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INDUSTRIE PÉTROLIÈRE

Défis marins

L’exploitation du pétrole et du gaz sous les couches de sel au fond des océans crée une demande en connaissances et en technologies

Publié en octobre 2008

Plateforme P-34 et pétrolier dans le bassin de Campos

PETROBRASPlateforme P-34 et pétrolier dans le bassin de Campos PETROBRAS

Des recherches menées dans différentes salles du bâtiment d’Ingénierie Mécanique de l’École Polytechnique (Poli) de l’Université de São Paulo située dans la capitale pauliste, vont permettre de résoudre le transport de gaz naturel. Ce dernier est exploité en profondeur sous la couche de pré-sel du bassin de Santos qui fait partie des nouvelles réserves pétrolières confirmées par Petrobras à la fin de l’année 2007. L’équipe du professeur Kazuo Nishimoto, coordonnateur du TPN (Cuves d’Essais Numériques), laboratoire spécialisé en hydrodynamique et équipé d’un groupe d’ordinateurs, met au point des systèmes de simulation du futur transvasement de gaz naturel des plateformes pétrolières vers les navires. Il s’agit d’une des possibilités examinées par Petrobras, l’autre option étant d’utiliser des gazoducs installés au fond des océans, mais il s’agit d’une solution onéreuse et difficile à mettre en œuvre car elle nécessite l’installation de conduites de gros diamètre sur de longues distances et dans un environnement marin. Le gaz sera transformé sur les plateformes pour passer d’un état gazeux à un état liquide afin de faciliter son transport par des méthaniers. Il s’agit d’un dispositif qui fonctionnera en haute-mer à plus de 300 kilomètres de la côte à une profondeur de 2 200 à 3 000 mètres, dans un environnement hostile en proie aux vagues, aux vents violents et à la pression qui compliquent l’ancrage et la stabilité des risers, des conduites reliant l’équipement au fond de l’océan et transportant le pétrole et le gaz jusqu’à la plateforme.

«Il n’y a encore aucun système fonctionnant en haute-mer transformant le gaz en liquide. Le gaz naturel liquide (GNL) doit être maintenu à basse température dans un environnement cryogénique de basse pression. L’ensemble du dispositif et la conduite de transfert de la plateforme qui transvasera le gaz vers le navire devront être à une température comprise entre moins 120 degrés et moins 160 degrés Celsius. La cuve devra également être réfrigérée. Cependant, quand le métal est soumis à de très basses températures il devient fragile et peut se fissurer», déclare le professeur Nishimoto, du Département d’Ingénierie Navale et Océanique de la Poli. L’autre défi sera de réaliser des transvasements dans des situations critiques dues au mouvement de l’océan et des plateformes. Ces dernières peuvent être semi-submersibles comme les barges flottantes de production qui combinent les fonctions d’extraction, de traitement et de stockage, appelées FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), et le navire GNL qui réagit différemment quand ses cuves sont pleines ou vides.

Le TPN intègre le secteur de développement de systèmes de Petrobras, produit des calculs et simule des situations en utilisant les différentes variables de l’environnement marin et des équipements utilisés. Ce laboratoire a été financé en 2002 par Petrobras et par l’organisme de Financement d’Études et de Projets (Finep), qui dépend du Ministère des Sciences et de la Technologie. Il comprend également des chercheurs de la Coordination des Programmes de 3e cycle d’Ingénierie (Coppe), de l’Université Fédérale de Rio de Janeiro (UFRJ), du Groupe de Technologie et d’Informatique Graphique (Tecgraf), de l’Université Pontificale Catholique de Rio de Janeiro, de l’Université Publique de Campinas (Unicamp), de l’Université Fédérale d’Alagoas (Ufal) et de l’Institut de Recherches Technologiques (IPT).

L’exploitation du gaz naturel est l’un des défis technologiques de Petrobras et d’autres compagnies qui collaborent également avec des chercheurs et des fournisseurs d’équipements. Ils mènent actuellement des recherches sur la production, l’extraction et le transport de pétrole et de gaz réalisés dans des conditions inédites en fonction des cavités de gaz situées sous les couches de sel et constituées d’un ensemble de roches solides d’environ 2 kilomètres d’épaisseur. La couche de sel se comporte comme une barrière naturelle isolant le pétrole et le gaz qui se forment dans les roches carbonatées (voir article page 75), à une profondeur de 5 à 7 mille mètres.

