Elgin-Franklin (gisement)

Elgin-Franklin est un champ de gaz producteur de gaz à condensats situé en mer du Nord, à environ 240 km à l'est d'Aberdeen.
Découvert et exploré dans les années 1985-1991, il fait depuis l'objet d'une exploitation par trois plates-formes offshore, et une quatrième plate-forme est envisagée[1].
Ce champ présente des particularités extrêmes ; Il fait partie des champs dits « HP/HT »[2], c'est-à-dire « haute pression/haute température »[3] en raison de conditions inhabituellement rencontrées dans le monde pétrolier ; profondeur de 6 100 mètres, température de 197 à plus de 200 °C et pression de 1 155 bars[4],[5].
Ce champ gazier produit un gaz riche en H2S, très acide et hautement corrosif (« Sour and Acid Gas »[6]), qui doit faire l'objet d'une désulfuration[6] sur place. Ce gaz contient aussi de la paraffine et, parmi divers contaminants métalliques, du mercure, ainsi que du plomb et du zinc (qui quand le gaz refroidit ou est détendu cristallisent en sulfure source d’un « tartre exotique » qui peut bloquer des vannes et qui est particulièrement difficile à nettoyer)[7].

Elgin-Franklin
Présentation
Coordonnées 57° 10′ 00″ nord, 2° 00′ 00″ est
Pays Royaume-Uni
Exploitant Total
Co-exploitants Eni, BG Group, GDF Suez, E.ON, ExxonMobil, Chevron, Dyas, Oranje-Nassau
Historique
Découverte 1985-1991
Début de la production 2001
Géolocalisation sur la carte : mer du Nord

Capacité de production, production

La « capacité de pointe » de la totalité du champ d'Elgin/Franklin a été estimée à 280 000 bep/j (barils équivalent pétrole par jour) ; répartie en 175 000 barils par jour de condensats d'une part, et 15,5 millions de mètres cubes de gaz par jour d'autre part.

Fin 2011, Les champs d'Elgin et de Franklin (gisement de West Franklin inclus) produisaient en moyenne 140 000 bep/j[8]. Ce chiffre peut être comparé à la production moyenne du groupe Total au Royaume-Uni de 169 000 bep/j[9] (cette même fin d'année 2011) ; la seconde zone la plus productrice pour Total au Royaume-Uni étant le champ d'Alwyn situé plus au nord, en mer du Nord[9].

La fuite accidentelle de 2012 a causé une diminution de production pour Total au Royaume-Uni, de 230 000 bep/jour en moins[10].

Rappel : 1 baril = 159 litres

Dénominations des réservoirs et du champ
  • Le nom « Franklin » a été donné au réservoir qu'il dénomme par la compagnie Ultramar qui l'a découvert en 1985. Il fait référence à l’explorateur anglais Sir John Franklin ;
  • Le nom d’ « Elgin » a été associé au second champ par Elf Aquitaine ; il vient de la ville écossaise d’Elgin, située à la même latitude ;
  • Le champ satellite de « Glenelg » est ainsi nommé d’après la ville écossaise de Glenelg (Highland).

Caractéristiques géologiques

Ce « champ »[11] gazier est en fait constitué de deux « gisements[12]» adjacents (dits « Elgin » et « Franklin ») et d'un troisième champ « périphérique » a priori moins important[13].

Le centre de chacun de ces trois réservoirs n’est séparé que de quelques kilomètres des autres.

Les trois réservoirs aujourd'hui exploités sont :

  • Le réservoir de Franklin (principal réservoir de ce gisement) date de l'Oxfordien (160 millions d'années). Il est situé à 5 500 mètres de profondeur. Le gaz y est piégé dans un grès à 20 % de porosité. Il représente une réserve de 21 milliards de mètres cubes de gaz, et 12 millions de tonnes de condensats de pétrole[14] ;
  • Le réservoir Elgin, découvert en 1991, date de la même période. Il est divisé par des failles. Il représente une réserve de 18 milliards de mètres cubes de gaz, et 18 millions de tonnes de condensats de pétrole[14] ;
  • Le réservoir de Glenelg .

L'ensemble du champ est en surpression par rapport aux pressions - déjà élevées - normalement enregistrées à cette profondeur (environ 500 bars en excès[13]).

Origine géologique des hydrocarbures d'Elgin

Les hydrocarbures gazeux de ce champ proviennent probablement d'hydrocarbures présents dans des schistes et charbons situés sous le gisement. Ces hydrocarbures se sont probablement formés à partir de sédiments qui se sont accumulés au Jurassique moyen et au supérieur[13].

