OFFSHORE (TRAVAUX)


OFFSHORE (TRAVAUX)
OFFSHORE (TRAVAUX)

Pris au sens large, les travaux offshore se rapportent à la mise en valeur des diverses ressources de l’océan et de son sous-sol. En fait, ils concernent surtout les gisements sous-marins de pétrole et de gaz naturel ; et, dans le langage courant, le terme offshore désigne généralement les techniques pétrolières et parapétrolières mises en œuvre en haute mer. Cette restriction est peut gênante, la production de pétrole marin faisant déjà l’objet d’une industrie organisée et l’expérience ainsi acquise étant en principe transposable à d’autres secteurs économiques.

Les premières installations «offshore» ont vu le jour, dans le golfe du Mexique, au cours des années 1940-1950; elles n’étaient encore que des extensions en eau peu profonde d’équipements déjà éprouvés à terre. Par la suite, pour répondre à la croissance rapide des besoins en énergie, elles se sont multipliées de par le monde et diversifiées en s’étendant à des mers de plus en plus profondes. À l’heure actuelle, plus du quart de la production mondiale d’hydrocarbures est d’origine marine.

Le développement d’un gisement pétrolifère en mer se déroule en quatre phases successives.

La première est une reconnaissance géologique, qui comporte principalement des mesures géophysiques effectuées à l’aide d’appareils remorqués par des navires spécialisés. Ces mesures permettent de localiser les formations susceptibles de recéler des richesses en hydrocarbures.

En deuxième phase, des forages d’exploration sont alors exécutés pour vérifier les hypothèses précédentes et évaluer l’importance du champ de pétrole ou de gaz. Lorsque la profondeur d’eau le permet, ils sont menés à l’aide de plates-formes auto-élévatrices posées sur le fond et facilement déplaçables d’un site à un autre. Pour des profondeurs plus importantes, des supports flottants, qui sont soit des navires de forage, soit, le plus fréquemment, des plates-formes semi-submersibles, sont employés.

La phase de mise en production suppose des travaux très importants, les réalisations les plus spectaculaires étant les plates-formes destinées à supporter les nombreux équipements permanents nécessaires pour l’exploitation du gisement. Il en existe une grande variété, dont la nature et les dimensions dépendent des fonctions qui leur sont assignées, de la profondeur d’eau et des conditions climatiques rencontrées. Structures en acier ou en béton, flottantes ou posées au fond de la mer, la conception et la construction de ces ouvrages ont conduit les ingénieurs à développer des techniques originales par rapport à celles de la construction navale classique ou du génie civil traditionnel.

Enfin, au cours de la phase d’exploitation, les installations doivent se maintenir à un niveau élevé de fiabilité pendant les vingt à trente années de vie productrice du gisement. Les travaux d’inspection, d’entretien et de réparation opérés en haute mer représentent donc une activité importante; ils font appel à des techniques variées, mises en œuvre soit par des plongeurs, soit par des engins, dénommés R.O.V. (Remotely Operated Vehicles ), télécommandés et affectés à des tâches spécialisées. La plongée industrielle y trouve un champ d’action qui s’ajoute à toutes les interventions sous-marines d’assistance aux phases précédentes de mise en place des ouvrages.

Un champ de pétrole ou de gaz comporte souvent plusieurs plates-formes. Certaines supportent les têtes de puits auxquelles aboutissent les forages déviés qui drainent tout ou partie de l’étendue du gisement; d’autres, les équipements de séparation des produits (huile, gaz et eau), qui doivent être extraits du pétrole brut pour en permettre le stockage et l’évacuation dans de bonnes conditions; d’autres encore ont pour fonctions diverses opérations de production telles que le pompage ou la compression; enfin, certaines d’entre elles sont réservées aux quartiers d’habitation. Selon les cas, les champs pétrolifères sont également équipés de torchères, de réservoirs de stockage fixes ou flottants et, éventuellement, de postes de chargement permettant l’évacuation du pétrole sur tanker. Ces différentes fonctions peuvent toutefois être rassemblées sur un même support, et le nombre de plates-formes dépend de divers facteurs, notamment de l’étendue du champ, qui détermine le nombre de têtes de puits nécessaires, et de la profondeur d’eau, qui a une très forte incidence sur le coût des ouvrages.

