Exposé HSE [PDF]

Zitiervorschau

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE UNIVERSITE M’HAMED BOUGARA FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE DEPARTEMENT : GISEMENTS MINIERS ET PETROLIERS Filière : Hydrocarbures Spécialité : Forage des Puits des Hydrocarbures

Module :

HSE

Thème : les activités du forage offshore Réalisé par : ADIM Azeddine.

[email protected]

Bouchicha abdelkarim walid

[email protected]

Akrong joseph

[email protected]

Group : MAFP16

Enseignent responsable du module : Mme. Briki Meryem

[email protected]

Année Universitaire : 2020 – 2021

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CONTENTS 2

TNTRODUCTON ...................................................................................................................................................................... 4

3

CADRE RÉGLEMENTAIREA ................................................................................................................................................. 5 3.1

Une organisation de la lutte contre les pollutions élaborée au fil du temps et des accidents majeurs ............................... 5

3.2

Un droit européen en cours de restructuration ................................................................................................................... 5

3.3

LES TEXTES APPLICABLES ......................................................................................................................................... 6

3.3.1

A terre ou en mer territoriale .................................................................................................................................... 6

3.3.2

Sur le plateau continental .......................................................................................................................................... 6

3.4

Le titre Forage du RGIE .................................................................................................................................................... 6

3.5

CADRE NORMATIF........................................................................................................................................................ 7

3.5.1

GÉNÉRALITÉS ....................................................................................................................................................... 7

3.5.2

RÉFÉRENCE AUX NORMES DANS LES RÉGLEMENTATIONS ..................................................................... 7

3.5.3 RECENSEMENT DES PRINCIPALES NORMES EN LIEN AVEC L’EXPLORATION ET L’EXPLOITATION DES HYDROCARBURE .......................................................................................................................................................... 7 4

Présentation de l’activité de forage offshore .............................................................................................................................. 9 4.1

Généralité .......................................................................................................................................................................... 9

4.2

La sismique marine ......................................................................................................................................................... 10

4.2.1

Description.............................................................................................................................................................. 10

4.2.2

Risques et impacts potentiels .................................................................................................................................. 11

4.2.3

Mesures de mitigation............................................................................................................................................. 11

4.3

5

4.3.1

Description.............................................................................................................................................................. 11

4.3.2

Les risques et impacts liés aux forages : de l’exploration au démantèlement ......................................................... 13

4.3.3

Mesures de mitigation............................................................................................................................................. 14

RISQUES DES ERUPTIONS DE PUITS ............................................................................................................................... 15 5.1

Les éruptions ................................................................................................................................................................... 15

5.2

Les barrières de sécurité d’un puits ................................................................................................................................. 15

5.3

Les cause d’une venue ..................................................................................................................................................... 15

5.4

Les raisons possibles d’un contrôle de venue inopérant .................................................................................................. 16

5.5

Evaluation des risques ..................................................................................................................................................... 16

5.6

RETOUR D’EXPERIENCE DE QUELQUES CAS RECENTS D’ERUPTIONS DE PUITS ....................................... 17

5.6.1

RESUME ................................................................................................................................................................ 18

5.6.2

L’ACCIDENT, SON DEROULEMENT, SES EFFETS ET SES CONSEQUENCES .......................................... 18

5.6.3

Causes de l’accident ............................................................................................................................................... 18

5.7 6

7

Les forages pétroliers en milieu marin et le démantèlement des infrastructures ............................................................. 11

Les enseignements et les mesures de sécurité ................................................................................................................. 19

Proposition des mesures préventive ........................................................................................................................................ 20 6.1

Une nécessaire refonte du cadre général de l’action........................................................................................................ 20

6.2

Le cycle de vie des plateformes ....................................................................................................................................... 21

Conclusion ................................................................................................................................................................................ 21

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Liste des figures Figure 01 : Sélection des textes normatifs les plus souvent référencés dans le domaine de l’exploration-production pétrolière .......................................................................................................................................................................... 8 Figure 02 : Étapes des activités d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures en milieu terrestre......................... 9 Figure 03 : Le cycle de vie de l’exploration et de l’exploitation des hydrocarbures en milieu marin. ........................... 10 Figure 04 : Levés sismiques en milieu marin. Un navire remorque les sources suivies des flutes sismiques. ............... 10 Figure 05 : Différents équipements utilisés en milieu marin pour le forage (adapté de Corbeil et Archambault, 1992). ........................................................................................................................................................................................ 12 Figure 06 : Principales étapes opérationnelles et flux pendant les forages exploratoires en milieu marin................... 13 Figure 07 : Principaux rejets de l’activité d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures en en milieu marin ....... 14 Figure 08 : Synthèse des principaux scénarios d’éruption en cours de forage mis en évidence par l’accidentologie. Le phénomène généré peut être un phénomène dangereux (PhD), c’est-à-dire pouvant potentiellement atteindre des enjeux humains ou un phénomène impactant. .............................................................................................................. 16 Figure 09 : Fréquences d’éruptions pour différentes phases de la vie d’un puits offshore, pour 1000 puits foré, pour 1000 opérations ou pour 1000 ans selon les phases considérées. ................................................................................. 17 Figure 10 : Fréquences d’éruptions pour différentes phases de la vie d’un puits offshore, pour 1000 puits forés, pour 1000 opérations ou pour 1000 ans selon les phases considérées. ................................................................................. 17