Lors de la formation du rift de la mer du Nord, et du graben central de la mer du Nord (Graben inversé, propice à la formation de pétrole et gaz), alors que le fond marin s'enfonçait, ces hydrocarbures ont été peu à peu piégés par des schistes du Jurassique supérieur et des marnes du Crétacé inférieur[13].

Exploitation

Cadre légal

L'exploitation se fait en Zone OSPAR, en Europe et au Royaume-Uni. Elle doit donc respecter le droit international (ex : Droit du travail, Droit de la mer, Convention OSPAR, etc.), le droit européen et disposer des autorisations imposées par la législation anglaise (EIA Regulations, qui implique notamment une évaluation environnementale des risques dans le cadre de l'étude d'impact préalable à l'autorisation, dans le cadre de l' Offshore Petroleum Production and Pipe-lines regulation [15]. Au Royaume-Uni l'évaluation se fait par champ gazier ou pétrolier, chacun devant faire l'objet d'un « Plan de développement de champ » ("field development plan" ou FDP portant notamment sur la construction et gestion des infrastructures matérielles telles que plate-forme, pipe-line, gazoduc, etc.) [16]. Une législation particulière porte sur les installations de combustion ou incinération en mer[17] et toute autre source de combustion (moteurs, turbines…)[18] ; hors-torchage, lequel fait l'objet de recommandations[19]). L'exploitant doit évaluer et limiter les émissions de certains polluants[20]. Ces données sont disponibles pour le public dans le cadre de la convention d'Aarhus et des directives européennes qui les déclinent.

Préparation de l'exploitation

Dans les conditions extrêmes de ce gisement, en profondeur, la plupart des capteurs habituellement utilisés lors du forage deviennent inutilisables.

La partie profonde des forages se fait donc en aveugle. Les responsables des forages sont guidés par un programme informatique créé sur la base de modèles eux-mêmes « calés » sur les carottages et sondages et les données de prospection sismique. Ils sont aussi informés sur les couches géologiques traversées par l'analyse des boues remontant dans le puits. Les puits doivent aussi résister aux variations de pression rencontrées au passage de certaines couches imperméables profondes, ce que permet une bonne gestion des boues de forage.

  • Modélisation : Des modèles géochimiques, géomécaniques et géologiques spécifiques ont été nécessaires pour préparer l'exploration puis l'exploitation de ce champ profond. Ils visaient à mieux comprendre les caractéristiques géophysiques, géochimiques de ce champ[21] très complexe et faillé, afin notamment de mieux prévoir le comportement des réservoirs face à la redistribution des contraintes à l'intérieur et autour du réservoir, en tenant compte des glissements de faille réactivés associés, et afin de garantir l'intégrité des tubages de puits[22]. Ils visaient aussi à évaluer la fluidité des condensats et leur cinétique en approchant les propriétés rhéologiques et de rétention de la « roche magasin »[21]. Ils visaient aussi à comprendre comment le gaz s'y est peu à peu accumulé, et quelle était sa genèse (l'hypothèse retenue est qu'il proviendrait du craquage in situ de charbon ou pétrole antérieurement formé puis exposé à de fortes pressions et températures[21], car une composition inattendue du gaz avait été révélée par les premiers sondages[21] (explications données dans le paragraphe consacré à la géologie du gisement)
  • Assistance informatique : Les opérations de forage ont été préparées et assistées par un programme informatique spécialement conçu ;
  • Fluide de forage : Un « boue synthétique de forage » spéciale a été spécialement créée pour ce champ gazier[23]. Les caractéristiques rhéologiques de ce fluide de forage devaient en effet être adaptées aux pressions et températures inhabituellement élevées dans les forages (en profondeur).
    Ce fluide (« n-alkane synthetic-base mud ou SBM ») a été testé en laboratoire avant d'être utilisé. C'est une sorte de gel d'eau saturé en formiate de césium) conçu pour rester stable à haute température, sous différentes pressions. Il est aussi conçu pour supporter de brusques variations de pression ou de température, et pour rester apte à toujours contenir la tendance à l'affaissement du substrat de barytine même lors d’arrêts du forage ; sans provoquer de surpression (ERC) risquant d’endommager les parois du conduit foré dans la roche[23],[24],[25].
  • Sécurité : La Conception et la fabrication des vannes d'arrêt d'urgence (ESDVs), les plus grosses jamais faites au monde, a pris près de cinq ans et il a fallu rapidement mettre au point un système de désentartrage, en raison de la formation d’un « tartre exotique » riche en zinc et en plomb, cristallisant sous forme de sulfures, là où l’on attendait du carbonate de calcium ou des cristallisations de NaCl plus faciles à gérer. Un puits a néanmoins dû être provisoirement fermé en raison d’une vanne de sécurité endommagée par ce tartre[7].

