la phase 1 ont été terminés ou sont en cours d'achèvement: 4.1
Sélection des matériaux Les matériaux qui serviront pour le moteur ont été sélectionnés et des échantillons des résines "candidates" ont été préparés pour des essais. 4.2
Appareil de simulation du fond du puits Cet appareil, illustré dans la figure 1, a été calculé, construit et mis en oeuvre ; de même, tous les matériaux qui serviront pour la construction du moteur sont en cours d'essai dans cet appareil dans des conditions simulées de température, de pression et de réactions chimiques. 4.3
Essai des matériaux Tous les matériaux qui serviront dans le moteur subissent actuellement des cycles prolongés de température et de pression dans l'appareil étudié à cette fin. Chaque matériau est essayé en présence de chacun des fluides (fluide du moteur, saumure, brut) dont le contact est prévu. Un mélange des gaz présents au fond du puits est dissout dans ce fluide. Plusieurs matériaux ont été rejetés en raison de leur déformation ou de leur désintégration structurelle à l'intérieur de l'appareil d'essai. 4.4
Recherche sur la protection contre la corrosion Des coeurs, du modele du stator ont ete revêtus de céramique par pulvérisation pour être ensuite testés dans un four à une gamme de température allant de 90 à 190°C pendant une période de six heures. Après avoir effectué 60 cycles, les coeurs des stators ont été submergés dans l'eau de mer pendant sept jours. Le cycle de température a, ensuite, été poursuivi jusqu'à 120 cycles au total avec une deuxième immersion dans lleau de mer. Aucune fêlure du revêtement céramique ou corrosion du coeur du stator n'a été perceptible. D'autres modèles ont été construits (voir la figure 2) qui subiront un programme d'essai bien plus rigoureux que les premiers modèles comportant l'éraillement des revêtements sur certains modèles afin de simuler l'effet d'abrasion et de déterminer le degré de corrosion qui en résulte lorsque les coeurs du stator sont essayés en présence d'un fluide simulé du puits. Les problèmes associés à la pulvérisation du produit céramique de l'alésage d'une longueur de 3 m ont également été examinés et résolus. Des modèles à l'échelle 1 des enroulements du stator ont été fabriqués,
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dont un est illustré dans la figure 3. Trois modèles seront enrobés et ensuite sectionnés afin d'évaluer le processus d'enrobage, tandis qu'un quatrième modèle sera enrobé et subira des essais dans les conditions du fond du trou. 4.5
Conception des paliers Les paliers ont été étudiés et la conception a été vérifiée en effectuant une analyse sophistiquée par ordinateur. Les techniques de revêtement au carbure de tungstène ont été examinées et les sources d'expertise en revêtement identifiées. 4.6
Conception et réalisation du moteur d'un premier prototype • Le premier prototype du moteur a ete étudie et fabrique. Des problèmes d'importance mineure ont été rencontrés dans le domaine du dépôt du circuit électrique à l'intérieur des fentes du rotor. Ces problèmes ont été maîtrisés, tout en préfigurant certaines modifications au profil de la fente nécessaires afin de diminuer le temps de dépôt pour le ramener dans des limites acceptables. D'autres problèmes plus significatifs ont été rencontrés pour la fabrication d'un rotor respectant les tolérances dimensionnelles du cahier des charges. Aucune solution satisfaisante à ces problèmes n'a été trouvée jusqu'à présent. Le moteur est actuellement en cours d'assemblage pour essai. 4.7
Unité d'équilibrage des pressions Un prototype d'unité d'équilibrage des pressions a été fabriqué. La figure 4 illustre les composants de cette unité. Elle sera assemblée pour être essayée en association avec le premier prototype du moteur. 4.8
Modèles de stator et de rotor Deux modeles de rotor et un modèle de stator ont été réalisés. Il s'est avéré difficile de fabriquer ces modèles en respectant les tolérances requises pour leur permettre de fonctionner à une vitesse de 6000 tours/ minute et plus, tout en maintenant des niveaux de vibration acceptables. De même, des problèmes de stabilité dimensionnelle ont été rencontrés. 4.9
Unité de force motrice pour les essais Une unité de force motrice pour les essais a été conçue et fabriquée et fonctionne actuellement depuis plusieurs mois. Le moteur d'entraînement à courant continu a fonctionné de manière satisfaisante dans la gamme de vitesse de 0 à 6000 tours/minute. Afin de protéger le modèle du rotor lors des essais, des doigts de cisaillement ont été conçus et fabriqués. 4.10 Réponse dynamique du modèle de rotor Il s'est avéré que l'alésage d'un des modèles du rotor était assymétrique, à tel point qu'il était impossible de le faire tourner au-delà de quelques tours/minute. Des tentatives d'amélioration de l'équilibrage dynamique en enlevant du métal de l'alésage n'ont réussi qu'en partie. Le deuxième rotor s'est avéré meilleur que le premier mais, là encore, des efforts supplémentaires considérables ont été nécessaires afin de réduire les assymétries mécaniques. La réponse en température des paliers et les caractéristiques de vibration dynamique de cet arbre ont été mesurées pour des vitesses allant jusqu'à 5300 tours/minute. Au-delà de cette vitesse, le niveau de vibration de l'arbre était élevé, endommageant le palier. Actuellement, l'effort se porte sur une réduction des vibrations jusqu'à un niveau acceptable, grâce à la réduction des assymétries mécaniques.
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4.11 Extrémités des câbles Des informations ont été reçues de plusieurs fabricants de câbles et de connecteurs convenant à des applications au fond du trou et des travaux préliminaires d'étude ont été terminés. 4.12 Evaluation des résultats Le modele de rotor a pu tourner dans la gamme de vitesses de 1000 à 5300 tours/minute pour de longues périodes pendant lesquelles les températures du palier et les caractéristiques vibrationnelles de l'appareil ont été contrôlées. Le fonctionnement à des vitesses dépassant 5300 tours/ minute s'est avéré difficile car de-telles vitesses ont provoqué plusieurs pannes des paliers. A chaque fois que ce phénomène s'est produit, la condition et la performance de deux des paliers ont toujours été bonnes, de sorte que l'on peut conclure à une conception satisfaisante du palier. Les températures des paliers précédant immédiatement la panne concordaient avec les calculs d'étude. Les rapports vibration/vitesse, température du palier/vitesse et traînée/vitesse ont été obtenus pour le deuxième modèle de rotor. Les programmes d'essais se poursuivant toujours, les résultats ne sont pas encore d'une forme telle qu'ils puissent être présentés, soit sous forme graphique, soit sous forme de tableaux. 5.
CONCLUSIONS
Aucun défaut ne s'est manifesté dans le concept mécanique du moteur pour l'unité de pompage au fond du trou bien que certaines modifications de détail puissent être nécessaires à la lumière des résultats de l'essai et du programme de mesures. Il reste au concept électromagnétique à faire ses preuves sur le banc d'essai. Les résultats des essais des conditions de l'environnement, obtenus jusqu'à présent, indiqueraient la nécessité d'autres recherches sur les effets du brut saumatre sur les matériaux d'isolation et les résines d'enrobage.
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FIGURE 1 Banc d'essai pour simuler les conditions au fond du puits
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FIGURE 2 Modèle à échelle nature d'une section du coeur du stator
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FIGURE 3 - Modèle à l'échelle nature de l'enroulement de l'extrémité du stator
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FIGURE 4 - Composants de l'unité d'équilibrage des pressions
- 462 (15.39/82) "ECOULEMENT POLYPHASIQUES DANS LES TUBINGS ET RISERS" J. CORTEVILLE - INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE M. LAGIERE - COMPAGNIE FRANÇAISE DES PETROLES BOURGEOIS - SOCIETE FRNCAISE ELF AQUITAINE (PRODUCTION) Résumé L'objectif de cette étude est la mise au point de méthodes de calcul précises des pertes de pression de l'écoulement des fluides de gisement dans les tubings et risers de production, afin de déterminer les caractéristiques des équipements de production et d'optimiser les schémas et plannings de production. Le programme porte principalement sur les écoulements diphasiques gaz-huile en conduites verticales ou inclinées. Un plan d'expérimentation systématique a été réalisé en conditions pétrolières industrielles sur la boucle d'essais de Boussens, sur des conduites de diamètres 3" et 6" et longueur 25 m en position verticale ou inclinée de 0 à 90°. Les théories ont été approfondies, elles ont permis de modéliser les principaux régimes d'écoulement et leurs transitions : régimes à bulles, à bouchons, stratifié, annulaire, dispersé. Les modèles ont été incorporés à des programmes généraux de calcul d'écoulement dans les puits qui produisent en éruptivité naturelle ou avec activation. Ces programmes, en cours de tests sur données de champs, donnent des résultats satisfaisants. Les écoulements triphasiques gaz-huile-eau, fréquents dans les puits en fin d'exploitation, ont également été abordés au titre d'une préétude, effectuée en collaboration avec l'Université de Toulouse. Une boucle d'essais construite en laboratoire permet actuellement de visualiser les régimes d'écoulements et d'acquérir les données indispensables à la modélisation simplifiée de ces écoulements très complexes.
1. INTRODUCTION Les méthodes classiques des écoulements polyphasiques dans les conduites pétrolières reposent pour la plupart sur des corrélations empiriques assez anciennes, inadaptées aux conditions plus difficiles et plus variées de la production actuelle, avec des puits profonds et parfois fortement déviés, des natures de brut très diverses allant des bruts très légers aux bruts très lourds, des gammes de GOR et HOR très étendues notamment en raison de l'application des procédés de récupération assistée. En absence de calage sur les données d'exploitation d'un puits du gisement, la précision du calcul de la perte de pression au moyen des méthodes classiques peut être évaluée au mieux à + 30 $ ; ceci représente en général quelques dizaines de bars et entraîne une incertitude importante dans la détermination des caractéristiques des équipements de fond (complétions) et de surface (collectes, séparateurs...).
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En ce qui concerne les risers de production marine qui assurent la liaison entre le fond de la mer et les équipements de traitement de la production sur plate-formes, leur diamètre généralement important interdit de leur appliquer les corrélations empiriques précédentes bâties sur des données d'écoulement en tubings de petits diamètres : faute d'une base théorique convenable, en effet, les méthodes classiques de calcul d'écoulements polyphasiques ne sont pas extrapolables. Cette absence de méthode de calcul appropriée constitue actuellement un obstacle important au développement des gisements en mer profonde, car leur exploitation implique des risers de grandes longueurs entraînant des pertes de pression proportionnelles. Les écoulements de bruts et gaz à condensats dans les puits et risers représentent ainsi à l'heure actuelle l'une des difficultés majeures de la production pétrolière. Leur calcul ne conditionne pas seulement les diamètres et les épaisseurs de conduites, il concerne toute la chaîne de production et intervient notamment dans la prise de décision de l'espacement des puits, dans l'implantation et les caractéristiques du "process" de surface, dans le choix des moyens d'activation et la séquence des opérations. Leur influence sur le montant des investissements, le coût de fonctionnement et la rentabilité de l'exploitation est primordiale. C'est pour ces raisons qu'un important programme de recherche sur les écoulements polyphasiques a été développé depuis 1974 par Elf Aquitaine, TOTAL et l'Institut Français du Pétrole. Après la mise au point de méthodes de calcul des écoulements diphasiques dans les collectes et conduites de transport horizontales ou inclinées en I98I (programme de calcul "PEPITE"), les recherches ont été poursuivies sans discontinuité en vue de la mise au point à la fin de l'année 1985 d'un ensemble de programmes de calculs d'écoulements polyphasiques dans les risers et les puits verticaux ou déviés produisant en éruptivité naturelle ou en activation par pompage ou gas-lift. Dès à présent, deux programmes de calcul relatifs aux puits éruptifs et en gas-lift avec production par le tubing sont réalisés ; ils donnent des résultats satisfaisants lorsqu'ils sont comparés aux mesures sur champs. L'étude comporte 3 composantes essentielles : l'expérimentation, la modélisation des phénomènes et la mise au point des programmes de calcul numérique. Elles sont brièvement exposées maintenant, pour les deux phases de l'étude relatives d'abord aux écoulements diphasiques puis aux écoulements triphasiques, dans leur état d'avancement de juin 1984. 2. PREMIERE PHASE ; ETDDE ET ESSAIS DES ECOULEMENTS DIPHASIQUES GAZ-HUILE EN CONFIGURATION VERTICALE ET INCLINE 2.1 Expérimentation Une boucle d'essais des écoulements diphasiques verticaux et inclinés a été spécialement construite à Boussens en 1981, en extension de la boucle diphasique horizontale inclinable construite en 1975. L'installation, présentée figures 1 et 2, comporte principalement : . 2 conduites d'essais de diamètre nominal 3" et 6" (diamètre interne 73 mm et 146 mm), de longueur 25 m, pression d'utilisation 50 bars, supportées par une poutre en treillis métallique mobile autour d'un axe. Des vérins hydrauliques permettent de l'orienter rapidement à une position réglable de l'horizontale à la verticale. . un système d'alimentation en hydrocarbures huile et gaz, de réglage des débits et pressions et de comptage des deux phases. Les GOR peuvent être ajustés de 0 à 100 000, et les vitesses superficielles
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d'écoulement dans la conduite d'essais 3" atteignent 20 m/s pour le gaz et 1» m/s pour l'huile. . une instrumentation spécifique aux régimes diphasiques, comportant notamment des sondes de mesure de taux de présenoe des phases par rayons y , capacité diélectrique et transmission optique. . un système d'acquisition et de traitement numérique des données par mini-ordinateur, permettant en particulier de déterminer les histogrammes des nombreuses grandeurs fluctuantes qui caractérisent les écoulements de types intermittents (bouchons, poches...). Le plan d'expérience réalisé en diamètre 3" comporte 656 points de mesures en écoulement diphasique en système gaz naturel-gas oil (poids spécifique 900 kg/m3) et 486 points en système gaz naturel-condensat (poids spécifique 700 kg/m3). Les points ont été sélectionnés selon un maillage régulier des principaux paramètres : pressions (valeurs 15 et 140 bars), pentes (15°, 45°, 75°, 90°), débits (5 à 8 valeurs différentes pour le gaz et le liquide). Ils se situent principalement en régime à bouchons, qui est le régime le plus fréquent dans les puits de production de bruts. Cependant, les régimes d'écoulement à bulles (limités aux zones de fond de puits et aux premières phases de production des gisements) et annulaires-dispersé (classiques dans les puits de gaz à oondensats) sont également convenablement représentés. Les expériences se poursuivent actuellement sur la conduite de diamètre 6" en écoulements verticaux ascendants, pour vérifier le caractère extrapolable des modèles de calcul, notamment pour leur application aux risers de production. 2.2 Modélisation et test des modèles Après analyse approfondie des hypothèses et simplifications des modèles de calculs classiques des écoulements dans les puits pétroliers (modèles de ROS, 0RK1SZEWSK1, BRILL, AZIZ, etc,) les équations de base de la modélisation ont été réexaminées, notamment dans le cadre de thèses de doctorat réalisées en collaboration avec l'université de Toulouse. Les bilans de masse et de quantité de mouvement ont été développés pour les différents régimes d'écoulements diphasiques verticaux t régime à bulles, intermittent à bouchons, annulaire avec ou sans entraînement de gouttelettes. Leur programmation numérique a permis de réaliser trois modèles de calcul (modèles "BULLES", "BOUCHONS", "ANNULAIRE") donnant les caractéristiques principales de ces écoulements, notamment le gradient de pression. De plus, les transitions entre ces différents régimes d'écoulement ont été modélisées. La transition régime à bulles - régime intermittent est fondée, soit sur une diamètre limite des bulles, soit sur un contenu liquide critique. La transition régime annulaire - régime intermittent résulte d'une étude de stabilité du régime annulaire. Pour être prédictifs, les modèles doivent nécessairement oomporter des lois phénoménologiques qui définissent notamment la dépendance des coefficients de frottement et des vitesses de glissement du gaz (bulles ou poches). Les nouveaux modèles établis appliquent des lois phénoménologiques relativement simples fondées sur des nombres adimensionnels caractéristiques. Les valeurs des coefficients numériques de ces lois ont été estimées généralement suivant des critères de comportement asymptotique et de calage optimal avec les mesures réalisées sur la boucle verticale de Boussens. Les résultats acquis antérieurement dans l'expérimentation en conditions pétrolières des écoulements diphasiques à faibles pentes (boucle diphasique 6"), ont été aussi exploités, de même que oeux obtenus
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en laboratoire sur des boucles d'essais de petit diamètre fonctionnant en système eau-air aux Universités de Paris VI, Toulouse et Nantes. Les modèles ont pu être ainsi précisé progressivement en fonction de l'avancement des expériences et des tests comparatifs modèles-expérience. Un examen approfondi des résultats actuels indique que la précision est très bonne avec le modèle de régime d'écoulement à bulles. La précision est bonne avec le modèle de régime d'écoulement intermittent à bouchons, qui est plus compliqué. La précision est moyenne avec le modèle annulaire, dont la version actuelle ne tient pas compte suffisamment de l'entraînement de l'huile sous forme de brouillards ou de gouttelettes par la phase gaz située dans la partie centrale de la conduite. Une nouvelle étude des théories du régime annulaire avec entraînement de gouttelettes est en cours. Par ailleurs, la détermination de la transition entre régime à bulle et régime intermittent est convenable, tandis que celle de la transition régime intermittent - régime annulaire, nécessite encore d'être précisée. 2.3 Programmes de calcul numérique Un grand nombre de paramètres d'ordre physique et thermodynamique interviennent et évoluent au cours de la remontée de la production dans les puits ou risers. De plus, les complétions des puits et équipements de production sont très divers, de même que les techniques d'extraction et activation de la production. Aussi, les programmes de calcul d'écoulements dans les puits et risers sont relativement compliqués à mettre au point et à exploiter. Les programmes étudiés prennent en compte en entrée les conditions limites de pression et température imposées par les caractéristiques de la formation en fond de puits ou par les duses ou séparateurs en surface. Ils gèrent l'utilisation des sous-programmes'de calcul des propriétés thermodynamiques et des échanges thermiques en parois, appellent les sous-programmes de calcul originaux d'écoulement diphasiques qui déterminent le régime d'écoulement et ses propriétés, selon des procédures qui apportent la précision optimale en économisant le temps de calcul. Ils donnent en sortie notamment les débits permis ainsi que les profils de pression et de température dans les conduites. La première version "PUITS ERUPTIFS" adaptée au calcul des écoulements de bruts dans les tubings dans la phase de production en éruptivité naturelle est bien au point. Des données d'exploitation de puits de types différents ont été rassemblées et sélectionnées avec soin sur des critères de précision des mesures et de caractère suffisamment complet des informations relatives à leur fonctionnement (PVT, températures, constances des GOR, WOR, débits...), pour tester ce programme. Les premiers résultats (exemple figure 3) apparaissent satisfaisant, compte tenu de l'absence de calage des programmes sur une quelconque banque de données d'exploitation et des améliorations qui seront apportées sur les sous-programmes de calcul diphasique dans la poursuite de l'étude. Une deuxième version "GAS-LIFT" adaptée au calcul des positions de vannes de gas-lift et aux débits de gaz injecté nécessaires en production par le tubing activée par gas-lift est programmée, et les premiers tests sur données de puits sont en cours d'interprétation. D'autres versions sont en préparation, pour permettre notamment les calculs de production par l'espace annulaire et la mise en oeuvre des systèmes d'activation par pompes électriques ou hydrauliques immergées.
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3. DEOXIEME PHASE : PREETUDE DES ECOULEMENTS TRIPHASIQUES VERTICAUX Les écoulements triphasiques eau-huile-gaz sont bien plus complexes à étudier que les écoulements diphasiques huile-gaz. Ils oomportent en effet un paramètre supplémentaire, le WOR, qui est très influent. Ainsi, les propriétés interfaciales particulières de l'eau de gisement peuvent provoquer des phénomènes d'emulsion ou de moussage qui augmentent les pertes de charge et compliquent la séparation en surface. Une boucle d'essais triphasiques a donc été construite au Laboratoire de Mécanique des Fluides de Toulouse en vue d'acquérir les données expérimentales nécessaires à l'élaboration des théories et à la modélisation précise de ces écoulements. Cette boucle (figure 4) oomporte une oondulte d'essais verticale de diamètre 53 mm et longueur 12 m en tube PVC transparent qui permet une bonne observation des régimes d'éooulement. Elle comporte une instrumentation adaptée notamment à la mesure des taux de présence des phases et vitesses de glissement qui a demandé une mise au point très délicate. Un plan d'expérimentation comparable à celui réalisé pour les écoulements diphasiques a été préparé et est en oours de réalisation. Il comporte notamment l'étude des écoulements diphasiques eau-huile, qui peuvent se rencontrer en fond de puits et ne sont pas toujours assimilables à des écoulements de type monophasique basé sur les propriétés moyennes d'un mélange homogène. L'étude théorique des phénomènes observés commence actuellement. Il est prévu de préparer des modèles triphasiques relativement simples nécessaires au calcul des puits produisant de l'eau (oas fréquent en fin d'exploitation de gisement) vers la fin de l'année 1985. Actuellement, les modèles de calcul de puits tiennent compte de manière approximative de la présence d'eau avec l'hypothèse d'un mélange liquide homogène et des lois de propriétés de mélange appropriées. t. CONCLUSION Malgré des difficultés rencontrées en expérimentation, en raison de la fragilité de certaines sondes de mesures locales, ainsi qu'en modélisation, du fait du grand nombre de paramètre adimensionnels susoeptibles d'intervenir, l'étude progresse dans son ensemble, "" et apporte des résultats nouveaux : . la modélisation originale des écoulements à bulles, à bouchons et annulaire - dispersé en conditions diphasiques. . la réalisation de programme de calcul de puits éruptifs ou activés par gas-lift. Un important travail reste cependant à accomplir pour terminer le programme de recherche sur les écoulements triphasiques et finir de mettre au point, tester et développer les programmes généraux de calcul des puits en productivité naturelle ou activation.
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FIG. 1 BOUCLE D'ESSAIS DES E C O U L E M E N T S VERTICAUX ET I N C L I N E S (BOUSSENS)
DIPHASIQUES
468
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SCHEMA DE PRINCIPE DE LA BOUCLE D'ESSAIS DE BOUSSENS
FIQ. 2
CmCUIT QAZ
STOCNMI OAZ
ITOCKAM t K I M CV HUILI Nini
ICMANOEIM THfHMQUI
CALCUL DE GRADIENT DE PRESSION PAR PROGRAMME ' P U I T S ERUPTIF*
FIG. 3
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469
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FIG. 4 ECOULEMENTS
POLYPHASIOUES
boucle
trìphaslque
®
DANS
verticale
(eau-hulle-gaz,
LES
TUBINGS
de l'IMF. PI à 4
ET
RISERS
Toulouse
bars)
(T) In/ecteur
trìphaslque
@ tube d'essai (5) bolte (A) zone
de
transparent à
mesure
(s) vannes de (6) zone de ®
PVC
de dérivation plègeage
visualisation
pré-séparateur
tx] Çà débit gaz 410Nm3/h = t X p ^ - 0 - - - débit huile 11m3/h txi © - — débit d'eau 1Bm3/h
clapet
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(03.63/78, 03.115/81 et 03.128/82) RISER ET TUBES EN MATERIAUX COMPOSITES Marcel PEINADO Institut français du pétrole Jean-Claude GUICHARD Société nationale des industries aéronautiques et spatiales
Résumé Ce projet concerne la mise au point et la qualification de tubes composites destinés aux liaisons verticales fond/surface d'installations pétrolières marines. Ces tubes à hautes performances permettent d'atteindre des profondeurs d'eau plus importantes du fait de leur légèreté, ils présentent de plus une bonne résistance à la corrosion marine. Ces tubes ont été réalisés en matériaux composites constitués de résines renforcées de fibres de verre ou de fibres de carbone. Ils sont munis d'embouts métalliques et ont été réalisés avec d'une part, un diamètre intérieur de 101,6 mm et deux pressions de service 350 et 700 bars et, d'autre part, un diamètre intérieur de 317,5 mm et une pression de service de 300 bars. Un essai de démonstration à la mer a été réalisé avec des tubes de 101,6 mm diamètre intérieur. Ces tubes ont été employés en longueur unitaire de 15 m, comme lignes périphériques d'un prolongateur de forage, pendant un laps de temps significatif allant jusqu'à la durée de trois forages (136j.) pour l'un d'entre eux : les tubes minces, de type "booster line" (Ps : 350 bars), ont assez mal supporté les contraintes de manutention et de stockage propres à ce matériel, alors que les tubes plus épais, de type "kill and choke lines" (Ps : 700 bars), se sont au contraire tout à fait bien comportés durant l'ensemble de l'épreuve. L'expertise des tubes de retour d'essai est en voie d'achèvement. 1. INTRODUCTION C'est au début de 1979 que l'Institut Français du Pétrole et l'Aérospatiale se sont associés dans le but de mettre au point et de qualifier des tubes en matériaux composites pour des applications pétrolières spécialement orientées vers le forage et la production en mer, et dans lesquelles sont recherchées légèreté et résistance à la corrosion. En effet, l'exploitation des puits pétroliers sous-marins nécessite la mise en oeuvre, depuis le fond de la mer jusqu'à la surface, de faisceaux de tubes prolongateurs ou "risers" et ces équipements sont d'autant plus lourds et volumineux que la profondeur d'eau et la corrosion sont importantes : il est donc nécessaire d'alléger ces tuyauteries pour éviter qu'elles ne se rompent sous leur propre poids ; ce qui était obtenu jusqu'ici à l'aide de flotteurs coûteux et encombrants.
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Les premières études, objet du contrat 03-63/78, avaient porté sur des tubes en composite verre et en composite carbone, de diamètre intérieur égal à 101,6 mm et de pression de service égale à 350 bars, applicables à la production, à l'injection d'eau salée et à l'activation de la remontée en surface de la boue de forage ("booster line"). Ces travaux commencés en 1978 se sont achevés en 1981. A la suite des résultats satisfaisants obtenus sur ce type de tubes, de nouveaux travaux ont été effectués dans le cadre du contrat n°03-115/81 en vue d'établir la faisabilité de tubes composites résistant à des pressions plus élevées de 700 bars, envisagés comme lignes de sécurité ("kill and choke lines") des prolongateurs de forage, on envisageait également de réaliser avec un diamètre intérieur plus grand (317,5 mm) et une pression plus faible, des tubes destinés, soit à l'évacuation de la production, soit au chemisage des prolongateurs de forage. Par ailleurs, on visait la mise au point, pour l'ensemble de ces tubes, d'un revêtement interne (liner) ainsi que d'une protection externe leur assurant un bon comportement vis-à-vis du milieu ambiant spécifique de ces applications. Ces travaux commencés fin 1980 se sont achevés en Juin 1983. Les tubes composites ainsi obtenus ayant été jugés suffisamment intéressants, il a été décidé de réaliser un essai en mer (contrat n°03-128/82) validant leur utilisation dans l'application "tube prolongateur de forage". 2.
TUBES COMPOSITES 4"-350 BARS EN FIBRES DE VERRE ET EN FIBRES DE CARBONE (Contrat n°03-63/78)
Des tubes de diamètre intérieur égal à 101,6 mm et de pression de service égale à 350 bars, munis d'embouts métalliques et de longueur unitaire pouvant atteindre 4,40 m, ont été obtenus à partir, d'une part, de fibres de verre R et de résine époxy et, d'autre part, de fibres de carbone HR et de résine époxy. Ces tubes ont été réalisés au moyen des techniques d'enroulement filamentaire les plus élaborées dont dispose l'industrie aérospatiale. Ils sont tous pourvus d'un liner de base en caoutchouc Buna. Les caractéristiques de la longueur courante et des embouts ont été établies en fonction de la pression de service visée. Ainsi, qu'il s'agisse des tubes en version verre ou des tubes en version carbone, leur pression d'éclatement hydraulique atteint 1050 bars en moyenne à moins de 10% près, avec le coefficient de sécurité égal à 3 recherché. Leurs propriétés mécaniques en usage statique, ainsi qu'en usage dynamique et en fatigue, ont été mesurées. Les valeurs moyennes obtenues figurent au tableau 1 : elles sont généralement d'un très bon niveau et pourraient, le cas échéant, être, si nécessaire, améliorées en modifiant les caractéristiques de dimensions. Les tests en fatigue sous flexion alternée et pression interne ondulée ont donné des résultats confirmant la bonne tenue de ces matériaux composites, notamment la version carbone.
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TABLEAU 1 CARACTERISTIQUES MECANIQUES DES TUBES COMPOSITES 0i : 101,6 nun - Ps : 350 bars
Caractéristiques mécaniques
Eclatement hydraulique
(bars)
Rupture en traction
(KN)
Ecrasement sous pression externe (bars) Rayon de courbure à la rupture en flexion
(m)
Raideur en flexion Ei (l06m2.N) Fatigue en flexion à la pression de service, nombre de cycles sans rupture
Fatigue en pression puisée (50-350 bars), nombre de cycles sans rupture Fluage à la pression de service
version verre
version carbone
1050 1 100
1050 + 100
> 980
> 800
98
115 #6
M 5
0,088
0,036
>io6 7 10 6 (avec rayon cour- (avec rayon courbure égal à 27 m) bure égal à 35 m)
40 000
40 000
négligeable
négligeable
Les essais de vieillissement physico-chimique ont été effectués sur des éprouvettes normalisées de matériaux composites (mèches et anneaux N.O.L.) et de caoutchouc Buna (haltères). Ils ont montré que les matériaux choisis se comportent généralement bien vis-à-vis des effluents pétroliers et de l'eau de mer. Toutefois, il a paru souhaitable d'envisager, pour les tubes destinés à la production des hydrocarbures, la mise en place d'un liner à base de matériau mieux adapté que le caoutchouc Buna actuel et, dans le cas des tubes en version verre, l'utilisation d'une protection externe. 3. TUBES 4"-700 BARS EN FIBRES DE CARBONE (contrat 03.115/81) L'étude de ces tubes a été conduite en mettant à profit l'expérience acquise au cours de la mise au point des tubes précédents. Un seul type de composite a été examiné, la version carbone, ainsi qu'un seul matériau de liner, le caoutchouc Buna.
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Les spécifications choisies pour ces tubes ont été celles généralement admises pour les lignes de sécurité de forage. Elles prennent en compte le diamètre intérieur (101,6 mm), la pression de service (700 bars) avec un coefficient de sécurité égal à 3, ainsi que la rigidité en flexion qui doit permettre une distance entre guides des lignes supérieures à 3 m ce qui est le cas des lignes en acier, sans flambement à la pression de service. Le calcul des dimensions des tubes répondant à ces spécifications a conduit, pour la partie courante, à une épaisseur totale de composite de 20 mm et un diamètre externe maximal au niveau des embouts de 210 mm. Dans ces conditions, un élément de tube de 24 m de longueur (embouts métalliques compris) aura une masse linéique du tube non immergé égale à 15 kg/m contre 76 kg/m dans le cas du même élément de tube en acier X 80. Les premiers tubes de faisabilité jugés corrects ont éclaté à une pression légèrement supérieure à 1 400 bars, soit seulement deux fois la pression de service. Un complément d'étude sur le bobinage en forte épaisseur a été entrepris conduisant à de nouvelles dimensions. L'échantillon de tube court sans embout correspondant a finalement éclaté, sans effet de fond, à 1950 bars ; ce qui techniquement était satisfaisant. A son tour, un tube court avec embouts a été fabriqué et soumis à l'éclatement hydraulique avec effet de fond ; celui-ci s'est produit à une pression à peine supérieure à 1700 bars, montrant ainsi que le problème des tubes à forte épaisseur n'était pas tout à fait résolu. Deux tubes-maquettes (0i : 101,6 mm ; Ps : 700 bars) ont été fabriqués, l'un sans embout (de longueur : 1,30 m) destiné à un essai d'écrasement, l'autre avec embouts (de longueur : 1,92 m) destiné à un essai de traction. Dans les deux cas, une épaisseur de composite carbone de 10,7 mm a été mise en oeuvre. Les résultats de ces essais peuvent être résumés ainsi : . Résistance à l'écrasement : L'essai a été poussé jusqu'à la rupture, qui s'est produite sous une pression externe de 740 bars. Cette pression s'avère amplement supérieure à celle correspondant à l'application visée (ligne de sécurité pour forage par 3000 m de profondeur d'eau). . Résistance à la traction : La rupture s'est produite au niveau de la liaison partie courante/embout, sous une traction de l'ordre de 1450 KN, ce qui représente une valeur encore plus élevée que celles précédemment obtenues (1320 KN dans le meilleur cas) sur les tubes 0i : 101,6 mm ; Ps : 350 bars. Le flux de traction à rupture- atteint ainsi 450 daN/mm de circonférence. En conclusion, les composites 0i : 101,6 mm ; Ps : 700 bars étudiés comme ligne de sécurité des prolongateurs de forage en mer profonde ont fait preuve de très bonnes résistances à l'écrasement et à la traction, mais n'ont pu atteindre de manière fiable la spécification de résistance à l'éclatement hydraulique avec coefficient de sécurité égal à 3. Il a fallu reprendre sur des bases nouvelles, développées en dehors du contrat CEE, la structure de ces tubes 4" 700 bars pour arriver à une structure pleinement satisfaisante.
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4. TUBES DE 12" - 300 BARS EN FIBRES DE CARBONE - (Contrat 03.115/81) Les spécifications prises en compte sont celles de chemisage de tube prolongateur de forage, à savoir :
d'un
exemple
- diamètre intérieur minimum : 317,5 mm, - diamètre extérieur maximum : 432 mm, - pression interne de service : 300 bars (avec coefficient de sécurité égal à 3), - traction de service : de l'ordre de 1000 KN - revêtement intérieur : Buna Le calcul des dimensions a conduit à une structure composite ayant une épaisseur égale à 11 mm, dont 6,8 mm de renforts circonférentiels et 4,2 mm de renforts satellites. Le diamètre maximum au niveau des embouts atteint 420 mm. Un tel tube fabriqué par élément de 24 m de longueur (embouts métalliques compris) aura une masse linéique (tube non immergé) de 32,5 kg/m contre 163 kg/m dans le cas du même élément de tube en acier X 80. Deux tubes de faisabilité avec embouts (longueur totale d'environ 1,90 m) ont été fabriqués aux fins d'éclatement sous pression interne. Leur rupture s'est produite à 792 et 810 bars, ce qui correspond à un coefficient de sécurité de 2,7 contre 3 visé. Cette différence a été expliquée, après l'expertise des tubes, par l'emploi de fibres de carbone appartenant à un lot présentant des caractéristiques mécaniques inférieures de 15% aux spécifications. Deux tubes maquettes ont été fabriqués, l'un ayant 1,42 m de longueur, sans embout destiné à un essai d'écrasement, l'autre ayant 1,79 m avec embouts destiné à un essai de traction. Les résultats obtenus peuvent être résumés ainsi : . Résistance à l'écrasement : L'échantillon s'est rompu dans toute sa longueur courante, sous une pression hydrostatique de 90 bars ; ceci constitue une performance relativement faible, mais elle est logique et conforme au calcul. Elle peut, si le besoin s'en fait sentir, être augmentée en intervenant sur le dimensionnement. . Résistance à la traction : La rupture s'est produite sous une traction de 2530 KN, au niveau de l'un des deux raccords, pour une traction de service spécifiée de 1000 KN. Le flux de traction correspondant a ainsi dépassé 250 daN/mm de circonférence. En conclusion, ces résultats peuvent être considérés comme tout à fait satisfaisants, pour l'application prise en exemple. 5. REVETEMENT INTERNE EN RILSAN (contrat 03.115/81) Le polyamide 11, type Rilsan, qui a fait ses preuves comme matériau de la gaine d'étanchéité des flexibles COFLEXIP, a été envisagé pour remplacer le caoutchouc Buna dans l'application "production d'hydrocarbures" afin de permettre une température d'utilisation plus élevée. Ont été successivement examinés sa mise en oeuvre, son traitement de surface et son expérimentation sur le gisement de LACQ.
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Mise en oeuvre du Rilsan Des tubes courts en composite verre sans embouts (environ 1 m de longueur, de 101,6 mm de diamètre intérieur et munis d'un liner en Rilsan obtenu soit par extrusion, soit par poudrage, ont été fabriqués afin de prouver leur faisabilité. Soumis à l'examen thermographique infrarouge, ils n'ont montré aucun défaut au niveau de la liaison Rilsan/composite ; de plus, ils ont tous éclaté, sans effet de fond, aux environs de 1000 bars. Le liner obtenu par extrusion ayant été considéré comme plus pratique d'emploi que le liner obtenu par poudrage, c'est lui qui a été utilisé dans la fabrication des tubes courts munis d'embouts (2,20 m de longueur) destinés aux essais d'éclatement hydraulique avec effet de fond et aux essais de traction. Un décollement du liner a été observé, après l'extraction du mandrin, sur tous ces tubes au niveau de 1'insert métallique d'extrémité. Cette difficulté due à la différence de variation dimensionnelle thermique entre le Rilsan et l'acier, a été réglée au laboratoire mais pas encore au stade du tube prototype représentatif de 4,40 m de longueur pour essais à LACQ. Traitement de surface du Rilsan Son but était l'amélioration de la liaison Rilsan/composites en vue d'une amélioration du comportement général du tube. Il a été effectué avec succès sur des éprouvettes en appliquant sur la surface du Rilsan, juste avant la phase de bobinage, une couche de "primaire" approprié, compatible à la fois avec le caractère amide du Rilsan et le caractère époxy de la résine de base du composite. Son efficacité sur tube représentatif reste à démontrer. Essais sur tubes à LACQ Pour prouver le bon comportement vis-à-vis des effluents pétroliers des tubes composites avec liner en Rilsan, il a été décidé d'utiliser la station d'essais du gisement de LACQ dans laquelle avaient été expérimentés les flexibles C0FLEXIP destinés au transport du gaz. Des aménagements ont été effectués sur l'installation existante, afin de pouvoir expérimenter ensemble sur le circuit de production du gaz brut acide (H2S, C02, etc.) deux tubes composites de 4,40m de longueur (l'un en composite verre, l'autre en composite carbone). Les essais n'ont pas encore été entrepris avec de tels tubes, car ils n'ont pu être jusqu'ici fabriqués de manière satisfaisante. 6. PROTECTION EXTERNE (Contrat 03.115/81) Le programme des travaux a porté sur le sa mise en oeuvre et les essais de la protection.
choix
du matériau,
Choix du matériau Après enquête, un classement basé sur le rapport coût matière première/résistance à l'abrasion et au choc a permis de retenir les polyéthylènes, les polyamides et les polyuréthanes.
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Des mesures de perméabilité aux gaz et à l'eau, effectuées sur des membranes obtenues par moulage à partir d'un représentant de chacune de ces classes de matériaux, ont confirmé leur bon comportement physico-chimique dans un environnement pétrolier marin. Mise en oeuvre du matériau Chacun des matériaux présélectionnés a été mis en oeuvre sur un tronçon de tube composite en version verre, selon la méthode la mieux adaptée à ses caractéristiques : - les polyethylenes, par thermorétraction d'une gaine ayant un diamètre très légèrement supérieur à celui des embouts du tube, - les polyamides, par poudrage sur le tube chaud en rotation, - les polyuréthanes, par projection au pistolet sur le tube en rotation et vulcanisation à la température ordinaire, (cette vulcanisation aurait pu avantageusement être accélérée par un étuvage à 60°C). La méthode par projection au pistolet s'étant montrée la plus rapide et certainement en première analyse la plus économique, c'est elle qui a été retenue pour la fabrication des tubes d ' essais ; par voie de conséquence, c'est un polyuréthane qui a été retenu comme matériau. 7. ESSAI EN MER DE TUBES COMPOSITES (contrat 03.128/82) Ces travaux ont débuté le 1er décembre 1982 et doivent s'achever le 31 décembre 1984. Ils concernent la réalisation d'un eBsai en mer validant l'utilisation de tubes composites comme lignes périphériques des prolongateurs de forage : ligne "booster" et ligne "kill and choke". Le support de forage choisi est la plateforme de forage Pentagone P84 opérant alors en Mer du Nord pour le compte de C F . P . TOTAL OIL MARINE. Elle est équipée du prolongateur VETCO type MR4. Une étude effectuée par la société P. S. 0. PLATEFORMES ET STRUCTURES • OCEANIQUES a permis de préciser les conditions de fixation des tubes composites sur les "joints" de 15 m de longueur du prolongateur; ces tubes étant mis en parallèle avec les lignes métalliques existantes et non à la place de ces lignes. Les modifications correspondantes ont été exécutées sur les plaques-supports de quatre "joints" par la société VETCO elle-même, à ABERDEEN. Détermination des caractéristiques des tubes expérimentaux Ces caractéristiques ont été déterminées en établissant d'abord les spécifications (tableau 2) résultant des conditions opérationnelles choisies pour l'essai, puis en calculant- les structures correspondantes des tubes (tableau 3) à partir des matériaux composites choisis (hybrides carbone et verre) et en vérifiant la validité de ces calculs par des essais sur des tubes de faisabilité munis d'embouts, les uns de type "booster", les autres de type "kill and choke".
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TABLEAU 2 SPECIFICATIONS DES TUBES 1
Caractéristiques
"booster"
"kill and choke"
101,6
101,6
. pression interne de serv.(bar)
350
700
. pression externe maximale à rupture (bar)
210
210
. diamètre du joint d'étanchéité à la connexion (mm)
85
85
. diamètre intérieur
(ram)
. pas des guides sans flambement
(m)
2 2 (avec P.= 350 bar) (avec P.= 1050 bar)
. compression axiale
(KN)
260 (avec P.= 1050 bar)
. fluide véhiculé
boue de forage
boue de forage + gaz
TABLEAU 3 STRUCTURES DES TUBES
"booster"
Caractéristiques . épaisseur de composite
(mm)
5,30
"kill and choke" 17,90
. embout métallique matériau
acier X 80
acier X 80
diamètre extérieur (mm)
168
192
matériau
Buna
Buna
1,2
1,2
. liner épaisseur
(mm)
. protection externe matériau épaisseur
Polyurethane (mm)
1,5
Polyurethane
1,5
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Les tubes expérimentaux représentatifs d'au moins 15 m de longueur, voire même 24 m, ne pouvant pas être obtenus avec les moyens alors .disponibles à la S.N.I.A.S. (longueur limitée à 4,40 m ) , il a fallu créer une unité-pilote spécifique. Un équipement permettant d'éprouver de tels tubes en pression interne (timbrage et éclatement) a dû aussi être mis en place, ainsi qu'un équipement permettant de qualifier à terre les tubes expérimentaux munis des connecteurs, dans la configuration "lignes périphériques de prolongateur de forage" faisant intervenir le phénomène de flambage. Il avait été décidé de monter les éléments expérimentaux de 15 m de longueur sur les deux "joints" supérieurs du prolongateur de forage de la plate-forme Pentagone P84 et de fournir cinq tubes par type de ligne, deux de ces tubes étant réservés aux tests à terre (de pression interne et de qualification en flambage), les trois autres aux essais en mer proprement dits (après avoir été timbrés à une fois et demie la pression de service). Le premier "booster" et le premier "kill and choke", fabriqués en Avril 1983, ont subi avec succès le test d'éclatement hydraulique. Simultanément étaient fabriquées les pièces d'adaptation des tubes (connecteurs et colliers) sur le banc de qualification en flambage, ainsi que les pièces d'adaptation des tubes sur les "joints" du prolongateur de forage. Les deux tubes suivants, après avoir donné des résultats satisfaisants à l'épreuve du timbrage, ont subi le test de qualification en conditions de service = pour un espacement entre guides égal à 2 m, comme spécifié, aucun des deux n'a flambé. La fabrication des autres tubes prévus a alors été réalisée en Mai 1983. Leur timbrage a été exécuté au fur et à mesure de leur sortie de fabrication. Essai en mer Les tubes expérimentaux, munis de bouchons protecteurs à leurs extrémités, ainsi que les accessoires de raccordement et d'essai, tels que connecteurs, flexibles hydrauliques, colliers, vannes et joints, ont été transportés de l'usine de la S.N.I.A.S. (St. Médard-en-Jalles) chez VETCO à Aberdeen, via Le Havre, par camion et bateau. Là, ces tubes ont été montés sur les "joints" de prolongateur 16" précédemment modifiés par VETCO, un de chaque type par "joint" en parallèle avec les deux tubes périphériques habituels en acier. Après l'épreuve en pression (une fois et demie la pression de service), ces "joints" ont été acheminés par navire ravitailleur sur la plateforme Pentagone P84 et mis en attente sur le pont. Lorsque le forage en cours sur la plateforme s'est trouvé dans la phase de descente du prolongateur 16" (26 mai 1983), deux des "joints" composites ont été mis en place juste sous le joint télescopique (zone de marnage), en dernières positions. Pendant cette opération, l'accrochage des colliers de guidage au passage de la table de manoeuvre a provoqué le percement d'un tube "booster" et la saisie de l'autre tube "booster" par la pince d'un bras manipulateur s'est traduite par un craquement inquiétant dans le composite ; ce qui a eu pour conséquence de mettre la ligne "booster" hors essai. Par contre, la ligne "kill and choke" s'est parfaitement bien comportée.
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Il a été donc décidé de soumettre cette ligne aux cycles de pression prévus, simulant les conditions de service habituelles d'une ligne de sécurité, soit maintien des tubes à la pression de 700 bars pendant 24 h, suivi de maintien à la pression atmosphérique pendant 6j. et ainsi de suite. Cette campagne de forage - en phase prolongateur 16" - s'est poursuivie jusqu'au 15 juillet 1983 ; ce qui a permis de réaliser sur la ligne "kill and choke" 9 cycles de pression et un séjour dans la zone de marnage de 50j. De tels essais, mettant en oeuvre de nouveaux tubes "booster" et les tubes "kill and choke" ayant déjà été essayés, ont été continués pendant deux autres campagnes en phase prolongateur 16" qui ont eu lieu, la première entre le 28 juillet 1983 et le 28 août 1983, la seconde entre le 5 octobre 1983 et le 30 novembre 1983. Ainsi, l'un de ces tubes, de type "kill and choke" a pu subir avec succès au total 22 cycles de pression et 136j. de présence sous le joint télescopique. RESULTATS DES ESSAIS Une expertise des tubes de retour d'essai a été entreprise à la S.N.I.A.S. Des contrôles non destructifs (thermographie infrarouge, rayons X, etc.), ainsi que des mesures de déformation sous pression et de résistance à l'éclatement hydraulique ont été programmés. Ces travaux sont en voie d'achèvement. Un rapport donnant le bilan de l'essai en mer sera établi dès la fin de l'expertise. Ce qui apparaît déjà de manière évidente c'est, d'une part, la bonne tenue des tubes "épais", de type "kill and choke lines" (Ps = 700 bars), durant l'ensemble de l'épreuve et, d'autre part, la sensibilité vis-à-vis des contraintes de manutention des tubes "minces", de type "booster line". Des travaux complémentaires devront être réalisés sur ces tubes composites, en ce qui concerne la protection externe, notamment celle des tubes "minces", la certification et la réhabilitation in-situ après incident.
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ESSAI EN MER DE TUBES tube composite
de 24
COMPOSITES mètres
481
ESSAIS
EN MER DE TUBES COMPOSITES tubes après recette
à gauche booster
Une 350 bars, à droite
kill line 700 bars
mise en place le bâti de
dans
transport
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TUBES COMPOSITES
4" EN COURS
SUR UN RISER DE FORAGE
D'ESSAIS
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(03.60/78)
ETUDE, CONSTRUCTION ET ESSAI SUR CHAMP D"1 UN CIRCUIT ET D'UNE VANNE DE SUBSURFACE DE SECURITE CONTROLES DEPUIS LA SURFACE POUR PUITS A GAZ ET A HUILE J.S. GRESHAM, SHELL Internationale Petroleum Maatschappij B.V.
Résumé Après l'étude de plusieurs systèmes différents, trois système de vannes de contrôle de fond ont été retenus pour une évaluation complémentaire et une mise au point possible de facon à obtenir un système de vannes de sécurité de subsurface profond et contrôlé depuis la surface. Deux systèmes, une vanne solenoide de sécurité électrique et une vanne de sécurité mise en oeuvre par la pression de l'annulaire, ont été construits et continuent à être testés dans des puits produisant du gaz. Les travaux conduits sur le troisième système, une vanne de sécurité hydraulique à purge rapide, ont fini par être arrêtés à cause de problèmes de fiabilité des composants. Malgré les problèmes rencontrés au début avec le câble pour la vanne solenoide électrique de sécurité, deux complétions ont été réalisées avec la vanne installée à 890 m et 2600 m de profondeur respectivement. La vanne de sécurité elle-même, qui est d'une conception simple, s'est avérée très fiable au cours d'essais sur champ qui ont duré plus d'un an et demi. La vanne de sécurité qui fonctionne sur la pression de l'annulaire continue à être testée dans un puits de gaz mais, bien qu'elle ait donné des résultats satisfaisants au cours des essais en atelier, ses performances, une fois installée dans le puits, ont fait l'objet de quelques problèmes.
1.
INTRODUCTION
Les vannes de sécurité de subsurface qui sont actuellement disponibles appartiennent à deux classes - les vannes contrôlées depuis la surface (SCSSV) qui, comme leur nom l'indique, peuvent être directement contrôlées à partir de la surface et les vannes contrôlées depuis la subsurface (SSCSV) qui ne peuvent être contrôlées qu'indirectement par changement du débit qui passe à travers la vanne. Une SCSSV est mieux adaptée à des débits élevés mais les matériels actuellement mis au point ne sont pas adaptés à la mise en place de la vanne à grande profondeur, au niveau ou en-dessous du packer. La mise en
- 484 place à une telle profondeur permet à la vanne de barrer le passage aux fluides du puits, à la fois dans le tubing et dans l'annulaire. Une SSCSV bien que n'ayant aucune limitation de pose en ce qui concerne la profondeur impose une restriction de l'ordre de 10 à 20 X du potentiel du puits à la circulation des fluides et son bon fonctionnement est plus difficile à vérifier de façon opérationnelle. En fonction de ce qui précède, un projet a été lancé en 1979 avec le parrainage de la CEE pour mettre au point un système de vanne de sécurité de fond qui pourrait être utilisé à grande profondeur (profondeur du packer ou plus profond) mais qui serait indépendant du débit, en ce sens qu'il pourrait être directement contrôlé depuis la surface. Il était prévu que la vanne puisse être relevée au câble. Dans sa phase initiale, le projet comportait une étude approfondie d'une grande variété de systèmes de vannes de fond de sécurité existants et, plus particulièrement, les circuits de communication dans ces systèmes. Trois de ces systèmes de vannes de sécurité ont été retenus pour une évaluation plus approfondie et une mise au point et, par la suite, deux d'entre eux ont été construits et testés sur champ. 2.
ETUDE DU CHOIX DES SYSTEMES
' Les systèmes de contrôle des vannes de sécurité de fond fonctionnent sur deux principes distincts. L'un qui utilise un signal, porteur d'une énergie suffisante pour contrôler et faire fonctionner la vanne directement et, l'autre, dont le signal de contrôle est a faible niveau d'énergie et qui comporte une source additionnelle séparée de puissance dans le puits pour faire fonctionner la vanne. L'enquête a porté sur les système suivants pour lesquels un développement ultérieur a été envisagé : Systèmes à haut niveau - Vanne opérant avec une ligne hydraulique unique äléners>ie - Vanne fonctionnant avec une ligne hydraulique double - Vanne commandée par un pilote comportant une ligne hydraulique unique - Vanne commandée par la pression de l'annulaire - Vanne commandée au câble - Vanne commandée par le mouvement du tubing - Vanne solenoide fonctionnant grâce à un câble électrique. Systèmes à bas niveau - Vanne commandée par onde de pression d'énergie - Vanne commandée par les vibrations du tubing - Vanne commandée par les vibrations du sol - Vanne à commande électromagnétique - Vanne à commande électrique utilisant la terre comme conducteur. Les douze systèmes précédents ont été comparés en fonction de différents critères en utilisant la méthode de prise de décision 'de Kepner Tregoe, de façon à sélectionner le système idéal pour pousser plus loin sa mise au point. Cet exercice a fait apparaître qu'il était impossible de sélectionner un seul système isolé comme étant "le plus intéressant" mais que les trois systèmes les meilleurs méritaient d'être étudiés et développés plus avant. Ces trois systèmes étaient les suivants : une vanne solenoide électrique, une vanne commandée par la pression de l'annulaire et une vanne à "purge rapide" fonctionnant au moyen d'une ligne hydraulique. Bien que ces systèmes ne soient pas totalement nouveaux, il a fallu effectuer un travail considérable de mise au point pour qu'ils deviennent une
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alternative valable aux vannes de sécurité installées à faible profondeur qui sont généralement utilisées. 3.
VANNE SOLENOIDE ELECTRIQUE
Deux prototypes de ce système avaient été précédemment construits et essayés. Néanmoins, ces systèmes avaient été étudiés pour des tubings de petit diamètre, des mises en places à faible profondeur et une énergie apportée par des piles en surface. Pour faire passer un tel système à des applications plus larges et une mise en place plus profonde, il fallait mettre au point et tester les principaux éléments suivants : a) Un câble électrique de petit diamètre et à faible résistance, mécaniquement robuste et fiable, capable de résister à des températures élevées, à de hautes pressions et de supporter le contact avec les fluides de l'annulaire. Il fallait aussi qu'une épissure puisse être facilement réalisée sur champ si nécessaire. b) Vanne à large passage intérieur, avec faible diamètre extérieur et faibles besoins en puissance. c) Passage électrique à travers la tête de puits dans le cas de puits complétés haute pression. Plusieurs modèles de câbles et de connecteurs de puits ont été essayés en laboratoire et c'est celui qui est illustré sur la figure 1, fabriqué par Boston Insulated Wire & Cable Company (B.I.W.), qui a été retenu pour les essais sur site avec le système global. Le dessin final de la vanne Cameo est illustré en figure 2. L'enroule— ment du solenoide est incorporé dans le raccord à portée intérieure qui est positionné de façon permanente dans le puits. La vanne de sécurité, qui fonctionne en tant qu'armature du solenoide, peut être retirée au câble pour son entretien ou des raisons d'accès. Du point de vue fiabilité, il est intéressant de noter que la vanne ne contient aucun joint mobile, ce qui constitue une faiblesse de beaucoup des types de vannes existants. Les essais sur champ de ce système ont débuté en juin 1982, avec la mise en place du raccord de pose de la vanne de sécurité, au deuxième essai, à une profondeur de 887 m dans un puits à gaz. Cette profondeur était inférieure à la profondeur envisagée de 2700 m mais au cours de la première completion une fuite est apparue au niveau du boulon constituant capot de blocage du connecteur de fond au cours du positionnement et 1000 m seulement de câble non-endommagé ont pu être récupérés. La mise en place et les tests initiaux de la vanne de sécurité ellemême ont débuté en septembre 1982 et se sont poursuivis pendant approximativement deux semaines. La vanne a fonctionné 20 fois sans débit de fluide et s'est fermée deux fois au cours de la production à t,8 et 2,4 x 106 m 3 / j , sans panne. Depuis les essais initiaux qu'a subi la vanne de sécurité, elle a été testée en routine sur la base d'une fois par mois au cours de la première année d'opération et, ensuite, sur la base d'une fois tous les trois mois. Aucun problème particulier n'est apparu et les performances de la vanne sont considérées comme extrêmement bonnes. A la suite des dégâts causés au câble électrique au cours de la première mise en place d'un puits, une deuxième installation a été réalisée par Nederlands Aardolie Maatschappij en juin 1984. Au cours de cet essai sur puits, le raccord d'installation de la vanne de sécurité a été posé juste au-dessus du packer, à une profondeur d'approximativement 2600 m. Il a fallu, encore une fois, effectué deux essais de mise en place car un court-circuit s'est produit quand le connecteur de fond a présenté une fuite au cours du positionnement, lors de la completion initiale. En cette occasion, les procédures et les méthodes de completion employées lors de la
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remontée et de la remise en place de la completion ont été telles que le câble ne soit pas endommagé et puisse être réutilisé pour la deuxième completion, avec succès. Les essais d'une vanne de sécurité dans cette completion particulière ne commenceront pas avant septembre 1984 ; cependant, il n'est pas envisagé que des problèmes se posent car la continuité électrique complète dans le puits a été obtenue et ceci est vérifié toutes les semaines. 4.
VANNE COMMANDEE PAR LA PRESSION DE L'ANNULAIRE
Les vannes commandées par la pression de l'annulaire fonctionnent comme les vannes hydrauliques commandées par une ligne unique conventionnelle, mis à part le fait que l'annulaire est utilisé comme cheminement du contrôle en lieu et place d'une ligne de contrôle séparée en acier de 1/4". Pour être certain qu'aucune pression excessive ne soit infligée à l'annulaire pour contrôler la vanne, son fonctionnement doit être pratiquement indépendant de la pression du tubing et la vanne devrait avoir des caractéristiques de fonctionnement correspondant à un frottement faible. Pour des raisons de sécurité, la vanne doit aussi comprendre un système de fermeture sur haute pression de l'annulaire qui fonctionnerait si une fuite se produisait du tubing vers l'annulaire. ' La vanne qui a finalement été retenue pour être construite et dont les performances devaient être essayées a été mise au point par Carneo et elle est présentée sous une forme simplifiée dans la figure 3. Les paramètres d'étude de cette vanne ont été : - jusqu'à 20 bars de pression dans l'annulaire : vanne totalement fermée, - de 30 à 50 bars de pression dans l'annulaire : vanne totalement ouverte, - 70 bars et plus de pression dans l'annulaire : vanne fermée pour excès de pression. Afin de pouvoir essayer la vanne de sécurité fonctionnant sur pression de l'annulaire, un puits à gaz a été complété avec le système de raccord de positionnement nécessaire installé à une profondeur de 2650 m. Avant que la vanne soit installée dans le puits, des essais en atelier ont montré la bonne répétabilité du fonctionnement des différents équipements de la vanne de sécurité. Cependant, au cours des essais eux-mêmes sur champ, des problèmes importants se sont posés pour obtenir un fonctionnement au fond du puits qui soit fiable. Ceci a été principalement dû à la sensibilité de la vanne à la fourchette de pression limitée autorisée dans l'annulaire et au fait que l'inhibition de corrosion du tubing se fasse aussi à travers l'annulaire. Dans la figure 4, on a indiqué les paramètres réels de fonctionnement au fond de cette vanne de sécurité et on peut constater qu'il y a peu de tolérance pour une erreur de pose et de contrôle de cette vanne de sécurité. Les essais qui ont été effectués jusqu'à ce jour sur cette vanne de sécurité contrôlée par l'annulaire amènent à la conclusion qu'une vanne de ce type ne convient pas pour un puits quand l'inhibiteur de corrosion du tubing transite aussi par l'annulaire. 1.5
VANNE HYDRAULIQUE A "PURGE RAPIDE"
La base de ce système de vanne de sécurité est constituée par un robinet pilote commandé hydrauliquement et incorporé dans le circuit d'une vanne hydraulique à ligne unique d'un type existant. Le pilote peut mettre en communication la chambre de contrôle de la vanne de sécurité, soit avec la ligne hydraulique, soit avec le tubing. Dans ce dernier cas, les pressions appliquées au piston de la vanne de sécurité sont équilibrées
- 487 et un ressort de faible puissance, placé dans la vanne de sécurité, permet d'assurer la fermeture de la vanne. Un dispositif de ce type peut être installé à grande profondeur et offre un temps de réponse relativement rapide pour la fermeture. Dès le début de cette mise au point, il est apparu que la plupart des problèmes rencontrés concernaient le robinet pilote de "purge rapide", si bien que c'est sur ce composant que les efforts de mise au point ont été concentrés. Un certain nombre de robinets pilotes de purge rapide ont été construits et testés par Otis et des essais sur deux d'entre-eux ont été effectués dans notre propre laboratoire. Cependant, l'ensemble de ces essais et le système total ont fait apparaître qu'il serait difficile et qu'il faudrait beaucoup de temps pour atteindre le niveau requis de fiabilité, si bien que tout travail ultérieur sur ce système a été arrêté. 6.
CONCLUSIONS
Des trois systèmes sélectionnés au départ pour faire l'objet d'une mise au point complémentaire, il est indéniable que c'est la vanne solenoide électrique qui s'est avérée la meilleure. Les essais sur champ ont démontré que le système est très fiable quand on le met en place une fois et une modification mineure à l'emplacement du connecteur de fond permettra un essai de cette pièce à l'extérieur, juste avant la mise en place dans le puits. Ceci est une possibilité qui n'était pas offerte au cours des complétions précédemment réalisées. Bien entendu, il faudra toujours faire extrêmement attention chaque fois que l'on utilisera des lignes hydrauliques ou des câbles de contrôle de grande longueur. On peut maintenant considérer qu'une vanne solenoide électrique constitue un système valable de vanne de sécurité de fond et qu'elle est plus particulièrement adaptée aux problèmes posés par l'installation a grande profondeur. Les essais continuent en ce qui concerne la vanne de sécurité commandée par pression de l'annulaire mais ses performances posent quelques problèmes, en particulier dans un puits où les inhibiteurs de corrosion sont aussi envoyés en passant par l'annulaire. Les essais de la vanne hydraulique à "purge rapide" ont été interrompus quand, après les premiers essais de laboratoire, il est apparu qu'il serait difficile et qu'il faudrait beaucoup de temps pour atteindre le niveau requis de fiabilité. Tube 316 S.S. ¡c" diam.ext. Câble enséré dans une joint annulaire Protection en cuivre g a m e d acier NO 28_A.W.G. arme en cuivre vN015 A.W.G.
^f^|»^^
caoutchovc neoprene résistant à l'huile et à 1'
boulon-capot compose epoxy , , , haute température d e blocage
isolation furoplastique T03
FIGURE CONNECTEUR DE FOND ET CABLE B.I.W.
roche double contact
tubing 4"J¡
verrouillage siège manchon d ' égalisation (optionnel)
mandrin 4"^ KP-6-S vanne aveu "courte
hfl
vanne aveugle "longue"
" ^rg
passage de communication tubing ¡i" en acier inox raccord d'écoulement
ressort de fermeture
verrouillage de la vanne de sécurité 4"Jj
armature bobine „conduite d'écoulement
assemblage de siège PCEA 4"^ vanne de sécurité WRPC-HL 4"^ au câble P^T^*
V FIGURE 2 - VANNE DE SECURITE 4 " WRSD ET SIEGE 4 " SD
FIGURE 3 -
t u b i n g 4"1¡
SYSTEME DE SECURITE 4 " ^ KP-6 FONCTIONNQNT SUR L'ANNULAIRE
co co
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injection d'inhibiteur
7C
vanne fermée pression dans le ' puits, bar
pression hydrostatique 2650 m de condensat densité = 0,789
m I I
I
-—»omit.«.
m
. yannji e ouverte
m
v\\
I I
coefficient de sécurité
FIGURE 4 - PARAMETRES DE FONCTIONNEMENT POUR L A VANNE D E SECURITE CAMCO 4 " ^ WRPC-HL COMMANDEE P A R L A PRESSION D E L'ANNULAIRE
connexion de verrouillage chambre contenant la charge d'azote chambre hydraulique (pression de l'annulaire) pistons moteurs tiges d'équilibrage.
garniture inférieure.
ressort de puissance.
Siège dur/mou clapet
FIGURE 5 - VANNE DE SECURITE 4 " ^ WRPC-HL VERSION A DEGAGEMENT DE POSITION
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(03.59/78)
SYSTEME DE COMPLETION DE TETE DE PUITS EN CAISSON
K.W. BRANDS, SHELL Internationale Petroleum Maatschappij B.V.
Résumé Le présent rapport est destiné à décrire l'ensemble du projet concernant la mise au point et l'installation d'un arbre de Noël sous-marin à profil bas et installé dans un caisson. Après diverses études de conception et des essais en laboratoire portant sur les composants principaux, un système destiné à être installé dans un tube conducteur de 30" a été commandé en juillet 1978 à la Société Cameron Iron Works Inc. Ce système a été étudié de telle facon que tous les composants critiques, soumis à des effets de pression, soient situés sous le fond de la mer et, grâce au profil (hauteur) bas au-dessus du fond de la mer, il amène une sécurité plus grande pour les puits satellites sousmarins devant le risque d'endommagement par des ancres, des chaluts et même des icebergs. En conplément à la nature innovatrice du concept de cette tête de puits, l'ensemble comprend un équipement de completion du type outils pompés 3"1/2 amélioré (TFL.I, avec des vannes de sécurité installées à grande profondeur et une tête de packer double amovible simplifiant les problèmes de reprise du puits. Le système de contrôle tout hydraulique comporte un nouveau dispositif de vanne séquentielle à la fois pour le contrôle de la tête de puits et pour la connexion à distance d'une ligne de collecte. Un appareil de forage semi-submersible a été utilisé pour réaliser la connexion de la première extrémité de la ligne de collecte à la tête de puits, qui devait être ensuite raccordée au faisceau de tubes sous-marins du type entièrement soudé, remorqué en surface et posé à l'avance. Le présent rapport donne aussi la description des essais de réception de l'ensemble exécuté aux Etats Unis et des essais à terre qui ont été effectués ultérieurement à Brunei.
1.
