Chapitre 75 - La prospection et l'extraction pétrolières

Figure 75.1 Production mondiale de pétrole brut, 1995

Figure 75.2 Production mondiale de liquides du gaz naturel, 1995

La désignation des pétroles bruts indique souvent à la fois le type de produit et la région où il a été découvert pour la première fois. Par exemple, le premier pétrole brut commercial, le brut de Pennsylvanie, doit son nom à son lieu d’origine aux Etats-Unis. D’autres exemples sont le léger d’Arabie saoudite et le lourd du Venezuela. Deux bruts de référence utilisés pour fixer les cours mondiaux sont le pétrole léger non sulfuré du Texas et le Brent de la mer du Nord.

La classification des pétroles bruts

Tableau 75.1 Caractéristiques et propriétés approximatives et potentiel en essence
de différents pétroles bruts représentatifs*

* Chiffres moyens représentatifs.

Tableau 75.2 Composition du pétrole brut et du gaz naturel

Des analyses relativement simples sont pratiquées pour classer les pétroles bruts, suivant le type d’hydrocarbures qui prédominent, en paraffinique, naphténique, aromatique ou mixte. Les bruts à base mixte ont des quantités variables de chaque type d’hydrocarbures. Une méthode d’analyse du Bureau américain des mines (US Bureau of Mines) est fondée sur la distillation; une autre (facteur de caractérisation UOP (Universal Oil Products) des produits pétroliers) sur la densité et les points d’ébullition. Des analyses plus complètes permettent de déterminer la valeur du brut (c’est-à-dire rendement en produits utiles et qualité de ceux-ci) et les paramètres de traitement. Les pétroles bruts sont généralement groupés en fonction de leur hiérarchie par rendement, l’un des produits les plus souhaitables étant l’essence à haut indice d’octane. Les charges de raffinerie consistent le plus souvent en un mélange de deux bruts différents ou plus.

Les pétroles bruts sont également caractérisés par leur degré API (American Petroleum Institute). Par exemple, les pétroles bruts lourds ont un degré API faible (et une masse volumique élevée). Un pétrole brut à faible degré API peut avoir un point d’éclair élevé ou bas, en fonction de ses fractions les plus légères (constituants les plus volatils). Etant donné l’importance de la température et de la pression dans le processus de raffinage, les pétroles bruts sont également classés en fonction de leur viscosité, de leur point d’écoulement et de leurs limites d’ébullition. D’autres caractéristiques physiques et chimiques, telles que la couleur et la teneur en carbone résiduel, sont également prises en considération. Les pétroles bruts riches en carbone, pauvres en hydrogène et à faible degré API sont généralement riches en hydrocarbures aromatiques; ceux qui sont pauvres en carbone, riches en hydrogène et dont le degré API est élevé sont habituellement riches en paraffines.

Les pétroles bruts qui contiennent des quantités appréciables de sulfure d’hydrogène (H₂S) ou d’autres composés sulfurés réactifs sont appelés «acides». Ceux qui sont moins riches en soufre sont dits «non sulfurés» ou «non corrosifs». Il y a quelques exceptions à cette règle, par exemple les bruts de l’ouest du Texas (toujours considérés comme «acides» quelle que soit leur teneur en H₂S) et les bruts d’Arabie à forte teneur en soufre (qui ne sont pas considérés comme «acides», car les composés sulfurés qu’ils contiennent sont peu réactifs).

Le gaz naturel comprimé et les gaz d’hydrocarbures liquéfiés

Figure 75.3 Puits de gaz naturel offshore dans 87,5 m d'eau, zone de Pitas Point, passe
de Santa Barbara, Californie du Sud (Etats-Unis)

Le gaz naturel contient entre 90 et 99% d’hydrocarbures, principalement du méthane (l’hydrocarbure le plus simple), et de plus petites quantités d’éthane, de propane et de butane. Il contient également des traces d’azote, de vapeur d’eau, de dioxyde de carbone, de sulfure d’hydrogène et, parfois, des gaz inertes comme l’argon ou l’hélium. Les gaz naturels qui contiennent plus de 50 g/m³ d’hydrocarbures composés de molécules de 3 atomes de carbone ou plus (C₃ ou au-delà) sont classés comme gaz «pauvres».

Selon son utilisation comme combustible, le gaz naturel est comprimé ou liquéfié. Le gaz naturel extrait des gisements de gaz et de condensats de gaz est traité sur place de manière à satisfaire à des critères précis pour le transport avant d’être comprimé et envoyé dans les gazoducs. Cette préparation comprend l’élimination de l’eau au moyen de séchoirs (déshydrateurs, séparateurs et réchauffeurs), l’élimination du pétrole à l’aide de filtres coalescents et l’extraction des solides par filtration. Le sulfure d’hydrogène et le dioxyde de carbone sont également éliminés du gaz naturel pour prévenir la corrosion des gazoducs et du matériel de compression et de transport. Le propane, le butane et le pentane, présents dans le gaz naturel, sont eux aussi éliminés avant le transport pour éviter qu’ils ne se condensent et ne forment des liquides dans le système (voir la rubrique «La production et le traitement du gaz naturel» ci-après).

Figure 75.4 La plus grande usine de GNL du monde, à Arzew, Algérie

Les gaz associés au pétrole et les gaz à condensat sont classés parmi les gaz «riches» parce qu’ils contiennent de grandes quantités d’éthane, de propane, de butane et d’autres hydrocarbures saturés. Les gaz associés au pétrole et les gaz à condensat sont séparés et liquéfiés pour obtenir du gaz de pétrole liquéfié (GPL) par compression, adsorption, absorption et refroidissement dans les usines de transformation du pétrole et du gaz. Ces usines de traitement du gaz produisent aussi de l’essence naturelle et d’autres fractions d’hydrocarbures.