Petrobras est leader dans l’exploitation de gisement de pétrole en haute-mer avec des puits en activité situés à 1 800 mètres de profondeur. L’entreprise analyse actuellement l’état des réserves des nouveaux puits pour déterminer la quantité qui sera exploitée commercialement dans une région qui s’étend des côtes de l’état d’Espírito Santo jusqu’aux côtes de l’état de Santa Catarina. L’entreprise étudie la technologie d’extraction de gaz et de pétrole dans des conditions extrêmes et le transport de ces produits jusqu’aux raffineries et aux distributeurs de gaz. Pour ce faire, elle a lancé le Programme Technologique pour le Développement de la Production des Réserves de la couche Pré-sel (Prosal). L’entreprise développe dans le plus grand secret 23 projets dans des différents domaines comme l’ingénierie des puits, des réserves et l’écoulement de gaz et de pétrole. «De nombreux détails sont gardés secrets», déclare Osvair Trevisan, directeur du Centre d’Étude Pétrolier (Cepetro) de l’Unicamp. «L’entreprise est en train de mettre au point le mode opératoire, les modèles et les paramètres d’ingénierie et de production. Nous estimons qu’il n’y aura pas de grands obstacles technologiques pour exploiter la couche pré-sel», affirme Osvair Trevisan, ancien Superintendant d’Exploitation de l’Agence Nationale du Pétrole (ANP).

Le secret qui entoure les détails les plus techniques, y compris dans la communauté scientifique qui travaille en partenariat avec Petrobras est probablement lié au contexte économique et aux voies qui seront choisies en matière d’exploitation de la couche pré-sel, car le pays verra ses réserves passer de 14 milliards de barils à 50 milliards ou plus. Des puits comme ceux de Tupi et d’Iara, dans le bassin de Santos, garantissent déjà entre 9 et 12 milliards de barils de réserve. Les premières analyses montrent qu’il s’agit d’un pétrole d’excellente qualité, capable d’offrir les produits les plus nobles à la pétrochimie, mais les réserves doivent encore être calculées avec exactitude. Quoi qu’il en soit, elles pourront hisser le Brésil au rang des 10 principaux producteurs mondiaux de pétrole. Le Brésil occupe actuellement la 24ème place des principaux producteurs de pétrole. On estime que la quantité de gaz naturel de la couche pré-sel pour le gisement de Tupi dans le bassin de Santos représente entre 176 milliards à 256 milliards de mètres cubes, la même quantité que les réserves pétrolières actuelles qui s’élèvent à 330 milliards de mètres cubes et qui se trouvent pour la plupart dans des gisements encore non exploités. Le Brésil importe encore 60 millions de m3 de gaz, dont la moitié provient de Bolivie.

La viabilité de l’exploitation commerciale et les quantités réelles des réserves ne seront établies qu’après des tests de longue durée (TLD), qui devraient s’étendre sur un an et demi à partir de mars 2009 pour le puits de Tupi. Les systèmes pilotes de production entreront ensuite en action au cours du deuxième semestre 2010. Si tout est validé et défini, la phase de production démarrera sur de nouvelles plateformes entre 2013 et 2014. La production sera tout d’abord de 100 mille barils de pétroles et de 5 millions de mètres cubes de gaz par jour.

Navire destiné au transport de gaz naturel liquéfié: Une possible solution pour le gisement de Tupi

PETROBRASNavire destiné au transport de gaz naturel liquéfié: Une possible solution pour le gisement de Tupi PETROBRAS

«Dans ce nouveau type d’exploitation, l’un des défis sera de forer la couche de sel car elle se déforme et peut provoquer la rupture de la colonne de forage. Il faut réaliser des contrôles à chaque instant», souligne le professeur Nishimoto. «Chaque puits doit avoir un modèle numérique spécifique expérimental informatisé reproduisant les conditions marines et du sol et calculant la dynamique des navires et des plateformes». C’est une des tâches des spécialistes en forage de Petrobras qui sont aidés par des institutions de recherche comme l’IPT et l’USP. «Les institutions reçoivent souvent des emails provenant de spécialistes se trouvant sur les plateformes de forage du bassin de Santos pour l’élaboration de prévisions et de calculs».Tout est réalisé avec beaucoup de minutie car, outre le sel qui est facilement fracturable, il faut perpétuer et préserver le puits en évitant que le foret se coince dans la couche de sel. «Le forage du sel en soi n’est pas compliqué, le problème c’est le déplacement de la couche de sel qui peut obturer le puits”, déclare le professeur Giuseppe Bacoccoli, membre du département de pétrole et de gaz de la Coppe-UFRJ et ancien employé de Petrobras. Contenir l’écroulement est une mission particulièrement difficile pour un type de roche saline appelée tachyhydrite. Les deux autres sont l’halite et la carnalite qui sont plus résistantes. Les équipes doivent donc être rapides pour préserver le puits et récupérer les forets qui sont souvent perdus dans la couche pré-sel du bassin de Santos.