Les plates-formes sont reliées entre elles par des conduites qui transportent le pétrole sorti directement du puits avant traitement, le pétrole traité, l’eau et le gaz à injecter dans la formation géologique, ou d’autres produits encore. Des conduites sont également installées pour évacuer le pétrole ou le gaz jusqu’à la côte, parfois sur de très longues distances. Les opérations de pose de ces canalisations se font au moyen de barges spéciales, organisées comme de véritables usines flottantes.

Il est parfois avantageux d’installer des têtes de puits sous-marines reliées à la plate-forme principale. Cette technique tend à se développer, principalement pour les grandes profondeurs qui incitent, à la limite, à s’affranchir de toute plate-forme émergente dont le coût deviendrait prohibitif.

Jusqu’à présent, les travaux offshore ont été marqués par de nombreuses réalisations pour les besoins de l’industrie pétrolière. L’exploitation des autres ressources minérales du sol marin, telles que les nodules polymétalliques, les développements possibles de l’aquaculture en mer ouverte ou l’éventuelle construction en pleine mer de très grands ouvrages de génie civil, voire d’îles artificielles, doivent nécessairement s’inspirer des mêmes techniques, que ce soit pour la conception et la construction des ouvrages, ou pour la mise en œuvre des moyens d’intervention sous-marine.

1. Supports mobiles de forage

Les opérations de forage d’exploration pétrolière en mer sont menées à l’aide d’engins mobiles qui ne restent à la même place que pendant le forage, d’une durée de quelques semaines. Selon les cas, ce sont des plates-formes auto-élévatrices, des bateaux de forage, des structures flottantes ou semi-submersibles.

Les plates-formes auto-élévatrices (ou «jack-up»)

Il existe différents modèles de ces plates-formes, toutes conçues selon le même principe (photo 1): un pont, sorte de grand ponton destiné à supporter les appareils de forage, relié par un système de crémaillères à de puissantes membrures verticales. En position de transport, le ponton flotte avec les membrures relevées. À l’arrivée sur le site, ces piles-membrures sont descendues jusqu’à prendre appui sur le fond, ce qui permet au ponton de se soulever au-dessus des vagues; dans ces conditions, le plancher de travail est alors parfaitement fixe. Les piles verticales, généralement au nombre de trois (parfois quatre, voire davantage), peuvent être des cylindres creux, mais sont généralement des treillis métalliques, de section horizontale triangulaire ou carrée, dont la hauteur peut atteindre de 100 à 140 mètres. La fondation est assurée soit par un radier général, soit, plus souvent, par des semelles individuelles en forme de caissons («spud-can») solidaires de la partie inférieure des piles.

L’installation sur le site doit s’effectuer par temps calme et nécessite une très bonne connaissance des caractéristiques géotechniques du sol; il faut notamment éviter que l’une des piles, plus chargée que les autres, fléchisse, s’enfonce dans le sol ou se détériore. Pendant la phase de transport, les auto-élévatrices peuvent être remorquées ou chargées sur des bateaux spéciaux plus rapides; un tel convoi est relativement sensible au mauvais temps. Mais, une fois dressées sur leurs piles, à 15 ou 20 mètres au-dessus du niveau de l’eau, ces plates-formes peuvent résister à de fortes tempêtes et tenir ainsi pendant les quelques semaines ou quelques mois nécessaires au forage d’un puits.

Les premières auto-élévatrices ont été construites vers 1955. En 1987, il en existait plus de 500 unités dans le monde, dont environ 40 p. 100 aux États-Unis, dans le golfe du Mexique. La plupart travaillent par des profondeurs d’eau relativement faibles, de l’ordre de 40 à 50 mètres; cependant, du fait de leurs avantages techniques et économiques, la tendance actuelle est de chercher à en étendre l’emploi jusqu’à des profondeurs d’eau voisines de 100 mètres.

Les bateaux de forage

Pour les plus grandes profondeurs d’eau, les forages d’exploration sont menés à partir de supports flottants, navires ou plates-formes semi-submersibles, maintenus en position de travail soit par des ancrages, soit par un positionnement dynamique comprenant des propulseurs commandés par un système automatique.