PRINCIPE DE LA TETE DE PUITS EN CAISSON
Le présent projet est la première tentative faite pour abaisser substantiellement la hauteur des têtes de puits sous-marines par rapport au fond de la mer. Le dispositif en caisson (figure 1) implique l'installation
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de la suspension du tubing de la tête de puits, du bloc incorporant la vanne maîtresse et des boucles des lignes de production à l'intérieur du tube conducteur d'un puits sous-marin. La conception a pu être réalisée grâce à une étude attentive de l'utilité des différentes vannes dans les têtes de puits conventionnelles en surface et les têtes de puits sous-marines. En tenant compte d'une expérience à long terme avec le TFL comme méthode d'entretien qui s'est avérée favorable, l'accès vertical pour entretien au câble avec vannes de sas et manchettes en Y n'est pas strictement nécessaire et il est possible, si on le désire, d'éliminer ces pièces sans mettre en danger la sécurité. De même, pour une tête de puits sous-marine, les vannes latérales opérationnelles se trouvent sur la plateforme et les vannes sous-marines ne sont utilisées que pour fermer le puits de façon sûre au cours d'un essai de routine ou d'urgence. Cette philosophie amène à la configuration montrée en figure 2 pour ce qui concerne les vannes. Comme indiqué, il est aussi possible d'installer des bouchons dans la suspension de tubing ou au-dessus des vannes de la tête de puits par des méthodes d'outils pompés en circulant à travers la vanne de communication des lignes de production qui est normalement ouverte. Au cours de la completion, il est possible d'installer ces bouchons et de les retirer verticalement au câble, à partir de l'appareil de forage, avant de terminer la completion. Les principaux avantages de ce concept sont les suivants : a) Les parties les plus vulnérables d'un puits de production sont protégées au cas où les structures situées au fond de la mer subiraient des dommages importants. La mise en place d'un "point faible" situé au-dessus du bloc où se trouve la vanne maîtresse permettrait d'être sûr que la tête de puits, la suspension de tubing et le bloc de vanne maîtresse, resteraient en place et ne seraient pas endommagés si la structure supérieure venait à être détruite. Ainsi, les parties sous pression du puits seraient préservées et la ré-entrée pour les travaux de réparation ultérieurs • serait simplifiée. b) Le profil bas qui en découle réduit les risques de dommages pouvant être causés ou reçus et ayant pour origine les icebergs, les chaluts, les filets, etc.. Une coupole de protection devrait permettre de lisser encore plus le profil. 2.
OBJECTIFS DU PROJET
Les objectifs initiaux du projet étaient de fabriquer et d'installer un système de tête de puits de production en caisson, sûr et efficace, qui pourrait durer la vie entière d'un puits producteur avec un entretien minimal et des arrêts non prévus de production minimaux. A l'intérieur de ces deux objectifs principaux, des objectifs particuliers ont été définis pour chaque composant principal de ce type de tête de puits de production sous-marine. Il s'agit : (1) d'expérimenter le matériel et les méthodes requises pour installer une tête de puits et ses accessoires à l'intérieur d'un tube conducteur marin, (2) d'avancer la mise au point de la méthode de connexion d'une première extrémité de ligne de collecte débutée verticalement et (3) d'essayer le fonctionnement du système simple de contrôle de tête de puits en tout-hydraulique à séquence. 3.
DONNEES DE BASE DE L'ETUDE D'UNE TETE DE PUITS EN CAISSON
Les données de base pour la conception de l'équipement ont été les suivantes :
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a) La pression de fonctionnement du système devrait être de S000 psi, exception faite des lignes de contrôle de la SSSV qui devraient avoir une pression de fonctionnement de 5000 bars. b) La hauteur dépassant au-dessus du fond de la mer devrait être maintenue au minimum possible. c) L'empilage des équipements de forage standard à double bloc obturateur de pression (BOP) devrait être modifié le moins possible. d) La mise en place, les procédures de ré-entrée et de reprise devraient, en principe, être effectuées sans plongeur. e) Le système devrait être compatible avec le matériel et les techniques d'entretien de puits au TFL 3". Des critères complémentaires, plus orientés vers le côté opérationnel, ont été établis au cours de la phase étude et sont les suivants : f) Chaque fois que possible, l'accès complet primaire et secondaire du puits devrait être maintenu pendant toute la période correspondant aux différentes phases de la mise en place. g) Tous les connecteurs hydrauliques de diamètre réduit (SL) qui sont installés de facon permanente ou provisoire à l'intérieur du tube conducteur devraient avoir un dispositif de secours mécanique pour le cas où la ligne de contrôle viendrait à être détériorée. h) La contamination de la tête de puits par du brut ou des débris est une possibilité qu'il faut envisager. La difficulté relative qu'il y aurait à retirer des déchets de la tête de puits une fois protégée fait qu'il est essentiel d'empêcher des débris de pénétrer dans le tube conducteur. 4. 4.1
ETUDE DES MATERIELS ET PROCEDURES
Nouveaux composants 4.1.1 - Connecteurs de diamètre réduit Le défi principal a été d'étudier un équipement de completion qui puisse être installé dans un tube conducteur 30". Des concepts nouveaux ont dû être proposés dans deux domaines principaux, les connecteurs de tête de puits et les vannes maîtresses. Le concept de base des connecteurs SL est dérivé des connecteurs existants. La différence principale porte sur la réduction en diamètre extérieur, pour permettre l'installation à l'intérieur du tube conducteur 30" (figure 3). Le connecteur est verrouillé et déverrouillé hydrauliquement. Il comprend aussi un circuit secondaire de déverrouillage hydraulique et un dispositif manuel de déverrouillage en secours. 4.1.2 - Vannes maîtresses Bien que plusieurs types de vannes à passage direct aient été examinées, il n'a pas été possible de demeurer dans le profil maximal permis correspondant à un diamètre de 27"1/2 pour le bloc de vanne maîtresse 3 x 3 x 2 " (MVB), alors que cela a été possible avec des vannes du type a boisseau sphérique. Une fois que la vanne à boisseau sphérique a été choisie, un moteur pour la vanne a dû être étudié et mis au point. Les spécifications essentielles qui ont été la base de la philosophie de la conception du moteur ont été : (1) le moteur doit être tel qu'en cas de panne la vanne soit absolument ramenée en position de sécurité, (2) le moteur doit être en équilibre par rapport à la pression hydrostatique et (3) l'ensemble 3 x 3 x 2 " moteur/vanne doit tenir à l'intérieur du cuvelage 30" (figure 4 ) .
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4.1.3 - Composants du système de contrôle Au cours de la phase d'étude, deux composants du système de contrôle nécessitant un concept nouveau ont été identifiés : (1) un connecteur à défaut d'alignement angulaire, extensible horizontalement, qui est requis pour établir la communication hydraulique initiale entre la tête de puits et la portion extérieure du connecteur de ligne de collecte (FLC) , situé à l'extérieur et (2) la vanne de sélection à passages multiples, une vanne de contrôle hydraulique séquentielle qui est employée dans les systèmes de contrôle de la tête de puits et du FLC. 4.2
Procédure générale de mise en place La procédure d'installation de mise en place était la suivante : a) Poser la ligne de collecte et le faisceau de lignes de contrôle à proximité de la position du puits en partant de la plate-forme. b) Forer le puits. c) Effectuer la completion, en s'assurant de la bonne orientation de la suspension de tubing. d) Remonter le BOP, après s'être assuré de la sécurité du puits au moyen de bouchons placés dans la suspension de tubing. e) Mettre le bloc de vanne de sécurité (MVB) sur le riser SL. f) Installer les structures supérieures de la tête de puits (UTS) et mettre le protecteur de corrosion en place. g) Poser la longueur nécessaire de ligne de collecte à partir de l'appareil de forage et connecter au faisceau de lignes de collecte existant. h) Effectuer la séquence des opérations de connexions de la ligne de collecte à la tête de puits. 4.3
Procédure de forage L'opération de forage est fondamentalement la même que celle correspondant au forage d'un puits conventionnel. La différence principale est que les têtes de puits sont posées à une distance prédéterminée en-dessous du fond de l'océan. Les réceptacles de tête de puits situés à l'intérieur du conducteur 30" sont exposés à des dépôts de ciment lors des cimentations. C'est pourquoi un outil de nettoyage spécial a été mis au point pour passer sur ces réceptacles et nettoyer les emplacements de connecteurs SL en attente dans les réceptacles. Deux manchettes de raccordement haute pression, l'une de 19"1/4 et l'autre de 13"5/8, sont nécessaires pour installer l'empilement du double BOP. Elles partent du réceptacle de la tête de puits à l'intérieur du tube conducteur et vont jusqu'à l'embase permanente de guidage. La manchette de raccordement 19"1/4 n'a pas à être orientée de façon particulière. La manchette de raccordement 13"5/8 est fixée à un cadre d'orientation pour sa mise en place. Ceci permet d'orienter la manchette par rapport aux poteaux de guidage et fait partie de l'orientation générale du système. 4.4
Procédure de completion Equipment de completion de fond. Le bloc compact, à triple passage, constituant la suspension de tubing, impose la descente et l'orientation simultanée des deux lignes de tubing de 3"1/2 (figure 5 ) . La suspension de tubing et son outil de mise en place sont descendus avec un riser SL. La suspension de tubing est mécaniquement mise en oeuvre par l'outil de descente. C'est dans cet outil que sont situées toutes les fonctions hydrauliques.
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L'emploi de techniques de mise en place double, avec une suspension de Cubing sous la forme d'un bloc massif -et d'un outil de descente hydraulique manipulé au moyen d'un riser SL à travers le BOP 13"5/8 diminue de façon significative le nombre d'allers et retours nécessaires pour réaliser la completion. 4.5
Orientation Le conducteur 30" comporte à l'intérieur deux interfaces vers lesquelles les orifices de production et de contrôle doivent être orientés. Ce sont les interfaces suspension de tubing/MVB et MVB/connecteur intermédiaire. Une orientation grossière de ces composants est obtenue à quelques degrés près par le système d'orientation. Ce système est constitué (1) par une combinaison cadre de guidage/borne d'orientation (figure 6) en ce qui concerne la suspension de tubing et (2) des cadres de guidage amovibles en ce qui concerne les composants de l'arbre de Noël. De plus, les composants à chaque interface ont des guidages d'orientation mécaniques pour garantir un alignement précis des raccords d'alignement mâles et femelles immédiatement avant leur rencontre. Les paragraphes suivants donnent la description rapide du système d'orientation de dégrossissage pour les composants individuels. a) La manchette de raccordement 13"5/8 est descendue avant la completion mais elle doit être orientée. C'est pourquoi, un guide d'orientation est précisément placé et fixé à la manchette de raccordement. Ce cadre est équipé de deux entonnoirs qui correspondent diagonalement à deux poteaux de guidage précis, qui garantissent une orientation correcte de la manchette pour la bague d'orientation. b) La bague d'orientation est mise en place dans le connecteur SL de la manchette de raccordement 13"5/8 avant la descente du tubing. c) Avant qu'elle soit posée et verrouillée, la suspension de tubing est orientée au moyen de la bague d'orientation. d) Le cadre de guidage du connecteur SL du MVB garantit l'orientation grossière du MVB au moment où il pénètre .dans le conducteur 30". e) Le connecteur intermédiaire est orienté au moment où les entonnoirs des structures supérieures se positionnent sur les poteaux de guidage. 4.6
MVB et UTS (bloc de vanne maîtresse et structure supérieure de la tête de puits) La partie de la completion correspondant à la tête de puits est installée en deux étapes (figure 1). Le MVB et le connecteur inférieur SL hydraulique sont installés les premiers. Ensuite, c'est le tour de l'UTS. L'UTS est constitué de deux structures séparées : la structure inférieure de la tête de puits (LTS) et la section correspondant à la partie supérieure de la tête de puits. Au départ, quand la tête de puits est descendue, les deux structures sont verrouillées l'une à l'autre. Le LTS comporte un module de réception pour la portion extérieure du FLC, le système de descente et le système de contrôle, et il est verrouillé au bloc MV avec un connecteur SL. Le LTS est positionné par rapport à la plaque de base du forage sur laquelle il est verrouillé et dont il devient une partie permanente. Puis les deux structures sont déverrouillées l'une de l'autre de facon permanente, ce qui permet à la portion supérieure de la tête de puits d'être désolidarisée du MVP et remontée en cas de workover, sans interférer avec les lignes de collecteur.
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4.7
Equipement FIX L'équipement FLC correspond essentiellement à un démarrage de pose de première extrémité à la verticale et en un système de pose. Le cadre de mise en place à charnière du repère extérieur est descendu verticalement sur les deux lignes de collecte. Il passe par-dessus les poteaux de guidage et les lignes sont alors posées à 90°. Ceci permet au FLC (dans l'UTS) et au repère extérieur de demeurer alignés. Un contrôle hydraulique est établi à travers la boîte de contrôle du FLC au moyen d'un connecteur hydraulique de désalignement. C'est ensuite qu'est démarrée la séquence FLC qui fonctionne de facon hydraulique. Au cours de cette séquence, les bouchons d'essai sont enlevés du FLC et du repère extérieur et les repères sont fixés l'un à l'autre. Il est possible de commander le déroulement de cette séquence à distance. 4.8
Etude du système de contrôle La distance entre le puits et la plate-forme est de 5500 pieds (1800 m ) , ce qui donne un temps de réponse approprié à un système de contrôle hydraulique séquentiel, fonctionnant avec un fluide hydraulique à base d'eau. Pour chaque ligne de tubing, deux SSSV non-équilibrées sont fournies. Elles sont directement contrôlées depuis la plate-forme par deux lignes particulières. La communication entre la plate-forme et la boîte du FLC se fait au moyen d'un connecteur extensible. Le réceptacle du connecteur installé sur la tête de puits est relié par un tuyau à une boîte de contrôle SLC séparée et relevable, montée sur la tête de puits qui, comme la boîte de contrôle de la production, dépend de la vanne du sélecteur multi-passages. Une fois que la séquence FLC est terminée, le contrôle global de la tête de puits et des fonctions de la SSSV, par l'intermédiaire des lignes posées au fond de la mer et à partir de la plate-forme, est obtenu grâce au repère combiné ligne de collecte/ligne de contrôle. Le passage du contrôle à la verticale au contrôle à partir de la plate-forme s'obtient sans vanne de sélection, au moment où le connecteur du manifold est remplacé par le capot du manifold qui est équipé des guidages à orifices appropriés pour permettre la nécessaire interconnexion des lignes hydrauliques. 4.9
Etude de la completion de fond La completion retenue (figure 5) peut être entretenue au moyen d'outils pompés TFL à deux lignes 3 x 3". Des mandrins de gas-lift situés dans des poches latérales ont été préconisés plutôt que des mandrins posés au centre. Un ensemble de secours a été requis qui comporte une vanne à boisseau sphérique relevable occupant tout le diamètre du tubing et fonctionnant avec une seule ligne de contrôle (TRBV) avec un siège situé au-dessous destiné à une vanne de secours séparée à boisseau sphérique pouvant être mise en place par pompage avec une seule ligne de contrôle (PDBV) et ceci pour chaque ligne de tubing. Au début, la production passe par la TRBV dans tout le diamètre offert mais, si cette dernière venait à être détériorée, elle pourrait être verrouillée en position ouverte et la production pourrait continuer après mise en place de la PDBV par une méthode d'outils pompés. Afin de simplifier toute reprise ultérieure, il ne devrait pas être nécessaire de toucher aux packers de fond ; le packer hydraulique supérieur comprend une tête de packer double separable qui évite d'avoir à remonter les packers mais, néanmoins, permet aux deux tubings descendus en même
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temps d'être orientés, positionnés par rapport au raccord d'alignement et verrouillés au packer. Deux portions en forme de H, destinées à permettre la circulation lors de l'utilisation des outils pompés, ont été incluses dans la conception de la completion. L'une d'entre-elles est placée en-dessous du packer inférieur pour les opérations normales de pompage et une version située dans une poche latérale a été mise au-dessus du packer supérieur, constituant ainsi un secours. Le dessin de la tête de puits qui utilise des lyres TFL à 90° au lieu des traditionnelles 270° a permis d'incorporer dans les passages destinés à la production de la suspension de tubing des bouchons pompables Type R. 5.
ESSAIS DES PROTOTYPES DES COMPOSANTS PRINCIPAUX
5.1
Connecteurs SL Le diamètre extérieur réduit de ces connecteurs impose une section relativement réduite aux pièces de verrouillage (figure 3 ) . Des prototypes de deux tailles (13"5/8, 10.000 psi et 20"3/4, 3000 psi) ont été fabriqués pour vérifier la qualité de l'étude et pour effectuer des essais de durée de vie. Après essais des prototypes, quelques révisions secondaires ont été effectuées avant que les connecteurs de production soient fabriqués. 5.2
Vanne maîtresse En 1976, deux vannes 3" 5000 psi à simple passage et à boisseau sphérique flottant, avec un équipement leur permettant de se mettre en position de sécurité positive et des moteurs du type à pignon, ont été construites pour des essais concernant la validité de leur concept. Après que les essais aient été terminés avec succès à Houston et dans un laboratoire de SHELL en Hollande, dans un récipient sous pression de grande dimension, rempli d'eau, un ensemble a été expédié à Brunei et a été installé sur la ligne de collecte d'un puits de pétrole offshore connu pour produire du sable. La vanne et son équipement ont été testés approximativement 400 fois au cours d'une période qui s'est étendue sur 8 mois. Après cette série d'essais intensive, la vanne à boisseau sphérique et son équipement ont été acceptés pour être utilisés comme vanne maîtresse pour le système de completion de tête de puits en caisson. 5.3
Autres composants Les trois pièces suivantes ont aussi été soigneusement testées en laboratoire avec de bons résultats : (1) une vanne de sélection multipassage pour le système de contrôle, (2) un connecteur hydraulique de défaut d'alignement, (3) une vanne de sécurité de tubing relevable. 6.
ESSAIS DE RECEPTION ET ESSAIS A TERRE
Bien que les essais de réception et les essais à terre impliquent essentiellement des opérations semblables, une distinction a été faite entre leurs objectifs. On peut s'attendre, en effet, à ce que des tests intensifs tels que décrits plus loin favorisent l'apparition à terre, où la rectification est plus facile, de défauts potentiels qui auraient pu apparaître de facon précoce. Ceci devrait permettre d'améliorer la fiabilité une fois le matériel installé. Après que les équipements aient subi les essais de réception avec succès et aient été expédiés, les critères d'essai sont modifiés. Pour la tête de puits en caisson, les objectifs des essais à terre effectués à
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Brunei ont été plus spécifiques. Il a s'agi : (1) de dupliquer de façon aussi complète que possible les opérations offshore de forage, de completion et de maintenance du puits, (2) se faisant, de vérifier que tout l'équipement a bien été expédié et n'a pas été endommagé, (3) d'entraîner la mise au point de procédures et de programmes de mise en place et (4) de familiariser le personnel avec les matériels et les procédures. Les essais de réception et les essais à terre ont été, tous les deux, terminés avec succès. Après ces nouveaux essais des équipements à Brunei, ils ont été considérés comme rodés de facon complète et comme pouvant être dignes d'un haut niveau de confiance. Après son intégration dans la tête de puits, les performances du système de contrôle ont vraiment été telles qu'on les attendait, ne nécessitant que quelques ajustements mineurs. 6.1
Completion de fond Deux jeux complets d'équipements de completion de puits du type permanent et de matériels relevables de pompage ont été commandés. Ceci a permis d'effectuer des tests complets de tous les matériels de fond dans un puits d'essai à Brunei et a aussi permis d'avoir un équipement de secours au cours des opérations d'installation offshore elles-mêmes. Les essais de réception ont confirmé l'acceptabilité générale des matériels bien que la modification et l'essai ultérieur de l'outil de pose et de repêchage dans la poche latérale aient été nécessaires. Un puits abandonné de 4000 pieds (1300 m) à Brunei a été complété pour simuler le système de completion offshore. Des opérations de pompage d'outils TFL ont débuté en janvier 1980 et se sont terminées en octobre 1980 avec un arrêt de trois mois entre-temps. Au cours de cette période, approximativement 229 trajets ont été effectués jusque dans le puits d'essai, 90 d'entre-eux ont permis de mettre au point et de définitivement prouver la validité des performances de l'outil de remise en route situé dans une poche latérale et le reste des essais a permis de rôder et de démontrer l'acceptabilité du reste des matériels. 7. 7.1
INTALLLATION
Forage et completion Le forage du puits a commencé en novembre 1980 et a été terminé à la fin de décembre 1980 (38 jours) à une profondeur totale de 9690 pieds (3200 m ) . A part quelques difficultés avec le mécanisme de verrouillage des manchettes de raccordement, il n'y a pas eu de problème. Au cours de la completion du puits, la suspension de tubing a subi des dommages qui ont nécessité une reprise en usine à Singapour. L'installation des matériels de completion de fond a été retardée par les difficultés suivantes : a) Un packer double à mise en place hydraulique s'est posé de facon prématurée, ce qui a entraîné des détériorations du système de cisaillement de secours de la suspension de tubing au cours d'un essai final sous pression. Il en est résulté que l'installation de l'équipement de completion TFL double de 3"1/2 a nécessité 37 jours de temps d'appareil. Le MVB et l'UTS ont été installés sans difficulté importante en 5 jours 1/2 de temps d'installation proprement dit. b) L'installation de l'UTS a dû être interrompue pour une réparation à effectuer à terre après qu'elle ait été lâchée par la grue de l'appareil de forage sur le pont principal, d'une hauteur de 30 pieds (10 m ) .
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Le cadre extérieur de l'équipement de connexion de la ligne de collecte a été descendu à partir de l'appareil de forage en trois jours sur une ligne de collecte double de 125 pieds (40 m ) . Le puits est en production depuis le 5 juin 1981 ; il a fonctionné au début en gas-lift et plus tard en écoulement naturel. 7.2
Lignes de collecte Du tube pour lignes de collecte API standard 5LX grade X-42, compatible avec le TFL et la recommandation API RP-6G a été utilisé pour les 5600 pieds (1800 m) pour cette application de double ligne de collecte. Ces lignes de collecte ont été préfabriquées à terre et ont été réunies en faisceau avec 5 lignes de contrôle et de gas-lift, de facon à former un seul faisceau de lignes de 5500 pieds (1800 m) à mettre en place par la méthode du remorquage en surface. Afin de maintenir un diamètre intérieur du cordon de soudure qui soit toujours lisse de facon à garantir le libre passage à tous les trains d'outils TFL, c'est la méthode de soudage au gaz tungstène (TIG) qui a été retenue pour la première passe, suivie d'un remplissage manuel à la baguette de soudure. Les quatre lignes de contrôle 1" API 5L grade B et la ligne de gaslift 2" ont aussi été pré-soudées en longueur de 5500 pieds (1800 m) et ont été fixées par des colliers aux deux lignes de collecte formant ainsi un faisceau plat de 28" (1,10 m) de largeur. 8.
MISE EN SERVICE
Le puits a été mis en production le 5 juin 1981, tout d'abord en écoulement naturel et, ensuite, en gas-lift. Des problèmes se sont posés avec la boîte de contrôle qui a dû être remontée et dont la remise en route a nécessité quelques modifications mineures de son contenu. Diverses circulations d'outils TFL ont été effectuées dans le puits pour l'entretien des vannes de gas-lift. Le système de vanne de sécurité, cependant, n'a pas nécessité d'entretien au TFL et il est encore en fonctionnement. REMERCIEMENTS L'auteur tient à remercier ici E.J. Cegielski, Cameron Iron Works ; J.S. Gresham, SIPM ; I.G. Bail, Norske Shell et D.N. Saunders, Shell Expro, qui ont participé à la première rédaction de ce rapport.
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connecteur de manifold
partie supérieure de la tête de puits
boîte de contrôle
partie inférieure de la tête de puits FOND DE LA MER
embase de guidage
manchette prolongatrice de ligne de collecte
bloc de vanne maîtresse
connecteur de diamètre réduit tête de puits
FIGURE 1 - ENSEMBLE DE TETE DE PUITS EN CAISSON
vannes de ligne de collecte vanne de mise en communication des lignes de production
sièges des bouchons de vannes maîtresses
bouchon raccgrd ouvert de vanne maîtresse d annulaire ""ensemble de travail _ au cable bloc de vanne maîtresse sièges de bouchon de suspension de tubing ensemble de travail au cable sièges de vannes de sécurité porapables
vannes maîtresses suspension de tubing vannes de sécurité de tubing, relevables
SECONPRIMAIRE
DAIRE
ANNULAIRE
FIGURE 2 - DISPOSITION DES VANNES D'UNE TETE DE PUITS EN CAISSON
FIGURE 3 CONNECTEUR DE FAIBLE DIAMETRE
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FIGURE 4 BLOC DE VANNE MA ITRESSE
manchette 13,62" de raccordement
poche laté rale, sec tion en H superieure
g
acker L_ ouble"RDH fermeture coulis s an' de bypass
section en H infér
suspension "de tubing ïasing 10"3/4 ^vanne de sécu rité de,tubing relevable ège de vanne e sécurité TFL ândrln ä poche atétale pour gaslift joint télescopique ermeture latérale coulissante tçte de packer separable oint télescopique packer double RDH fermeture latérale oulissante de ypass i è g e K.N.
FIGURE 5 COMPLETION TFL 3" x 3" x 2" DE TETE DE PUITS EN CA ISSON
cadre de guidage pour I ' •■orienta tion
manchon d' orientatioi
FIGURE 6 SYSTEME D'ORIENTA TION D'UNE TETE DE PUITS EN CA ISSON
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(03.109/81) SYSTÈME DE PRODUCTION SOUS-MARINE DE CONCEPTION MODULAIRE J.P. ROBLIN Alsthom Atlantique - ACB
RESUME Ce projet de système de production sous-marine d'hydrocarbures concerne les différents équipements suivants : - les têtes de puits sous-marines - le manifold de pied de riser les collectes reliant les têtes de puits satellites au manifold - les outils nécessaires pour effectuer les connexions des collectes ou les manutentions. Chaque élément de ce système de production est défini pour une application en mer profonde (au-delà de 300 mètres). La technologie des composants et les procédures d'opération permettent l'installation et la maintenance sans lignes guides ni plongeurs. Tous les composants sensibles tels que vannes, mécanismes, système de contrôle, sont intégrés dans des modules standardisés, de technologie humide compacts et relevables. La maintenance des équipements est effectuée par relevage en surface des modules, ainsi la durée des interventions sur les structures de fond est aussi réduite que possible. Des composants spécifiques tels qu'un diverter TFL ou des outils d'installation pour le tirage des collectes sont aussi développés dans le cadre du projet.
1.
INTRODUCTION
L'installation et la maintenance des systèmes de production sous marine sont en général difficiles, coûteux et aléatoires. L'objet de cette conférence est de présenter le concept de MODULAR SUBSEA PRODUCTION SYSTEM (MSPS) qui permet de surmonter certaines de ces difficultés. Ce MODULAR SUBSEA PRODUCTION SYSTEM concerne : les têtes de puits sous-marines le manifold sous-marin les flowlines reliant les têtes de puits au manifold les outillages spéciaux pour la connexion des flowlines et la manutention des modules. Le MSPS est le résultat d'une synthèse d'une série d'études et de réalisations de plusieurs systèmes sous-marins, développés par ACB et sous l'impulsion des Compagnies Pétrolières Françaises. ACB a déjà réalisé : l'intégration des têtes de puits pour la station sous-marine de GRONDIN NORD-EST pour le compte de ELF AQUITAINE.
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L'étude, la construction et la préparation des essais en mer d'un prototype de module de vannes pour TOTAL/Compagnie Française des Pétroles. Ce projet comprenait aussi une connexion de collectes et les essais en mer ont eu lieu début 1981 à partir d'un navire à positionnement dynamique. L'étude et la construction pour ELF-AQUITAINE de TIM, un robot manipulateur sur rails pour la maintenance des têtes de puits sous-marines. Les essais ont été réalisés avec succès récemment, sur la station sousmarine de GRONDIN NORD-EST au GABON. Les résultats de ces travaux ont conduit ACB a développer le MODULAR SUBSEA PRODUCTION SYSTEM pour lequel tous les équipements délicats, vannes et mécanismes sont intégrés dans des modules compacts et standardisés. Ces modules assurent la protection des équipements qu'ils contiennent contre la corrosion et contre les dommages qui peuvent être causés par les raclages de chaluts par exemple. 2.
OBJECTIFS DU PROJET
La conception du MSPS a pour objectifs : de simplifier les moyens et les procédures pour l'installation des équipements sous-marins, d'effectuer en surface les opérations de maintenance. Tous les modules sont relevables pour effectuer la maintenance en surface. Seules les structures de base sont installées de façon permanente sur le fond, d'assurer, autant que possible, pour les équipements sous-marins une protection contre la corrosion et les dommages mécaniques. Le MSPS a été étudié pour être utilisé : soit en liaison avec une plate-forme de production flottante, soit comme complexe satellite d'une plate-forme de production fixe. Le MSPS comprend les principaux composants suivants : les têtes de puits comprenant deux modules relevables connectés sur une structure de base un manifold sur lequel sont rassemblées les productions des différents puits. Il comprend un nombre de modules relevables correspondant aux différents puits exploités, un module diverter TFL, un module central de contrôle et l'embase pour la connexion du riser de production les flowlines reliant les différents puits au manifold un module de tirage et de connexion des flowlines un outil de manutention. Les modules sont connectés sur les plaques de base et connectés entre eux au moyen de connecteurs activités hydrauliquement. 3.
ARCHITECTURE DES MODULES
Chaque module du MSPS est un conteneur en acier, de forme cylindrocônique à axe vertical. Les modules sont placés dans des cavités coniques des structures de base et sont verrouillés en position avant d'effectuer la connexion avec les modules adjacents. Tous les mécanismes, vannes et composants électro-hydrauliques sont installés à l'intérieur des modules. Tous les modules du MSPS sont construits suivant le même standard et comprennent les équipements communs suivants : un connecteur inférieur, activé hydrauliquement pour l'ancrage du module sur la structure de base un connecteur supérieur pour la connexion à l'outil de manutention
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plusieurs connecteurs latéraux pour les Interconnexions horizontales entre les modules et les connexions des flowlines et des ombilicaux du circuit de contrôle. Les connecteurs lors de la mise en place ou du relevage sont opérés à travers l'outil de manutention. En cas de défaillance du circuit de commande de ces connecteurs, un dispositif de secours peut être opéré à partir d'un sous-marin ou à partir de l'outil de manutention. Deux possibilités sont prévues : un secours hydraulique en cas de défaillance du circuit de commande et un secours mécanique en cas de défaillance de l'actuateur du connecteur. Tous les modules sont remplis d'eau de mer et un additif chimique protège l'équipement contre la corrosion. Les modules sont en équipression. U.
TETE DE PUITS
Une tête de puits du MSPS comprend : une plaque de base pour la réception des modules un module principal relevable qui comprend les vannes maitresses et les vannes de sommet un module auxiliaire relevable, placé à côté du module principal, qui comprend les vannes latérales un by pass et les équipements électrohydrauliques de commande et de contrôle. Pendant les opérations de tirage de la collecte, le module de tirage et de connexion de la collecte prend la place du module auxiliaire. La structure de base, en plus d'une protection mécanique, assure une bonne référence pour l'implantation des modules. Chacun des deux réceptacles est muni de rampes assurant une orientation qui est finalisée par des index intégrés au connecteur d'ancrage du module. Ce connecteur est verrouillé après la pose du module. La tête de puits du MSPS peut être adaptée à divers cas d'application : production d'huile production de gaz injection d'eau ou de gaz service TFL ou non TFL completion simple ou multiple gas-lift. Pour chaque application particulière, les composants internes des modules doivent être adaptés, mais les structures restent les mêmes. L'arrangement de la tête de puits avec deux modules autorise le relevage indépendant de ceux-ci. Ceci permet en particulier d'effectuer la maintenance du système de contrôle par relevage du seul module auxiliaire. 5.
MANIFOLD
Le manifold peut être situé à la base du riser de production et comprend l'embase pour la connexion de celui-ci. Le manifold est composé des équipements suivants : une plaque de base pilée une structure intermédiaire comprenant les tuyauteries de liaison et les liaisons électrohydrauliques du circuit de contrôle un module de vannes par puits comprenant les vannes et les équipements de contrôle un module diverter TFL (si nécessaire)
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un module central de contrôle qui est également un module relevatile. L'embase du riser est intégrée au manifold et assure la liaison pour : les lignes de productions et de service les circuits de contrôle et de commande Une ligne de chargement peut également être envisagée. Des duses de réglage de débit peuvent être intégrées aux modules de vannes du manifold. Ceci permet de rassembler la production des puits pour l'évacuation par une seule ligne, vers le riser ou une canalisation d'évacuation. 6.
COLLECTES
Les collectes sont posés par une méthode adaptée aux caractéristiques du site. Les extrémités sont équipées d'une tête permettant la connexion horizontale sur les têtes de puits ou sur le manifold. Le tirage et la connexion des collectes sur les plaques de base des têtes de puits ou du manifold sont effectués au moyen du module de tirage et de connexion de collecte qui est installé à l'emplacement soit du module auxiliaire de tête de puits, soit du module de vannes du manifold. Les ombilicaux de contrôle posés entre le manifold et les têtes de puits peuvent être associés à la collecte, mais sont de préférence posés indépendamment. Le module de tirage et de connexion de collecte à la même forme et le même ancrage que le module auxiliaire de tête de puits ou le module de vannes du manifold est utilisé à l'emplacement de ceux-ci lors de l'installation de la collecte. 7.
OOTIL DE MANUTENTION
L'outil de manutention des modules peut être placé sous un train de tiges ou sous un câble électroporteur. Il comprend les équipements suivants : un connecteur pour l'accrochage des modules une centrale hydraulique ou des accumulateurs pour activer les différents connecteurs et actuateurs hydrauliques des balises acoustiques et un gyrocompas pour le positionnement par rapport aux structures des propulseurs pour assister le positionnement des caméras de télévision avec projecteurs pour les réentrées. Le positionnement de l'outil de manutention pour la pose ou la reprise des modules dépend du mode de suspension et peut être effectué : par déplacement du navire, à positionnement dynamique, en cas de manutention au train de tiges par assistance des propulseurs de l'outil de manutention en cas de manutention au câble. Le positionnement final de chaque module sur les plaques de base est achevé en trois étapes : un guidage latéral par la forme conique des modules une orientation par rampes helicoidales un positionnement final par des index mécaniques 8.
SYSTEME DE CONTROLE
Toutes les fonctions du MSPS sont contrôlées à distance par un système électro-hydraulique multiplex. Chaque module est équipé de son pro-
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pre sous ensemble de contrôle, ce qui permet de réduire le nombre de connexions électriques. Aucun composant du système de contrôle n'est installé sur la plaque de base, à l'exception du réseau de distribution entre les modules. Les différents ombilicaux de liaison sur les structures ou entre les structures sont installés séparément. Leur implantation permet de les remplacer au moyen d'un sous-marin ou d'un engin télécommandé. 9.
CARACTERISTIQUES DU SYSTEME DE PRODUCTION
Les principales caractéristiques du MSPS sont les suivantes : tous les modules sont relevables en surface pour la maintenance, seules les structures de base restent sur le fond. les structures de base peuvent être installées par des moyens conventionnel, derrick barge, semi-submersible ou navire de forage. tous les équipements sensibles, comme les vannes, duses et systèmes de contrôle sont intégrés dans des conteneurs en acier qui les protègent de la corrosion et des chocs. les modules sont en équipression et ne sont donc pas affectés par la profondeur d'eau. tous les modules ont la même conception et si possible les mêmes dimensions pour répondre au concept modulaire du système. les connexions entre modules sont effectuées horizontalement, ce qui permet de réduire la hauteur des structures et d'obtenir des profils très bas au-dessus du fond. tous les ombilicaux de liaisons sont récupérables et remplaçables. l'outil de tirage et de connexion des collectes est compatible avec la conception modulaire du système. la manutention des modules est effectuée par un outil spécifique avec train de tiges ou câble porteur. Un navire de service peut être utilisé à la place d'un navire de forage, ce qui peut réduire le coût de la maintenance. le MSPS peut être entièrement TFL si nécessaire et le diverter TFL peut permettre une réduction du nombre de lignes du riser de production. un contrôle de débit peut être obtenu par l'installation de duses dans les modules. tout le 'système MSPS peut être installé et entretenu sans plongeurs et sans lignes guides. le système peut être TFL ou non et peut être connecté à des plates formes de production fixes par des collectes ou à une plate forme de production flottante par un riser de production. 10
APPLICATIONS DU SYSTEME Les applications du MSPS peuvent être les suivants : tests de production pour l'évaluation des réservoirs la production des champs marginaux ou satellites la production en mer difficile (Mer du Nord ou zone arctique) la production en mer profonde la production d'huile la production de gaz l'injection d'eau ou de gaz
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REALISATIONS ET TESTS
Le module sélecteur TPL a été réalisé et testé dans le cadre d'un projet parallèle. Deux autres composants clés du MSPS ont été réalisés i un connecteur de collecte avec chemise retractable pour une double connexion 4" et 2". Ce connecteur est défini pour une pression de service de 5000 PSI un treuil à adhérence qui peut être installé dans le module de tirage et de verrouillage de la collecte dans le but d'effectuer le tirage à partir du fond et non à partir du support de surface. Connecteur de collecte Ce connecteur de collecte, retractable, est utilisé dans le MSPS pour : la connexion de la collecte entre la collecte et le module principal à travers le module auxiliaire de tête de puits, la connexion de la collecte entre la collecte et le manifold à travers le module de vannes du manifold. Chaque module auxiliaire de tête de puits ou module de vannes du manifold comporte deux connecteurs rétractables. Lors de l'installation du module, ces deux connecteurs sont rétractés, permettant l'introduction et le positionnement du module dans son logement. La connexion est réalisée par déplacement latéral d'une manchette de connexion. Deux chemises coulissantes activées par des vérins annulaires permettent de terminer l'opération : une chemise coulissante pour l'extension du connecteur une chemise de verrouillage activant les doigts de fermeture. La face d'appui du connecteur peut se centrer sur la face correspondante du hub, donnant un positionnement final correct avant verrouillage. L'étanchéité est donnée par des joints métalliques de type AX. Le connecteur reste verrouillé en absence de pression dans les circuits de commande. Treuil de tirage des collectes Ce treuil à adhérence peut être utilisé en immersion. Il est à activation hydraulique et sa force de tirage peut atteindre 25 tonnes. Ce treuil peut être installé à l'intérieur du module de tirage et de verrouillage des collectes. 12
CONCLUSION
Ce projet a conduit à établir les caractéristiques d'un système de production sous-marine étudié pour des applications par grandes profondeurs d'eau. La philosophie de base, qui est de limiter autant que possible les interventions sur le site, s'est traduite par une architecture modulaire et une maintenance par relevage des modules. La technologie des composants est compatible avec oe qui est connu et utilisé actuellement. Les quelques composants nouveaux, identifiés au cours du projet, ont été étudiés en détail, puis des prototypes ont été réalisés et testés. Les applications d'un tel système sont pour un futur maintenant proche, et il est certain que le MSPS est une proposition techniquement intéressante et économiquement compétitive pour l'exploitation des hydrocarbures par des profondeurs d'eau inaccessibles aux techniques actuelles.
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MSPS VUE D'ENSEMBLE
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(03.110/81) DEVELOPPEMENT D'UN SÉLECTEUR POUR OUTILS TFL J.P. ROBLIN Alsthom Atlantique - ACB
RESUME Le sélecteur TFL, étudié, construit et testé dans le cadre de ce projet est un composant destiné à équiper les systèmes sous-marins de production d'hydrocarbures dont le service des puits est effeotué par des outils pompés dans les canalisations (Through Flow Line TFL). Le sélecteur TFL a été développé pour être compatible aveo un système sous-marin de production, étudié, par ailleurs par ACB. Une station sous-marine comporte des puits et un manifold raccordé à une plate-forme de traitement par des canalisations vertioales (riser de production) ou horizontales (oolleotes). Le sélecteur TLF installé sur le manifold sous-marin permet un accès des outils pompés à partir d'une ligne unique vers plusieurs lignes distinctes en liaison avec les puits sous-marins. Le sélecteur comporte une boucle tournante aveo un accès Inférieur dans l'axe de rotation, et une sortie radiale connectable aux lignes conduisant aux puits. Une technologie de type modulaire a été retenue, ce qui permet d'effectuer la maintenance par relevage du module complet. L'architecture du module est de plus compatible aveo une mise en œuvre entièrement commandée depuis la surfaoe par grande profondeur d'eau si nécessaire.
1.
INTRODUCTION
ALSTHOM ATLANTIQUE - ACB a participé à plusieurs programmes de développements de systèmes sous-marins de production d'hydrocarbures. Plusieurs types de travaux ont été réalisés : des études de systèmes portant sur l'arrangement général des équipements sous-marins, généralement effectuées pour les Compagnies Pétrolières Françaises, des études et réalisations de composants tels que modules, connecteurs, treuils, parmi lesquels peut être classé le séleoteur TFL des études et réalisations d'outils adaptés à l'installation et à la maintenance des systèmes sous-marins. Les principaux projets concernés par ces travaux sont t la station sous-marine de GRONDIN NORD-EST (GABON) pour laquelle ACB a réalisé l'intégration des blocs de production ainsi que l'étude et la réalisation du TIM (Télémanipulateur d'Intervention et de Maintenance). Ce robot manipulateur a été utilisé avec succès sur la station sous-marine. le module de vannes expérimental étudié et réalisé dans le cadre d'un programme de développement d'équipements de production en mer profonde.
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Une expérimentation faisant appel aux techniques représentatives des travaux en mer profonde a été réalisée et a permis de relier par une collecte deux structures simulant une tête de puits satellite et un manifold. le programme SKULD conduit par ELF AQUITAINE NORGE pour lequel ACB a réalisé les modules pétroliers de connexion et l'outil téléopéré d'installation "COM" (Connecting Module). A travers ces différents projets, il est apparu que la technique du service TFL pouvait présenter des avantages pour les installations sousmarines. L'utilisation de cette technique impliquait la disponibilité de composants spécifiques nécessitant des développements. Cette constatation a donc guidé ACB vers le développement d'un sélecteur TFL. 2.
ROLE DU SELECTEUR TFL
Les outils pompés ou outils TFL sont utilisés pour effectuer des interventions d'entretien au niveau des puits. La méthode traditionnelle d'intervention dans les puits est la méthode dite "wire-line" qui consiste à introduire les outils suspendus à un fil dans le puits. Cette méthode, nécessitant une intervention à la verticale du puits, est utilisée en mer pour les puits sous-marins. Elle nécessite le positionnement d'un navire à la verticale du puits, auquel il est relié par l'intermédiaire d'un riser, tube assurant la continuité et le guidage entre le navire et le puits. Chaque intervention est coûteuse car elle impose la mobilisation d'un navire, et de plus les opérations sont sujettes aux aléas des conditions météo-océaniques. La méthode TFL permet d'effectuer les mêmes opérations dans les puits sans qu'il soit nécessaire de mobiliser pour cela un support de surface. En effet, les outils sont non plus suspendus à un fil, mais poussés dans les canalisations par un fluide de circulation. Celles-ci ont bien sûr des caractéristiques et une organisation en réseau, compatibles avec le passage des outils pompés. Le sélecteur TFL est un composant du réseau de lignes à travers lesquelles circulent les outils pompés. Il constitue un aiguillage, ou sélecteur de voies, permettant d'éclater une ligne TFL unique en plusieurs lignes conduisant vers différents puits satellites. Ceci permet de limiter le nombre de conduites et donc de réduire les coûts d'installation et de simplifier considérablement certains équipements. 3.
ETAT DE L'ART
Le sélecteur TFL le plus simple est un ensemble comportant une entrée et deux sorties avec un système de sélection guidant l'outil pompé vers l'une ou l'autre voie. Lorsque plusieurs circuits doivent être raccordés à une entrée commune, des sélecteurs à deux voies peuvent être assemblés en cascade. Ceci conduit à des assemblages devenant rapidement volumineux quand le nombre de voies augmente. Des sélecteurs multilignes (i» voies et plus) ont été imaginés pour orienter les outils pompés vers une voie sélectionnée parmi plusieurs, à partir d'un accès unique. A ce jour, des sociétés américaines fabriquant des équipements pétroliers ont étudié et réalisé des prototypes de sélecteurs. Le principe utilisé repose sur l'utilisation d'un guide mécanique de sélection, ins-
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tallé à l'intérieur d'une enceinte soumise à la pression des conduites. Ce type de matériel a été défini pour être installé suivant les méthodes conventionnelles avec assistance de plongeurs. 4.
PHILOSOPHIE DE CONCEPTION
Après analyse de la technologie utilisée par les fabriquants d'équipements pétroliers, il est apparu que la difficulté majeure résidait dans la transmission du mouvement entre le système de motorisation de l'organe sélecteur et cet organe lui-même. En effet, l'organe sélecteur est plaoé dans l'enceinte sous pression et le moteur d'entraînement à l'extérieur de cette enceinte. Il a donc été décidé d'éliminer cet inconvénient dans la conception du sélecteur. Ceci a conduit à supprimer l'enceinte et à placer l'organe sélecteur et le moteur associé dans des conditions de fonctionnement conventionnelles . L'organe sélecteur retenu est constitué d'un simple élément de tuyauterie, cintré à 90°, et respectant les caractéristiques des circuits TFL. Cette boucle est montée dans un chassis tournant, et elle est munie à chacune de ses extrémités d'un connecteur assurant, après fermeture, la continuité du circuit et l'étanchéité de la connexion. Ces connecteurs, une fois déverrouillés autorisent la rotation de la boucle et permettent ainsi la sélection du circuit. La motorisation retenue a déjà été expérimentée pour des applications similaires dans un environnement également sous-marin. L'architecture générale du module est conforme aux spécifications du système sous-marin de production pris comme référence et oomporte une coque externe de protection et de guidage. La commande du sélecteur TFL est effectuée à travers un réseau électrohydraulique lui aussi déduit du réseau de télécommande du système de référence. 5.
DESCRIPTION DU SELECTEUR TFL
Le sélecteur TFL est composé des sous-ensembles prinoipaux vants : une structure externe de protection et de guidage les interfaces de raccordement avec la structure réceptrice les interfaces avec l'outil de manutention le système de sélection des lignes les connecteurs.
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Structure externe La structure externe est de forme générale cylindrique à axe vertical dans la partie médiane et est terminée par des surfaces coniques en partie inférieure comme en partie supérieure. Ces parties coniques permettent les recentrages lors des opérations d'accostage. Cette structure protège les éléments internes et sert aussi de supportage à tous ces éléments. Une construction mécano-soudée assure la résistance nécessaire et la finition est réalisée par une peinture de protection adaptée au milieu d'utilisation. Des ouvertures circulaires sont pratiquées dans l'enveloppe, au niveau de la partie cylindrique afin de permettre le passage du connecteur latéral de la boucle de sélection. D'autres ouvertures pratiquées à la base de l'enveloppe permettent une circulation entre l'intérieur et l'extérieur de celle-ci garantissant le remplissage et l'équilibre des pressions. La structure externe est munie
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de clés qui donnent l'orientation requise du module en agissant sur des rampes de guidage de la structure réceptrice. Interfaces avec la structure réceptrice Le module sélecteur TFL est positionné dans le logement de la structure réceptrice dans laquelle il est centré et orienté. Lors de l'accostage du module, le connecteur inférieur est posé sur le hub placé en extrémité de la canalisation en liaison avec les installations d'injection des outils pompés. Ce hub dispose d'une flexibilité suffisante pour se positionner correctement dans le connecteur lors des opérations d'accostage. Des vérins placés autour du connecteur inférieur peuvent écarter le hub, évitant ainsi les frottements au niveau du joint d'étanchéité pendant la rotation de la boucle de sélection. Plusieurs hubs de connexion intégrés à la structure réceptrice sont placés radialement autour du module sélecteur : 1 hub de connexion pour les liaisons de télécommande hydrauliques et électriques, 8 hubs pour les lignes d'accès TFL vers les puits. Ces hubs sont munis de protecteurs escamotables. Interfaces avec l'outil de manutention Le sommet du module est terminé par une tête de préhension permettant l'accrochage de l'outil de manutention par l'intermédiaire d'un connecteur. Un hub de connexion des lignes de commande électrohydraulique entre l'outil de manutention et le module sélecteur est placé sous l'enveloppe conique supérieure. Ce hub est protégé par un capot escamoté au moment de l'accostage de l'outil de manutention sur le module. Seule la commande des fonctions nécessaires à l'installation ou au relevage du module, opérée depuis le navire d'intervention, transite à travers cette connexion. Afin d'assurer dans tous les cas de relevage du module, des systèmes de secours sont prévus pour le déverrouillage des différents connecteurs liant le module à la structure réceptrice. Ces systèmes de secours sont activés à travers l'outil de manutention. Boucle de sélection La boucle de sélection est une tuyauterie, cintrée sur 90°, aux caractéristiques TFL, et munie à chacune de ses extrémités d'un connecteur assurant le raccordement mécanique et l'étanchéité. Une structure tournante autour de l'axe vertical du module constitue le support de la boucle de sélection. Quelle que soit l'orientation de la boucle de sélection, le connecteur inférieur reste aligné avec l'extrémité de la tuyauterie correspondante placée dans l'axe de rotation. L'orientation angulaire de la boucle de sélection détermine la ligne sélectionnée parmi les huit reliées aux différents puits. Un vérin de basculement assure l'extension ou la rétraction radiale de la partie supérieure horizontale de la boucle. Celle-ci rotule sur un appui sphérique de la structure tournante. Un moto-réducteur hydraulique entraîne la boucle de sélection en rotation. L'ajustement de la position angulaire est donné par un détecteur de proximité et confirmé par un centrage mécanique. Les liaisons électrohydrauliques internes du module entre la partie fixe et la partie tournante sont assurées par des liaisons flexibles protégées par une chaîne de guidage.
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Connecteurs Le principe de verrouillage par doigts radiaux rétractables est identique pour tous les connecteurs du sélecteur TFL. Chaque connecteur est principalement constitué par : un moyeu central comportant les passages des lignes racoordées et munis des joints métalliques d'étanchéité sur la face en contact avec le hub d'extrémité de la canalisation à raccorder les doigts de verrouillage guidés radialement et manœuvres par une chemise externe coulissante. les vérins hydrauliques internes de manœuvre, donnant les différents mouvements relatifs entre les éléments et exerçant les efforts nécessaires pour les différentes fonctions. Le connecteur horizontal est muni d'une bague rétractable additionnelle portant les doigts de verrouillage. Cette disposition permet de réduire la course de basculement de la boucle. 6.
ESSAIS EN ATELIER
A partir du sélecteur TFL défini pour un service opérationnel, une version a été étudiée pour une expérimentation en atelier. Les différents sous-ensembles suivants du module sélecteur TFL ont été fabriqués : - ' la coque de protection et de guidage la structure tournante munie de ses organes d'entraînement la boucle de sélection équipée de ses connecteurs Dans le but de réaliser dans de bonnes conditions le programme de tests, les équipements suivants furent également approvisionnés : un chassis conçu spécialement pour recevoir la structure tournante et la boucle de sélection. Cette structure a été équipée de hubs simulant les extrémités des canalisations et permettant le raccordement de la boucle de sélection une centrale hydraulique permettant d'actionner ]es équipements une pompe pour les tests en pression un pupitre de contrôle et de commande permettant de conduire les tests dans de bonnes conditions. Ces équipements ont été installés dans les ateliers des ACB à NANTES. Chaque fonction individuelle du sélecteur TFL a été testée. Un test de fonctionnement de longue durée a également été réalisé pour vérifier la fiabilité du matériel. Ce dernier test consista à effectuer des connexions et déconnexions successives sur les hubs du chassis aveo des rotations intermédiaires de sélection. Le fonctionnement mécanique du sélecteur fût satisfaisant. Le comportement des Joints d'étanchéité soumis à des connexions successives a été analysé et a permis de mieux cerner les caractéristiques des joints d'étanchéité métalliques donnant les meilleurs résultats pour des verrouillages répétitifs. 7.
CONCLUSIONS
Le sélecteur TFL développé dans le cadre de ce projet a donné satisfaction tant pour la fiabilité de fonctionnement que pour le comportement des joints d'étanchéité, qui étaient les éléments considérés oomme les plus sensibles. L'expérience acquise par les ACB dans le domaine sousmarin a permis de réaliser des composants avec des matériaux choisis aveo soin, des protections adaptées, et doivent donner toute satisfaction dans des conditions d'utilisation opérationnelles.
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Tête de préhension Enveloppe de protection Connecteur horizontal Index de positionnement Boucle tournante Support tournant Connecteur inférieur Amortisseur Vérin d'écartement Connecteur électrohydraulique (opération) Connecteur électrohydraulique (installation) Structure de réception Sortie latérale Entrée inférieure
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Handling head Protective shell Horizontal connector Fositionning pin Rotating bend Rotating frame Lower connector Shock absorber Separating cylinder Electro-hydraulic connector (operation) Electro-hydraulic connector (installation) Base frame Side outlet Lower inlet
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(03.39/77)
TECHNIQUES DES OUTILS POMPES J.F.B. MARRIOTT The British Petroleum Company pic
Résumé BP a décidé en 1976 de se lancer dans un programme d'essais et de mises au point visant à évaluer la possibilité d'effectuer l'entretien des puits sous-marins au moyen de techniques d'outils pompés (TFL) et d'apprécier la possibilité de les utiliser pour les complétions en Mer du Nord. Le programme du projet "Techniques TFL" (Projet CEE N° 03.39/77) avait pour but d'établir la fiabilité des techniques TFL et le degré de contrôle des outils qu'en aurait l'opérateur en utilisant des lignes de collecte longues et les outils de diamètre nominal 3 ou 4" qui sont adaptés aux puits de la Mer du Nord. Le programme était décomposé en trois étapes : - essais d'outils de diamètre nominal 3" dans une courte boucle d'essai de surface existant à Montrose en Ecosse, - mise au point d'une technique de soudage de qualité TFL, adaptée aux lignes de collecte sous-marines, - construction d'un site d'essais pour un diamètre nominal de 4", avec une boucle de grande longueur à la base BP d'Eakring et essais d'outils de diamètre nominal 4". Le programme s'est terminé avec succès en 1980 et a montré que les techniques TFL pourraient être appliquées avec une réussite raisonnable à condition qu'un soin suffisant soit apporté à l'étude des équipements et à la formation du personnel.
1.
INTRODUCTION
La maintenance des puits par la technique des outils pompés (TFL) a été introduite, pour la première fois, dans la région du Golfe du Mexique au cours des années 1960. Au début, ces applications ont été dévolues au grattage des paraffines des tubings des puits fortement déviés, situés sur des plates-formes, ce qui était une tâche extrêmement difficile à réaliser par les méthodes conventionnelles au câble. Les résultats encourageants ont bientôt amené l'extension du concept à la mise en oeuvre d'un certain nombre d'opérations dans les puits et la technique a été étendue à la maintenance de certains puits satellites sous-marins forés dans cette zone.
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Toutes les premières applications du TFL se sont faites sur des puits de volume relativement réduit, complétés avec des lignes de tubing doubles de diamètre nominal 2". Au fur-et-à-mesure que des puits de volume plus important ont été découverts ailleurs, des tailles d'outils plus grandes correspondantes ont été mises au point, y compris des diamètres nominaux de 3" et 4". Néanmoins, les aspects opérationnels de ces tailles plus grandes demeuraient incertains. Au cours de son évaluation des différentes méthodes de completion des puits sous-marins et en particulier des méthodes qui pourraient être appliquées en Mer du Nord où ce sont des tailles plus grandes d'outils TFL qui conviennent, BP décida en 1976 de se lancer dans une évaluation interne de la technologie des équipements TFL existants. Cette évaluation portait, de facon implicite aussi, sur la nécessité d'identifier des zones où des mises au point complémentaires seraient nécessaires, non seulement dans les matériels TFL eux-mêmes, mais aussi de ces zones où le principe du TFL devrait se combiner avec d'autres aspects de la technologie de production sous-marine (par exemple les manifolds sous-marins). 2.
DESCRIPTION DU PROJET
Un programme de développement a été préparé, identifiant les phases principales du projet de la facon suivante : Phase I - évaluation des performances d'un système TFL 3", à effectuer sur la courte boucle de surface de Montrose, en Ecosse, - mise au point d'une méthode permettant d'obtenir des soudures de "qualité TFL" pour les lignes de collecte offshore qui pourrait être immédiatement appliquée aux nouvelles méthodes de pose en déroulé, - construction d'une completion de puits satellites sous-marins d'un diamètre typique de 4" nominal à Eakring et étude de l'usure, des problèmes de contrôle et de la fiabilité des outils pompés sur de longues distances pendant un grand laps de temps. Phase II - mise au point et essai d'un système "locomotive-outil" permettant d'utiliser des lignes de collecte de plus grand diamètre allant vers les puits satellites, - mise au point et essai d'un sélecteur multi-passages pour orienter les outils vers n'importe lequel des différents puits d'une plaque de base sous-marine comportant un manifold. La phase I de ce programme fait l'objet du contrat 03.39/77 "techniques TFL" et elle constitue le sujet du présent rapport. La phase II concerne le contrat 03.57/78 "Augmentation des capacités de production au moyen des techniques TFL" et elle fait l'objet d'une présentation séparée. 3. 3.1
REALISATION DU PROJET ET RESULTATS
Essais des outils TFL 3" Les essais entrepris ont été effectués dans la boucle de surface d'Otis, à Montrose, en Ecosse, à la fin de 1977 et ils étaient destinés à évaluer les performances des outils TFL 3" associés à une completion double TFL 3" x 3" envisagée par BP (figure I). La boucle de surface avait été étudiée pour simuler une completion sous-marine et elle comprenait des lignes de tubing parallèles 3" équipées de duses à bouchon KN, de clapets fixes, de vannes à boisseau sphérique, d'une vanne de contrôle de circulation, d'ensembles de vannes de gas-lift et d'une manchette latérale à
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ouverture coulissante. Les tests ont démontré la faisabilité de base du système mais, au cours de la première série d'essais, des erreurs dans la fabrication des outils se sont avérées évidentes. La plupart de ces erreurs ont été alors rectifiées, après quoi tous les outils ont été essayés avec succès, à l'exception de la duse à bouchon KN. La duse à bouchon ne parvenait pas à réaliser un bouchage totalement étanche de facon satisfaisante même après qu'elle ait été modifiée et il est apparu évident qu'une certaine mise au point du concept serait nécessaire. Dans tous les autres aspects, les essais de ce type de completion se sont avérés satisfaisants. Il a été recommandé que des essais complémentaires en conditions de laboratoire soient entrepris avec la vanne de contrôle de circulation et les vannes de gas-lift qui comprenaient chacune un réservoir de gaz rempli à l'avance. La durée de vie du réservoir de gaz nécessitait une étude complémentaire. Depuis que ces essais ont été entrepris, Otis, le fabricant, a effectué une mise au point intensive des outils TFL 3" et le système est utilisé dans des puits producteurs sur chantier depuis un certain nombre d'années. 3.2
Rapport de l'Institut de Soudure L'étude de la soudure a été entreprise par l'Institut de Soudure d'Abington, pour le compte de BP. Le but de l'étude était de parvenir à la recommandation de méthodes de soudure des lignes de collecte offrant un passage convenable aux outils TFL. L'utilisation de ce type d'outil impose des spécifications rigoureuses sur la pénétration de la première passe qui pourrait gêner le passage des outils et endommager les différents joints. La spécification retenue a été une pénétration maximale de 1,0 mm pour la première passe. Le rapport a porté sur une gamme de systèmes envisageables en commençant par le procédé manuel le plus simple et en évoluant vers des techniques nécessitant une mécanisation plus poussée qui devraient procurer une qualité plus suivie de la soudure, tout en réduisant le temps de mise en oeuvre. Certains de ces systèmes étaient encore dans leur période de mise au point et le choix d'un procédé particulier dépendait du temps encore nécessaire avant qu'il devienne opérationnel. Four le futur immédiat, ce sont les procédés manuels qui ont été retenus parmi lesquels le procédé MMA disposant de matériels immédiatement disponibles et de la capacité à effectuer les passes de remplissage. C'est avec le procédé TIG que l'on obtenait le meilleur contrôle de la pénétration de la première passe et il était préférable d'apporter un soutien provisoire au joint. Il était aussi possible d'effectuer une mécanisation partielle pour une utilisation immédiate avec des soudures de première passe réalisées avec un système TIG orbital et une procédure de remplissage MMA. D'autres méthodes envisagées pour le futur è moyen et à long termes respectivement ont été le système orbital utilisant les méthodes TIG ou MIG et une technique de friction radiale. Le succès de toute méthode de soudage dépend énormément de la bonne préparation du joint et de son alignement et il est nécessaire d'y apporter un grand soin. Finalement, le système retenu pour les installations d'Eakring a été le procédé TIG utilisant une bague de soutien provisoire en céramique pour la première passe et un remplissage du joint par la méthode manuelle de soudure à l'arc. La récupération de la bague se faisait en tapant sur le tube adjacent à la soudure effectuée, en cassant la bague de soutien en céramique et en récupérant les morceaux avec un système de récupération. C'est ce système qui a paru le plus intéressant pour la boucle d'Eakring où on envisageait de ne faire sur site qu'un nombre relativement restreint
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de soudures. De tous les procédés envisagés, celui qui a été retenu était le plus économique puisqu'il ne nécessitait que peu de mises au point pour permettre d'obtenir une soudure de la qualité requise. Il est évident que, pour une ligne de collecte très longue, le système devrait être mécanisé. 3.3
Etude et construction des installations d'essais d'Eakring Les installations d'essais ont été étudiées de façon à simuler un puits sous-marin situé, à 2 km d'une plate-forme. Elles comprenaient un centre de contrôle et une longueur de 2 km de ligne de 4" posée en surface et connectée au puits EK-1 (figure 2). La completion du puits a été refaite avec un double tubing de facon à simuler une completion TFL type 4" x 2" (figure 3). Dans le circuit de tubes installé en surface était comprise la simulation d'une réplique du puits pour permettre d'essayer les outils avant même qu'ils soient pompés dans le puits. Une portion limitée de la ligne de collecte de surface a été soudée par la méthode décrite ci-dessus mais la partie la plus importante a été réalisée avec du tubing VAM vissé 4"1/2. Un jeu d'aiguillages a été inclus dans le système de facon à ce que le trajet des outils puisse être modifié selon les besoins et que l'opérateur puisse faire une comparaison de son contrôle sur le système quand les outils sont pompés dans une boucle de courte ou de grande longueur. Le centre de contrôle comprenait la pompe et les systèmes de contrôle de la pompe ainsi que les autres équipements qui seraient normalement situés sur la plate-forme comme le sas de chargement et le manifold de la pompe. Un certain nombre de problèmes mineurs ont été rencontrés au cours de la construction des installations provenant principalement de la fabrication et de la soudure des boucles spéciales de collecte (rayon 5') et de la soudure des parties mâles des connecteurs de verrouillage au tube X70. Beaucoup de ces problèmes pourraient être évités dans l'avenir en sélectionnant les équipements de façon soigneuse. De même que pour le soudage des tubes dans une installation future, il serait nécessaire d'envisager l'utilisation d'un matériel de soudage automatique car le procédé manual utilisé à Eakring n'est pas considéré comme adapté ou économique pour des opérations sur chantier ou pour l'emploi de barges de pose. 3.4
Essais du TFL 4" Les deux outils 4" installés dans le puits, constitués par le clapet fixe et le système comprenant une vanne à boisseau sphérique, ont été essayés sur plusieurs milliers de pieds avec mise en place, essais de fonctionnement et de récupération des outils. Il a, ainsi, été possible d'évaluer la fiabilité de ces outils, leur usure et la qualité du contrôle à la disposition de l'opérateur sur une ligne de grande longueur. Fiabilité des outils Le clapet fixe - Cette vanne a été mise en place avec succès à chaque essai, sauf un, quand la goupille de l'outil de mise en place ne s'est pas cisaillée. Lors des essais de récupération de ce clapet fixe, des problèmes se sont faits jour lors de l'égalisation des pressions et sur le concept de l'outil de mise en place lorsqu'il travaille à l'horizontale. Ensemble comprenant la vanne à boisseau sphérique - La vanne à boisseau sphérique a fonctionné de façon satisfaisante. Elle n'a nécessité qu'une révision quand les joints hydrauliques internes ont commencé à fuir, après plus de cinquante cycles d'ouverture et de fermeture de la vanne. La mise en place da la vanne à boisseau sphérique a été aussi satis-
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faisante. Le nombre important d'échecs qui ont eu lieu, lors de la mise en place, n'était pas dû au concept de cet ensemble mais à l'usure des pistons. Usure des outils Clapet fixe - Le trajet utile qu'il est possible de faire effectuer au clapet fixe est limité à 20 000 pieds (6500 m) à cause du taux d'usure des joints moulés. Ensemble comportant la vanne à boisseau sphérique - La distance utile sur laquelle on peut pomper l'ensemble comportant une vanne à boisseau sphérique est limitée à 45 000 pieds (15 000 m) par le taux d'usure à la fois des joints moulés et des pistons. Les pistons - Les pistons restaient capables de cisailler une goupille de 3/8" en laiton en poussant ou en tirant des outils qui avaient parcouru au minimum 90 000 pieds (30 000 m ) . Il est essentiel que les pistons puissent, à tout moment, être capables de cisailler des goupilles pour le cas où un problème se poserait en retournant vers la surface avec un débit à contrôler. C'est pourquoi le trajet simple est limité à 45 000 pieds (15 000 m ) . Contrôle de l'opérateur Le contrôle de l'opérateur s'est avéré correct en utilisant, soit la boucle longue, soit la boucle courte, sans différence notable entre les deux. Le contrôle de l'opérateur aurait été meilleur si il avait eu à sa disposition un indicateur de cisaillement de goupille car il était rarement détecté lors des essais d'Eakring. Pour faire fonctionner la pompe avec une contre-pression de 1000 psi (70 bars), il fallait avoir une habileté plus grande. Une fois ceci maîtrisé, il était possible de contrôler les outils de facon correcte. 4.
CONCLUSIONS
Les essais ont montré qu'il est possible d'obtenir un bon degré de fiabilité et de répétabilité dans l'utilisation de ce type d'outil et ils ont défini certaines de leurs limites d'utilisation en termes de distance pompée. Néanmoins, il ne faut pas oublier que ces résultats ont été obtenus dans des conditions qui, sous certains aspects, sont moins difficiles que celles que l'on peut anticiper sur des installations offshore. De plus, ces tests ont été effectués avec une préparation soigneuse et la supervision des ingénieurs de BP, facteurs essentiels de leur succès. Il faudrait une préparation et une formation du personnel effectuées avec autant de soin pour la mise en oeuvre sur site. La faisabilité générale de ces systèmes a été confirmée et des recommandations ont pu être faites pour des modifications ultérieures et la mise au point des matériels.
