le pétrole (1° partie)

L'industrie pétrolière traite de la chaîne industrielle du pétrole et du gaz naturel, du gisement jusqu'au consommateur.

Exploration

Pour avoir du pétrole, il faut d'abord faire de l'exploration, c’est-à-dire rechercher les endroits où la topographie du sous sol permet de « piéger » l'or noir.

Sans obéir à des lois physiques bien précises, l'existence de gisements de pétrole dans un endroit est fonction de deux critères élémentaires :

• Les hydrocarbures (pétrole) doivent s'être formés dans des terrains propices que l'on qualifie de roche mère; ces terrains correspondent nécessairement à certaines phases de la sédimentation marines avec dépôts de matières organiques dont l'évolution physico-chimique conduit à la formation des hydrocarbures. Leur maturation se fait sur des périodes extrêmement longues (des millions d'années) mais les conditions de formation de ces hydrocarbures ayant existé à n'importe quelle époque de l'évolution du globe terrestre, par conséquent on trouve des hydrocarbures dans tous les terrains sédimentaires.

Cependant, certaines époques géologiques ont donné lieu, dans certaines zones, à des productions de matières organiques plus abondantes, et finalement, à des évolutions physico-chimiques plus élaborées que dans d'autres secteurs. La répartition des hydrocarbures dans les bassins sédimentaires est donc très hétérogène.

• Pour qu'il y ai ensuite gisement de pétrole, il faut que les hydrocarbures aient été, après leur formation, rassemblés, puis « piégés » dans des « réservoirs ».

On appelle « réservoir » un espace étanche en haut, bordé par de l'argile ou par des roches imperméables, plus ou moins grand dans lequel il y a une roche poreuse, comparable à une éponge. Cette roche est imprégnée de gaz et/ou de liquide (pétrole) et/ou d'eau salée.

Formé en milieu marins dans la plupart des cas, les hydrocarbures sont toujours contenus dans des roches mères imprégnées d'eau; d'où une pression hydrostatique les refoulant vers le haut (les hydrocarbures sont plus légers que l'eau). Si au cours de cette migration vers le haut, ces hydrocarbures rencontrent, sur le chemin, une zone de roches imperméables, leur migration s'en trouvera stoppée. Un gisement de pétrole est donc constitué d'un réservoir à toit imperméable.

La qualité du réservoir est caractérisée par sa porosité (plus la roche est poreuse, plus le volume du pétrole contenu est grand) et sa perméabilité (possibilité d'extraire le pétrole).

L'exploration du pétrole consiste à étudier la géologie pétrolière. Cette exploration commence par l'établissement des cartes à l'aide de photos aériennes. La géologie pétrolière est l'ensemble des techniques permettant de prévoir l'emplacement des gisements pétrolifères; elle se devise en deux branches :

• L'étude géologique proprement dite, s'intéressant à la formation des gisements et autres caractéristiques des roches en tant que réservoirs (ou couvertures).

• L'étude des structures internes tendant à définir l'existence des « pièges » à partir des méthodes de surface ; c'est la géophysique que pratiquent des équipes parcourant les terrains à prospecter (à explorer) et dessinant des cartes structurales. Les moyens les plus sophistiqués sont mis en œuvre, la prospection étant affinée par un maillage sismique.

Ce maillage sismique consiste à obtenir des informations précises sur la profondeur et la disposition des formations pétrolifères à l'aide de mesures soit par réflexion soit par réfraction d'ondes de choc émises.

Sur terre, la génération des ondes se fait soit à l'aide d'explosifs, soit avec des camions vibrateurs. Les données sont enregistrées à l'aide de sismographes.

En mer, un bateau remorque un dispositif de génération des ondes à air comprimé (canon) ainsi qu'un réseau de capteurs de pression (hydrophones) répartis en lignes (streamers) pouvant atteindre 10km de long.