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1

INTRODUCTON

Qu’est-ce que l’offshore ? Ce sont les activités qui permettent l’exploitation des équipements installés en pleine mer : plateformes pétrolières et gazières, plateformes de production d’hydrocarbures, champs éoliens... Ces activités sont le remorquage, l’installation et la maintenance de ces équipements, leur approvisionnement (matériel divers, nourriture), le transport de leurs personnels et leur sécurité ainsi que la lutte anti-pollution. Ces activités sont assurées : • Pour les projets offshores profonds, par des navires spécialisés comme les PSV (ravitaillement), les AHTS (remorquage et ancrage), les MPSV équipés de robots sous-marins (forage, entretien, réparations), les FSIV (navires rapides), les navires de personnel et les navires de sauvetage (voir détails plus bas). • Pour les projets côtiers, par des navires spécialisés (Workboat ou navires de types Multicat). Ces secteurs se sont beaucoup développés durant les 20 dernières années, en raison de la hausse du nombre de gisements offshore d’hydrocarbures exploités. Cependant, l’exploration offshore est une activité qui dépend grandement du prix du pétrole. Lorsque le prix du pétrole est élevé, l’exploitation offshore est rentable ; mais en dessous de 50 dollars le baril, les compagnies pétrolières sont moins enclines à investir dans l’exploration-production. Des gisements étant disponibles en grande profondeur, les États et les entreprises se mettent en capacité de les exploiter, s’efforçant de maîtriser les risques inhérents à ces activités conduites dans des conditions extrêmes. L’offshore peu profond a été pratiqué dès la fin du XIXe siècle au large de la Californie. Son développement à grande échelle n’a toutefois commencé qu’à la fin des années 1940. En Europe, il s’est opéré sur le bassin sédimentaire de la mer du Nord. Les technologies mises au point et développées par les laboratoires et les entreprises françaises, au premier rang desquelles l’Institut français du pétrole (IFP), Technip ou la Comex, s’agissant de l’exploration sous-marine, ont puissamment contribué à cet essor. L’offshore profond a débuté à la fin des années 1970 et l’ultra-profond en 2004. Le record actuel de forage à grande profondeur se situe sous 2 900 mètres, dans le golfe du Mexique. Cette évolution, qui s’inscrit dans le contexte précédemment rappelé, a été rendue possible par l’amélioration continue des techniques. L’offshore devrait ainsi être amené à jouer un rôle de plus en plus significatif dans la production des pays n’appartenant pas à l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP). L’augmentation du prix du baril sous l’effet de l’augmentation de la demande et parfois, de la spéculation, rentabilise les coûts particulièrement élevés de la prospection, de l’exploration et de l’exploitation de ces nouvelles ressources en offshore profond et ultra profond. Selon une étude de l’Institut français du pétrole publiée en 2011, la production offshore en eaux profondes et très profondes devrait passer le cap des 3 000 forages sur la période 2011-2015.

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2 CADRE RÉGLEMENTAIREA Les mers et les océans constituent des espaces juridiquement complexes organisés sur le plan international par la convention des Nations Unies sur le droit de la mer, dite convention de Montego Bay. Entrée en vigueur en 1994, cette convention confère aux pays côtiers des droits sur les ressources biologiques et non biologiques contenues dans l’eau, sur le sol et dans le sous-sol marins. Ainsi l’État côtier est-il le seul à pouvoir autoriser les activités relevant de la recherche, de l’exploration et de l’exploitation sur les ressources précédemment énumérées dans les eaux placées sous sa juridiction. Au-delà du plateau continental, qui peut s’étendre jusqu’à 350 milles marins ou jusqu’à 100 milles de l’isobathe13 des 2 500 mètres (c’est-à-dire sous la haute mer), l’Autorité internationale des fonds marins organise et contrôle les activités menées dans la zone qui est définie par les fonds marins et leurs sous-sols au-delà des limites de la juridiction nationale. 2.1

UNE ORGANISATION DE LA LUTTE CONTRE LES POLLUTIONS ELABOREE AU FIL DU TEMPS ET DES ACCIDENTS MAJEURS

La lutte contre les catastrophes humaines et environnementales commence par la prévention, interne (opérateur), mais aussi externe (État). Le respect des règles de sécurité sur l’ensemble de l’installation est contrôlé au moins une fois, à l’arrivée de la plateforme sur le lieu de forage, et une nouvelle fois lorsque le forage est en place, par les agents du « pôle forage offshore » de la DREAL Aquitaine. Il appartient ensuite à la société de vérifier régulièrement l’application des mesures de sécurité auxquelles elle s’est engagée. Si des contrôles font apparaître un non-respect des engagements pris, le préfet dispose du pouvoir de lui interdire de poursuivre ses activités. Les infractions les plus graves sont passibles de sanctions pénales. En cas d’accident, il appartient à la société de prendre toutes les mesures utiles pour arrêter le déversement d’hydrocarbures dans la mer et limiter les conséquences sur le milieu naturel. Il lui incombe également de nettoyer et remettre en état les milieux pollués. En matière de lutte antipollution, un système dit des trois tiers s’est mis en place. L’opérateur traite directement les petites pollutions avec le matériel dont il dispose sur l’installation (barrages, dispersants…). Il fait appel aux ressources régionales, qui peuvent être celles du gouvernement et/ou des organismes gouvernementaux pour les pollutions plus importantes (plan Polmar, etc.). Enfin, dans le cas de pollutions de très grande ampleur, il peut avoir recours à des coopératives ou initiatives internationales mises en place par les pétroliers, telle l’Oil Spill Response Limited ou la Marine Well Containment Company dans le golfe du Mexique. 2.2 UN DROIT EUROPEEN EN COURS DE RESTRUCTURATION Le cadre juridique européen est en cours d’évolution. Au regard des risques encourus et du morcellement des régimes réglementaires des États membres de l’Union, la Commission a publié en 2010 une communication sur les actions à entreprendre. Sur ce même sujet, le Parlement européen a publié ses résolutions en octobre 2010 et septembre 2011 et les ministres de l’énergie du Conseil de l’Union européenne ont publié leurs conclusions en décembre 2010. C’est sur cette base que la Commission a travaillé, puis rendu public un projet de règlement sur la sécurité des activités offshore en Europe. Il propose :  une séparation stricte entre régulateur et contrôleur.  des conditions plus strictes de délivrance des permis nationaux aux industries (capacités financières et techniques des opérateurs ou exploitants), d’agrément des opérations et des notifications d’opérations. Dans l’ensemble du processus, la sécurité et la santé des travailleurs, ainsi que le risque environnemental sont pris en considération.  des plans d’urgence et des mesures préventives élaborés par l’exploitant et soumis pour approbation aux autorités nationales (la gestion des opérations de crise incombe aux opérateurs) s’inscrivant ainsi dans une procédure safety case.  la transparence et le partage de l’information (rapports de sécurité).