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FIGURE 3 SCHEMA DE LA COMPL TION DU PUITS N° 1 D'EAKRING
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(03.104/81)
DEVELOPPEMENT SUR CHAMP D'UN SYSTEME A PRESSION ATMOSPHERIQUE ENCAPSULE P.M. PULLAN, Managing Director, Advanced Production Technology Ltd.
Résumé Dans le cadre de la plupart des installations de production d'hydrocarbures en mer, un montant appréciable des équipements doit être installé au fond de la mer. Dans certains cas, le matériel de production correspondant à la tête de puits est installé sous l'eau et, bien que la majorité des installations comportant des têtes de puits en mer ouverte ait été faite à la pression ambiante, un certain nombre des installations ont été réalisées avec les équipements de production de la tête de puits situés dans des capsules à la pression atmosphérique. Les systèmes encapsulés utilisés jusqu'à présent ont été des systèmes secs, c'est-à-dire que l'eau ne peut pénétrer dans la tête de puits ; cependant, à la suite d'essais en 1977 d'un système atmosphérique humide, il est apparu possible d'installer un système semblable dans un contexte opérationnel. Pour optimiser l'exploitation du gisement au cours de la depletion du champ de gaz de Morecambe, dans l'offshore du nord-est de l'Angleterre, l'opérateur, Hydrocarbons Great Britain Ltd., demandait qu'un puits de contrôle de pression soit foré et que l'accès aux données de gisement soit permanent tout au long de la durée de vie du champ (prévue dépasser 10 ans). Les conditions rencontrées sous la mer dans cette zone sont extrêmement difficiles et, afin de garantir l'intégrité de la tête de puits et des matériels de collecte des données, il a été décidé d'utiliser un système encapsulé. Le "Neutrabaric", un système humide sous pression atmosphérique, a été retenu et le project entrepris avec l'aide financière de la CEE. Il est possible d'envisager l'utilisation de systèmes encapsulés dans n'importe laquelle des eaux recouvrant le plateau continental européen, qu'elle soit peu profonde ou très profonde, car le système est relativement indépendant de la pression extérieure, tout comme les moyens d'y accéder. C'est pourquoi il offre une très large gamme de possibilités d'accès à des équipements spécifiques au fond de la mer, que ce soit pour les mettre en place, les vérifier ou les réparer.
1.
INTRODUCTION Les problèmes que l'on rencontre normalement en effectuant des travaux sur des matériels sous-marins sont relatifs à la profondeur, aux conditions
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rencontrées au fond de la mer, c'est-à-dire le courant, la visibilité, la température, etc.. et aux effets de l'eau de mer sur les matériels installés. Normalement, l'accès aux équipements sou£-marins est.entrepris par des plongeurs qui nagent à partir de la surface dans les eaux peu profondes (moins de 50 m) ou assistés par des systèmes de plongée en saturation (profondeur entre 50 et 350 mètres) qui descendent le plongeur jusqu'au chantier dans une cloche de plongée et dont il peut s'éloigner en nageant jusqu'à une distance de 30 mètres. Dans les deux cas, les plongeurs sont soumis aux effets de la pression et, sauf si les travaux sont effectués à une très faible profondeur, il est nécessaire d'effectuer une décompression à la suite d'une plongée de travail. L'assistance correspondante est chère, l'opération elle-même peut prendre beaucoup de temps et le fait de soumettre des plongeurs à des pressions qui sont loin d'être négligeables comporte encore une part d'inconnue en ce qui concerne les effets médicaux secondaires. De plus, bien que l'on ait atteint des profondeurs d'eau supérieures à 350 mètres au cours de plongées d'essai contrôlées en laboratoire, il n'y a eu que très peu d'opérations de plongée commerciales à ces profondeurs et il est douteux qu'il y en ait beaucoup dans le futur immédiat. En transportant les équipements du fond de la mer vers la surface ou, de façon alternative, le personnel vers le lieu de travail au fond de la mer, sous pression atmosphérique, il devient plus simple, meilleur marché et plus sûr d'entreprendre ces travaux. Le présent rapport est relatif à un projet où une installation de tête de puits au fond de la mer nécessite une protection contre l'environnement et un accès occasionnel. C'est un système encapsulé, sous pression atmosphérique, qui a permis d'obtenir ces caractéristiques (voir figure 1). Les avantages de ce système sont que les moyens de diminuer la pression sont rapides et ne consomment que peu d'énergie. En conditions normales de fonctionnement, les matériels situés au fond de la mer sont laissés à la pression ambiante et, pour l'accès occasionnel, une large gamme de véhicules d'accès de faible puissance peut être utilisée. 2.
OBJECTIF DU PROJET L objectif du projet était de mettre en lumière les bénéfices opérationnels retirés d'une mise en capsule de matériels sous-marins dans une chambre à pression atmosphérique. Dans le cas qui nous concerne, un opérateur offshore, Hydrocarbons Great Britain Ltd. (HGB), avait besoin d'obtenir des données concernant la pression du gaz d'un gisement de gaz offshore et il lui était nécessaire de disposer de ces données à intervalles réguliers tout au long de la durée de vie du champ. Pour parvenir à ce résultat, les exigences suivantes ont été formulées : a. Forage d'un puits vertical dans la zone concernée à une profondeur d'approximativement 4000 pieds (1300 mètres) au-dessous du niveau du fond de la mer. Le puits serait complété avec une completion simple comportant un tubing de 2"7/8 et un programme de cuvelage correspondant aux terrains rencontrés. b. Le matériel de suspension ainsi que la tête de puits seraient installés sur le fond de la mer. c. Prévoir une ré-entrée verticale pour un riser de travail au câble. d. Contrôle de pression à prévoir à intervalles réguliers et prédéterminés tout au long de la vie du champ, avec récupération des données par une liaison radio provenant d'une bouée reliée par câble à la tête de puits.
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Les transducteurs de fond de puits seraient installés dans des poches latérales en utilisant des techniques classiques et, par l'intermédiaire de systèmes de pénétration électriques passant à travers la tête de puits, les données seraient transmises par cable à la bouée équipée d'une liaison radio. La transmission se ferait jusqu'à une plate-forme située à environ t mile 1/2 (2,2 kilomètres) de l'emplacement de la bouée. Cependant, face aux conditions d'environnement rencontrées dans la zone du champ de Morecambe, le système de récupération des données et de transmission est apparu comme étant plutôt fragile et des solutions alternatives ont été envisagées. Bien qu'il s'agisse d'eaux peu profondes (approximativement 34 m ) , il a été considéré que la mise en capsule du système de tête de puits pourrait offrir à la fois la protection des matériels de tête de puits et aussi le moyen d'effectuer simplement l'entretien de la tête de puits et des matériels d'enregistrement des données correspondants. Comme le puits n'est pas producteur, les équipements de tête de puits sont relativement simples (une tête de puits tout-à-fait ordinaire comportant deux vannes maîtresses suffit) et il a été décidé que si l'on étudiait les matériels d'enregistrement des données pour les conditions ambiantes, on pourrait alors utiliser un système sous pression atmosphérique. Ce système permet au volume de la capsule de demeurer à la pression ambiante et plein d'eau de mer jusqu'à ce que le système d'accès soit amarré à la capsule, après quoi, en utilisant la différence de pression qui règne entre le fond de la mer et la pression atmosphérique du véhicule d'accès, il est possible d'obtenir une dépressurisation rapide avec un minimum d'apport d'énergie. Ayant terminé cette réduction de la pression d'eau de la chambre, le technicien d'intervention se retrouve en fait avec une piscine de forme exotique dont la profondeur est déterminée par la géométrie de la chambre, ce qui lui permet d'utiliser un équipement simple de plongée, avec théoriquement aucune limitation de temps sur la durée de sa plongée et dans des conditions extrêmement sûres et contrôlées. De plus, le plongeur peut, par exemple, amener des câbles électriques dans la partie sèche du véhicule d'accès et les connexions peuvent être faites our défaite au sec et avec les conditions de propreté requises. Un des buts supplémentaire du projet a été de démontrer qu'avec des modifications relativement mineures, une cloche de plongée sous saturation classique pouvait servir à un accès de ce type et, en conséquence, offrir une flexibilité des méthodes d'accès plus grande que ce n'est le cas avec les système encapsulés atmosphériques secs. 3.
DESCRIPTION DU PROJET Les essais sous pression atmosphérique de 1977 (entrepris dans 142 m d'eau) sont le résultat d'une entreprise conjointe de Vickers Ltd. et Intertek Ltd. Les brevets correspondant au système sous pression atmosphérique étaient détenus par Intertek Subsea System Ltd., devenu maintenant une filiale de British Underwater Engineering Ltd. Une fois trouvée une société pétrolière opératrice, dans le troisième trimestre de 1982, un contrat d'assistance de la CEE a été établi entre British Underwater Engineering et la Commission, recouvrant l'installation et l'exploitation d'un système de tête de puits encapsulé, sous pression atmosphérique, dans le champ de gaz de Morecambe, dans l'offshore nordouest de l'Angleterre, correspondant aux blocs 110/2 et 7 de la zone anglaise. L'ensemble du coût du projet a été aussi subventionné par des fonds du UK Department of Energy. Enfin, un contrat supplémentaire a été passé par Intertek Subsea Systems Ltd. (ISSL) à Advanced Production Technology Ltd. (APT), société, elle aussi, filiale de BUE, pour la directign.du projet et les études d'ingénierie du système à pression atmosphérique.
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HGB ayant demandé que deux puits de contrôle soit forés, des deux côtés d'une ligne de faille, il a été décidé que les deux complétions seraient sous-marines et encapsulées de façon à standardiser les équipements sous-marins. Les deux systèmes devaient être absolument identiques et la livraison du second système se faire à environ 4 à 6 semaines après celle du premier système. L'équipe de direction du projet a été constituée en octobre 1982 dans les bureaux londoniens de AFT et les études du système encapsulé ont débuté à cette époque. Parallèlement à cette étude, une évaluation a été faite du système à sphères jumelles qui avait été utilisé lors des essais précédents en 1977, après quoi il fût décidé qu'il était possible de réutiliser les sphères en les séparant et en les modifiant où cela s'avérerait nécessaire. Le système original à doubles sphères était taré pour plus de 200 m de profondeur ; en conséquence, la capacité de base des coques dépassait largement les exigences du champ de Morecambe. Néanmoins, des travaux de reprise considérables étaient nécessaires et, de plus, de nouvelles chambres d'accostage et des connecteurs de fond spécialement étudiés pour le site de Morecambe ont été installés. Les études du système d'acquisition de données ont commencé au début de 1983 en même temps que celles du véhicule d'accès et de ses accessoires. On avait, au début, envisagé qu'un sous-marin libre, piloté par l'homme, pourrait être utilisé pour l'accès comme cela avait été le cas lors des essais de 1977 ; cependant deux points n'étaient pas en faveur de cette solution pour le projet du champ de Morecambe : a. Les forts courants rencontrés sur le site auraient rendu le lancement, la récupération et les opérations sous-marines très difficiles, sauf pendant les périodes où les eaux sont étales et b. L'utilisation de sous-marins pilotés par l'homme est très limitée dans la Mer du Nord, tandis que des navires sophistiqués d'assistance à la plongée avec des cloches de saturation de grandes dimensions sont bien implantés dans la Mer du Nord et dans le monde entier. Il était prévu que les deux puits soient forés par des plates-formes auto-élévatrices, sachant qu'elles foreraient leur premier puits après »leur construction et qu'elles utiliseraient leurs appareils de forage tout neuf et inclinables, bien que ce soit pour forer verticalement. Le programme final de chacun des puits était le suivant : Le puits de contrôle serait foré à partir d'une plate-forme élévatrice. Le puits serait mis en production, essayé et complété avec le matériel de contrôle de pression. Après quoi, la capsule serait installée avec la tête de puits à deux vannes et une entrée pour travaux sous pression atmosphérique serait alors effectuée afin de terminer les raccordements du système d'acquisition de données et les connexions finales de certains des systèmes de la tête de puits. 4.
DESCRIPTION TECHNIQUE Le principe du "Neutrabaric" est fondé sur le fait que l'eau est pratiquement incompressible et qu'en conséquence une réduction de pression peut être effectuée sur un réservoir contenant de l'eau en ne supprimant qu'une toute petite quantité de liquide. En équipant la partie de l'équipement sous-marin qui nécessite un accès d'une chambre sous pression qui l'entoure, et en laissant cette chambre se remplir librement d'eau, l'installation passe la majorité de sa vie dans un état physiquement transparent, avec la pression ambiante à l'intérieur et à l'extérieur. Pour accéder d'une façon opérationnelle, le système d'engin d'accès accoste sur la chambre d'accostage et un joint étanche à la pression est établi en purgeant de l'eau venant de la partie située sous la jupe dans le compartiment atmosphérique
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du personnel. Dans le cas du projet du champ de Morecambe, la quantité d'eau purgée dans la cloche d'accès a été à peine supérieure à une tasse de thé. Cette égalisation se produit pratiquement instantanément après l'ouverture de la vanne de purge et il est facile de confirmer qu'un joint étanche a été établi et que la chambre est à une pression de une atmosphère. Le panneau de transfert peut alors être ouvert permettant l'accès du personnel dans un environnement semblable à celui d'une piscine, indépendant des pressions régnant à l'extérieur. L'accès à la chambre se fait en utilisant un équipement de plongée offshore normal et léger, le "plongeur" respire une mixture qui est de l'air pur et seul le confort et la fatigue imposent une limite à son temps de travail. Le plongeur peut entrer et sortir de l'eau à volonté. Le véhicule d'accès est équipé des systèmes standard de survie à l'intérieur des véhicules sous-marins, en particulier des systèmes de purification pour se débarrasser du CO,, des systèmes de respiration incorporés (BIBS) donnant la possibilité de respirer en secours pour le cas où l'air serait contaminé, de l'air pour purger la cloche et aussi pour fournir un mélange respirable au plongeur, de l'oxygène pour combler un déficit de l'air dans la cloche, etc.. La cloche est connectée à la surface par son câble de levage et aussi par un ombilical qui contient la puissance électrique, les communications et une liaison de télévision. 5.
INSTALLATION DU CHAMP DE MORECAMBE L'objectif des installations du champ de Morecambe était de permettre la protection physique de la tête de puits sous-marine et des équipements de stockage des données et aussi de permettre l'accès du personnel aux systèmes d'acquisition des données dans le but de les surveiller, de récupérer les données et d'effectuer les réparations nécessaires. Afin de contrôler la pression du gisement, un puits vertical a été foré au moyen d'un appareil de forage installé sur une auto-élévatrice jusqu'à la zone contenant le gaz, à une profondeur approximative de 4000 pieds (1300 mètres). Après les essais et le nettoyage du puits, un train de completion a été descendu comportant deux transducteurs situés dans des poches latérales et une chambre concentrique. Les jauges situées dans les poches latérales étaient connectées à la tête de puits par des conducteurs électriques, tandis que la chambre concentrique était connectée par un tube capillaire. Ces trois lignes pénétraient au travers de la tête de puits et apportaient des informations au système d'enregistrement de données, conditionné pour résister à la pression ambiante et aux conditions d'environnement. L'unité d'enregistrement des données fonctionnait avec des batteries au lithium thionyl situées dans un second boîtier connecté par câble. Le puits de contrôle a été complété avec une suspension située au fond de la mer (voir figure 2), ce qui signifie que les cuvelages du puits sont suspendus à un dispositif annulaire situé au niveau du fond de la mer et, au cours des opérations de forage et de completion, la colonne de tubage du puits est connectée à un BOP situé sur l'auto-élévatrice. Dans des conditions normales, un puits foré en utilisant ce système de suspension au fond de la mer serait complété en connectant le cuvelage de production à un arbre de Noël monté sur une plate-forme ou en alternative dans le cas moins courant où une completion sous-marine est effectué, le tubing est fixé à la base de l'arbre de Noël où s'effectue une étanchéité finale entre les orifices du puits. L'incorporation d'une chambre d'encapsulation au fond de la mer amène des problèmes supplémentaires d'étanchéité en ce sens que, au cours des opérations en pression atmosphérique, il faut s'assurer qu'il n'y a pas
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de problème de pression entre le puits et la chambre et également entre la chambre et la pression ambiante de l'eau. Le problème peut, de plus, être compliqué par le risque d'un léger défaut d.'alignage entre le cuvelage extérieur (30 pouces) sur lequel la chambre est verrouillée et les lignes du casing intérieur ■ sur lesquelles la tête de puits est fixée. Ce problème a été résolu en mettant au point un système de joint flottant nouveau entre l'arbre de Noël et l'adapteur de tête de puits de la capsule. L'embase de fond de mer a été mise en place avec le cuvelage 30 pouces qui a été ensuite raccordé à l'appareil situé sur la plateforme élévatrice par un riser 30 pouces, luimême connecté par un bloc" connecteur percé situé sur l'embase. Le forage s'est ensuite poursuivi à travers ce riser et ce cuvelage installés à des profondeurs différentes, fonctions des conditions de sol. Après que le cuvelage 9,5/8" ait été posé, les risers de liaison à l'appareil de forage ont été enlevés et la chambre installée au moyen d'un outil de pose. La chambre a été verrouillée sur l'embase en utilisant le même bloc connecteur (du type guidétourné). Ceci ne constitue pas un joint absolument étanche à la pression, mais plutôt un verrouillage mécanique. Une fois que la chambre est mise en place, le système d'adaptation de la tête de puits est descendu, incorporant le système de joint flottant ce qui permet d'obtenir l'étanchéité entre l'intérieur de la capsule et l'annu laire du puits. L'étanchéité est aussi obtenue par ce moyen entre l'eau ambiante et la chambre, grâce au connecteur de l'embase. Enfin, l'arbre de Noël est installé avec le tubing de production (2,7/8"). L'arbre de Noël est verrouillé dans l'adapteur de la tête de puits et il apporte le complé ment d'étanchéité nécessaire en procurant l'étanchéité entre le tubing de production et l'adapteur de tête de puits. L'arbre de Noël comprend une vanne maîtresse supérieure et une vanne maîtresse inférieure, ainsi qu'une vanne d'annulaire. La partie mâle d'un connecteur hydraulique à collet est installée sur la partie haute de la tête de puits avec un capot de protec tion. Ceci est prévu pour qu'un riser de travail au câble puisse être installé à une date ultérieure. Avant la mise en place sous l'eau de la chambre à pression atmosphé rique, le boîtier d'acquisition de données a été installé à l'intérieur de la chambre et préparé pour que le personnel d'intervention puisse effectuer les connexions finales. Une fois terminé les opérations de forage et de completion, le véhicule d'accès et ses accessoires ont été mobilisés sur la plateforme autoéléva trice et les lignes guides connectées par des plongeurs guidés depuis la surface. Cette méthode de contrôle par ligne guide n'est pas considérée comme nécessaire dans des eaux très profondes mais elle a été employée dans le cas de Morecamber Bay, (a) à cause de la présence de courants très forts et (b) parce que des plongeurs de surface étaient: disponibles pour effec tuer des opérations de courte durée. Après installation des lignes guides, la cloche d'accès a été préparée et descendue à une position située 2 mètres audessus de la chambre d'accostage. Dans cette position, le véhicule ayant une flottabilité négative, c'estàdire pendant en tension sur son câble de manoeuvre, les deux unités de contrôle de poids sont tirées vers le bas par un treuil jusqu'à ce qu'elles reposent sur la chambre soulageant ainsi le véhicule d'accès de leur poids. Avec cette perte de poids, la flottabi lité du véhicule d'accès devient positive et le câble principal de manoeuvre peut être détendu. Dans les conditions habituelles mises en oeuvre à partir d'un engin de surface pouvant être soumis aux mouvements de la houle ceci permet d'isoler effectivement la cloche du mouvement de la surface. En mettant en oeuvre les treuils qui 1'équipent, la cloche peut être tirée vers le bas jusqu'à la chambre d'accostage après quoi une pompe
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ã eau basse pression est mise en route. Elle permet de pomper de l'eau de l'intérieur de la jupe vers l'extérieur et, quand les joints de la jupe sont proches de l'extrémité de la chambre d'accostage, les lèvres des joints sont mises en service et, à ce moment là, le pilote du véhicule reçoit une indication de sa jauge extérieure de pression lui indiquant qu'il a obtenu une différence de pression de part et d'autre de la jupe. Il est alors possible d'ouvrir la vanne de purge du Neutrabaric ce qui permet à l'eau de s'écouler depuis la zone correspondant à la jupe, de la chambre d'accostage vers la partie de la cloche sous pression atmosphérique. Il en résulte une baisse de pression interne pratiquement instantanée de la chambre, dès qu'une très petite quantité d'eau a été expulsée et un joint "puissant" est réalisé. Le poids dirigé vers le bas dépend de la pression ambiante et du diamètre des faces de joint de la chambre d'accostage. Une fois l'étanchéité obtenue, un équipement de détection de gaz est branché pour contrôler toute augmentation de la pression de gaz ou toute fuite provenant de la chambre. Si les indications sont correctes, il est possible alors d'ouvrir le panneau du bas qui fait apparaître un interface eau/air dans le corps du véhicule d'accès. Le technicien/plongeur est alors envoyé comme pour une opération normale de plongée en eau peu profonde, avec un contrôleur de plongée (le. pilote du véhicule), et un plongeur en secours. Le plongeur a la possibilité de retourner régulièrement dans la cloche à la pression atmosphérique avec des matériels ou pour des périodes de repos, sans avoir à souffrir des inconvénients de la profondeur. La connexion finale des câbles électriques provenant des transducteurs du fond de puits avec le système d'acquisition des données a été entreprise en atmosphère sèche en faisant remonter les connecteurs jusqu'au véhicule d'accès, ce qui a permis de travailler dans les conditions les meilleures possibles pour effectuer les raccords étanches. La vanne d'annulaire a été reliée par des tuyauteries comportant une série de clapets et de systèmes de mesure directement vers l'extérieur de la chambre à pression atmosphérique. Ceci a été effectué pour que, si l'occasion se présentait de l'apparition d'une augmentation de la pression dans l'annulaire, il soit possible au plongeur d'intervention d'effectuer une purge directement dans l'eau environnante. Une fois terminé la plongée d'accès, le panneau du bas du véhicule est fermé et l'espace jupe/chambre d'accostage est purgé dans la mer pour obtenir l'égalisation des pressions. Cette égalisation supprime l'étanchéité, les unités de contrôle de poids sont remontées par treuil jusqu'à leur emplacement de stockage sur le véhicule d'accès, le véhicule d'accès, libéré, est remonté par son système normal de levage et récupéré en surface. Au cours des opérations d'accès, on a constaté que la mise en oeuvre pouvait se faire et l'étanchéité être obtenue dans des courants allant jusqu'à environ 1,5 noeuds (0,75 m/s), mais une fois que le véhicule a accosté et que le joint étanche a été obtenu, il lui est possible de demeurer en position, en toute sécurité, même au cours de périodes où le courant est très fort (plus de 3 noeuds - 1,5 m/s). Dans des conditions opérationnelles normales, pour les opérations ultérieures d'entretien ou de réparation, le véhicule d'accès serait mis en oeuvre à partir d'un engin de surface ancré au-dessus de la tête de puits ou maintenu en position par un système de positionnement dynamique. On peut penser que, dans des eaux profondes avec un courant de fond relativement faible, un système utilisant des câbles-guides ne serait pas nécessaire car le positionnement latéral peut être obtenu, soit par les mouvements du navire de surface, soit en utilisant des systèmes simples et de faible puissance donnant une poussée à la cloche pour permettre d'affiner le positionnement avant de descendre les unités de contrôle de poids.
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Le système d'acquisition des données comprend un boîtier contenant les batteries et un boîtier d'enregistrement connectés à travers la paroi de la chambre à un. émetteur/récepteur acoustique fixé sur la partie extérieure de la chambre. Les données qui sont stockées dans le système d'enregistrement des données peuvent, par conséquent, être obtenues, soit en accédant directement dans la chambre en récupérant physiquement l'unité d'enregistrement et en la ramenant à la surface où elle peut être connectée autsystèmesd'interrogation, soit en utilisant en alternative un interrogateur acoustique qui peut être mis en oeuvre à partir de la surface par le vaisseau de maintenance ou bien depuis une plate-forme voisine ou même descendu dans l'eau à partir d'un hélicoptère en vol stationnaire. Le système d'enregistrement est alors interrogé. Il est aussi possible, en utilisant cette liaison par telemetrie acoustique, de régler la fréquence à laquelle les lectures sont faites ainsi que le nombre de donner à recueillir, par exemple les lectures effectuées au cours des dernières 24 heures, des trois derniers mois ou des douze derniers mois. La vie des batteries est supposée excéder douze mois et elles seront changées lors d'une intervention à pression atmosphérique, au cours des périodes d'entretien. , „ Depuis que le système a ete installe a la fin de 1983, deux visites ont été faites sur le site et le système de liaison pour récupération des données a fonctionné avec succès, confirmant ainsi le fonctionnement de l'unité de contrôle et des transducteurs du gisement.
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cloche atmosphérique
transducteurs acoustiques chambre d'accostage
enregistreur de données et modules des batteries tête de puits
logement de la tête de puits suspension au niveau du fond de la mer
embase
FIGURE 1
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ombilical APT 4 (fixé à la troisième ligne guide) vanne de sécurité CAMCO ombilical FLOPETROL
ombilical APT 2 (fixé aux tiges de forage)
connecteur en collet
'transducteur vannes à boisseau sphérique
capillaire robinet à pointeau
joint circulaire robinet primaire ä pointeau clapet de non-retour
raccords sur la tête de puits adapteur de tête de tubing
presse-ëtoupe de ligne
protecteur
centreur
FIGURE 2 - MISE EN PLACE DE LA TETE DE PUTIS ET DE L'ADAPTEUR DE TUBING AU MOYEN DES TIGES DE FORAGE
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(03.91/90)
MISE AU POINT D'UN SYSTEME DE SURVEILLANCE POUR DES TETES DE PUITS SOUS-MARINES DE GAZ ET DE PETROLE EN EAU PROFONDE W.H. TOPHAM Central Engineering Department BP International Limited, Londres
Résumé Les objectifs visés en 1979 étaient de développer une gamme d'appareils de mesure sous-marins et de les intégrer dans un système nouveau de surveillance afin de minimiser les problèmes soulevés par les opérations de connexion sous-marines électriques commandées à distance. Cette conception exige une fiabilité exceptionnelle pour ses composants, ceux-ci étant fixés à la tête de puits et non récupérables en cas de réparation. Quatre détecteurs prototypes (détecteurs de pression, de température, d'ouverture/fermeture des vannes et de position de l'outil des collectes) ont été développés et testés à des pressions hyperbariques pour une profondeur d'eau de 1000 m. Une partie de cette technologie a été cédée sous licence et se trouve déjà appliquée sur le plan pratique. D'autres aspects seront probablement appliqués à un degré moindre. Il a été calculé que la fiabilité spécifiée ne pourrait pas être atteinte par le procédé envisagé à l'origine et que le procédé de remplacement utilisant l'électronique à circuits hybrides pèsera lourdement aussi bien sur le budget que sur les délais du projet. De même, des progrès technologiques dépassant le cadre du projet et en particulier concernant les connecteurs sous-marins et les fibres optiques mettent en doute la viabilité du concept d'origine. Les travaux ont été suspendus en attente du bilan d'un examen critique.
1.
INTRODUCTION
Tous les brut et gaz naturel sont extraits de leurs gisements naturels sous terre par l'intérieur d'un long pipe en acier (le tubing de production) jusqu'à un ensemble de vannes situées sur la surface connues généralement sous le terme de "têtes de puits". Ces têtes de puits comportent plusieurs vannes à opercule de grande dimension montées les unes après les autres et il existe souvent une autre série de vannes connectées à l'annulaire situé entre le tubing de production et le tubage en acier. En raison de sa forme, la tête de puits est communément appelée "Arbre de Noël". Pour certains puits de pétrole situés à terre, les vannes de la tête de puits peuvent être actionnées uniquement de facon manuelle, car il n'est pas nécessaire, généralement, de les ouvrir ni de les fermer fréquemment.
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La pression à la tête de puits est un paramètre de fonctionnement important et, dans le cas le plus simple, il peut être mesuré par une jauge de pression locale. Dans la plupart des systèmes modernes de production d'huile et de gaz et, assurément, pour les systèmes offshore, les têtes de puits doivent être commandées et contrôlées à distance. Les vannes sont actionnées par des cylindres hydrauliques ou pneumatiques de haute puissance et équipées d'appareils indiquant à distance l'état de la vanne, à savoir vanne ouverte ou vanne fermée. Les pressions à la tête de puits et, dans certains cas, les températures doivent être mesurées et relayées au centre de contrôle à distance. Pour les têtes de puits situées sur la surface, soit pour les puits à terre, soit sur la superstructure d'une plate-forme, le matériel et les techniques nécessaires au fonctionnement et au contrôle à distance sont bien établis et appliqués largement avec succès. L'environnement opérationnel n'est pas sévère par rapport aux normes de l'industrie et l'équipement est facilement accessible pour des interventions routinières de maintenance et de réparation. Pour les têtes de puits sous-marines, la situation diffère totalement. L'équipement de la tête de puits doit alors fonctionner entièrement sous l'eau de mer et, dans bien des cas, à des pressions externes d'eau extrêmement élevées et accessibles avec une difficulté extrême en utilisant uniquement l'aide de plongeurs ou de véhicules sous-marins spécifiques. Pour une application aussi difficile, le matériel de surveillance nécessite une étude particulière et doit être doté d'une stabilité et d'une fiabilité exceptionnelles. Pour des profondeurs d'eau hors de portée des plongeurs (c'est-à-dire dépassant les 350 m ) , le critère de la fiabilité prend une importance encore accrue. L'ensemble du domaine de l'instrumentation et du contrôle des têtes de puits sous-marines ne date que de dix ans à peine.et, pourtant, ce domaine a avancé pendant ce court laps de temps, en passant par une gamme d'options hydrauliques et électro-hydrauliques pour arriver à la "norme" actuelle des techniques électro-hydrauliques multiplexées et il se peut que l'on aborde aujourd'hui la technologie des fibres optiques. Malgré la multiplicité des problèmes et le peu d'expérience opérationnelle disponible, il existe des schémas de production sous-marins de premier rang, appliqués avec succès, comme par exemple le champs de Magnus de la BP et le projet North Cormorant de la Shell, tous deux situés dans la Mer du Nord. Ce rapport donne une description sommaire du projet entrepris par la BP avec le soutien de la CEE afin de mettre au point et de tester un type amélioré de système de surveillance des têtes de puits en eau profonde (jusqu'à 1000 m ) . Le projet comporte la référence du contrat CEE N° TH/03.91.80 et la période prévue des travaux allait de Mars 1980 à mi-1984. Certaines informations traitant le fond du sujet ont été incorporées au rapport afin de permettre une meilleure appréciation des buts du projet. De même, d'autres développement récents ont été notés, permettant de les comparer à la technologie et à l'orientation du projet. 2.
HISTORIQUE ET ORIGINE DU PROJET
Vers 1976, la BP préparait ses premières spécifications pour l'instrumentation des sept têtes de puits sous-marines faisant partie du développement du champ Magnus. L'objectif initial visé pour chaque tête de puits était de détecter la position, soit ouverte, soit fermée de la vanne pour les cinq vannes de la tête de puits ainsi que la mesure de la pression à deux endroits. Il est vite apparu qu'aucun senseur approprié n'était disponible et serait-ce le contraire, il eût été difficile de les connecter
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tous au module de contrôle électronique (le "pod") monté près de la tête de puits. Une nouvelle approche a été proposée afin de surmonter ce problème mais sa poursuite n'a pas été possible dans les délais prévus pour le projet Magnus et il a fallu mettre ce dernier en oeuvre sans l'avantage de la détection des positions des vannes. Néanmoins, comme il était probable que ce même problème se ferait sentir pour tout projet futur similaire, il a été décidé de tenter de mettre au point une solution en tant qu'activité distincte avec le soutien de la CEE. Cette proposition a été acceptée par la CEE et les travaux concernant le contrat N" TH/03.91.80 ont réellement commencé en mars 1980. 3.
DESCRIPTION DES TRAVAUX DE MISE AU POINT PROPOSES
Les termes employés dans le contrat pour la description des travaux sont les suivants : "Le développement proposé est celui d'un système de contrôle, de multiplexage et de transmission de données, évolué à partir d'un certain nombre de senseurs analogiques et d'état, montés sur une tête de puits de production sous-marine exposée à l'eau, au-delà des possibilités d'intervention des plongeurs. Le projet de développement comportera des transducteurs permettant la mesure de la pression et de la température, des senseurs pour indiquer la position de la vanne (à savoir entièrement ouverte ou fermée) ainsi que le passage du pousseur de l'outil TFL. Le module d'acquisition des données monté sur une tête de puits "balayera" les différents senseurs et assurera le multiplexage des données pour fournir une sortie sous forme de liaison de données en série passant par un connecteur et par un câble composite de transmission d'énergie et de données pour arriver jusqu'à une console de visualisation déportée. L'effort maximal sera porté sur la fiabilité du système ... qui aura un niveau de fiabilité compatible avec des intervalles de maintenance de la tête de puits d'au moins quatre ans. Le projet sera terminé par des essais d'endurance du système sur un champ pétrolier offshore du Royaume Unie. Le budget pour le projet était de £430.000 plus une réserve de £250.000 pour les essais offshore, la CEE accordant un soutien de 40 X de ce budget. Le but du projet était de terminer les travaux en trois ans, c'est-à-dire dès mars 1983, tout en prévoyant un délai supplémentaire pour la phase des travaux offshore, faisant reporter la fin des travaux à mars 1984. En réalité, tant le budget que le temps imparti furent insuffisants pour mener à bien les travaux proposés. 3.1
Observations concernant les travaux proposés Les figures 1A et IB montrent une comparaison entre un système de surveillance électronique multiplexe "traditionnel" et le nouveau système devant être mis au point. Dans le système traditionnel, chaque senseur sur la tête de puits est connecté individuellement au module de contrôle récupérable par l'intermédiaire de deux coupleurs inductifs dont un pour l'alimentation en énergie électrique et un pour la signalisation. Ainsi, treize senseurs étant proposés pour la surveillance de la tête de puits, il pouvait éventuellement s'avérer nécessaire d'accoupler 26 connexions à chaque installation du module de contrôle depuis la surface. Avec la technologie disponible au départ de ce projet, un tel nombre élevé de connexions était intenable. Dans le nouveau système proposé, le multiplexeur est monté directement sur la tête de puits et tous les senseurs y sont connectés par câblage
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permanent. Ce multiplexeur des fonctions de surveillance est ensuite connecté au module de contrôle récupérable ou à la plate-forme par l'intermédiaire d'un seul connecteur. Le problème de la connexion est ainsi radicalement allégé, devenant de ce fait indépendant du nombre de senseurs. Néanmoins, les senseurs et le multiplexeur étant solidaires en permanence à la tête de puits, ces éléments doivent être dotés d'une fiabilité exceptionnelle. Four les composants individuels, une moyenne de temps de bon fonctionnement (MTBF) d'environ 300 années a été requise afin d'atteindre une fiabilité d'ensemble du système compatible avec la période de maintenance prévue pour la tête de puits. Le programme englobe la mise au point de quatre types de senseurs dont deux (position de la vanne et de l'outil TFL) étaient sans précédent. Les critères pour ce qui concerne le senseur de la position de la vanne, y compris l'adaptation à toute vanne de la tête de puits existante sans diminution de sa performance, ont pesé très lourdement. 4.
DEVELOPPEMENT ET ESSAI DES SENSEURS PRIMAIRES
La BP a décidé de se concentrer initialement sur les quatre types de senseurs primaires, à savoir les senseurs de la pression, de la température, de la position de la vanne et de l'outil TFL. Les senseurs constituent les composants clés de tout type de système de centróle et il faudrait que les senseurs du calibre spécifié pour ce projet soient applicables, même en cas de modification de la nature du système de contrSle dans son ensemble. Il a également été décidé d'éviter dans la mesure du possible la complexité de tout système électronique associé aux senseurs primaires jusqu'à la démonstration de la faisabilité des techniques fondamentales de mesure. Un contrat a été passé avec TRW Ferranti Subsea Ltd. (TFSL) en juillet 1981 concernant le développement des quatre senseurs primaires. Un deuxième contrat d'étude a été passé avec l'Université de Bradford en mai 1981, en parallèle avec le premier, dans le dessein d'évaluer indépendamment la meilleure technique permettant de mesurer la position de la vanne. Les conclusions résultant des études de la TFSL et de l'Université de Bradford ont été identiques. Le programme d'essai pour les quatre senseurs a été extrêmement complet et rigoureux, comportant le cyclage à long terme afin de vérifier la stabilité de la calibration, ainsi que des tests dans une enceinte d'essai et, enfin, des essais en simulation d'eau profonde, à savoir jusqu'à 1000 m de profondeur d'eau dans une enceinte hyperbarique. 4.1
Senseur de la température Le meilleur thermomètre disponible ayant une résistance en platine avec une gaine intégrale en acier inoxydable a été sélectionné et soumis à tous les essais. Ce thermomètre a donné une entière satisfaction. Aucune mise au point dans le sens propre du terme s'est avérée nécessaire à ce stade. La gamme fonctionnelle du thermomètre était de 0 à 120°C, avec une résolution de 1°C. 4.2
Senseur de la pression L élément de mesure consistait en un extensomètre à enroulement filaire associé à un transducteur de pression. La gamme était de 0 à 500 bars, la résolution de 0,1 % et une réponse à 90 % sous l'effet des variations de la pression a été obtenue pour un temps de réaction de 0,2 secondes. L'effort de la mise au point a porté sur la réalisation d'un carter approprié, capable de résister à l'entrée de l'eau de mer à une profondeur de 1000 m et de tolérer une pression interne à la tête de puits allant jusqu'à 700 bars (10.000 psig) en cas de rupture du diaphragme du transduc-
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teur. Cette "intégrité à double pression" a été considérée conine essentielle afin de prévenir toute fuite d'huile ou de gaz à la tête de puits. Le concept réalisé s'est avéré satisfaisant et se révèle unique. 4.3
Senseur du passage de l'outil TFL Le but était de développer un appareil situé à l'extérieur d'un tube avec des parois en acier de grande épaisseur, capable de détecter le passage d'un train d'outils propulsé à l'intérieur du tube. Le train d'outil est en métal ferreux et un aimant pourrait être incorporé dans la section de tête (la "locomotive"). TFSL avait déjà mis au point un senseur prototype employant une technique d'induction pour détecter les modifications du champ magnétique. Le développement de cette technique a été poussé, tout en employant un minimum de circuits électroniques et assurant un conditionnement compatible au fonctionnement du senseur dans des conditions d'eau profonde. A la suite d'essais, le senseur s'est avéré extrêmement satisfaisant. 4.4
Senseur de la position de la vanne La spécification d'origine agréée par la CEE imposait uniquement l'obligation de détecter l'état (c'est-à-dire la position soit entièrement ouverte, soit entièrement fermée) des vannes de la tête de puits. Néanmoins, lorsque le contrat a été accordé à la TFSL, la BF avait, entre temps, décidé qu'il serait nécessaire de déterminer la position de la vanne sur l'ensemble de la course de l'opercule. La course de l'opercule de la vanne est généralement comprise entre 60 à 100 mm. La précision spécifiée pour le senseur était de 1 X de la course ou mieux aux positions extrêmes et un peu moins dans les autres positions de la vanne. Le mouvement de l'axe de la vanne est linéaire. La technique de mesure primaire choisie tant par TFSL que par l'Université de Bradford était celle du transformateur différentiel linéaire variable. Un élément approprié de marque commerciale a été identifié. Il a fallu satisfaire quelques critères d'étude onéreux pour l'ensemble de l'unité. Cette unité devait être adaptable à tous les types d'actionneurs hydrauliques couramment utilisés sur les vannes des têtes de puits sous-marines. Elle ne devait, en aucune façon, porter atteinte à l'intégrité de la vanne ni à son actionneur. La possibilité d'actionner la vanne manuellement par un plongeur ou au moyen d'un véhicule sous-marin en cas de panne de 1'actionneur devait rester entière. L'unité devait être de dimensions modestes (courte) de manière à ne pas créer des problèmes d'étude pour la tête de puits. L'unité devait enfin comporter un indicateur local de la position de la vanne, visible par un plongeur. Tous ces critères ont été satisfaits avec une précision et une stabilité bien en-deçà des limites spécifiées. On ne connait aucun autre appareil, à l'heure actuelle, capable de performances comparables. Cette phase du projet visant à mettre au point quatre éléments de mesures primaires s'est avérée plus difficile que prévue au départ du projet et ne s'est terminée qu'en janvier 1983, à peine quelques mois avant le délai prévu pour terminer le projet tout entier. Ainsi, presque 70 Z du budget global, sans la réserve pour les imprévus, avait été dépensés à cette date. Néanmoins, comme il a été remarqué plus loin dans le présent rapport, les résultats des travaux ont été appliqués avec succès aux projets sousmarins actuels.
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POURSUITE DE LA MISE AU POINT DES SENSEURS PRIMAIRES
Chacun des senseurs développés au cours de la phase 1 est un appareil électrique qui génère un signal de sortie capable de reproduire le paramètre de la tête de puits mesuré, grâce à un système d'excitation approprié. Néanmoins, les entrées et les sorties électriques diffèrent pour chaque senseur, les signaux étant d'un niveau peu élevé et dépendants de l'amplitude donc extrêmement vulnérables aux parasites et à l'impédance du circuit. Pour les applications pratiques et en particulier avec un multiplexeur, il paraissait essentiel d'assurer à tous les moyens de mesure les mêmes caractéristiques d'entrée/sortie ainsi qu'un signal de niveau élevé insensible aux paramètres du circuit. De telles conditions sont habituelles pour les applications de surface des émetteurs du "process". Il est également permis de pousser encore plus loin la comparaison avec les autres instruments "process" et d'exiger que le signal de sortie et l'excitation soient effectués sur le même circuit de connexion, cette technique étant généralement connue sous le terme de "émetteur bifilaire". A l'opinion générale, les conditions précédentes ne font aucun doute, mais la méthode de mise en oeuvre dans le milieu particulier des systèmes sous-marins soulèvent beaucoup de questions importantes. Il faut bien comprendre que ces problèmes, qui sont résumés dans ce qui suit, ont fait "l'objet de discussions pendant quelques cinq années après la conception du projet de la CEE, malgré l'apport d'une connaissance et d'une expérience bien plus importantes. La question suivante se posait : le concept initial, à savoir le "câblage" des émetteurs au multiplexeur afin d'éviter les problèmes de connexion, était-il encore valable ? L'utilisation de connecteurs augmenterait la complexité mais permettrait le remplacement des émetteurs, les rendant applicables à tous les types de systèmes sous-marins. En cas d'utilisation de connecteurs, ceux-ci devraient-ils être du type inductif ou conductif ? Les coupleurs inductifs ont prouvé assez bien leur valeur mais ne sont capables d'émettre que des signaux alternatifs et le nombre de canaux n'est guère élevé. Au contraire, les connecteurs conductifs n'ont aucune limitation quant au nombre de canaux mais sont relativement nouveaux et leur accouplement sous l'eau n'a jamais été essayé. Comment définir la forme d'onde et le niveau d'excitation ainsi que les niveaux de sortie ? Avec les connecteurs conductifs, on dispose d'une totale liberté de choix. Néanmoins, les considérations pratiques imposeraient l'adoption d'une norme identique à celle des instruments du process, à savoir un système bifilaire 4-20mA à courant continu. Il n'existe, pour les coupleurs inductifs, aucun protocole agréé, bien que des tensions et le courant alternatifs soient nécessaires tant pour l'excitation que pour le signal. Des consultants faisant autorité (Westcott et Burt) associés à l'Impérial College de Londres ont été mandatés pour examiner ces problèmes afin d'aider à fixer un choix. Les conclusions, sans être décisives, ont néanmoins penché plutôt vers les connecteurs conductifs pour les profondeurs accessibles aux plongeurs en raison de leur plus grande simplicité générale, tandis que les connecteurs inductifs devraient être préférés pour des applications en eau profonde en raison de leur imperméabilité à l'eau. La fréquence d'excitation proposée était de 10 kilohertz à 10 V, le signal de sortie ayant une fréquence variable fonction du paramètre mesuré dans la gamme de 100 à 200 Hertz avec une amplitude de 1 V. Ce concept à deux fréquences permet l'émission "bifilaire" par l'intermédiaire d'un coupleur inductif simple ou d'un seul connecteur conductif. Ceci étant, le mode
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536
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d'émission à deux fréquences nécessite une chaîne électronique bien plus complexe à l'intérieur de l'émetteur et du multiplexeur que celle du mode 4-20mA à courant continu. Une décision de principe fût enfin prise à la mi-1983 de poursuivre la mise au point des quatre émetteurs, en adoptant un système de connexion inductive et un mode d'émission à deux fréquences, de manière à réaliser des appareils "banalisés" susceptibles d'être appliqués à tous systèmes sous-marins, quels qu'ils soient. Un cahier de charges détaillé fut préparé en septembre 1983 et un appel d'offre envoyé à la TFSL (le sous-traitant de la phase 1). Ensuite, durant les discussions détaillées concernant cette offre, les calculs ont démontré que le type discret de composants électroniques prévu ne pourrait atteindre la fiabilité exceptionnelle exigée par le contrat de la CEE. Une amélioration d'un facteur de 3 était nécessaire, facteur qui ne pourrait être atteint que par l'adoption des circuits hybrides pour les interfaces avec des émetteurs et le multiplexeur. Ce nouvel élément était imprévu, les évaluations effectuées au cours de la phase 1 ayant indiqué qu'une technologie électronique "conventionnelle" devrait assurer le respect du cahier des charges. Le calcul, la réalisation et l'essai de versions de circuits hybrides pour les quatre émetteurs imposeraient un programme de développement onéreux et prolongé bien au-delà du budget et du délai des propositions initiales décidées en accord avec la CEE. Face à cette situation, à la lumière de divers progrès technologiques et des besoins toujours nouveaux de l'industrie, les travaux ont été interrompus en attente des conclusions d'un examen critique de l'ensemble du domaine. Au moment de la rédaction de ce rapport - juillet 1984 - cet examen est toujours en cours. 6.
CONCLUSIONS
Les travaux effectués jusqu'à maintenant ont traité principalement des appareils de mesure. Ces efforts ont été couronnés de succès et une partie de la technologie développée a déjà été cédée sous licence à la TFSL et appliquée à une installation sous-marine en Mer du Nord. Une autre société au moins, intéressée par la vente, a exprimé son intérêt à exploiter les autres aspects de la technologie. Le module de détection de la pression "à double intégrité" et le senseur de la position de la vanne apparaissent uniques, ce dernier étant actuellement d'un intérêt particulier pour les duses sous-marines. La technologie des connecteurs électriques sous-marins a fait des progrès considérables pendant l'existence du projet et la tendance semble pencher plutôt vers les connecteurs conductifs qu'inductifs. Cette synthese prospective ainsi que les doutes exprimés par les utilisateurs quant à la fiabilité des modules électroniques complexes, rendent inintéressante la proposition initiale faite à la CEE de monter le multiplexeur du système de surveillance sur la tête de puits et lui retirent probablement sa' validité. Les progrès accomplis dans le domaine des connecteurs peuvent également favoriser l'utilisation d'émetteurs "standard" 4-20mA à courant continu, ceux-ci étant plus simples et par conséquent certainement plus fiables que des émetteurs à couplage inductif. Certaines indications toutes récentes provenant de plusieurs sources indépendantes laissent à penser qu'à l'avenir, les fibres optiques pourront se substituer à l'électronique en tant que technologie de base pour la surveillance des têtes de puits sous-marines. Une telle évolution modifierait manifestement l'avenir du présent projet soutenu par la CEE.
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module de commande recupérale
537
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NOTE S PS, TS et VPS indiquent respectivement des appareils-types de senseurs de pression, de température et de position des vannes.
vanne, lafpralp vers collecte vanne maîtresse supérieure
ombilical pa' tant de la plate-forme
•
,
A
/
-
.,
P
vanne maîtresse inférieure
y
paires de connecteurs energie/ _ L_ signaux entre le module de w w *1 'il' annulaire commande et chaque senseur de la tête de puits (certains production connecteurs ont ete omis) FIGURE A - DISPOSITION SCHEMATIQUE CONVENTIONNELLE DE LA TETE DE PUITS module de commande récupérable
vanne latérale ^.vers collecte vanne maîtresse superieure
ombilical par tant de la plate-forme connexion unique entre le système de la tête de puits et le module de commande multiplexeur monté sur tete de puits
vanne maîtresse inférieure production
annulaire
FIGURE B - NOUVEAU CONCEPT POUR LA TETE DE PUITS (SCHEMA)
- 538 (03.80/79) DETERMINATION DES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS LES PIPE-LINES PROGRAMME "PEPITE"
J. CORTEVILLB - INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE M. LAGIERE - COMPAGNIE FRANÇAISE DES PETROLES T. BOURGEOIS - SOCIETE NATIONALE ELF AQUITAINE (PRODUCTION) Résumé Cette étude a eu pour objectif de mettre au point un modèle de oaloul prévisionnel des écoulements diphasiques en conduite de transport pétrolier, afin de pouvoir dimensionner en conséquence les oonduites et équipements de traitement de la production. Elle a été fondée sur une expérimentation systématique de ces écoulements sur la bouole d'essais de Boussens, ainsi que sur une étude approfondie des modèles théoriques des différents régimes d'écoulement. Le résultat principal est le programme de calcul PEPITE qui permet de prévoir les profils de pression et de température dans les conduites de transport en régime d'écoulement diphasique permanent. Des vérifications satisfaisantes de ce programme ont été obtenues sur une quinzaine de conduites qui fonctionnent en régime diphasique, notamment sur celles qui relient le gisement de gaz à condensat de FRIGG à St Fergus en Mer du Nord.
1. INTRODUCTION Les perspectives de développement de la production pétrolière dans des mers de plus en plus profondes donnent un intérêt accru aux systèmes d'évacuation diphasique. Ces systèmes diminuent beaucoup les investissements relatifs aux unités de traitement, plates-formes, systèmes de chargement et conduites d'évacuation. Dans le cas de gaz à oondensat, l'avantage est évident en mer profonde. Dans le cas de brut, la réglementation évolue vers l'interdiction de brûler le gaz associé. Le transport diphasique peut alors représenter la solution la plus économique. Il offre aussi la possibilité de commencer à produire en attendant que les installations définitives soient opérationnelles. Un programme de recherches approfondies a donc été développé par l'Institut Français du Pétrole, la Compagnie Française des Pétroles et la Société Nationale Elf Aquitaine (Production) afin d'améliorer la préoision des méthodes de calcul des conduites pétrolières polyphasiques. L'objectif retenu a été, non de se limiter à établir des corrélations valables seulement dans le domaine limité des paramètres mesurés, mais bien de développer des modèles mathématiques fondés sur la physique de phénomènes, utilisant les lois générales de la mécanique des fluides diphasiques, applicables de ce fait à tout le domaine du transport pétrolier.
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539
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2. BOUCLE DIPHASIQUE DE BOUSSENS Les paramètres de base ont été déterminés par des mesures réalisées sur une boucle d'essais diphasiques spécialement équipée à Boussens, près de Toulouse. Cette boucle utilise des fluides pétrolier (gaz naturel, condensat, fuel lourd) à des pressions de 10 à 50 bars, dans une large gamme de débit. Elle comporte essentiellement une conduite de tests de diamètre 6", longueur 120 m, inclinable de + 7 % par rapport à l'horizontale pour permettre de reproduire à une échelle convenable les conditions réelles sur pipe-linès. Les configurations d'écoulement ont été analysées, principalement les régimes d'écoulement stratifié ou à bouchons. De nombreuses mesures globales ou locales ont été réalisées, notamment celles de gradient de pression, contenu liquide global, hauteur de la nappe liquide en régime stratifié, vitesse, longueur et fréquence des bouchons en régime à bouchons. Des traitements numériques en temps réel et différé ont permis d'établir une analyse statistique adaptée à ces écoulements extrêmement fluctuants. Une banque de données précise et couvrant un large domaine paramétrique a pu être ainsi constituée. Elle comporte 1750 points de mesures complètes, dont environ 900 en régime stratifié, 600 en régime à bouchons et 250 en régime dispersé. 3. CONFIGURATIONS DE L'ECOULEMENT Le régime d'écoulement dépend d'un nombre élevé de paramètres tels que les propriétés physiques et thermodynamiques de chaque phase, les caractéristiques géométriques de la conduite et les débits retenus. Trois types d'écoulement ont été observés au moyen de fenêtres et d'instruments de mesures disposés tout au long de la ligne de test : les écoulements stratifiés, à bouchons et dispersés avec des bulles de gaz. L'écoulement stratifié provient de la ségrégation des deux phases sous l'influence de la gravité. L'interface gaz-liquide est plus ou moins courbé. Il comporte des vagues ou est lisse en fonction des forces de capillarité ou des ondes de gravité. La courbure de l'interface s'accroît avec la vitesse du gaz. Aux très fortes vitesses du gaz, l'écoulement ne devient pas annulaire mais dispersé. L'écoulement à bouchons est par sa nature non permanent : il présente des variations importantes de vitesses des fluides, des gradients de pressions, et de distribution des phases, sur tout son trajet, même si les conditions de température et de pression au point de départ et d'arrivée du pipe-line sont stables. L'écoulement à bouchons est constitué d'une série de poches de • gaz et de bouchons de liquide qui obéissent à la loi de distribution de GAUSS, en particulier en ce qui concerne les longueurs et la fréquence des bouchons. Les bouchons mesurent en moyenne entre 10 et 30 diamètres de la conduite, et leur période varie de 1 seconde à plusieurs minutes au voisinage de la zone de transition avec l'écoulement stratifié. Les écarts types sur les longueurs et périodes de bouchons sont de l'ordre de 50 %. Sur l'ensemble d'un pipe-line de production d'huile, l'écoulement apparaît généralement relativement homogène. Cependant, des bouchons de dimensions très importantes peuvent apparaître dans des circonstances particulières : augmentation rapide du débit, envoi de racleurs dans la conduite ou lorsque la conduite présente de fortes singularités, telles la présence d'un riser de grande hauteur. L'écoulement dispersé présente des
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540 -
bullea d'un diamètre de l'ordre de 1 mm. Le taux de présence de bulles est plus élevé au sommet de la ligne ; cependant les bulles peuvent se répartir dans toute la section de la conduite. L'écoulement dispersé, qui est observé aux débits élevés, implique des pertes de charge élevées rarement acceptables en exploitation de pipe-lines. La configuration de l'écoulement dépend principalement des paramètres suivants : pression, débit du liquide, débit du gaz et pente de la conduite. Une pression élevée ou un débit de gaz élevé favorisent le régime stratifié. Une pente ascendante ou une vitesse liquide élevée favorisent le régime à bouchons. II. MODELISATION DE L'ECOULEMENT 4.1 Modélisation de l'écoulement stratifié La distribution des phases et le profil des vitesses dépendent des caractéristiques physiques de chaque phase et du transfert de quantité de mouvement aux interfaces et aux parois. L'écoulement stratifié ne peut être assimilé à l'écoulement d'un fluide pseudo-homogène oomme l'admettaient les méthodes de calcul traditionnelles. L'analyse plus rigoureuse effectuée ces dernières années par TAITEL et DUKLER et d'autres chercheurs universitaires n'apparaît pas utilisable industriellement, oompte tenu des incertitudes qui subissent sur le transfert de la quantité de mouvement à l'interface gaz-liquide en conditions pétrolières industrielles. Les bilans de quantité de mouvement dans ohaque phase s'expriment par les équations suivantes : dans la dans la
avec à l'équilibre
ÍÂE")
-
f0^*)
-
ct P
"
Les paramètres géométriques (cf. figure 2) sont contenu liquide moyen X qui est une inconnue.
une
fonction du
les contraintes pariétales et, par analogie, les contraintes interfaciales dépendent de la vitesse de phase. Par analogie avec, les écoulements monophasiques, des coefficients de frottements sur les parois à l'interface peuvent être définis :
avec:
-
541
-
Les lois de dépendance des coefficients de frottement ont été fondées sur la théorie des turbulences et sur les mesures effectuées sur la boucle de Boussens. Ces différentes équations permettent de réduire les deux premières équations à un système à deux inconnues : (dP/dx) et
up Les bilans de quantités de mouvement sont les suivantes : dans les poches de gaz :
(-3%- 0 ^ - » )+(R~f+*~fVf
-
542
-
dans la phase liquide:
W
D
+
£B2
/
Ces équations, présentées ici sous forme condensée pour en faoiliter la compréhension, forment en réalité un système d'équations implioites compliqué qui doit être résolu par itérations successives. Les lois physiques nécessaires pour compléter le système d'équations sont les suivantes : - Vitesse des poches de gaz : une loi semi-empirique a été établie à partir d'études théoriques, d'expériences à Boussens et de mesures de laboratoire en système air-eau. - Contenu des bulles dans la phase liquide t cette loi surtout empirique a également été déterminée par des experiences effectuées dans des conditions très différentes sur la boucle de Boussens et sur la boucle air-eau du laboratoire d'Orsay garantissant qu'elle soit extrapolable. Contrairement au modèle de DUKLER-HUBBARD, ce modèle n'exige pas une corrélation sur la fréquence des bouchons. C'est un avantage important oar la fréquence des bouchons est très variable et très difficile à déterminer : aucune formule prévisionnelle satisfaisante n'a enoore été trouvée. Les principaux résultats apportés par ce modèle sont la perte de charge et le contenu liquide moyen du pipe-line. Les autres résultats sont les caractéristiques des poches de gaz (vitesse et hauteur) et de la phase liquide (vitesse, taux de bulle, et gradient de pression). Le modèle précise, pour finir, le rapport de longueur entre la poche de gaz et la cellule élémentaire. Mais ceci ne permet pas d'évaluer la fréquenoe des bouchons qui ne peut être qu'estimée à partir de l'hypothèse que la longueur des bouchons est comprise entre 20 et 30 diamètres. H.3 Modélisation de la transition écoulement stratifié/écoulement à bouchon Il est essentiel de modéliser cette transition pour déterminer parmi les deux régimes d'écoulements stratifié à bouchons lequel doit être appliqué pour calculer la perte de charge. La théorie classique de KELVIN-HELMOTZ sur là propagation des ondes de surface explique comment une grande vague se forme à partir de petites perturbations crées à l'interface de l'écoulement stratifié, puis comment se fait l'occlusion du pipe-line et la formation d'un bouchon. Cette théorie a été adoptée avec des développements divers par G. WALLIS-J.D0BS0N et Y. TAITEL-A. DUKLER qui définissent un oritère simple de stabilité de l'écoulement stratifié qui ressemble à la formule suivante adaptée des canaux à section rectangulaire : Dans cette équation la vitesse critique du gaz UÍ, qui déclenche l'instabilité, dépend seulement du contraste entre les poids spécifiques des phases et de la hauteur de la couche liquide (Y).
543
Les transitions déterminées de la sortie concordent difficilement avec celles effectivement observées sur la boucle 6" de Boussens, particulièrement lorsque la pente est importante. Cette extrême simplification des phénomènes d'instabilité, qui sont compliqués, expliquent probablement ce manque de précision. A ussi, une analyse théorique originale des instabilités en écoulements transitoires développée par M.J.M. FITREMANN a été appliquée. Les équations nécessaires de l'écoulement stratifié non permament sont similaires à celles du régime stratifié permanent, avec des termes supplémentaires représentant l'évolution de la nappe liquide en fonction de l'espace et du temps. Une petite perturbation de grande longueur d'onde est appliquée au système d'équations. La linéarisation des équations de l'écoulement stratifié transitoire donne une équation de dispersion classique :
û (co, le) =
W 1 ¿ & W k *ckl ¿lu) + elk
où (>i = est la vitesse angulaire (nombre complexe) k = le nombre d'onde (k = Sit/Aoù X est la longueur d'onde) Les coefficients b, c, d et e sont liés au paramètre de l'écoulement, spécialement à «tet DP/dx et aux coefficients de distribution. Les solutions sont :
Si b l c > 0
et
6J = 1 ( 2 kb d +\'t
cdl+el*¿tfeá
kl (Í,1 c) 4(c(bd»d) + d*
il y a toujours deux racines réelles CJj etUJţ pour chaque valeur de k. La perturbation se déplace alors sans déformation et l'écoulement stratifié est stable. Dans les autres cas l'écoulement est instable et évolue rapidement vers l'écoulement à bouchons. Cette méthode testée sur les données de la boucle de Boussens donne des résultats satisfaisants. 5. IMPORTANCE DU RELIEF DU TERRAIN Le profil longitudinal suivi par la conduite diphasique influence très fortement les caractéristiques de l'écoulement, notamment le régime et le contenu liquide. Ceci est apparu clairement lors des essais effectués sur la boucle diphasique de Boussens, en particulier pour de faibles varia tions de la pente de la conduite d'essais au voisinage de l'horizontale. En écoulement diphasique en effet : la perte de pression dépend du profil suivi par la conduite, con trairement à ce qui se passe en écoulement monophasique liquide, il peut exister plusieurs régimes d'écoulement diphasiques dif férents le long du trajet en raison des pentes, enfin, pour la même raison, le contenu liquide dépend du tracé choisi. 6. INTERET DE LA DETERMINATION SIMULTANEE DE LA PRESSION ET DE LA TEMPERA TURE DANS LA CONDUITE Contrairement à ce qui est communément admis, un pipeline n'est pas un bon échangeur de chaleur avec le milieu ambiant, même en milieu marin. La possibilité de calculer avec une bonne précision à la fois la pression et la température des écoulements diphasiques offre plusieurs intérêts
- 544 partiouliera : - en tranaport de brut visqueux ou paraffinique, pour prévoir les phénomènes de dépôt et de figeage, - en transport de gaz à condensat incomplètement déshydraté pour déterminer les risques de corrosion et de dépôt d'hydrates. En effet, au cours du transport, la détente du gaz abaisse la température par effet Joule-Thomson. Des températures bien inférieures à 0°C sont possibles. Dans ces conditions, une nuanoe d'aoler bien appropriée doit être retenue pour la conduite du transport, - au terminal (ou dans une station de recompression intermédiaire), un dimensionnement correct des équipements de transfert et traitement de la production nécessite de la même façon de bien prévoir la pression et la température des fluides qui arrivent. Ces calculs prévisionnels de pression et température dépendent des données d'équilibre thermodynamique et d'échanges thermiques en parois avec le milieu environnement, et il faut donc que ces faoteurs soient bien prévus. Cependant, l'expérience indique qu'il faut avant tout disposer d'un modèle de calcul correct des pertes de pression, pour obtenir la précision nécessaire sur la pression dans la conduite qui est le paramètre essentiel pour le calcul de la température. 7. RESULTATS DES RECHERCHES ENTREPRISES Les modèles d'écoulement diphasique mis au point ont été inoorporés en 1982 dans un programme général de calcul appelé "PEPITE" (Profils d'Ecoulements Pétroliers IFP - TOTAL - ELF). Ce programme détermine notamment les pressions, température, régime d'écoulement et oontenu liquide en régime d'écoulement diphasique stabilisé, stratifié ou à bouchons, ainsi qu'en régime monophasique gaz ou liquide. Les calculs tiennent oompte des équilibres thermodynamiques entre phases, de la composition de chaque phase, des échanges thermiques aux parois et naturellement, des caractéristiques de l'écoulement, vitesses de glissement notamment. Les résultats du programme PEPITE ont été comparés aux mesures effectuées sur une quinzaine de conduites diphasiques en servioe, dans des conditions variées. L'accord est généralement excellent, oompte tenu des incertitudes de mesures des pressions et températures sur oonduites en exploitation. Deux tests caractéristiques sont décrits brièvement maintenant : Transport de gaz à condensat de FRIGG à St Fergus La production de gaz et de condensat du gisement de FRIGG situé en Mer du Nord à la frontière des zones britannique et norvégienne est évaouée vers St Fergus, en Ecosse, par deux pipe-lines de diamètre 32" et longueur 365 km. Les pressions et températures ont été mesurées dans les meilleures conditions de stabilité à FRIGG à St Fergus et sur la plate-forme intermédiaire de recompression MCP 01 située à mi-distance. Les résultats comparatifs des calculs et mesures sont présentés tableau 1. La précision du calcul de la pression apparaît comparable à celle de la mesure, tandis que l'erreur moyenne sur la température est de l'ordre de 1 à 2°C. PEPITE prévoit bien la valeur de température de - 2°C observée au terminal aux forts débits, qui est bien inférieure à la température locale de l'eau de mer (+ 7°C). De même, le contenu liquide global calculé par PEPITE
correspond racleurs.
bien aux estimations
545
-
effectuées à la suite du passage de
Transport de brut et gaz associé de VIC BILH à Lacq Les hydrocarbures du VIC BILH situé dans une zone de collines à 44 km de l'usine de traitement du gaz (Sud Ouest de la France), sont évacués au moyen d'une conduite de diamètre 10". Les calculs effectués correspondent à une situation bien particulière. En effet : - le profil de colline suivi par la conduite présente des pentes qui atteignent 30 Í, - quatre sites de mesures de pression ont été équipés le long de la conduite, procurant une précision de l'ordre de 1 bar, - le brut est visqueux (200 mPa.s en conditions standard). Les résultats présentés tableau 2, montrent que la précision du calcul est encore bonne, malgré les conditions plus difficiles de fortes pentes et fortes viscosités rencontrées. 8. CONCLUSION Le programme de calcul compositionnel PEPITE peut apporter une prévision correcte des profils de pression, température et contenu liquide le long d'une conduite diphasique. Les modèles classiques de calcul existants ne peuvent atteindre ce niveau de performances, en particulier du fait des limites de leurs bases expérimentales. L'utilisation de ce programme peut donc devenir dans les prochaines années un moyen efficace pour optimiser les installations de production situées en zone difficile, en Mer du Nord ou en Méditerranée notamment. Les recherches se poursuivent actuellement dans plusieurs autres voies, afin de pouvoir traiter l'ensemble des problèmes d'exploitation tenant aux écoulements polyphasiques, depuis le fond du puits jusqu'au terminal du pipe-line de transport diphasique. NOMENCLATURE b.c.d.i B C D dP/dx f g i k P Re U Vi X
G
X
y
coefficient tramiCoire o. coefficient de distribution du profil des v i t e s s e s ft diamètre de la conduite r gradient de pression .) coefficient de frottement „> constante de gravité ¡> nombre unitaire complexe T nombre d'ondes pression coefficient de Reynolds vitesse superficielle vitesse i l'interface fraction massique du gaz distance le long de l'axe de la conduite distance du »ur espace et moyenne de temps de la v i t e s s e de glissement du gaz dans le bouchon liquide
-
"LP
gíom*tríe de l'écoulement s t r a t i f i é périmètres fractions de l'espace occupé par le fas et le liquide géométrie de l'écoulement a bouchons fraction de l'espace occupé par le liquide dans une coupe transversale de l a poche de gas
»CP
fraction de l'espace occupé par le gaz dans une coupe transversale du bouchon liquide fraction de l'espace occupé par le gaz dans une coupe transversale de la poche de gaz
fraction du volume de liquide moyen angle formé par l'angle de la conduite et la rugosité horizontale longueur d'onde v i t e s s e angulaire densité contrainte de cisaillement
Indice (premier ou unique) gaz interface liquide valeur moyenne
Second indice bouchon de liquide poche de gaz
Symbole
< > espace moyen
TABLEAU I -
546
-
COMPARAISON ENTRE LE CALCUL DE LA PRESSION ET DES TEMPERATURES DANS LA CONDUITE S T . FERGUS A L'AIDE DU PROGRAMME PEPITE ET MCP 0 1 - S T . FERGUS A DES DEBITS ELEVES
MESURES
MCP
DEBIT 10 6 Sm3/j
PEPITE
St. Fergus
St. Fergus
Pression
Temp.