Opérations de forage

L'installation du forage d'Elgin a débuté en 1997[26]. La production d’abord prévue en 2000 a finalement débuté en 2001[13]. Le temps de forage d'un puits dans cette zone dépasse généralement 6 mois. Straight From the Expert - Eric Cassé (Interview with Eric Cassé. Drilling & Well Operations Manager, Europe/Americas/Central Asia. Consulté), publié sur Yout tube le par Total-Elgin.

Conformément aux prévisions des modèles informatiques, la pression durant les opérations de forage a varié de 650 bars à 1 100 bars[27] à partir d’une zone de transition, assez fine, située à la base du Crétacé supérieur[23].

Les forages se sont cependant bien déroulés, grâce notamment au fluide de forage qui a joué un rôle-clé[23].

les 10 premiers puits ont ainsi été forés à partir de la plate-forme d'Elgin, cinq drainant les hydrocarbures du champ d'Elgin, et cinq autres drainant le champ de Franklin[23]. Ces puits ont été forés à près de 6 000 mètres (le gisement est accessible à partir de 5 750 m pour le gisement West-Franklin selon Total[28]) et avec un angle compris entre 0 et 37°, terminés avec 30 jours d'avance sur le programme[23].

Production

La production nominale est de 5.5 millions de mètres cubes de gaz et 9 000 tonnes de condensats par jour pour Elgin et 7 millions de mètres cubes de gaz et 6 000 tonnes de condensats par jour pour Franklin.

Les acteurs (propriétaires et/ou exploitants)

Ce champ gazier est exploité par un consortium :

CompagniesparticipationNotes ou remarques
Total via Elf puis sa filiale Total E&P UK Ltd35,78 % initialement (passé à 46,2 %*)Total est l'opérateur[29] sur site (anciennement Elf).
Il est le propriétaire majoritaire via l'EFOG (Elgin Franklin Oil & Gas), coentreprise créée pour exploiter le champ Elgin-Franklin.
ENI21,87 %
BG Group14,11 %
GDF Suez10,39 %via l'EFOG
E.ON Ruhrgas5,2 %
ExxonMobil 4,375 %
Chevron3,9 %anciennement Texaco
Dyas UK Limited2,1875 %
Oranje-Nassau (U.K.) Limited2,1875 %
  • E.F. Oil and Gas Limited (EFOG) était une compagnie détenue à 77,5 % par Elf Exploration UK Limited et à 22,5 % par GDF Suez. Depuis Total a pris le contrôle de la totalité d'EFOG en achetant (590 millions d'euros) la participation de GDF Suez dans les champs d'Elgin et Franklin[8]. Total, via l'EFOG qu'il détient maintenant à 100 % possède donc en 2012 46,2 % des parts de ce champ gazier.

Infrastructures techniques

L’ensemble de ces trois champs forment le plus grand projet réalisé dans le monde d’exploitation profonde[26] et le projet le plus couteux offshore réalisé depuis 20 ans sur le plateau continental anglais »[30].

Deux plates-formes ancrées à 93 mètres au-dessus du fond marin (soit 2 m de plus que la hauteur du 1er étage de la Tour Eiffel) exploitent ces deux premiers champs. La plate forme d'Elgin est elle-même directement reliée à une troisième plate-forme, véritable usine offhsore (dite « PUQ » ), plus grosse et lourde que les plates-formes. Elle est dédiée au raffinage du gaz et des condensats de gaz[31]. Cette usine dispose d’une capacité de 97 lits[32]. Elle est équipée de 4 canots de sauvetage pouvant accueillir chacun 42 personnes[32].

Fuite de gaz de mars 2012

Une fuite de très grand débit s'est déclarée le sur une plate-forme de production appartenant à la société Total, qui prend la décision d'évacuer la plate-forme le jour même[33]. La fuite génère un nuage d'hydrocarbures visible à plus de 10 km, et la société Shell fait évacuer partiellement sa plateforme Shearwater située à 6,5 km[34],[35].