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

l’extension géographique de la responsabilité environnementale pour les dommages causés aux eaux maritimes jusqu’à couvrir l’ensemble des mers territoriales et des Zones économiques exclusives (ZEE).  le partage de bonnes pratiques avec les partenaires de l’Union européenne. Nous présentons ci-après les textes applicables dans ces différents cas. Notons que certains de ces textes sont en cours de révision, notamment en vue de transposer les dispositions de la directive européenne2013/30/UE du 12 juin 2013 relative à la sécurité des opérations pétrolières et gazières en mer, dont la mise en application interviendra le 19 juillet 2015. Par ailleurs, l’ensemble de ces textes pourraient être amenés à évoluer à l'occasion de la prochaine refonte du code minier. Nous présentons donc ci-après un état de la réglementation actuelle mais il convient de garder à l’esprit que celle-ci sera amenée à évoluer prochainement. 2.3

LES TEXTES APPLICABLES

2.3.1 A terre ou en mer territoriale A terre ou en mer territoriale, les textes réglementaires applicables sont : • le décret 2006-648 du 2 juin 2006 « relatif aux titres miniers et aux titres de stockages souterrains », qui précise entre autres les conditions de délivrance des titres miniers et les obligations des détenteurs de titres ; • le décret 2006-649 du 2 juin 2006 modifié « relatif aux travaux miniers, aux travaux de stockages souterrains et à la police des mines et des stockages souterrains », qui précise les conditions d’ouverture et d’arrêt des travaux miniers et des stockages souterrains ainsi que les modalités d’exercice de la surveillance administrative et de la police des mines. 2.3.2 Sur le plateau continental Sur le plateau continental, sous réserve des conventions internationales auxquelles la France est partie, les activités d’exploration et d’exploitation des ressources du sous-sol sont non seulement régies par le code minier mais aussi par la loi 68-1181 du 30 décembre 1968 « relative à l’exploration du plateau continental et à l’exploitation de ses ressources naturelles » et ses trois décrets d’application suivants : • le décret 71-360 du 6 mai 1971 portant application de la loi 68-1181 du 30 décembre 1968 ; • le décret 71-361 du 6 mai 1971 portant dispositions pénales pour l'application de la loi n° 68-1181 du 30 décembre 1968 • le décret 71-362 du 6 mai 1971 relatif aux autorisations de prospections préalables de substances minérales ou fossiles dans le sous-sol du plateau continental. Les « opérations » commencent à partir du moment où les installations et dispositifs sont positionnés sur la zone afin de mener les travaux. Pendant les phases de transport de ces installations, celles-ci sont considérées comme des bateaux et sont donc soumises aux règles du droit maritime international.

2.4 LE TITRE FORAGE DU RGIE En ce qui concerne la sécurité et la santé au travail, les activités d’extraction des hydrocarbures étaient, jusqu’en 2009, soumises à un régime d’exception, le Règlement Général des Industries Extractives (RGIE). Depuis la promulgation de la loi 2009-526 du 12 mai 2009, dite « loi Warsmann », ces activités, comme les autres activités des mines, relèvent désormais du code du travail. Le RGIE comporte 21 titres, dont certains sont particulièrement en lien avec les activités d’extraction des hydrocarbures, notamment les titres Forages, Electricité, Bruit, Règles Générales ou Entreprises extérieures. Pour l’instant, aucun de ces titres n’a encore été codifié dans le code minier. Le titre le plus en lien avec l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures est le titre « Recherches par forage, exploitation de fluides par puits et traitement de ces fluides », appelé couramment titre Forage. Institué par le décret 86-287 du 25 février 1986, le titre Forage a été révisé en 2000 par le décret 2000-278 du 22 mars 2000.

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Ce décret était accompagné d’une circulaire, parue à la même date, et de trois arrêtés d’application : • l’arrêté du 22 mars 2000 « relatif à la protection du personnel et aux équipements de forage des travaux de forages et d’interventions lourdes sur les puits », dit arrêté Equipements ; • l’arrêté du 22 mars 2000 « relatif aux cuvelages des sondages et des puits », dit arrêté Cuvelages ; • l’arrêté du 22 mars 2000 « relatif à la protection du personnel et à la maîtrise des venues dans les travaux de forage ou d’interventions lourdes sur de puits », dit arrêté Venues. C’est dans le titre Forage et ses trois arrêtés d’applications que sont rassemblées l’essentiel des règles techniques applicables aux travaux de forage et d’exploitation des puits menés en France, que ce soit à terre ou en mer. 2.5

CADRE NORMATIF

2.5.1 GÉNÉRALITÉS L’exploration et l’exploitation pétrolière s’appuie sur un ensemble de bonnes pratiques, héritées de la longue expérience de cette industrie et mises à jour régulièrement. Autrefois limitées au périmètre de chaque compagnie, ces bonnes pratiques tendent aujourd’hui à être mises en commun et harmonisées, conduisant à l’élaboration de nombreuses normes, standards ou guides. On estime que l’industrie pétrolière compte au moins 20 000 textes normatifs, élaborés par plus de 130 organisations, industrielles, nationales, régionales ou internationales. Dans le domaine de l’exploration-production, les textes de référence sont élaborés essentiellement au sein de deux organismes : • l’ISO (International Standard Organisation), en particulier son comité technique TC67 ; • l’API (American Petroleum Institute) ; Notons que ces dernières années, l’ISO et l’API se sont rapprochés pour harmoniser un certain nombre de leurs textes. Ainsi, certains textes sont aujourd’hui reconnus à la fois par l’ISO et l’API.

2.5.2 RÉFÉRENCE AUX NORMES DANS LES RÉGLEMENTATIONS On voit aujourd’hui, de plus en plus souvent, les autorités des pays s’appuyer sur les normes pour encadrer les activités de l’exploration et de l’exploitation pétrolière. Ainsi, les pays les plus actifs dans le domaine pétrolier (Norvège, Royaume-Uni, Etats-Unis, Canada, Brésil) font tous référence explicitement aux normes dans leur réglementation. Ces normes y sont citées sous forme de recommandations (guidelines) voire d’exigences réglementaires. Les normes étant régulièrement contrôlées et mises à jour, la référence aux normes dans la réglementation donne à celle-ci un caractère évolutif. Il est toutefois intéressant de remarquer que les pays ne font pas référence aux mêmes normes. En effet, seules 13% des normes citées dans une réglementation le sont dans plusieurs pays. Un travail important reste donc à mener, sur le plan international, pour rapprocher les textes normatifs et réglementaires. 2.5.3

RECENSEMENT DES PRINCIPALES NORMES EN LIEN AVEC L’EXPLORATION ET L’EXPLOITATION DES HYDROCARBURE Nous avons rassemblé le tableau 01 les principaux textes normatifs (normes, standards, guides) en lien avec l’exploration-production des hydrocarbures. Ce recensement a été effectué à partir de l’interrogation des bases de données des principales organisations (ISO, API, NORSOK, DNV, etc.) et des synthèses de normes déjà existantes (OGP) Nous aboutissons ainsi à un total de 340 textes, que nous avons classés par thèmes. Le Tableau suivante présente une sélection des normes les plus souvent référencées, notamment dans les réglementations.