Pression
Temp.
Pression
Temp.
bar
°C
bar
°C
bar
°C
42.4
109.2
5.5
51.1
36.1
117.5
5.1
38.4
122.9
5.1
TABLEAU I I -
-1.5
51.1
48.5
1.5
47.7
-0.4
48.5
-1.0
47.2
-2.2
-1.7
CALCUL DE PEPITE SUR PIPE-LINE VIC BILH - LACQ
SECTION
CHUTE DE PRESSION bar
Longueur km
Vie Bilh - Claracq
8.7
Mesure
PEPITE
18
16.9
Claracq - Morlanne
21.1
31
30.9
Morlanne - Lacq
14.0
19
18.4
Vie Bilh - Lacq
43.8
68
66.2
temp, du gaz
pression/bar >•
C
• pression mesurée • temperature mesurée 10
temp. eau de
FIGURE 1 - PRESSION DANS LA CONDUITE FRIGG-ST.FERGUS ET PROFIL DE LA TEMPERATURE PAR PROGRAMME PEPITE Débit
Frigg
MCP 0 1 m
If»
St Fargli« ., , Ht
Distance de Frigg (km)
32.4 10 6 Sm3/j
-
547 -
CONFIGURATION D'ECOULEMENT ECOULEMENT STRATIFIE
ECOULEMENT A i O U C H O N S
direction de 1'écoulement
GEOMETRIE DE L'ECOULEMENT STRATIFIE
I • « CM* 1 (M r/D)
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548 -
(03.82/79)
LIAISONS DE SUBSURFACE POUR LA PRODUCTION EN MERS PROFONDES Philippe JOUBERT INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE Résumé Lorsqu'on considère la mise en exploitation de gisements sous-marins d'hydrocarbures par un système flottant de production, les conduites flexibles permettent, par leur souplesse même, la liaison entre plates-formes de surface et installations sous-marines. Elles permettent également de relier deux supports flottants. Le projet 03.82/79 consistait à réaliser un essai d'endurance d'un flexible haute pression (31 MPa - 4500 psi) de grand diamètre (240 mm 10 pouces) disposé en chainette près de la surface. Le flexible, suspendu entre une bouée de surface et une bouée de subsurface, était équipé d'un système complet d'instrumentation. L'essai, qui a duré dix mois, a permis de vérifier qu'un flexible de hautes performances pourrait être soumis à une pression interne élevée pendant une longue période dans des conditions d'environnement sévères. Les mesures recueillies ainsi que l'examen du flexible après essai peuvent servir de base pour l'estimation de la durée de vie de flexibles placés dans une configuration semblable à celle de l'essai.
1. OBJECTIFS DE L'ESSAI EN MER L'objectif de l'essai était de fournir des données techniques sur le comportement à la fatigue des flexibles haute pression de grand diamètre pour leur application aux risers de production. Plus spécifiquement, les objectifs étaient de : 1) Réaliser un essai d'endurance d'un flexible de diamètre intérieur 10 pouces (250 mm) et de pression de service 4500 psi (310 bars) dans des conditions sévères d'environnement. 2) Déterminer les sollicitations et les mouvements du flexible et de ses embouts d'extrémité. 3) Analyser les composants du flexible avant et après l'essai pour les comparer. 2. DESCRIPTION DE L'ESSAI La configuration du système d'essai est représentée sur la figure 1. Les principaux composants du système étaient : 1) Le flexible, de longueur 135 mètres. 2) Une bouée de surface ancrée. 3) Une bouée de subsurface.
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4) Un corps mort pour l'ancrage de la bouée de subsurface. 5) Une instrumentation dont les capteurs étaient répartis le long du flexible. 6) Un système de transmission des mesures. 7) Un système d'enregistrement des mesures situé sur une plate-forme proche de l'installation d'essai. Les données d'environnement étaient également recueillies par cet enregistreur. 3. SITE RETENU POUR L'ESSAI Le système d'essai a été installé au voisinage du gisement de Frigg, dans le secteur Norvégien de la Mer du Nord. Les conditions de la Mer du Nord permettaient de réaliser en effet un test sévère pour le flexible. La proximité des installations de Frigg facilitait les inspections de routine et les informations météo-océanographiques y sont enregistrées systématiquement. Une profondeur d'eau de 100 à 106 mètres et un sol plat convenaient également très bien pour l'expérimentation. 4. DESCRIPTION DES COMPOSANTS DU SYSTEME D'ESSAI Le flexible (figure 2) de diamètre intérieur nominal 10 pouces et d'épaisseur 50 mm environ est composé de couches d'acier et de gaines de "Rilsan". Sa pression de service est de 4500 psi (310 bars) et sa pression d'éclatement de 11000 psi (760 bars). Sa pression interne devait être maintenue à 310 bars pendant toute la durée de 1'essai. Sa courbure près de l'embout de surface était limitée par un écubier intérieur à la bouée. Il était raccordé par une chaîne à la bouée de subsurface. La bouée de surface (figure 3) était un cylindre de 8 mètres de diamètre et de 10.5 mètres de haut. Un écubier, se terminant à deux mètres au-dessus du pont, limitait les mouvements du flexible et sa flexion quels que fussent les mouvements angulaires de la bouée. La bouée était compartimentée pour présenter une flottabilité suffisante en cas d'envahissement accidentel. Un compartiment était consacré aux batteries pour l'instrumentation ; un autre au système d'acquisition et de transmission des données ; un troisième au système de maintien en pression du flexible et un quatrième servait de magasin pour divers équipements. Un ballast en béton procurait à la bouée la stabilité nécessaire. Une "jupe" de 14 mètres de diamètre placée à la base de la bouée servait d'amortisseur de pilonnement, de sorte que les mouvements de la bouée étaient, dans une houle de dix mètres, approximativement ceux d'un pétrolier de fort tonnage dans une houle de quinze mètres. Ainsi, le flexible devait être exposé plusieurs fois pendant la durée de l'essai à l'équivalent de conditions de tempête "centenales". Le système d'ancrage de la bouée était étudié pour résister aux conditions de tempête extrêmes. La raideur d'ancrage était suffisamment faible pour permettre des excursions de la bouée de l'ordre de 15 mètres, mais limitées à 30 mètres, même en cas de rupture d'une ligne. La bouée était équipée d'un treuil à air de capacité dix tonnes pour la manutention des lignes d'ancres et du flexible pendant les opérations de mise en place et de retrait. La bouée de subsurface était constituée d'une coque cylindrique avec fonds hémisphériques. Un chassis soudé à la coque servait à la manutention de la bouée et à la fixation de la chaîne d'ancrage.
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Le corps mort, d'un poids de 45 tonnes dans l'eau, était constitué d'une structure en acier surmontée de deux poulies pour le câble de manutention. 5. INSTRUMENTATION Le système d'essai comprenait 41 capteurs. Les mouvements de l'extrémité supérieure du flexible étaient mesurés par six accéléromètres linéaires et angulaires placés dans la bouée de surface. Les mouvements du point bas de l'arche et ceux de l'extrémité immergée du flexible étaient mesurés par deux groupes de cinq accéléromètres. La hauteur de la houle était mesurée par un capteur de pression fixé à l'extrémité inférieure du flexible. La tension dans le flexible, au niveau de son extrémité de surface, était mesurée par trois cellules de charge. La distance entre la bouée de surface et l'extrémité inférieure du flexible était mesurée par des capteurs acoustiques. • Douze capteurs de pression, répartis en deux groupes de six, chacun relié à un réservoir de référence, mesuraient les mouvements verticaux du flexible au voisinage du point bas de l'arche, convertis ultérieurement par le calcul en variation de la courbure en ce point. La pression interne dans le flexible était également mesurée et une alarme visuelle avertissait d'une chute de pression. Les mouvements angulaires du flexible, six mètres sous son extrémité supérieure, étaient fournis par un inclinomètre placé dans le flexible. Trois câbles multiconducteurs reliaient les équipements sous-marins d'instrumentation à l'armoire d'acquisition des données dans la bouée de surface. Ces câbles étaient protégés par des gaines en neoprène et fixés le long du flexible. Les mesures relatives à l'environnement comprenaient : hauteur et direction de la houle, vitesse et direction du vent, vitesse du courant mesurée en surface et au fond. Toutes les roesures étaient enregistrées par un enregistreur placé sur la plate-forme QP de Frigg. Elles étaient enregistrées à une fréquence de 4 Hertz pendant 17 minutes toutes les trois heures. Pendant les tempêtes, elles étaient enregistrées toutes les heures, ou même de façon continue. 6. INSTALLATION L'installation des équipements a été réalisée en trois phases : - mise en place des lignes d'ancrage de la bouée de surface, - remorquage et ancrage de la bouée de surface, - installation du flexible, de la bouée de subsurface et du corps mort. Les lignes d'ancres ont été déposées sur le fond marin suivant cinq branches d'une étoile à six branches (la sixième étant réservée pour le flexible), l'emplacement des ancres étant déterminé par radio-positionnement. Après mise en tension, les lignes ont été laissées en attente avec un orin et une bouée d'orin. Avant la deuxième phase, la bouée de surface a été remorquée depuis son chantier de fabrication à Brevik dans le. fjord d'Oslo Jusqu'à la base d'Elf Aquitaine Norge près de Stavanger pour achever son équipement. Elle a ensuite été remorquée Jusqu'au site de Frigg.
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Chaque ligne d'ancrage saisie par un navire de service a été passée à la bouée de surface et mise en tension à l'aide du treuil à air. L'angle des lignes d'ancrage avec la verticale a été mesuré par des plongeurs de surface et comparé aux valeurs théoriques. L'équilibre théorique entre les tensions des lignes a été obtenu par ajustements successifs des longueurs de ces lignes. Les travaux relatifs à la troisième phase ont été réalisés au mois de Septembre 1982, à partir du navire Flexservice 3. Le flexible a été mis en place sur le treuil du navire à l'usine du Trait, tandis que les câbles d'instrumentation étaient lovés dans des "paniers" sur le pont, et la bouée de subsurface placée avec le corps mort sur un berceau près du portique arrière du navire. Dès que le navire a été maintenu en positionnement dynamique sur le site, le flexible a été partiellement déroulé, posé sur le pont et équipé des "ombilicaux" d'instrumentation. Puis on a fixé sur le flexible les colliers en matière plastique devant protéger le flexible et les ombilicaux contre l'abrasion contre les parois de l'écubier de la bouée. Des colliers d'acier résistants fixaient les équipements d'instrumentation au flexible. En longueur courante, les "ombilicaux" étaient fixés au flexible par des rubans d'acier inoxydables et des sangles en polyester. Le corps mort a été manoeuvré à l'aide du portique et immergé à une quinzaine de mètres sous la surface, suspendu par le câble passant sur ses poulies. Sur la bouée de surface, un câble messager avait été passé dans l'écubier du flexible, de sorte qu'une de ses extrémités pouvait être raccordée au câble du treuil à air, et l'autre fixée à la tête de traction du flexible. Le flexible a alors été tiré par le treuil, immergé, introduit dans l'écubier et fixé par un collier en deux demi-parties. On a alors procédé au remplissage du flexible avec un mélange d'eau de mer et d'huile soluble, et le flexible a été obturé. A bord du Flexservice 3, la deuxième extrémité du flexible a été raccordée par une chaîne reliant la bouée de subsurface au corps mort. Puis la bouée de subsurface a été mise à l'eau et le corps mort descendu progressivement par son cable de manoeuvre, tandis que l'extrémité du flexible était simultanément descendue jusqu'à ce que son poids soit repris par la bouée de subsurface. Enfin, le corps mort a été déposé sur le fond marin et sa position vérifiée. Le flexible a alors été mis en pression à 330 bars depuis la bouée de surface et le maintien de cette pression a été vérifié. Les travaux d'installation se sont achevés par une inspection d'ensemble à l'aide d'une caméra sous-marine motorisée (R.O.V.). 7. FONCTIONNEMENT DE L'INSTRUMENTATION PENDANT L'ESSAI Les mesures ont été recueillies et enregistrées à partir du 4 octobre 1982. Les capteurs et le système de transmission ont bien fonctionné malgré quelques interruptions. Plus de 1000 séquences complètes ont été enregistrées. Des visites périodiques sur la bouée ont permis d'inspecter les équipements accessibles et d'effectuer les travaux de maintenance ou de remplacement de composants.
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8. RETRAIT DES EQUIPEMENTS L'installation d'essai a été retirée du site de Frigg au cours du mois de Juillet 1983. Une opération préliminaire a consisté à fixer, par plongeurs, un câble sur le corps mort. Celui-ci a alors été relevé par un navire de service Jusqu'à ce que la bouée de subsurface arrive en surface, ce qui a permis d'amener la chaîne reliant le corps mort à la bouée sur le pont du navire et de la couper. Le corps mort a alors été ramené à la base à terre. Les cinq lignes d'ancrage de la bouée de surface ont été détendues et équipées d'orins pour faciliter leur relevage ultérieur, et une ligne a été tendue entre la bouée de surface et la bouée de subsurface alors en surface. Le flexible conservait donc une configuration de chaînette entre les deux bouées. Puis le flexible a été dépressurisé, et l'ensemble remorqué jusqu'à Stavanger et ancré dans le fjord. Enfin, le flexible a été enroulé sur le navire Stadflex et ramené en France pour examen. 9. EXAMEN DU FLEXIBLE APRES ESSAI Le flexible a été coupé en sections de 8 à 12 mètres pour déterminer le. taux d'usure et de fatigue. Trois sections, correspondant aux deux extrémités et au point bas de la chainette, ont été sélectionnées pour cet examen qui a consisté en : - mesure des couches d'acier et examen métallographique - analyse du lubrifiant - mesure de rugosité et de résistance. 10. TRAITEMENT DES MESURES Le traitement des mesures a été réalisé en trois phases : - Le traitement préliminaire a consisté a convertir les mesures électriques en grandeurs physiques. - Le traitement intermédiaire a fourni des corrélations entre paramètres. En particulier il a permis de déterminer les comportements des deux extrémités du flexible et du point bas de l'arche en fonction des conditions de mer. - Le traitement final a fourni deux principaux résultats : d'une part une estimation du nombre de cycles de flexion subis par le flexible, classés en fonction des variations du rayon de courbure ; d'autre part des courbes caractéristiques de réponse, comme les forceB et mouvements du flexible pour un large échantillon de conditions d'environnement. Trente séquences ont été sélectionnées pour cette analyse en fréquence. Le calcul du nombre de cycles de flexion et l'examen du flexible après essai fournissent une base pour l'estimation de la durée de vie des flexibles pour une utilisation de longue durée dans des conditions sévères d'environnement.
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11. CONCLUSION Cet essai a permis de démontrer qu'un flexible de grand diamètre pouvait être maintenu à une pression de service élevée pendant dix mois près de la surface dans des conditions d'environnement sévères. Les mesures recueillies permettent d'estimer la durée de vie des flexibles dans une configuration semblable à celle du système d'essai. Ces mesures permettent également de vérifier les programmes de calcul du comportement dynamique des flexibles dans cette configuration. 12. REMERCIEMENTS Ce projet auquel participaient les groupes MOBIL, ELF AQUITAINE et TOTAL a été conduit par 1'INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE en tant que Chef de Projet. ELF AQUITAINE NORGE, opérateur du gisement de Frigg, était responsable des travaux en mer. UGLAND MANAGEMENT COMPANY A/S supervisait la fabrication des équipements en Norvège et participait aux opérations en mer. MOBIL RESEARCH AND DEVELOPMENT CORP. assistait l'I.F.P. pour la conception d'ensemble, l'instrumentation et le traitement des résultats. Les principaux contracteurs étaient : COFLEXIP pour la fabrication et l'installation du flexible, TROSVIK INDUSTRI pour la fabrication des bouées et du corps mort, et SYMINEX pour l'instrumentation et le traitement des résultats.
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FIG.1 ESSAI DE LIAISON DE SUBSURFACE essai d'un flexible 10" 4500 psi en mer du nord
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bouée de surface instrumentation de surface
ancrage 5 lignes
SECTION DU FLEXIBLE TE8TE BOUEE DE SURFACE
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(03.101/80)
DEVELOPPEMENT DU SYSTEME SWOPS
P.T. HEYWOOD, Projet SWOPS, BP Petroleum Development Limited
Résumé SWOPS (anciennement Single Well Oil Production System - Système de Production d'Huile d'un Puits Simple) a été conçu en 1979. Le projet comporte un support flottant de production itinérant, à positionnement dynamique qui lui permet de rester connecté à une tête de puits sousmarine par une colonne montante rigide, dans toute la gamme des conditions météorologiques, sauf les plus sévères. Le riser est déployé et récupéré par le navire. Les fluides provenant du puits sont traités à bord et le brut stabilisé est stocké dans les soutes du navire. Le chargement terminé, le navire retourne au port pour décharger sa cargaison. En 1980, la CEE a consenti à être le sponsor d'un programme de travaux global, l'objectif étant de développer un tel système de production. Le concept d'une production envoyée directement vers un pétrolier de stockage, amarré en permanence pour être déchargé vers d'autres pétroliers "navettes", n'était pas nouveau, mais l'utilisation du positionnement dynamique pour un tel service constituait un progrès majeur. Une étude de faisabilité (phase 1) a été effectuée, en partant d'un pétrolier converti. Bien que confirmant la viabilité du schéma général, l'étude a recommandé un navire de conception spécifique plutôt qu'un pétrolier converti, afin d'obtenir une efficacité globale tant technique que commerciale, plus élevée. La phase de calcul (phase 2) a commencé en septembre 1981 menant à des cahiers de charges détaillés permettant de faire des appels d'offres pour la construction à la fin de 1983. La construction du premier navire SWOPS devra commencer en 1984 (phase 3 ) .
1.
INTRODUCTION
L'exploration des grands gisements pétroliers offshore a fait découvrir un grand nombre d'accumulations de réserves modestes. Le développement des grands gisements, particulièrement dans des eaux hostiles telles que la Mer du Nord a donné naissance à une industrie entièrement neuve reliée au développement économique des installations offshore étudiées pour maintenir en permanence des taux de production élevés. De tels schémas de développement exigent normalement d'importants investissements avant de bénéficier d'un revenu pétrolier quelconque.
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Le point de mire se tourne actuellement vers le développement économique des accumulations plus réduites, ce qui nécessitera des techniques nouvelles afin d'obtenir : a) une réduction des investissements de capital, b) la minimisation des coûts de fonctionnement, c) des installations réutilisables pour des applications individuelles de courte durée. SWOPS (anciennement connu comme Single Well Oil Production System) a été développé afin de satisfaire à ces exigences tout en offrant la possibilité de conduire des essais extensifs sur des puits situés dans les gisements plus importants avant d'engager les capitaux d'investissement. 2.
LE CONCEPT
La figure 1 illustre les principales caractéristiques d'un navire SWOPS. Le riser de production est déployé à partir du navire, à travers un moonpool central ¡l'installation de traitement du brut à deux étages permet de traiter les fluides récupérés du puits et le brut est enfin stocké dans les soutes du navire. Lorsque les réservoirs du navire sont pleins, le riser de production est déconnecté et récupéré et le navire rentre au port pour décharger sa cargaison. En configuration "production", le navire est connecté à la tête de puits par un riser maintenu sous tension et par un ombilical de commande sans autre moyen de connexion entre le navire et le fond. Le maintien du navire sur place est obtenu grâce au positionnement dynamique à l'aide d'hélices de poussée dont le pas peut être contrôlé en azimuth, entrainées par des moteurs électriques. Certaines de ces hélices de poussée de positionnement servent également de moyen de propulsion du navire pour aller vers et pour quitter le puits. Le système de positionnement dynamique est un système à ordinateur permettant de suivre l'excursion autour d'une position présélectionnée, grâce à différents systèmes de référence indépendants de la position, et de contrôler les hélices de poussée afin de maintenir le navire sur sa station. Une panne générale du système de positionnement dynamique qui est 100% redondant provoquera la déconnexion automatique du riser et la fermeture du puits. Lorsque l'installation de traitement rend disponible le gaz, l'énergie électrique est générée grâce à des turbines à gaz comme source d'entraînement, doublées par des diesel de secours. Afin d'optimiser les coûts d'installation et de fonctionnement, un système hybride de source d'entraînement a été conçu de manière à assurer que, lorsque le navire opère en mode de production avec maintien sur station dans des conditions météorologiques mauvaises, les turbines alimentées en gaz de production sont assistées selon les besoins par les moteurs diesel. En cas d'indisponibilité de gaz, les moteurs diesel consomment le fioule résiduel, les turbines à gaz fournissant uniquement l'énergie de réserve ou supplémentaire, ces turbines étant alimentées par du fioule distillé. L'ensemble du système SWOPS est conçu afin de rester opérationnel au-dessus du puits jusqu'à la force 9 sur l'échelle de Beaufort dans la région centrale de la Mer du Nord. Les limites de survie n'ont pas été spécifiées mais dépassent de beaucoup cet état de la mer, selon les pratiques marines normalement acceptées. Le système a été calculé pour les limites opérationnelles suivantes : - profondeur d'eau 75 m - 200 m - excursion maximale 6 % de la profondeur d'eau - vitesse du courant 1 noeud en travers - vitesse moyenne du vent 36,5 noeuds
- 558 - hauteur significative des vagues 4,5 m - période moyenne de vague zero 8,3 sec. - angle d'incidence maximale vent/vague 30° de l'arrière L'élégance du système SWOPS réside dans le fait qu'il associe les fonctions de production et de transport en un seul et même navire. La réduction de l'efficacité de production qui en résulte ne constitue pas une lourde pénalisation lorsque les taux de productions sont relativement réduits. La longévité de la conception pour l'ensemble du système est de 20 ans. Toutefois, des unités de l'équipement facilement remplaçables, par exemple les tubes du riser et des échangeurs de chaleur, peuvent avoir une longévité plus réduite. 3.
PROGRAMME DE DEVELOPPEMENT
Le programme de développement du projet SWOPS comporte trois phases : Phase 1 - Etude de faisabilité Phase 2 - Etude de détail conceptuelle Phase 3 - Construction et évaluation opérationnelle Une étude de faisabilité a été effectuée lors de la phase 1 par Vickers Aker (Avril 1980) suivie par un examen de la sécurité en juillet 1980. A l'origine, cette étude a été basée sur la conversion d'un pétrolier déjà existant. En février 1981, il ressortait de l'étude que la solution préférable serait de construire un navire étudié spécifiquement pour l'application voulue. La phase 2 du projet SWOPS a commencé en septembre 1981 avec la définition des limites des travaux nécessaires à l'étude de détail conceptuelle, permettant de définir les grandes lignes des paramètres d'étude et les performances pour une construction nouvelle incorporant un riser rigide en acier déployé à travers un moonpool central. D'autres configurations furent considérées pour le riser, mais ont été rejetées en raison de la perte de souplesse opérationnelle et leur mauvaise rentabilité. Les travaux de la phase 2 furent terminés en avril 1983. Les études en bassin d'essai et les essais d'un matériel prototype faisaient partie de l'étude de détail. Le résultat de ces travaux consistaient en un ensemble complet de spécifications techniques et de plansguides, sur lesquels furent basés les documents de l'appel d'offres menant à l'adjudication des contrats de fabrication SWOPS. Des essais à terre et offshore de l'ensemble prototype riser/connecteur de la tête de puits ont été exécutés pendant la phase 2. Certaines modifications ont été apportées à la conception de la RCP/REH à la suite de ces essais et, en particulier, afin de s'accommoder à des productions mises en commun, en provenance de deux puits distincts. La conception définitive de ce matériel est actuellement en cours de développement. Les essais offshore ont été financés séparément par la CEE au titre du contrat N° TH/03.126/82. A la fin de la phase 2, un "atelier" a été institué afin d'examiner la conception du système de manutention du riser. Des représentants des Divisions Opérationnelles et d'Ingénierie de la BP ont considéré tous les aspects du fonctionnement et de la maintenance du riser. Les recommandations seront intégrées à la conception définitive. Les coûts d'investissement du nouveau navire, ainsi que les coûts de fonctionnement prévus, furent utilisés afin d'évaluer la rentabilité du système sur les vingt années de durée de vie du navire. Afin d'évaluer les gains d'efficacité probables obtenus grâce au système SWOPS, la BP a
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effectué une série de simulations sur ordinateur des cycles de fonctionnement caractéristiques. Données d'entrée utilisées pour cette simulation : - les taux de production prévus pour le puits, - les données météorologiques concernant la Mer du Nord, - les capacités du navire et des vitesses de parcours, - les seuils opérationnels et les mouvements du navire, - les détails du lieu et les distances jusqu'au port, - les débits de déchargement de la cargaison, - les temps de rotation du navire au port, - la maintenance préventive et corrective, - les pannes du matériel. Il ressort de ces études des valeurs de l'efficacité moyenne de production annuelle exprimées sous forme de pourcentage de la production en provenance du ou des puits à un taux constant pendant une période d'un an sans interruption. La BP se prépare à effectuer la phase 2 durant T984. 4.
LA CONCEPTION DU NAVIRE
La conception du navire SWOPS effectuée par VO Offshore Limited sous une étroite surveillance de la BP, a constitué l'activité principale de la phase 2. L'installation SWOPS naviguera sous pavillon britannique et les normes de construction et de fonctionnement respecteront en tous points la législation sur la marine marchande britannique "Merchant Shipping Acts". Le navire sera équipé comme pétrolier selon les dernières exigences IMCO, assurant ainsi un niveau élevé d'intégrité structurelle, de sécurité et de protection de l'environnement. Le navire sera conçu selon SOLAS 1974 et 1978 et sera conforme à toutes les règles de l'art actuelles. Les normes de fonctionnement seront conformes au "International Safety Guide for Oil Tankers and Terminais" (Guide International de la Sécurité s'appliquant aux Pétroliers et aux Terminaux) ainsi qu'à la législation similaire et les recommandations applicables à l'industrie. Le navire répondra aux exigences de la plus haute classification du Lloyds Register of Shipping correspondant à un vaisseau de cette classe. Il sera doté d'une équipe d'officiers et de marins sélectionnés dans les flottes offshore et dans les pétroliers, parfaitement formés et ayant une bonne expérience des imprévus et des situations d'urgence maritimes. D'autres mesures de sécurité seront assurées afin de se prémunir des risques inhérents aux caractéristiques nouvelles ; ces "mesures seront soutenues par des plans entièrement développés couvrant toutes les contingences et comportant les programmes de formation nécessaires. Le Commandant sera responsable du maintien des normes de sécurité à bord, à tous moments. De surcroît, lorsque le navire fonctionne en tant que moyen de production dans les eaux territoriales du Royaume Uni UKCS, il doit respecter les règlements du Département d'Energie s'appliquant aux installations offshore ; une certification ("Certificate of Fitness") pour l'ensemble du système comprenant le navire et les têtes de puits sera nécessaire. Le Commandant a fonction de gérant de l'installation offshore lorsque le navire se situe à l'intérieur d'une zone de production. Le concepteur a dû satisfaire aux différentes exigences pour arriver à une solution de compromis capable de satisfaire aux deux jeux de règlements. Les principales dimensions et capacités de la conception du navire en résultant sont les suivantes :
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iongeur (entre perpendiculaires) 233,0 m longeur hors-tout 251,5 m largeur (forme) 37,0 m profondeur (forme) 19,8 m tirant d'eau de calcul 11,0 m déplacement au tirant-d'eau de calcul 76,440 tonnes cargaison (densité « 0,85) 42,572 tonnes capacité en ballast 39,239 tonnes capacité de slops 6,556 tonnes Six générateurs principaux produisent une énergie électrique allant jusqu'à 21,4 MW à 6,6 KV et 60 Hz pour entraîner les moteurs à vitesse constante accouplés à chacune des sept unités de poussée de 3,0 MW. La poussée peut être variée automatiquement par le système de traitement des données, afin d'assurer la force de restauration nécessaire en variant à la fois le pas des hélices et la vitesse de rotation des unités de poussée. Lors des passages par des eaux peu profondes, les quatre unités de poussée installées en-dessous de la quille peuvent être ramenées à l'intérieur de la coque. Trois des générateurs sont entraînés par des moteurs diesel, les autres trois par des turbines à gaz à double carburant. Un système sophistiqué de gestion de la puissance est nécessaire afin de combiner deux types de force motrice différents, de manière à assurer qu'une puissance de réserve soit toujours disponible, à la demande, tout en maintenant chaque force motrice dans des limites prédéterminées. 5.
CONCEPTION DU RISER
La conception du système riser a été développée à la BP. Elle est illustrée par la figure 2. Les premières conceptions ont comporté un pivot multivoie de grande dimension afin d'accommoder toutes les lignes de commande hydraulique sous-marines, mais se sont avérées inacceptables en raison de leur encombrement excessif, incompatible avec la philosophie conceptuelle pour le projet SWOPS, à savoir la simplicité, la fiabilité et la sécurité de fonctionnement. Le concept actuel comporte un pivot à simple voie pour les fluides du puits équipant une tête de riser supportée à l'intérieur du chariot, l'ombilical de commande consistant en une longueur continue associée à une longueur en chaînette à l'intérieur du moonpool, de manière à permettre les mouvements du chariot et la rotation du navire. La nécessité d'un chariot a été examinée dans tous ses aspects. La fonction principale est de maintenir la tête du riser sur l'axe qui mène à un moonpool plus réduit. Une variation 'd'angle de * 15° du riser peut être acceptée, de manière à permettre l'excursion maximale du navire autour de son'emplacement avant de déconnecter le riser en cas de panne du système de positionnement dynamique. Dans des conditions normales, les limites de fonctionnement se situent à environ - 4°. 6.
CONCEPTION DU PROCESS
La conception du process, dont les installations comportent la torche, a avancé de manière satisfaisante malgré quelques retards subis au début en raison des études de détail de la densité du gaz de combustion qui se sont avérées nécessaires. Deux études furent effectuées tout au début de la phase de conception concernée : (1) l'installation du matériel process située en-dessous ou sur le pont et (2) l'utilisation des mini-séparateurs GOSP et WOSP développés par la BP. Il a toujours été envisagé pendant les études de la phase 1 d'instai-
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ler le materiel process et les séparateurs sur le pont, afin de faciliter leur ventilation naturelle. Les structures de protection supplémentaires nécessaires pour prévenir les avaries causées par les vagues et pour assurer la sécurité du personnel seraient, pour la cas qui nous concerne, importantes et pèseront considérablement sur les coûts, tout en augmentant la résistance au vent du navire. Un groupe d'étude de la BF a été constitué spécifiquement pour considérer les implications sur l'operabilità et la sécurité découlant de la décision de situer le matériel process au-dessous du pont. La conclusion qui en ressort est que plusieurs avantages opérationnels seront acquis, sans créer des risques supplémentaires, à condition de prendre certaines précautions comme, par exemple, d'installer un système de ventilation assistée. La décision de situer l'installation en-dessous du pont a été avaliséepar l'Organisme de Certification et, de ce fait, cette dernière a pu être intégrée dans la conception. Un autre groupe d'étude s'est penché sur les problèmes de l'utilisation des mini-séparateurs de la BP et il fût conclu que d'autres travaux de développement concernant ces systèmes seraient nécessaires avant de pouvoir les exploiter dans le projet SWOPS. Des séparateurs horizontaux conventionnels à trois phases ont été préférés pour cette application. Ces décisions fondamentales une fois arrêtées, les schémas du process, les bilans thermiques et de masse et les schémas de la tuyauterie et de l'instrumentation ont été préparés. L'un des aspects uniques du projet SWOPS réside dans sa capacité de traiter des fluides en provenance du puits en quantité et en qualité variables. Ceci nécessite l'étude d'un système process extrêmement souple comportant quelques compromis par rapport à l'efficacité de séparation dans des conditions extrêmes de fonctionnement. Un problème particulier s'est fait sentir, exigeant une attention toute particulière ; ce fut celui de la densité du carburant gazeux. Un des principes fondamentaux de la conception SWOPS a toujours été sa capacité à utiliser le séparateur des gaz pour alimenter son système de force motrice et donc son système de positionnement dynamique. Les Compagnies de Classification ont néanmoins insisté pour que tout gaz soutiré, dans ce but, en-dessous du pont principal du navire, ait donc une densité inférieure à celle de l'air ;. il fût impossible de le garantir pour toutes les accumulations possibles de gaz. Le choix d'une option de machines hybrides comportant trois turbines à gaz situées au-dessus du pont a permis de clarifier les exigences relatives au carburant gazeux. Les conditions d'entrée des turbines à gaz ont permis d'identifier la nécessité d'un compresseur de gaz ainsi que celle d'une installation de traitement des gaz. 7.
CONCLUSION
Le développement des accumulations d'huiles sous-marginales de tonnage réduit dans des zones offshore nécessite des moyens s'adaptant à l'environnement particulier. Le projet SWOPS est unique en sa capacité à être rapidement découplé de la tête de puits, dans un temps de moins d'une minute, tout en laissant tous les équipements sous-marins dans une condition de sécurité. Cette possibilité ne nécessite aucune intervention d'autres vaisseaux ou de moyens et permet une réponse rapide dans des zones où les conditions sont susceptibles de varier rapidement, par exemple les eaux infestées d'icebergs. Cette installation est, cependant, sophistiquée, à la pointe de la technique et donc d'un coût élevé et il faut choisir judicieusement les zones où elle peut être économiquement déployée. L'utilisation du système SWOPS pour l'essai des puits est avantageuse en ce qu'elle permet le débit de l'huile sans discontinuité qui est
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capable d*être traitée et stockée à bord. De même, le système bWOPS peut servir de système précoce de production. Il est actuellement envisagé ae faire fonctionner le premier système SWOPS dans la Mer du Nord, dès 1987.
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(03.129/82)
PROJETS DE PRODUCTION DE GAZ OFFSHORE DANS LE NORD DE LA NORVEGE "SYSTEMES SOUS-MARINS" T.S. TAYLOR, The British Petroleum Company PLC
Ré sumé Les objectifs du projet ci-dessus ont été d'élaborer et d'étudier des systèmes de production sous-marins pour l'exploitation des ressources en hydrocarbures, dans 350 mètres d'eau, dans la partie nord de la Mer du Nord, à 150 kilomètres de la côte. Une enquête a été conduite sur les différentes méthodes de mise en production de champs sous-marins, sur les systèmes qui y sont associés et sur les équipements requis pour développer un champ de gaz ou d'huile de grande taille. Les études d'ingénierie ont été conduites jusqu'au point nécessaire pour établir la faisabilité, en identifiant et en mettant au point les nouveaux équipements qui pourraient s'avérer nécessaires. C'est une approche modulaire qui a été retenue et les divers aspects de mise en place sans plongeur, d'accès, d'entretien et de réparation, ainsi que les techniques opératoires ont été étudiés en même temps que les plannings de mise en production du champ et en y ajoutant une estimation des coûts. Les résultats démontrent qu'il est possible d'élaborer un système de production sous-marin modulaire, applicable à la partie nord de l'offshore norvégien et que seul un certain nombre nominal de composants nécessiterait une mise au point complémentaire et la fabrication de prototypes. L'accent a été mis sur l'optimisation ultérieure des schémas de base de la mise en production du champ, sur la fiabilité des composants et sur les essais rigoureux à prévoir. Il a été considéré qu'une installation sous-marine d'une taille minimale devrait être construite pour permettre d'y conduire les programmes intégrés critiques d'essais effectués à terre.
1.
INTRODUCTION La présente étude, intitulée SYSTEMES DE PRODUCTION SOUS-MARINS, désignée sous le n° SA, est l'une des six études du projet "Gaz en mer profonde dans le nord de l'offshore norvégien" (GONN) effectuée en commun par BP et Statoil. Les paramètres de base utilisés pour l'élaboration du projet et l'étude reflètent les caractéristiques d'un champ réel situé dans le TromsoFlaket, au nord du 71e parallèle.
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Une investigation des divers modes de développement possibles d'un champ sous-marin, pour la production de gaz et d'huile, appelés scénario 1 et scénario 2 respectivement, a tout d'abord été conduite. Les principes de développement de champs en résultant pour chacun des scénarios sont illustrés dans les figures 1 et 2. C'est à partir de cette pré-étude qu'un cas unique désigné sous le vocable de "cas d'étude" a été designé pour faciliter les études d'ingénierie. Le cas d'étude comportait les principales caractéristiques des deux scénarios différents concernant l'huile et le gaz, et ceci a permis d'éviter qu'il y ait duplication de certains travaux. Les travaux ont commencé à la fin du mois de juin 1982 et se sont terminé au cours de décembre 1983. Le projet a été conduit en association par Kongsberg Oil Division et John Brown Offshore Ltd., avec un partage approximatif de la charge de travail de 50/50. 2.
CAS D'ETUDE L'élaboration du cas d'étude s'est faite volontairement à un niveau complexe. Il n'a pas été effectué d'optimisation car ce serait aller à 1'encontre de l'objectif qui était de s'assurer que tous les composants, les système, les techniques d'installation, les outils et les exigences de l'entretien étaient correctement pris en compte par l'étude en vue d'être prêts pour un développement réel. Les données principales de l'étude d'ingénierie du cas d'étude ont été les suivantes: - approche modulaire de l'étude, - tous les matériels sous-marins doivent être relevables, - toutes les interventions doivent se faire sans plongeur (y compris la mise en place), - tous les pipelines transportant des hydrocarbures doivent permettre le passage de bouchons râcleurs, - le sol du fond de la mer est supposé être mou, - les puits de production doivent pouvoir être convertis en puits d'injection d'eau. Les diverses relations des composants du champ entre-eux sont illustrées dans la figure 3. Il s'est avéré nécessaire, tout au long de l'étude d'ingénierie des composants du champ, de vérifier continuellement ces interfaces pour assurer la compatibilité à l'intérieur du système. 2.1
Ensemble de manifold de puits (WMC) Le WMC comprend une structure en acier comportant six emplacements de puits fixée à des piles circulaires en acier et étudiée selon un principle modulaire relevable avec des connecteurs verticaux, de telle façon que toute la tuyauterie et les matériels puissent être ramenés à la surface et ultérieurement remis en place. La structure en acier est principalement composée de fers en "I". et son poids est de 1700 tonnes. La flottabilité requise pour la mise en place est fournie par un module d'installation à flottabilité variable qui peut être réutilisé. Un module de tuyauterie relevable est sis en place pour la production et les services ; il est constitué d'un collecteur avec des lignes radiales pour la production, les essais, l'injection d'eau, l'injection de produits chimiques et l'accès aux annulaires. Chaque puits du cluster dispose d'un module d'isolation qui lui est propre ainsi que d'un module de contrôle de débit (FCM) contenant les vannes de manifold et l'instrumentation qui sont contrôlées depuis la surface. Les modules sont situés à proximité immédiate de la tête de puits, tout en laissant suffisamment d'espace libre pour les opérations de forage. Les duses sous-marines sont situées au-dessus du FCM, sous la forme d'un sous-module, pour simplifier le relevage pour l'entretien. Las puits de
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production peuvent être convertis en puits d'injection d'eau au cours de la vie du champ et, depuis satellite, peuvent être raccordés à chaque puits disposant de son propre système d'isolation et de FCM, en des positions prédéterminées. Four permettre de faire face à la nécessité de racler les pipelines d'hydrocarbures correspondant aux puits satellites, un nouveau type de module d'orientation des racleurs a été proposé, utilisant des éléments flexibles pour permettre d'orienter les racleurs. Le système de contrôle du WMC est un système électro-hydraulique multiplexe utilisant un fluide à base d'eau (un système utilisant un fluide minéral a été aussi étudié). Des liaisons de puissance électrohydraulique et de communication provenant de la surface sont distribuées radialement à partir de la plate-forme à ancrage tendue verticalement (VTMP) vers chaque WMC par l'intermédiaire de lignes posées au fond de la mer. Une nouvelle technique de distribution ligne de contrôle/système de couplage pour des systèmes de production sous-marins fonctionnant sans l'intervention de plongeurs a été proposée. L'installation et le relevage des lignes de contrôle/systèmes de couplage s'obtient en incorporant des conduites dans un module de tuyauterie passif, au moyen d'un câble et de tambours pour tuyaux ou tubes relevables. La distribution des lignes de contrôle/systèmes de couplage s'obtient en pompant un coupleur à travers la conduite, vers la destination souhaitée. Ce concept devrait permettre de réduire la nécessité d'avoir une redondance ainsi que-la complexité. Le collecteur de production est connecté à la boucle principale de 24 pouces de diamètre extérieur par un module entrée/sortie et il contient une pièce en "T" qui peut être raclée et permet le raclage dans deux directions ainsi que le changement de direction de l'écoulement. Afin de prévenir la dilatation-du pipeline', des joints flexibles de torsion et axiaux ont été mis en place au niveau des connexions au lieu de prévoir de longues lyres de dilatation. Un système nouveau de prise de la ligne de remorquage en latérale permet de réaliser les connexions du pipeline de production en forme de boucle au WMC, en utilisant le navire de remorquage de surface, sans que celui-ci lâche le pipeline. Toutes les autres lignes de collecte, lignes de contrôle, etc., sont connectées par une technique de traineaux en 2 étages étudié pour permettre de réaliser les connexions à l'intérieur de la structure du WMC. Toutes les opérations de mise en place se font à partir de postes de travail prédéterminés, au moyen d'outils spécialement mis au point, contenus à l'intérieur d'un cadre-guide à 4 poteaux. Le relevage des moteurs de vannes et de capteurs se fait au moyen d'outils spéciaux commandés à distance (ROTs) descendus sur un des postes de travail, au moyen de lignes guides. Four des opérations importantes, le module correspondant peut, finalement, être remonté verticalement jusqu'à un support de surface. 2.2
Ensemble injection d'eau (WIC) Le WIC comprend une embase en acier avec 4 réceptacles de têtes de puits qui est installée sans flottabilité (50 tonnes). Le WIC a été étudié pour que les tubes conducteurs des puits constituent ses piles. La tuyauterie est contenue dans un module de tuyauterie relevable et, à part des arbres de Noël, le seul module nécessaire est la boîte de contrôle de l'ensemble. Une duse intégrée fait partie de chaque tête de puits et elle peut être remontée séparément. La puissance électrique et hydraulique, ainsi que les transmissions de communication, sont acheminées vers le WIC par l'intermédiaire d'un WMC. Le contrôle des actionneurs de vanne des arbres de Noël du WIC est
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hydraulique et se fait à partir d'une boîte de contrôle centrale WIC qui est aussi utilisée comme un centre de puissance électrique et de communication. Le contrôle des capteurs de procédé est effectué au moyen d'unités multiplexées qui sont fixées à chaque tête de puits et relevables avec elle. 2.3
Manifold de bas de riser (RBM) Le RBM comprend les systèmes de connexion pour les pipelines du champ, les lignes de collecte, les lignes de contrôle et le système de tuyauterie correspondant aux besoins du riser de l'AVTMP. Les RBM constitue un ancrage pour les risers en tension. Les principes modulaires utilisés pour le WMC ont été appliqués au système de production du RBM. Pour permettre la connexion des boucles constituant les lignes de production du champ avec les lignes d'huile et de gaz arrivée/départ, des structures auxiliaires de fond sont fixées à chaque extrémité du RBM. Ces structures sont destinées à donner un espace de travail à la mer pour les engins de pose de pipes, au-delà de l'espace couvert par les mouvements de la VTMP. Le RBM est symétrique par rapport à la ligne centrale, chacun des côtés étant affecté à une boucle du champ. Chaque boucle du champ est connectée par les risers suivants à la VTMP: - 2 risers de production (diamètre 24 pouces), - 2 risers de test (diamètre 8 pouces), - 1 riser d'injection d'eau (diamètre 18 pouces), - 1 riser d'injection de produits chimiques (diamètre 8 pouces), - 2 lignes avec chacune un faisceau de contrôle de riser. Le contrôle des fonctions de la base des risers se fait à partir de la VTMP par un contrôle hydraulique direct, mais il comporte un secours situé dans les deux systèmes de contrôle de riser. Le contrôle des capteurs de procédé se fait par un câblage direct qui leur est affecté. Pour chaque WMC, une ligne double hydraulique et électrique est connectée au système de contrôle du riser. La nouvelle méthode des outils pompés est aussi envisageable pour amener des connecteurs de ligne de contrôle à travers des conduites allant du riser aux points de connexion sur le champ. 2.4
Pipelines, lignes de collecte et ombilicaux Le schema de principe du champ pour le cas d'étude (figure III) donne une indication sur l'encombrement du fond de la mer par les lignes de collecte. Normalement, les lignes de collecte sont posées dans des couloirs bien définis, mais ceci s'est avéré impossible pour un développement sous-marin de cette complexité et dans une telle profondeur d'eau. De cet encombrement du fond de la mer par des lignes de collecte est née la nécessité d'installer des points d'ancrage permanents autour de chaque WMC et WIC pour diminuer les risques d'endommagement des lignes de collecte par des ancres. La différence de taille et de rigidité des lignes a amené à recommander trois méthodes de pose qui sont les suivantes : - barge de pose du type semi-submersible de la troisième génération pour les lignes arrivée/départ de 30" de diamètre, - remorquage sous profondeur d'eau contrôlée des lignes de production de 24" de diamètre, - des lignes radiales d'injection d'eau de 18" et des faisceaux de lignes de collecte des puits satellites, - support monocoque à tambour de déroulement pour les lignes d'essai de 8" de diamètre et les lignes de diamètre inférieur. Il a été supposé, dès le début, que toute ligne endommagée serait remplacée (et non pas réparée) et que les lignes internes du champ
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pouvaient être posées dans n'importe quel ordre. Les seules lignes qui pouvaient être réunies en faisceaux étaient celles qui vont des WMC vers les puits satellites. L'étendue de l'emprise de l'ancrage de la barge de pose a amené à proposer de poser les lignes d'expédition avant d'installer le WMC, le WIC et leurs points d'ancrage permanent. La mise en place des lignes par traction est réalisée au moyen d'un poste de traction constitué par un cadre de guidage à 4 poteaux et en mettant en oeuvre un outil de mouflage d'une puissance de 200 tonnes. 3.
DEFINITION DES SCENARIOS Le present chapitre est destiné à donner une description résumée du développement des deux scénarios. 3.1
Scénario 1 Le principe du scénario 1, tel qu'illustré dans la figure I, peut être défini comme suit: un gisement de gaz "sec" à une profondeur moyenne de 4200 mètres sous la mer, un total envisagé de 29 puits producteurs de gaz, , une production moyenne annuelle maximale de gaz de 32 x 10 Sm3/jour, une durée de vie prévue du champ en production de 20 ans, avec un plateau de production s'étendant sur une durée de 15 ans. Il faudra 6 ans pour forer les 29 puits de production de gaz en utilisant un maximum de 3 semisubmersibles, à raison de 3 puits par appa reil et par an, au cours d'opérations s'étendant sur toute la durée de 1'année. On considère qu'une confiance suffisante aura été établie après deux ans et demi d'études préparatoires et d'essais à terre pour que le lance ment du développment d'un champ "réel" puisse être effectué. Le développe ment de l'ensemble du champ laisse prévoir un programme d'une durée de neuf ans et demi, sans tenir compte des études préparatoires, avant que le dernier puits ne soit complété. En raisonnant de facon optimiste, on peut espérer commencer à produire du gaz à la fin de la sixième année. 3.2
Scénario 2 Le scénario 2, tel qu'indiqué dans la figure 2, peut être défini comme suit: un gisement d'huile, avec un rapport gaz/huile élevé, à une profondeur moyenne de 2270 mètres sous l'eau, il est prévu un nombre total de 120 puits producteurs d'huile et de 30 puits d'injection d'eau, la production maximale moyenne annuelle est de 69000 Sm3/jour avec un GOR de 1Ş1 Sm3/Sm3 . le taux maximale d'injection d'eau est de 120,000 Sm3/jour, la durée de vie prévue pour le champ est de quinze ans, avec un plateau de production s'étendant sur quatre ans. Le temps nécessaire pour forer les 150 puits de production et d'injec tion d'eau est de 10 ans, en utilisant 4 semisubmersibles à un rythme annuel de 4,5 puits au cours d'opérations s'étendant sur toute la durée de l'année. Après 2 ans 1/2 de développement préliminaire et d'essais à terre, la durée totale du programme est estimée à 15 ans, avec la possibilité de commencer à produire de l'huile au milieu de l'année 6,
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CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS L'accent a été mis sur la fiabilité des composants que l'on ne peut obtenir que par une surveillance rigoureuse des détails au cours de l'étude, des essais approfondis et une garantie de qualité au cours de la fabrication. Pour résoudre les problèmes d'accès pour l'entretien ou la réparation, c'est le principe d'un système sous-marin modulaire relevable qui a été mis au point, grâce auquel tous les systèmes de tuyauterie, de vannes, de boîtes de contrôle, etc. peuvent finalement être remontés en surface pour l'entretien ou la réparation. Des composants comme les capteurs, les duses et les parties des systèmes de contrôle de moindre fiabilité sont prévus pour pouvoir être remontés de façon indépendante, commandés à distance et être remplacés sous l'eau, en utilisant des outils commandés à distance et spécialement mis au point (ROTs) qui peuvent être mis en oeuvre pour constituer des postes d'outillage. Les composants, les modules développés et leurs techniques de mise en oeuvre doivent être minutieusement essayés et testés en tant que systèmes. Un important programme intégré d'essai à la terre est nécessaire pour une confiance suffisante puisse être donnée à l'étude des composants, des modules et des systèmes d'intervention. Un souci est apparu au cours de l'étude se rapportant aux spécifications possibles à imposer au support de surface pour la reprise des puits et le contrôle de l'exploitation du gisement. Des supports de surfaces supplémentaires seraient nécessaires pour effectuer ces opérations et une étude complémentaire s'avère nécessaire. Il résulte des travaux effectués sur les 2 scénarios et du coût correspondant que les deux solutions de développement proposées ne sont pas forcément optimisées et qu'il sera nécessaire d'effectuer une révision des schémas de principe de développement des champs. Les concepts sous-marins étudiés sont, pour le moment, fondés sur l'utilisation de lignes guides pour la mise en place des modules et des outils d'entretien. L'une des conclusions est qu'il faudrait sérieusement envisager des systèmes ne nécessitant pas de lignes guides. D'autres domaines d'intérêt sont constitués par les systèmes de contrôle et de surveillance et ils sont indiqués ci-dessous : - fluide du système de contrôle et sa pression de fonctionnement, - diminution complémentaire des interfaces du système de contrôle et optimisation des techniques de distribution, - risers, coupleurs et capteurs du système de contrôle. La conclusion principale de la présente étude est qu'il est possible d'élaborer un ensemble de production sous-marine pour une profondeur d'eau de 350 mètres, dans des conditions d'environnement et de fond de la mer équivalentes à celles que l'on trouve dans l'offshore du nord de la Norvège.
ensemble de lignes de production et d'essais expédition et transfer
ensemble de lignes de pro duction et d'essais
01 O)
co
gaz vers la côte Légende : WMC - ensemble manifold de puits RBM - manifold de pied de riser VTMP - plate-forme à ancrage tendu vertical
expéditions vers la côte Légende : WMC WIC RBM VTMP
FIGURE 1 - DESCRIPTION DES INSTALLATIONS SOUS-MARINES POUR LE SCENARIO 1
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ensemble manifold de puits ensemble puits d'injection d'eau manifold de pied de riser plate-forme à ancrage vertical tendu
FIGURE 2 - DESCRIPTION DES INSTALLATIONS SOUS-MARINES POUR LE SCENARIO 2
vers 3 ensembles de manifolds de puits semblables manifold de lignes de c o l - ^ \ b a s e de l e c t e vers l e s WMC\ r i s e r s transfert huile transfert gaz
expédition huile expédition gaz
NOTE Les lignes de contrôle hydrauliques et électriques du champ sont disposées radialement et ne sont pas indiquées, pour la clarté du schéma P T Vf CH
riser de riser de riser de riser de produits riser de production d'huile test r i s e r de de gaz prod, chimiques
ligne de collecte ligne de test ligne d'injection d'eau ligne d'injection de chimiques ligne d'expédition ligne d'expédition
en •si
o ensemble manifold de p u i t s ensemble de manifold de puits ensemble de manifold de puits
ensemble injection d'eau 1
FIGURE 3 - SCHEMA DE PRINCIPE DU CAS DE BASE
ensemble injection d'eau 2
puits satellite 2
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ETUDE ET MISE AU POINT D'UN SYSTEME SANS LIGNEGUIDE POUR TETE.DE PUITS ENCASTREE (GLLITS)
KW. BRANDS, SHELL Internationale Petroleum Maatschappij B.V.
Résumé La mise au point d'un système sousmarin de production pour des champs sous grande profondeur d'eau nécessite que les équipements sousmarins soient installés en utilisant un support à positionnement dynamique et sans l'aide de lignesguides. En plus des problèmes liés à la profondeur d'eau, d'autres facteurs comme les possibilités de manoeu vre et l'encombrement du fond de la mer (par exemple la présence de structures et de pipelines), qui excluent l'utilisation d'un support ancré, ont influé sur l'utilisation croissante par 1'industries off shore, au cours de la dernière décennie, de supports ancrés dynamique ment. Bien que les techniques de forage sans ligneguide, à partir de supports ancrés dynamiquement,soient largement utilisées désormais, la techni que et les équipements nécessaires pour installer une tête de puits sans ligneguide ne sont pas encore disponibles. C'est en pensant à une demande envisageable dans un avenir proche pour que cette possi bilité soit offerte en vue de l'appliquer à des profondeurs pouvant atteindre 1000 m que SIPM a initié le projet de tête de puits encas trée sans ligneguide, en 1980. Le projet GLLITS est fondé sur un système de tête de puits encastrée et il est, du point de vue technique, l'extension d'un système de tête de puits sousmarine encastrée avec lignesguides, développé précédemment et installé à Brunei dans le courant de l'année 1981. Une tête de puits encastrée a été choisie par opposition à un système "conventionnel" de tête de puits sousmarine pour ses caractéristiques propres de sécurité consistant à loger les équipements soumis à la pression principale du puits (soit la.suspension de tubing et le ■ bloc de vannes maîtresses) dans le tube conducteur, sous le niveau du fond de la mer. Cette caractéristique permet à ces parties criti ques de l'équipement d'être protégées lors des opérations de comple tion, de réentrée et'de connexion de lignes de collecte. De plus, le système d'orientation pour la completion et la tête de puits peut être logé à l'intérieur du tube conducteur, ce qui réduit la hauteur de l'arbre de Noël par rapport au fond de la mer et, donc, le moment de flexion exercée sur la tête de puits lors des opérations de halage d'une ligne de collecte. La completion correspondant à un puits à gaz proposée pour cette étude devait pouvoir totalement être entretenue par TFL, pour que cela puisse convenir aux capacités de grande profondeur du système. Il était prévu d'utiliser la tête de puits à huile existante et déjà
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mise au point du type TFL à deux lignes 3"1/2, comme base de l'étude, bien qu'il puisse être nécessaire d'y apporter des modifications pour l'adapter à la production de gaz. Finalement, c'est une connexion de collecte de deuxième extrémité, du type "incurver pour connecter" qui a été proposée pour tenir compte d'une demande possible pour que les puits sous-marins à grande profondeur d'eau aient leur production dirigée vers un manifold ou vers un pied de riser. L'étude d'ingénierie correspondant à la phase 1 a été terminée à la fin de mars 1984. L'étude avait atteint, à ce moment là, un degré de détail tel que l'équipe de projet considérait que le système était prêt à être construit et installé.
1. 1.1
DESCRIPTION DU SYSTEME
Etude de la completion de fond Le type de completion retenu est illustré schématiquement dans la figure 1 et il comporte des vannes de sécurité relevables dans le tubing à ligne d'équilibrage de pression, des manchettes "H" de circulationprimaire et secondaire de TFL, des vannes de fond et un packer 13"3/8 permanent adapté à la double completion. Les principaux composants qui ont été étudiés spécialement pour la completion du puits à gaz en A"1/2 ont été les vannes de fond, le packer permanent et le joint télescopique verrouillable (nécessaire pour préserver un espacement dans le cas d'une recomplétion). La plupart des autres accessoires de completion ne sont que des versions adaptées en taille d'équipements existants en 3"1/2, modifiés pour convenir à l'utilisation de joints métal/métal et éliminant tous les joints dynamiques résistant aux chocs. Comme la completion est étudiée pour un puits produisant à partir d'une seule zone, on a utilisé un packer permanent de 13"3/8 à passage simple et mis en place hydrauliquement, avec un verrouillage de tubing separable permettant de remonter par workover la completion TFL et les accessoires situés en amont. La vanne de fond étant un prototype à boisseau sphérique (ce qui a été choisi pour réduire l'écoulement turbulent créé par un assemblage conventionnel vanne à obturateur coulissant/clapet), le risque de fermeture d'une vanne de fond empêchant de recompléter le puits a dû être pris en compte. C'est ainsi que le dessin de la completion a pris sa forme actuelle, dans laquelle il n'est pas possible qu'un défaut de la vanne de fond puisse empêcher de se dégager du packer. Le packer permanent est posé hydrauliquement par pression dans le tubing. L'utilisation d'un packer permanent élimine la nécessité d'avoir des joints télescopiques dans la completion initiale. En cas de recomplétion par workover, la partie supérieure de la completion peut être séparée du packer en manoeuvrant une manchette située dans le packer au câble, ce qui déverrouille un mandrin de verrouillage du tubing. Dans le cas d'opérations de recomplétion, il est nécessaire d'inclure un joint télescopique dans la portion simple du train de tubing située au-dessus du verrouillage du packer, pour donner de la place à la suspension de tubing. Le verrou du packer peut alors être mise en place dans le packer en manoeuvrant la manchette derrière le mandrin. Le joint télescopique est étudié pour se verrouiller dans n'importe quelle position après écrasement, en manoeuvrant une manchette derrière un système coulissant interne. Il
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est alors possible d'obtenir un joint métal/métal en appliquant la pression dans le tubing. La manchette en Y permet le passage de la partie supérieure en double completion TFL à la completion simple au câble situé au-dessous et elle a été étudiée pour permettre le passage des outils au câble et des équipements de diagraphie Schlumberger. Les vannes de fond TFL seront installées juste au-dessus du packer et de la manchette en Y, sous le raccord de circulation en H. La vanne de fond est étudiée pour empêcher que le fluide de circulation du TFL soit pompé dans une formation ouverte lors du retrait et/ou de la mise en place d'un système de clapet TFL. Juste au-dessus du raccord de circulation primaire en H, on a prévu des poches latérales sur chaque ligne. Celles-ci seraient normalement montées, avec une vanne annulaire d'arrêt, fonctionnant par la pression, pour permettre de faire circuler les fluides contenus dans le tubing et l'annulaire du puits avant une opération de workover. Un raccord latéral en H secondaire pour circulation en secours est prévu pour le cas où la circulation normale, à travers le raccord en H inférieur, serait interrompue à cause d'une accumulation de sable ou de débris. La vanne de sécurité de subsurface relevable dans le tubing et contrôlée depuis la surface par une ligne d'équilibrage sous pression, a été mise au point à partir de la vanne 3"1/2 Otis existante et dont le bon fonctionnement a été largement prouvé. La vanne est prévue pour être installée à une profondeur de 5000 pieds (1700 m) et elle comprend une manchette d'isolement verrouillage et un siège pour une vanne TFL de remplacement à boisseau sphérique. En plus de l'augmentation de taille, le modèle existant a été modifié pour y inclure des joints métal/métal et des joints de piston "Vari seal" en teflon, de façon à diminuer les frottements lors de la mise en oeuvre et ainsi augmenter la capacité de la vanne à se fermer en cas d'urgence. Tous les matériels de fond ont été sélectionnés pour fonctionner dans un milieur corrosif au C0¡. 11 est envisagé que les parties tubulaires soient en acier à 13 % de chrome, équipées, soit de joints VAM "AG" ou Hydril "CS". 1.2
Schéma de la tête de puits et de l'arbre de Noël 1.2.1 - Généralités La configuration de la tête de puits et de l'arbre de Noël (figure 3) ressemble à la tête de puits existante encastrée qui a été installée en offshore à Brunei en 1981. Le système est constitué par les composants principaux suivants : a) Caisson 36". b) Tête de puits 18"3/4-10.000 psi, installée à quelques 40 pieds (13 m) en dessous du fond de la mer. c) Connecteur à diamètre réduit 18"3/4, reliant le bloc de vannes maîtresses à la tête de puits. d) Double bloc de vanne maîtresse 4" x 4" x 2". e) Connecteur intermédiaire 18"3/4 connectant les boucles TFL à l'extrémité du bloc de vannes maîtresses. f) Partie supérieure de l'arbre de Noël consistant en : - manchette d'extension de ligne de collecte, - structure de support de ligne de collecte, - partie supérieure de l'arbre de Noël. Des entonnoirs de ré-entrée sont prévus : a) Sur la plaque de base de forage, pour la manchette de raccordement et le BOP-stack.