Les navires de forage peuvent être de simples barges remorquées, ou d’anciens bateaux reconvertis et de coût d’exploitation relativement faible ou, au contraire, des bâtiments autopropulsés extrêmement performants capables de forer par plus de 1 000 mètres d’eau. Il existe ainsi près de 80 navires de forage, de différents types, qui opèrent pratiquement dans toutes les mers du globe.

Les bateaux et, d’une manière plus générale, les supports de forage flottants ne peuvent être utilisés par moins de 30 à 40 mètres de fond; leurs mouvements horizontaux, quoique relativement faibles, sont en effet incompatibles avec le comportement du tube conducteur qui les relie au sol marin pendant le forage. Quant à la profondeur maximale d’opération, elle varie selon le type d’ancrage et la méthode de positionnement utilisés; aucun obstacle technologique majeur ne s’opposerait à l’exécution de forages par 3 000 mètres d’eau ou même davantage (en 1988, une profondeur record de 2 305 m a été atteinte).

Les plates-formes semi-submersibles

Caractérisées par des flotteurs maintenus sous l’eau, les plates-formes semi-submersibles supportent le pont de travail par l’intermédiaire de plusieurs colonnes qui traversent la surface de flottaison. Cette configuration leur donne une grande stabilité de mouvement, qui permet le travail même par gros temps.

Leur taille moyenne correspond environ à 20 000 tonnes de déplacement et à 5 000 mètres carrés de surface de pont. Leurs formes sont relativement variées: il existe, par exemple, un modèle de conception et de construction françaises, qui comprend un pont en forme de pentagone et cinq gros flotteurs reliés entre eux par des entretoises tubulaires. La tenue à poste est assurée par dix lignes d’ancrage. La tendance générale va cependant à la forme en catamaran, qui comporte deux flotteurs parallèles dont la forme très allongée est favorable à la navigation, et trois ou quatre colonnes par flotteur pour supporter le pont. Certaines d’entre elles sont équipées de propulseurs leur permettant de se déplacer seules, mais elles voyagent parfois avec l’assistance de remorqueurs de haute mer.

Au total, on en comptait environ 200 en état de marche en 1987. D’une manière générale, si leur coût de construction et d’opération est plus élevé que celui des navires, et leur remorquage plus long, elles ont l’avantage d’être plus stables en mer agitée.

2. Supports de production

La mise en production d’un champ de pétrole ou de gaz en haute mer comprend, entre autres travaux, l’édification de plates-formes permanentes qui devront supporter par tous les temps les têtes de puits, les équipements de forage et de production, diverses unités de traitement du brut et des quartiers d’habitation pour le personnel. Le poids de telles surcharges peut dépasser 10 000 tonnes pour un même ouvrage. La dimension des plates-formes et la conception de leur structure dépendent beaucoup de l’architecture générale des installations du gisement: par faible profondeur d’eau, un même gisement comprend un assez grand nombre de petites plates-formes qui remplissent chacune une fonction déterminée tandis que, pour les profondeurs plus grandes, le coût des plates-formes augmentant alors considérablement, il est souhaitable d’en diminuer le nombre et de regrouper le maximum d’équipements sur une même structure.

Les plates-formes métalliques fixes (ou «jackets»)

De poids et de dimensions très variables, les plates-formes métalliques fixes (ou «jackets») sont les plus répandues. Il en existe plus de 5 000 dans le monde; nombre d’entre elles se trouvent dans le golfe du Mexique, par des profondeurs variant de quelques mètres à plus de 400 mètres (fig. 1); mais elles sont aussi utilisées couramment dans le golfe Persique, en mer du Nord, en Indonésie, le long des côtes d’Afrique et dans d’autres mers plus ou moins profondes, calmes ou agitées. Bien adaptées à la plupart des configurations d’exploitation, leur robuste constitution les prédispose en particulier à résister aux plus fortes houles. La plate-forme de Magnus en mer du Nord, par 186 mètres d’eau et dans des conditions de mer très dures (vagues de tempête de 30 m de hauteur), et celle de Bullwinkle (55 000 t d’acier) dans le golfe du Mexique, par 412 mètres de profondeur dans une mer plus clémente, sont les records actuels en la matière.

Les plates-formes de ce type comprennent trois parties:

– le pont, qui supporte et maintient hors de l’eau les têtes de puits et les équipements de production;

– la charpente métallique, qui constitue le «jacket» proprement dit;

– les piles, qui assurent la fondation dans le sol.