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Figure 01 : Sélection des textes normatifs les plus souvent référencés dans le domaine de l’exploration-production pétrolière

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PRESENTATION DE L’ACTIVITE DE FORAGE OFFSHORE

3.1 GENERALITE Les diverses étapes de l’exploration pétrolière et gazière en milieu marin sont très semblables à celles en milieu terrestre. L’analyse des données géologiques régionales concernant le bassin, sa stratigraphie, son contexte structural et tectonique est tout à fait semblable que ce soit pour un bassin en milieu terrestre ou marin. Dans le cas des bassins en milieu marin, il n’est pas possible de faire de levés de géochimie des gaz de sols, ni de recueillir des échantillons de roches pour la caractérisation des paramètres de géochimie organique des roches. Ces paramètres peuvent toutefois être recueillis à partir des retailles des forages, mais il faut donc attendre le forage avant de procéder aux analyses. Ces paramètres de géochimie organique ne pourront donc pas servir pour la décision d’implanter un forage. Ils pourront toutefois servir pendant la phase des forages de délinéation du réservoir. Après l’analyse géologique, on passe donc aux levés sismiques que ce soit en milieu terrestre ou en milieu marin. Les étapes suivantes sont très semblables à celles dans le milieu terrestre. Les levés sismiques permettent de cibler des pièges potentiels pour passer à l’étape des forages exploratoires, puis la construction des infrastructures pour la production, et enfin le démantèlement des installations pour fermer le puits et remettre le site à son état naturel. La sismique marine, même si elle enregistre les mêmes paramètres physiques des roches et dans le même but de définir l’architecture des strates en profondeur, n’utilise pas les mêmes techniques d’acquisition de ces paramètres. Les forages pétroliers sont également différents, de même que certaines façons de gérer les résidus en matériaux ayant servi à la production des hydrocarbures. La distinction dans le mode d’opération pour ces activités en milieu marin sera décrite dans les sections suivantes.

Figure 02 : Étapes des activités d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures en milieu terrestre.

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Figure 03 : Le cycle de vie de l’exploration et de l’exploitation des hydrocarbures en milieu marin.

3.2 3.2.1

La sismique marine Description

En milieu terrestre, on utilise deux principaux types de source pour émettre et transmettre des ondes dans le sous-sol: les camions-vibreurs et la dynamite. En milieu marin, on utilise trois types différents de source: les canons à air comprimé pour les grandes profondeurs, les étinceleurs et les boomers pour de faibles profondeurs (AECOM, 2010). Dans les trois cas, les sources émettent des ondes sonores qui traversent la colonne d’eau avant d’être réfléchies sur les strates du bassin sédimentaires sous le fond marin. Les ondes réfléchies sont par la suite captées à la surface par des récepteurs. Ce sont des bateaux qui tirent en remorque la source d’ondes suivie par des flûtes sismiques, i.e. des câbles contentant les récepteurs d’ondes ou les hydrophones (Figure 10). Les ondes émises par les canons à air pénètrent plus profondément dans les roches sous le fond marin. Ce sont donc les canons à air comprimé qui sont le plus utilisés pour l’exploration pétrolière et gazière en milieu marin.

Figure 04 : Levés sismiques en milieu marin. Un navire remorque les sources suivies des flutes sismiques.

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3.2.2 Risques et impacts potentiels Les effets les plus significatifs des levés sismiques marins sont ceux reliés au bruit sous-marin. Le bruit engendré par la détonation des canons à air comprimé ou par les étinceleurs se propage directement dans l’eau. Les effets sont ressentis par la faune marine. On peut citer les invertébrés benthiques, les poissons, les mammifères marins, les tortues marines, et les oiseaux marins (GENIVAR, 2013). Les principaux effets potentiels sont les modifications de comportement et de l’ouïe des animaux marins. Les effets réels entraînant des modifications physiques ou physiologiques de la faune ne sont toutefois pas encore bien connus. Des conflits d’usage du territoire marin avec les activités de pêche commerciale et le transport maritime peuvent aussi se produire. Des dommages pourraient survenir aux structures d’élevage d’animaux marins si les levés sismiques sont réalisés près des sites d’aquaculture. Le bruit pourrait entraîner une diminution du rendement de la pêche. Enfin, les levés sismiques pourraient nuire aux activités touristiques d’observation des mammifères marins, plus particulièrement dans l’estuaire du Saint-Laurent. Notons que cette dernière région est maintenant soustraite à l’exploitation des hydrocarbures. 3.2.3 Mesures de mitigation Dans un premier, il faut mentionner que le bruit est émis de façon ponctuelle par les levés sismiques, i.e. pendant une période qui peut durer quelques semaines. Les mesures de mitigation des levés sismiques marins sont nombreuses. Une bonne planification des opérations en mer permettrait d’éviter : - les secteurs très fréquentés dans des périodes sensibles pour la faune marine (p. ex. aires et périodes de nidification de certaines espèces). - les zones et saisons de pêche commerciale. - les secteurs côtiers où existent des activités d’aquaculture. Des mesures de compensation pour les dommages à l’industrie de la pêche devraient être prévues (GENIVAR, 2013). Enfin, le rapport de l’ÉES2 (GENIVAR, 2013) recommande d’actualiser l’« Énoncé des pratiques canadiennes d’atténuation des ondes sismiques en milieu marin ». 3.3 3.3.1