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b) Le branchement de la completion pour la partie supérieure de la structure. c) La partie supérieure de la structure, pour la ligne correspondant à l'outil de ré-entrée. La hauteur totale de la partie supérieure de la structure de l'arbre de Noël, au-dessus du fond de la mer, s'élève à quelques 11-12 pieds (3-4 mètres). Dans la configuration proposée, le faisceau de ligne de collecte pénètre dans la partie supérieure de la structure de l'arbre de Noël à environ 7,5 pieds (2,5 mètres) au-dessus du fond de la mer. 1.2.2 - Position des vannes La disposition retenue pour la tête de puits est schématiquement décrite dans la figure 2 qui montre la disposition retenue pour les vannes et l'instrumentation. Une manchette verticale de ré-entrée donnant accès à la completion par travail au câble à travers la structure supérieure de la tête de puits avait été initialement proposée ; néanmoins, on a considéré qu'elle n'était pas nécessaire devant la flexibilité que présente le TFL pour effectuer toutes les opérations d'entretien de fond du puits, à l'exception de nouvelles perforations. Les opérations de workover à partir de l'appareil de forage seront, en conséquence, limitées à des recomplétions du puits seulement. Au cours des opérations de recomplétion par workover, il est possible de mettre des bouchons par TFL, soit dans la suspension de tubing, soit dans le bloc de vannes maîtresses de l'arbre de Noël encastré. Ces bouchons peuvent être relevés au câble, après que l'on ait enlevé la structure supérieure de l'arbre de Noël et reconnecté le riser de completion au bloc encastré de vannes maîtresses. Comme les vannes latérales seraient normalement situées dans la partie supérieure de la structure de la tête de puits qui serait enlevée au cours des opérations de workover, le système à deux vannes maîtresses procure un degré plus élevé de sécurité au cours des opérations de recomplétion au câble et élimine aussi un certain nombre de connexions intermédiaires entre les vannes primaires et secondaires de fermeture de la tête de puits. Un accès pour injection de produits chimiques est situé immédiatement au-dessus de la vanne maîtresse supérieure dans le bloc encastré de vannes maîtresses. Alors qu'elles étaient initialement prévues pour l'injection d'inhibiteur d'hydrates, on a pensé ultérieurement à utiliser ces lignes pour l'injection continue d'inhibiteur de corrosion par le CO, qui permettrait ainsi de réduire les coûts des matériaux constituant les lignes de collecte (c'est-à-dire passage de l'acier inoxydable à l'acier au carbone). 1.2.3 - Installation et orientation L''ensemble constituant la tête de puits encastrée sans ligne-guide est illustré dans les figures 3 et 4. On peut noter que l'orientation de tous les composants du système, que ce soit la tête de puits ou les lignes de collecte qui y sont reliées, a comme origine un système d'encoche et d'hélice d'orientation intégré, situé à l'intérieur du caisson 36". Le caisson 36" peut être descendu et initialement installé sans être orienté ; cependant, une fois installé, le système d'orientation est repéré, par exemple au moyen d'un outil single shot Sperry-Sun Gyro. Une fois que la position de l'encoche est connue, l'orientation de tous les composants de la tête de puits peut être établie par rapport à la position connue de l'extrémité d'une ligne de collecte, en utilisant des clés d'orientation réglables. Ces clés d'orientation réglables sont situées sur la manchette de raccordement de forage (qui, à son tour, oriente la suspension de tubing par l'intermédiaire d'un raccord interne d'orientation), sur le riser en faible diamètre utilisé pour installer le bloc de vannes maîtresses encastré, sur l'outil imprimant une torsion
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à la ligne de collecte utilisé pour orienter le support de la ligne de collecte par rapport à la structure réceptrice et sur la manchette d'extension de la ligne de collecte située sur la partie supérieure de la structure de l'arbre de Noël qui oriente le connecteur de ligne de collecte situé sur la structure supérieure de la tête de puits par rapport au connecteur mâle de la ligne de collecte dans l'entonnoir récepteur. 1.3
Etude du système de lignes de collecte 1.3.1 - Généralités La décision a été prise, dès le début, d'incorporer une connexion de deuxième extrémité de ligne de collecte dans le schéma de la tête de puits. Ceci a été prévu en anticipant sur l'augmentation possible des applications, dans lesquelles des puits sous-marins satellites verraient leur production dirigée vers un manifold sous-marin ou une embase de riser de production, dans lequel cas la tête de puits devient naturellement une ' connexion de deuxième extrémité. La technique effectivement appliquée à la tête de puits consiste à haler sur le fond et à incurver un faisceau de lignes 4" x 4" x 2" non chemisé, selon un arc de 90°, c'est-à-dire que la position initiale du pipe-line se trouve tangente et à 90° de la direction d'approche finale vers la tête de puits. De façon à réduire les forces de traction, il faut que la portion du faisceau de lignes de collecte à incurver soit au-dessus du fond de l'eau (pour réduire les forces de friction sur le fond de la mer) et non chemisée (pour réduire le moment de flexion). Cette méthode de connexion peut être adaptée à d'autres méthodes de mise en place d'un faisceau de lignes de collecte, tel que le remorquage à "mi-profondeur", à condition que la portion à incurver de la ligne ne soit pas chemisée et que sa position avant traction sur le fond de la mer soit maintenue en flottaison neutre et au-dessus du fond au moyen d'un système chaînes/ flotteurs. 1.3.2 - Méthode de connexion de la ligne de collecte Il est indispensable, avant toute connexion de lignes de collecte de ce type, que le puits ait été foré, complété et mis en attente avec le bloc de vannes maîtresses installé. La partie supérieure de la structure de l'arbre de Noël ne peut être installée qu'après que la traction du faisceau de lignes de collecte vers la tête de puits ait été terminée car l'outil imprimant un couple et procurant l'alignement de la ligne de collecte utilise l'hélice principale d'orientation dans le caison 36" et l'entonnoir de guidage pour la ré-entrée lors de la completion. La structure support de lignes de collecte et l'entonnoir de réception sont descendus, ensemble et les premiers, en même temps que l'outil de couple hydraulique, au moyen du train de forage, et ils sont posés sur le siège de completion sur la tête de puits. La structure support de lignes de collecte est orientée par rapport à la direction finale d'approche du faisceau, moyen de l'extension de l'outil de couple qui se positionne dans l'hélice d'orientation à l'intérieur du caisson. La connexion des lignes de collecte à la tête de puits est effectuée au moyen d'un outil de traction de ces lignes descendu avec le train de tiges de forage, à partir d'un support de forage ancré dynamiquement et en utilisant l'appareil de forage de ce support. L'outil de traction comprend un treuil rotatif hydraulique sous-marin et il est étudié pour fixer le câble de traction à la tête de traction du faisceau et pour dégager le faisceau du traineau. Au cours de la traction, l'outil de couple peut être utilisé pour faire tourner l'entonnoir-récepteur et la structure support de lignes de collecte dans un plan horizontal pour suivre l'angle du câble de
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traction. L'outil de couple est aussi utilisé pour corriger tout défaut d'alignement de l'ensemble de la ligne de collecte, après pénétration et orientation de cette dernière par 1 entonnoir de réception. En se fondant sur des coefficients de friction du sol situés entre 0,5 et 1, et avec un faisceau de lignes de collecte non chemisé 4" x 4" x 2", on estime que les forces de traction vont décroître d'une valeur conservatrice de 100.000 livres au début à 60.000 livrées lors de l'approche finale (50 tonnes 30 tonnes). La méthode est particulièrement sensible aux conditions rencontrées sur le sol du fond de la mer qui ont un effet sur les charges de traction et à la précision du positionnement de l'extrémité de la ligne par rapport aux tolérances acceptables dans la zone à atteindre.qui influe sur l'angle final d'approche par rapport à la tête de puits. De facon à réduire le moment de flexion initialement élevé de la ligne, dû au fait que la direction de traction à partir de la tête de puits est initialement à un angle aigu par rapport au pipe-line et qu'elle concerne une section courte des tubes, on a envisagé d'utiliser un second i point de traction. Le second point de traction serait positionné de telle façon que l'angle initial de traction soit supérieur à 90°. 1.4
Etude du système de contrôle 1.4.1 - Généralités Un système électro-hydraulique multiplex est proposé pour le contrôle normal de la production et la récolte des données de fonctionnement de la tête de puits en cours de production. En complément au système primaire électro-hydraulique de contrôle, un système de secours hydraulique est incorporé dans le module de contrôle de la tête de puits sous-marine. Ceci permet de faire produire le puits selon le mode ligne de production unique/TFL, en cas de perte du contrôle hydraulique primaire, sans qu'il soit nécessaire de changer immédiatement le module de contrôle, le connecteur ou le câble. Une des stipulations de l'étude a été que le câble de contrôle électrique sous-marin devrait être installé séparément du faisceau de ligne de collecte et de ligne de contrôle, pour faciliter les opérations éventuelles de réparation ou de relevage du câble et du connecteur. Le système a été dessiné pour que le module de contrôle et le câble, avec leurs moitiés de connecteurs en attente, puissent être descendus ou ramenés en surface, soit séparément, soit sous la forme d'une unité combinée pour les nécessités de l'entretien. En plus de l'ensemble des équipements utilisés pour la mise en place sans ligne-guide, le système proposé utilise une technologie et des composants de système de contrôle courants et correspondant à "l'état de l'art". L'accent a été mis sur la fiabilité du système et des composants qui, plus particulièrement dans le cas de l'ensemble d'instrumentation "humide" monté sur la tête de puits, implique une qualification et des procédures d'essai sévères pour les composants. 1.4.2 - Etat actuel A la fin de mars 1984, l'étude d'ingénierie de la phase 1 a été terminée et le rapport correspondant a été émis. Tous les équipements nécessaires ont été détaillés sur papier, au point que la faisabilité du système a été établie et que l'équipe de projet a exprimé une confiance suffisante dans tous les équipements pour que la phase suivant puisse être abordée, c'est-à-dire la fabrication et la mise en place, sans qu'il soit nécessaire d'effectuer des travaux complémentaires d'étude importants. Cependant, une augmentation substantielle des coöts a amené à décider d'annuler toute continuation des travaux.
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Les essais d'un prototype de vanne maîtresse et d'un opérateur en caisson sont en cours et seront terminés en 1984. La livraison dune vanne de sécurité de fond prototype relevable dans le tubing sera effectuée en août 1984 pour qu'elle soit essayée. 2.
REMER C IEMENTS
Nous remercions ici M. R. Frith, maintenant chez Norske Shell, pour sa contribution à ce projet.
diamètre diamètre intérieur extérieur minimal maximal
casing de produc. 13"3/8, 72 l i v r e s / f o o t , F 110 Accord ajustable QSJ Tubing V'ţ 12,6 l b « / f t , Van "AG" ou Hyd "CS"
12.191"
3.S33"
4.5/ 5.2'
3.6S8"
7.36"
Joint d'éclatement Lignes de contrôle/équilibrage de U SSSV Couplage de la c o l l e c t e BVN TKBV et TFL Joint rotatif d'orientation (OSJ)
Liaison "H" S/P Raccord réglable OSJ Mandrins S/P Liaison "H" Raccord réglable OSJ Raccord de c o l l e c t e Vanne de fond/ensemble clapet
12.098" 7.1 "
3.ÍS6"
7. 38"
Manchette "Y" Tubing Van "A C" ¿"Ij, 16,9 lbs/pied
3.629"
Siège RN (SB 3.437")
3.269"
6.25" Packer permanent ä un seul passage et système de verrouillage Verrouillage d'assemblage Siège "R" (SB 3.250") Tubing Vam "A G" V
11,0 lbs/pied
Siège "RN" (SSB 3.250")
FIGURE 1
3. 351 " 3.088"
TETE DE PUITS ENCA STREE SA NS LIGNEGUIDE DOUBLE COMPLETION TFL 4"^
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pod de contrôle
S alimentation AWV
^© capteur d'hydro' carbures HD 1
hydraul. 1" % inj, prod, chim. 1" m inj, prod, chini. 1" 2 annulaire 2" .§> ligne de collecte 4"
•a 3 ai
ligne de collecte 4" Pu
structure sup. de la tête de puits (UTS) fond de la mer caisson 36" bloc de vannes maîtresses 4" x 4" x 2" (MVB) suspension de tubing caisson de tête de puits 18"3/4 lignes de contrôle/équilibrage TRSSSV 4"^
FIGURE 2 - DISPOSITION SCHEMATIQUE DES VANNES DE LA TETE DE PUITS EN CAISSON SANS LIGNE-GUIDE
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module de contrôle
structure supérieure de la tête de puits point de référence 0 _ du fond de la mer
Légendes 1
structure de support des lignes de collecte
2 - support de complétion clé orientable réglable d'extension de ligne de collecte
3 - plaque de base de forage
connecteur intermédiaire en diamètre réduit 18"3/4
bloc de vannes maîtresses 4" x 4" x 2"
connecteur de tête de
-640S"_ l-HM'l
'm
à diamètre réduit 8"3/4 ?uits
FIGURE 3 - TETE DE PUITS ENCASTREE SANS LIGNE-GUIDE ELEVATION
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structure supérieure de tête de puits module de contrôle cylindres hydrauliques de mise à niveau
entonnoirs de guidage de ré-entrée
connecteur de lignes de collecte
entonnoir récepteur de lignes de collecte —
FIGURE A - TETE DE PUITS ENCASTREE SANS LIGNE-GUIDE VUE EN PLAN
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(14.03/78)
MISE AU POINT ET OPTIMISATION DES INSTALLATIONS DE STOCKAGE DES HYDROCARBURES T.L. SHAW, Sir Robert McAlpine & Sons Ltd., 40 Bernard Street, Londres WC1N 1LG
Résumé Cette étude prend, comme point de départ, la variété des concepts structurels adoptés de par le monde pour le confinement des hydrocarbures liquides à des températures atmosphériques, basses et cryogéniques. Pour les structures d'un coût élevé dont les contenus sont de valeur importante et potentiellement à très haut risque, l'emploi d'approches conceptuelles très différentes, voire conflictuelles mérite un examen critique. Ceci est d'une importance particulière en raison, nonobstant la pression du grand public pour des niveaux plus élevés de sécurité à travers la normalisation et la cohérence entre les normes internationales, du fait que le stockage des hydrocarbures et, en particulier, à des températures basses et cryogéniques est sensé entraîner des risques significatifs bien qu'une connaissance approfondie dans ce domaine ainsi qu'une philosophie du concept manquent actuellement. Cet article rend compte de la première phase d'une investigation des enjeux et présente la synthèse d'approche susceptible de servir de base solide pour l'évolution de méthodes de stockage optimisées.
1.
INTRODUCTION
L'étude du stockage en vrac des hydrocarbures dont les grandes lignes sont exposées ici, tire ses informations d'autres ouvrages (1,2). Le travail exposé dans ces références bibliographiques a été effectué dans les années 1980 et 1981, pour être poursuivi en 1983 en raison de la tendance qui se faisait de plus en plus jour alors à revoir de manière critique et à optimiser les conceptions des réservoirs. La référence 3 comporte un certain nombre de travaux faisant référence à ce besoin. Néanmoins, la tendance allait de pair avec un déclin considérable de l'intérêt mondial pour les nouvelles installations. Il est probable que ces deux mouvements avaient une certaine corrélation car un fléchissement de l'activité commerciale est souvent prétexte à une remise en question de la compétitivité et de la demande générale pour les produits. De même, un déclin de la demande peut bien provoquer, de la part des fabricants, une certaine hésitation à investir dans de 'nouveaux projets de développement, à moins que ces derniers puissent se montrer compétitifs
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dans un marché à courte échéance. Il n'est pas évident que ce sera le cas pour les hydrocarbures devant être stockés à des températures basses ou cryogéniques. Dans le contexte d'un marché pétrolier à relativement court terme, il existe peu d'incitation à se tourner vers des investissements à plus long terme dans des domaines autres que traditionnels. La décennie 1960 et plus spécialement la décennie 1970 ont ammené la construction d'un nombre suffisant de réservoirs de stockage en vrac à températures basses ou cryogéniques, afin de satisfaire à la plupart des demandes anticipées. Actuellement, un effort sérieux pour développer les spécifications pour des installations nouvelles ne pourrait être motivé que par la perspective d'ouvertures commerciales importantes et ce sont là des signes qui prou vent que cela ne pourra être réalisé qu'à long terme. L'objectif du présent rapport est de mettre en évidence les développe ments, qui dans lé domaine de la conception des "réservoirs de stockage et en raison des facteurs techniques et économiques, méritent le mieux d'être poursuivis. Pour les raisons exposées cidessus, il n'est pas actuellement possible de prévoir une échelle de temps pour un rendement positif réel de ces développements dont la nature rend peu probable une application commerciale avant 1990. A la lumière des événements survenus au cours des cinq à six dernières années, on peut cependant raisonnablement s'attendre à ,un renversement de la tendance dès cette date, et en déduire qu'il n'est pas trop tôt pour mettre en oeuvre les développements identifiés cidessous. 2.
CONCEPTION CLASSIQUE DU RESERVOIR
Il peut être "trompeur" de se référer ici à des conceptions "classi ques" car l'historique du sujet est tellement court et l'expérience, en ■ général, tellement limitée que les normes établies et reconnues n'ont pas véritablement évoluées. Les quelques compagnies qui se sont résolues à repenser les concepts et à développer sur le plan pratique sur une échelle suffisante pour acquérir une expérience véritable sont peu nombreuses, ce qui fait que les concepts les plus connus tendent, soit à porter l'empreinte de certaines organisations spécifiques, soit à être associés à certains pays. La référence 1 comporte un compte rendu détaillé des réservoirs qui ont été construits et fait état des comparaisons entre eux basées sur les expériences commerciales et opérationnelles. Une certaine évolution du concept vers une option semblant intégrer les caractéristiques nécessaires à une installation satisfaisante est évidente. En particulier, une plus grande importance est accordée actuellement à la sécurité en raison d'un très petit nombre d'incidents sérieux qui ont révélé la vraie nature des risques associés à ce type d'installation. Il est, par conséquent, important de noter les tendances suivantes : a) à utiliser des parois intérieures structurelles en contact avec le liquide stocké, b) à abandonner l'application d'isolations externes, c) à utiliser de manière plus intensive le béton précontraint, d) à utiliser des installations à paroi double structurellement indépendantes. Ces évolutions sont en partie la conséquence d'expériences infructu euses et de pressions économiques importantes bien que la demande pour une sécurité accrue ait également exercé une influence considérable. Ceci a été réalisé dans deux directions complémentaires. Premièrement, il y a la demande du public exprimée par les différentes autorités réglementaires pour que, à la lumière des divers incidents, des mesures préventives soient prises pour . assurer une protection accrue à l'encontre d'un risque
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substantiel bien qu'en réalité improbable. Deuxièmement, les propriétaires et les assureurs des réservoirs et de leur précieux contenu (d'une valeur souvent supérieure à celle du réservoir) sont de plus en plus conscients de la nécessité de protéger leurs investissements des dommages accidentels ou provoqués par des sabotages - qui peuvent être de plusieurs formes. En conséquence, la philosophie généralement admise pour la conception des réservoirs semblerait,^actuellement, consacrer les éléments suivants : a) Une paroi interne en contact avec le liquide et suffisamment résistante pour être autonome en tant que structure. b) Une parois externe conçue pour s'adapter à toutes les formes de charge d'étude extérieure prévisibles sans transmettre d'effets néfastes aux parois internes. (11 y aura, bien entendu, des charges extérieures dépassant les possibilités de contention de la paroi externe, auquel cas il doit être considéré que l'ensemble de l'installation aura cédé. Les spécifications d'étude pour la paroi externe du réservoir seront déterminées en fonction de ce seuil, qui a peu de probabilité d'être dépassé). c) Une paroi externe en béton précontraint et une paroi interne en acier (dont la spécification dépendra de la température de stockage). d) L'isolation posée à l'extérieur de la paroi interne. 11 se peut que cet arrangement ne soit pas la meilleure solution économique pour satisfaire aux spécifications actuelles. Les réservoirs en acier et en béton ont bien fait leurs preuves en pratique, bien que l'utilisation de l'acier ne se soit pas faite sans incident. Néanmoins, le remplacement du container intérieur en acier par un container en béton suppose : a) que ce container sera ou pourra être rendu étanche aux liquides en y ajoutant une garniture ou membrane interne, ou bien b) qu'une isolation étanche aux liquides puisse être disponible pour être appliquée à l'intérieur de la paroi interne en béton. Les dimensions physiques et la valeur économique de ces installations qui peuvent dépasser un volume de 100.000 m3 sont telles que la fiabilité de leur réalisation et leur aptitude à la maintenance doivent, toutes deux, toucher à la perfection. Non seulement le coût des réparations sera élevé, mais la perte des revenus opérationnels qui en résultent imposent à la fois la possibilité et la nécessité de prendre des mesures exceptionnelles au cours de la conception et de la construction, afin d'assurer une excellente fiabilité. Malgré des travaux considérables effectués par certaines organisations ayant examiné les moyens de réduire la perméabilité du béton précontraint et des matériaux d'isolation à un niveau minimal, l'industrie, dans son ensemble, n'est pas encore prête à accepter l'évidence de ces facteurs, ni les arguments justifiant de leur nécessité. Dans ce contexte, bien entendu, avec une évidence technique suffisante et un argument économique persuasif, la plupart des réticences actuelles concernant l'utilisation du béton précontraint ou de l'isolation en contact direct avec le liquide stocké disparaîtraient. Toutefois, jusqu'à ce que l'une ou l'autre de ces conditions soit réunies, l'utilisation du béton précontraint sera limitée à la paroi externe, là où sa valeur structurelle s'avère particulièrement avantageuse. Dans ce cas, cependant, un certain nombre d'autorités influentes maintiennent que la couche contenue de l'isolation doit encore être protégée du liquide stocké par une paroi dont l'expérience garantit, l'imperméabilité et qui soit capable de soutenir son propre poids, même si la probabilité qu'une telle paroi doive être sollicitée de cette manière est pratiquement nulle. A la connaissance de l'auteur, il n'existe pas de données fiables permettant de comparer les coûts de deux réservoirs construits selon
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les mêmes spécifications générales mais ayant respectivement : a) une paroi externe en béton précontraint autour de l'isolation avec une paroi interne auto-portante en acier, b) la même paroi externe mais avec l'isolation en contact direct avec le liquide stocké et qui peut comporter une membrane pour séparer le liquide de l'isolation. Quel que soit le bilan financier, il paraît cependant peu probable que la différence soit importante par rapport au coût total du réservoir de chaque type respectif. Le coût supplémentaire du réservoir en acier sera compensé par l'augmentation du coût de l'isolation étanche au liquide ou de la membrane, soit des deux s'il subsiste des doutes sur la sécurité de la membrane. Dans cette situation, l'idéal conceptuel comprenant une paroi structurelle multifonction et une seule couche d'isolation est sans valeur commerciale, surtout si l'avantage d'un coût réduit qu'il devrait présenter ne suffit pas pour déplacer la préférence du client vers l'option à deux parois (béton et acier), même si une telle préférence se justifie uniquement pour des raisons phychologiques, à savoir qu'il "semble" plus sûr. 3.
NIVEAU DE RISQUE ET SECURITE
A partir de ces arguments, déduction peut être faite qu'il y a peu d'éléments nouveaux en ce qui concerne la conception des réservoirs. En principe, ceci est probablement vrai, sauf que la spécification de la paroi externe a été augmentée à un tel degré, ces dernières années, en réponse à la demande d'une plus grande protection quant à la sécurité, à la fois pour ces installations et à partir de ces installations, que les cahiers des charges pour la conception d'une paroi externe représentent plus que jamais un défi structurel. Heureusement, le béton précontraint est reconnu pour avoir 1'abilità à remplir plusieurs rôles qui rendent possible l'adoption d'une configuration à deux parois sans autre dispositif de protection. Ce qui est cependant moins admis est la façon de rédiger les spécifications d'étude pour la paroi externe et comment les rendent compatibles avec les propriétés prouvées du béton précontraint dans une conception d'un coût économique. Un certain nombre d'incidents ont démontré les conséquences possibles d'une explosion ou d'un incendie sur la sécurité de l'installation des hydrocarbures. En général les catastrophes sont soudaines, intenses, assez bien localisées et de durée relativement courte. Les vies, la propriété et les installations associées sont en danger si les précautions adéquates ne sont pas prises. Un problème significatif est l'anticipation des mesures de sécurité nécessaires. Les incidents majeurs "externes" tels que la chute d'avions, ou les effets sismiques sont également considérés comme des catastrophes en soi, et si de telles catastrophes engendrent la ruine, soit partielle, soit totale d'un réservoir, elles seront considérées comme des événements supplémentaires dont les conséquences seront mesurées comme faisant partie de l'ensemble des événements. Il est donc essentiel d'aborder le problème de l'évaluation de la sécurité des réservoirs à partir de plusieurs points différents, en associant à chacun d'entre eux, à la fois la probabilité de l'événement et la mesure des risques qui en découlent. Il est, naturellement, vital bien que difficile, de s'assurer que tous les mécanismes possibles de rupture ou de panne, de même que tous les incidents interactifs ayant pour résultat le cumul des risques soients bien identifiés et reconnus. Beaucoup de ces événements seront spéculatifs, sans l'appui de l'évidence qu'ils se sont déjà produits dans les passé ou se produiront dans le futur. Les prévisions
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elles-mêmes'revêtent un niveau d'incertitude plus élevé que celui que l'on rencontre habituellement. Force est de constater également que les méthodes de prévisions stastiques deviendront inévitablement relativement inappropriées et faibles en raison de la "mince" base de données historiques. Il est donc nécessaire de faire appel à d'autres méthodes de prévisions, et, en particulier, celles capables d'indiquer la probabilité qu'un niveau donné de désastres se produira. L'es moyens d'y parvenir ont été bien explorés récemment, dans le contexte d'une large variété de structures mécaniques en fonction de leurs position, dimension et géométrie. Bien qu'il restera des différents en ce qui concerne les spécifications des charges, les bases de ces spécifications étant inévitablement spéculatives, on en est arrivé aujourd'hui au point où il faut comprendre que la lacune principale dans la compréhension du problème de traduire un risque donné en termes de sécurité publique consiste en la conception obligatoire d'une structure particulière et, dans le cas concerné, une structure de grande dimension et de forme cylindrique. Le but n'est pas de prouver que ceci peut être réussi car ceci n'est pas contesté. Le défi est plutôt de fournir la structure la plus économique dans les conditions extrêmement exigentes des pratiques de conception classique. C'est pour cette raison que l'auteur croit au besoin urgent de lancer un programme d'essais compréhensif comportant des expériences, à la fois sur les éléments représentatifs du réservoir et sur les structures entières, sur un modèle à une échelle appropriée. La tâche est de démontrer, grâce à des conceptions économiques, comment le béton précontraint peut assurer le niveau de sécurité demandé par le public pour les installations de stockage d'hydrocarbures, en fonction de la diversité des risques auxquels est exposé ce type de structure. Comme mentionné précédemment, ce programme ne pourrait pas être mis en oeuvre rapidement et ne devrait pas être planifié et exécuté par des intérêts purement privés, si on veut que les instances réglementaires et le public accordent toute leur confiance à ces conclusions. Cette tâche doit être accomplie par un groupe d'organisations entièrement représentatif, sous l'égide d'un organisme tel que la CEE ayant comme ambition le bien public international. 4.
CONCLUSIONS
La sécurité exigée pour les nouveaux concepts de stockage d'hydrocarbures liquides à des températures basses et cryogéniques continue d'augmenter la réponse à la pression exercée en faveur d'une plus grande sécurité du public. Néanmoins, les bénéfices généralement démontrés de l'utilisation du béton précontraint dans ce contexte ne seront pas entièrement réalisés, ni techniquement, ni économiquement, jusqu'à ce qu'un programme de développement de détail donnant satisfaction aux instances réglementaires ne soit réalisé. Tout ceci corresponda une tâche substantielle dont l'exécution nécessitera plusieurs années. Le manque d'urgence qui prévaut au niveau international en ce qui concerne la réalisation de capacités de stockage nouvelles rend improbable la mise à disposition par le secteur privé des fonds nécessaires à court terme pour promouvoir une telle étude. Néanmoins, l'échelle de temps nécessaire à ce type de travail de mise au point est grande, l'avenir est suffisamment incertain et la nécessité d'une plus grande sécurité grace à la réalisation de confinements entièrement protégés est si considérable qu'il ne semble pas raisonnable de prendre pour prétexte la tiédeur manifestée actuellement par le secteur commercial pour justifier le report d'une activité entreprise pour le bien publique. Une certaine urgence devrait donc être accordée à la préparation de
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concepts représentatifs de réservoirs, englobant le stockage de différents hydrocarbures liquides dans des quantités types permettant ainsi de jeter des bases solides pour la spécification tant des analyses des risques que des programmes expérimentaux desquels on peut espérer obtenir les données de base nécessaires aux projets,à la fois commerciales et acceptables par le public. Ce domaine ne paraît pas être handicapé par le défaut de matériaux de construction acceptables et compétitifs. Ce qui manque est la connaissance des performances structurelles des réservoirs dans des circonstances nécessitant l'utilisation de modèles à grande échelle construits selon les concepts retenus et subissant des essais selon des procédures agréées. Ceci serait essentiellement une tâche d'optimisation puisant dans les connaissances afférentes à ce domaine provenant des différents secteurs du génie civil pour lesquels le béton précontraint est accepté comme étant le moyen normal d'assurer la protection nécessaire aux réservoirs de stockage en vrac des hydrocarbures. 5.
REFERENCES
1.
Sir Robert McAlpine & Sons Ltd, 1982, "Development and Optimisation ' of Hydrocarbon Storage Facilities" (Mise au point et optimisation . des moyens de stockage d'hydrocarbures), rapport au Directeur-Général pour l'Energie de la CEE - projet N° TH 14.03/78. Sir Robert McAlpine & Sons Ltd, 1983, supplément à la référence 1. "Gastech 82", communications de la 9e Conférence Internationale GNL/GPL, Paris, octobre 1982.
2. 3.
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(03.33/78)
SYSTEMES DE PRODUCTION EN MER PROFONDE M.J. COLLARD ) Deep Sea Production Systems (DSPS), Londres - Consortium J.M. SKILLMAN ) de Sir Robert McAlpine & Sons, Humphreys & Glasgow et BICC
Résumé Ce rapport expose, dans ses lignes générales, les travaux de développement d'étude effectués par Deep Sea Production Systems (DSPS) depuis 1977 sur les systèmes de production d'hydrocarbures situés sur le fond de la mer dans des eaux profondes. Des conceptions pour différentes applications ont été évoluées pour des profondeurs d'eau allant jusqu'à 1000 m. Ces systèmes comportent une ou plusieurs coques résistant à la pression au fond et assurant un environnement sec à pression atmosphérique permettant de caser le matériel . de production. Les chambres sont mises en fonctionnement et maintenues à l'aide d'une combinaison de- télécommandes à partir de la surface et des travaux manuels effectués sur le fond. Le système offre une précieuse alternative pour la production en eau profonde tout en étant de surcroît avantageux pour l'exploitation de petites réserves satellites dans des eaux nettement moins profondes. Le programme de développement se répartit en deux phases: la phase I, de 1977 à 1979, a vu le développement des conceptions préliminaires pour plusieurs applications en eau profonde, tandis que la phase II de 1979 à 1984, a été orientée principalement sur l'application plus immédiate d'installations de satellites dans des profondeurs d'eau allant jusqu'à 350 m et vers un un programme d'essais intensifs afin de vérifier la conception des coques de pression et des câbles pour eau profonde.
I.
INTRODUCTION
La tendance, dans le domaine de la production de brut et de gaz, s'oriente vers les eaux toujours plus profondes. Au fur-et-à-mesure de l'augmentation accentuée des coûts des plates-formes fixes conventionnelles dans les profondeurs au-delà de 200 m, différentes structures de remplacement ont été concues comme supports des équipements de surface. Ces structures comportent des plates-formes semi-submersibles incorporant des amarres, des plates-formes à câbles tendus ainsi que des tours articulées et haubannées dont certaines versions sont déjà en service. Le coût de ces plates-formes est moins affecté par la profondeur d'eau que les platesformes traditionnelles mais il reste les problèmes des charges dues à la
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houle et certains concepts sont affectés par des problèmes de mouvements relatifs du système de la colonne montante. L'ultime solution pour l'eau profonde pourrait donc être de passer entièrement outre la plate-forme et de situer les installations de production sur le fond de la mer, permettant ainsi d'éviter les effets des vagues. Encore mieux serait de situer ces installations à l'intérieur d'une chambre de pression permettant un environnement atmosphérique à sec facilitant ainsi l'accès et la maintenance. Il est d'abord nécessaire de développer ces méthodes de production en eau profonde dans les eaux de profondeur moindre et la première application se prêtant à un système d'environnement atmosphérique sec se trouve dans les développements de puits satellites ne justifiant pas de leurs propres moyens de production. 2.
PHASES DE DEVELOPPEMENT
Phase I - Programme 1977-1979 La phase I concerne principalement les systèmes pour eau profonde comportant tous les moyens de production - manifolds, séparation, injection d'eau, compression de gaz, commandes et habitations situés sur le fond de la mer (voir figures 1 et 2). Les installations de surface, qui comportent le chargement des pétroliers, la génération d'énergie électrique, la combustion des gaz, la ventilation et les systèmes doubles de commande, sont réduits au strict minimum. Les forages des puits et le workover s'effectuent à partir de moyens flottants depuis la surface. Les têtes de puits sont situés à l'extérieur des chambres à environnement atmosphérique sec, commandées à distance et récupérables en état "humide". L'accès aux chambres du fond s'effectue par l'intermédiaire d'un submersible mais l'option a été étudiée d'un accès par l'intermédiaire d'une colonne articulée supportant les installations de surface. Phase II - Programme 1979-1984 Au cours du programme de la phase II, les applications è courte échéance les plus prometteuses ont été développées, tout comme ont été exécutés les autres travaux de recherche et de développement dans le domaine technique dont la mise au point ou la solution n'a pas été menée à terme lors de la première phase. Cette phase a été divisée en sept sections : - La chambre du manifold satellite : développement de la conception d'un équipement de manifold déporté fonctionnant sans l'intervention de l'homme dans les profondeurs d'eau allant jusqu'à 300 m et situé à une distance de 3 à 20 miles de l'équipement de surface. - La production simplifiée pour eau profonde : développement d'une version simplifiée du système complet pour eau profonde de la phase 1 mais sans injection d'eau ni les installations de compression des gaz. - L'installation de chargement du pétrolier : mise au point supplémentaire de la structure d'interconnexion entre le fond de la mer et la surface. - La conception structurelle de la coque à la pression de fond : développement de la conception et essais sur modèles des chambres de pression en béton et en matériaux composites. - Les opérations marines et l'installation de la chambre : développement et essais en bassin des méthodes d'installation de chambres lourdes sur le fond. - L'accès à la chambre pour le personnel et les matériaux : développement et investigation des avantages relatifs des méthodes d'accès alternatives . - Les câbles d'alimentation et de commande : développement et essais de
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de différentes conceptions de câbles pour eau profonde sous des conditions de flexions répétées. La chambre du manifold satellite, la conception structurelle de la coque de pression au fond et la mise au point des câbles d'alimentation et de commande sont exposées de manière plus détaillée dans les sections qui suivent. 3.
CHAMBRE DU MANIFOLD SATELLITE
Généralités Bien' que la justification économique pour les puits satellites et la mise en place de manifolds au fond de la mer soient évidentes, il reste à choisir entre l'utilisation d'un système de manifolds sec ou humide. Les systèmes humides sont, soit en cours de spécification, soit opérationnels et les coûts d'investissement sont au moins déjà bien établis. Les systèmes "secs" offrent des avantages à plus long terme mais ils n'ont pas encore atteint l'étape de la spécification et de l'installation dans des eaux européennes. En évaluant la conception de détail d'un système sec, la présente étude vérifie la faisabilité technique et offre une base améliorée permettant d'estimer les coûts. En termes économiques, le système sec subit le coût de la coque de pression, les moyens d'accès personnel, les systèmes de vie et les lignes associées d'alimentation et de communication à partir de la surface. L'équipement est protégé contre la corrosion, la flore marine, les débris du fond de la mer, l'accumulation des silts, la chute des objets et la perte de prise des ancres et des chaînes. Le système peut également être maintenu à des intervalles réguliers par du personnel formé à cet effet, muni des outils conventionnels et travaillant dans un environnement normal. En revanche, le système humide ne subit aucun des coûts nécessités par le confinement ou les systèmes de vie, mais, en contrepartie, le matériel est exposé directement aux effets sur le fond de la mer et aux riques exposés ci-dessus. La maintenance n'est possible que par des équipes de plongée en saturation, des submersibles avec ou sans équipage, ou par des systèmes spéciaux d'intervention capables de faire fonctionner un outil commandé à distance. En conséquence, un tel système doit être conçu entièrement selon les spécifications pour les équipements totalement exposés à l'eau de mer et doit être équipé d'accessoires de protection spéciaux et de moyens d'accès par plongeur/véhicule submersible et d'aides à l'intervention pour atteindre le même niveau de fiabilité et de disponibilité. Les équipements seront donc d'un coût .plus important que ceux du système sec. En ce qui concerne la sécurité, l'élimination de la saturation, bien qu'offrant un avantage positif par rapport au système sec, ne s'.applique plus pour les profondeurs maximales d'étude, là où on ne peut plus avoir recours à la saturation. Deux ensembles d'études de référence ont été préparés, l'un pour une profondeur de 150 m, l'autre pour une profondeur de 300 m. Ces différentes conceptions s'appliquent à un réservoir satellite d'huile situé . à une distance de 2 km d'une plate-forme centrale de traitement. Une étude paramétrique a été entreprise en fonction de facteurs tels que la pression à la tête de puits, la distance de la plate-forme, le rapport gaz/huile, la température et les dimensions des collectes. Il ressort de cette étude que les débits seraient améliorés à une distance de séparation de la plate-forme centrale dépassant 5 km, tandis qu'à des distances plus importantes la chambre du manifold permettrait le développement de champs qui
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seraient, autrement, non-rentables. Bien que le cas de base concerne des têtes de puits individuelles et isolées, la DSFS a également mis au point une conception de manifold intégré dans laquelle et la tête de puits humide et la chambre du manifold sont logées sur la même plaque de base. Les puits sont forés à travers la plaque de base et complétés, après quoi la chambre du manifold est descendue et fixée à la plaque de base (Figure 3 ) . Paramètres d'étude La conception pour le cas de base a été mise au point de manière à respecter les conditions suivantes : - débit provenant de six puits satellites de production équipés de manifolds et amenés jusqu'à une plate-forme centrale de traitement, à travers des lignes de production en vrac, - quatre puits d'injection d'eau alimentés à partir d'une ligne d'injection d'eau unique provenant de la plate-forme, - des lignes de puits de types identiques de production et d'injection d'eau permettant de permuter leur fonction opérationnelle réciproque, - des installations d'entretien au fond du forage, à partir de la surface, au moyen d'outils TFL, - moyens d'essai individuels de chaque puits, - moyens des contrôles de la production en double sur la surface et à l'intérieur de la chambre du manifold, - matériel de fond abrité ' à l'intérieur d'une chambre sèche fonctionnant à pression atmosphérique et permettant d'effectuer des inspections et des travaux de maintenance routiniers, sans tenir compte de la profondeur d'eau. Conception du process et des systèmes Les schemas du process et de la tuyauterie indiqués dans les figures 4 et 5 montrent la disposition générale des manifolds et des vannes développés pour les besoins du système. La disposition du matériel à l'intérieur de la chambre de pression a été optimisée afin de pouvoir le caser dans une chambre ayant les dimensions les plus réduites tout en laissant suffisamment d'espace et de surface pour la pose des moyens d'inspection et de maintenance. Les installations sont disposées à l'intérieur d'une coque de pression de-forme cylindrique ayant une longueur de 38 m et un diamètre de 7 m, partagée à l'intérieur en deux zones par une paroi imperméable aux gaz et séparant la ZONE DE PRODUCTION,qui comporte toute la tuyauterie des hydrocarbures, de la ZONE DE COMMANDE. Il a été démontré que la division de la chambre en deux zones comporte des avantages considérables en ce qui concerne la sécurité opérationnelle et l'efficacité. Dans des conditions de service normales, aucun personnel n'est présent dans la chambre et les deux zones sont purgées sans discontinuité par de l'azote sous pression atmosphérique. Pendant les périodes d'occupation, l'atmosphère dans la zone de commande est remplacé par un mélange d'air respirarle. La zone de production peut alors être inspectée dans une atmosphère d'azote, à l'aide d'un appareil de respiration ou, en cas de maintenance importante, elle peut être purgée et l'atmosphère remplacée par un mélange d'air respirable permettant ainsi de conduire les travaux dans des conditions normales. Chaque collecte est équipée d'une duse connectée au connecteur de production d'un diamètre de 8 pouces qui constitue la boucle de retour à l'extrémité des deux collectes de production. Chaque puits de production peut être entretenu depuis la surface à l'aide du collecteur TFL. Les lignes TFL peuvent également servir pour tester le débit à partir de tout puits individuel sélectionné.
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Etant donné qu'en fonctionnement normal, la chambre est inoccupée et remplie d'azote, il n'y a pas de risque d'incendie. Toutes les fuites de liquide s'écoulent vers un puits de drainage pour être ensuite recyclées vers les collecteurs de production. Les pertes de gaz sont détectées et traitées grâce à un système de purge en atmosphère continue. L'énergie transmise à la chambre du manifold est de 6,6 kV, tri-phasée, 50 Hz, utilisée à 6,6 kV et 440 V. La charge maximale est d'environ 220 kVA. De l'air frais et de l'azote nécessaires pour rendre l'atmosphère inerte sont fournis par les ombilicaux posés sur le fond de la mer. Grâce à la purge continue à l'azote, on ne dépasse pas le taux maximum d'oxygène permis de 4 %, ce qui élimine toute possibilité de combustion. Le système de commande a été conçu pour l'utilisation de cinq microprocesseurs préprogrammés. Trois systèmes de microprocesseurs servent à la commande et à l'interrogation des lignes de production, tandis qu'un autre système commande les lignes d'injection d'eau. Le confinement pour les fuites et les systèmes de maintenance sont contrôlés et commandés par un cinquième système. Procédures opérationnelles Il ressort d'une évaluation détaillée des besoins en matière d'inspection et de maintenance que la chambre doit être conçue pour fonctionner sans personnel, tout en effectuant, une fois par an, des visites régulières de maintenance. Il a été déterminé que l'équipe optimale de maintenance comporterait trois agents ouvriers et un surveillant. Cette équipe serait transférée de la surface, soit par submersible, soit par cloche de plongée.équipée d'amarres, soit par capsule qui serait verrouillée à une trappe correspondante pratiquée dans la zone de commande. Les procédures de détail englobant tous les aspects et les échelons de maintenance ont été examinées et évaluées. Ces dernières comportent la formation en matière de sécurité, la préparation pour la maintenance, l'accès aux équipements, la procédure de maintenance et la procédure de sortie de la chambre. Les systèmes d'urgence de support de vie et les procédures de sortie d'urgence ont été également évalués. Pour une opération principale de maintenance typique comportant l'arrêt de la production, une procédure séquentielle a été mise au point au cours de laquelle toute la tuyauterie'et les éléments 6onfcpurgés des hydrocarbures. Au départ, c'est l'eau de mer qui est utilisée à cette fin et qui devrait normalement servir pour envoyer un râcleur à travers la tuyauterie, de manière à Ster les dépôts de cire. Cette étape est suivie d'une purge à l'azote. En raison des poids et des dimensions relativement faibles des principaux éléments de l'équipement, tout élément peut être démonté et transféré vers un endroit approprié à des fins de maintenance òu pour le transfert à la surface, à l'aide d'une grue hydraulique mobile manuelle pouvant également être convertie en système de relevage monté sur douille. Structure du manifold Des réalisations de coques en acier et en béton ayant des fondations soit sur pile, soit à base-poids ont été effectuées. Les coques en acier sont du type conventionnel à double paroi en acier et équipées de raidisseurs annulaires pour prévenir l'écrasement. Grâce à l'épaisseur des coques en béton, le facteur qui prédomine dans la conception est la résistance du matériau et non pas les forces d'écrasement. Il en ressort que leur capacité à résister aux pressions extérieures est moins sensible aux imperfections de la construction. Une coque de pression en béton a été sélectionnée comme premier maté-
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riau structurel, pour les profondeurs d'eau de 150 m à 300 m, en raison de son économie, sa durabilité et sa fiabilité prouvée dans un environnement marin. La conception en béton a une fondation-poids intégrée, également en béton, servant en même temps à assurer la flottabilité temporaire lors du remorquage jusqu'au site d'immersion. Après avoir entièrement inondé les chambres de flottaison au fond de la mer, le poids de la structure est suffisant pour prévenir tout basculement ou glissement sous l'action d'une vague exceptionnelle et du courant. Construction et installation Le module d'équipement et la structure de confinement en béton peuvent être construits au même endroit, dans l'une quelconque des installations de construction côtières déjà existantes. Le module d'équipement sera construit sur une ossature en acier, probablement en deux sections comprenant la zone de production et la zone de commande. Il sera ensuite transféré à la chambre en une seule pièce. Une fois terminé, il sera hissé sur un berceau et ripé à l'aide d'un traineau, à l'intérieur de la chambre par l'extrémité ouverte. Les opérations préliminaires de mise en route sont ensuite effectuées, les éléments mobiles fixés et les connections préparées pour le premier accès. Enfin, le second dôme précoulé sera hissé en position et fixé en place, suivi par l'injection du joint afin de sceller l'ensemble. Les supports temporaires situés à la base de la structure seront alors enlevés les uns après les autres, au fur-et-à-mesure du transfert du poids aux poutres de ripage pour être chargés sur une barge. La barge envisagée par l'étude aura une longueur d'environ 4 fois celle de la chambre du manifold. La barge et la chambre du manifold seront remorquées jusqu'à une zone d'eau calme, où le manifold sera éloigné par flottaison en submergeant la proue de la barge. Des remorqueurs seront déjà connectés afin de tirer le manifold jusqu'au site pendant le déballastage de la barge, après quoi cette dernière sera rééquilibrée sur sa quille et démobilisée. Le manifold sera installé sur le fond de la mer en descendant la structure ballastée depuis un support flottant. Le ballastage s'effectue en inondant certains des réservoirs de flottaison dans le radeau en béton afin d'avoir une flottabilité négative, d'environ 100 tonnes en général. Cette methode d'installation préférée consiste à faire pivoter le manifold à l'extrémité d'une longueur fixe de filin synthétique flexible, à partir d'une position de flottaison située à côté du support flottant d'installation jusqu'à une position suspendue à la verticale du support. Le filin est maintenu sous tension et l'opération est contrôlée par un remorqueur. Le manifold est descendu jusqu'au fond de la mer à l'aide de treuilstambours conventionnels, à partir de la position de pivotement. Les derniers réservoirs de ballastage sont, ensuite, inondés et les lignes de descente et de remorquage sont déconnectées par des plongeurs ou des systèmes ROV. A.
CONCEPTION STRUCTURELLE DE LA COQUE DE PRESSION AU FOND DE LA MER
Au cours de la Phase 1, il a été constaté que pour des profondeurs d'eau allant jusqu'à environ 500 m, l'utilisation du béton traditionnel armé et précontraint comme moyen structurel principal offrait des avantages significatifs tant techniques qu'économiques par rapport à la solution du "tout en acier". Les avantages techniques du béton résident essentiellement en sa robustesse intrinsèque. Même à des profondeurs d'eau modestes, l'épaisseur de la paroi d'une chambre en béton, au fond de la mer, ne sera pas infé-
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rieure à 30 ou 40 cm, et sa vulnérabilité aux forces d'impact résultant de la chute d'objets ou d'autres sources est minimale. Le béton doté d'une résistance caractéristique de 60 N/mm2 ou plus, tel qu'il serait utilisé, est virtuellement à l'abri de toute attaque par l'eau de mer pendant toute la vie de la structure. Pour les eaux plus profondes, allant jusqu'à 1000 m, une structure de paroi de coque "composite" consistant en du béton pris en "sandwich" entre deux membranes d'acier d'épaisseur moyenne et d'une grande efficacité permet de tirer parti de la résistance des deux matériaux sans avoir à" réduire les contraintes dues au pliage des plaques. Cette forme de construction a servi dans la conception générale proposée pour un complexe de production isolé dans une profondeur d'eau de 1000 m. Essai du modèle Un programme d essai a été exécuté afin d'examiner le comportement du béton armé et des coques cylindriques composites soumises à la pression hydrostatique externe. Le terme "composite" est employé ici pour désigner une forme de construction se composant de deux "membranes" concentriques en acier avec l'espace annulaire rempli de béton. Trois objectifs étaient visée : - tester les coques en béton armé à une échelle comparable à celle utilisée pour la plupart des essais déjà effectués sur des coques composites ce qui permettrait d'effectuer une évaluation comparative, - tester à la fois les coques en béton armé et en composite ayant des dimensions suffisamment importantes pour être construites en matériaux dotés de propriétés essentiellement similaires à ceux utilisés pour le prototype, - comparer les résultats avec les meilleures théories disponibles.24 modèles ont été essayés à l'échelle 1/15 et 8 modèles à l'échelle 1/10. La figure 6 montre un modèle à l'échelle 1/10 avec ses instruments. 5.
CABLES D'ALIMENTATION ET DE COMMANDE
Il a été conclu, pendant la Phase I, qu'un câble sous-marin de type relativement classique fonctionnerait de manière satisfaisante au fond de la mer mais qu'il serait peut-être nécessaire de développer une conception particulière de câble pouvant résister aux fbrtes~flexions~de "tension probablement encourues sur le trajet entre la plate-forme et le fond de la mer. L'activité principale de la Phase II a été d'effectuer des essais intensifs afin de mettre au point un câble capable de remplir cette fonction. Deux solutions ont été envisagées : soit, en fixant le câble au pilier d'une tour, auquel cas il devrait être capable de supporter la flexion engendrée lors du passage par un ou plusieurs joints articulés, soit en suspendant le câble librement en chaînette. Tout câble capable de résister à ces conditions serait suffisamment robuste pour d'autres configurations similaires de forte tension avec une pression d'eau élevée et de fréquentes flexions. Programme d'essais Avant de se lancer dans des essais sous flexion, des essais préliminaires statiques ont été effectués sur différents échantillons du coeur, à des pressions hydrostatiques allant jusqu'à 70 bars, associés à des courants de chauffe intermittents jusqu'à 90°C. Ces échantillons ont révélé une certaine détérioration de la résistante de l'isolation et ont confirmé le besoin d'une barrière à l'humidité. Des essais préliminaires ont été effectués sur 17 échantillons de
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coeurs de différentes conceptions afin de vérifier le banc d'essai et de déterminer lequel des éléments d'un câble d'alimentation dépourvu de gaine serait le plus à même de céder en premier à la flexion. La conclusion a été qu'il serait nécessaire de mettre au point une nouvelle méthode de blindage du câble afin de le protéger des effets de la flexion. Toutefois, étant donné qu'il était également nécessaire de développer une barrière métallique à l'eau, la possibilité a également été envisagée d'associer les deux fonctions sous forme d'une seule gaine métallique mince conçue spécialement dans le but d'absorber les contraintes de flexion. Il était clair que l'introduction de corrugations hélicoîdes dans la gaine améliorerait la performance sous flexion, à condition que les sommets des ondulations ne cèdent pas sous des pressions hydrostatiques prolongées. En fin de compte, la solution la plus prometteuse s'est avérée celle de l'application d'une lamelle en cuivre/polyéthylène parallèle au coeur de la ligne de manière orthodoxe et, ensuite, d'induire les ondulations en appliquant un frettage hélicoïdal sous tension consistant d'un fil en cuivre revenu de 2,5 mm de diamètre (figure 7). La conclusion qui résulté de tous les essais est que l'endurance sous flexion des conducteurs en cuivre spécialement étudiés et des nuances standard d'isolation XLFE (polyethylene réticulé) est suffisante. Néanmoins, ces conducteurs doivent être protégés par une barrière imperméable à l'humidité. On a trouvé que les rubans métalliques et les gaines conventionnels étaient inappropriés pour cette fonction, en raison d'une endurance à la fatigue insuffisante, mais un câble d'alimentation léger et souple a été conçu avec des coeurs individuels protégés de toute invasion d'humidité par une mince gaine en cuivre ondulé. Un programme d'essai a démontré qu'un câble fabriqué selon ces spécifications a une longévité de plus de 25 ans. Un câble de commande électrique nécessiterait des renforcements en ruban d'acier lourd pour empêcher la pression hydrostatique d'agir sur la fréquence radio-électrique des coeurs du conducteur. Unetelle conception suffirait pour des profondeurs d'eau opérationnelles allant jusqu'à 600 m, mais une conception pour une profondeur de 1000 m aurait une durée de résistance à la fatigue limitée et serait probablement incapable de fonctionner pendant une durée de 25 ans sans aléa. Une étude de faisabilité a démontré qu'une plus grande sécurité des circuits serait obtenue par une liaison de commande par fibres optiques. Un nombre suffisant de fibres optiques pourrait être logé dans les interstices du câble d'alimentation. Des essais effectués sur les coeurs de conducteurs en fibres optiques sous flexion et sous tension ont démontré que de telles fibres sont dotées d'une endurance à la déformation supérieure à des coeurs de conducteurs électriques. L'intégration de l'alimentation d'énergie et des circuits de commande à un seul et unique câble offre des avantages significatifs tant techniques qu'économiques.
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D.SJ>.S. ¿-.v
Legendes :
1 2 3 4
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poste de chargement des pétroliers navire de ravitaillement cheminée plaque de base et manifold de la tête de puits 5 - modules de production
FIGURE 1 - SYSTEME DE PRODUCTION SUR LE FOND DE MER 100 000 barils/jour à une profondeur de 500 m
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capsules de ortie urgence
puits
eau â !injection puits d'injection de gaz
alimentation gaz à la che eţ gêné. il d energie
sortie vers charge chargement des pétroliers
capsules de sortie" d'urgence
trappes d'accès pour le matériel lignes de pro duction de brut NOTE : * Les zones hachurées sont ventilées à l'air frais, les autres zones sont ventilées à l'azote * Pour la section du coeur de la ligne d'alimentation, voir la figure 7. Légendes : 1 2 3 4 5 6
commandes et électricité quartiers injection d'eau compression des gaz séparation manifold
FIGURE 2 PLAN D'UN COMPLEXE DE PRODUCTION TYPIQUE 100 000 barils/jour
plate-forme centrale de traitement
'Iti' /K
chambres de flottabilité variable
chambre du manifold
V ;\£-V
accès pour submersible
pile-guide
01 co ^1
plaque de base t ê t e s de p u i t s
FIGURE 3 -
PLAQUE DE BASE INTEGREE MANIFOLD/TETE DE PUITS
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Legendes : • • 7 1 - plate-forme centrale de traite- 7 - puits d'injection d'eau puits de production de brut ment 8 2 - injection d'eau vers chambre 9 zone de commande 3 - brut vers plate-forme 10 alimentation 4 - TFL et essais 11 air et azote 5 - brut vers plate-forme 12 puits de production de brut 6 - zone de production FIGURE 4 - SCHEMA DU PROCESS
Légendes : 1 - injection d'eau 2 - production 3 - duses de contrôle 4 - manifold d'eau de mer 8"
5 6 7 8
manifold de production 8" collecteur pour prises de test aiguilles TFL 3" TFL 3" et manifold de test
FIGURE 5 - SCHEMA. DE LA TUYAUTERIE DE LA CHAMBRE DU MANIFOLD
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FIGURE 6 - MODELE R.C. A L'ECHELLE l/iu A - conducteur flexible en cuivre B - blindage du conducteur en XLPE semiconducteur C - isolation XLPE ' D - blindage du coeur en XLPE semi-conducteur E - butyl non vulcanisé semi-conducteur F - lamelle cuivre/polyester G - frettage en fil de cuivre H - gaine extérieure en polyethylene SECTION DU COEUR DE LA LIGNE D'ALIMENTATION PROTEGEE PAR UNE BARRIERE ONDULEE CONTRE L'HUMIDITE
FIGURE 7 - SECTIONS DU COEUR DE LA LIGNE D'ALIMENTATION PROTEGEE PAR UNE BARRIERE ONDULEE CONTRE L'HUMIDITE
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(03.39/77)
AUGMENTATION DE LA CAPACITE DE PRODUCTION PAR LES TECHNIQUES TFL
J.F.B. MARRIOTT, The British Petroleum Company PLC
Résumé Le projet "Augmentation de la capacité de production par les techniques TFL" est la suite du programme de développement et d'essais de BP qui avait débuté avec succès avec le projet précédent "Techniques TFL". Le programme était destiné à promouvoir l'application des systèmes TFL (outils pompés) en : 1) permettant l'utilisation de lignes de collecte de plus grands diamètres, aboutissant au puits sous-marin et, par là même, accroissant le potentiel des puits, grâce à l'utilisation d'une "locomotive" pour transporter les outils TFL et 2) développant et essayant un outil d'orientation destiné à permettre à une seule ligne TFL de desservir un certain nombre de puits sur une plaque de base sous-marine. Les essais de ces deux systèmes ont été effectués à la base d'Eakring de BP. La "locomotive" qui a été étudiée pour assurer le remorquage d'outils 2" dans une ligne 4" a finalement fonctionné avec un degré élevé de fiabilité. Le sélecteur, un aiguillage à 6 directions pour des outils 4", a effectivement fonctionné, bien qu'il ait clairement mis en lumière qu'il était nécessaire d'effectuer des travaux complémentaires sur les fonctions contrôle.
1.
INTRODUCTION
Une fois le projet "Techniques TFL" terminé avec succès, il en est résulté un bon niveau de confiance dans cette technologie et BP a décidé de poursuivre les travaux de développement dans un certain nombre de domaines spécifiques où des améliorations étaient apparues nécessaires. Un des inconvénientsmajeurs dans certaines applications du TFL était dû au fait que les lignes de collecte d'un puits dont la maintenance devait être assurée de cette façon devaient être en conformité avec la taille des outils à pomper, imposant ainsi une restriction à la production du puits. En conséquence, il a été décidé de mettre un outil au point qui pourrait amener l'ensemble du train de TFL dans une ligne de collecte de plus grande dimension. Cette "locomotive" serait garée à proximité de la tête de puits,
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permettant ainsi au train d'outilsd'intervention de continuer son chemin dans le puits. Une fois le train d'outils revenu en surface, la locomotive serait réamarrée et ramènerait l'ensemble vers la plate-forme. Il a été décidé de mettre un outil de remorquage au point qui pourrait remorquer des outils 2" dans une ligne 4", ceci correspondant à la taille des installations d'essai et à la completion de puits déjà disponibles à Eakring. Il a été reconnu que le sélecteur serait un outil qui assurerait la promotion de l'emploi du TFL pour une plaque de base sous-marine contenant un certain nombre de puits. Il serait installé sur la plate-forme de base à l'arrivée de la ligne de service et permettrait au train d'outils d'être dirigé vers n'importe lequel de six puits. Ceci rendrait inutile de multiplier les lignes de collecte adaptées à la taille du TFL pour alimenter la plaque de base ou, encore, d'installer une série d'aiguillages différents sur la plaque de base. La commande à distance du sélecteur était une nécessité afin de permettre à un opérateur sur la plate-forme de sélectionner le puits nécessitant une intervention. Il a été décidé que le sélecteur devrait être capable de recevoir des outils 4" en conformité avec les spécifications des installations d'Eakring. Il était prévu d'installer le système de remorquage et le sélecteur et de les essayer à Eakring, après modifications appropriées de ces installations. La faisabilité et la fiabilité de ces matériels seraient déterminées par des essais. 2.
MISE AU POINT DE LA LOCOMOTIVE ET ESSAIS
La locomotive a été mise au point en liaison avec Otis Engineering Corp. qui est le principal fournisseur d'outils TFL. Cet équipement est constitué par deux composants principaux, la locomotive elle-même (figure 1) et un "réceptacle de parking" (figure 2) qui réceptionne la locomotive à la tête de puits. Le train d'outils d'entretien de 2" est fixé à la locomotive pendant le trajet, à travers la ligne 4", et elle le lâche une fois qu'elle atteint le raccord de parking, permettant ainsi aux outils de plus petite dimension d'être pompés dans le puits. Une fois que le train de 2" est remonté à la surface, il est une fois de plus, reconnecté à la locomotive qui le ramène jusqu'à la plate-forme. La manchette de stationnement a été installée dans la boucle existante en surface à Eakring, après que les modifications nécessaires aient été apportées à la boucle. Un aiguillage manuel dans la ligne 4" permettait au train d'outils, soit de passer à côté du raccord de stationnement, soit d'y être dirigé. Au-delà du raccord de stationnement, un autre aiguillage était utilisé pour diriger le train 2" libéré, soit dans la boucle de simulation de puits en surface, soit dans le puits lui-même. Les essais de la locomotive ont essentiellement consisté en l'installation d'un mannequin de vanne à boisseau sphérique 2" dans le berceau de réception situé dans le puits de la vanne de sécurité de la completion 4" x 2", tout d'abord dans la boucle de surface et, ensuite, dans le puits EK N° 1. Le but des essais était 1) d'établir les effets de l'usure sur l'équipement mis en oeuvre, y compris les pistons, 2) de définir la fiabilité des outils et 3) de vérifier le degré de contrôle à la disposition de l'opérateur. La figure 3 illustre les modifications de la boucle d'Eakring effectuées pour recevoir le système de remorquage des outils et le sélecteur.
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2.
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RESULTATS DES ESSAIS
2.1
Usure Après avoir circulée sur une distance supérieure à 600.000 pieds (200.000 m ) , la locomotive présentait une usure limitée à quelques égratignures de la surface et une très faible diminution de sa section (0,018" au maximum) (0,05 cm). Ceci n'a pas été considéré comme étant grave. Aucune usure n'était apparente sur les épaulements du collet de stationnement, bien que ceci ne constitue pas une surprise puisque le collet n'entre normalement pas en contact avec les tubes au cours de la circulation. L'usure de quatre types différents de piston a été évaluée et, parmi eux, un piston en nitrile de 4" utilisé en phase 1), un piston en polyurethane de 4", un piston en polyurethane de 2" et, enfin, un piston de 2" en nitrile avec une garniture en aluminium. Les unités de 4" en nitrile ont du être remplacées après un parcours de 51 km, tandis que les pistons en polyurethane de 4" ont tenu pendant 88 km. Les unités de 2" convenaient encore pour des distances même supérieures à l'intérieur d'une ligne de 2", comparées à celles de 4" mentionnées ci-dessus. Au départ, l'usure des joints moulés sur les outils de 2" a été très sévère ; le problème a été en grande partie résolu en incorporant des segments élastiques d'usure qui supprimaient le contact de ces joints avec les parois du tube lors du trajet. Néanmoins, l'usure progressive de ces segments d'usure amenait une limitation à la distance utile de trajet de 8 km environ pour la fausse vanne 2" à boisseau sphérique. Le raccord de stationnement n'a fait apparaître qu'une usure minimale lors de l'inspection finale et il était en très bonne condition générale. 2.1.2- Fiabilité des outils Lors de chaque opération du système locomotive 4" x 2", l'extension en 2" a été transportée avec succès jusqu'au raccord de stationnement où elle était déverrouillée. Au début, un certain nombre d'échecs a été enregistré, au moment où l'on essayait de reverrouiller l'extension de 2" à son retour, mais ceci a été considérablement eliminé en modifiant la locomotive. Quelques problèmes ont été posés par le système simulant une vanne 2" à boisseau sphérique lors du verrouillage dans le raccord de stationnement, mais ceci était dû au raccord plutôt qu'au système de vanne à boisseau sphérique ou au système de locomotive lui-même. 2.1.3 Contrôle par l'opérateur Les possibilités de contrôle par l'opérateur ont été considérées comme correctes jusqu'au moment où le raccord d'ancrage 2" était atteint. Le contrôle, lors de la mise en place ou du retrait de la fausse vanne dans le raccord, était difficile et il serait certainement possible de l'améliorer en contrôlant à distance la pression dans la ligne 2" à proximité du raccord. En pompant avec une contre-pression dans la ligne de 1000 psi (70 bars), ce qui correspond à la pression de fermeture d'un puits, une plus grande attention de l'opérateur était nécessaire. 2.2
Conclusions générales (locomotive) Au cours de cette phase du programme d'essais, les principaux objectifs ont été atteints. Le fonctionnement de la locomotive et de l'assemblage correspondant à la fausse vanne à boisseau sphérique 2" a été testé de façon intensive et les limites de fonctionnement ont été définies. Le niveau élevé de succès obtenu montre que le système de transport d'outils 4" x 2" est, à la fois, faisable et fiable. Néanmoins, il s'avère encore nécessaire d'étudier les caractéristiques d'usure à long terme des compo-
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sänts de la completion au cours des opérations TFL et d'évaluer la fiabilité des équipements associés, tels que les systèmes de détection d'outil. Des modifications immédiates se sont avérées nécessaires pour la locomotive et pour les épaulements de la vanne à boisseau sphérique. Pour ce type de matériel, une inspection détaillée et des essais de fonctionnement (quand cela est possible) de toutes les parties sont essentielles avant toute installation offshore. 3.
MISE AU POINT ,ET ESSAIS DU SELECTEUR A SIX VOIES
Le sélecteur 4" a été mis au point en coopération avec Cameron Iron Works, après une enquête sur les techniques et les équipements disponibles. Le système retenu est un système de sélection installé en verticale (figure 4). Le sélecteur est constitué par un corps supérieur de connecteur hydraulique dans lequel est logé un tambour rotatif contenant un tube aiguillage fixe à passage central qui s'aligne de facon sélective au cours d'un mouvement continu avec chacune des 6 différentes sorties des tubes de collecte. Le tube donnant la direction est incliné vers l'extérieur de 20° par rapport à la verticale sur un rayon de 60". Après une sortie droite à partir de la partie basse de la tubulure à 20°, chaque sortie de ligne continue à être courbée avec un rayon de 60" jusqu'à 45° de la verticale et se termine par un système de raccordement. Le tambour rotatif est monté sur des paliers et il est étudié pour empêcher la pression de se communiquer au corps du connecteur. Il n'y a pas de joint entre le tube orienteur et les 6 sorties de ligne qui sont toutes soumises à la pression existant dans la ligne. Le tambour de sélection est rempli d'huile. Un piston flottant monté dans un tube d'équilibrage de pression égalise les pressions dans la ligne et dans le tambour et empêche que des fluides abrasifs pénètrent dans le tambour. L'extrémité supérieure du corps du connecteur est équipée d'un système de raccordement 4" 1/16 - 5000 psi, qui est utilisé pour la fixation à la ligne de service arrivée et qui peut aussi être utilisé par un outil de mise en place hydraulique pour amener ou retirer le sélecteur. La partie centrale du corps du sélecteur a été étudiée de façon à ce que la partie supérieure du corps puisse lui être verrouillée au moyen d'un connecteur hydraulique standard de 16" 3/4 et l'étanchéité réalisée avec un joint "AX". Le système étudié permet ainsi de retirer le sélecteur pour l'entretien. Néanmoins, dans cette application particulière, le connecteur hydraulique n'a pas été employé. La rotation dans le sens des aiguilles d'une montre du tambour de sélection se fait en actionnant un cylindre hydraulique à double effet qui fait avancer un mécanisme à crémaillère sur le côté du tambour. Trois impulsions du piston du cylindre sont nécessaires pour effectuer une rotation de 60° entre chaque position. La valeur normale de la pression nécessaire pour faire fonctionner le cylindre a varié entre un minimum de 500 psi (35 bars) à un maximum de 1500 psi (105 bars). La confirmation du positionnement correct du sélecteur est obtenue par des moyens hydrauliques employant un deuxième piston à double effet Ceci met en correspondance un passage de purge dans le piston avec un passage situé sur le tambour qui est spécifique de la position particulière recherchée. La constation d'un débit à travers ces passages mis en coincidence démontre ainsi que l'alignement est correct. Le sélecteur a été mis en place sur la boucle d'Eakring de telle facon qu'il puisse diriger le train d'outils de 4", soit dans la boucle de surface, soit vers l'intérieur du puits, c'est-à-dire que deux seulement des six positions disponibles étaient connectées. Une grande quantité d'opérations a été ensuite effectuée en utilisant des trains d'outils 4" de
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longueur normale pour vérifier le bon fonctionnement. 3.1
Résultats
3.1.1 Passage de l'outil à travers le sélecteur Les nombreux essais de passage à travers le sélecteur qui ont été effectués, à la fois au cours du programme d'essais lui-même et pendant la démonstration, ont montré que tant que le débit était maintenu aux valeurs normales pour le TFL de 1,5 à 3 barils par minute, ce qui était suffisant pour que le train d'outils TFL soit maintenu en mouvement, aucune augmentation de la résistance n'apparaissait qui aurait pu être due au passage sinueux dans le sélecteur et le sélecteur dirigeait les outils de façon satisfaisante. 3.1.2 Contrôle de la position des sélecteurs La série d'essais qui a été effectuée dans cette optique impliquait la mesure de débit d'une façon ou d'une autre. Le débit dépend de plusieurs variables (perte de charge, température, propriétés du fluide) qu'il était nécessaire de mesurer pour calculer la position du sélecteur et, bien que cette méthode ait pu être appliquée de façon satisfaisante au cours de ces essais, une méthode plus simple devrait être envisagée pour l'utilisation offshore. 3.2
Conclusions générales (sélecteur) Le fonctionnement du sélecteur Cameron A" à 6 voies a été essayé de façon complète et les paramètres de fonctionnement ont été définis. Les essais ont montré que le concept de base, avec quelques modifications à apporter au mécanisme de contrôle, était à la fois opérable et fiable. Il est encore nécessaire d'étudier les caractéristiques d'usure à long terme du système avant que la fiabilité à long terme puisse être totalement affirmée. Il est aussi apparu qu'une méthode améliorée de détection de la position du sélecteur devrait être envisagée pour une installation offshore éloignée.