Tableau 75.3 Composition approximative du gaz naturel et du gaz de raffinerie
(pourcentage en volume)

s.o. = sans objet

Le gaz naturel combustible, d’un pouvoir calorifique de 35,7 à 41,9 MJ/m³ (8 500 à 10 000 kcal/m³), sert essentiellement à produire de la chaleur dans des applications domestiques, agricoles, commerciales et industrielles. L’hydrocarbure de gaz naturel est également utilisé comme matière première dans des procédés pétrochimiques et chimiques. Le gaz de synthèse (CO + H₂), obtenu par oxygénation à partir du méthane ou par transformation de la vapeur d’eau, est utilisé pour produire de l’ammoniac, de l’alcool et d’autres produits chimiques organiques. Le gaz naturel comprimé (GNC) et le gaz naturel liquéfié (GNL) sont tous les deux utilisés comme carburants pour les moteurs à combustion interne. Les gaz de pétrole liquéfiés (GPL) provenant du raffinage ont des pouvoirs calorifiques élevés, de 93,7 MJ/m³ pour le propane (22 400 kcal/m³) et 122,9 MJ/ m³ pour le butane (29 900 kcal/m³); ils servent de combustibles de chauffage dans les logements et les locaux commerciaux et industriels et comme carburants pour les véhicules (National Fire Protection Association (NFPA), 1991). Les hydrocarbures non saturés (éthylène, propylène, etc.) dérivés des gaz de raffinerie peuvent être convertis en essence à indice d’octane élevé ou employés comme matière première dans les industries chimique et pétrochimique.

Les propriétés des gaz d’hydrocarbures

Selon l’Association nationale de protection contre l’incendie (National Fire Protection Association (NFPA)), aux Etats-Unis, les gaz inflammables sont ceux qui brûlent dans les concentrations d’oxygène normalement présentes dans l’air. La combustion des gaz inflammables est semblable à celle des vapeurs d’hydrocarbures liquides inflammables; il faut en effet qu’une température d’inflammation précise soit atteinte pour que le gaz commence à brûler, et il n’y aura combustion que dans une certaine fourchette de mélanges de gaz et d’air. Les liquides inflammables ont un point d’éclair, qui est la température — toujours inférieure à leur point d’ébullition — à laquelle ils dégagent suffisamment de vapeurs pour qu’il y ait combustion. Il n’y a pas de point d’éclair apparent pour les gaz inflammables, car ils se trouvent normalement à des températures supérieures à leur point d’ébullition, même lorsqu’ils sont liquéfiés et, donc, toujours à des températures nettement supérieures à leur point d’éclair.

La NFPA (1976) définit comme suit les gaz comprimés et liquéfiés:

• «Les gaz comprimés sont les gaz qui, aux températures atmosphériques normales à l’intérieur du récipient qui les contient, n’existent qu’à l’état gazeux sous pression».
• «Les gaz liquéfiés sont les gaz qui, aux températures atmosphériques normales à l’intérieur du récipient qui les contient, existent partiellement à l’état liquide et partiellement à l’état gazeux, et sont sous pression tant qu’il reste du liquide dans le récipient».

Le principal facteur qui détermine la pression à l’intérieur du récipient est la température du liquide stocké. Lorsqu’il est exposé à l’atmosphère, le gaz liquéfié se vaporise très rapidement et se déplace à la surface de l’eau ou du sol, à moins qu’il ne soit dispersé dans l’atmosphère par le vent ou par un mouvement d’air mécanique. Aux températures atmosphériques normales, un tiers environ du liquide contenu dans le récipient se vaporise.

Lorsque les levés et les mesures indiquent la présence de formations ou de strates susceptibles de contenir du pétrole, on effectue des sondages d’exploration pour déterminer s’il y a ou non du pétrole ou du gaz et, dans l’affirmative, si celui-ci est extractible et exploitable en quantités commercialement viables.

Les opérations en mer

Bien que le premier forage en mer ait eu lieu au début du siècle au large des côtes de Californie, c’est l’année 1938 qui marque le début des forages sous-marins modernes, avec la découverte d’un gisement dans le golfe du Mexique, à 1,6 km des côtes des Etats-Unis. Après la seconde guerre mondiale, les forages en mer se sont considérablement développés, d’abord dans des eaux peu profondes adjacentes à des zones de production terrestres déjà connues, puis dans d’autres zones d’eaux plus ou moins profondes du monde entier, sous des climats allant de celui de l’Arctique à celui du golfe Persique. Au début, les forages sous-marins n’étaient possibles que dans des profondeurs d’eau ne dépassant pas 91 m; aujourd’hui, les plates-formes modernes permettent de forer à des profondeurs supérieures à 3 200 m. Les activités pétrolières en mer comprennent entre autres la prospection, le forage, la production, le traitement, les travaux de construction, d’entretien et de réparation sous l’eau, et le transport du pétrole et du gaz vers le littoral par navire ou oléoduc.

Les plates-formes de forage en mer

Figure 75.6 Installation flottante de forage en mer: le navire de forage
Ben Ocean Laneer

Dans le cas des plates-formes flottantes de forage en eaux profondes, l’équipement de la tête de puits est descendu jusqu’au fond de la mer et scellé au tubage de puits. La technologie des fibres optiques permet de contrôler et de faire fonctionner à distance, depuis une grande plate-forme centrale, des plates-formes satellites plus petites et des plaques de base sous-marines. Les installations de production situées sur la grande plate-forme traitent le pétrole brut, le gaz et le condensat provenant des installations satellites, avant qu’ils soient transportés à terre.