LES FORAGES PETROLIERS EN MILIEU MARIN ET LE DEMANTELEMENT DES INFRASTRUCTURES Description

Les forages occupent trois étapes du cycle de vie de l’exploration et de l’exploitation des hydrocarbures en milieu marin, Les forages exploratoires permettent de vérifier la présence d’hydrocarbures au sein des pièges ciblés par les levés sismiques. D’autres puits seront nécessaires afin de délimiter un réservoir, il s’agit des puits de délinéation. Lorsque le réservoir est bien délimité, il faudra entreprendre le forage de puits de production et d’injection, la complétion des puits, l’installation des unités de production et des pipelines. L’étape suivante est l’exploitation ou la production. Les différentes étapes avant la mise en production d’un réservoir peuvent s’étendre facilement sur une dizaine d’années, tandis que la production peut durer de jusqu’à trente ans (Bonton et al. 2014). Par rapport au milieu terrestre, la grande différence des forages en milieu marin concerne l’équipement utilisé pour forer. Des forages sont exécutés à partir de jetées ancrés sur les berge sou à partir de navires ou de barges, mais ce sont les plateformes qui sont les plus caractéristiques des forages pétroliers en milieu marin. Les plateformes peuvent être fixes, autoélévatrices ou semi-submersibles .Des forages directionnels à partir de la côte sont également envisageables si le piège visé n’est pas trop éloigné des rives. Les plateformes mobiles ou navires sont souvent utilisés pour les forages exploratoires, tandis que les plateformes ancrées sur le fond marin seront privilégiées pour la production qui peut durer un 20 an.

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Figure 05 : Différents équipements utilisés en milieu marin pour le forage (adapté de Corbeil et Archambault, 1992).

La Figure 06 présente les principales étapes opérationnelles et flux associés aux forages exploratoires. Tout comme les forages en milieu terrestre, il faut transporter les équipements de forage, les mettre en place et installer un tubage initial dans un premier temps (tubage conducteur en milieu terrestre) . C’est à partir de l’installation des tubages de surface et intermédiaires qu’on commence à utiliser du béton et des fluides de forage entraînant des matières résiduelles qui devront être éliminées de façon sécuritaire. Les autres étapes consistent à installer un bloc d’obturation de puits (BOP; en anglais, blowout preventer), forer la section principale du puits, faire les essais aux tiges (DST; en anglais, drill stem tests), et obturer le puits s’il est non productif (Figure 12; partie centrale). Pendant le forage de la section principale, il faut traiter les résidus de forage (retailles et boues) ettraiter les hydrocarbures pendant les essais aux. Le diagramme de la Figure 06 pourrait tout aussi bien servir à illustrer les diverses étapes d’un forage en milieu terrestre. Le démantèlement des infrastructures correspond à la fin de vie dans les étapes du cycle de vie de la filière d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures en milieu marin. C’est l’étape qui correspond à la remise en état du site en milieu terrestre. Il faut d’abord démanteler les équipements sous-marins et les pipelines, obturer les puits, puis démanteler la plateforme de production, transporter les matériaux de construction et en disposer de façon sécuritaire, le plus souvent en milieu terrestre. Certaines installations sont toutefois laissées sur le fond marin créant ainsi des récifs artificiels (Bonton et al. 2014).

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Figure 06 : Principales étapes opérationnelles et flux pendant les forages exploratoires en milieu marin

3.3.2

Les risques et impacts liés aux forages : de l’exploration au démantèlement

Un des principaux impacts liés à l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures en milieu marin provient des émissions de différents gaz à effet de serre dans l’atmosphère (Bonton et al., 2014). Il s’agit des gaz émis par les moteurs et lors de l’extraction des hydrocarbures ,Ces derniers gaz peuvent être du gaz naturel brûlé à la torchère ou d’autres gaz qui sont séparés du méthane (CH4) avant de le distribuer vers le marché (p. ex. le dioxyde de carbone ou CO2). Les émissions de bruit et de lumière, la circulation des navires associés aux opérations de production et l’occupation du territoire marin par la plateforme peuvent aussi avoir des impacts sur les populations riveraines, les pêcheurs, les organismes marins et les oiseaux marins (Bonton et al.2014; GENIVAR, 2013). La gestion des déchets solides et liquides est un autre élément de préoccupation pour l’environnement marin. Par exemple, les eaux de production sont souvent rejetées directement à la mer où ils sont dilués. Il en est de même des boues et retailles de forage qui vont se déposer sur le fond marin à cause de leur plus grande densité que celle de l’eau de mer. D’autres risques pour l’environnement sont ceux associés aux déversements d’hydrocarbures (Bonton et al., 2014; GENIVAR, 2013). Des petits déversements surviennent fréquemment au cours du cycle de vie qui peut s’étendre sur vingt à trente ans. Les impacts négatifs d’un déversement sont fonction de l’ampleur du déversement, des conditions météorologiques qui vont influencer le comportement de la nappe de pétrole, et de la présence ou non de la glace (GENIVAR, 2013). Les glaces flottantes et les icebergs constituent des risques importants pour la sécurité des plateformes en régions nordiques et également dans le golfe du Saint-Laurent en hiver. Enfin, un des plus grands risques est celui d’un déversement massif d’hydrocarbures qui pourrait être relié à la rupture du puit (p. ex. l’accident du puits Macondo dans le golfe du Mexique) ou d’un pipeline.