Prospective

Une seconde phase d'exploitation est prévue par le consortium pour le sous-réservoir “West Franklin”. Elle inclut 3 puits supplémentaires et une nouvelle plate-forme offshore, selon un Plan "West Franklin Phase II development" approuvé en . Ce plan prévoyait un début de production « espéré » fin 2013)[36].

Quelques centaines de mètres plus bas, à plus de 6 000 mètres de profondeur, d’autres hydrocarbures « non conventionnels » pourraient être présents, à des « températures proches de 300 °C et des pressions de plus de 1 500 bars qui nécessitent le développement de nouvelles techniques et outils de forage et la qualification de nouveaux matériaux pouvant supporter l’enfer des puits profonds sur de longues périodes de temps ». Total a présenté les champs d'hydrocarbures offshore de la mer du Nord comme un lieu de R&D qui servira au développement potentiel d'autres champs profonds découverts par l'entreprise (Victoria en mer du nord, Incahuasi et Itau en Bolivie, et Maharaja Lela/Jamalulalam à Brunei) [37].

Références
  1. Offshore Technology, Offshore Field, North Sea, United Kingdom ; Key Data
  2. Une référence HP/HT en mer du Nord « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive)
  3. (en) ELGIN/FRANKLIN: 5 YEARS ON « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive)
  4. (en) Offshore Technology, Projet Elgin-Franklin
  5. Total, Elgin/Franklin, une réalisation d'exception
  6. Total, Page consacrée aux gaz acides et sulfurés (Sour and Acid Gas) et aux moyens de désulfuration utilisés par Total (en anglais), consulté 2012-04-15
  7. K. Orski, B. Grimbert, C. Menezes & E. Quin (2007), Fighting Lead and Zinc Sulphide Scales on a North Sea HP/HT Field ; Total E&P UK Ltd. ; European Formation Damage Conference, 30 May-1 June 2007, Scheveningen, Pays-Bas ; (ISBN 978-1-55563-160-4) Society of Petroleum Engineer (résumé) ; « Lead and zinc sulphides had not been predicted during the initial scaling studies. While several publications mention these on HP/HT fields, little information is available on downhole inhibitor squeeze ».
  8. L'Express/Votre argent, otal: prend le contrôle de la totalité du capital d'EFOG ; 2011-12-06, Cercle Finance
  9. Total, Total en mer du Nord, consulté 2012-04-15
  10. MPE-Média Paris ; le site des matières premières et de l’Énergie, Total/Elgin : 230 000 bep/jour en moins
  11. Dans le domaine pétrolier et gazier, un « champ » désigne une « aire géographique comprenant un groupe de gisements pétroliers caractérisés par une infrastructure semblable » ; Source : Industrie Canada, Glossaire canadien des termes du pétrole et du gaz « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive))
  12. Un « gisement de gaz » est un gisement contenant des composants d’hydrocarbures principalement à l’état gazeux monophasique. (définition canadienne légale provisoire de 2007 ; source : Ébauche pour consultation avec les parties prenantes – le 5 avril 2007 ; Ébauche d’un Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada, (consulté : 2012-04-09)
  13. J. LASOCKI, J. M. GUEMENE A. HEDAYATI, C. LEGORJUS & W. M. PAGE, « The Elgin and Franklin fields: UK Blocks 22/30c, 22/30b and 29/5b » ; Petroleum Geology Conferences ; doi: 10.1144/0051007 Geological Society, London, Petroleum Geology Conference series January 1, 1999, v. 5, p. 1007-1020 résumé « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive)
  14. « ELGIN FIELD – FACTS & FIGURES », Total E&P U.K.
  15. Gouvernement anglais, DECC, Offshore Petroleum Production and Pipe-lines regulation, consulté 2012-04-15. Voir aussi Oil & Gas Publications « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive) (Guidance notes on the Offshore Petroleum Production and Pipelines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 ; publié 2009-08-10 ; PDF, 1108.82Kb ), consulté 2012-04-15
  16. Gouvernement anglais, DECC, ; Alignment of the internal administrative processes Statutory basis for processes « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive), consulté 2012-04-15
  17. The Offshore Combustion Installations (Prevention and Control of Pollution) ; Regulations 2001 ; 2001 No. 1091, Légalisation anglaise concernant les installations de combustion en mer (Prévention et contrôle de la pollution), consulté 2012-04-15