Tableau 75.4 Types de plates-formes utilisés pour les forages sous-marins

Les types de puits

Les puits d’exploration. Après l’analyse des données géologiques et les levés géophysiques, on procède au forage de puits d’exploration, à terre ou en mer. Les forages dans des zones où l’on n’a encore trouvé ni pétrole ni gaz sont appelés «forages de reconnaissance». Ceux qui permettent de découvrir du pétrole ou du gaz sont appelés «puits de découverte». D’autres puits d’exploration, appelés «puits de délinéation», sont forés pour délimiter la formation productive ou pour en rechercher de nouvelles au-dessous ou à côté de cette dernière. Un forage qui ne permet pas de trouver du pétrole ou du gaz, ou seulement d’en trouver trop peu pour une exploitation économique, est appelé «puits sec» ou «forage improductif».

Les puits de développement. Après une découverte, on délimite grossièrement l’étendue du réservoir à l’aide d’une série de puits de délinéation. On fore alors des puits de développement pour produire du pétrole et du gaz. Le nombre de puits de développement à forer dépend des caractéristiques prévues du nouveau gisement, quant à sa taille et à sa productivité. Comme on n’est sûr ni du profil ni des limites du gisement découvert, certains puits de développement peuvent se révéler par la suite être des puits secs. Le forage et la production ont parfois lieu simultanément.

Les puits à géopression/géothermiques. Les puits à géopression/ géothermiques sont des puits qui produisent de l’eau sous très haute pression (50 MPa) et à haute température (149 °C) qui peut contenir des hydrocarbures. L’eau devient un nuage de vapeur chaude qui se répand rapidement dans l’atmosphère en cas de fuite ou de rupture.

Les puits marginaux. Les puits marginaux sont des puits qui extraient d’un réservoir moins de 10 barils de pétrole par jour.

Les puits à plusieurs niveaux. Lorsque, en forant un puits simple, on découvre des formations productives multiples, il est possible de faire passer dans ce puits plusieurs trains de tiges de forage à raison d’un par formation. Le pétrole et le gaz issus de chaque formation sont dirigés vers leurs tuyauteries respectives, isolées les unes des autres par des garnitures qui obturent les espaces annulaires entre les tiges et le tubage du puits. Ces puits sont appelés puits à plusieurs niveaux.

Les puits d’injection. Les puits d’injection servent à pomper de l’air, de l’eau, des gaz ou des produits chimiques dans les gisements productifs soit pour maintenir la pression, soit pour diriger le pétrole vers les puits de production par la force hydraulique ou par une élévation de pression.

Les puits de service. Les puits de service comprennent ceux utilisés pour les opérations de repêchage et de câblage, la pose et la dépose de garnitures/d’obturateurs et la reprise du forage. Des puits de service sont également forés pour l’évacuation sous terre de l’eau salée, qui est séparée du pétrole brut et du gaz.

Les méthodes de forage

Figure 75.7 Installation de forage sur l'île d'Ellef Ringnes dans l'Arctique canadien

Le forage par percussion ou au câble. La technique de forage la plus ancienne est le forage par percussion ou forage au câble. Cette méthode lente, et qui ne permet de forer qu’à de faibles profondeurs, est rarement utilisée. Elle consiste à attaquer la roche en soulevant puis en laissant tomber un trépan à ciseau lourd avec une tige au bout d’un câble. Le trépan est retiré par intervalles, et les déblais du forage sont mis en suspension dans l’eau puis ramenés à la surface par vidange ou pompage. A mesure que le trou grandit, il est doublé d’un cuvelage en acier afin d’éviter tout effondrement et de protéger les nappes phréatiques contre la pollution. De tels puits, même peu profonds, nécessitent beaucoup de travail et, quand on rencontre du pétrole ou du gaz, il n’y a aucun moyen de maîtriser le flux immédiat du produit jusqu’à la surface.

Le forage rotary. Cette méthode est la plus courante. On l’utilise pour forer à la fois des puits d’exploration et des puits de production jusqu’à des profondeurs supérieures à 7 km. Des systèmes de forage légers, montés sur camion, sont utilisés pour forer à terre des puits sismiques peu profonds. Des systèmes mobiles et flottants rotatifs, d’un poids moyen ou important, sont utilisés pour forer des puits d’exploration et des puits de production. L’équipement de forage rotatif est monté sur une plate-forme qui comporte une tour de forage de 30 à 40 m de haut; il comprend une table de rotation, un moteur, un mélangeur de boue, une pompe d’injection, un système de levage à câble à tambour ou à treuil, et de nombreuses sections de tige d’environ 27 m de long chacune. La table de rotation fait tourner une tige carrée reliée à la tige de forage. La tige carrée est équipée d’un injecteur de boue placé à son sommet, lui-même relié à des obturateurs antiéruption. La tige de forage tourne à une vitesse de 40 à 250 tours/min, en entraînant soit un trépan à lames avec des arêtes tranchantes en biseau, soit un trépan à molettes avec des dents en matériau très dur.

Le forage par percussion-rotation. Le forage par percussion-rotation est une méthode mixte. Il consiste à utiliser un système de forage rotatif avec un liquide hydraulique circulant qui fait fonctionner un mécanisme de type marteau-piqueur. Grâce à une succession de percussions rapides, la tige de forage creuse le sol par une action combinée de forage et de martelage.

L’électroforage et le turboforage. La plupart des tables de rotation, des treuils et des pompes des systèmes de forage lourds sont entraînés par un moteur électrique ou une turbine, ce qui donne une plus grande souplesse et permet de commander les opérations à distance. L’électroforage et le turboforage sont des méthodes plus récentes qui apportent un gain de puissance au trépan en le reliant directement au moteur de forage situé juste au-dessus de lui dans le fond du puits.