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Figure 07 : Principaux rejets de l’activité d’exploration et d’exploitation des hydrocarbures en en milieu marin

3.3.3

Mesures de mitigation

Les effets négatifs recensés sont ponctuels et les effets négatifs apparaissent gérables (normes de rejet en milieu aquatique, durée ou temps de certaines activités, zone de sécurité, modes de disposition des résidus, intensités lumineuses) (GENIVAR, 2013). Il faut en premier lieu utiliser la meilleure technologie disponible pour réduire les émissions de gaz et de bruit dans l’atmosphère. De manière générale, les meilleures pratiques existantes permettent de gérer les émissions de gaz, la disposition des eaux de production et des résidus de forage (Bonton et al., 2014). Plusieurs mesures existent pour gérer les effets indésirables (GENIVAR, 2013, p. S32). Tant qu’aux déversements, ils sont encadrés par la Loi sur la marine marchande du Canada (LMMC). Les navires pétroliers et les installations d’approvisionnement doivent posséder un plan d’urgence en cas de déversements d’hydrocarbures. Ce plan doit être signé par un organisme accrédité par Transports Canada (GENIVAR, 2103). Toutefois, les plateformes ne sont pas soumises à la LMCC, ce qui devrait être corrigé dans un avenir prochain. Des mesures de gestion du risque doivent être mises en place pour réduire la probabilité d’éruption d’un puits et le risque d’un déversement majeur de pétrole en milieu marin. L’Office national de l’énergie du Canada (ONÉ, 2011) a suggéré dans sa nouvelle réglementation pour l’Arctique canadien de prévoir le forage d’un puits de secours (Figure 17) tout comme celui qui a permis d’obturer le puits Macondo après l’accident survenu à la plateforme Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en 2010. Les nouveaux plans d’urgence voudraient exiger à la compagnie exploitante de démontrer qu’elle a la capacité de forer rapidement un puits de secours pour contrôler une fuite d’hydrocarbures. Les modèles de transport des contaminants en surface pourraient aider à prévoir le comportement des nappes de pétrole après un déversement accidentel.

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4

RISQUES DES ERUPTIONS DE PUITS

4.1 LES ERUPTIONS Les incidents liés aux puits ne représentaient que 20% des accidents dans l’exploration-production et que des éruptions ne se produisaient que dans 8% des cas, mais que ces cas étaient les plus dommageables, notamment sur le plan environnemental. Définition : On rappelle qu’une « éruption » (blowout) est une sortie incontrôlée d’effluents à partir d’un puits. Le point de sortie des effluents peut se situer en tête de puits (éruption de surface) ou le long du puits, au droit de formations souterraines vulnérables (éruption souterraine). En général, le terme éruption s’applique à des phases où il n’y a pas, normalement, d’effluents ou de substances dangereuses présentes dans le puits, par exemple les phases de forage, de complétion, de reconditionnement ou encore de fermeture du puits. 4.2 LES BARRIERES DE SECURITE D’UN PUITS La sécurité du puits est assurée, en premier lieu : Par le poids d’une colonne de fluide dont la densité est ajusté pour contrer la pression interstitielle des fluides contenus dans les formations et ainsi empêcher que ceux-ci n’envahissent le puits. Par ailleurs, sauf pendant les premières phases de forage, le puits est revêtu, sur les côtés, d’un ensemble de colonnes métalliques cimentées aux terrains, appelées cuvelages ou liners, qui visent notamment à assurer la stabilité du puits et à empêcher toute sortie latérale des fluides présents dans le puits. Enfin, en tête, le puits dispose, pendant toutes ces phases, d’un équipement de sécurité permettant d’obturer le puits en cas d’afflux non souhaité de fluides de formations. Cet équipement de sécurité est appelé bloc d’obturation du puits ou BOP. Dans certaines phases particulières, où le BOP n’est pas présent, la sécurité en tête est assurée par d’autres dispositifs (bouchon, vanne, etc.). Une éruption est le résultat de la défaillance successive des deux barrières de sécurité principales du puits, à savoir : • d’une part, la colonne de fluide destinée à vaincre la pression des fluides de formation, colonne qui constitue ce que l’on appelle la barrière primaire. • et d’autre part l’enveloppe constituée par le ciment, les cuvelages et le dispositif de sécurité de surface qui forme ce que l’on appelle la barrière secondaire. 4.3 LES CAUSE D’UNE VENUE Une venue est le fait d’un déséquilibre de pression, la pression exercée par la colonne de boue au fond du puits devenant insuffisante pour contrer la pression interstitielle des fluides contenus dans les formations. Ce déséquilibre de pression peut être lié à un ensemble de raisons, dont les plus fréquemment rencontrées dans l’accidentologie sont les suivantes :        

une présence de gaz à faible profondeur. une densité de boue insuffisante. une remontée trop rapide de la garniture de forage lors d’une manœuvre la rencontre imprévue d’une formation en surpression une perte de circulation de boue la vidange incontrôlée ou l’arrachement du tube prolongateur l’intersection d’un puits adjacent une cimentation défectueuse

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4.4 LES RAISONS POSSIBLES D’UN CONTROLE DE VENUE INOPERANT Après avoir examiné les scénarios les plus courants pouvant conduire à une venue, nous allons maintenant voir les circonstances qui peuvent amener à une venue non contrôlée, c’est-à-dire dégénérant en éruption L’accidentologie permet d’en discerner au moins quatre :    

détection tardive d’une venue défaut d’actionnement ou d’efficacité du BOP procédure de contrôle de venue inadéquate architecture inadéquate du puits

Figure 08 : Synthèse des principaux scénarios d’éruption en cours de forage mis en évidence par l’accidentologie. Le phénomène généré peut être un phénomène dangereux (PhD), c’est-à-dire pouvant potentiellement atteindre des enjeux humains ou un phénomène impactant.

4.5 EVALUATION DES RISQUES La phase de forage est celle où le risque d’éruption est le plus fort. Cette phase cumule deux types de risques :   

un risque d’éruption de gaz à faible profondeur lors du forage des formations peu profondes : la fréquence de ce type d’événément, pour un forage d’exploration, est de 2,5 pour 1000 puits. un risque d’éruption plus conventionnel lors du forage des formations profondes, dont la fréquence d’occurrence, pour un forage d’exploration, est de 2,7 pour 1000 puits. En cumulé, la fréquence d’une éruption au cours d’un forage d’exploration dans le contexte offshore est donc estimée, en moyenne, à 5,2 pour 1000 puits forés.

 le risque d’éruption en cours de forage est multiplié par 5 pour un puits HPHT. Dans un contexte HPHT, 20,523 puits sur 1000, soit environ 2% des puits connaissent une éruption en cours de forage.  le risque d’éruption en cours de forage est 2 fois moins important pour un puits de développement (2,4* pour 1000 puits en contexte normal24) que pour un puits d’exploration (5,2* pour 1000 puits en contexte normal).