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t i c e de repechage
/T^ À c o l l e t a expansion
/ /
/
rxoJ.let
de stationnement
boulon de fixation
' bague de cisaillement «lotta d« retenue
3_
K
—
connecteur du corps
S connecteur rotatif
connecteur à bille
Il v FIGURE 1 - LOCOMOTIVE TFL 4" x 2OH
connecteur 4"
¿2Z2
profil du tube de stationnement
passage de purge
connecteur 2"
FIGURE 2 - RACCORD DE STATIONNEMENT TFL 4" x 2"
t.oâíí-
O O)
FIGURE 3 - SCHEMA DES INSTALLATIONS DE TEST TFL 4" x 2" DE EARRING - PHASE II
FIGURE 4
- 607 (04.04/76) PRODUCTION EN MERS ARCTIQUES P. DEFFRENNE (IFP); J. DUVÄL (CFP); B. RENARD (SNEA(P))
Résumé Le projet "Production en Mers Arctiques" avait pour objectif de définir et d'étudier un schéma de production saisonnière d'un champ d'huile, dans une zone où les installations sont menacées par des icebergs qui raclent le fond de la mer, celui-ci étant constitué par des dépôts morainiques renfermant des blocaux (boulders). Le schéma auquel on a abouti comprend : des puits isolés avec des têtes de puits sous marines enterrées, des lignes de collectes flexibles, un support de production de forme SPAR à positionnement dynamique et un riser facilement déconnectable. L'évacuation de la production se fait par tanker navette. Un système pour réaliser les excavations nécessaires pour enterrer les installations a été mis au point et un essai d'excavation a été réalisé en mer en vraie grandeur.
Introduction Le projet "Production en Mers Arctiques" a été lancé en 1976, après que les sondages d'exploration aient montré des indices prometteurs en Mer du Labrador, prouvant le caractère pétrolier de la région. Son objectif était de définir et d'étudier un schéma de production saisonnière (limité à la saison libre de glace de mer) d'un champ d'huile, soumis aux conditions d'environnement bien particulières de la Mer du Labrador vers le 56ème parallèle. 1. CONDITIONS D'ENVIRONNEMENT Les critères d'environnement retenus pour le projet correspondent aux conditions suivantes : - Profondeur d'eau de 100 m à 300 m. - Etat de mer pendant la saison libre de glace (juillet à décembre) du même ordre qu'en Mer du Nord. - Présence au fond de la mer de sols morainiques composés essentiellement de sables silteux et de blocaux (boulders). Ces blocaux peuvent avoir des dimensions supérieures au mètre. - Couverture de glace de mer dérivante (0 à 2 noeuds) environ six mois par an (janvier à juin). Cette glace généralement épaisse de 0 à 2 mètres comporte de nombreuses crêtes de pression ("pressure ridges") dont certaines, vieilles de plusieurs années, peuvent atteindre
- 608 20 mètres d'épaisseur. - Présence d'icebergs toute l'année. Ces icebergs dérivent le long des côtes du Labrador à une vitesse moyenne de l'ordre de 0,5 noeud.. La masse de l'iceberg moyen se situe autour de 1 Mt et les plus gros d'entre eux peuvent racler le fond par des profondeurs d'eau excédant 300 m en y creusant des sillons dont la profondeur eBt généralement inférieure à 5 m dans les sols morainiques. La présence simultanée d'icebergs et de banquise élimine la possibilité d'utilisation de plateformes fixes ; toute plateforme de production doit être mobile de façon à pouvoir esquiver un iceberg menaçant. Il en résulte que certains équipements de production (arbre de production, réseau de collectes, manifold) sont situés au fond de la mer et doivent être conçus pour faire face au danger de destruction par les icebergs racleurs. Il doivent donc être enterrés. Le projet a donc été orienté suivant trois axes principaux : - le recensement et éventuellement l'essai ou la mise au point de méthodes permettant d'avoir une connaissance plus précise des conditions d'environnement et de leur conséquence sur les installations. - la mise au point d'un système d'excavation. - la définition des principaux composants spécifiques du système de production saisonnière. 2. AMELIORATION DES CONNAISSANCES SUR L'ENVIRONNEMENT Cette partie du projet a été centrée sur trois points, relatifs aux glaces, au sol et à l'action des icebergs sur le sol. 2.1. Etudes sur les glaces La connaissance du tirant d'eau des icebergs approchant des installations est indispensable pour assurer la sécurité en opération. Il en est de même pour ce qui concerne l'épaisseur de la banquise et particulièrement des crêtes de pressions, dans le cas où on envisagerait une production continue sur l'année. Des méthodes de mesure de ces deux paramètres, par voie acoustique, ont fait l'objet d'études de faisabilité qui ont abouti à des conclusions positives. Aucune réalisation n'a été entreprise dans le cadre du projet. 2.2. Connaissance des sols La fréquence et la taille des blocaux qui, par endroit, jonchent les fonds de la Mer du Labrador, constituent des données primordiales pour la mise au point de l'ensouillage des installations de production. Le but des études effectuées était de recencer les différents faciès de sol rencontrés, et de définir les méthodes d'investigation les plus appropriées. Deux campagnes de reconnaissance ont donc été effectuées : - une campagne de géophysique s'est déroulée en juillet-août 1976 avec le NEWFOUNDLAND KESTREL. Elle a permis de déterminer les outils les plus appropriés aux différents faciès rencontrés, mais il n'a pas été possible de définir une méthode apte à délimiter avec précision les zones à blocaux. - une campagne de carottage par gravité et vibrocarottage sur les sites choisis comme typiques à la suite de la campagne de géophysique, a été réalisée à partir du DUPLUS, également en 1976.
- 609 2.3. L'action des icebergs sur le sol Une étude théorique du tranchage effectué par les icebergs' sur le sol a montré qu'il était nécessaire d'enterrer la totalité des installations à une profondeur d'au moins 5 mètres sous le fond de la mer. 3. LE SYSTEME D'EXCAVATION 3.1. Excavation à réaliser Le système retenu doit permettre de creuser des excavations dans un sol morainique à blocaux dans le but d'y loger : - les équipements de production nécessaires à un puits. Le volume de l'excavation à réaliser est de l'ordre de 5 000 m 3 , - le manifold. L'excavation à réaliser est plus profonde et plus large, le volume étant de l'ordre de 20 000 m 3 . 3.2. Choix du système La présence de blocaux dans le sol a conduit à éliminer tous les procédés d'excavation par circulation d'un fluide (pompage, suçage, . . . ) . Une investigation sommaire permit également d'éliminer les méthodes par forage en grand diamètre (problèmes de destruction des blocaux) et par explosifs (problèmes de quantité nécessaire et d'environnement). La benne se révélait être l'outil le plus adapté et il restait à concevoir un procédé d'utilisation de cet outil qui satisfasse aux critères suivants : - les éléments utilisés dans le système doivent être simples et ne pas nécessiter le développement de nouvelles technologies, - la fabrication d'un prototype de test doit permettre d'en vérifier l'efficacité à un coût raisonnable, - les excavations peuvent avoir diverses formes et dimensions. Une analyse détaillée de diverses idées basées sur le concept benne preneuse fut entreprise et finalement, le système dont le principe est présenté à la figure 2 fut sélectionné. 3.3. Description de la méthode retenue La méthode retenue se compose essentiellement des éléments suivants : - un support de surface (ancrage classique ou dynamique), - une benne preneuse de grande capacité (9 m 3 ) suspendue à un chariot, lequel se déplace tel un téléphérique le long d'un câble porteur, tiré par un câble tracteur. L'action combinée sur les câbles tracteur et porteur, permet de déplacer la benne au fond entre la zone d'excavation et la zone de déblais, - un compensateur de pilonnement léger taré de telle sorte qu'il soit à même de maintenir une tension entre le chariot et la benne quand celle-ci repose sur le fond, - un limiteur de tension qui permet d'éviter une surtension dans les câbles au moment où la benne pleine est décollée du fond. 3.4. Réalisation d'un essai d'excavation La capacité de réaliser des excavations conditionne le développement d'un champ d'hydrocarbures dans les zones arctiques considérées. Il était fondamental de prouver par un essai la validité du concept retenu pour être sûr de pouvoir protéger les éléments vitaux d'un champ.
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Le support de surface retenu pour ces essais fut le M/V DUPLUS, un catamaran de 47 m de longueur. Après mobilisation et installation du matériel à ROTTERDAM, les premiers essais furent effectués en Mer du Nord. Une fois les problèmes de démarrage résolus (renforcement du chariot, changement de connecteurs électriques ... ), le système devînt opérationnel le 17 août 1978 par 68 m d'eau. Le M/V DUPLUS se rendit alors au large de la Bretagne par 150 m d'eau où le système a bien fonctionné pendant 30 heures. Il fut constaté que le système répondait aux espérances et rapidement les procédures devinrent routinières. L'essai a prouvé que la méthode d'excavation retenue était valable et adaptée au problème. Considérant que le volume des excavations à creuser pour les arbres de production est de l'ordre de 5 000 m^, il est réaliste d'envisager la réalisation d'une excavation sous-marine pour une profondeur d'eau de 200 m en environ une semaine. 4. LE SYSTEME DE PRODUCTION SAISONNIERE La figure 1 montre le schéma du système de production saisonnière retenu dans lequel de nombreux éléments présentent un caractère spécifique découlant de la contrainte d'environnement arctique qui lui est imposée. 4.1. Puits de production La tête de puits de production est placée dans une excavation et est conçue pour que son point le plus haut soit situé environ 5 m au-dessous du fond, c'est-à-dire hors de portée des icebergs racleurs dans les sols morainiques. Les suspensions des tubages (Fig.3) sont placées dans un caisson de 1 m de diamètre à environ 17 m au-dessous du fond du silo. 4.1.1. Silo Dès que l'excavation nécessaire à la protection d'un puits a été réalisée, un silo y est posé au fond afin d'éviter que les éboulements éventuels des parois ne viennent la combler. L'horizontalité du silo est assurée par trois vérins télécommandés depuis la surface. Il est ensuite ancré par injection de ciment à sa partie inférieure. 4.1.2. Forage Par rapport au forage conventionnel, trois contraintes supplémentaires ont dû être prises en considération : . centrer le trou dans le silo, . éviter que les déblais provenant des phases initiales du forage et non évacués vers la surface, ne remplissent le silo, . suspendre les tubages dans le caisson à 17 m au-dessous du fond du silo. 4.1.3. Arbre de production L'arbre de production se compose des éléments suivants de bas en haut (Fig.4) : - Une partie inférieure comprenant un connecteur surmonté d ' un bloc inférieur de vannes maîtresses. Chacune des fonctions (ouverture et fermeture) est assurée par un opérateur hydraulique.
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Une partie supérieure comprenant un connecteur surmonté de : . un bloc supérieur de vannes maîtresses "fail-safe" . un point faible . une extension . un aiguillage . un dispositif d'accès vertical au puits . un système de connexion des collectes. Le point faible a été incorporé dans le schéma pour prévoir le cas improbable et pratiquement impossible où un iceberg racle le fond à une profondeur supérieure à ce qui a été prévu et vient à toucher le silo ou le sommet de la tête de puits. La rupture du point faible assurerait alors 1'isolement des deux blocs de vannes maîtresses et ainsi la sécurité du puits. Le système principal de contrôle est un système électro-hydraulique multiplex. Les puissances électrique et hydraulique sont fournies à partir des installations de surface au moyen d'un flexible renforcé et d'un câble électrique posés sur le fond avec les collectes. Un système secondaire hydraulique à pression séquentielle est prévu pour commander toutes les fonctions de vannes sauf celles des vannes maîtresses inférieures qui, elles, peuvent être commandées par un système de secours acoustique. 4.2. Collectes Chaque liaison entre un puits et la plateforme centrale de production est assurée au moyen d'un faisceau composé de plusieurs lignes de 4" et 2" et d'une ligne électrique. Chaque faisceau étant simplement posé sur le fond, l'éventualité de rupture par un iceberg racleur a été envisagée : . la ligne T.F.L. permet de laver la ligne de production avant que la collecte ne risque d'être cassée, ce qui élimine tout risque de pollution, . un point faible est incorporé au puits et au manifold de sorte que la rupture de la collecte n'endommage pas les connexions. L'utilisation de flexibles a été retenue parce qu'elle permet : . de réduire le temps de pose, . d'effectuer des réparations rapides avec des supports relativement légers, . de poser la collecte suivant un tracé sinueux incorporant les dépressions naturelles, ce qui diminue considérablement le risque de rupture. 4.3. Manifold L'ensemble des faisceaux de collectes est regroupé en un manifold central (Fig.l) sur lequel est connecté le riser qui achemine les fluides vers le support flottant. Comme pour les puits de production, ce manifold est installé dans une excavation dont les dimensions ont été minimisées en recherchant une conception compacte, ce qui a entraîné l'utilisation de boucles flexibles facilitant la connexion avec la ligne de collectes (prévue seulement en première extrémité). Tous les éléments actifs sont groupés dans un module qui peut être relevé en fin de saison. La continuité de chaque ligne de production est assurée jusqu'à la surface alors que les lignes de services T.F.L. sont groupées au manifold en une seule ligne commune.
- 612 4.4. Plateforme centrale de production 4.4.1. Support flottant DYPOSPAR Le support flottant de production retenu, DYPOSPAR (Fig.5) est un concept de type SPAR et à positionnement dynamique dont les caractéristiques principales sont les suivantes : . production de 16 000 m par jour nécessitant un équipement global de 8 900 tonnes, . déplacement 96 000 tonnes, . tirant d'eau 57 m, . capacité de stockage 40 000 m 3 . Le positionnement dynamique lui permet d'éviter facilement les icebergs et de minimiser les arrêts de travail qui leur sont dus. DYPOSPAR a un bon comportement dynamique (vérifié par des essais sur modèle en bassin) et assure une excellente protection du riser. 4.2.2. Riser Le riser assure la liaison entre le manifold et DYPOSPAR. Il est composé de : . une ligne centrale de rigidité, 10 à 15 tubes satellites (une ligne de production et une ligne de service T.F.L. par puits), un ensemble de flexibles véhiculant l'énergie hydraulique et électrique. L'environnement arctique a conduit à prévoir ce riser avec les spécifications particulières suivantes : . déconnexion fréquente (une fois par mois) due au passage d'un iceberg, . déconnexion rapide (moins d'une minute) en cas de panne de positionnement dynamique, . relevage de 25 m après déconnexion afin de dégager son pied de 1'excavation. 4.5. Evacuation L'évacuation de la production est assurée par des pétroliers spécialisés effectuant la navette avec le port de rupture de charge. Ces pétroliers de taille relativement modeste (45 000 tonnes de port en lourd) sont équipés d'un positionnement dynamique qui leur permet de se maintenir en position au voisinage (environ 200 m) de DYPOSPAR pendant les opérations de chargement. Le transfert de la production est assurée par un flexible funiculaire 16". REFERENCES -
"Test of High Resolution Devices in Hard Bottom Areas" 0TC 1978 n° 3221. - "Sytèrne de production saisonnière d'huile en zones arctiques marines à icebergs". Congrès Mondial du Pétrole Bucarest 1979.
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FIG. 1
PETROLIER
SCHEMA DU SYSTEME DE PRODUCTION SAISONNIERE
FIG. 2 SYSTEME DE COMPENSATION SUPPORT O l SIMFACI (M/V OU PLUS)
fcOMPtNS»TEUn
SYSTEME D'EXCAVATION
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CONWlCTţUW D I C O l L l C T l l
chapeau.de plaque de protection/ reference
caisson 0 40" hub 0 16"3/<
VANNfI U A I T M I t l l ■ LOC I U W I I U B
^suspension des Cubages FIG. 3
VUE DU PUITS E N FIN DE FORAGE VANMII UA ITNIISM ■ LOC INUMHUW
FIQ. 4
VUE DU PUITS E N PRODUCTION
»LATfFOHMI DV»Ot»l
ARTICULATIONS
FIQ.
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PLAT E FORM E OYPOSPAR ET RISER DE PRODUCTION
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(04/75)
PRODUCTION EN MER PROFONDE A. CASTELA D. SIMONDON R. COULBOY
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Institut Français du Pétrole Société Nationale ELF AQUITAINE (Production) Compagnie Française du Pétrole
RESUME Ce projet a porté sur la définition d'un système de production dans une grande profondeur d'eau (1 000 m) comportant des puits sousmarins isolés ou regroupés en "clusters", des collectes regroupant ces puits sur un manifold de production, des "risers" assurant la remontée des effluents pétroliers vers un support de surface ancré et une liaison en subsurface entre celui-ci et un poste de chargement. Les études préliminaires ont fait apparaître très rapidement l'importance de ses différents composants, qui ont fait par la suite l'objet de projets spécifiques. Citons en particulier les travaux sur les colonnes articulées, les liaisons de subsurface, la pose et la connexion des collectes, les écoulements polyphasiques dans les collectes, la station expérimentale de Grondin N.E, qui font l'objet de communications distinctes. Sont présentés dans ce texte les travaux concernant les techniques liées à la production en mer profonde, en particulier celles qui sont associées à la liaison verticale assurée par le riser entre les équipements sous-marins et les supports de surface. Des expérimentations ont permis de préciser les efforts que supporte ce riser ; des connecteurs électriques prototypes permettant la télécommande des équipements de fond ont été testés avec succès ; enfin des expérimentations ont permis de mettre au point une technique de TFL dite à rallonge longue permettant d'éviter les complétions doubles dans les puits.
1. INTRODUCTION Les moyens qui étaient disponibles en 1971 pour l'exploitation des hydrocarbures des zones immergées avaient été conçus essentiellement pour les gisements situés sous les plateaux continentaux. Leur extrapolation en vue d'une utilisation dans les zones recouvertes par une hauteur d'eau comprise entre 200/300 mètres et 1 000 mètres était impossible à l'exception des têtes de puits sousmarines isolées dont l'exploitation industrielle débutait. L'analyse de l'état et de l'évolution à moyen terme des techniques de travail en mer et l'examen des nombreux systèmes envisageables pour la mise en production des gisements situés en mer profonde, ont conduit à orienter le projet vers l'étude des principaux composants qui sont communs aux systèmes d'exploitation les plus réalistes, fondés sur le maintien en surface du maximum des installations.
- 616 Le schéma retenu pour fixer un cadre général aux recherches entreprises est présenté sur la figure 1 où l'on retrouve au fond de la mer : - les têtes de puits isolées ou regroupées en "oluster" ; - les collectes entre têtes de puits ou oluster et manifold } - le manifold regroupant la production et comportant l'élément de connexion avec la liaison verticale ; - la liaison verticale ou "riser de production" permettant de remonter 1'effluent en surface et de transmettre les télécommandes vers les équipements de fond ; - les supports de traitement et de stookage flottants pour profondeur d'eau pouvant atteindre 1 000 mètres ; - les liaisons en subsurface entre supports de traitement, de stockage et de chargement. De plus, deux alternatives avaient été envisagées i - la première concernait les supports de traitement, stockage et chargement des hydrocarbures en appui sur le fond marin et utilisables par des profondeurs inférieures à 400/600 mètres, en particulier les colonnes articulées ; - la seconde envisageait une réexpédition de la production totale dans un pipe-line sous forme diphasique (gaz + huile). Il est apparu très rapidement que l'ensemble des problèmes étudiés était très vaste et que nombre de ces problèmes méritaient des développements plus importants. Ainsi les études préliminaires développées dans ce projet ont servi de point de départ à de nouveaux projets, soutenus par la CEE. Ces études préliminaires avalent été exposées au cours du symposium de 1979, aussi a-t-il paru préférable d'en rappeler les principaux résultats dans le cadre des exposés relatifs à ces nouveaux projets et présentés dans cet ouvrage. Ainsi on retrouvera un résumé des travaux sur les têtes de puits regroupées en "cluster" testées en mer sur le champ de Orondln N.E dans l'exposé relatif à la "Maintenance des équipements sous-marins sur la station de Grondin N.E". La pose des collectes et la conception et la mise en oeuvre des manifolds ont fait l'objet d'un essai en mer commun présenté dans l'exposé "Pose et connexion de collecte". La liaison entre plate-forme de production et poste de chargement a fait l'objet d'un essai en mer relaté dans le texte "Liaison de Subsurface". Les colonnes articulées ont fait l'objet d'études technologiques présentées en "Connaissance et nouvelles utilisations des oolonnes articulées". La recherche de matériaux plus légers pour la constitution de riser s'est achevée sur un essai en mer de "Risers et tubes en matériaux composites". Enfin les travaux sur l'évacuation simultanée du gaz et de l'huile dans un pipe-line se sont achevés sur le succès du projet "Détermination des écoulements diphasiques dans les pipe-lines -Programme PEPITE".
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Indépendemment de ces travaux, un certain nombre de verrous techniques ont été examinés dans le cadre de ce projet. 11 s'agit plus précisément : -
de l'ancrage des plates-formes de production du couplage plate-forme/riser de la conception des risers de production des connecteurs électriques de puissance enfichables sous l'eau des dispositifs d'intervention dans les puits par la méthode TFL des problèmes de pollution accidentelle.
2. ANCRAGE DES PLATES-FORMES DE PRODUCTION Les études effectuées ont déterminé les possibilités et les limites d'utilisation des ancrages funiculaires métalliques (câbles et chaînes) pour le maintien en position, en mer profonde, des supports flottants de production. Les conclusions ont souligné : - la bonne adaptation de tels systèmes aux grandes profondeurs, Jusqu'à 1 000 mètres. - un problème nouveau posé par la longévité et la sécurité à long terme de ces équipements : la dégradation des lignes d'ancrage peut avoir pour causes la corrosion, la fatigue, l'usure et les accidents de manutention, dont les effets sont difficilement prévisibles. En ce qui concerne les chaînes installées en partie basse de la ligne, la sécurité peut être améliorée par protection cathodique et surdimentionnement, ce qui apporte généralement d'autres avantages, tels que la diminution de la longueur des lignes et de leur encombrement. Pour les câbles, les solutions envisageables sont les relevages périodiques, opérations longues et coûteuses, ou le contrôle in situ, tel qu'il se pratique par ailleurs pour les téléphériques et les engins de levage. Les travaux se sont donc orientés vers la recherche et la mise au point d'un système d'inspection in situ par courants de Foucault, utilisée déjà pour l'inspection des câbles aériens, en raison d'avantages déterminants pour une utilisation sous-marine (poids, puissance d'alimentation, possibilité de mise en oeuvre). L'adaptation de cette technique aux câbles sous-marins dont le diamètre est plus important a été effectuée par le CETIM. Un capteur prototype permettant de détecter différentes formes de défauts sur un câble de 72 mm a été testé. Le dispositif de transmission en surface des informations reçues par le capteur a été étudié par la CGR (Compagnie Générale de Radiologie). Enfin l'étude du vecteur sous-marin servant de support au capteur ainsi que l'établissement des procédures nécessaires à sa mise en oeuvre, y compris le nettoyage du câble, ont été effectués par la société ECA-Automation. Il n'existait pas, à la date d'arrêt du projet, de plates-formes ancrées dans de grandes profondeurs d'eau. Aussi les travaux ont-ils été arrêtés à ce stade du projet. Les délais de fabrication et de mise au point d'un engin opérationnel, estimés à deux ans, étaient suffisamment courts pour pouvoir faire face à tout développement pétrolier en mer profonde.
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3. ETÜDE Du COUPLAGE SUPPORT DE SURFACE/RISER Le comportement du riser continu pour une profondeur d'eau de 1 000 mètres sous une plate-forme semi-submersible de forage adaptée à la production du type PENTAGONE 84 a été étudié aveo des conditions météorologiques du type "Mer du Nord". Lorsqu'elles sont supérieures à Beaufort 8, on a constaté qu'il était nécessaire de déconneoter le riser en pied et de relever la partie supérieure des lignes satellites. Des supports de production beauooup plus lourds sont actuellement en projet chez les constructeurs. On a examiné le comportement du riser 1 000 mètres connecté sous trois supports de production sélectionnés parmi : - les grosses semi-submersibles métalliques (PRODUCAT,PENTA 7 000) } - les semi-submersibles en béton (SEA TANK CO) ; - les bouées de stockage en acier (DYP0SPAR). En règle général, les plates-formes à fort tirant d'eau et puits central (DÏP0SPAR, SEA-TANK C0), en plus de leur capacité de stockage, sont particulièrement intéressantes car elles protègent efficacement le riser de la houle ; mais les dimensions assez réduites du puits oentral ne permettent pas de grand débattement du riser sous l'action du courant. Cette limitation dimensionnelle n'apparaît pas pour les grosses semi-submersibles métalliques (inclinaison possible en tête du riser de 20°). Par contre, le niveau de contraintes au voisinage de la surface libre, est plus élevé sans dépasser toutefois les 50 % de la limite élastique pour la condition tempérée difficile (Mer du Nord). Le riser 1 000 mètres pourrait donc rester connecté, production arrêtée, sous ce type de support. L'étude du couplage du riser avec le support de surface a mis en lumière l'importance des conditions d'environnement sur le problème posé par ce couplage. 4. RISER DE PRODUCTION POUR UNE PROFONDEUR DE 1 000 METRES L'utilisation de supports flottants de production implique l'emploi de risers qui diffèrent essentiellement des tubes prolongateurs utilisés en forage par : - la nature des fluides - le nombre des liaisons - la durée d'utilisation. Après un examen de faisabilité de différents concepts, les travaux ont porté sur l'étude technologique, les essais en bassin et l'établissement du dossier de plans directeurs d'un riser en acier composé d'un tube central et de 10 tubes périphériques de production suivant deux versions (cf. fig. 2 ) . Le premier riser étudié par DOT, était divisé en deux parties principales : la partie inférieure, permanente, maintenue en tension par une bouée de subsurface, située à environ 100 mètres de profondeur d'eau, l'autre partie, relevable, destinée à assurer la Jonction entre le support de surface et la bouée de subsurface.
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Le second étudié par COHEX-SEAL devait par sa conception assurer la liaison verticale directe entre fond et support flottant en surface. Ce riser continu, présentant un dispositif de déconnexion intermédiaire des seules lignes satellites, a été conçu pour assurer la mise en sécurité du système dans un délai acceptable. La mise en sécurité du riser par mauvais temps nécessite une déconnexion complète en pied et le relevage de la partie supérieure des lignes satellites. Il ressort de cette analyse que la liaison verticale continue est préférable sauf pour des conditions d'environnement nécessitant une mise en sécurité (donc un arrêt de production) fréquente. Dans ce cas, il est fort probable que le choix d'un support plus lourd permettra de demeurer connecté par conditions extrêmes. Une expérimentation effectuée chez KONGSBERG et à l'ENSEIHT de Toulouse a permis d'améliorer la connaissance des coefficients hydrodynamiques. Il sera ainsi possible de déterminer quel riser convient le mieux dans chaque cas particulier. L'étude s'est achevée avec l'établissement du dossier d'ingénierie de ce riser et des équipements associés. Parmi3 ce3 équipements, un connecteur vissé de 10 3/^" de diamètre pour tube central du riser, qui s'était révélé être un des éléments les plus chargés de ce riser a été dessiné et construit par ACM à Cosnes-sur-Loire. Les essais en fatigue de ce connecteur ont été confiés à la S.E.E.E.E (Société Européenne d'Etudes et d'Essais d'Environnement) à Bue. Le connecteur a d'abord subi un ensemble de moments de flexion échelonnés de 0 à 3,1 tonnes x mètres sous une traction constante de 100 tonnes et une pression intérieure de 60 bars, simulant 5 années de fonctionnement en Mer du Nord (20 millions de cycles au total). Aucune fatigue_n'est apparue, la contrainte maximale alternée n'a pas excédé 1 kg/mm et l'analyse magnétoscopique des filets et des soudures n'a décelé aucune crique de fatigue. 5. CONNECTEURS ELECTRIQUES DE PUISSANCE ENFICHABLES SOUS L'EAD Deux prototypes de connecteurs ont été réalisés par les sociétés SOURIAU et DEUTSCH avec les spécifications suivantes : Le connecteur devait assurer un total de 60 contacts électriques pour un ensemble devant alimenter 8 puits (3 contacts de puissance et 4 contacts d'information par puits). Le connecteur électrique devait pouvoir être mis en place au travers des lignes supports des lignes satellites de production situés autour du riser. Le diamètre de ce connecteur étant conditionné par celles-ci, il ne devait pas excéder un diamètre de 10 3/1"• De plus, ce connecteur étant prévu pour fonctionner dans le contexte d'installations pétrolières en mer, il devait pouvoir : - résister aux chocs de manutention - résister à la corrosion marine - être déconnecté en secours par simple traction verticale. (Cas de panne de la télécommande hydraulique par exemple).
620 Ces deux oonneoteurs électriques ont été testés dans le port de Marseille pendant deux années. Bien que oes essais se soient déroulés à faible profondeur, ils sont néanmoins significatifs oar il se sont déroulés dans des conditions très sévères. En effet, le brassage important de l'eau à cet endroit, allié à la lumière du Jour et à une température démente, a favorisé le développement de la flore et la faune sous-marine et après quelques semaines d'immersion, les oonneoteurs étaient recouverts à la fois de vase, d'algues et de coquillages (cf. fig. 3 ) . 6.
INTERVENTION DANS LES PUITS
La méthode TFL (Through Flow Line) est employée pour le servioe des puits en mer car, à l'inverse des méthodes de travail au câble (wire line) qui nécessitent l'usage d'un navire, elle est indépendante des aléas météorologiques. Cette méthode, utilisée depuis longtemps aveo des petits diamètres (2" et 3"), n'avait fait l'objet que d'une application réduite en diamètre 4" au début du projet. Celui-oi avait pour but d'examiner les problèmes posés par l'utilisation du TFL sur des conduites de 4 1/2" de grande longueur, de s'assurer que les outils n'étaient pas endommagés par les circulations dans les oolleotes et de vérifier que les procédures de pose et de relevage de la vanne de sécurité étaient au point. La station d'essai a été installée sur le champ de PECORADE. Elle est décrite dans les actes du Symposium de 1979. Elle oomprend deux sections : - une boucle de surface, extérieure au puits, qui reproduit la completion et l'équipement TFL d'un puits ; - le puits équipé en completion double TFL, sur une hauteur de 260 mètres, d'un tubing de 4 1/2" pour la production et d'un tube de 2 3/8" pour le service ; en dessous du raocord de oiroulation le tubing a été conservé dans sa forme antérieure (3 1/2"). Les essais d'intervention dans le puits ont comporté plusieurs mises en place des éléments suivants t . Standing valve (clapet de non-retour se fermant au moment des pompages pour stopper la production et éviter l'injeotion d'huile dégazée dans le puits) . Plugs (bouchons d'obturation) . Safety valve (vanne à boisseau sphérique téléoommandée depuis la surface) . Storm choke (velocity valve) (vanne de sécurité à fermeture automatique en cas d'élévation anormale du débit). Ces essais faisaient intervenir tous les éléments mobiles du train d'outils t propulseurs, barres de charge, rallonges, coulisse de battage, accélérateur, L'ensemble des équipements a fonctionné de fagon tout à fait satisfaisante et bien que la durée des essais ait été inférieure à la durée normale d'exploitation d'un puits, la fréquence d'intervention a été beaucoup plus élevée que celle strictement nécessaire.
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Le comportement des garnitures des propulseurs d'origine américaine s'est rapidement révélé mauvais en présence du gaz dissous dans l'huile. De très bons résultats ont été obtenus avec des garnitures de propulseur réalisées par des fabricants spécialisés européens. Utilisation de la méthode TFL avec une rallonge longue L'intérêt de. cette méthode et de simplifier la méthode TFL classique (TFL court) par l'utilisation d'une rallonge articulée de grande longueur entre les outils d'intervention et les pistons propulseurs (TFL long). La mise au point de cette technique permet en completion simple (un seul tubing) d'intervenir sur des équipements situés entre 30 et 60 mètres sous la tête de puits. Des études préliminaires et l'examen des opérations expérimentales ont permis de sélectionner deux types de matériels : . Une rallonge composée d'éléments articulés de longueur 1 mètre environ et de diamètre 1/2" avec une longueur maximum de 27 mètres. Les propulseurs sont classiques et restent à l'extérieur de la tête de puits. . Une rallonge composée de tiges de pompage (diamètre 3/1", longueur 9 mètres) avec une longuieur maximum de 70 mètres. Dans ce cas, il y a des propulseurs de pose et des propulseurs de retour spéciaux. Par ailleurs, un prototype pour la détection de passages d'outils a été réalisé et testé dans la tête de puits d'essai. De même, des outils de repêchage, nécessaires dans le cas de la rupture d'une tige de pompage, ont été étudiés et essayés. Les deux technologies de rallonge ont été testées sur le puits de PECORADE. Les essais ont porté sur la pose et le repêchage d'un plug dans le tubing hanger, et de la vanne de sécurité de subsurface dans son raccord d'ancrage. Les essais ont aussi montré qu'une pression en tête de puits de 1 000 psi était suffisante pour assurer le retour du train d'outils. Les essais réalisés ont confirmé que la technique TFL long était possible jusqu'à une distance de 40 à 50 mètres sous la tête de puits. Les opérations sont simplifiées si la pression en tête de puits est supérieure à 1 000 psi, car la rallonge n'est plus nécessaire. Les détecteurs de passages d'outils sont nécessaires et leur bon fonctionnement a été prouvé. On a pu ainsi établir un ensemble de méthodes et de moyens d'intervention permettant de contrôler en sécurité la production d'un ou de plusieurs puits situés à une certaine distance (plusieurs kms) du centre de surveillance. La configuration de puits satellite est particulièrement favorable pour l'application de cette méthode d'intervention et dans ce cas, la complication créée par la ligne de retour de circulation est en fait une sécurité d'exploitation permettant d'avoir en permanence un contrôle du puits.
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7. PREVENTION DBS POLLUTIONS Les études relatives
à la prévention des pollutions ont porté t
- sur l'élaboration d'un modèle prévisionnel d'étalement et de transport des nappes d'hydrocarbures à la surface de la mer. Une expérimentation s'est déroulée en baie de Marseille en novembre 1977 dans une profondeur d'eau de 40 mètres. Des plongées directement dans le Jet ont permis de se faire une idée précise du comportement de l'eau et du gaz. Le Jet de bulles restait au centre du oône d'eau entraîné. Son diamètre était environ le cinquième de celui du oône d'eau. Les bulles étaient de faible dimension, environ 1 cm de diamètre, et montaient à une vitesse relativement faible. La turbulence à petite échelle était assez faible. Les bulles étaient très dispersées. La coalescence n'est pas intervenue. Les mesures effectuées ont permis d'évaluer la valeur du coefficient d'entraînement de l'eau. Toutefois, la turbulence apparue sous forme d'instabilité intéressant tout le diamètre du Jet limite l'analyse. - sur la modélisation mathématique de la propagation des hydrocarbures depuis le fond. L'étude générale des Jets a montré qu'il fallait séparer les Jets en eau calme des Jets dans un courant. Les Jets en eau calme sont verticaux et axysymétriques. Le principe moteur du Jet est la poussée d'Archimede qui s'exerce sur les bulles ou les gouttes lesquelles créent au sein du milieu liquide un entraînement par turbulence. L'étude théorique de ces Jets a permis d'élaborer des méthodes numériques précises dont on a vérifié la conformité avec les résultats de l'expérimentation exposée ci-dessus. Les Jets dans un courant font intervenir des phénomènes tout à fait différents. Le Jet prend très vite la direction du courant et la dispersion est fortement augmentée même avec des courants faibles. Les méthodes de calcul supposant le Jet axisymétrique étaient dono inadaptées. L'examen du phénomène a montré que les variables varient beaucoup moins dans le sens du Jet que perpendiculairement à ce dernier. Le programme mis au point ERU 1, est fondé sur la théorie des pas fractionnaires en différences finies. Il a ramené l'étude du Jet tridimensionnel à un problème bidimenslonnel. Un système de modèles emboîtés permet de faire varier les échelles suivant les dimensions du jet. Ce programme peut s'adapter à un grand nombre de cas : faible ou grande profondeur d'eau, grande plage de débits bruts, nombreuses conditions océanographiques. Plus le courant est élevé meilleure est la précision. Les résultats sont présentés sur table traçante sous forme graphique. Néanmoins, il est probable que les nouveaux ordinateurs vectoriels devraient permettre des calculs tridimensionnels plus préois. CONCLUSION L'ensemble de ces travaux permet de disposer d'un ensemble de techniques de production testées avec succès et prêtes à être utilisées pour une production sous-marine dans des profondeurs d'eau supérieures à 300 mètres. Il faut toutefois remarquer qu'elles ne sauraient être intégrées dans un système cohérent de production sans faire au préalable l'objet d'essais d'ensemble destinés à vérifier les interfaces.
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PROTECTION THERMIQUE DES TUBINGS J. LESAGE Institut Français du Pétrole RESUME Ce projet entre dans le cadre de l'amélioration du procédé de récupération assistée des huiles lourdes par injection de vapeur. Il a pour objectif la mise au point d'un matériau d'isolation tubingtubage permettant de réduire les pertes thermiques et augmenter ainsi la qualité de la vapeur, tout en minimisant les risques de rupture du tubage sous l'effet associé des contraintes mécaniques et thermiques. L'étude, prévue sur trois années, comporte le choix des matériaux et de leur technique de mise en oeuvre, leur expérimentation en cellules dans des conditions simulant les conditions réelles de puits et enfin leur expérimentation sur puits. La phase consacrée au choix du matériau a été achevée avec la mise au point de deux types de matériaux isolants, des mousses de polysilicates et des huiles pétrolières gélifiées. Les essais réalisés à pression atmosphérique dans des cellules simplifiées ont permis de définir des formulations de produits pour ces deux systèmes d'isolation et d'en mesurer les performances. L'expérimentation des techniques sous une pression pouvant atteindre 10 MPa, de façon à simuler la pression régnant en fond de puits, se poursuit en 1984. La définition d'un essai sur puits a été entreprise, en collaboration avec des compagnies pétrolières. 1.
INTRODUCTION : MOTIVATION DU PROJET
Ce projet entre dans le cadre général des techniques de récupération assistée des hydrocarbures par voie thermique. L'une d'elles (la plus couramment utilisée) consiste à injecter de la vapeur dans un puits de façon à fluidifier le brut en place, que l'on peut ainsi récupérer plus facilement. Dans le puits d'injection, les transferts thermiques qui se produisent du tubing vers le tubage présentent deux inconvénients : des risques de déformation du tubage pouvant provoquer la détérioration de la cimentation et la rupture des joints du tubage. - des pertes thermiques importantes le long de la paroi du tubing, ce qui se traduit par une réduction de la qualité de la vapeur.
- 627 Ces considérations amènent à conclure que pour mieux utiliser la vapeur et minimiser les risques de rupture du tubage sous 1'effet associé des contraintes mécaniques et thermiques, il est avantageux d'isoler thermiquement le tubing du tubage. A ces données techniques, s'ajoutent des considérations économiques: le calcul des échanges thermiques dans un puits (1) montre que l'utilisation d'un isolant dans l'annulaire tubing-casing peut conduire à une diminution des pertes de l'ordre de 300 à 500 W par mètre de hauteur de puits. Pour un puits de 1000 m de profondeur, l'économie d'énergie peut donc être estimée à une valeur moyenne de 400kW. Compte tenu du pouvoir calorifique du combustible (environ 42000 MJ/t pour un pétrole brut) et du rendement des générateurs de vapeur (de l'ordre de 80%), cette économie conduirait à un gain de consommation de 1 t/j d'huile. Pour une opération de drainage par la vapeur correspondant à un débit d'injection de vapeur de 50 t/j par puits injecteur et à un rapport huile produite/vapeur injectée de 0,2 t/t, ce gain de combustible correspondrait à 10% de la quantité d'huile produite. Cette économie couvrirait rapidement le coût de l'isolation thermique qui utilise des produits peu coûteux. Le projet comporte trois grandes phases : Phase_l : choix des matériaux d'isolation, ce qui implique l'optimisation de leur formulation Phase 2 : expérimentation en cellules : les matériaux étant choisis, il s'agit d'expérimenter leur mise en oeuvre et leur pouvoir isolant dans des conditions se rapprochant le plus possible des conditions réelles de puits Phase 3 : essais sur puits 2.
CHOIX DU MATERIAO D'ISOLATION Critères de choix des matériaux
Le matériau d'isolation tubing-tubage doit répondre aux critères suivants : 1.
Excellente isolation : il s'agit d'empêcher les mouvements d'air dans l'espace annulaire ; on a le choix entre des matériaux solides cellulaires tels que les mousses (faible conduction) ou des liquides thixotropiques (faible convection)
2.
Excellente stabilité thermique à long terme, jusqu'à 300°C voire 350°C
3.
Facilité de mise en place
4.
Facilité d'élimination en fin d'exploitation du puits, afin d'accélérer le retrait du tubing
5.
Coût peu élevé.
L'obtention du meilleur compromis entre ces paramètres amène à éliminer les matériaux d'isolation externe à fixer sur le tubing avant pose, à cause des problèmes de manutention, de la présence de jonctions non isolées et surtout de coût et donc à se tourner vers des matériaux à introduire dans 1 ' espace annulaire après pose du tubing. En ce qui concerne les mousses, il faut éliminer les mousses organiques (difficulté de cumuler stabilité thermique et coût peu élevé) au profit des mousses minérales a priori bon marché et
- 628 tilermiquement stables. En ce qui concerne les matériaux thixotropiq'ues on se tourne vers des matériaux organiques de type graisses à point de goutte élevé. Mousses polysilicates Le principe est le suivant : l'espace annulaire est rempli d'une solution de silicate relativement visqueuse. Sous l'effet de l'élévation de température au contact du tubing chaud, il y a evaporation de l'eau du silicate puis formation intermédiaire d'un produit viscoélastique qui se transforme progressivement en mousse par evaporation de 1'eau et polymérisation du silicate. En fin de moussage, il suffit d'éliminer la solution de silicate résiduelle. Le tubing se trouve alors gainé sur toute sa longueur d'une mousse polysilicate d'une épaisseur de 1 à 2 cm environ. Cette technique déjà exploitée industriellement répond assez bien aux conditions décrites plus haut : les mousses polysilicates sont faciles à mettre en place, isolantes, stables thermiquement et bon marché. Les problèmes rencontrés jusqu'à présent sont liés à leur dissolution difficile qui retarde le retrait du tubing en cas d'intervention ou en fin d'exploitation du puits. L'étude de laboratoire a donc eu pour objectif l'amélioration de la solubilité des mousses. Les principaux paramètres permettant de modifier la structure et les propriétés des mousses sont la viscosité, le pH des solutions de silicate, ainsi que le rapport molaire Si02/Na2Û (R). L'étude de ces paramètres a abouti à la mise au point d'une formulation (2) basée sur l'association, en proportions déterminées, de deux silicates de rapport R très différents, qui permet d'obtenir des mousses à la fois plus isolantes et plus solubles que les mousses polysilicates décrites antérieurement. Leurs caractéristiques moyennes sont les suivantes : -
masse volumique •—0,12 g/cm3
-
coefficient de conductivité thermique ~ 5 0 mW/m°K
-
solubilité à 98« dans l'eau bouillante
Huiles pétrolières gélifiées Contrairement au cas des mousses polysilicates, le matériau d'isolation est introduit tout prêt dans l'espace annulaire. Liquide sous l'effet de la pression de pompage, il se gélifie au repos et constitue un matériau isolant s'opposant aux mouvements de convection. Les huiles gélifiées utilisables comme matériau d'isolation sont composées d'une huile pétrolière, d'un épaississant, qui est un savon permettant l'obtention de point de goutte élevé, et d'additif. Elles répondent assez bien aux critères définis plus haut : en tant que gels, elles constituent un bon matériau isolant
- 629 leur mise en place est aisée par simple pompage leur élimination est facile, l'huile gélifiée redevenant liquide sous l'effet de faibles contraintes, à condition que ses caractéristiques rhéologiques n'aient pas trop évolué sous l'effet des contraintes thermiques subies. Le problème qui se pose est d'obtenir le meilleur point de goutte possible et la meilleure stabilité thermique possible afin que les caractéristiques rhéologiques de l'huile gélifiée varient peu en fonction du temps de façon qu'elle reste pompable. Ceci implique le choix d'une huile de base très stable et une formulation du matériau. Les paramètres étudiés pour optimiser la composition des huiles gélifiées ont été : la nature de l'huile de base la composition du savon les conditions opératoires (mode d'introduction des composants dans le cuiseur). Les recherches de laboratoire ont conduit à la mise au point d'une formulation d'huile gélifiée (3) dont les caractéristiques sont les suivantes : -
pénétration : 362 point de goutte : 358°C point de goutte après 7 j à 300°C : 357°C
Cette huile gélifiée optimisée a été préparée en cuiseur semi industriel (fig 1) en vue de son expérimentation en cellule. 3.
EXPERIMENTATION EN CELLULES Description
La nécessité d'expérimenter la mise en oeuvre, le pouvoir isolant et le comportement à long terme des matériaux sélectionnés, dans des conditions se rapprochant des conditions réelles de puits, a conduit à la conception, la réalisation et l'expérimentation de cellules représentatives de tronçons de système tubing-tubage de diamètres correspondant à ceux rencontrés sur champ. Deux cellules ont été réalisées : - une cellule simplifiée, de hauteur 50 cm, opérant à pression atmosphérique, très souple d'utilisation, permettant d'une part d'étudier comparativement les conditions de formation des mousses et leur pouvoir isolant, pour différentes compositions de silicates et parfaire ainsi l'optimisation de leur formulation, et d'autre part de tester le pouvoir isolant et la stabilité thermique des huiles gélifiées. - une cellule plus élaborée, de hauteur 1 m, pouvant fonctionner jusqu'à une pression de 10 MPa. Elle comporte un couvercle amovible permettant l'utilisation de trois tubings de diamètres différents, 2"7/8, 3"l/2 et 4"l/2. On peut y étudier la formation de la mousse polysilicate lorsque la solution de silicate est sous pression de manière à simuler les conditions de formation à différentes profondeurs de puits.
- 630 Elle est conçue également pour étudier les conditions de formation et de dissolution de la mousse, lorsque les dimensions de l'espace annulaire varient et lorsque le tubing est muni de centreur. Son utilisation pour étudier le comportement des huiles gélifiées est également possible. Expérimentation sur les mousses
-
De nombreux paramètres ont été étudiés dans la cellule atmosphérique influence de la composition du silicate sur la formation de la mousse influence de la durée de moussage sur l'épaisseur de mousse structure de la mousse viscosité de la solution de silicate avant et après moussage mesure de la température stabilisée du tubage pour différentes températures du tubing solubilité de la mousse
Ces essais ont montré qu'il existait une composition optimale de silicate pour laquelle on obtient simultanément : -
formation d'une mousse épaisse et régulièrement répartie (20 mm après • 8 heures, 38 mm après 24 heures) (fig 2) - 'pouvoir isolant Température du tubing 200°C 250°C 300°C
-
Température quasi stabilisé 53°C 67°C du tubage (24h) solubilité pratiquement totale dans l'eau chaude.
81°C
Les essais sous pression ont été entrepris à la fin 1983 et poursuivis en 1984. Les premiers essais effectués sous une pression de 2 MPa (ce qui correspond au poids de la colonne de solution de silicate pour une profondeur de puits d'environ 150 m et à une température d'ebullition du silicate de 200°C environ), ont montré la formation d'une masse viscoélastique qui tend à fluer le long du tubing sous 1 ' effet de Ba faible viscosité . Seule une faible épaisseur de mousse se forme sur le tubing, même lorsque l'élimination d'eau est facilitée au moyen d'un courant d'azote. Ces premières expérimentations montrent la grande difficulté que l'on rencontre pour simuler la formation de mousse. L'étude du moussage sous pression est poursuivie, en vue d'une meilleure compréhension des phénomènes de formation et de dissolution de la masse visqueuse et de la mousse. Expérimentation des huiles gélifiées L'huile gélifiée dont la formulation avait conduit à l'obtention simultanée du meilleur point de goutte et de la stabilité thermique optimale a subi un test de courte durée en cellule atmosphérique pour estimer son pouvoir isolant. La température stabilisée du tubage a été mesurée pour différentes températures de tubing. Température du tubing 200°C 250"C 300°C Température stabilisée du tubage
72°C
81°C
100°C
- 631 Ces résultats montrent 1'excellent pouvoir isolant du produit bien qu'ils soient légèrement inférieurs à ceux obtenus avec les mousses minérales. Un essai de moyenne durée (2 semaines) a montré que la température du tubage reste stable à 100°C. Cependant on observe un léger relargage de l'huile auquel il faudra remédier, car il peut conduire à une perte d'isolation en tête du puits.
4.
ESSAIS SUR PUITS
La phase "essais sur puits" a été abordée dans l'hypothèse de l'utilisation des mousses minérales. Les conditions d'un essai sur puits ont été définies.
-
L'équipement du puits devra comporter : un packer thermique pour isoler l'annulaire un joint coulissant pour encaisser la dilatation du tubing un siège et obturateur un dispositif de circulation pour éliminer le fluide résiduel après moussage les dispositifs de mesures (thermocouples)
L'essai proprement dit pourra être entrepris lorsqu'un puits d'injection de vapeur sera disponible et lorsque l'expérimentation des matériaux en cellule sera terminée.
5.
CONCLUSIONS
La phase consacrée au choix du matériau d'isolation des tubings peut être considérée comme achevée, puisque l'on dispose de deux matériaux mousses polysilicates et huiles pétrolières gélifiées répondant pratiquement aux conditions requises. Toutefois avant de procéder à un essai sur puits, il convient de poursuivre l'expérimentation en cellule, pour une meilleure connaissance du phénomène de moussage à différentes profondeurs de puits et du comportement thermique à long terme des huiles pétrolières gélifiées.
REFERENCES (1)
Récupération assistée du pétrole. Les méthodes thermiques. J.BURGER, P.SOURIEAU, M.COMBARNOUS Editions Technip . PARIS 1984
(2)
Brevet Français : Nouveau Matériau pour l'Isolation Thermique des puits de production d'huiles lourdes. N° 82/19836, 24 Nov. 1982
(3)
Brevet Français : Méthode d'Isolation Thermique d'un puits N° 82/15686, 15 Septembre 1982.
FIG. 1
CUISEUR DESTINE A LA PREPARATION SEMI-INDUSTRIELLE DES HUILES PETROLIERES GELIFIEES
ASPECT DE LA MOUSSE DE POLYSILICATE DEPOSEE SUR LE TUBING
O)
GJ IO
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(03.35/77)
POSE ET CONNEXION DE COLLECTE PAR GRANDE PROFONDEUR D'EAU B. RENARD - SOCIETE NATIONALE ELF AQUITAINE (PRODUCTION) R. COULBOY - COMPAGNIE FRANÇAISE DES PETROLES A. CASTELA - INSTITUT FRANCAIS DU PETROLE Résumé Un essai de pose et de connexion de collecte sous-marine a été réalisé en Méditerranéei mai 1981, dans une profondeur d'eau de 259 mètres. Le dispositif prototype testé comportait à une extrémité deux éléments modulaires d'un ensemble manifold de production, le premier module permettant le verrouillage entièrement télécommandé d'une collecte sous-marine, le second module permettant la connexion pétrolière de la collecte au manifold et portant l'ensemble des vannes télécommandées contrôlant la production. Le faisceau de collecte, constitué d'une ligne de production de 4" et d'une ligne de service de 2", a été construit à terre et remorqué au-dessus du fond de la mer Jusque sur le site pour être connecté au premier module du manifold. L'autre extrémité de la collecte a été connectée automatiquement par ripage latéral sur une tête de puits sans qu'il y ait ajustement de la longueur de la collecte. La continuité de la liaison pétrolière a été vérifiée par la circulation d'un râcleur depuis la tête de puits jusqu'au manifold et par un test en pression à 300 bars de l'ensemble des équipements. Toutes ces opérations ont été réalisées sans aucune intervention de plongeurs. Cet essai constitue une première mondiale.
1. INTRODUCTION Cet essai est l'aboutissement d'un projet cherchant à résoudre l'un des problèmes clefs de tout développement sous-marin à grande profondeur. La mise en place des collectes dans les profondeurs actuelles est effeotuée par des plongeurs sous-marins, en particulier l'ajustage à la longueur de ces collectes et leur connexions sur les équipements. Ces opérations sont effectuées en fabriquant des pièces de raccordement sur les navires supports à partir de gabarits formés au fond par les plongeurs. Les pièces sont ensuite boulonnées sur place par les plongeurs. Une telle procédure ne peut être envisagée dans les profondeurs où les plongeurs n'ont plus accès, que pour des pipe-lines dont le diamètre Justifie le coût entraîné par une réalisation automatique de ces opérations. Pour les collectes dont le diamètre est faible (3" à 8"), il est apparu judicieux d'éviter un ajustement de la longeur de la collecte en prévoyant un trajet incurvé de celle-ci et en Jouant sur son élasticité. Ceci peut être obtenu en déplaçant latéralement l'extrémité de la conduite sur le fond (opération de ripage) avant de l'introduire par traction dans un dispositif
- 634 assurant son verrouillage sur les structures sous-marines permettant d'effectuer slmultanenent ou ultérieurement la connexion pétrolière de la conduite. Les dispositifs de verrouillage et de connexion de la colleote sur les structures sous-marine sont étroitement liés à la oonoeption de ceux-ci. Il est dès lors apparu judicieux de tester en même temps que la collecte des éléments modulaires d'un manifold de production qui regrouperait l'ensemble de la production d'un gisement pétrolier. 2. CONCEPTION D'UN MANIFOLD SOUS-MARIN PAR GRANDE PROFONDEUR D'EAU Le manifold est de conception modulaire : les équipements actifs (vannes, connecteurs, organes de télécommande...)concernant une ligne de production venant d'un puits sont groupés dans un module relevable en surface pour maintenance ; ainsi en cas d'avarie sur un équipement, seule la production du puits correspondant est arrêtée. Le manifold comprend : (cf. fig. 1) - une embase fixe et mise à niveau sur des pieux forés et oimentés, - une structure treillis, baptisée manifold semi-permanent (MSP) ; le MSP supporte le pied du riser et oontient les tuyautages et lignes de télécommande entre le pied de riser et les modules ; oe manifold semi-permanent est éventuellement relevable Jusqu'à la surfaoe, - les modules placés de chaque côté du manifold, et contenant tous les organes actifs ; les modules font cavalier de connexion entre le tuyautage de la collecte et celui du MSP. Ces modules sont relevables régulièrement pour réparation ou maintenance sans entraîner un arrêt général de la production. Différents types de modules ont été définis pour raccorder des puits isolés, des clusters, pour grouper deux puits dans la même ligne du riser, pour raccorder la ligne dé chargement. Les modules, conçus selon des principes similaires, sont équipés de boucles dont la souplesse permet un désalignement des équipements à raccorder. La disposition de oes boucles permet l'utilisation du T.F.L. Deux concepts avaient été envisagés à l'origine pour le guidage des modules, le premier par guidage dans les parois latérales du logement du module, le second par un guidage conique sur un dard central. Le deuxième système, plus proche des techniques habituelles de forage, a été retenu. De même, la solution adoptée à l'origne pour la mise en place et le retrait des modules était un outil de pose descendu sur ombilloal éleotroporteur et propulsé horizontalement, un tel engin permettait en effet de positionner et d'orienter le module avant d'effectuer la rentrée, ainsi que d'écarter par sécurité le module du riser de production pendant la traversée de la tranche d'eau. Toutefois, dans le but de simplifier les équipements embarqués et mis en oeuvre à bord d'un support de production, une mise en place au moyen d'un train de tiges, depuis le support de production, a fait l'objet d'une étude de procédures, et a été adoptée pour un essai en mer à partir d'un navire de forage sans utilisation de lignes guides. Pour les essais en mer, les équipements suivants ont été réalisés aux ACB à Nantes (maintenant ALSTHOM-ATLANTIQUE division offshore) :
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- une embase munie d'une colonne verticale de guidage et destinée a être cimentée dans le sol sous-marin, - un module n° 1 supportant les équipements de halage et de verrouillage de la collecte, ce module est orienté mécaniquement sur l'embase au moyen de rampes héicoldales, - un module n° 2 portant les vannes de contrôle de la production d'une tête de puits isolée, ce module assure à la fois la connexion pétrolière et la connexion électrique directement sur l'extrémité de la collecte verrouillée au module n° 1. Le module n° 2 est verrouillé au-dessus du module n° 1 sur la même colonne de guidage vertical de l'embase. Les connexions mécaniques et pétrolières étalent assurées avec des équipements pétroliers courants en 7 1/16" et « 1/8". 3. ESSAI A TERRE ET EN MER A FAIBLE PROFONDEUR DES ELEMENTS DU MANIFOLD L'essai de recette à terre définitif a été effectué aux ACB à Nantes les 2 et 3 mars 1981. Il a consisté à effectuer un empilage complet du manifold, des tests en pression des tuyauteries et des connexions à 5 000 PSI, et des manoeuvres des diverses fonctions hydrauliques. De plus, la tête de collecte, devant être utilisée dans l'essai de pose et connexion a pu être verrouillée en atelier sur le module 1, afin de vérifier le bon interface de l'extrémité du tuyautage de la collecte avec le connecteur du module 2. Les essais à faible profondeur ont été effectués du 23 au 31 octobre 1980 dans le pertuis d'Antioche au large de la Rochelle, à partir du navire JARAMAC 57 (ex DUPLUS) dans de mauvaises conditions. En effet, l'importance des coefficients de marée rencontrés au début de cet essai associés aux forts vents de Nord-Ouest des jours précédents ont provoqué un brassage important de l'eau sur les fonds vaseux du site d'essais. Lors de la rentrée du module 1 sur l'embase la visibilité était inférieure à 50 cm et l'embase n'était pas visible à la caméra de rentrée. Néanmoins, les conditions météorologiques étant très favorables, il a été décidé de tenter la rentrée par tâtonnements successifs. Après quelques tentatives infructueuses, l'outil de manutention s'est rompu lors d'un heurt du module 1 sur l'embase. Après relevage du module avec la grue du bord, il était encore possible de reprendre l'opération de mise en place des modules, mais en utilisant un câble-guide pour pallier le manque de visibilité ; l'essai perdait ainsi une grande partie de son intérêt technique. Cet essai à faible profondeur n'étant qu'un préalable à l'essai à grande profondeur déjà programmé, il a été décidé de ne pas prolonger plus longtemps ces opérations afin de ne pas retarder l'essai à grande profondeur. L'essai à grande profondeur commun au manifold et au système de pose et connexion de collecte est relaté au § 7. 4. ETÜDE DE POSE ET DE CONNEXION DES COLLECTES SELON LA METHODE DE LA COURBE EN J Les travaux avaient pour objectif de mettre au point une méthode de
- 636 pose, de verrouillage mécanique et de connexion hydraulique des deux extrémités d'une collecte dans des profondeurs d'eau pouvant aller Jusqu'à 1 000 m sans ajustement de la longueur de la oolleote sur un faisoeau complet l»n + 2". Cette méthode reposait sur les hypothèses suivantes t - Méthode utilisant un seul support de surfaoe pour la pose et la connexion des collectes, - Pose des collectes avant la mise en place de la tête de puits, - Indépendance de la distance de la terre au champ pétrolier sous-marin. Parmi les différentes méthodes utilisées au début de l'étude (pose en J, pull-in, draw-down, descente sur tige, e t c ) la méthode de Pose en J avait été finalement retenue, comme répondant le mieux au oahier des charges. En effet, dans les profondeurs d'eau envisagées, la Pose en J semblait la plus faoile à mettre en oeuvre pour les collectes rigides oar elle ne nécessite pas la proximité d'une base à terre et d'une reconnaissance du trajet au fond. Le mode de construction retenu pour la oolleote utilise des joints vissés, méthode de pose qu'il est facile de mettre en oeuvre à partir d'un navire de forage. Il était prévu de descendre la première extrémité de la oolleote verticalement sur la tête de puits, puis, après verrouillage, de basouler la collecte pour assurer le début de la Pose en J, poser la totalité de la collecte vers le manifold mais au voisinage de celui-oi, enfin de déhaler la deuxième extrémité de la oolleote vers le manifold par ripage latéral afin d'absorber la surlongueur de la oolleote en oourbant oelle-oi. Les connexions de première et de seoonde extrémité étant assurée par la mise en place de lyres déformables. L'étude s'est achevée au oours du 1er semestre 1978 par la spéoifioation des procédures d'essais, des procédures de secours et des oaraotéristiques des structures à utiliser lors d'un essai de pose et oonnexion d'un faisceau de collecte par une profondeur représentative d'une application par 1 000 m de profondeur. Ces études ont mis en évidence la nécessité d'utiliser un support de pose et de connexion du type "navire de forage" avec une base longue. L'application de cette méthode à un seul essai conduisait à des transformations et à des frais d'immobilisation d'un support qui sont apparus incompatibles avec le budget d'un essai. Par ailleurs, des études récentes de pose des oollectes en Mer du Nord avaient montré que la pose de collecte par remorquage sur le fond ou près du fond pouvait être utilisé pour des applications industrielles. La méthode de pose en J n'a donc pas été retenue pour l'expérimentation en mer envisagée. Elle ne constitue pas un éoheo technique puisqu'elle pourra être utilisée dans des profondeurs d'eau très importantes (1 000 m ) .
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5. ETUDE DE POSE ET DE CONNEXION DES COLLECTES PAR REMORQUAGE AU-DESSUS DO FOND Cette méthode de pose et connexion de collecte est fondée sur la construction à terre de longs tronçons de collectes et leur remorquage en mer jusqu'au site de pose sur le fond ou près du fond de la mer. Cette méthode est appelée également méthode (C. G. DORIS). Une étude préliminaire avait été suivie en mai 1977 d'un essai en Méditerranée dans une profondeur d'eau de 50 mètres. Une collecte d'un diamètre de 8" et d'une longueur supérieure à 1 000 mètres avait été acheminée sur le site d'essai au large de Marseille par remorquage au-dessus du fond de la mer suivant une trajectoire prédéterminée. Puis elle avait été verrouillée à ses deux extrémités sur deux structures posées au fond sans qu'il ait été nécessaire d'ajuster la longueur de cette conduite. Cet essai a été présenté au Symposium de 1979* Toutefois, aucune connexion pétrolière n'avait été effectuée au cours de cet essai et il était apparu un certain nombre de difficultés technologiques liée à la profondeur qui nécessitaient une reprise de l'étude, en vue de l'application de cette méthode dans les profondeurs envisagées. Etude de définition et élaboration des spécifications La nouvelle méthode de pose de la collecte entre une tête de puits et un manifold est fondée sur une construction de celle-ci à terre puis son remorquage jusqu'au site d'utilisation. De ce fait, l'intervention du navire de forage est limitée à des opérations de mise en place et de connexions qui s'apparentent à des opérations pétrolières classiques. L'ensemble de l'essai comprend donc : - une pose par remorquage près du fond, - une approche de première extrémité par traction côté manifold, - une connexion verticale avec un élément de manifold en première extrémité, - une approche de deuxième extrémité par ripage latéral côté tête de puits, - une connexion verticale sur tête de puits en deuxième extrémité. Etude de la collecte La collecte doit être construite à terre puis remorquée en surface jusqu'à un site voisin du lieu de l'essai, mais dans une faible profondeur d ' eau. Elle est alors immergée, avec l'aide de plongeurs et maintenue en équilibre au-dessus du fond par des flotteurs auxquels sont amarrées des chaînes reposant au fond. La flottabillté des allégements et le dimensionnement des chaînes sont calculés pour maintenir la collecte à une hauteur constante comprise entre 3 et 5 m au-dessus du fond de la mer, de manière à éviter les obstacles au cours du remorquage et des manoeuvres. La collecte est alors remorquée jusqu'au site d'essai situé à grande profondeur en suivant une route reconnue à l'avance et comportant peu de variations brusques de profondeur. Les travaux ont porté sur :
- 638 - les spécifications du site de construction de la oolleote, - l'examen préliminaire des équipements de la collecte nécessaires au remorquage de la ligne, à la forme des allégements, au largage sélectif des flotteurs et au risque en surface, - la nuance de l'acier de la collecte (tubes soudés et non vissés). Approche et verrouillage de la deuxième extrémité La deuxième extrémité de la collecte est laissée latéralement par rapport à la tête de puits. Elle est alors approchée de celle-ci par une traction latérale qui l'infléchit. Cette manoeuvre a pour but de permettre le verrouillage en position de la collecte malgré les imprécisions sur la longueur de celle-ci en jouant sur l'élasticité de la courbe de la collecte. Des essais sur modèles réduits à l'échelle du 1/10 ont permis de confirmer les premiers calculs de la déformation de la collecte et de définir la géométrie du fourreau de verrouillage et les efforts de réalignement de la collecte dans le fourreau après ripage. Les études effectuées à l'origine par COMEX SEAL puis par C. Q. DORIS et FLEX-SERVICES ont permis de définir les équipements et les procédures nécessaires à la mise en oeuvre de la méthode. Une analyse de risques par arbres de défauts, effectuée par le CEA/CESTA s'est révélée particulièrement utile pour la préparation des essais en mer. 6. ESSAIS PREPARATOIRES A L'ESSAI EN MER Des essais en atelier ont permis de vérifier le bon fonctionnement des dispositifs mécaniques et pyrotechniques des colliers largables réalisés par FLAMBEAU fixant les flotteurs et les chaînes sur la oolleote. De même, des essais d'ensemble de manutention des équipements ont été effectués aux ACMP à, Marseille pour vérifier les interfaces entre le module de manutention au train de tiges étudié et réalisé par COMEX-INDUSTRIES et les autres équipements de l'essai. Par ailleurs, des essais systématiques de rentrée de la tête de la collecte dans le fourreau ont été menés à bien dans le lao DANIEL à proximité de Pau, par 10 m de fond. L'élément de la oolleote servant aux essais faisait 100 m environ, et un tronçon supplémentaire de 35 m pouvait y être ajouté. Une série de 16 rentrées a été effectuées avec suooès. De plus, l'esai de rlpage de la collecte a été effectué dans le lao DANIEL. Pour réaliser cet essai, la collecte a été placée dans une position orientée à 45° par rapport à la rampe de lancement. L'extrémité fixe de la collecte a été reliée à un lest par un câble. Des bouées reliées à intervalles réguliers voisins de 15 m permettaient de visualiser la forme de la collecte. Enfin des essais complémentaires ont été réalisés en mer au large de Marseille, afin de vérifier le comportement de certains équipements, tels que positionnement acoustique de la collecte, poulie ouvrante, rattrapeur de mou dans les câbles de halage.