Le forage dirigé. Le forage dirigé est une technique de forage rotatif dans laquelle on fait dévier la tige de forage selon un tracé courbe au fur et à mesure que le trou grandit. Il est utilisé pour atteindre des gisements inaccessibles par forage vertical. Il permet également de réduire les coûts, car on peut forer plusieurs puits dans différentes directions depuis une seule plate-forme. Le forage à longue distance permet d’exploiter depuis les côtes des réservoirs sous-marins. Nombre de ces techniques sont possibles grâce à l’utilisation d’ordinateurs pour diriger des machines de forage automatiques et des tubes flexibles (tubes spirales) qui sont descendus et remontés sans qu’il soit nécessaire d’en emboîter ou déboîter les différentes sections.

Autres méthodes de forage. Le forage par abrasion utilise un produit abrasif sous pression (au lieu d’une maîtresse-tige et d’un trépan) pour s’attaquer aux roches. Les autres méthodes comprennent le forage à l’explosif et le forage par percement à la flamme.

L’abandon des puits. Lorsque les réservoirs de pétrole et de gaz ne sont plus productifs, les puits sont généralement obturés avec du ciment afin d’éviter des remontées ou des fuites jusqu’à la surface et de protéger les couches et les eaux souterraines. Une fois l’équipement enlevé, le site des puits abandonnés est nettoyé et rendu à son état normal.

Les opérations de forage

Les techniques de forage

La plate-forme de forage sert de base à partir de laquelle les travailleurs emboîtent et déboîtent les sections de la tige de forage utilisées pour augmenter la profondeur du puits. A mesure que le trou se creuse, de nouvelles longueurs de tige sont ajoutées. Le train de tiges est suspendu à la tour de forage; lorsqu’un trépan doit être changé, tout le train de tiges de forage est extrait du trou, et chaque section est déboîtée et rangée verticalement à l’intérieur de la tour de forage. Après qu’un nouveau trépan a été installé, on procède en sens inverse, et les tiges sont réintroduites dans le trou. Il faut opérer avec beaucoup de soin pour éviter que le train de tiges ne se déboîte de lui-même et ne tombe dans le trou, car il peut alors être très difficile et très onéreux de le récupérer et le puits risque même d’être perdu si cela est impossible. Un autre problème peut se poser si les outils de forage restent coincés dans le trou quand le forage s’arrête. C’est pour cela que, lorsqu’un forage a commencé, il se poursuit généralement jusqu’à ce que le puits soit terminé.

La boue de forage

La boue de forage est un liquide composé d’eau ou de pétrole et d’argile avec des additifs chimiques (formaldéhyde, chaux, hydrazide de sodium ou baryte, par exemple). On y ajoute souvent de la soude caustique pour agir sur le pH (acidité) et pour neutraliser les additifs et les liquides de complétion potentiellement dangereux. La boue de forage, injectée sous pression dans le puits, depuis le réservoir mélangeur qui se trouve sur la plate-forme de forage, descend à l’intérieur de la tige de forage jusqu’au trépan. Elle remonte ensuite entre la tige de forage et les parois du trou et revient à la surface où elle est filtrée et remise en circulation.

La boue de forage a pour fonctions de refroidir et de lubrifier le trépan, de lubrifier la tige de forage et de faire remonter les déblais. Elle sert également à contenir le flux qui remonte du puits en tapissant les parois du trou et en opposant une résistance à la pression des gaz, du pétrole ou de l’eau rencontrée par le trépan. Des jets de boue sous pression peuvent aussi être injectés au fond du trou afin de faciliter le forage.

Le tubage et la cimentation

Le tubage est un tube en acier spécial épais qui constitue le revêtement du trou de forage. Il sert à empêcher l’éboulement des parois et à protéger les nappes phréatiques en évitant toute fuite de la boue qui remonte vers la surface pendant les opérations de forage. Il sert aussi à isoler les sables imprégnés d’eau et les zones de gaz sous haute pression. Le tubage est d’abord posé près de la surface pour guider la tige de forage. Il est alors fixé par cimentation; un laitier de ciment est injecté dans la tige de forage et est refoulé vers le haut par l’espace compris entre le tubage et les parois du puits. Quand le ciment a pris et que le tubage est scellé, on continue à forer en utilisant un trépan de diamètre plus petit.

Une fois le tubage de surface mis en place, des obturateurs antiéruption (grosses vannes, sacs ou mâchoires) sont fixés au sommet du tubage, dans ce que l’on appelle une cheminée. Après la découverte de pétrole ou de gaz, le tubage est posé au fond du puits pour empêcher la poussière, les roches, l’eau salée et d’autres polluants de remonter dans le trou et pour servir de conduit permettant de récupérer le pétrole brut et le gaz extraits.

La complétion, la récupération assistée et le reconditionnement

La complétion

La complétion est le processus qui consiste à amener un puits en phase productive après qu’il a été foré à la profondeur où l’on s’attend à trouver du pétrole ou du gaz. Elle implique un certain nombre d’opérations, y compris l’insertion du tubage et l’enlèvement de l’eau et des sédiments de la conduite afin que le flux ne rencontre pas d’obstacle. Des trépans carottiers spéciaux sont utilisés pour forer et extraire des carottes atteignant jusqu’à 50 m de long qui seront soumises à des analyses pendant les opérations de forage afin de déterminer quand il convient de procéder à la pose du tubage. On extrait d’abord la tige de forage et le trépan, avant de fixer par cimentation la dernière colonne de tubage. Un perforateur, qui est un tube de métal comportant des alvéoles dans lesquelles sont placées des balles ou des charges explosives creuses, est alors descendu dans le puits. On fait exploser les charges par une impulsion électrique, ce qui produit dans le tubage des perforations qui permettent au pétrole et au gaz de remonter à la surface par le puits.