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 les opérations de reconditionnement de puits (workover) sont les interventions sur puits qui présentent la plus forte fréquence d’éruption (1,3 pour 1000 opérations). Les interventions au câble (wireline) connaissent une fréquence d’éruption marginale, 60 fois inférieure à celle d’une opération de workover.  en moyenne 50% des éruptions parviennent à être maîtrisées peu après leur survenue

Figure 09 : Fréquences d’éruptions pour différentes phases de la vie d’un puits offshore, pour 1000 puits foré, pour 1000 opérations ou pour 1000 ans selon les phases considérées.

.

Figure 10 : Fréquences d’éruptions pour différentes phases de la vie d’un puits offshore, pour 1000 puits forés, pour 1000 opérations ou pour 1000 ans selon les phases considérées.

4.6

RETOUR D’EXPERIENCE DE QUELQUES CAS RECENTS D’ERUPTIONS DE PUITS

Cette dernière section analyse plus en détails trois cas récents d’éruptions de puits survenus dans des contextes offshore. Le plus connu d’entre eux est celui de la plate-forme Deepwater Horizon (puits Macondo), dans le golfe du Mexique, le 20 avril 2010. est probablement l’accident le plus documenté de l’histoire de l’industrie pétrolière.

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4.6.1 RESUME Le 20 avril 2010 vers 21h50, une éruption de gaz survient sur la plate-forme DeepwaterHorizon, lors d’une opération de fermeture provisoire du puits Macondo, dans le golfe du Mexique, à 70 km au large des côtes de la Louisiane. Le gaz explose et provoque un incendie, qui s’étend sur toute la plate-forme. La plupart des 126 employés présents sont évacués par bateau de survie mais 11 personnes ne sont pas retrouvées. 17 autres personnes sont blessées, dont 3 gravement. Malgré la mobilisation de nombreux bateaux, l’incendie ne peut être éteint et après 36 heures d’efforts, la plate-forme coule le matin du 22 avril 2010. L’éruption s’est poursuivie au fond de la mer pendant 87 jours avant que le puits réussisse à être colmaté par un puits de secours. Cet accident a causé une marée noire sans précédent, avec environ 4,5 millions de barils de pétrole déversés dans la mer, un impact majeur sur l’environnement et une déstabilisation de l’économie de toute la région du sud des Etats-Unis. 4.6.2

L’ACCIDENT, SON DEROULEMENT, SES EFFETS ET SES CONSEQUENCES

L’accident :  Apparition anormale de boue sur la plateforme (21h40).  Déroute de la boue vers le séparateur gaz/boue (21h43).  Fermeture d’un des obturateurs du BOP.  Première explosion (21h49).  Activation du système de déconnection d’urgence (EDS) : aucun effet.  Seconde explosion (moins d’une minute après la première). Les conséquences humaines et sociales : 11 morts et 17 blessés, dont 3 gravement. Les conséquences environnementales : 4,5 millions de barils de pétrole déversés dans la mer Le devenir du pétrole en mer diffère selon les études: 74 % du pétrole évaporé – 26 % résiduel (Rapport NOAA). 30 % du pétrole éliminé – 70 % résiduel (Woods Hole Oceanic Institution). La faune et la flore sont fortement impactées du fait notamment de : la toxicité intrinsèque du pétrole et des sous-produits. La toxicité du dispersant. L’anoxie induite sur le milieu marin.  Les conséquences économiques :   cière du patrimoine dans les Etats côtiers (Mississippi, Alabama, Louisiane, Floride). 4.6.3    

Causes de l’accident

Choix du type de cuvelage non approprié. Choix du nombre de centreurs insuffisants. Pressions inexpliquées dans l’étape de conversion des vannes qui n’ont pas fait l’objet d’analyse et/ou de discussions.  Manque d’information sur le ciment concernant sa mise en place dans l’annulaire et sa stabilité (pas de confirmation de stabilité du ciment par le laboratoire d’Halliburton).  Changements de procédures au cours de la cimentation non soumises à une nouvelle évaluation des risques.

  Non réalisation des contrôles diagraphie pour vérifier l’intégrité du ciment (décision de BP).

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 Pas de procédure standard pour interpréter le test en pression négative.  Pas de demande d’un second avis pour interpréter le test en pression négative ou d’un arbitrage en cas de litige. Mauvaise communication entre les différents acteurs de la plateforme : il est à noter un changement d’équipe au milieu de la procédure de test.  La procédure d’abandon provisoire du puits présente des anomalies.



venue de produit dans le puits  Pas de contrôle visuel des écrans de surveillance : augmentation de pression dans le puits visible sur les écrans mais non détectée.  Différence de pression anormale entre le puits et la kill line non détectée par l’opérateur (visible sur les enregistrements graphiques).  Trop d’informations à surveiller en même temps et pas de système d’alarme automatique sur dépassement de seuils.



.  Non prise en compte de la gravité de la situation (BOP fermé tardivement par l’équipe de forage).  L’équipe n’est pas entrainée pour répondre à de telles situations d’urgence.  Le système « homme mort » du BOP n’a pas fonctionné (défaut de maintenance).

Causes internes :  Le management  Défaillance de BP dans la gestion des risques : l’opérateur n’a pas pris en compte dans son analyse de risques les changements effectués dans l’architecture du puits en cours de forage (nombre de centreurs, modifications de la procédure d’abandon provisoire, etc.).  Halliburton et BP ne se sont pas assurés de la stabilité du ciment avant de commencer la cimentation.  Délaissement de la sécurité au profit de procédures plus économes en temps et en coûts. La communication.  Manque de communication entre BP, Transocean et Halliburton : non centralisation des informations, décisions prises sans tenir compte du contexte global.  Transocean n’a pas communiqué sur un accident similaire qui s’est produit 4 mois avant l’accident de Deepwater Horizon (test de pression négative validé, non détection d’entrée de gaz dans le puits jusqu’au moment où de la boue est apparue sur la plate forme, le BOP a fonctionné permettant d’éviter une catastrophe). La réglementation.  Insuffisances de la réglementation pour les forages en mer,défaut de procédures standards, nombreuses décisions en interne.  Un même service (MMS) est en charge de l’octroi des permis et de la surveillance réglementaire.  Manque de compétences au sein de la MMS. 4.7

LES ENSEIGNEMENTS ET LES MESURES DE SECURITE

Enseignements relatifs à la cimentation du puits :  Importance du choix du type de cuvelage et du nombre de centreurs