639 7. ESSAI A GRANDE PROFONDEUR DU MANIFOLD ET DE LA POSE ET CONNEXION DE COLLECTE L'essai à grande profondeur a été réalisé au mois de mai 1981 sur un site d'essai situé à environ 5 miles à l'Est du Cap de Saint-Tropez, dans une profondeur d'eau de 259 mètres. Les embases côté tête de puits et côté manifold comportaient une tête de puits VETCO de 30". Elles ont été mises en place à 900 m l'une de l'autre par le "PELICAN" de FORAMER et cimentés dans des trous de 36" forés à cet effet sur 40 m de profondeur. La collecte de 950 m de long était constitué d'un tube de 4" et d'un tube de 2" en faisceau. Elle a été construite sur la berge du canal du REYRAN près de Saint Raphaël et équipée par C G . DORIS de flotteurs EUROSHORE, a été remorquée sur le site d'essai les 17 et 18 mai sur une distance de 3 miles Jusqu'à la profondeur de 259 m par le navire "MARSEILLAIS 15" à une vitesse de 1 à 2 noeuds. Un système de navigation acoustique (SNA) réalisé par THOMSON CSF a permis de connaître en continu la position et la déformée de la collecte pendant l'opération de remorquage . La mise en place du module n° 1 du manifold par le PELICAN a débuté le 18 mai. Le halage de la collecte a été effectué par le PELICAN avec l'aide du "NADIR" du CNEXO et du "SAINT THOMAS D'AQUIN" au moyen de câbles agyratoires fournis par CHIERS-CHATILLON et d'une poulie ouvrante de conception spéciale fournie par CORDERIE DOR. Le train de tiges a été utilisé pour la mise en place du 2ème module du manifold, appelé "module de connexion et de vannes" qui réalisait la liaison (4" TFL + 2" de service) entre le hub de collecte et le hub de départ vers le tube prolongateur. Cette double connexion a été réalisée 12 heures après la mise en place de la collecte. Les heures suivantes ont servi successivement à un test à 3 500 PSI et à la circulation d'un calibre TFL sur toute la longueur de la collecte 4". Le 21 mai, le PELICAN a été déplacé sur le site de la tête de puits pour y installer le module de tête de production destiné à mettre en place le fourreau identique à celui de l'extrémité manifold et à réaliser la connexion 4" et 2" côté tête de puits. Le module "tête de production" construit par les ACMP, a été descendu et ancré en moins d'une heure et la manoeuvre des câbles entre le NADIR et le PELICAN a été renouvelée à cette extrémité. Immédiatement après le verrouillage de la collecte dans le fourreau et la libération du câble de traction, la connexion pétrolière 4" + 2" a été effectuée. Il s'était écoulé 12 heures entre la pose du module tête de production et la connexion de la collecte. Le module a ensuite été remonté en surface, la collecte restant verrouillée sur la plaque de base, puis il a été remis en place pour les opérations de tests qui suivaient. La journée suivante a permis d'effectuer un test en pression de 6 heures avec paliers à 2 000, 3 000, 4 000, 5 000 et 6 000 PSI. L'étanchéité et la tenue mécanique de la liaison complète tête de production - collecte - manifold (trois connexions doubles 4" + 2") étaient ainsi confirmées.
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Le calibre a ensuite été pompé sur toute la longueur du t" pour vérifier la compatibilité TFL de la collecte ainsi mise en plaoe. L'opération s'est achevée avec succès sans intervention de plongeurs le 24 mai. Elle a duré en tout 5 jours et demi. 8. C0MCLÜSI0M L'essai commun de pose et connexion de collecte et de mise en oeuvre du manifold s'est déroulée conformément au programme prévu et oonstitue un succès technique. Cette expérience est une première mondiale dans plus de 200 m d'eau. Elle confirme la possibilité d'envisager un ooncept de production comportant le raccordement des puits à un manifold, par une oolleote rigide, dans une profondeur d'eau importante hors de la portée des plongeurs. Mentionnons que de nombreux entrepreneurs ont contribué au suooès de ce projet, parmi lesquels les Ateliers et Chantiers de Bretagne, les Ateliers et Chantiers de Marseille Provence, CNEXO, Comex Industries, C.Q. DORIS, FORAMER, LRS, SAS et Thomson CSF, e t c
SCHEMA DU MANIFOLD MODULAIRE DE PIED DE RISER
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POSE ET CONNEXION DE COLLECTE
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ESSAI MANIFOLD A GRANDE PROFONDEUR
module 1 dans le moon-pool avant immersion
module 2 dans le moon-pool
POSE ET CONNEXION DE COLLECTE module de manutention lors de la descente du dard mani f old
POSE ET CONNEXION DE COLLECTE installation
du module tête de puits : début de la descente du module
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- 644 (03.37/77) MAINTENANCE DES EQUIPEMENTS SOUS-MARINS PROGRAMMES EXPERIMENTADX SUR LA STATION DE GRONDIN NORD-EST P.L.H. THIBERGE - SOCIETE NATIONALE ELF AQUITAINE (PRODUCTION) Résumé Axés sur les techniques d'exploitation et de maintenace de gisements en mer profonde, les programmes expérimentaux réalisés sans intervention de plongeurs sur la station de production sous-marine de GRONDIN NORD-EST au Gabon comportaient les thèmes prinoipaux suivants t les techniques de rendez-vous, les interventions à l'intérieur et à l'extérieur des puits. Ils ont conduit à la réalisation d'équipements spécifiques adaptés à GRONDIN NORD-EST pour effeotuer des opérations dont les plus marquantes sont : . la connexion et la déconnexion en automatique de lignes guides, '. la télé-opération de vannes par un module autonome télécontrôlé depuis un sous-marin habité, . la réalisation de connexions pétrolières, hydrauliques et éleotriques avec un châssis de télémanipulation se déplaçant sur des rails intégrés à la station, . l'acidification d'un puits par snubbing à partir d'un support flottant. Commencé en 1977, le projet s'est achevé au printemps 1981 après la réalisation de tous les objectifs principaux et l'obtention de résultats très satisfaisants.
1. INTRODUCTION C'est en 1974 que la Société Nationale Elf Aquitaine (Production) a entrepris un programme de recherches destiné à développer les possibilités de mise en exploitation des gisements d'hydrocarbures à grande profondeur, où les plongeurs ne peuvent plus intervenir. La station expérimentale de production sous-marine de GRONDIN NORD-EST, première réalisation de oe programme, est installée (figure 1) sur une extension du ohamp pétrolier de GRONDIN au Gabon par 60 mètres de profondeur, à 40 kilomètres de la côte. L'installation des équipements de cette station sous-marine et la mise en oeuvre automatique de ceux-ci ont fait l'objet d'un exposé de Monsieur C. DUVET lors du Symposium de 1979. Le texte ci-dessous se limite à en résumer les points les plus importants afin de faciliter la compréhension des techniques de maintenance sous-marines étudiées dans le cadre du présent projet et mises en oeuvre sur la station de GRONDIN NORD-EST. 2. DESCRIPTION DE LA STATION SOUS-MARINE DE GRONDIN NORD-EST La station sous-marine (figure 3 ) , du type "puits groupés" (cluster) à axe longitudinal, est un ensemble de 25 mètres de longueur, 8 mètres de largeur et 6 mètres de hauteur. Elle se compose essentiellement de :
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. une plaque de base parallélépipédique comportant 5 alvéoles, . deux manifolds latéraux situés de part et d'autre de la station, . un ensemble de collectes et ombilicaux de liaison entre la station sous-marine et la plate-forme de GRONDIN comprenant : - 2 canalisations 6" d'évacuation du brut mises en place par remorquage sur le fond et connectées automatiquement à l'extrémité des manifolds latéraux, - 1 conduite 2" pour gas-lift des puits posée en déroulé, - 1 conduite ' 1" flexible pour la télécommande hydraulique de secours, - 2 câbles électriques pour les télécommandes des têtes de puits. . trois têtes de puits (figure 2) de type "split-tree". L'élément inférieur ou bloc de sécurité, de conception très simple, donc fiable, est relevable en work-over après avoir tué le puits. L'élément supérieur ou bloc de production comporte les vannes et opérateurs hydrauliques, les capteurs, la duse télécommandée, les conteneurs électrohydrauliques de télécontrôle et les connecteurs automatiques des liaisons pétrolières, électriques et hydrauliques avec le bloc de sécurité. Le bloc de production est relevable depuis un support d'intervention léger après mise en sécurité du puits par fermeture des vannes maitresses du bloc de sécurité et de la vanne de sub-surface. . un système de télécommande multiplex-hydraulique dont l'ombilical électrique aboutit sur le bloc central de commande posé dans l'alvéole Avant de la plaque de base. Il décode et adresse les ordres à la tête de puits concernée et comporte une centrale hydraulique immergée. Chaque tête de puits possède un conteneur relevablecomprenantunepartieélectroniqueetlesélectro-distributeurs hydrauliquesdecommandedesvannes.Laliaisonconteneurrelevable - tête de puits est assurée par des connecteurs automatiques. Ce système permet de télécontrôler plusieurs têtes de puits avec un seul ombilical électrique. . un système de télécommande électro-hydraulique en fil à fil direct qui nécessite donc un ombilical électrique par tête de puits. L'ombilical aboutit à un conteneur relevable comportant une petite centrale hydraulique et les électro-distributeurs de commande des vannes. . une télécommande hydraulique directe en "tout ou rien" utilisable en secours qui permet l'ouverture ou la fermeture simultanée de toutes les vannes d'une tête de puits par mise en pression ou décompression de la conduite 2" flexible. La construction de la station, la mise en place des collectes et ombilicaux, le forage - completion du puits n° 1 ont eu lieu entre mai et décembre 1976, date de la première mise en production. Les têtes de puits 2 et 3 ont été installées en mai - juin 1979 sur des forages réalisés avec de fortes déviations. Elles ont été exploitées avec la telecomande multiplex-hydraulique jusqu'en 1982, date à laquelle certains câbles électriques ont vu leur isolement se détériorer. La station continue à produire actuellement avec la télécommande hydraulique directe.
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3. PROGRAMME GENERAL DE LA MAINTENANCE Le programme de maintenace des équipements de production sous-marine avait pour objectifs principaux la réalisation d'opérations télécontrôlées depuis un support de surface ou un sous-marin habité ; il comportait la mise en place et le retrait sans plongeurs de lignes guides, l'intervention par snubbing à l'intérieur d'un puits, l'intervention à l'extérieur des puits par télémanipulation. 3.1 Connexion - déconnexion de lignes guides Indépendamment des 4 colonnes guides solidaires de la plaque de base qui équipent chacune des alvéoles de la station et sur lesquelles s'effectuent les réentrées et guidage des modules têtes de puits, le bloc de production est équipé d'une colonne guide rétractable. Cette dernière peut être déployée soit volontairement par télécommande, soit automatiquement en cas de panne du système de télécontrôle. Elle permet de disposer d'une cible dépassant très nettement en hauteur le sommet des têtes de puits. C'est donc cette colonne guide rétractable qui a été retenue pour effectuer la connexion d'une première ligne guide. Les réceptacles situés en extrémité des colonnes guides permettent, après indexage angulaire, le verrouillage automatique, sous l'action de leur seul poids apparent, des embouts (figure 4) équipant les lignes guides. En secours, la déconnexion peut être réalisée par augmentation de la traction à une valeur supérieure à 10 tonnes. L'outil de pose de la première ligne guide (figure 5) ne pouvant utiliser le dispositif de compensation de pilonnement normalement piloté à partir d'informations données par une ligne guide, est suspendu par des câbles reliés à des contre-poids sous le module de manutention manipulé au train de tiges. Le guidage est réalisé dans un premier temps par acoustique, puis, lorsque l'outil est à quelques mètres de la colonne guide rétractable, par caméra T.V., le diamètre de l'entonnoir de guidage autorisant une imprécision de +/ - 1 mètre. Cette première ligne guide en place permet le guidage d'un deuxième outil (figure 6) descendu au train de tiges qui est orienté avant sa pose sur le sommet de la tête de puits par des rampes inclinées taillées sur la colonne guide rétractable. La première ligne guide permet également le pilotage du compensateur de pilonnement. Après verrouillage mécanique de l'outil à 4 lignes guides sur le mandrin supérieur de la tête de puits, les 4 embouts sont verrouillés successivement dans le réceptacle en annulant la tension qui les plaquait dans l'outil. La déconnexion en automatique est réalisée ligne par ligne a veo un outil de largage autonome (go devil) qui est expédié depuis la surface sur la ligne guide. Lorsqu'il arrive sur l'embout, l'outil est orienté automatiquement et un dispositif permet de venir effacer les doigts de verrouillage qui assuraient l'ancrage de l'embout dans le réceptacle équipant l'extrémité de la colonne guide. La ligne guide peut alors être remontée avec l'outil de largage. Les essais ont eu lieu en Juin et décembre 1979 au Gabon à partir du support de surfaoe Barge ANGUILLE. 3.2 Intervention à l'intérieur des puits Des opérations de wire line ayant déjà été réalisées au moment de la completion des puits à partir du bateau de forage, l'essentiel
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de l'expérimentation a porté sur le travail aux macaronis (snubbing) à l'intérieur des puits. Pour des raisons de légèreté, l'appareil de manutention des macaronis a été fixé sur la barge d'intervention. Un système de coulisses asservies intercalées dans le riser d'intervention permet de compenser le pilonnement. Les études et tests préliminaires ont principalement porté sur la conception ou l'adaptation des équipements suivants : coulisses compensées de riser, rotules de riser, suspension anti-pilonnée du riser de snubbing, stack de fond et console de-commande avec multiconnecteur hydraulique d'intervention permettant le contrôle de la tête de puits pendant les opérations. Une opération effectuée à partir de la Barge ANGUILLE en mars avril 1980 a permis une acidification des crépines de fond du puits N° 2, avec en conséquence une augmentation sensible de sa production. La même opération sur le puits N° 3 a dû être interrompue par suite de la rupture d'une rotule de riser. Malgré cet incident, les essais ont montré que dans les conditions du Golfe de Guinée avec un pilonnement maximum de 2,5 mètres, il était possible d'intervenir dans les puits avec une unité de snubbing ayant un mouvement de pilonnement avec la barge, sous réserve de l'incorporation de coulisses asservies dans le riser. 3.3 Intervention à l'extérieur des puits par sous-marin En cas d'éruption, l'accès à la verticale de la station n'étant plus possible, le sous-marin reste un des rares moyens capable de la rallier pour tenter d'intervenir. Le sous-marin habité est en effet un vecteur autonome dont le guidage acoustique est aisé. Les expérimentations ont principalement comporté le guidage acoustique, la manoeuvre de vannes sur têtes de puits et manifolds, la mise en place et le retrait de lignes guides. Le guidage acoustique a été réalisé par un émetteur récepteur porté par le sous-marin interrogeant une série de balises répondeuses à ultra-sons. Ce schéma maintenant devenu classique a permis au sous-marin de rallier en aveugle et sans difficulté un point précis de la station : l'erreur de position donnée par le système est inférieure au mètre. Pour réaliser les autres objectifs, le choix final s'est porté sur un châssis ou module autonome à poids apparent nul en eau de mer que l'on peut fixer sur la plupart des sous-marins industriels opérationnels (figure 6). Ce châssis qui peut être largué de l'intérieur du sous-marin possède sa centrale hydraulique, un bras télémanipulateur et deux pinces d'accrochage permettant de solidariser l'ensemble sous-marin - châssis de télémanipulation sur la station. Le contrôle des opérations est assuré directement par le pilote du sous-marin. Après accrochage du sous-marin sur la station, les travaux sont effectués par des outils portés et mis en oeuvre par le bras télémanipulateur. Trois outils ont été développés : l'outil de manoeuvre de vannes qui permet de contrôler le couple et le nombre de tours efectues et qui possède un dispositif à choc pour le déblocage initial ; un outillage de mise en place des lignes guides et un outillage de largage des lignes guides. Les essais effectués au Gabon en juillet 1980 ont permis sans difficultés la manoeuvre de vannes sur les têtes de puits et sur les manifolds. Par contre, la mise en place et le retrait de lignes guides ont montré que les outillages et procédures étaient à revoir. 3.1* Intervention à l'extérieur des puits par télémanipulateur sur rails Le concept de l'intervention est basé sur un châssis se déplaçant
- 648 sur des rails fixés à la partie supérieure des manifolds latéraux situés de part et d'autre de la station (figure 7 ) . Le chassis porte deux bras télémanipulateur et une grue télesoopique qui peut mettre en oeuvre un outil de préhension. La manutention du châssis de télémanipulation est faite au train de tiges, le contrôle et les commandes étant assurés depuis le support de surface au travers d'un ombilioal électrique. Les essais sur la station expérimentale de GRONDIN NORD-EST se sont déroulés en janvier - février 1981 et ont permis de réaliser au moins deux fois chacune les missions qui avaient été retenues : . connexion pétrolière entre sortie tête de puits et manifold latéral avec un jumper pipe équipé de connecteurs pétroliers, . mise en place d'une liaison électrique aveo oonnexion en eau de mer entre le bloo central de contrôle et une tête de puits, . mise en place des flexibles hydrauliques haute pression et retour bâche avec connexion en eau de mer entre le bloc oentral de contrôle et une tête de puits, . manoeuvre de vannes 1/4 de tour et multi-tours, . déplacement et largage de lignes guides. Cette campagne d'essais a montré qu'un robot pesant se déplaçant en abord de la station permet d'effectuer aisément des opérations précises avec des bras télémanipulateurs à commande directe sans asservissement, à condition de bien couvrir le champ de travail avec des oaméras de télévision. 4. CONCLUSION Les nombreux essais effectués sur la station de GRONDIN NORD-EST montrent qu'il est possible dès maintenant de concevoir des équipements de production sous-marine dont l'installation et la maintenance peuvent être envisagée sans utilisation de plongeurs.
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Fig. I
Plan de localisation de la station
Fig. U
Coupe schématique d'une tete de production
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F i g . m Vue d'ensemble des installations sous-marines
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Fig.JJEmbout de ligne guide
Fig. 3 1 Outil de connexion à 4 lignes guides
Fig.3£ Outil de connexion à 1 ligne guide
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Fig.UT Robot sur rails
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¡9-Sm Sous-marin et chassis de télémanipulation
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(04.08/76 et 03.04/77)
SEPARATEURS COMPACTS POUR LA PRODUCTION OFFSHORE E.E. DAVIES BP Research Centre, Sunbury-on-Thames (Angleterre)
Résumé La mise au point et l'essai consécutif des séparateurs compacts gaz/huile et eau/huile à l'échelle du prototype sont décrits. Ces travaux de développement du séparateur visait une utilisation sur les sites "offshore" ou les sites isolés là ou il s'avère important de diminuer les dimensions et le poids des installations de production. La séparation gaz/huile est obtenue au moyen d'un cyclone dont la géométrie a été spécialement développée pour cette utilisation. Les résultats obtenus en terme de barils/jour sont indiqués pour des unités fonctionnant à des débits de 6,5 m3/heure, 65 m3/heure et 400 m3/heure. Le séparateur comporte deux phases sans aucun dispositif de séparation huile/eau et dépend de la disponibilité d'additifs appropriés "anti-moussants". Les implications du contrôle du "process" sont exposées et des comparaisons sont données pour les dimensions et poids. L'huile et l'eau sont séparées au moyen d'un coalesceur à cartouches protégé du risque de colmatage par la matière solide, grâce à un préfiltre équipé d'un dispositif à contre-courant permettant de le décolmater. Le système mis au point peut servir à l'élimination de l'eau et/ou le traitement de l'eau produite. Les résultats sont donnés à l'échelle pilote (2,6 m3/heure) et prototype (80 m 3 /heure). Des comparaisons ont été effectuées avec les dimensions et poids d'équipements conventionnels.
1.
INTRODUCTION
Le gaz et l'eau doivent être séparés de l'huile du brut pendant la production afin de permettre son évacuation, soit par oléoduc, soit par pétrolier, aux meilleurs coûts et en toute sécurité. Les méthodes de calcul traditionnelles pour les séparateurs gaz/huile et eau/huile imposent un temps de séjour suffisant du produit à l'intérieur des séparateurs afin de permettre la phase de dégagement. Le processus peut être facilité par des moyens chimiques, mécaniques ou électrostatiques, mais le temps de séjour nécessaire à la séparation reste relativement long. Les durées types sont de 2 à 20 minutes pour la séparation gaz/huile et de 10 minutes à 24 heures pour la séparation huile/eau. Pour permettre des
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temps de séjour de cet ordre, tout en assurant un débit utile, le matériel conventionnel de séparation est nécessairement volumineux. De surcroît, les techniques de séparation eau/huile impliquées ne sont généralement pas capables de produire de l'eau assez pure pour ne pas être refoulée sans traitement supplémentaire. D'autres installations sont donc nécessaires pour retirer l'huile de l'eau secondaire produite afin que l'effluent final puisse satisfaire aux règlements concernant les rejets d'eau, ce qui entraîne une augmentation supplémentaire de la surface occupée, du poids et de la complexité de la chaîne de séparation. Ces séparateurs de conception conventionnelle peuvent généralement être casés dans des installations à terre accessibles, sans gêner l'accès à l'ensemble des installations. Par contre, les dimensions et la structure des plates-formes de production offshore sont considérablement influencées par les dimensions du matériel de traitement. De larges superficies sont nécessaires pour loger le matériel et des structures très onéreuses sont nécessaires pour soutenir le poids de cet équipement. Le nombre important de ces équipements traitant et stockant les hydrocarbures pèse sur les contraintes de sécurité. Une diminution des dimensions du matériel de séparation est donc souhaitable pour les systèmes offshore. Une telle diminution serait particulièrement appréciée pour le développement des champs marginaux situés dans des profondeurs plus importantes et utilisant des structures flottantes ou amarrées par câbles tendus. 2. 2.1
SEPARATEUR GAZ-HUILE
Travaux de développement Les premiers travaux de développement du séparateur gaz/huile ont déjà été décrits (1), tout comme l'explication du choix d'un cyclone comme meilleure solution pour cette application (2). En résumé, il a été reconnu que la force centrifuge importante créée par l'écoulement tourbillonnaire dans un cyclone, associée à l'important interface liquide/gaz, pourrait assurer efficacement la séparation tout en nécessitant des temps de séjour moins élevés que ceux des séparateurs conventionnels. Des cyclones avaient déjà été utilisés pour la séparation d'autres gaz/liquides (3,4) et furent considérés comme offrant des avantages mécaniques et de maintenance considérables par rapport aux centrifuges. Les premiers concepts de cyclones .étaient basés sur des cyclones pour la poussière munis, néanmoins, à l'entrée, d'une plaque de deflection réglable afin d'augmenter la déviation vers le bas. Des essais effectués sur les champs du Moyen Orient ont montré la nécessité d'un additif antimoussant à base de silicones pour éliminer la mousse générée dans le champ. En outre, ces essais ont démontré que la séparation visée (< 5 X volume gaz dans le débit soutiré et < 0,5 ppm d'huile dans le gaz dans les conditions de séparation) ne pouvait être atteinte qu'en permettant à une certaine proportion de l'huile de s'écouler avec les gaz. Pour maîtriser ce problème, un système à deux cyclones a été étudié, le cyclone supplémentaire se trouvant sur la ligne supérieure des gaz partant du premier cyclone. Ce dispositif est illustré schématiquement dans la figure 1. Des essais avec une unité traitant 65 m3/heure se sont montrés suffisamment prometteurs pour justifier l'étude et la construction d'un sépararateur prototype d'une capacité de 400 m3/heure. Ce séparateur prototype a été essayé au Moyen Orient avec un brut de 31,3° API et un GOR de 890 Nm3/m3 pour une gamme de pression allant de 0,86 - 2,93 MN/m 2 ). Des systèmes conventionnels ont été utilisés pour contrôler le niveau et la pression de l'huile au séparateur. Le débit de l'huile a été mesuré à l'aide d'une duse et la densité au moyen d'un densimètre nucléonique. Le débit de gaz à également été déterminé en utilisant une duse et la densité
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au moyen d'un appareil à ultrasons. Les écoulements d'huile et de gaz répondant à la spécification ont été obtenus par ce système à des pressions élevées (2,9 MN/m2) et à des débits importants (400 m 3 / h ) . L'efficacité de la séparation décroît à basse pression (0.9 MN/m2) mélangeant les phases gazeuses et huileuses. Après avoir analysé les zones de grande turbulence à l'intérieure du cyclone (2), le cyclone principal a été recalculé, en incorporant les modifications suivantes : a) la superficie maximale de l'entrée tangentielle rectangulaire a été augmentée, * b) le diamètre du localisateur du vortex (tube interne de sortie des gaz) a été augmenté, c) l'angle de cône du cyclone a été diminué, d) le système de soutirage de l'huile a été modifié, en remplaçant le système conventionnel de plaque-seuil par un dispositif équipé d'un tuyau vertical. La percée des gaz a été évitée en interposant sous le cône une plaque d'arrêt du vortex. Un schéma du cyclone principal sous sa forme modifiée est indiqué dans la figure 2. 2.2
Résultats Des essais complets du système modifié à un seul cyclone ont donné d'excellents résultats en ce qui concerne la séparation pour une large gamme de débits (40 - 450 m3/heure) et de pressions du séparateur (0,7 3,1 MN/m 2 ). Aucun charriage de l'huile dans l'écoulement des gaz depuis le cyclone principal vers le cyclone secondaire n'a été nécessaire pour produire l'huile répondant à la spécification. Le cyclone secondaire est devenu redondant et, par conséquent, le système de contrôle a pu être simplifié ayant pour résultat une diminution supplémentaire des dimensions et du poids du séparateur. L'efficacité du traitement de séparation s'est avérée fortement affectée par l'addition de l'agent anti-moussant comparée à celle obtenue par le système à deux cyclones (figure 3 ) , mais, par contre, elle n'était pas dépendante du niveau de liquide et a permis d'obtenir un produit répondant au cahier des charges pour une large gamme de vitesses d'entrée (figure 4). L'efficacité de la séparation est exprimée en termes de Z volume gaz présent dans le débit soutiré puisqu'aucun charriage de l'huile par le gaz n'a pu être observé lors des essais avec le système modifié à un seul cyclone. Les implications de ces résultats sont importantes , à savoir : a) La plus grande sensibilité du cyclone aux agents anti-moussants diminue les coûts de fonctionnement et les besoins en stockage de produits chimiques. b) L'insensibilité de l'efficacité de séparation au niveau de liquide permet une gamme de contrôle élargie. c) La relative insensibilité aux vitesses d'entrée rend superflues des modifications fréquentes de la plaque de deflection d'entrée, conduisant ainsi à une meilleure souplesse opérationnelle, surtout pendant les phases de démarrage et d'arrêt. 2.3
Etude comparative des poids et des encombrements La taille et le poids d'un séparateur horizontal dépendent, dans la plupart des cas, de la durée de séjour nécessaire pour le dégagement des phases d'huile ou de gaz. Ce temps de séjour est déterminé par des règles pragmatiques n'ayant que peu de fondement théorique. Il est par conséquent difficile de faire une comparaison entre les dimensions et le poids des séparateurs conventionnels horizontaux et ceux des séparateux compacts. Le tableau 1 donne la comparaison avec une enceinte de séparation horizontale dimensionnée pour une durée de séjour de 3 minutes.
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TABLEAU 1 Comparaison entre un séparateur compact et un séparateur conventionnel a deux phases Débit Diamètre/hauteur du séparateur compact Diamètre/longueur du séparateur horizontal Poids du séparateur compact à sec Poids du séparateur horizontal à sec Poids en condition d'essai du sép. comp. Poids en condition d'essai du sép. horiz.
m 5 /h mètres
130 0,91/3,66
265 1,37/5,49
400 1,83/7,32
mètres
1,53/6,1
1,98/8,54
2,29/9,15
tonnes
2,5
"
6
" "
8
10,5
14,5
16,5
4,7
15
27,6
21
40,5
55
* Calculées selon ASME VIII, à 2,07 MN/m2 en comptant 3 mm pour la corrosion. * GOR' 450 NmJ /ms . On peut voir que pour les conditions indiquées, le séparateur compact ressort favorablement de la comparaison avec le séparateur horizontal. Il doit, cependant, être souligné que le séparateur compact a été dimensionné pour un débit total de fluide (huile + gaz), tandis que les dimensions du séparateur horizontal sont déterminées par le débit de liquide. A des niveaux réels élevés du taux GOR pour les conditions du séparateur, la comparaison n'est pas aussi favorable. Indépendamment de la disposition des instruments de mesure et de contrôle autour du séparateur, les besoins en surface occupée sont toujours inférieurs à 25 X de ceux des séparateurs conventionnels en raison de la configuration verticale du séparateur compact. 2.4
Contrôle du séparateur Il fallait démontrer la possibilité de contrôler correctement un séparateur dans lequel un produit séjourne moins longtemps. Au cours des essais effectués au Moyen Orient, il a toujours été possible de contrôler l'unité de manière satisfaisante, bien que les calculs ont mis en lumière un mode d'écoulement à l'entrée par bouchons. Il a été démontré, ultérieurement, qu'un contrôle satisfaisant nécessitait impérativement le choix d'un agent anti-moussant adéquat, sans lequel le charriage de la mousse vers la ligne des gaz ne peut s'effectuer. Il est de l'avis des auteurs que la sélection d'un produit anti-moussant approprié pour faciliter l'élimination de la mousse est bien plus compliquée qu'il ne paraissait au début du programme. Le séparateur compact devrait probablement présenter des avantages certains en ce qui concerne le contrôle par rapport aux séparateurs conventionnels montés sur des structures flottantes, étant donné que le fonctionnement du séparateur compact n'est pas affecté par les mouvements du support. 2.5 Conclusions a) La mise au point d'un séparateur compact a été effectuée, nécessitant dans tous les cas, moins de 25 X de superficie au sol que les séparateurs conventionnels et qui, dans bien des cas, n'aura qu'un poids de 30 X de celui d'un séparateur conventionnel, tout en remplissant les mêmes tâches.
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b) Le séparateur est un séparateur à deux phases. Si la séparation de l'eau s'avère nécessaire, des moyens supplémentaires ou des modifications dans le calcul du séparateur seront requises. c) Une performance efficace du séparateur repose sur le choix d'un agent anti-moussant adéquat. 3.
SEPARATEUR EAU/HUILE
Les premiers travaux de mise au point d'un système de séparation eau/huile ont déjà été exposés précédemment (1,5). Les travaux de développement ont été concentrés sur l'utilisation de cartouches coalescentes protégées par un préfiltre ayant un système de décolmatage à contre courant et ont, de ce fait, consisté à utiliser deux stades de traitement déjà établis et montés en série. Les cartouches coalescentes ont déjà été employées à différentes utilisations, à savoir : la déshydratation du kérosène dans l'aviation et pour le diesel ainsi que pour le déshuilage des eaux de ballastage. Les cartouches utilisées par ce système sont fabriquées à partir de fibre de verre traitée à la résine et ont une structure plus ouverte (diamètre moyen des pores 30-50 u) que celles utilisées pour le traitement des kérosènes (diamètre moyen des pores < 5 u ) . La coalescence, provoquant une augmentation des dimensions moyennes des gouttes, est atteinte en faisant passer le mélange ou 1'emulsion huile/eau à traiter, radialement en-dehors à travers les cartouches fixées sur une plaque montée sur le pont. Le filtre à décolmatage à contre courant est utilisé dans plusieurs systèmes d'injection d'eau de la Mer du Nord pour filtrer l'eau de mer. Le fluide non traité est filtré par un matelas fibreux maintenu par un panier. Le décolmatage à contre courant s'effectue en inversant le sens d'écoulement du produit filtré à travers le matelas sous l'effet de la pression. L'effluent résultant de cette opération de décolmatage est refoulé par une fente annulaire et un axe de refoulement creux. La fente annulaire subit une rotation de 360° sur une période de ~ 1 minute. De cette manière, le filtre offre l'avantage d'être auto-nettoyant sans que l'on aie à interrompre la production. Une représentation schématique du séparateur eau/huile compact est donnée dans la figure 5. Une unité d'une capacité de 2,6 m2/heure a été testée sur un champ des East Midlands. Le gros de l'effort a été porté sur les variables suivantes : a) L'étude mécanique du préfiltre afin de prévenir tout détournement et par conséquent, le colmatage du coalesceur. b) La détermination de la densité optimale du milieu fibreux à l'intérieur du préfiltre afin de protéger les cartouches du coalesceur. c) L'intervalle optimal de décolmatage à contre courant. d) La disposition et l'étanchéité de la plaque de base de la cartouche pour éliminer toute possibilité de détournement du filtre ayant pour conséquence une réduction de l'efficacité du processus de séparation. e) Le calcul du diamètre moyen des pores pour les cartouches coalescentes. f) Les taux de débit (m3/m2/h) pour une performance optimale et pour fixer les paramètres de mise à échelle plus grande. g) La température nécessaire pour éviter les dépôts de cire et les colmatages en résultant. h) La valeur de la viscosité maximale du brut que l'on peut traiter. A la suite des essais effectués sur le champ des East Midlands, une unité de 80 m 3 /h a été réalisée et installée sur un Centre de Collecte au Moyen Orient. Le système comportait deux séparateurs de brut en vrac à des fins d'essai. Une enceinte supplémentaire de petite capacité a été nécessaire pour parachever l'eau huileuse déchargée par les séparateurs
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de vrac. 3.1
Résultats L'unité était alimentée par du brut avec un API de 41° ayant une viscosité de 1 cSo pour une pression opérationnelle de 3,0 MN/m' et une température d'environ 40°C. L'eau produite contenait 25 Z en poids de matières solides et la proportion d'eau était de 2 à 40 Z en volume. Les résultats obtenus sont décrits dans le tableau 2. TABLEAU 2 Contenu en eau d'alimentation 2 - 40 1 vol. Huile produite <.05 X d'eau Eau produite provenant de l'enceinte "vrac" < 40 ppm de l'huile totale Eau produite provenant de l'enceintre "parachèvement" < 15 ppm de l'huile totale De petites quantités d'émulsifiant ( ~ \ p p m ) étaient nécessaires pour maintenir la performance d'élimination d'eau des cartouches. Le contenu de l'eau ..produite lêtait suffisamment réduite pour permettre au brut de satisfaire 'à la plupart des spécifications exigées quant au contenu de sel et ce résultat a été obtenu sans adjonction d'eau de dilution. La qualité de l'eau s'est avérée excellente : le taux d'huile total évalué pour l'eau sortant de la phase de parachèvement comporte quelques 7 ppm d'huile soluble. Une vie opérationnelle d'un mois a été atteinte pour l'unité de préfiltrage et de trois mois pour les cartouches coalescentes. 3.2
Comparaisons de poids et de volumes Il est difficile d'effectuer des comparaisons de poids et de volume en raison de la multiplicité des processus (et des critères de calcul de ces processus) disponibles pour la déshydratation du brut et le traitement des eaux effluentes qui en résultent. De plus, les auteurs considèrent que le séparateur compact donne des produits de meilleure qualité que les processus conventionnels. Les chiffres comparés indiqués dans le tableau 3 se réfèrent d'une part à un séparateur compact et, d'autre part, ce qui est peut être le matériel de déshydratation et de déshuilage le plus communément employé. TABLEAU 3 Poids et superficie occupée pour un débit de 1000 m 3 /h (67 m' /h d^au) Type électrostatique et de flottation 30 514
Type compact
Temps de séjour minutes 3 Poids de l'enceinte tonnes 138 d'essai Superficie relative Z 100 28 en plan * Calculés selon ASME 8 avec une correction de 3 mm pour la corrosion. Les avantages de dimensions et de poids recherchés par le programme ont été obtenus.
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3.3
Traitement des eaux huileuses Le séparateur compact eau/huile peut être conçu dans le but principal d'extraire l'huile de l'eau produite ainsi que pour déshydrater le brut. Les unités conçues pour déshuiler l'eau diffèrent des unités de déshydratation de la manière suivante : a) Les cartouches sont plus fines (diamètre moyen des pores < 15 u ) . b) La position de l'interface est maintenue au-dessus des cartouches plutôt qu'en-dessous (voir la figure 6 ) . En raison du diamètre moyen plus réduit des pores de la cartouche pour cette application, les conditions de filtration nécessaires pour la protection de la cartouche sont plus sévères. Par conséquent, il faut considérer la tendance présente ou future du système de générer la calamine résultant par exemple de la dépressurisation ou du mélange de types d'eau incompatibles avant de conclure quant à l'utilité de système. Une application inappropriée pourrait mener à des coûts de fonctionnement élevés. Les avantages du système sont les suivants : a) Une réduction de l'espace occupé et du poids, comme par exemple un gain de 30 tonnes de poids en état de fonctionnement pour une installation de traitement ayant une capacité de 160 m3/h en Mer du Nord. b) Une qualité excellente de l'eau à la sortie, même avec un contenu élevé d'huile soluble. c) La possibilité de traiter des gammes de contenu d'huile allant de 2 à 3 % d'huile avec des pulsations d'huile pure. d) La compatibilité avec des plates-formes flottantes, en raison d'une absence totale de systèmes conventionnels employant des seuils d'éclusage. 3.4 Conclusions a) Le séparateur compact eau/huile peut produire du brut contenant <0.05 Z d'eau et de l'eau contenant < 15 ppm d'huile, à partir d'un brut de viscosité réduite et à partir d'eau contenant < 7 ppm d'huile soluble. b) En raison de l'utilisation de filtres et de cartouches, un examen consciencieux est nécessaire pour chaque application potentielle afin d'éviter des coûts de fonctionnement élevés. 3.5
Octroi de licence Une licence a été accordée à une compagnie de fabrication du Royaume Uni pour les séparateurs mis au point dans le cadre du présent contrat. REFERENCES 1.
2. 3. 4. 5.
DAVIES E.E. et WATSON P., (avril 1979). Miniaturized Separators for Offshore Platforms (Séparateurs miniaturisés pour les plates-formes offshore). Les techniques nouvelles pour l'exploration et l'exploitation des ressources de pétrole et de gaz, Luxembourg. NEBRENSKU J.R., MORGAN G.E. et OSWALD B.J. (1980). Cyclone for Gas/Oil Separation (Cyclone pour séparation gaz/huile). Conférence sur les hydrocyclones, Cambridge. Brevet des Etats-Unis 3 788 282 - Séparation vapeur/liquide. Brevet des Etats-Unis 3 548 569 - Séparation gaz/liquide. DAVIES E.E. and WATSON P. (avril 1980). Miniaturized Separators provide High Performance (Obtention d'une haute performance grace à des séparateurs miniaturisés). World Oil.
660
■ i 1—C*l
—
gaz sépare
gaz avec une partie d'huile alimentation en huile/mousse
\/H
ï\/l cyclone primaire
¿ÔLCV
¿2L cyclone
huile séparée secondaire
FIGURE 1 SYSTEME DU CYCLONE DOUBLE sortie des gaz
entree
localisateur du vortex
soutirage des gaz cône corps du cyclone plaque d'arrêt
sortie de l'huile
drain
FIGURE 2 CONCEPT DE CYCLONE SIMPLE
661
Débit Pression
0
1
2
3
£
S
G
475 m /h. 207 MN/m
7
8
9
10
11
12
13
U
15
pourcentage de gaz présent dans le débit soutiré
FIGURE 3
VARIATION DU GLISSEMENT DES GAZ EN FONCTION DE L'AGENT ANTIMOUSSANT AJOUTE
r90 a, a a débit pressiono • antimoussanto dosage •
60
475m /h 2 07MN/m 3.1MN/m 2.4ppm i.Oppm
•80
O 50 MU U
70
§)40
u C
a)
u
VU
60 u a.
">20
3
(0
>
1
2
3
4
5
6
7
B
9
•H C ■50 *« 10 1 1 12 13 14 15
pourcentage de gaz présent dans le débit soutiré FIGURE 4
VARIATION DU GLISSEMENT DES GAZ EN FONCTION DE LA VITESSE A L'ENTREE ET DU NIVEAU DU CYCLONE
-
—{^zf^
662
-
{ 2-sHiPe )
)0-
séparateurs d'eau en vrac
séparateur d'eau huileuse
préfiltre
FIGURE 5 - SCHEMA DU WOSP (SYSTEME COMPLET)
coalesceur interface de -déshuilage
préfiltre
interface de "déshydratation alimentation1
retour effluents FIGURE 6 - SCHEMA WOSP
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(03.41/77)
SEPARATION HUILE-EAU PAR CENTRIFUGATION A VITESSE ELEVEE R. BOURASSIN Ingénieur Chef d'Etudes Société BERTIN & Cie RESUME Le prototype industriel d'une centrifugeuse à grand débit a été étudié, construit et subit actuellement ses premiers essais mécaniques. C'est une centrifugeuse à grand débit destinée au déshuilage des eaux de production pétrolière. Elle est capable Je séparer trois phases (eau, huile, solide); le débit est environ de 80 m /h avec une teneur en huile en sortie inférieure à 20 ppm, il varie avec la nature des emulsions à traiter. Les prévisions théoriques de séparation ont été confirmées par des essais sur une centrifugeuse probatoire à petit débit effectués au Centre d'Essais de la SNEA(P) à PAU. En similitude de débit, cette centrifugeuse a fourni un effluent contenant moins de 20 mg/1 d'hydrocarbures quelle que soit la nature du brut. Les premiers essais mécaniques du prototype industriel sont encourageants. La vitesse atteinte était très proche de la vitesse nominale, elle n'a été limitée que par des problèmes d'annexés. Après quelques modifications de mise au point, les premiers essais de séparation pourraient débuter avant la fin de 1984. 1. INTRODUCTION L'objectif de l'étude décrite, qui a fait l'objet d'une subvention des Communautés Economiques Européennes, concerne la définition d'une centrifugeuse à grand débit adaptée au déshuilage des eaux de production pétrolière. Le prototype industriel de cette centrifugeuse est construit, il subit actuellement ses premiers essais mécaniques. Les principaux résultats de l'étude de définition de cette machine sont donnés dans ce document avec ses caractéristiques de séparation. La conception technologique a été faite en fonction des impératifs imposés par les objectifs visés et de la nature des emulsions à traiter. La teneur en particules solides de ces emulsions nécessite un débourbage en semi continu du bol. La nature des bruts à séparer, jointe à la complexité de l'écoulement inter-assiettes et son influence sur la séparation, nous a conduit à étudier, réaliser et expérimenter une petite centrifugeuse de même pouvoir séparateur mais de débit réduit, permettant de vérifier, par similitude, les performances du prototype industriel. Cette centrifugeuse a été expérimentée dans la station pilote de déshuilage du Centre MICOULAU de la SNEA(P) à PAU. Les emulsions à séparer avaient des caractéristiques voisines des eaux de production pétrolière.
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2. DESCRIPTIF TECHNIQUE DE LA CENTRIFUGEUSE INDUSTRIELLE Les principales caractéristiques de la centrifugeuse sont les suivantes : - teneurs en huile : . à l'entrée : 300 à 2 000 ppm . à la sortie : elles resteront dans les limites fixées par la réglementation en vigueur mais pourront descendre en dessous de 20 ppm - teneurs en boue : . à l'entrée de l'ordre de 300 ppm . à la sortie entre 5 et 10 ppm. Le débit pour ce prototype a été fixé a 80 m /h a la vitesse maximale de 5 000 tr/min. pour séparer des emulsions dont la taille des particules d'huile serait de l'ordre de 4 m. Ce débit dépend de la nature des emulsions à traiter, il peut être réduit en diminuant la vitesse de rotation, à 3 000 tr/min. il serait de l'ordre de 30 m /h. A la vitesse maximale, la puissance absorbée est estimée à 50 kW. L'encombrement de cette machine en dimensions hors tout est : 3,3 m 2,04 m avec une hauteur de 1,1 m. Le rotor qui assure la séparation est composé de deux organes principaux : - un bol enveloppe tournant entre 3 000 et 5 000 tr/min. - un arbre porte-assiettes, solidaire d'un convoyeur hélicoïdal et tournant à une vitesse différentielle de l'ordre de + 100 tr/min. par rapport au bol. Les assiettes sont des disques minces (0,3 mm) coniques (45°) faiblement distants les uns des autres (0,5 mm). C'est entre les assiettes que s'effectue la séparation : sédimentation des particules solides sur l'intrados - sédimentation et coalescence des gouttelettes d'huile sur l'extrados. Les boues se sédimentent ensuite aux parois cylindriques du bol et elles sont convoyées dans une chambre d'où elles sont évacuées périodiquement par trois clapets à commande hydraulique. L'huile est captée au centre de la machine par écopage. L'eau est évacuée après avoir restitué l'énergie fournie par la rotation à l'aide d'un système de récupération à deux étages en série incorporés. Le premier est une turbine centripète dont le rouet est fixé dans le bol en aval des assiettes, le deuxième est formé d'une couronne d'injecteurs située à la sortie du bol et dont les jets sont orientés en opposition avec la vitesse d'entraînement. Une volute récupère l'énergie résiduelle de sortie de l'eau pour assurer son évacuation.
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L'entraînement du bol de la centrifugeuse et de l'arbre porte-assiettes se fait par un moteur asynchrone unique surdimensionné pour ce prototype et d'une puissance de 132 kW. Un coupleur hydraulique, placé en sortie de moteur, protège le moteur et limite son échauffement au démarrage et à l'arrêt. La liaison entre l'arbre d'entrainement et les deux rotors concentriques, arbre porte-assiettes et bol, se fait par deux courroies plates spéciales pour grandes vitesses de largeurs respectives 110 mm et 25 mm. Le bol est entrainé par l'intermédiaire d'un variateur à courroie qui permet de régler sa vitesse différentielle avec l'arbre porteassiettes aux environs de 100 tr/min.. En régime établi, la puissance calculée à fournir au bol est faible (environ 10 kW) et le variateur à courroie a été limité à une puissance de 20 kW. Par contre le bol ayant une inertie importante (environ 80 % de l'inertie totale), il est nécessaire de protéger le variateur par un coupleur hydraulique refroidi qui permettra l'évacuation du travail de glissement. Au démarrage le courant d'appel du moteur est réduit de moitié à l'aide d'un démarreur statorique à résistances liquides dont la résistance diminue avec 1'échauffement lié au temps de démarrage. Avec ce dispositif, le couple de démarrage est réduit au quart de sa valeur dans les conditions normales d'alimentation. Le temps de maintien est d'environ 10 s. Un dispositif de freinage par injection de courant continu permet de ramener le moteur à faible vitesse rapidement. Les couples de freinage sont limités par les coupleurs hydrauliques, pour le bol qui est le plus long à s'arrêter, il faut compter sur un temps d'arrêt d'environ 4 minutes. 3. CENTRIFUGEUSE EXPERIMENTALE A PETIT DEBIT 3.1. Définition La centrifugeuse à petit débit a été défini par l'étude du procédé de séparation ; elle a les caractéristiques suivantes : - nombre d'assiette : 10 - diamètre des assiettes : 0,3 m. Les débits et la vitesse de rotation sont variables, leurs valeurs nominales correspondant aux conditions de séparation du prototype de centrifugeuse industriel sont : - débit aspiré : 0,72 m /h - vitesse de rotation : 5 500 tr/min. La machine étudiée comporte un bol à fonds vissés, avec deux paliers à roulements et des garnitures d'étanchéité. Elle est entrainée par un moteur à vitesse variable à courant continu et tension variable. La broche d'entrainement est munie d'un couplemètre. Cette centrifugeuse n'est pas conçue pour traiter des eaux contenant des matières solides souvent rencontrées dans les eaux de production pétrolière. La planche I montre les photographies de l'ensemble de la machine avec son carter de protection et de l'arbre porte-assiettes équipé.
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3.2. Expérimentation Les résultats des essais réalisés 4 Cie sont satisfaisants mais les suffisamment représentatives par complémentaires ont été effectués SNEA(P) à PAU où la machine a été
dans le laboratoire de la Société BERTIN emulsions utilisées ayant été jugées inles compagnies pétrolières, des essais & la station pilote de déshuilage de la transportée et installée.
Les essais ont été réalisés en vue de déterminer l'influence de la nature du brut et des additifs chimiques sur l'efficacité de séparation. Il est utilisé trois bruts de natures tout à fait différentes : - Ashtart représentatif de la majeure partie des bruts actuels - Frigg condensat très fluide è la température ordinaire - Rospo Mare huile très visqueuse ayant une teneur élevée en asphaltènes favorisant la stabilité des emulsions. Les additifs chimiques ont été choisis dans la gamme de produits souvent rencontrés sur les champs : - inhibiteurs de corrosion (Noruat 720, CK 337) - bactéricide : Bactéram - désémulsifant : Q 13 E - Simulsol 2777. La centrifugeuse è petit débit a montré un haut rendement de séparation dans une large gamme de conditions opératoires. Bien que le rotor de cette machine puisse tourner-,à 5 500 tr/mn, nous avons obtenu de bonnes performances, au débit de 1 m /h, à 3 500 tr/mn et même à 2 000 tr/mn dans certains cas. Les principales conclusions que nous avons tirées de cette série d'essais sont les suivantes : - quelle que soit la nature du brut, pour des teneurs en huile émulsionnée dans l'eau à traiter allant de 200 à 2 000 mg/1, la centrifugeuse fournit un effluent contenant moins de 20 mg/1 d'hydrocarbures, même si la qualité de l'eau est fluctuante - les additifs n'altèrent pas d'une façon sensible les rendements sauf pour un brut très visqueux ou quand ces produits atteignent des teneurs très élevéea mais peu fréquentes pour des eaux de production pétrolière. C'est en particulier le cas du Norust à 200 mg/1 - le diamètre de la majeure partie des particules huileuses en sortie de la centrifugeuse n'atteint pas 8 m pour un diamètre moyen de particules entrantes ne dépassant pas 16 m. Le pourcentage pondéral de fines particules e8t plus élevé dans le centrifugat que dans l'eau huileuse - l'influence de la salinité et celle de la température de l'eau è traiter n'ont pas été étudiées. La salinité augmente la densité de l'eau, elle devrait donc avoir une influence favorable dans une centrifugeuse. La température influe surtout sur les viscosités de l'eau et de l'huile et sur la stabilité des emulsions obtenues.
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4. SITUATION DU PROJET DE PROTOTYPE INDUSTRIEL Après l'étude, la fabrication et le montage, le prototype est au stade des essais mécaniques. La machine avec ses principaux éléments est représentée sur les photographies planches II et III' Les premiers essais réalisés avec ce prototype industriel ont permis de résoudre tous les problèmes d'arrêt-démarrage. Les principales difficultés rencontrées dans la phase de montage et essais mécaniques se sitent aux niveaux : - de l'empilement d'assiettes sur l'arbre. Il s'agit d'empiler et centrer sur l'arbre 500 disques coniques d'épaisseur 0,3 mm. Le choix d'une faible épaisseur permet de limiter la masse du rotor, tout en assurant une puissance de séparation élevée pour des dimensions de bol déterminés. Cet empilement s'est avéré être une opération difficile, l'élasticité des disques a rendu inefficace les emboutis d'espacement qui a dû être réalisé par des pastilles soudées. De même le centrage, prévu par quatre barres afin de laisser le passage de l'émulssion è séparer, n'était plus assuré à cause des déformations des disques pendant le serrage et des balourds importants, incompatibles avec un bon fonctionnement, pouvaient être introduits. De nouveaux disques permettant d'éléminer ces inconvénients sont à réaliser, en attendant les essais mécaniques sont réalisés sans assiettes. - de la suspension des paliers. Pour éviter les surcharges des roulements, par les effets des balourds éventuels provoqués par des dépôts dissymétriques de boue, les paliers sont montés sur des supports élastiques dont la fréquence propre se situe vers 10 Hz. Pour des raisons de tenue aux grandes vitesses, le bol est monté sur deux paires de roulements è contact oblique ayant une très grande rigidité angulaire. Compte tenu de cette rigidité, la suspension doit être réglée pour éviter tout report d'efforts d'un palier à l'autre qui provoque des surcharges de roulements importantes. Les difficultés de répartir correctement les charges de courroies ont provoqué un échauffement de l'un des roulements dans les premiers essais. La courroie d'entraînement de l'arbre porteassiettes étant surabondante, la réduction de sa tension a permis de ramener 1'échauffement à une valeur admissible. Ultérieurement, elle sera remplacée par une courroie moins large facilitant le réglage des plots de suspension. Les vitesses atteintes, à ce jour, ont été de 4 850 tr/min. pour l'arbre porte-assiettes et 4 000 tr/min. pour le bol. Cette valeur est limitée par des problèmes d'annexés sans importance, qui demandent quelques adaptations. L'objectif des prochains essais est l'étude du fonctionnement des clapets d'extraction de boue et de la réponse aux balourds des paliers. Ces premiers essais sont encourageants, il est permis d'escompter effectuer les premiers essais de séparation en laboratoire avant la fin 1984.
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PIANCHE I - CENTRIRJCTUSE A PEITT DEBIT
Ensemble de la centrifugeuse
Arbre porte-assiettes
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PLANCHE II - PROTOTYPE INDUSTRIEL
Arbre et assiettes
Convoyeur de boue
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Bol et pallers montes
Ensemble du prototype Industriel
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(03.76/80) REALISATION INDUSTRIELLE D'UN SYSTEME DE COMPTAGE DES HYDROCARBURES LIQUIDES ET GAZEUX DE HAUTE PRECISION J. PIERRAT Président de la Société ULTRAFLUX
Resume Les essais réalisés dans le cadre de l'étude financée par la C.E.E. ont donné des résultats permettant d'ores et déjà les conclusions ci-dessous : 1. Une erreur limite de 2,5 millièmes pour les liquides et de 5 millièmes pour les gaz peut être obtenue par méthode ultrasonore à cordes multiples. 2. La dynamique permise par la méthode est largement compatible avec la plupart des conditions d'application pratique. 3. Les systèmes électroniques incorporant des dispositifs élaborés de sécurité vis-à-vis de tout défaut de fonctionnement possible et le système ne comportant aucune partie mobile, le degré de confiance de la mesure atteint un niveau très élevé. 4. La perte de charge est nulle. 5. Les conditions d'installation permettent l'utilisation dans des conditions où 1'emplacement est très limité notamment sur les plate-formes marines. 6. L'économie vis-à-vis des dispositifs existants est de l'ordre de 50 %. 7. L'utilisation envisagée au départ de l'étude, en vue de la détection de fuites dans les canalisations sous-marines, se révèle tout à fait accessible. 8. L'approbation pour comptages commerciaux est en cours d'obtention.
1. PRINCIPES GENERAUX Les débitmètres ultrasonores effectuent une mesure de la vitesse moyenne du fluide le long du trajet d'une onde de pression entre deux capteurs par mesure du temps de transit. Le débit est alors connu si l'on connaît la relation entre cette vitesse moyenne et la vitesse moyenne dans la section de mesure. Cette relation dépend du profil de vitesse dans la section. La précision sur la mesure de vitesse ne pose que des problèmes de stabilité qui sont examinés ci-dessous. La précision accessible sur le débit dépend principalement d'une évaluation correcte du profil des vitesses. Ce profil dépend : - du nombre de Reynolds de l'écoulement, - des conditions hydrauliques régnant en amont et en aval du point de mesure (longueurs droites, degré de turbulence, rugosité des parois).
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Il est nécessaire de prendre en compte le mieux possible la répartition réelle des vitesses au moment de la mesure. Nos essais, tant sur les liquides que sur les gaz, ont été menés sur des systèmes à trois cordes. Conformément à la terminologie de la norme internationale ISO 5168 édition 1978 0715, nos essais ont été axés sur la détermination des erreurs fortuites (répétabilité des mesures). On présentera successivement les résultats relatifs à la débitmétrie des liquides et les résultats relatifs à la débitmétrie des gaz. 2.1 HESURAGE DES HYDROCARBURES LIQUIDES L'ensemble des essais a été mené sur des hydrocarbures raffinés et bruts dans des conditions hydrauliques proches de celles des installations de comptage. Il n'a été fait usage d'aucun dispositif tranquilliseur ou redresseur d'écoulement. Une première expérimentation a eu pour but de chiffrer la répétabilité accessible (recherche de l'erreur fortuite). Elle a eu lieu du 20 au 30 Janvier 1981 sur le banc d'endurance de la Société TRÄPIL à GENNEVILLIERS, dans les conditions suivantes : - manchettes de mesure 3 cordes, 0 nominal 6", - essais en carburéacteur (JP) et fuel léger (FOD), - gamme de débits de 0 à 400 m'/h. La deuxièmes série d'essais a eu pour objet le relevé des courbes d'étalonnage d'une manchette type (recherche des erreurs systématiques). Elle a été menée du 21 au 26 Février 1981 sur le banc d'étalonnage 20" TRÄPIL à GENNEVTLLIERS, banc utilisé habituellement pour la calibration des mesureurs à turbine employés au comptage des hydrocarbures : - manchette 3 cordes, de 0 nominal 16", - essais en supercarburant (SC), carburéacteur (JP) et fuel léger (FOD), - gamme de Reynolds 2.10* à 3.10', - gamme de débit : 0 à 2000 m'/h. Ces essais ont permis d'établir les résultats expérimentaux cidessous . 2.2 Erreur systématique - Courbe d'étalonnage La courbe établie en multiproduits et à vitesses variables est présentée en fonction du nombre de Reynolds, qui est le paramètre de base en cette matière (figure 1 ) . 2.3 Erreur fortuite - Répétabilité Durant la première série d'essais sur la manchette 6", le volume des essais effectués (plus de 250 mesures sur 2 produits) permet de chiffrer avec une bonne vraisemblance la répétabilité et l'écart-type de l'erreur fortuite. 2.4 Répétabilité Il faut distinguer deux cas : - Ecoulement_à no^re_de_Reynolds_> 10^.
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La repetabilité se stabilise à une valeur de l'ordre de 0,4 %o (écart-type), et cette valeur est atteinte pour des temps de comptage relativement courts (2 minutes). ~ Ecoulement à nombre de R e y n o l d s . La limite de 0,4 %o semble n'être atteinte que pour des comptages plus longs (15 minutes). Nous pouvons raisonnablement admettre 0,5 %o pour valeur de l'écarttype, c'est-à-dire 1 %o comme erreur limite fortuite avec niveau de confiance 0,95. 2.5 Erreur limite combinée Les résultats obtenus en adoptant comme courbe d'étalonnage la droite 2 = 20,53 - 3,45 log Re sont donnés par la figure 1. L'erreur systématique est inférieure à ±2 56o sur toute la gamme. L'erreur fortuite à 95 % de confiance est inférieure à ± 1 %<>. On peut ainsi constater que, sous réserve d'une longueur droite analogue à celle du banc TRÄPIL (20 D ) , l'erreur limite globale à 95 % de confiance est de : V 4 + 1 = 2,3 %o Ces résultats sont significatifs des très bonnes potentialités du système multicorde. Ils sont à rapprocher de la fourchette de + 2,5 % a communément admise pour les mesureurs à turbine. Il est cependant encore trop tôt pour savoir s'ils représentent la limite du système ou s'ils sont susceptibles d'être améliorés. 2.6 Utilisation dans des conditions industrielles Le système multicorde présente d'importants avantages : - La manchette de mesure ne comporte aucun élément mobile. Elle est très peu sensible au viellissement et ce, quelle que soit la charge. Les contrôles périodiques sont donc possibles sur site sans démontage et sans arrêt d'exploitation. - Aucun élément ne pénétrant à l'intérieur de la veine, il est facile d'envisager des installations en ligne permettant le passage de râcleurs et de sphères. - Contrairement aux mesureurs à turbine, le système n'est pas limité en vitesse ni en diamètre par des problèmes mécaniques. Il est possible d'assurer la mesure des très grands débits à l'aide d'un seul mesureur. - La perte de charge occasionnée par la mesure est nulle, ce qui autorise une grande souplesse dans l'adaptation du dimensionnement de la manchette au problème posé. Les résultats obtenus permettent de proposer d'ores et déjà une réalisation opérationnelle caractérisée par une erreur limite inférieure à ± 2 à ±2,5 %o en multiproduits. 2.7 Les résultats ci-dessus devront être confirmés par une expérimentation plus systématique dont le programme est en cours de réalisation en liaison avec la Société TRÄPIL. 3.1 MESURAGE DES HYDROCARBURES GAZEUX Quatre séries d'essais ont été exécutées : - En Novembre 1978, à la station d'essais GASUNIE de BERGUM, sur manchette
- 674 monocorde de 16" équipée seulement sur un diamètre. En Novembre 1981, à la station d'essais du Laboratoire BERNOUILLI, sur manchette à 3 cordes de 30". En Novembre 1982, à la station d'ALFORTVILLE du GAZ DE FRANCE, sur manchette de 200 mm équipée sur un diamètre et 2 cordes. En Janvier 1984, à la station d'essais d'ALFORTVILLE. Les essais de BERGUM ont été réalisés en présence d'un redresseur donnant un profil de vitesses presque carré. Les trois autres essais ont été réalisés sans redresseur à l'aval d'une tuyauterie rectiligne d'au moins 20 D. La prise en compte d'une importante dynamique de pression (de 8 à 60 bars) complique considérablement la conduite des essais. Les essais les plus concluants ont été exécutés à BERNOUILLI à 60 bars, qui est l'unique pression de fonctionnement de la station. Les essais récemment effectués au GAZ DE FRANCE à 10 bars ont montré que le réglage de l'amplification des échos, ayant donné d'excellents résultats à 40 bars, donne des résultats imparfaits à 10 bars. Il est apparu nécessaire de limiter la dynamique de pression dans chaque cas d'application. Le présent rapport ne fera donc état que des résultats obtenus à 40 bars. Les points d'étalonnage relevés au Laboratoire BERNOUILLI par le NETHERLAND SERVICE OF METROLOGY, suivant le Certificat figurant ci-joint, donnent la courbe d'étalonnage de la figure 2. Les erreurs fortuites relevées par le Service Hollandais correspondent à un temps de comptage de 1'ordre de 6'. On voit que, jusqu'au l/10e de l'échelle, elles sont inférieures à 0,1 %. 3.2 Erreur limite combinée : Au vu de l'analyse faite ci-dessus des erreurs systématiques et fortuites, elle peut être estimée à 5 % o. Ce résultat, confirmé au moins pour les hautes pressions, est satisfaisant à plusieurs égards : - de bonnes répétabilités sont atteintes pour des temps de mesure relativement courts, - la linéarité de l'ensemble est largement compatible avec le gabarit habituel, - la dynamique du système est très large = de 2 à 100 %, - l'ensemble des résultats a été acquis dans de bonnes conditions de longueurs droites, mais en l'absence de tout dispositif redresseur ou tranquilliseur d'écoulement. Nous pensons disposer d'ores et déjà d'un appareil apte au comptage en ligne des débits gazeux dans des conditions de répétabilité et de précision homogènes à celles des instruments actuellement en usage et présentant, du point de vue de l'exploitation, les mêmes avantages que ceux mentionnés ci-dessus pour les hydrocarbures liquides, et en particulier : - maintenance mécanique réduite au minimum et insensibilité à l'encrassement, - garantie d'une absence de dérive permettant les recalibrations périodiques sans intervention sur la ligne. 3.3 L'expérimentation effectuée au Laboratoire BERNOUILLI suggère des remarques d'ordre plus général : - La concordance entre la distribution théorique des vitesses dans le profil et les résultats expérimentaux obtenus apparaît comme tout à
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fait remarquable. Il resterait à déterminer si la très grande longueur droite amont dans l'expérimentation actuelle conditionne cette excellente conformité ou si celle-ci serait conservée avec des longueurs droites réduites et jusqu'à quelle limite cette réduction pourrait être légitime. Il faut tenir compte des limites de précision des principales stations d'essais européennes. Ces limites ont été minutieusement étudiées et ont fait 1'objet d'un rapport de la Commission des Communautés Européennes établi en 1980 (document EUR 6662 EN). Il semble que l'on puisse conclure de ce rapport que l'erreur limite à 0,3 % correspond à une appréciation réaliste de la meilleure performance qui puisse être attendue d'un comptage industriel, pour les gaz. 4. DEFINITION DE L'ELECTRONIQUE DE COMPTAGE Pour obtenir 1'Homologation Officielle des Services Français, les dispositifs électroniques en cours de réalisation comporteraient : - trois paires de capteurs fixés sur la conduite, - trois modules émetteurs/récepteurs agrées de sécurité intrinsèque, - une chaîne de mesure aboutissant à un totalisateur électromécanique. Une sécurité complète vis-à-vis des pannes est assurée par les dispositifs suivants : - doublement de la chaîne de mesure et mise sous contrôle de leur écart, - mise sous contrôle de la qualité de la transmission acoustique, - mise sous contrôle du totalisateur. 5. CONCLUSION GENERALE L'erreur limite des installations de comptages que la Société ULTRAFLUX est en mesure de réaliser est de : - 2,5 millièmes pour les liquides, - 5 millièmes pour les gaz. Dans tous les cas, la répétabilité est meilleure que 1/1000. La réalisation de dispositifs électroniques répondant à toutes les exigences des Services Officiels , est actuellement en cours.
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- 677 (03.109/81) SYSTEME DE PRODUCTION SOUS-MARINE POUR LES GISEMENTS D'HYDROCARBURES G. FRANCESCHINI Tecnomare SpA Resume Le présent document expose 1'état actuel des recherches et esquisse les développements prévus d'un projet réalisé sous le nom de "Système de production sous-marine pour les gisements d'hydrocarbures" par la Tecnomare SpA. La recherche étudie un système de production à très grande profondeur (profondeur du projet : 1 000 m ) , permettant par la suite d'exploiter des gisements qui, actuellement relèvent de la technologie de forage et non de la technologie de production. Le système se compose de modules cylindriques à l'intérieur desquels sont placés en atmosphère inerte et sous pression atmosphérique la plupart des équipements qui habituellement se trouvent sur le pont d'une plate-forme. Un monopode dont la structure est intégrée aux modules sous-marins soutient la partie émergée du système et en assure la liaison avec les équipements sous-marins. Si, comme il semble probable, le projet s'avère réalisable, le système de production sous-marine constituera une solution valable de remplacement des systèmes sous-marins en pleine eau (wet) et des plates-formes à câbles d'ancrage tendus pour l'exploitation de gisements â de très grandes profondeurs.