Le flux de pétrole brut et de gaz naturel est commandé par une série de vannes, que l’on appelle «arbres de Noël», placées à la tête du puits. Des appareils de surveillance et de commande permettent d’actionner manuellement ou de façon automatique les vannes de sécurité de surface et souterraines, en cas de changement de la pression, d’incendie ou d’autre situation dangereuse. Une fois recueillis, le pétrole et le gaz sont séparés et l’on extrait l’eau et les sédiments du pétrole brut.

La production et la conservation du pétrole brut et du gaz

La production de pétrole consiste essentiellement en une opération de déplacement de celui-ci sous l’action de l’eau ou du gaz. Au moment du premier forage, presque tout le pétrole brut est sous pression. Cette pression naturelle décroît à mesure que le pétrole et le gaz sont extraits du réservoir, pendant les trois phases de la durée de vie de ce dernier:

• Au cours de la première phase, dite de production éruptive, le débit est déterminé par la pression naturelle dans le réservoir, qui vient du gaz dissous dans le pétrole, du gaz piégé sous pression au-dessus du pétrole et de la pression hydraulique de l’eau piégée sous le pétrole.
• La récupération assistée, qui est la deuxième phase, consiste à injecter du gaz sous pression dans le gisement lorsque la pression naturelle a baissé.
• La troisième phase, celle de la production marginale, intervient lorsque les puits ne produisent plus que par intermittence.

Autrefois, on comprenait mal les forces agissant sur la production de pétrole et de gaz. L’étude du comportement des réservoirs de pétrole et de gaz a commencé au début du XX^e siècle, période à laquelle il fut découvert que l’injection d’eau dans un réservoir augmentait la production. A cette époque, l’industrie pétrolière récupérait entre 10 et 20% de la capacité d’un réservoir, alors que les taux de récupération les plus récents dépassent 60% avant que le puits ne devienne improductif. Si l’on s’efforce de régler le débit, c’est parce que plus le taux de production est élevé, plus la pression diminue rapidement dans le réservoir, ce qui réduit d’autant le volume total de pétrole susceptible d’être récupéré. Deux méthodes utilisées pour préserver les gisements de pétrole sont l’exploitation concertée et l’espacement réglementaire des puits:

• L’exploitation concertée est l’exploitation d’un gisement comme une seule unité afin d’appliquer des méthodes de récupération secondaire et de maintenir la pression, même lorsque plusieurs exploitants se trouvent sur les lieux. La production totale est ensuite répartie équitablement entre les exploitants.
• L’espacement réglementaire des puits consiste à limiter le nombre de puits et à les placer rationnellement de manière à maximiser la production sans épuiser prématurément le gisement par un nombre excessif de forages.

L’augmentation des quantités récupérées

Diverses méthodes de récupération permettent d’améliorer la productivité des réservoirs de pétrole et de gaz. L’une de ces méthodes consiste à ouvrir par des moyens chimiques ou physiques des passages dans les couches pour permettre au pétrole et au gaz de se déplacer plus librement à travers les réservoirs jusqu’au puits. On injecte de l’eau et du gaz dans le gisement afin de maintenir la pression d’exploitation par déplacement naturel. Les méthodes de récupération secondaire, dont le déplacement par pression, l’injection de gaz dans les puits et le noyage, améliorent et rétablissent la pression des réservoirs. La récupération assistée consiste à utiliser diverses méthodes de récupération secondaire dans différentes combinaisons. Elle comprend également des méthodes plus perfectionnées en vue d’extraire des quantités supplémentaires de produit des réservoirs épuisés, telle la récupération thermique, qui utilise la chaleur au lieu de l’eau ou du gaz pour chasser le reste de pétrole brut du réservoir.

L’acidification

L’acidification est une méthode qui permet d’augmenter la production d’un puits en introduisant directement de l’acide dans un réservoir productif afin d’ouvrir des passages d’écoulement par réaction de produits chimiques avec les minéraux. A l’origine, on a recouru à l’acide chlorhydrique pour dissoudre les formations calcaires et le grès. On l’appelle souvent «acide à boue», car il sert aujourd’hui à nettoyer les trous colmatés par la boue de forage et à rétablir la perméabilité aux alentours du trou de forage. Il est encore couramment utilisé, mais on y ajoute différents produits chimiques pour limiter la réaction et empêcher la corrosion et la formation d’émulsions.

L’acide fluorhydrique, l’acide formique et l’acide acétique sont eux aussi utilisés, avec l’acide chlorhydrique, en fonction du type de roche ou de minéraux que l’on trouve dans le réservoir. L’acide chlorhydrique est toujours combiné de nos jours avec l’un ou l’autre de ces trois acides. Les acides formique et acétique sont utilisés dans les réservoirs profonds de calcaire et de dolomie à très haute température et comme acides de désagrégation avant la perforation. De l’acide acétique est également versé dans les puits comme agent tampon de neutralisation pour ajuster le pH des liquides de stimulation des puits. Presque tous les acides sont associés à des additifs tels que des inhibiteurs pour empêcher une réaction avec les tubages métalliques et des agents tensioactifs pour empêcher la formation de boues collantes et d’émulsions.

La fracturation

La fracturation est la méthode utilisée pour augmenter par la force ou par la pression le débit de pétrole ou de gaz à travers un réservoir et jusqu’aux puits. La production peut diminuer lorsque la formation du réservoir n’est pas suffisamment perméable pour permettre au pétrole de s’écouler librement vers le puits. Des voies d’écoulement souterraines sont ouvertes par injection dans le réservoir d’un liquide sous forte pression traité avec des agents de soutènement (sable, métal, granules chimiques et coquilles), afin de créer des fissures. On peut aussi y ajouter de l’azote pour stimuler l’expansion. Lorsque la pression baisse, le liquide se retire et les agents de soutènement restent en place, maintenant la fissure ouverte de manière que le pétrole puisse s’écouler plus librement.