L'ensemble des techniques ci-dessus aboutit au « prospect » c’est-à-dire au gisement « putatif » qu'il faut finalement vérifier sur le terrain par forage.

géophysique : composition des terrains, utilisation de la sismique et des explosions contrôlées, échantillonnage par carottage

Forage 

Le forage est la clé de toute prospection pétrolière. Cette étape représente le principal et l'essentiel du coût total d'une installation(environ les 2/3). Ce coût dépend bien entendu de la localisation et de la profondeur du terrain. L'exploration offshore (en mer) coûte bien plus (plusieurs fois) que la prospection onshore.

Malgré les progrès des méthodes d'explorations géologiques, la découverte, surtout de gros gisements, reste un événement rare. Dans le monde, on compte en moyenne une découverte pour 10 forages effectués ; mais il faut 100 forages pour découvrir un gisement de 10 millions de tonnes /an.

En matière d'exploration, l'économie est dominée par l'aspect aléatoire de la découverte qui exige d'établir au préalable des relations de choix sous forme probabiliste. Les techniques économiques à appliquer sont au demeurant fort simples, un fois comprise et acceptée cette « probabilisation » des « données ».

Un appareil de forage est constitué d'un mât (ou derrick en anglais) servant à descendre le train de tiges de forage, au bout desquelles se trouve un trépan. Le train de tiges de forage est constitué d'un ensemble de tubes vissés les uns au bout des autres, au fur et à mesure de sa descente au fond du puits. Le trépan découpe la roche au fond du puits, à la tête du forage. Un fluide (mélange à base d'eau et d'argiles) est injecté dans le puits pour contenir les bords du puits et remonter les déblais (cuttings en anglais). D'autres outils sont également disponibles utilisant des fraises garnies de dents en diamant synthétique.

Un forage peut se situer en mer, il se trouve alors sur une plate-forme pétrolière (voir l'article spécifique sur la conception, la construction, l'acheminement, le montage et la mise en exploitation des plates-formes).

En principe, l'exploration-production en mer n'introduit pas de différences fondamentales avec les opérations terrestres. Pourtant si la facilité du mouvement rend la « sismique marine » très bon marché, le forage au contraire, qu'il soit opéré à l'aide des bateaux, de plates-formes fixes ou mobiles, coûte plusieurs fois (3 à 4 fois) le prix du plus cher des forages à terre.

Même si l'on veut ignorer le problème pécuniaire, le forage en eau profonde se heurte aux limites actuelles de la technique qui grâce à l'invention des robots peut faire des progrès dans le futur.

Les techniques modernes de forages permettent de forer en déviation à partir d'un seul point, cela limite les dimensions des installations de surface en concentrant les puits (limite la déforestation ou la taille des plates-formes offshore). les puits peuvent simplement être déviés ou réellement horizontaux voire en U (U-shape). Optimisant ainsi la surface d'échange entre le puits et la roche réservoir, les puits horizontaux peuvent avoir des productivités cinq à dix fois supérieures aux puits verticaux.

Tout forage se fait en plusieurs étapes.

Un premier trou de large diamètre 30" (~76 cm) depuis la surface jusqu'à quelques dizaines de mètres pour stabiliser le sol de départ, ce premier trou sera consolidé par un tubage (casing) de 26" et cimenté pour assurer la cohésion entre le terrain et le tube (tubage conducteur). Ce tube servira de guide pour le trépan suivant de diamètre 20" (~50cm), qui ira plus profond, sera à son tour tubé puis cimenté (tube de surface). Suivant la profondeur à atteindre jusqu'à 5 trous de diamètres de plus en plus petits peuvent être forés. Cette technique permet d'isoler les zones et donc ce prévenir toute contamination, par les nappes phréatiques de surface par exemple. Souvent le dernier trou est foré en diamètre 8,5" (~21cm), mais peut aussi être plus petit. Pour évaluer le potentiel du forage, les "cuttings" sont analysés en continu.