Le jacket est une structure à membrures tubulaires, jambes et entretoises, en acier soudé. Il est construit à terre en position couchée sur une aire qui s’apparente à un chantier naval, est ensuite transporté sur une barge spéciale, puis arrimé solidement afin de résister aux effets d’une tempête éventuelle. Des trajets de plus de 15 000 kilomètres ont déjà été réalisés par de tels convois. À l’arrivée sur le site d’installation, on procède à la mise à l’eau du jacket, qui est alors déposé sur le fond et positionné avec précision à son emplacement définitif (photo 2).

La dernière opération consiste à mettre en place les piles de fondation, qui sont introduites, selon la taille de la plate-forme, soit à l’intérieur des membrures verticales sur toute leur hauteur, soit dans des fourreaux disposés en barillet autour des jambes principales, pour être battues dans le sol jusqu’à la profondeur requise ou, plus rarement, forées et cimentées. La liaison pile-jambe est assurée par injection d’un coulis de ciment à hautes performances, de manière que le poids de la structure et de ses surcharges soit bien transmis à la fondation. Le nombre de piles et la profondeur de battage dépendent, bien entendu, de la taille de l’ouvrage et des propriétés géotechniques du sol; la profondeur de battage atteint couramment 50 mètres et peut dépasser 150 mètres sous le niveau du sol pour les structures géantes; le diamètre des piles est, dans certains cas, supérieur à 2 mètres.

La plate-forme est alors prête à recevoir le pont et ses équipements, qui sont installés à l’aide de puissants moyens de manutention montés sur barge. Ces différentes charges ont été préalablement réparties dans des «modules» dont la taille et le poids sont très variables – de 300 à 5 000 tonnes – et compatibles avec les moyens de levage dont on dispose.

Durant leur durée de vie, ces structures sont sollicitées par les charges répétées de la houle et risquent de subir des endommagements par «fatigue», principalement aux soudures des nœuds d’assemblage tubulaires, qui sont le siège de concentrations de contraintes inhérentes à leur géométrie. De nombreuses études théoriques et expérimentales ont été menées pour améliorer les méthodes de calcul de résistance en fatigue, et différentes dispositions constructives peuvent être prises en conséquence, telles que l’amélioration du soudage, le renforcement des joints par raidisseurs en acier ou par injection de ciment, ou même l’utilisation de pièces moulées.

Les structures gravitaires en béton

Les premières d’entre elles ont été conçues par des sociétés françaises à partir de 1970-1971, parallèlement au développement des structures en acier, pour répondre aux besoins de l’époque en différents sites de la mer du Nord, par des profondeurs d’eau comprises entre 70 et 150 mètres. Il s’agit de structures «gravitaires»: posées sur le fond de la mer, leur stabilité vis-à-vis des efforts générés par la houle est assurée exclusivement par leur poids propre. À quelques variantes près, elles sont bâties sensiblement sur le même modèle, en trois parties:

– le pont, en acier ou en béton, hors de l’eau et chargé de tous ses équipements (de 10 000 à 30 000 t);

– un fût massif, ou plusieurs colonnes en béton (jusqu’à quatre), édifices qui traversent toute la tranche d’eau et supportent le pont;

– un caisson en béton, immergé et reposant sur le fond par l’intermédiaire d’un radier, et partagé en cellules dont le rôle est de soutenir les colonnes ou de servir de réservoir tampon pour le pétrole brut. Ce caisson est maintenu constamment rempli soit d’eau, soit de pétrole, ce qui augmente le poids de la structure et assure sa stabilité; la face inférieure du radier, qui peut atteindre 100 mètres de diamètre, est munie de bêches pour reprendre les efforts de cisaillement sur le sol et protéger contre les affouillements.

Le radier et la partie inférieure du caisson sont d’abord construits en cale sèche, dans une enceinte protégée par des batardeaux; cet ensemble est ensuite mis en flottaison dans un site abrité et permettant un tirant d’eau important (les fjords norvégiens et écossais offrent ces facilités). C’est dans ces conditions que se poursuit le chantier de construction du fût ou des colonnes. Le pont, construit et complètement équipé dans un autre chantier, est amené sur engin flottant et posé sur les colonnes en jouant sur le ballastage de la plate-forme; tout l’édifice ainsi terminé est remorqué en haute mer jusqu’à son site définitif; en phase finale, l’ouvrage est positionné avec précision à l’emplacement choisi et posé au fond par ballastage du caisson.