La fracturation massive désigne l’injection de volumes très importants de liquide dans les puits afin de créer hydrauliquement des fissures de plusieurs milliers de mètres. Cette méthode sert généralement à ouvrir des puits de gaz lorsque les formations du réservoir sont d’une densité telle que même le gaz ne peut les traverser.

Le maintien de la pression

Deux des techniques courantes de maintien de la pression sont l’injection d’eau et de gaz (air, azote, dioxyde de carbone et gaz naturel) dans les réservoirs où la pression naturelle est réduite ou insuffisante pour la production. Ces deux méthodes nécessitent le forage de puits d’injection auxiliaires en des endroits précis pour obtenir les meilleurs résultats. L’injection d’eau ou de gaz pour maintenir la pression d’exploitation dans le puits est appelée déplacement naturel. L’injection de gaz sous pression pour augmenter la pression du réservoir est appelée extraction par éjection.

L’injection d’eau

La méthode secondaire de récupération assistée la plus courante consiste à envoyer de l’eau dans un réservoir afin de chasser le pétrole vers les puits de production. Dans le système de maille à cinq puits, par exemple, on fore quatre puits qui forment un carré dont le centre est occupé par le puits de production. L’injection est réglée afin de maintenir une progression égale de l’eau dans le gisement jusqu’au puits de production. Une partie de l’eau utilisée est de l’eau salée extraite du pétrole brut. Dans le système d’injection d’eau à basse pression, on ajoute un agent tensioactif à l’eau pour faciliter le passage de l’eau à travers le gisement en réduisant son adhérence à la roche.

L’injection de produits miscibles

L’injection de liquides miscibles et l’injection de polymères miscibles sont des méthodes secondaires de récupération assistée utilisées pour améliorer l’injection d’eau en réduisant la tension superficielle du pétrole brut. Un liquide miscible (c’est-à-dire qui peut se dissoudre dans le brut) est injecté dans le gisement. On envoie ensuite un autre liquide qui chasse le mélange brut-liquide miscible vers le puits de production. L’injection de polymères miscibles consiste à employer un détergent pour extraire le brut des couches. Un gel ou une eau boueuse sont injectés juste après le détergent afin de déplacer le brut vers le puits de production.

La combustion in situ

La combustion in situ est une méthode de récupération thermique onéreuse consistant à injecter de grandes quantités d’air ou de gaz contenant de l’oxygène dans le gisement et à faire brûler une partie du pétrole brut. La chaleur dégagée fluidifie le brut lourd et facilite son déplacement. Les gaz chauds, produits par le feu, augmentent la pression dans le réservoir et créent un front de combustion étroit qui pousse le brut fluide du puits d’injection vers le puits de production. Le brut plus lourd reste en place et alimente la combustion à mesure de la lente progression du front de combustion. Le processus est suivi de près et réglé par dosage de l’air ou du gaz injecté.

L’injection de vapeur

L’injection de vapeur consiste à chauffer le pétrole brut pour réduire sa viscosité en injectant de la vapeur d’eau surchauffée dans la strate la plus profonde d’un réservoir relativement peu profond. La vapeur est injectée sur une période de 10 à 14 jours, et le puits est fermé pendant une semaine environ pour permettre à la vapeur de bien chauffer tout le réservoir. Pendant ce temps, la forte chaleur cause l’expansion des gaz du réservoir et, par conséquent, fait augmenter la pression dans celui-ci. Le puits est alors rouvert et le brut chauffé, moins visqueux, se déverse dans le puits. Une méthode plus récente consiste à injecter de la vapeur d’eau moins chaude à basse pression dans un secteur plus étendu couvrant deux ou trois zones — ou plus — à la fois, ce qui crée une nappe de vapeur qui comprime le pétrole dans chacune de ces zones. Cela permet d’obtenir un flux de pétrole plus important à la surface tout en utilisant moins de vapeur.

La production et le traitement du gaz naturel

Il existe deux types de puits produisant du gaz naturel. Les puits de gaz humide donnent du gaz qui contient des liquides dissous, et les puits de gaz sec du gaz qui ne peut pas être facilement liquéfié.

A la sortie des puits de production, le gaz naturel est envoyé dans des unités pour y être traité. Le traitement du gaz exige une bonne connaissance de la manière dont la température et la pression interagissent et modifient les propriétés des fluides et des gaz. Presque toutes ces unités traitent des gaz constitués d’un mélange d’hydrocarbures. Le but de cette opération est de séparer ces gaz en composants ayant une composition semblable par divers procédés tels que l’absorption, le fractionnement et le recyclage, de façon qu’ils puissent être transportés et utilisés par les consommateurs.

Les procédés d’absorption

L’absorption comprend trois étapes: la récupération, l’extraction et la séparation.

La récupération. Cette opération consiste à éliminer du gaz naturel les gaz résiduaires dont on ne veut pas et une partie du méthane. Elle s’effectue dans un réservoir à contre-courant, dans lequel le gaz pénètre par le bas et remonte à travers l’huile d’absorption qui, elle, descend dans la cuve. L’huile d’absorption est «pauvre» quand elle entre au sommet du réservoir, et «riche» quand elle en sort par le fond après avoir extrait du gaz les hydrocarbures voulus. Le gaz qui sort au sommet du réservoir est appelé «gaz résiduaire».