Dans ce trou, non encore tubé, des outils sont descendus au bout de câbles électriques, pour permettre d'évaluer les possibilités des roches rencontrées : cela s'appelle des diagraphies électriques ( wireline logging). Les informations recueillies permettent :

• de recaler les données sismique (en temps) par rapport à des données de profondeur (en mètres) ;
• d'évaluer la hauteur de zone productive ;
• d'évaluer sa porosité.

Il est aussi possible de prendre des carottes de terrain lors du forage par un trépan spécial. Cette possibilité existe aussi au bout du câble électrique pour des carottes latérales, ou grâce à des outils spéciaux pour récupérer du fluide là où on le veut. Si le puits est considéré comme valable pour la production, il reçoit un dernier tubage, dans notre cas 7" (18~cm) cimenté sur place. Puis on descend au bout du câble électrique un canon contenant des explosifs sur le principe de la charge creuse en face de la zone de production prévue et l'on perfore le tubage et le ciment pour mettre en relation la roche mère et le puits.

Voir aussi :

• Technicien des fluides de forages (Boueux)
• Technicien de surveillance de forages (Mud logger)
• Schlumberger ("wireline logging company")

Extraction 

Une fois le gisement détecté de façon formelle par le forage, on procède à un certain nombre de tests permettant d'évaluer le champ découvert, avec entre autres :

• prélèvement d'échantillon de la roche-réservoir par carottage, afin de mesurer sa porosité, sa perméabilité, etc.
• prélèvement d'échantillon du fluide au fond du gisement, afin de mesurer sa composition, sa densité, sa viscosité, etc.
• identification des différentes couches productrices ; il arrive fréquemment que le gisement se présente en plusieurs couches superposées potentiellement productrices
• essai de production : on laisse le puits produire pendant quelques heures, ce qui permet de mesurer les différentes proportions eau/gaz/pétrole, en ayant une idée des débits.

Dans le cas d'un gisement de grande taille (certains champs font des dizaines de kilomètres de diamètre), on peut procéder à plusieurs forages exploratoires afin de chiffrer les réserves.

Ces informations permettent de dresser un plan de développement du gisement, qui comprendra le nombre de puits à forer, le type de récupération envisagé, les débits de fluides, le coût des installations annexes (oléoducs, sites de traitement, etc) ; en face, on tentera également d'évaluer les recettes, avec un prix du baril estimatif, un accord de partage avec le pays propriétaire, etc.

C'est l'équilibre financier entre ces aspects qui détermine la prise de décision. Ce plan est remis à jour au fur et à mesure de la vie du champ, en fonction de son comportement réel.

Un gisement pétrolier est en équilibre à la pression de fond, qui peut atteindre plusieurs centaines de bars ; au début de la vie du puits, le pétrole parvient spontanément à la surface, propulsé par plusieurs facteurs qui peuvent éventuellement se cumuler, mais qui faiblissent rapidement ; cette période est appelée "récupération primaire", et ne permet d'obtenir, selon les cas, que 5 à 40 % du pétrole en place. Un puits en cours de récupération primaire ne nécessite plus aucun équipement de surface, si ce n'est le fameux "arbre de noël", ensemble de vannes surmontant le puits, et permettant essentiellement de fermer le puits en surface, ainsi que le séparateur (voir ci-dessous) et la torchère si nécessaire. Les autres modes de récupération, secondaire et tertiaire, sont appelés "récupération assistée".

Les fluides qui parviennent en surface comportent fréquemment, en plus du pétrole :

• de l'eau, qu'il s'agisse d'eau de gisement, ou d'eau injectée (voir ci-dessous)
• du gaz

Ces deux composants doivent être séparés du pétrole, par passage dans un séparateur ; selon la taille du puits et les composants de la phase gazeuse, il peut être utile d'y adjoindre une installation de traitement de gaz, permettant une séparation plus fine des différents hydrocarbures présents, du CO₂ et de l'H₂S le cas échéant. L'eau peut être perdue, ou réinjectée dans le puits ; le gaz, s'il est en trop petite quantité, est brûlé sur place ("torché"). Cette dernière pratique est de plus en plus critiquée à cause de l'effet de serre consécutif, et les compagnies pétrolières font des efforts pour la limiter.