Ciment et acier
Pour forer un puits, il faut utiliser un revêtement en acier et remplir l’espace situé entre celui-ci et la roche avec un ciment spécial. Malgré ces précautions, la pression du sel peut déformer l’acier. Pour éviter cela, l’entreprise étudie de nouveaux matériaux plus résistants. «Si le revêtement est trop lourd, ils gênera la progression de la sonde dans le puits. Il faut trouver un équilibre», souligne le géologue Cristiano Sombra, coordonnateur du Prosal. Comme il s’agit d’un nouveau domaine d’étude, il faut prendre toutes les précautions nécessaires qui impliquent de nombreuses études d’ingénierie et la coordination du Centre de Recherches de Petrobras (Cenpes) et de son département d’exploitation et de production. Le forage du premier puits a coûté 240 millions de dollars. Petrobras a dépensé 1,7 milliard de dollars pour creuser 15 puits. Les prochains forages ne devraient coûter que 60 millions de dollars. «Dans le bassin de Campos, le coût du forage de la couche pré-sel devrait s’élever à 15 millions de dollars maximum», souligne le professeur Bacoccoli.

Pour l’exploitation en eaux très profondes, les problèmes dûs aux conduites flexibles (risers) qui transportent le pétrole et le gaz jusqu’à la plateforme semblent désormais résolus. «Les risers utilisés à des profondeurs supérieures à 2 500 mètres sont en phase finale de mise au point et d’homologation», déclare le professeur Celso Pesce du Département d’Ingénierie Mécanique de la Poli. «Ces nouveaux risers seront utiles, même pour les forages ne concernant pas la couche pré-sel», dit-il. Celso Pesce et d’autres chercheurs de la Poli, mènent des études visant à analyser le comportement structurel et mécanique des risers pétroliers dans des projets menés en partenariat avec Petrobras et les entreprises qui fabriquent ces conduites. Cette recherche est financée par la FAPESP, la Finep et le Conseil National de Développement Scientifique et Technologique (CNPq), y compris pour les risers de grandes profondeurs. Les études analysent le rapport entre le mouvement des unités flottantes et l’action des vagues et du vent ainsi que la force exercée sur les risers qui vibrent avec le courant. La Poli étudie, entre autres, comment maintenir ces structures en fonctionnement à des profondeurs de 3 mille mètres sans fatigue mécanique.

Celso Pesce indique un autre défi à relever pour les risers utilisés dans la couche pré-sel. «La température de l’huile qui sera extraite est de 60 à 70 degrés Celsius avec une très forte pression interne. La couche externe du tube en contact avec l’eau des profondeurs est beaucoup plus froide, environ 4 degrés Celsius, et la perte de chaleur favorise la formation de paraffines qui obstruent la conduite. Ceci se produit également dans les puits de la couche post-sel. La solution utilisée actuellement est d’enlever la paraffine qui se forme à l’intérieur du tube avec un équipement appelé PIG qui fonctionne comme un déboucheur. Il faut concevoir de nouvelles conduites munies d’une isolation ou d’un contrôle thermique et qui évitent la formation de paraffines», souligne Celso Pesce, membre du Réseau de Structures Sous-marines, l’un des quarante réseaux de Petrobras qui compte aussi sur la collaboration de dizaines de centres de recherches brésiliens.

La corrosion est un autre aspect que les ingénieurs vont devoir surmonter pour forer des puits à 6 ou 7 mille mètres de profondeur. «Les tubes et les vannes installés au fond de l’océan, appelée arbres de noël, devront être plus résistants car dans cet environnement il y a beaucoup de dioxyde de carbone (CO2) et de soufre», déclare le professeur Nishimoto. «Ces aspects ajoutés à l’agressivité chimique et à l’instabilité structurelle du sol ne sont pas habituels pour Petrobras”, souligne le professeur Trevisan de l’Unicamp.

Des emplois sont disponibles
Les différents défis à relever vont provoquer une forte demande en professionnels. Leur nombre est encore incertain, mais les domaines sont déjà définis. «On aura besoin de professionnels dans le domaine métallo-mécanique, la pétrochimie, la logistique et les services, par exemple», souligne le professeur Trevisan. Les étudiants formés par les universités et les instituts de recherche seront toujours sollicités par l’entreprise. «En plus de 20 ans, le Cepetro a déjà formé plus de 300 maîtres et docteurs qui sont allés travailler chez Petrobras». De nombreux étudiants viennent également de l’Université Fédérale du Rio Grande do Sul, de l’UFRJ, de l’USP et de l’Université Publique Pauliste (Unesp), où a démarré la construction de l’Unespetro sur le campus de Rio Claro. Il s’agit d’un complexe tourné vers la recherche et l’enseignement appliqués à l’industrie du pétrole, mettant l’accent sur la géologie et l’environnement.