L’absorption peut également se faire par réfrigération. Le gaz résiduaire est utilisé pour refroidir le gaz entrant qui passe ensuite à travers un refroidisseur opérant à des températures comprises entre 0 et –40 °C. L’huile d’absorption pauvre traverse un bloc réfrigérant avant d’entrer en contact avec le gaz froid dans la colonne d’absorption. La plupart des usines utilisent du propane comme réfrigérant dans les refroidisseurs. On injecte directement du glycol dans le flux de gaz entrant afin qu’il se mélange avec l’eau éventuellement contenue dans le gaz, de manière à empêcher le gel et la formation d’hydrates. Le mélange eau-glycol est dissocié des vapeurs et des liquides d’hydrocarbures dans le séparateur, puis reconcentré par évaporation de l’eau dans un régénérateur.

L’extraction. L’étape suivante du processus d’absorption est l’extraction, ou déméthanisation, qui consiste à séparer le méthane restant de l’huile riche dans des unités de récupération de l’éthane. L’opération comprend en général deux phases: dans un premier temps, on extrait au moins la moitié du méthane de l’huile riche en réduisant la pression et en augmentant la température. L’huile riche restante contient généralement assez d’éthane et de propane pour justifier une réabsorption. Le gaz en excédent, lorsqu’il n’est pas vendu, sert de combustible dans des usines ou de présaturateur; il peut aussi être recyclé dans le gaz admis dans l’absorbeur principal.

La séparation. La dernière étape du processus d’absorption, la distillation, utilise les vapeurs pour extraire les hydrocarbures recherchés de l’huile d’absorption riche. Les distillateurs humides fonctionnent à la vapeur d’eau. Dans les distillateurs secs, la récupération s’effectue avec des vapeurs d’hydrocarbures, qui sont obtenues par vaporisation partielle des huiles chaudes envoyées dans le rebouilleur de l’appareil de distillation. C’est dans celui-ci que sont déterminés le point d’ébullition final et le poids moléculaire de l’huile pauvre, ainsi que le point d’ébullition du mélange final de produits hydrocarbonés.

Autres procédés

Le fractionnement. Le fractionnement consiste à dissocier les mélanges d’hydrocarbures qui proviennent des usines d’absorption en produits spécifiques relativement purs. Le fractionnement est possible lorsque les deux liquides, que l’on appelle produit de tête et produit de fond, ont des points d’ébullition différents. Le processus de fractionnement nécessite trois appareils: une colonne pour séparer les produits, un rebouilleur pour chauffer les produits entrants et un condenseur pour les refroidir. La colonne comporte de nombreux plateaux de manière à accroître la surface de contact entre vapeurs et liquides. La température du rebouil-leur détermine la composition du produit de fond.

La récupération du soufre. Il faut débarrasser le gaz du sulfure d’hydrogène avant de le mettre sur le marché. Cette opération se fait dans des usines de récupération du soufre.

Le recyclage du gaz. Le recyclage du gaz n’est ni un moyen de maintenir la pression ni une méthode de récupération secondaire, mais une technique de récupération assistée utilisée pour augmenter les quantités de liquides extraites de réservoirs de gaz naturels «humides». Une fois les liquides extraits des «gaz humides» dans des unités de recyclage, les «gaz secs» restants sont renvoyés dans le gisement par des puits d’injection. A mesure qu’ils y circulent, ils absorbent de nouveau des liquides. Les cycles de production, de traitement et de recirculation se répètent jusqu’à ce que tous les liquides récupérables aient été extraits du gisement et qu’il n’y reste plus que des «gaz secs».

L’aménagement du site d’un gisement de pétrole ou de gaz avant production

D’importants travaux sont nécessaires pour mettre en production un nouveau gisement de pétrole ou de gaz. L’accès au site peut être limité ou restreint par les conditions climatiques et géographiques. Il faut disposer de matériel de transport et de construction, d’installations pour l’entretien, de logements et de locaux administratifs, d’équipements de séparation du pétrole, du gaz et de l’eau, de moyens d’acheminement du pétrole brut et du gaz naturel, d’installations d’approvisionnement en eau et d’évacuation des eaux usées. La plupart de ces moyens n’existent pas sur place et doivent être fournis soit par l’entreprise de forage ou d’exploitation, soit par des entreprises extérieures.

Les activités des entreprises extérieures

Les sociétés de prospection et de production de pétrole et de gaz font généralement appel à des entreprises extérieures pour fournir la totalité ou une partie des services ci-après, nécessaires au forage et à l’exploitation des gisements productifs:

• préparation du site — débroussaillage, construction de routes, de rampes d’accès, de passerelles, de ponts, de pistes d’atterissage, de ports maritimes, de quais, de bassins et d’embarcadères;
• montage et installation — équipements de forage, électricité et services de base, réservoirs et oléoducs, logements, bâtiments d’entretien, garages, hangars, bâtiments de service et administratifs;
• travaux sous-marins — installation, inspection, réparation et entretien des ouvrages et équipements sous-marins;
• entretien et réparation — entretien préventif de l’équipement de forage et de production, véhicules et bateaux, machines et bâtiments;
• services contractuels — alimentation, nettoyage, protection et sécurité des installations et du périmètre de travail, gardiennage, récréation et soutien du personnel, entreposage et distribution des équipements de protection, pièces détachées et fournitures consommables;
• ingénierie et services techniques — essais et analyses, services informatiques, inspections, laboratoires, analyses non destructives, stockage et manipulation des explosifs, protection contre les incendies, permis et autorisations, environnement, services médicaux et sanitaires, hygiène et sécurité du travail, mesures à prendre en cas de déversement d’hydrocarbures;
• services extérieurs — téléphone, radio et télévision, élimination des eaux usées et des ordures;
• équipements de transport et de manutention — avions et hélicoptères, services maritimes, matériel lourd de chantier et de manutention.