1. INTRODUCTION La demande de plus en plus pressante de sources énergétiques a suscité depuis de nombreuses années la recherche d'hydrocarbures en, eaux de plus en plus profondes. L'évolution rapide de la technologie du forage a permis de réaliser des puits exploratoires à des profondeurs supérieures à 2 000 m; toutefois les gisements éventuellement découverts ne peuvent pas être exploités â l'heure actuelle. En effet, la profondeur maximum à laquelle opère actuellement un système de production est de 330 m (plate-forme de Cognac, dans le Golfe du Mexique). La mise en exploitation de gisements situés à des profondeurs plus importantes nécessitera l'abandon de la technologie de la plate-forme du type treillis tubulaire en forme pyramidale "jacket" ou à embase-poids. Les solutions étudiées actuellement par la technologie se développent selon deux axes différents, mais souvent complémentaires : d'une part, on recherche de nouvelles conceptions de plates-formes, comme la plate-forme à câbles d'ancrage tendus ou la tour oscillante haubannée; d'autre part, on étudie des systèmes de production sous-marine dans lesquels des éléments plus ou moins importants du système de production reposent sur le fond sous-marin.
678 Dans cette derrière optique la recherche a développé des systèmes dits "humides" (wet), dans lesquels les équipements sont en contact direct avec le milieu sous-marin, et des systèmes dits "secs" (dry), dans lesquels les équipements sont en capsules et maintenus sous pression atmosphérique. Dans les premiers, qui ont déjà trouvé une application industrielle (même s'ils fonctionnent en eaux peu profondes), on se propose de placer au fond de la mer les têtes de puits et le manifold (Shell-Exxon, SNEA). Même dans le deuxième type de système, on retrouve une application industrielle des têtes de puits et du manifold (Canocean) et d'autres études analogues (Cameron, Mobil) ont été réalisées. Il existe d'autres solutions, encore à l'étude, dans lesquelles il est en revanche envisagé de placer au fond de la mer la majeure partie du système de production (par exemple, le consortium anglais Deep Sea Production System). La Tecnomare SpA développe actuellement un projet de recherche appelé "système de production sous-marine pour gisements d'hydrocarbures, qui se rattache â ce dernier type. Les commanditaires du projet sont l'Istituto Mobiliare Italiano (participant à 52% du coût), la Communauté économique européenne (35%), l'AGIP SpA (4,3%), la Snamprogetti (4,3%) et la Micoperi (4,3%). Le coût prévu est de 2 900 000 000 de lires italiennes. La durée prévue est de 40 mois. Le projet a été commencé en mai 1982. 2.
PRINCIPALES CARACTERISTIQUES DU PROJET
Le projet s'articule en trois phases. Au cours de la première, on procède à l'analyse générale du système, en identifiant les besoins et les configurations de base possible. Après avoir déterminé les possibilités les plus prometteuses, les spécifications sont rédigées et l'avant-projet est élaboré. Au cours de la deuxième phase, le projet du système retenu est élaboré dans le détail. Il prend en particulier en considération : - les besoins en matière de configuration, de télécommande, de fiabilité, d'entretien et de logistique, - les structures sous-marines et les structures de support de la partie émergée du système, - les principaux éléments mécaniques, - les systèmes de contrôle, de verrouillage en cas d'urgence, de sécurité, - les procédures d'entretien général, les procédures de construction, de transport et d'installation. Au cours de la troisième phase, le projet détaillé est réalisé éventuellement à échelle réduite, et les éléments mécaniques ou structurels critiques sont soumis à des essais afin de vérifier la faisabilité du système et d'obtenir l'homologation auprès des organismes agréées. En outre des essais en bassin sont effectués pour les conditions de transport et d'installation. On procède à une analyse des conditions de sécurité, de fiabilité et de fonctionnement du système complet. L'étude se termine par la production des documents nécessaires à l'obtention de l'homologation préalable et de l'assistance nécessaire à cet effet.
- 679 3. SYSTEME DE PRODUCTION SOUS-MARINE POUR L'EXPLOITATION DES GISEMENTS D'HYDROCARBURES 3.1
Critères de conception du projet
Les critères fondamentaux retenus pour l'élaboration du projet peuvent se résumer comme suit : simplicité du projet normalisation et souplesse maximum des matériaux, des équipements et procédures, intervention humaine directe en milieux à pression atmosphérique limitée uniquement aux opérations d'inspection et d'entretien, télécommande des équipements sous-marins rapidité de déplacement du personnel depuis les équipements en surface jusqu'aux modèles sous-marins, intégration étroite des structures sous-marines et de surface, recherche de solutions économiques en vue de réduire au maximum le coût global du système. 3.2
Conditions ambiantes
Le système de production sous-marine est prévu pour être installé â 1 000 m de profondeur, dans les conditions ambiantes extrêmes (période de retour : 100 ans) typiques de la mer Méditerranée : hauteur maximum de houle centenaire : 18 m gamme de périodes associées : 11 à 16 secondes • vitesse moyenne du vent estimée sur une base horaire : 38 m/s courant maximum en surface : 1,2 m/s. 3.3
Données de production
Nombre de puits producteurs Nombre de puits d'injection Production maximum GOR Densité de l'huile 3.4
20 12 1 600 m3/d 120 Nm3/s 844 kg/m3
Configuration générale
Le système de production sous-marine (voir figure 1) peut se decomposer en quatre sous-systèmes principaux : • les modules sous-marins les équipements de surface . le monopode le module de liaison. Les modules sous-marins sont deux structures cylindriques placées côte à côte, reposant sur une embase et maintenues au fond de la mer par deux caissons de ballastage. Construits en matériau composite, ils comprennent deux coques en acier séparées par une couche intermédiaire en béton. Cinq structures cylindriques equidistantes relient les deux modules entre eux. A l'intérieur des modules, se trouvent, sous pression atmosphérique et en atmosphère inerte, toutes les installations de séparation et de traitement du fluide de gisement ainsi qu'une partie des unités de service.
- 680 Le produit stabilisé est envoyé à terre au moyen de conduites sousmarines sortant de l'un des deux cylindres« Les installations sousmarines, inhabitées, sont commandées à distance à partir de la salle de contrôle située en surface. Seules les opérations d'entretien requièrent la présence du personnel dans les modules. Quelques capsules de sauvetage sont placées à des endroits stratégiques. Les équipements de surface se trouvent sur le pont du monopode et comprennent les logements, la salle de contrôle, la centrale électrique et la torche. Le Banopode d'une structure de base en treillis (intégrée aux fondations des modules sous-marins), d'une longue colonne tubulaire dont la verticalité est assurée, à l'extrémité supérieure, par un réservoir de flottaison, sur lequel repose la structure en treillis qui soutient les équipements de surface. La partie tubulaire est reliée à la base et au réservoir de flottaison par deux éléments terminaux fuselés . A l ' intérieur sont installés les câbles de puissance et de signalisation ainsi que les tuyauteries pour le transport des fluides. Le nodule de liaison est le moyen utilisé pour le transport du personnel, des matériaux et des pièces de rechange entre la surface et les modules sous-marins et vice et versa; il se déplace en glissant le long du monòpode. Les éléments suivants ne font pas partie du système proprement dit : les têtes des puits de production et d'injection et les lignes de production correspondantes (mais pas le raccordement des lignes de production proprement dites aux modules sous-marins ni le système de commande des vannes des arbres de No'él) les conduites sous-marines pour l'évacuation des produits (mais pas leurs raccordements aux modules sous-marins) les moyens d'accès au pont du monopode (embarcations et hélicoptères) . 3.5
Emplacement des sous-systèmes sur le fond marin ou en surface.
Compte tenu du fait que le système de production sous-marine devra de toute façon comporter une structure émergée (ne serait-ce que pour la torche) il a semblé utile d'utiliser cette structure à d'autres fins. Au terme de l'analyse préalable du système, il a été décidé de placer en surface le module d'habitation, la salle de contrôle, la centrale électrique . Les modules d'habitation et la salle de contrôle ont été installés en surface, afin de limiter le plus possible la présence humaine dans les structures immergées. Les raisons qui ont présidé à ce choix sont de nature psychologique et dictées par la sécurité. Le séjour prolongé dans des structures immergées â de si grandes profondeurs soumettrait le personnel à un stress important. Il ne faut pas oublier qu'un meilleur équilibre psychologique des opérateurs accroît l'efficacité de leur travail dans les phases de production et dans les situations d'urgence. Malgré toutes les possibilités offertes par les techniques de sécurité, il est évident qu'un éventuel incident dans les structures immergées est plus diffide à maîtriser. Dans cette hypothèse, il semble judicieux d'organiser la présence humaine en fonction des critères suivants : - dans les structures sous-marines la présence du personnel est limitée en nombre, dans l'espace et dans le temps et ne sera nécessaire que pour les opérations d'entretien;
- 681 - il existe une salle de contrôle dans les structures sous-marines et une autre en surface; c'est à partir de celle-ci que sont menées de préférence les opérations de contrôle; - pour chaque opération d'entretien courant ou d'urgence, le module de liaison permet un accès rapide aux structures sous-marines; L'implantation en surface des turbines à gaz pour la production d'énergie motrice se justifie principalement pour deux raisons : les turbogénérateurs exigent d'importants débits d'air qui doivent être fournis sous pression ambiante; s'ils se trouvaient dans les structures immergées, ils nécessiteraient donc, en surface, des compresseurs dont le seul but serait de fournir 1'énergie nécessaire pour compenser les pertes de charge le long de la colonne montante; - quoique peu probable, le remplacement d'un arbre est néansmoins toujours une éventualité dont il faut tenir compte et qui, susciterait d'énormes problèmes techniques et logistiques, s'il s'effectuerait dans les modules immergés. La possibilité d'utiliser des installations différentes, par exemple une centrale nucléaire sous-marine, n'a pas été retenue principalement pour deux raisons : tout d'abord parce qu'on a jugé préférable, dans un projet lui-même très novateur, de ne pas introduire une nouvelle inconnue en utilisant une technologie non expérimentée; deuxièmement, parce que cette solution aurait exigé un personnel et des équipements extrêment spécialisés qui n'ont pas encore trouvé leur place dans l'industrie pétrolière. 3.6
Têtes de puits sous-marines
Le contrôle des arbres de Noël s'effectuera grâce à un système à telemetrie acoustique qui permet la commande des vannes et la transmission des mesures jusqu'à 8 km de distance à une vitesse d'un ordre de grandeur à celui des systèmes actuellement commercialisés. 3.7
Equipements de surface
Les équipements de surface se trouvent sur un pont du type intégré d'une masse globale (à sec) de 3 300 Mg. Outre la torche et les équipements destinés au personnel on a placé également en surface les équipements de service qui pour des raisons d'exploitation, d'entretien ou de logistique ne pouvaient être installés dans les modules sous-marins. La torche a été dimensionnée pour un fonctionnement intermittent (échappement de secours). La centrale électrique se compose de trois turbogénérateurs à gaz d'une puissance globale de 20 MW. Parmi les services de surface se trouvent l'unité de réchauffement de l'huile diathermique (pour éviter la présence d'oxygène dans les modules sous-marins), la centrale de production d'azote (extrêmement importante pour la sécurité dans les modules sous-marins mais qui exige en outre un entretien fréquent) et d'autres unités de moindre importance. Enfin, parmi les équipements de surface se trouvent les grues, l'unité assurant le fonctionnement du module de liaison, un atelier, un pont pour l'accostage des bateaux, la salle de contrôle, les logements pour 50 personnes et les moyens de sauvetage.
- 682 3.8
Monopode
Cette structure est une application au présent projet d'une recherche antérieure, réalisée par Tecnomare pour un point d'ancrage permanent situé à 1 000 m de profondeur (voir OTC 4822). Le monopode a pour double fonction de soutenir les équipements de surface et d'assurer leur liaison permanente avec les équipements sous-marins. Il a par conséquent un rôle essentiel du point de vue de l'entretien et de la logistique. Son diamètre intérieur permet le passage de 11 canalisations de 25 mm (1") à 254 mm (10") de diamètre ainsi que des câbles de puissance et de signalisation. Il permet en outre l'intervention rapide du personnel dans les modules sous-marins par l'intermédiaire du module de liaison (qui dans ses mouvements le long de la colonne du monopode, se guide par contact avec la surface extérieure de celui-ci), permet au personnel de rester la plupart du temps en surface. On est en train d'analyser la structure d'un monopode qui aurait un diamètre intérieur bien supérieur (environ 3 m) et dont l'espace intérieur pourrait être maintenu à sec. Cette solution simplifierait énormément la descente, le raccordement et la récupération des tuyauteries et des câbles ainsi que le déplacement du module de liaison. 3.9
Modules sous-marins
Il est prévu deux modules cylindriques placés côte à côte d'une longueur de 150 m et d'un diamètre intérieur de 12,5 m. Ils sont constitués chacun de deux coques en acier, d'une épaisseur de 0,13 m a l'extérieur et de 0,12 m à l'intérieur, et sont séparés par une couche intermédiaire de béton de 0,75 m d'épaisseur. On a préféré ce matériau composite au ciment armé ou à l'acier, dans la mesure où il permet de construire des cylindres de grande dimension, de réaliser une économie importante de matériaux, mais surtout d'offrir une bonne flottabilité, essentielle pour les opérations de transport et d'installation. Les deux modules sont reliés entre eux par cinq structures cylindriques equidistantes qui permettent le passage des hommes, des équipements et des tuyauteries. Le diamètre intérieur utile est de trois mètres. L'un de ces éléments de liaison est situé à proximité de la base du monopode et comporte l'ouverture sur laquelle le module de liaison vient se raccorder et par laquelle le personnel peut pénétrer a l'intérieur des modules sous-marins. Ceux-ci enferment toutes les unités de traitement et un bon nombre d'unités de service, disposées sur un ou deux niveaux. Les manifolds de production, d'injection et éventuellement de pompage du gaz comprennent également les duses pour en faciliter le réglage ou le remplacement. La séparation des 16 000 m3/jour (100 000 STB/d) s'effectue en deux trains de trois phases chacun, avec recompression d'une fraction de gaz pour la récupération assistée. Le pétrole stabilisé est pompé à terre par une conduite sous-marine. Le gaz, convenablement traité, y est également envoyé par une autre conduite sous-marine. L'eau est traitée et réinjectée dans le gisement. D'éventuelles dépressurisations ou les décharges de sécurité provenant des équipements sont acheminées vers un réservoir de déshuilage qui en recueille la fraction liquide tandis que la partie gazeuse remonte le long d'une des conduites situées dan le monopode pour être brûlée dans la torche.
- 683 Le milieu ambiant est â pression atmosphérique; pour éviter tout risque d'incendie ou d'explosion le volume des deux cylindres est rempli d'azote. Le gaz est remis en circulation et épuré continuellement; en outre, il est refroidi à l'eau de mer pour éliminer la chaleur produite par les moteurs et par les équipements renfermant le fluide du gisement. Un convoyeur monorail assure le transport des équipements ou des pièces de rechange à l'intérieur des modules. 3.10
Module de liaison
Ce sous-système, actuellement à l'étude, doit répondre aux conditions suivantes : il doit pouvoir transporter jusqu'à sept personnes et un élément de 0,2 x 2 m ayant une masse de 5 Mg; il doit parcourir le trajet entre la surface et le fond de la mer en moins de 30 minutes. Dans le cadre de la conception générale actuelle, il doit être capable de se déplacer en glissant le long du monopode et en l'utilisant comme guide. En cas d'avarie du système de propulsion il doit pouvoir remonter librement en surface. 3.11
Sécurité
Le risque encouru par le personnel est jugé acceptable en raison de la présence de gaz inerte dans les modules sous-marins et de la façon dont a été conçue l'intervention humaine, celle-cii devant être de courte durée et n'intéresse qu'un nombre de personnes limité. Enfin, la sécurité est encore renforcée par l'utilisation du module de liaison qui en restant toujours en contact direct avec les structures fixes, se déplace rapidement et permet un "accostage" précis. En cas d'urgence des capsules de sauvetage sont prévues â des endroits stratégiques. Pour les périodes de séjour forcé dans les modules sous-marins il est prévu une salle de secours dotée de réserves d'oxygène et de vivres. Des analyses de risque seront effectuées pour identifier les incidents possibles et, en fonction des résultats obtenus, les corrections utiles seront apportées à la configuration générale du système. 3.12
Entretien
Il convient de se reporter au schéma n°2. L'entretien courant des arbres de Noël s'effectue par la technique "TFL", à partir de l'intérieur des modules sous-marins où se trouvent les équipements de lancement et de pompage. De même, les râcleurs des conduites sous-marines sont lancés et reçus à partir de l'intérieur du module. Pour la surface des modules sous-marins et du monopode, il est prévu de procéder uniquement à des inspections et éventuellement au remplacement ROV. L'entretien préventif des équipements sous-marins est assuré par des équipes de cinq personnes environ, entraînées à pouvoir rester dans les modules sous-marins. Deux interventions par mois sont prévues pour les contrôles et le remplacement de pièces in situ; elles sont décidées en fonction du programme d'entretien, de révision et de réparation périodiquement établi par le système de contrôle ( ce programme indique entre autres les heures de fonctionnement, le nombre de mises en marche et d'arrêts ainsi que l'état des principaux paramètres des appareils). Les autres interventions de sécurité de moindre importance sont effectuées par une équipe analogue.
- 684 Les opérations d'entretien plus complexes exigeant un personnel spécialisé sont effectuées en surface. Le transport des appareils se fait à l'intérieur des modules sous-marins par convoyeur monorail et ensuite par le module de liaison. En surface se trouve un appareil de levage pour la descente et la récupération des conduites situées dans le monopode. Pour le reste, l'entretien des équipements de surface s'effectue de la même manière que sur une plate-forme traditionnelle.
RESULTATS OBTENUS ET PROGRAMMES La phase initiale d'analyse générale du système est terminée. La configuration d'ensemble a été adoptée au terme d'une étude fondée sur une approche systématique du problème. L'analyse préliminaire de six configurations de module sous-marin a commencé par l'examen préalable des phases de construction, de transport et d'installation, ainsi que des problèmes statiques, d'installation d'entretien, logistiques et de sécurité. En collaboration avec l'université de Pise un modèle mathématique a été mis au point pour l'analyse du comportement statique des structures cylindriques en matériau composite. Ce programme vérifie la configuration en fonction de conditions d'environnement prédéterminées. Nous avons fait l'acquisition d'un système expérimental de communication hydro-acoustique qui est actuellement en cours d'installation sur la plate-forme de Luna, en Mer ionienne. Il se compose d'une unité de base (déjà installée sur la plate-forme) et de deux unités sous-marines qui seront déposées au fond de la mer à différentes distances de la plate-forme. La liaison hydro-acoustique sera réalisée entre l'unité centrale et les unités sous-marines. Dans le cadre du projet exposé plus haut, (voir au point 2) les travaux futurs prévoient de : - développer les connaissances notamment dans les domaines suivants t cylindres en matériau composite sécurité, entretien et logistique, envisagés sous les aspects qui sont liés directement au caractère novateur du projet, . les raccordements de tuyauteries provenant de la surface, de lignes de production et de conduites aux modules sous-marins, le monopode, les méthodes de construction et d'installation; - définir le reste de la configuration sous l'angle de la faisabilité; - déterminer certains éléments ou procédures essentiels è la faisabilité du concept et en élaborer le projet et l'expérimentation sur modèle; les points suivants semblent notamment mériter une analyse approfondie : la comparaison entre les prévisions et le comportement réel de la structure cylindrique en matériau composite chacune des parties des cylindres sous-marins (supports, ouvertures d'accès, etc.). 5.
CONCULSIONS
Le système de production sous-marine proposé et actuellement en cours d'étude regroupe à l'intérieur de modules cylindriques posés au fond de la mer, la plupart des installations qui trouvent habituellement place
- 685 sur une plate-forme. La faisabilité technique du projet semble pouvoir être démontrée et, par conséquent, ce système pourrait fort bien se substituer aux systèmes de production sous-marine en pleine eau (wet). Par rapport à ces derniers il présente l'avantage d'être plus complet (il comprend tout le système de production et pas seulement les têtes de puits et le manifold, et de ne pas nécessiter d'autres installations auxiliaires dans les alentours. Sur ce plan il remplace valablement les nouveaux concepts de plateforme actuellement étudiés tels que la plate-forme à câbles d'ancrage tendus et la tour oscillante haubanée par rapport auxquels il offre un champ d'application plus vaste en ce qui concerne la profondeur d'eau et le nombre d'installations qu'il peut accueillir. Les pricipales caractéristiques peuvent se résumer comme suit : tous les équipements sont d'un type qui a été expérimenté industriellement , - les équipements sous-marins y compris les têtes de puits sont commandés à distance à partir de la surface, - le personnel reste normalement en surface et descend dans les modules sous-marins uniquement pour assurer l'entretien, - le transport des hommes, des équipements et des fluides de traitement est assuré par le monopode qui est une structure fixe et intégrée aux modules sous-marins; la sécurité et la simplicité de fonctionnement s ' en trouvent renforcées. - la construction peut s'effectuer dans une cale de chantier naval.
FIGURE 1 - CONFIGURATION GÉNÉRALE
1. Hélicoptères (7.6 mg) - hommes - approvisionnement - pièces de rechange 2. Hélipont (24 X 24 m) 3. Parc à tuyauteries 4. Stockage (additifs chimiques en fûts) 5. Magasin (pièces de rechange et équipements pour entretien 1er ou 2e niveau) 6. Système d'accostage/déchargement 7. Garde-fou 8. Bateau d'approvisionnement (2 500 t de jauge) - approvisionnement - pièces de rechange 9. Stockage dans l'élément du monopode, 300 m 3 de capacité totale de stockage de gasole, d'additifs chimiques liquides et d'eau 10. Module de liaison : 7 personnes et/ou 1 élément de 0 2 x 2 m/5 MG 11. Liaison : Torche à gaz Turbines à gas Huile Azote Additifs chimiques Puissance Signalisation 12. Conduites 13. Capsule de sauvetage 14. Convoyeur monorail 15. Unité de lancement - râcleurs/TFL 16. Puits 17. Salle de secours vivres/air/équipements 18. Elément 0 2 x 2m/5 MG 19. Magasin : pièces de rechange/équipements pour entretien 1er niveau
en co 0)
FIGURE 2 - SCHEMA DES FONCTIONS D'ENTRETIEN ET DE LOGISTIQUE
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(03.118/81)
PRODUCTION DE GAZ PAR GRANDE PROFONDEUR D'EAU
M.A. BROOKES, The. British Petroleum Company p.I.e.
Resume La production d'hydrocarbures dans un environnement offshore hostile exige la mise au point de technologies avancées. Confrontés à ces difficultés, BP et Statoil se sont unis pour conduire un projet destiné à évaluer la faisabilité de la production de gaz dans l'offshore du nord de la Norvège. L'un des concepts de plates-formes les plus prometteurs pour la mer profonde est la plate-forme à câbles tendus, une structure flottante flexible fixée sur le fond de la mer par des membrures verticales ou des haubans sous tension. Le présent rapport décrit les résultats des études sur les plates-formes à câbles tendus pour utilisation dans la partie nord de la Norvège. L'étude générale de deux plates-formes a été effectuée et les principales caractéristiques en sont décrites. Ceci comprend les études de la structure de la plate-forme, du système de retenue, des fondations, des risers envisagés et de leurs embases. La conclusion en est que, pour les applications envisagées, il sera nécessaire d'utiliser de très grandes plates-formes et que des concepts techniquement faisables peuvent être mis au point.
1.
INTRODUCTION
Le projet Gaz Offshore dans le Nord de la Norvège (GONN) comprenait six études entreprises conjointement par BP et Statoil pour évaluer la faisabilité de la production d'hydrocarbures dans des sites en eau profonde au large des côtes du nord de la Norvège. Ces six études étaient : 51 - Développement d'un champ en mer profonde 52 - Plates-formes à ancrage vertical tendu 53 - Sécurité des plates-formes à ancrage vertical tendu 54 - Systèmes sous-marins 55 - Sécurité des systèmes sous-marins 56 - Utilisations possibles du gaz en mer profonde et torchage. Le principe de la plate-forme à ancrage vertical tenu, ou plate-forme à jambes tendues, s'avère de premier ordre pour l'exploitation des hydrocarbures en mer profonde, et, dans ce rapport, sont décrites les études concernant l'application du concept au développement de champs de grande taille dans le nord de la Norvège. Les objectifs généraux du projet étaient
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de confirmer la validité technique du concept pour deux scénarios en effectuant une étude générale de celui-ci et en fournissant les réponses aux questions posées par des incertitudes techniques. 2.
CONTEXTE
Deux hypothèses de scénario ont été retenues pour l'étude, le scénario 1 concernant un champ de gaz sec et le scénario 2 concernant un champ d'huile comportant de grosses quantités de gaz associés, comme indiqué dans le tableau suivant : Rapport gaz/huile (SmVSm 5 )
Production de gaz (Sm'/j)
Scénario 1
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32 x 10
Scénario 2
181
12.5 x 106
Production d'huile (SmJ/j)
69.00
Les champs étaient supposés se trouver dans 350 m d'eau dans la zone du Tromsflaket, à environ 150 km de la côte. Dans le cas SI - Etude du développement d'un champ en mer profonde, un certain nombre d'alternatives a été envisagé pour le développement de champs correspondant aux deux scénarios. Il s'agissait, en général, de puits sous-marins forés à travers des plaques de base et reliés par des lignes de collecte à des installations de production montées sur plate" forme. Un certain nombre de dispositions pour les plaques de base des puits et les lignes de collecte a été envisagé dans le but général de minimiser le nombre des plates-formes de production. Plusieurs types différents de plates-formes de production ont été considérés, parmi lesquels des plates-formes semi-submersibles, des tripodes en acier et en béton, des tours haubanées et articulées et des plates-formes à jambes tendues. Une classification portant à la fois sur des facteurs techniques et économiques a été utilisée pour choisir les meilleurs schémas de développement. Ceci a démontré que les schémas mettant en oeuvre des plates-formes .à jambes tendues étaient bien adaptés pour ces applications. Dans le cas du scénario 1, un schéma de développement comportant une seule plate-forme de production a été envisagé tandis que, pour le scénario 2, il était nécessaire de prévoir deux plates-formes. Ce sont ces schémas qui ont donné la base des études de plates-formes effectuées dans le cas S2 - Etude des plates-formes à ancrage vertical tendu. 3.
SEQUENCE DU DEVELOPPEMENT
L'étude S2 a été effectuée en deux phases, la phase 1 étant dévolue a une investigation 'des options techniques pour que les plates-formes à câbles tendus sastifassent les exigences des deux scénarios et la phase 2 étant la poursuite d'une étude plus détaillée des options retenues. Les sujets couverts comprenaient les domaines suivants : - superstructures et ponts, - étude hydrodynamique et structurelle de la coque, - systèmes d'amarrage et mise en place, - ancrages et fondations, - risers et embases de riser.
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'Mise à part la poursuite des études principales, certains points où des incertitudes techniques avaient été identifiées ont fait l'objet d'une investigation. Les caractéristiques finales de la plate-forme ont été mises au point en faisant la synthèse des résultats des différents sujets d'étude au fur-et-à-mesure de l'avancement du projet et une description en est faite dans les paragraphes suivants. 4.
SUPERSTRUCTURES ET PONTS
Il n'a pas paru nécessaire d'étudier en détail les installations composant les superstructures et on s'est contenté de confirmer le poids de la charge utile et les surfaces de pont nécessaires. Différentes solutions de structures de pont ont été comparées, le concept retenu étant un pont intégré de 15 m de haut pour les deux plates-formes comportant trois étages. Les poutres-caissons constituant la périphérie du pont sont connectées de façon rigide aux colonnes qui les supportent et des fermes permettent d'obtenir la rigidité des sections internes. Les poutrescaissons sont assez grandes pour pouvoir recevoir quatre étages de quartiers d'habitation et aussi les équipements ancillaires non dangereux, les conduits et les tuyauteries si nécessaire. Le mode de construction préféré pour la plate-forme est la fabrication en parallèle, indépendante du pont et de la coque, avec assemblage ultérieur dans un site abrité. Dans l'étude du pont intégré, l'équipement des superstructures est directement adapté sur les sections du pont en acier. Les équipements de plus petite dimension peuvent être fixés sur les sections du pont préfabriqué avant l'assemblage, tandis que les équipements de plus grande dimension sont mis en place, soit après que la structure du pont ait été assemblée à terre ou après la jonction entre le pont et la coque. 5.
COQUE
Le concept retenu dans le cas du scénario 1 est une coque à 6 colonnes, d'une surface plane de 86 m x 77 m, de 36 m de tirant d'eau avec des colonnes de coin de section carrée, une colonne centrale carrée et une entretoise en losange au niveau du ponton. La plate-forme déplace 85750 tonnes. 11 est aussi possible d'envisager une coque à 6 colonnes avec des extrémités de ponton renforcées mais sans aucune entretoise, du point de vue structurel. La plate-forme retenue pour le scénario 2 est constituée par une coque à 8 colonnes de dimensions hors-tout 95 m x 95 m, d'un tirant d'eau de 38 m, avec des colonnes circulaires aux coins, des colonnes centrales carrées et une entretoise en forme de losange au niveau du ponton, comme indiqué sur la figure 1. La plate-forme déplace 118200 tonnes. Parmi les points spéciaux de l'étude qui ont été envisagés, une analyse de la réponse dans le temps du système d'amarrage, prenant en compte les effets du mauvais positionnement et de la mise en boucle possible de l'amarrage, a démontré que la pré-tension d'étude est suffisante pour éviter que l'amarrage ne se relâche dans les conditions d'environnement centenaires. Une méthode a été proposée pour estimer les charges de 1'amarrage provoquées par la réverbération, (réponse haute fréquence proche de la fréquence propre de la plate-forme face à la houle) et les résultats ont été raisonnablement comparables à ceux obtenus lors d'essais précédents sur modèles.
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La plate-forme satisfait à toutes les exigences du Norwegian Maritime Directorate en ce qui concerne la stabilité à l'état intact ou endommagé, tant pour les conditions de libre flottaison que celles correspondant au remorquage. 6.
AMARRAGE ET MISE ¿N PLACE DE L'AMARRAGE
Le système retenu à la fois pour les plates-formes des scénarios 1 et 2 consiste en A amarres tubulaires filetées à change angle, fabriquées à partir de tubes forgés à parois épaisses avec un matériau dont la limite élastique est d'approximativement 800 N/mm2. Le diamètre extérieur de l'amarre est de 290 mm pour le scénario 1 et 330 mm pour le scénario 2. Les composants clés du système, à savoir les connecteurs d'ancre, les joints flexibles supérieurs et inférieurs, et les paliers de transmission d'efforts ont été mis au point à partir de composants existants. D'autres concepts ont été proposés, mais ils nécessiteraient d'être mis au point plus avant. La méthode d'installation retenue pour l'amarrage est le déploiement d'une seule jambe par compartiment, les quatre étant descendues en même temps et enfichées dans l'embase de l'ancrage sans système matériel de guidage. Il est recommandé d'utiliser les techniques acoustiques avec assistance visuelle provenant d'un R0V (véhicule commandé à distance), pour contrôler la position de l'extrémité de la jambe d'amarrage au cours de la phase finale de l'approche. On estime qu'il faut environ 30 heures pour que la plate-forme soit mise en état de résister à une tempête d'été décennale, le temps requis pour terminer la mise en place étant de 65 heures. Une alternative possible serait d'utiliser un système hybride d'amarrage avec un câble en acier, chacune des jambes étant constituée par un câble reliant le fond de la mer à la sous-structure de la plate-forme. Les autres composants, à savoir les éléments d'amarrage situés dans la plate-forme, les connecteurs d'ancre, les joints flexibles supérieurs et inférieurs et les paliers de transmission d'efforts seraient semblables à ceux utilisés avec un système tubulaire. Cependant, ce sont au moins huit lignes d'amarrage par coin qui seraient nécessaires en se fondant sur les possibilités de fabrication projetées, ce qui impliquerait l'utilisation d'un nombre relativement important de composants à coût élevé. De plus, des études fondamentales seraient nécessaires pour la mise au point des éléments de câble dans le voisinage des extrémités. L'inspection in-situ d'un câble est un des problèmes majeurs que pose un tel système et une mise au point importante serait requise dans ce domaine. 7.
ANCRAGE ET FONDATIONS
L'étude des fondations a été effectuée en prenant deux types de sol en considération, une argile dure et une argile molle. Pour le sol en argile dure, il est possible d'utiliser indifféremment une fondation maintenue par des piles, gravitaire ou hybride, tandis que dans le cas d'une argile molle, seules les solutions à piles ou hybrides sont envisageables. La fondation hybride fournit la résistance aux forces de tension appliquées aux jambes sous la forme d'une combinaison de la friction des parois des piles et de la composante gravitaire due à la masse de l'embase de l'ancre. La masse provient du poids de l'embase lui-même et de son ballast.
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La fondation à piles diffère de la version hybride en ce qu'elle ne comporte pas de ballast, l'embase étant en conséquence plus petite et plus légère, bien que les piles aient un poids marginal plus élevé. Dans les deux types de sol, c'est la fondation à piles qui est préférée car les avantages de coût en fabrication et en mise en place dépassent l'économie marginale réalisée sur le besoin d'enfoncement moindre des piles d'une fondation hybride. Ce serait une fondation hybride qui pourrait être retenue s'il s'avérait douteux que la pénétration des piles requise pour l'option à piles puisse être atteinte. Ce n'est que pour le sol en argile dure que la fondation gravitaire est valable, à cause des problèmes posés par le tassement et la stabilité, mais elle n'est pas considérée comme aussi économique que les solutions à piles ou hybrides. La méthode de mise en place de l'ancrage recommandée consiste à lever l'embase directement à partir du pont d'une barge de levage et à la descendre par-dessus bord. L'embase d'ancrage est positionnée avec précision sur le fond de la mer en la descendant sur des poteaux de guidage qui ont été, au préalable, mis en place en utilisant un guidage fixé sur l'embase de riser. 11 est envisagé d'enfoncer les piles au moyen d'un marteau sous-marin tandis que la fixation des piles aux embases serait réalisée par bétonnage. 8.
RISERS ET EMBASES DE RISERS
Plusieurs types de risers ont été étudiés et le système retenu pour chacun des deux scénarios est un dispositif à "riser unique". Il faut 9 lignes par riser pour le scénario 1 et 14 lignes sont nécessaires pour le scénario 2. Certaines des lignes de riser constituent aussi un guidage pour des lignes de faible diamètre qui sont mises en place sous la forme de lignes périphériques non intégrées. Les risers demeurent connectés de façon permanente quelles que soient les conditions d'environnement. Il est recommandé d'utiliser des joints flexibles en elastomere pour garantir la flexibilité requise aux extrémités supérieures et inférieures de chaque ligne de riser. Les joints de riser sont connectés au moyen de connecteurs mécaniques pour les lignes dont le diamètre dépasse 12 pouces. Des modèles filetés sont recommandés pour les lignes de 12 pouces et les diamètres inférieurs. Tant les joints flexibles que les connecteurs de riser correspondant aux conditions extrêmes de service envisagées (jusqu'à 30 pouces de diamètre et 5000 psi - 350 bars) devront faire l'objet de mises au point et d'essais complémentaires. Les opérations de descente et de remontée d'un riser sont, en princips semblables à celles effectuées pour un riser de forage, en utilisant un système de 4 lignes-guides qui amènent de facon précise la partie basse du riser vers le point de connexion sur l'embase sous-marine. L'étude de l'embase du riser constitue un exercice difficile car elle doit satisfaire aux exigences opposées de l'exploitation, de la mise en place et du relevage. L'étude s'est focalisée sur le scénario 2 car il est plus complexe que le scénario 1. Le dessin final propose que tous les équipements montés sur l'embase de riser soient modulaires et sous la formt de colis que le système de manutention de la plate-forme pourrait relever, le plus gros des modules mesurant approximativement 11 m x 9 m . Les modules de l'embase de riser sont mis en place à partir de la plate-forme après que la structure d'embase ait été positionnée et on ne peut les remonter directement sur le pont supérieur de la plate-forme. On n'a encore trouvé pour le moment que des lignes-guides provisoires pour
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assurer la mise en place ou le relevage des modules. L'étude conceptuelle de l'arrivée des modules sur l'embase prévoit l'utilisation de poteaux courts et très solides et d'un espacement agrandi pour les lignes-guides de l'embase de riser. La méthode de mise en place de l'embase considérée comme la meilleure est celle qui consiste à la transporter et la lancer sur site avec un support semi-submersible et de l'installer, sur le fond de la mer, avec une barge de levage semi-submersible comportant deux treuils de grande puissance. 9.
CONCLUSIONS
Les concepts étudiés dans ce projet ont montré que le principe d'une plate-forme à jambes tendues est applicable à la production d'hydrocarbures sur des champs offshore de très grandes dimensions. La plate-forme proposée dans le scénario 2 représente plus particulièrement les limites supérieures des tailles envisageables. Il est possible de mener les études à bien en utilisant des extensions de la technologie existante et, bien que la mise au point de composants différents puisse permettre certaines économies, il n'est pas envisagé de développer des technologies radicalement nouvelles. REMERCIEMENTS Des remerciements sont adressés à la British Petroleum Company p.I.e. pour la permission de publier ce rapport.
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FIGURE 1 - PLATE-FORME SCENARIO 2
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(03.126/82)
ESSAIS A LA MER DES EQUIPEMENTS DE RE-ENTREE DU SWOPS R.C. TOFT, Projet SWOPS, BP Petroleum Development Limited
Resume SWOPS a été conçu en 1979 comme un système de production d'huile à un seul puits, dont le développement a été parrainé par la CEE (1). Ce 'concept comprend les principes de ré-entrée sans ligne-guide et sans orientation utilisés dans le forage par grande profondeur d'eau à partir d'un bateau de forage à positionnement dynamique. Ce projet avait pour but, par des essais à la fois à terre et en mer, de prouver la capacité, pour les équipements prototypes de ré-entrée sous-marins SWOPS, à être en conformité avec les exigences du concept SWOPS. Les études préliminaires de l'engin SWOPS ont donné la valeur de l'angle du riser, la tension et les procédures opérationnelles associées que l'on pourrait rencontrer dans des situations de routine et des situations d'urgence. Le projet a été divisé en deux parties ; la phase 1 dans laquelle on utilise une structure construite spécialement et la phase 2 utilisant un appareil de forage semi-submersible et une fausse tête de puits dans la zone centrale de la Mer du Nord. La phase 1 a été effectuée à terre en utilisant les équipements prototypes de ré-entrée et les charges étaient appliquées au moyen de leviers et de vérins hydrauliques. La phase 2 a consisté à utiliser des composants spécialement construits, dans le but de simuler le riser étudié pour le SWOPS et elle s'est déroulé offshore sur une tête de puits de forage en suspension. Le programme d'essai a fait apparaître des contacts indésirables sur les faces de couplage. Des études additionnelles sur le concept SWOPS ont démontré que le nombre de lumières de contrôle à l'interface devrait être augmenté. De nouveaux composants doivent être fabriqués et essayés à terre prenant ces aspects en compte et les assemblages résultants constitueront la base des équipements à utiliser dans le projet SWOPS.
1.
PHASE UN : ESSAIS A TERRE
1.1
Introduction Les essais sur modèles de l'engin SWOPS ont montré que les angles du
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riser pouvaient atteindre 3°1/2 en routine et aller jusqu'à 12° dans des conditions d'urgence. Les angles de routine du riser se produisent au cours des opérations normales et des bandes du cercle de veille du positionnement dynamique du navire et de la profondeur d'eau. On rencontre les valeurs d'angles d'urgence dans le cas le plus grave, comme étant le résultant d'une perte totale de la puissance sur le navire, dans des conditions de temps moyennement mauvaises. Ces angles du riser et la tension correspondante pour le riser produisent des moments de flexion à l'interface de l'ensemble connecteur de riser (RCP)/plot de ré-entrée (REH) au moment de la déconnexion. Les limitations de l'équipement d'essais utilisé pour les tests de réception en usine (FAT) ont rendu impossible l'investigation de l'impact d'un moment de flexion à l'interface. Il a été ainsi décidé d'effectuer différentes modifications structurelles et de reprendre une série additionnelle d'essais à terre en utilisant une structure d'essais spécialement construite. Dans les conditions normales de fonctionnement, le riser doit être maintenu en tension au-delà de son propre poids et on baptise cette situation du nom de surtension. Des connexions de routine est le terme employé pour une déconnexion normale opérationnelle dans laquelle la tension du riser est diminuée pour aboutir à un poids positif, le connecteur est déverrouillé, les cylindres d'atterrissage en douceur sont rétractés et le RCP est ensuite dégagé du REH en le remontant, comme indiqué sur la figure 1. On dit qu'il y a déconnexion d'urgence quand le riser est déconnecté tout en étant encore sous une certaine tension. Dans ces conditions, le riser remonte immédiatement sous l'influence de l'excès de tension et les procédures de routine ne peuvent pas être mises en oeuvre. 1.2
Résultats de la phase 1 On a effectue 17 essais. Des séquences de connexion/déconnexion de routine ont été effectuées au cours des quatre premiers tests. Des séquences de déconnexion de secours ont été effectuées lors des tests 5 à 17. Des essais de fuites ont été conduits avec succès sur le conduit principal à 6000 psi et sur les lumières de contrôle à différentes pressions. Les modifications structurelles n'ont pas mis en danger la capacité de couplage du RCP et du REH. Les essais sur les lumières de contrôle ont été bons à tous moments. Une légère usure est apparue sur le profil du plot de connexion. Ceci s'est produits au-dessus de la zone d'étanchéité correspondant au joint annulaire supérieur et il y avait une ressemblance avec ce que l'on avait rencontré lors des FAT ; cependant, l'usure n'a pas été considérée comme suffisante pour empêcher les essais de passer à la phase N° 2. 2. 2.1
PHASE DEUX ; ESSAIS A LA MER
Introduction Les objectifs principaux des essais en mer des équipements prototypes ont été les suivants : - Faire une études des problèmes rencontrés lors d'une ré-entrée effectuée sans ligne-guide et, en particulier, la localisation de la tête de puits et l'utilisation d'une télévision située à l'intérieur du tube pour le positionnement final. - De rechercher les risques de dommages que l'on peut rencontrer sur les surfaces de couplage entre le RCP et le REH au cours de la ré-entrée et au cours des procédures de déconnexion, soit de routine, soit de secours avec un angle de riser pouvant atteindre 12°.
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- De déterminer la surtension optimale nécessaire pour pouvoir effectuer une déconnexion correcte de secours. 2.2
Méthode de mise en oeuvre Les premieres etapes du travail comprenaient une recherche du navire le plus approprié, disponible pour effectuer des essais, et la position de tête de puits sur laquelle installer le plot de ré-entrée. 11 a été décidé d'installer les équipements SWOPS sur une tête de puits sous-marine dans la Mer du Nord, au cours d'un programme de forage à partir d'une semisubmersible, et d'obtenir les différents angles de riser en treuillant l'appareil de forage sur ses chaînes d'ancres. L'endroit retenu pour cette expérimentation correspond au puits 16/7b-21, dans le secteur anglais, et l'appareil de forage était le "Ocean Benloyal". La profondeur d'eau était de 357 pieds (120 m ) . De facon à limiter les effets sur le programme de forage de tout dommage pouvant survenir à la tête de puits au cours des essais, les opérations ont été effectuées immédiatement après la cimentation du tube conducteur 30". La mise en place de la fausse tête de puits et du plot de ré-entrée a été effectuée en utilisant l'ensemble de connexions de riser comme un outil de descente et de manoeuvre. Une fois la fausse tête de puits bien installée, des plongeurs ont détaché toutes les lignes-guides qui ont été récupérées en surface et les opérations de ré-entrée et de déconnexion ont commencé. Une fois que les essais de ré-entrée ont été terminées de facon satisfaisante, l'ensemble de connexions de riser a été utilisé pour récupérer la fausse tête de puits et la ramener en surface. Des plongeurs ont alors réinstallé les lignes-guides et vérifié l'état de la tête de puits et l'appareil a repris ses activités normales de forage. 2.3
Résumé des essais Les essais ont consisté à effectuer un certain nombre de ré-entrées et de déconnexions en augmentant progressivement l'angle du riser. Les déconnexions étaient, soit du type "routine" ou du type "secours". L'angle du riser était obtenu par le déplacement de l'appareil de forage au moyen des treuils d'ancres et se lisait sur un indicateur monté sur le riser. Avant chaque mouvement, une marque était faite sur la chaîne et il en résultait qu'il était possible de ramener exactement l'appareil en position et d'amener le REH en vue des caméras de TV montées sur le RCP, ceci dans un minimum de temps. La ré-entrée se faisait en amenant l'appareil de forage au-dessus de la tête de puits et en utilisant, à la fois une télévision installée dans le tube et une télévision montée à l'extérieur pour voir le plot de ré-entrée. La télévision interne était équipée d'un éclairage intégré de 84 Watts. De facon à augmenter la portée de cet outil, deux projecteurs externes additionnels ont été fournis et montés sur la structure du RCP. Après chaque ré-entrée, les lumières de contrôle et la partie interne du riser étaient essayées individuellement pour vérifier l'étanchéité effective des joints et l'état général de l'équipement. L'appareil de forage était ensuite treuillé pour obtenir l'angle de riser voulu, la tension appropriée était appliquée au riser et le riser déconnecté du REH. 3.
RESULTATS DE LA PHASE 2
Aucune difficulté n'est apparue lors des essais d'atterrissage, de verrouillage et d'étanchéité entre le conduit principal et les lumières de contrôle du RCP et du REH. Cependant, on a constaté qu'il y avait eu
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quelques problèmes de contact sur les faces des lumières de contrôle. Un examen attentif du cône d'étanchéité du REH a montré que des contacts glissants avaient dû se produire avec le RCP au cours des premiers moments des retraits dans des conditions inclinées. La méthode de mise en place de l'appareil de forage consistant à utiliser les treuils des ancres était telle que la localisation d'une tête de puits située à distance ne faisait pas partie de ces essais. Comme les chaînes d'ancres étaient marquées à l'avance, les treuils d'ancres étaient capables de ramener le REH dans le champ de vue de la télévision dans tous les cas. La validité de l'utilisation d'une télévision intérieure au conduit principal en tant qu'outil de ré-entrée a été démontrée. Mais ceci seulement quand l'éclairage intégré a reçu l'aide d'un éclairage extérieur additionnel de 800 Watts. Il a été possible d'effectuer des ré-entrées de façon satisfaisante avec un compensateur de pilonnement au crochet verrouillé. L'indicateur de poids au crochet et les mesures effectuées sur la tension du tensionneur étaient appropriés à l'établissement de la valeur des charges et des tensions, malgré les valeurs relativement faibles des poids impliqués. Une surtension correspondant à 10 % du poids dans l'eau de l'ensemble du riser est considérée comme un optimum pour obtenir un bon décollage et pour empêcher le RCP de taper sur le fond de la mer. 4.
CONCLUSIONS
Le prototype des équipements REH/RCP existant peut être utilisé avec succès et de facon répété en mer jusqu'à un angle de riser de 12° au moment de la déconnexion. Il est évident que les surfaces du REH et du RCP sont partiellement en contact au cours des premiers moments de la déconnexion. Bien que ceci n'ait pas été suffisant pour empêcher une étanchéité correcte sur les lumières de contrôle, ce contact est indésirable et il est nécessaire de redessiner l'interfacer afin de l'empêcher. De plus, comme un certain nombre de développements SWOPS mettront en oeuvre la production combinée de deux têtes de puits sous-marines dans le futur, le nombre minimum de lumières hydrauliques requises pour le contrôle en toute sécurité d'un tel système sous-marin est 5 Au moment où l'on incorporera les modifications ci-dessus, il faudra saisir l'occasion pour faire passer le nombre de lumières de contrôle de 3 à 5. Ces modifications devront être appliquées aux équipements existants et, ensuite, soumis à des tests complémentaires à terre. Les essais seront analogues à ceux effectués dans la phase 1 ci-dessus et une attention particulière devra être portée à la méthode employée pour simuler le poids du RCP, de facon à ce que l'on reproduise aussi précisément que possible les conditions offshore. REFERENCE 1.
HEYWOOD P.T., (1984), Développement du SWOPS. Contract EEC TH/03.101/80.
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cardan
cylindres d'atterrissage en douceur ensemble de connexions de riser
plot de ré-entrée
fausse tête de puits
base de guidage permanent
FIGURE 1 - ESSAIS EN MER DES EQUIPEMENTS DU SYSTEME DE RE-ENTREE SWOPS
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(03.68/78) CONCEPTION D'UNE CHAINE DE PRODUCTION D'HUILE LOURDE ET VISQUEUSE (ROSPO MARE) R. COTTIN, E. GARLAND, J. MOURLEVAT Société Nationale ELF AQUITAINE (Production)
RESUME Le gisement de ROSPO MARE contient une huile extrêmement lourde, visqueuse et chargée en soufre, qui a nécessité l'étude de méthodes et équipements spécialement conçus en vue de son exploitation. Les analyses et tests du brut ont montré que sa teneur élevée en asphaltènes ne provoque pas de dépôts et colmatages importants, par suite de la dominante naphténique du complexe. Parmi les procédés de pompage envisagés, le pompage à longue course s'est révélé le plus intéressant car présentant un meilleur remplissage de la pompe de fond, une moindre fatigue des tiges et un moindre encombrement en surface. Un banc de mesure original a été construit, qui permet d'évaluer avec précision le coefficient de remplissage des pompes et est particulièrement utile dans le cas des fluides visqueux. L'étude des problèmes d'écoulements en surface a principalement porté sur le transport du brut sous forme émulsionnée. Les recherches en laboratoire et les essais sur une boucle de circulation semi-industrielle mirent en évidence qu'en créant des emulsions directes de l'huile dans l'eau, on arrive à des viscosités d'emulsion très inférieures à celle du brut anhydre. L'optimisation des moyens de séparation et de traitement a prouvé qu'on peut obtenir un dessalage satisfaisant du brut en utilisant un appareil électrostatique fonctionnant en température. Suite à ces travaux, une plate-forme expérimentale a été construite sur le site.
1. INTRODUCTION Le gisement de ROSPO MARE se trouve en offshore Adriatique, à une vingtaine de kilomètres de la côte italienne. A cet endroit, l'épaisseur d'eau moyenne atteint 75 m. Le réservoir, situé à une profondeur de 1.250 à 1.400 m, est constitué de calcaires fissurés et karstifiës, dont la porosité est très faible (de 1 à 3 %) et la perméabilité très élevé (de l'ordre de 50 Darcys). L'accumulation est importante (probablement supérieure â 100 millions de tonnes). Dès la découverte, réalisée en 1978 par l'association ELF AQUITAINE/AGIP, il apparut vite que les caractéristiques Inhabituelles du brut créeraient d'énormes difficultés d'exploitation et qu'il fallait concevoir des méthodes et équipements spécialement adaptés pour produire, traiter et évacuer l'huile, en essayant d'optimiser la chaîne de production qui va du fond des puits jusqu'aux raffineries.
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2. ANALYSE DD BRUT L'analyse détaillée du brut est donnée dans le Tableau 1. Il s'agit d'une huile napthéno-asphaltlque extrêmement lourde (IIs AFI) et très chargée en soufre (6 Z en poids). Sa viscosité est élevée (280 cSt dans les conditions de fond et 2.200 cSt en surface â 40"C). Sa valorisation en raffinerie doit passer par l'utilisation d'unités de craquage. En sortie de distillation primaire, la coupe essence légère ne représente que 1,75 Z en poids du brut et celle d'essence lourde 4 Z en poids du brut. Les coupes en kérosène et en gas oils sont plus riches mais exigent d'être désulfurées. Enfin le résidu (à 375°C), qui représente 72 Z en poids du brut, ne peut constituer, par suite de sa trop forte viscosité et de sa teneur élevée en soufre, qu'une base pour charge de craqueur ou fabrication de bitume. La valeur commerciale du brut de ROSPO MARE est donc des plus médiocres. 3. ETUDE DU RISQUE DE DEPOT D'ASPHALTENES Le brut de ROSPO MARE contient 17,3 Z en poids d'asphaltènes. Cette valeur élevée a fait craindre des risques graves de dépôts et de colmatages en cours de production. Un test a été effectué en laboratoire sur une mini-boucle de circulation avec une température moyenne de 40°C, une pression de 60 bars et une vitesse de 0,25 m/s. Après 7 heures de circulation, le poids du dépôt recueilli n'excédait pas 0,5 g/m3 ce qui est très faible. Ce résultat inattendu semble pouvoir s'expliquer par la nature chimique du brut, dont la dominante naphténique ne favorise pas la précipitation des asphaltènes. A titre de comparaison, notons que le brut d'HASSI MESSA0UD, qui ne contient que 0,5 Z d'asphaltènes, a donné des dépôts importants dans les tubings de production mais que ce brut, avec son gaz associé, a une composition moléculaire à majorité d'alcanes qui ont la propriété, surtout dans les termes C. à C ? , de provoquer les précipitations. Ceci tend à démontrer que le dépôt des asphaltènes n'est pas lié principalement à leur teneur mais davantage à la nature d'ensemble du complexe. Les essais prolongés sur les puits RSM 4, RSM 5 et RSM 6 de la plate-forme expérimentale ont confirmé ultérieurement ce pronostic : aucune trace de dépôt ou colmatage par asphaltènes n'a été observée. 4. RECHERCHES DE PROCEDES DE POMPAGE 4.1 Pompage centrifuge Avant d'aborder l'étude des pompes spéciales, il a semblé utile d'évaluer quel serait le rendement du pompage centrifuge de fond dans le cas d'une huile très visqueuse. La littérature consacrée à ce sujet est très restreinte. On y trouve des idées générales, mais rarement des valeurs quantifiées. C'est pourquoi des pompes centrifuges ont été systématiquement testées en Centre d'Essais, en faisant varier la viscosité de l'huile de 80 à 320 cSt, chaque viscosité étant ajustée en jouant sur la température du fluide. Les résultats des mesures, reportés sur la Figure 1, montrent que les courbes caractéristiques sont de plus en plus inclinées, et que les rendements s'effondrent, au fur et à mesure que la viscosité augmente. Le pompage centrifuge d'huiles visqueuses apparaît donc comme une gageure économique.
- 701 4.2 Pompage â longue course Le pompage à longue course est une amélioration du procédé classique de pompage aux tiges. Four un diamètre de tubing donné, si l'on veut assurer un bon remplissage de la pompe de fond par un brut visqueux, il faut diminuer la cadence de pompage. Pour maintenir un débit suffisant, il est nécessaire, en contre partie, d'accroître la course du piston. A l'amélioration du rendement par meilleur remplissage de la pompe de fond, le système à longue course ajoute d'autres avantages : une meilleure tenue à la fatigue du train de tiges et un moindre encombrement en surface, où l'unité classique à balancier est remplacée par une tourelle verticale. Ce dernier point est particulièrement apprécié en offshore où le m 2 de plate-forme coûte très cher. 4.3 Banc de mesure du coefficient de remplissage des pompes de fond Pour mesurer avec précision le coefficient de remplissage des pompes de fond, un banc d'essai original a été construit, dont le schéma de principe est représenté sur la Figure 2. La pompe de fond est placée dans une enceinte 7", haute de 15 m, disposée verticalement dans une fosse. Au-dessus de la fosse se trouve l'unité de pompage, reliée à la pompe par une tige polie. L'enceinte 7" est alimentée en huile. On peut faire varier la viscosité de l'huile par ajustement thermique, de façon à simuler divers types de bruts. On peut également faire varier la pression d'alimentation de l'huile, par réglage pneumatique, de façon à simuler diverses hauteurs de submergence. Un bouchon d'eau est intercalé entre l'huile et le gaz assurant le maintien de pression, pour éviter que le gaz ne se dissolve dans l'huile et n'en modifie inopinément la viscosité. Un compteur volumétrique, soigneusement étalonné, assure un comptage précis du débit d'alimentation en huile. Des capteurs renseignent de façon continue sur l'évolution des pressions sous la pompe et dans son cylindre. Le rendement volumétrique de la pompe est calculé en faisant le rapport entre le débit d'huile réel, mesuré par le compteur, et le débit théorique, qui est égal à la section du piston multipliée par sa course et la cadence de pompage. Les principaux tests furent réalisés en se plaçant dans des conditions voisines de celles de ROSPO MARE. Sur la Figure 3 est représentée la courbe de rendement pour une pompe de 2" 3/4, une course de 9,3 m, une pression de submergence de 7,8 bars et une viscosité de 350 cPo. On voit que le rendement volumétrique de la pompe reste toujours élevé et supérieur à 0,99 entre 1 et 5 coups/minute. A titre comparatif, on a inscrit, sur la même Figure 3, la courbe obtenue avec un gas oil léger, dans les mêmes conditions de pompage. Paradoxalement, les rendements atteints avec le gas oil sont nettement inférieurs à ceux obtenus précédemment avec le brut épais. Dans le cas du gas oil, les fuites entre piston et cylindre sont importantes aux faibles cadences et il se produit une vaporisation partielle aux cadences élevées, ce qui explique les chutes de rendement aux deux extrémités de la courbe. A noter qu'en phase de descente, le mouvement du piston se fait très difficilement pour les vitesses supérieures à 1,5 coups/minute. On en conclut qu'il serait nécessaire de prévoir des masses tiges au fond des puits en pompage pour éviter que les tiges inférieures ne travaillent en compression pendant le mouvement de descente.
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La grande efficacicë du pompage à longue course pour les huiles lourdes et visqueuses fut confirmée lors des essais sur le site de ROSPO MARE où le puits RSM 6 débita pendant plusieurs mois au rythme de 650 m 3 / j , sans problème mécanique et avec un rendement volumétrique élevé. 5. ETUDE DU TRANSPORT DU BRUT SOUS FORME EMULSIONNEE 5.1 Etude statique d'une emulsion directe La solution envisagée consiste à créer une emulsion directe "huile de ROSPO MARE dispersée dans eau de mer", dont la viscosité serait très inférieure à celle du brut anhydre. Mais il s'avère que, contrairement aux emulsions indirectes qui sont généralement tenaces, les emulsions directes ne peuvent garder leur stabilité sans l'aide d'un tensio-actif et d'un brassage mécanique, d'où la difficulté du projet. On voit sur la Figure 4 que la viscosité des emulsions directes créées en laboratoire chute fortement quand le pourcentage d ' eau augmente et qu'en même temps l'effet de la température est moins prononcé. A 20°C et avec un rapport huile/eau de 60/40, la viscosité de 1'emulsion est abaissée aux alentours de 40 cPo, contre 20.000 à la même température pour le brut anhydre. Le gain d'énergie ainsi réalisé dans les installations de pompage en surface pourrait atteindre le rapport de 1/250, ce qui est énorme. 5.2 Etude dynamique du comportement des emulsions directes Des essais furent réalisés sur des lignes semi-industrielles de 2" et 4" ayant des longueurs respectives de 500 et 100 m. Ces essais confirmèrent les valeurs statiques obtenues précédemment. Comme on le voit sur la Figure 5, le facteur de réduction de viscosité, à 50°C, varie de 100 pour les faibles teneurs en eau (33 Z) à 200 pour les teneurs élevées (50 Z ) . Les essais furent répétés en faisant varier la vitesse de cisaillement. 11 apparut que ce paramètre n'a qu'un effet très secondaire sur la réduction des pertes de charge, le facteur dominant étant la teneur en eau. On étudia également l'influence de la nature de l'émulsifiant et de sa concentration. C'est surtout au redémarrage, après arrêt de la circulation, que l'émulsifiant joue un rSle essentiel. Le produit le plus efficace retenu au cours des essais est l'OCTARON PS80 de SEPP1C, mélangé au brut dans la proportion d'environ 1.000 ppm. Avec ce produit, l'eau de mer a fourni des emulsions plus stables que l'eau douce. Enfin, le passage de la ligne de 2" à celle de 4" n'a pas modifié sensiblement le comportement de la dispersion. On peut raisonnablement estimer qu'a condition de rester en régime turbulent, le diamètre de la conduite et le débit influent peu sur la viscosité apparente de 1'emulsion. 6. ETUDE DES PROBLEMES DE SEPARATION, DE TRAITEMENT ET DE DESSALAGE 6.1 Décantation en bac de stockage La vitesse de décantation des gouttelettes d'eau dans un brut émulsionné est proportionnelle à l'indice de mobilité (fE - pH)/juH. Or, dans le cas d'un brut lourd et visqueux comme celui de ROSPO MARE, cet indice est plusieurs centaines de fois supérieur à celui
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d'un cas classique. Il est en outre très sensible à la température et à la nature de l'eau d'emulsion. Les mesures de laboratoire montrèrent qu'au-dessous de 50°C, il est pratiquement impossible de déshydrater le brut de ROSPO MARE, quelque soit le désémulsifiant utilisé, alors qu'aux températures supérieures cela devient possible, moyennant un temps de stockage suffisamment long (voir Figure 6). Parmi les désémulsifiants testés, le RP939 de PETROLITE s'avéra le plus efficace. La grande viscosité de l'huile oblige à y mélanger le désémulsifiant de façon très homogène pour que celui-ci opère correctement. 6.2 Décantation en wash tank Des essais furent effectués sur une unité pilote simulant le fonctionnement d'un wash tank. Ces essais mirent en évidence que pour obtenir une huile répondant aux spécifications commerciales (moins de 0,3 % d'eau résiduelle dans le cas présent), il faudrait opérer à haute température (100°C) avec un temps de séjour très long (plus de 2 h 30). 6.3 Dessalage électrique L'unité pilote utilisée dans cette étude était la même que la précédente, avec une cellule équipée dans sa partie supérieure, de deux électrodes entre lesquelles était appliquée une tension alternative de 12.000 V (1.000 V/cm). Les résultats ont montré qu'en dessous de 75 min de rétention, le régime n'est pas stable (création d'arcs électriques) et qu'au-delà, le champ électrique améliore sensiblement les performances du dessaleur. Pour obtenir les spécifications commerciales sur le brut non lavé à l'eau douce, le temps de séjour à 100°C demeure cependant élevé :. environ 135 min. Des expériences complémentaires comportant un lavage à l'eau douce permirent de réduire la salinité résiduelle du brut mais au prix de difficultés supplémentaires dans la déshydratation (la densité moindre de l'eau douce abaisse l'indice de mobilité). 6.4 Déshuilage des eaux de rejet Les contraintes d'environnement de ROSPO MARE exigent que les eaux de rejet y soient traitées soigneusement. Des tests de déshuilage par floculation opérés avec du SOFRALOC S018 sur les eaux issues du pilote de dessalage ont abaissé la teneur en huile de 290 mg/1 à 40 mg/1. Des essais de déshuilage par décantation suivie de flottation ont permis d'atteindre les normes MARPOL (moins de 15 mg/1). Le traitement des eaux de rejet de ROSPO MARE ne présente donc pas de difficultés majeures. A noter cependant, que les temps de séjour minimaux dans le décanteur (30 min) et dans le flottateur (5 min) sont supérieurs à ceux nécessaires dans le cas des eaux issues du traitement des bruts classiques. 7. CONCLUSIONS Les études décrites succinctement dans cette communication, ont permis de vaincre les septicismes relatifs à la mise en exploitation en offshore d'une huile extrêmement lourde et visqueuse contenue dans un réservoir particulièrement difficile tel que ROSPOMAEE.
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TABLEAU 1 - CARACTERISTIQUES DU BRUT DE ROSPO MARE MASSE VOLUMIQUE A 15° C VISCOSITE CINEMATIQUE A 40° C A 50° C A 70° C POINT D'ECOULEMENT TENEUR EN SOUFRE TOTAL TENEUR EN MERCAPTANS TENEUR EN H 2 S TENEUR EN H 2 S POTENTIEL TENEUR DE VAPEUR REID TENEUR EN PARAFFINES (MIBK) -30° C TENEUR EN ASPHALTENES TENEUR EN CHLORURES TENEUR EN CENDRES TENEUR EN EAU PAR DISTILLATION TENEUR EN EAU ET SEDIMENTS (BSW) TENEUR EN METAUX Ni
V
ACIDITE MINERALE ACIDITE ORGANIQUE TENEUR EN HYDROCARBURES LEGERS (CHROMATOGRAPHIE GAZ) ETHANE PROPANE ISO-BUTANE NORMAL BUTANE ISO-PENTANE NORMAL PENTANE
kg/m3 ° API
cSt cSt cSt
° C % poids t poids % poids mg/1
bar
% poids % poids mg de NaCl/1 % poids % volume % volume
ppm
mg de KOH/g mg de KOH/g % poids
993
10,91 2 200 1 021
277
+ 6 6,05 0,0512 inf. à 0,0003
176
0,020 2,10 17,30
974
0,38 2,40
5,8 15 130
nulle 0,50 traces 0,03 0,05 0,20 0,22 0,40
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POMPAGE CENTRIFUGE COURBES CARACTERISTIQUES
705
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PRINCIPE DU BANC DE MESURE DU RENDEMENT VOLUMETRICHE DES POMPES
POUR DIFFERENTES VISCOSITES tippofit cadtnct N
FIGURE 1
MESURES DE RENDEMENT VOLUMETRICQUE 1,00
FIGURE 3
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FACTEUR DE REDUCTION DE LA VISCOSITE 500
T
T
VISCOSITE DES EMULSIONS DIRECTES BRUT ROSPO MARE/EAU DE MER 10.000-
1.000-
teneur an emuliifiant : 1000 ppm 100-
viten* de ciiaillement : a 25 S"' o 47 S ' » 59 S-'
10
teneur en eau, % 20
I
30
L
40
FIGURE 5 DECANTATION DU BRUT DE ROSPO MARE
5 10 temps de rétention, jours FIGURE 6
15
50
'426709 709