L’investissement initial pour la construction et l’achat des équipements s’élève à 5 millions de R$ qui seront entièrement financés par Petrobras. Le Centre de Géologie Sédimentaire (CGS) et le Centre d’Excellence en Géologie des Carbonatées (Nopec) seront installés dans un bâtiment de 1 600 m². «Petrobras a contacté l’Unesp au mois de mai 2007 après avoir pris la décision de créer un centre de recherche brésilien sur les roches carbonatées, celles qui se trouvent dans la couche pré-sel et qui contiennent les gisements de pétrole et de gaz récemment découverts», annonce le professeur Dimas Dias Brito, du département de Géologie Appliquée de l’Institut de Géosciences et de Sciences Exactes et responsable du projet Unespetro. «Le cours de géologie de Rio Claro existe depuis près de 40 ans et de nombreux professeurs, dont moi-même, ont déjà travaillé chez Petrobras», déclare-t-il. Les investissements de Petrobras ont permis que 18 de leurs géologues dispensent cette année un cours sur les roches carbonatées à l’Unesp pendant six mois. «Dans ce centre nous allons étudier tous les types de roches calcaires de la côte atlantique brésilienne, du pré-sel au post-sel. Les défis de la géologie sont énormes et spectaculaires. Aujourd’hui les géologues brésiliens, représentés par nos collègues de Petrobras, vivent un moment magique ”, conclut Dias Brito.

Une histoire ancienne
Une conjonction intéressante de facteurs géologiques et climatiques a créé de manière aléatoire le pétrole et le gaz du sous-sol marin, sous une couche de sel située le long du littoral sud-est/sud et distante de la côte. Cette réserve contient des roches carbonatées qui ont été produites par des cyanobactéries, il y a des millions d’années. Le démembrement du supercontinent Gondwana, qui a engendré l’Amérique du Sud et l’Afrique, a créé ici et là des lacs au cours d’une période comprise entre 113 millions et 145 millions d’années. L’eau de mer les a ensuite envahis et les bactéries ont alors commencé à interagir et à se développer dans ce tout nouvel écosystème carbonaté en milieu ras avec des températures et une salinité élevées. Cette action microbienne a généré des ensembles calcaires qui plus tard allaient héberger le pétrole créé par la transformation de la matière organique issue du plancton et de microorganismes qui se sont accumulés dans les anciens lacs. Durant des millions d’années, l’enterrement progressif des roches lacustres a réchauffé et exercé une pression sur cette matière qui s’est transformée en hydrocarbonates (gaz et pétrole). Ils ont été ensuite expulsés vers les roches carbonatées où ils ont été confinés.

«La couche imperméable rocheuse de sel qui possède des centaines de mètres d’épaisseur a fonctionné comme un bouclier et a empêché le pétrole de migrer vers les roches de la couche post-sel. Cette couche s’est formée en 500 mille ans dans un espace de temps géologique court et probablement au cours d’une période comprise entre 112 e 113 millions d’années, lors de la grande évaporation de l’océan primitif», explique le professeur Dimas Dias Brito, de l’Unesp. La couche de sel existe également dans d’autres régions, y compris sur terre, comme dans la commune de Carmópolis dans l’état de Sergipe, où Petrobras exploite différents puits. «Même le pétrole du bassin de Campos (exploité depuis les années 70) se trouve sous la couche de sel. Il s’agit d’hydrocarbonates qui ont migré vers les roches supérieures composées de calcaire et d’arénite, à travers les fissures de la couche de sel, vers des zones sous-marines rases, où la couche est plus fine. La plupart du pétrole exploité au Brésil provient de lacs anciens qui ont précédé l’Atlantique Sud». Il souligne que les réserves carbonatées de la couche pré-sel ne sont pas d’énormes cavités remplies de pétrole ou de gaz, mais des couches de roches poreuses reliées entre elles.

Bien qu’il n’ait pas davantage de détails sur les nouveaux gisements, Dias Brito rappelle que ces formations carbonatées par l’action des cyanobactéries sont uniques au monde car les autres formations calcaires associées au pétrole ont d’autres origines.

 

 

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