Les services de base

Que les opérations de prospection, de forage et de production aient lieu sur terre ou en mer, elles nécessitent des services d’énergie électrique et d’éclairage, et d’autres services de base:

• production d’énergie — gaz, électricité et vapeur d’eau;
• eau — distribution, épuration et traitement de l’eau potable, fourniture d’eau industrielle;
• évacuation des eaux usées — eaux pluviales, traitement sanitaire, traitement et évacuation des eaux usées (huileuses);
• télécommunications — téléphone, radio et télévision, communications par ordinateur et par satellite;
• services de confort — éclairage, chauffage, ventilation et climatisation.

Les conditions de travail, la sécurité et la santé

Le travail sur une installation de forage nécessite habituellement une équipe d’au moins six personnes (un foreur principal, un foreur en second, trois foreurs auxiliaires ou hommes de plancher et un homme de cabestan) qui rendent compte à un chef de chantier de forage ou surveillant de forage responsable de la progression du forage. Le foreur principal et le foreur en second sont chargés des opérations de forage et de la supervision des équipes de forage pendant leurs postes de travail respectifs. Les foreurs doivent bien connaître les capacités et les limites de leurs équipes, car le travail ne peut avancer qu’au rythme du membre le plus lent de l’équipe.

Les foreurs auxiliaires sont postés sur la plate-forme pour faire fonctionner l’équipement, lire les instruments et effectuer des travaux courants d’entretien et de réparation. L’homme de cabestan a pour tâche de monter près du sommet de la tour de forage lorsque la tige de forage est descendue ou remontée par l’ouverture du puits et d’aider ses collègues à sortir les sections de tige du râtelier ou à les déposer. Pendant le forage, il fait également fonctionner la pompe à boue et, d’une façon générale, prête main-forte aux autres membres de l’équipe de forage.

Les personnes chargées d’assembler, de poser, de mettre à feu et de retirer les perforateurs devraient être formées à cet effet, bien connaître les risques que présentent les explosifs et être qualifiées pour les manipuler, de même que les cordeaux d’amorçage et les détonateurs. Parmi les autres membres du personnel employés sur les champs de pétrole ou à proximité, on compte des géologues, des ingénieurs, des mécaniciens, des conducteurs, du personnel d’entretien, des électriciens, des opérateurs d’oléoduc et des travailleurs non spécialisés.

Les travaux de forage sont menés jour et nuit sans interruption, par des équipes se relayant toutes les huit ou douze heures. Les tâches à accomplir, très exigeantes sur les plans physique et psychologique, requièrent beaucoup d’expérience, d’habileté et d’endurance. Une équipe à laquelle on demande trop risque des accidents ou des blessures graves. Le forage nécessite un bon esprit d’équipe et une coordination attentive pour que les tâches soient menées à bien en toute sécurité et en temps voulu. Tous ces facteurs et d’autres font qu’il importe d’accorder une grande attention au moral ainsi qu’à la sécurité et à la santé des travailleurs. Des périodes de repos et de détente d’une durée suffisante sont essentielles, de même que des aliments nourrissants, une bonne hygiène et des quartiers d’habitation d’une qualité convenable, climatisés dans les régions chaudes et humides, et bien chauffés dans les régions froides.

Les principaux risques professionnels liés à la prospection et à la production de pétrole et de gaz sont les maladies dues à l’exposition aux éléments climatiques et géographiques, au stress pro-voqué par de longs déplacements en mer ou sur des terrains difficiles, et les accidents du travail. Il existe aussi un risque de problèmes psychologiques en raison de l’isolement des sites de prospection et de leur éloignement des camps de base, ainsi que des longues durées de travail sur les plates-formes marines et sur des sites écartés à terre. Beaucoup d’autres risques, propres aux opérations en mer, comme la plongée sous-marine, sont traités ailleurs dans l’Encyclopédie.

Pour ce qui est des travaux sur plates-formes, ils sont dangereux à tout moment, pendant l’exécution des tâches comme pendant les pauses. Certains individus ne supportent pas de travailler à un rythme soutenu, pendant de longues périodes, dans des conditions de confinement relatif et dans un environnement qui ne cesse de changer. Chez eux, le stress se manifeste par une irritabilité inhabituelle, d’autres signes de détresse mentale, une consommation excessive d’alcool, de tabac ou de médicaments. Des problèmes d’insomnie, qui peuvent être aggravés par des niveaux élevés de vibrations et de bruit, ont été signalés par les personnes travaillant sur plates-formes. Une bonne entente entre les travailleurs et des congés à terre fréquents peuvent réduire le stress. Le mal de mer et la noyade, ainsi que l’exposition à des conditions météorologiques extrêmement rudes sont d’autres risques du travail en mer.

L’exposition à des climats particulièrement rigoureux provoque des affections des voies respiratoires; s’y ajoutent des maladies infectieuses ou parasitaires dans les zones où celles-ci sont endémiques. Pour beaucoup de ces maladies, il faudrait effectuer des études épidémiologiques chez des travailleurs de forage, mais on sait déjà que ces derniers sont sujets à des périarthrites de l’épaule et des omoplates, à des épicondylites humérales, à l’arthrose des vertèbres cervicales et à des polynévrites des membres supérieurs. Les opérations de forage les exposent également au bruit et à des vibrations. La gravité et la fréquence des maladies liées au forage apparaissent proportionnelles à la durée du service et de l’exposition à des conditions de travail difficiles (Duck, 1973; Ghosh, 1983; Montillier, 1973).

Les blessures pouvant résulter des activités de forage et de production ont des causes très nombreuses: glissades et chutes, manipulation des tiges de forage, levage des tiges et de l’équipement, mauvaise utilisation des outils et erreurs de manipulation des explosifs. Des brûlures peuvent être provoquées par de la vapeur, du feu, de l’acide ou de la boue contenant des produits chimiques tels que l’hydroxyde de sodium. Des dermites et des lésions cutanées peuvent résulter d’un contact avec du pétrole brut et des produits chimiques.