Au-delà de cette période, le puits ne produit plus suffisamment, et on met en oeuvre des techniques permettant de réaugmenter la pression de fond pour continuer l'exploitation ; ceci exige l'installation d'équipements complémentaires :

Moteur Contrepoids Arbre de transmission Bras principal Tête Câble Tête de puits Conduite de pétrole Fondation en béton Enveloppe du puits (casing) Câble supportant la pompe Tubulure (tubing) Pompe Valves Couche pétrolifère

• pompe immergée en fond de puits, c'est l'image classique des pompes "têtes de cheval", voir schéma ci-contre
• injection d'eau : cette technique est de plus en plus courante ; elle nécessite une compréhension précise de la physionomie du gisement, et de l'eau disponible en grandes quantités ; cette technique est évidemment fréquemment employée dans l'exploitation en mer.
• injection du gaz de formation : il est fréquent que le pétrole soit produit en association avec du gaz, ce dernier en trop petite quantité pour être vendu ; il est alors brûlé à la torche. Cette pratique est de plus en plus critiquée, et le gaz peut être réinjecté dans le gisement pour maintenir la pression et continuer l'exploitation
• injection de CO₂, d'azote : à partir d'une source à proximité, on injecte l'un de ces gaz dans le gisement, de la même manière que ci-dessus ; cette méthode implique de séparer le gaz miscible quand il parvient en surface, pour le réinjecter. L'azote est généralement obtenu par séparation cryogénique ; ce gaz a l'avantage d'être pratiquement inerte, donc non corrosif pour l'équipement d'exploitation. Le CO₂ peut être d'origine naturelle, ou venir d'une installation industrielle, ce qui permet de procéder à de l'enfouissement de CO2 par la même occasion. Il est généralement gratuit, mais corrosif.

Ces méthodes sont employées couramment sur les gisements suffisamment importants ; elles permettent d'atteindre un taux de récupération de l'ordre de 25% à 35% du pétrole en place.

La récupération tertiaire désigne un ensemble de techniques très diverses, qui visent entre autres à diminuer la viscosité du fluide de formation, ou à améliorer la diffusion à l'intérieur du gisement. La mise en oeuvre de l'une ou l'autre méthode dépend des caractéristiques du gisement, mais également des ressources disponibles localement. On peut citer :

• injection de CO₂: cette technique emploie du CO₂ comme ci-dessus, mais l'injection se fait dans la phase liquide de la formation ; le CO₂, en se mélangeant avec le liquide, diminue sa viscosité, et améliore son écoulement vers le puits de production ; on peut également employer de l'azote
• injection de vapeur : le gaz produit en même temps que le pétrole est brûlé en surface, et les produits de la combustion sont injectés dans la formation
• injection de surfactants : elle permet de mieux balayer l'ensemble du gisement, malgré l'existence de chemins préférentiels ("fingering")
• injection de gaz non miscibles

Ces méthodes peuvent être utilisées séparément, successivement ou simultanément.

Signalons également d'autres méthodes qui, employées ponctuellement, contribuent à améliorer le taux de récupération :

• fracturation hydraulique, acidification
• nettoyage du sable s'accumulant peu à peu à proximité du tubing
• forage horizontal dans le gisement

La ressource est définie comme la quantité de pétrole totale présente dans les gisements ; les réserves désignent la quantité de pétrole récupérable. Pour un gisement donné, cette dernière valeur peut évoluer, au fur et à mesure d'une meilleure connaissance du gisement, et de l'éventuelle application de méthodes plus performantes. En revanche, la ressource totale ne peut varier.

Près de 40 % des réserves sont exploitées de manière primaire par simple pompage, moins de 60 % sont exploitées en injectant de l'eau ou du gaz, et seulement 2 % utilisent des méthodes de récupération tertiaire. Les taux de récupération varient ainsi de moins de 10 % à plus de 70 %. Le taux moyen mondial de récupération des gisements actuellement en production est estimé à 35 %