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 Prévoir des analyses et/ou discussions lorsqu’il est observé des pressions inexpliquées dans l’étape de conversion des vannes.  Avoir des informations fiables sur la stabilité du ciment avant de procéder à sa mise en place.  Soumettre toutes nouvelles procédures à une nouvelle évaluation des risques. Enseignements relatifs à la procédure d’abandon provisoire :  Importance de réaliser des contrôles par diagraphie pour vérifier l’intégrité du ciment.  Avoir une procédure standard pour interpréter le test en pression négative.  Eviter un changement d’équipe au milieu d’une procédure de test. Enseignements relatifs au contrôle des venues :  Importance d’un suivi continu des écrans de surveillance.  Limiter le nombre d’informations à surveiller en même temps et ajouter des systèmes d’alarme automatique sur dépassement de seuils. Les enseignements relatifs à l’obturation du puits :  Prendre en compte la gravité de la situation pour fermer rapidement le BOP.  Importance de la formation du personnel à la réponse aux situations d’urgence.  Vérifier le bon fonctionnement du système « homme mort » du BOP. Enseignements en termes de management :  Prendre en compte toutes modifications dans la procédure de gestion du risque.  Ne pas délaisser la sécurité au profit de procédures alternatives moins consommatrices en temps et moins onéreuses. Enseignements en termes de communication :  Maintenir une bonne communication entre l’ensemble des intervenants.  Communiquer et faire un REX des accidents similaires pour éviter des accidents futurs. Enseignements en termes de gouvernance réglementaire :  Mettre à niveau la réglementation pour les forages en mer.  Séparer les fonctions d’octroi des permis et de sécurité pour éviter les conflits d’intérêts.  Maintenir les compétences et les moyens suffisants au sein de l’administration. Enseignements relatifs aux mesures d’intervention d’urgence sur les puits en éruption :  Développer un outil de coiffage. Enseignements relatifs à la protection des enjeux :  Réaliser une étude sur l’impact des dispersants chimiques. Enseignements relatifs à la gestion de la crise :  Eviter les erreurs d’appréciation de l’ampleur de la crise et assurer une transparence vis-à-vis du public.

5 PROPOSITION DES MESURES PREVENTIVE 5.1 UNE NECESSAIRE REFONTE DU CADRE GENERAL DE L’ACTION Rénover l’environnement normatif  Faire évoluer la réglementation  Assurer régulation et contrôle  Se doter des moyens nécessaires Créer les conditions d’un pilotage plus démocratique et plus éclairé „ Créer les conditions d’un pilotage plus démocratique et plus éclairé

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 Le principe de participation, facteur d’intégration de la société civile  La recherche : outil de connaissances au service de la décision 5.2

LE CYCLE DE VIE DES PLATEFORMES

Maitriser les enjeux de l’exploration préalable 3  Procédure de délivrance des titres et des autorisations de travaux dans le cadre de l’offshore  Garantir contrôle et transparence dans les phases de recherche et d’exploration Mieux identifier les enjeux et la spécificité du passage à l’exploitation  S’efforcer d’assurer une prévention et une sécurité maximales  Des responsabilités à identifier et assumer Anticiper et gérer les crises en cas d’accident majeur    

Anticiper les accidents et leurs conséquences Gestion des crises 45 „ L’inadaptation des règles internationales Gouvernance internationale Évaluation des dommages, assurance et indemnisation

6 CONCLUSION La recherche et l’exploitation de nouvelles ressources d’énergies fossiles s’inscrivent dans un contexte de tarissement progressif des gisements existants. Malgré l’adoption d’objectifs internationaux de lutte contre le réchauffement climatique, la demande de combustibles ne cesse de croître, contredisant le mouvement vers une société sobre en énergie. L’augmentation de la part de l’offshore dans la production mondiale d’hydrocarbures tend à compenser l’épuisement des réserves terrestres, constituant ainsi un enjeu majeur pour les acteurs de la filière. Par le potentiel économique qu’elle représente, et l’indépendance énergétique qu’elle procure, l’exploitation offshore est aussi un enjeu pour les États qui, comme la France, disposent de grands espaces maritimes, dont les richesses environnementales doivent être prises en compte. L’exploitation des nouvelles réserves à des conditions économiquement viables dépend des technologies disponibles. Le développement de l’offshore profond et ultra-profond nécessite des efforts importants en matière de recherche et développement. Des progrès ont également été réalisés dans la gestion des risques multiples inhérents à cette activité. Une catastrophe comme celle de Deepwater Horizon a donné lieu à des analyses poussées et à un partage des conclusions par les professionnels du secteur. En dépit des règles de sécurité sur les plateformes, on recense en effet une douzaine d’accidents majeurs depuis 1976, dont les causes sont multifactorielles, et dont les conséquences sont lourdes tant sur les plans humains qu’environnementaux. Or le cadre juridique de ces activités est incomplet, en droit international, en droit européen comme en droit interne, et souvent ambigu. Le code minier français est en cours de refonte. L’organisation de la lutte contre les catastrophes s’est quant à elle élaborée au fil du temps et différemment selon les pays. L’avis analyse comment s’effectue la prise en compte des risques environnementaux par les différents acteurs et propose des perspectives d’évolution pour assurer une meilleure sécurisation des activités offshore.

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BIBLIOGRAPHY http://www.armateursdefrance.org/sites/default/files/decryptages/fiche_activites_offshore_adf_2017.pdf Contexte et aspects fondamentaux du forage et de l’exploitation des puits d’hydrocarbures/RAPPORT D’ÉTUDE 06/05/2015 INERIS DRS-15-149641-01420A. Les enseignements de l’accidentologie liee a l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures rapport d’étude 07/05/2015 INERIS DRS-15-149641-02735A. Synthèse des connaissances portant sur les pratiques actuelles et en développement dans l’industrie pétrolière et gazière Janvier 2015 – Québec /Rapport de recherche 1553 /par : Michel Malo ; René Lefebvre ; Félix-Antoine Comeau ; Stephan Séjourné. http://www.ete.inrs.ca/ De la gestion préventive des risques environnementaux : la sécurité des plateformes pétrolières en mer /Jacques Beall Alain Feretti Mars 2012

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