  18. Dans le droit anglais, la notion d' « installation de combustion » désigne « tout dispositif technique dans lequel les combustibles sont oxydés pour utiliser la chaleur ainsi produite, ce qui comprend les turbines à gaz, les moteurs diesel et à essence et autres équipements reliés à un tel dispositif sur une plate-forme et qui pourraient avoir un effet sur les émissions de ce dispositif ou qui, autrement, pourraient donner lieu à une pollution, mais cette notion ne comprend pas les appareils dont l'utilisation principale est l'élimination de gaz par torchage ou incinération »
  19. Gouvernement anglais, DECC, Guidance on applications for flaring and venting consent
  20. Principales substances polluantes à suivre, pour l'air et pour l'eau (SO2, et autres composés soufrés, NOx et autres composés azotés, CO, [composés organiques volatils|COV] dont méthane), métaux et composés métalliques, poussière, fibres d'amiante, chlore et composés chlorés, fluor et composés fluorés, arsenic et composés arséniés, cyanures et "substances et préparations capables d'être aéroportées et classées comme CMR (cancérigènes, mutagènes ou reprotoxiques)". Pour l'eau il s'agit des composés organohalogénés ou des molécules pouvant initier leur formation dans l'eau, des composés organophosphorés, des composés organiques de l'étain, des CMR ou substance ou préparation susceptible de le devenir dans le milieu aquatique ; des hydrocarbures et polluants organiques persistants, des cyanures, des métaux et leurs composés; de l'arsenic et ses composés; des biocides; des MES (matière en suspension, des eutrophisants (nitrates, phosphates…), et produits défavorables au bilan d'oxygène (mesure : Demande biologique en oxygène ou Demande chimique en oxygène)
  21. Vandenbroucke, M., F. Behar and J. L. Rudkiewicz, 1999, Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) : Organic Geochemistry, v. 30, p. 1105-1125
  22. (en) S. De Gennaro, A. Onaisi, A. Grandi et L. Ben-Brahim, « 4D reservoir geomechanics: a case study from the HP/HT reservoirs of the Elgin and Franklin fields », First Break, vol. 26, no 12,‎ (ISSN 0263-5046 et 1365-2397, DOI 10.3997/1365-2397.2008019, lire en ligne, consulté le ).
  23. B.L. Fitzgerald, A.J. McCourt (Baroid Drilling Fluids) ; M. Brangetto (ELF Exploration UK plc), “Drilling Fluid Plays Key Role in Developing the Extreme HTHP, Elgin/Franklin Field” ; Society of Petroleum Engineers Doi:10.2118/59188-MS ; Conference Paper : IADC/SPE Drilling Conference, 23-25 February 2000, New Orleans, Louisiana ; (ISBN 978-1-55563-353-0) (résumé)
  24. Offshore Technology, Elgin-Franklin, consulté 2011-11-21
  25. Elgin Franklin développent in the UK North Sea
  26. Martial Brangetto & al., Caesium formate brines used as workover, suspension fluids in HPHT field development . ; Down Hole Fluids, May/June 2007, PDF, 4 pages, article basé sur une présentation faite à l’ IADC World Drilling 2007, 13 et 14 juin 2007, Paris
  27. présentation par Total « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive) de ses activités à Elgin
  28. Description du gisement « West Franklin » par Total « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive)
  29. Total, Activités de Total sur le gisement Elgin Franklin
  30. Total, Présentation du central Graben « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive) en anglais, consulté 2012-04-08
  31. les condensats remontés avec le gaz et/ou produits par sa décompression sont aussi dénommés « Pétrole léger » (expression qui désigne tout pétrole liquide ayant une faible densité, et caractérisé par un écoulement facile à température ambiante selon le glossaire d'Industrie Canada ; Glossaire canadien des termes du pétrole et du gaz « Copie archivée » (version du 6 août 2018 sur l'Internet Archive)
  32. Total, Descriptif technique Elgin / Franklin Facts & Figures, consulté 2012-04-09
  33. Total Shuts Down Elgin/Franklin Platform after Gas Leak
  34. Fuite de gaz en mer du Nord : Shell évacue partiellement deux sites
  35. Gas cloud encircles Total's Elgin-Franklin platform
  36. Offshore-technology, Elgin-Franklin Offshore Field, North Sea, United Kingdom ; Données-clé (en anglais) ; Voir fin de l'article, consulté 2012-04-09
  37. Total, Deeply-Buried Reservoirs, consulté 2012-04-09

Voir aussi

Bibliographie

Articles connexes

Liens externes
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