Bien entendu, la fabrication des différentes parties de ces très grandes structures (radier, caisson, fût ou colonnes) fait appel aux techniques de précontrainte les plus évoluées et à l’utilisation de coffrages glissants très performants. La composition et la confection du béton font l’objet de soins très attentifs et suscitent dans ce domaine des études poussées, notamment pour atteindre de hautes performances mécaniques ou trouver un compromis entre résistance et densité.

Ce sont les constructions les plus lourdes jamais déplacées par les hommes puisque le poids de certaines d’entre elles dépasse 800 000 tonnes. Leur transport en mer depuis le site de construction ne peut être opéré que grâce à une flottille de puissants remorqueurs (photo 3). À l’aide des systèmes modernes de positionnement acoustique, elles sont finalement posées à leur emplacement définitif avec une précision de quelques dizaines de centimètres.

Une première génération de quatorze grandes plates-formes en béton a ainsi été installée en mer du Nord de 1973 à 1981 (photo 4). Depuis lors, d’autres ouvrages de plus ou moins grande importance ont été construits ou sont à l’étude, telle la plate-forme de 2 millions de tonnes envisagée au large de la Norvège pour le champ de Troll, par 350 mètres d’eau. Le principal avantage des structures en béton est leur aptitude à être installées avec leur pont intégré complètement équipé, ce qui diminue les travaux à exécuter en haute mer. Elles sont capables de recevoir de fortes charges en tête ou de comprendre des réservoirs de stockage. Mais cette technique suppose la proximité de sites favorables à la fabrication.

Les structures souples («compliant structures»)

Au-delà de certaines profondeurs, chacune des techniques précédentes atteint ses limites car le poids des plates-formes et leur coût de construction deviennent prohibitifs (fig. 2). Les compagnies pétrolières commencent cependant à s’intéresser sérieusement à l’exploitation de gisements d’hydrocarbures par 500 à 1 000 mètres de fond, notamment dans le golfe du Mexique et au large du Brésil. Ainsi, de nouveaux concepts ont déjà fait l’objet d’études très poussées et de certaines réalisations (fig. 3).

Les structures traditionnelles, comme les jackets, sont relativement rigides et conçues pour résister à la totalité des forces de houle ; comme leurs périodes propres de vibration augmentent avec la profondeur, si celles-ci se rapprochent de la période de la houle, les contraintes se trouvent amplifiées et il faut dimensionner l’ouvrage en conséquence, ce qui conduit à des poids d’acier prohibitifs. Les structures souples s’appuient sur un autre principe: les mouvements importants de la plate-forme engendrent des forces d’inertie qui s’opposent aux sollicitations alternées de la houle, et le danger d’instabilité par mise en résonance est évité par le fait que les périodes propres de l’ouvrage sont supérieures à celles des vagues incidentes. Tout cela va de pair avec une architecture beaucoup plus légère, qui permet à ces structures d’atteindre jusqu’à 1 000 mètres de hauteur tout en supportant les têtes de puits à maintenir hors de l’eau. On peut classer en trois catégories:

– Les tours articulées, comme leur nom l’indique, sont fixées au fond de la mer par une articulation mécanique ou une fondation par pieux suffisamment flexible pour faire office de rotule; elles sont maintenues en position verticale par un énorme flotteur de rappel, en acier ou en béton, situé près de la surface. Ce concept a pris naissance en France en donnant lieu, dès 1968, à une plate-forme expérimentale dans 100 mètres d’eau, installée dans le golfe de Gascogne.

– Les tours haubanées («guyed towers») en sont une variante, les forces de rappel étant exercées par un ensemble de lignes d’ancrage, fixées sur le fond et disposées tout autour de la plate-forme; il en existe une sur le champ de Lena, dans le golfe du Mexique, installée en 1983 par 305 mètres d’eau. Ces structures relativement légères peuvent supporter des têtes de puits, maintenues hors de l’eau, même dans des mers profondes.

– Les tours flexibles procèdent de la même idée mais sont de conception un peu différente; elles sont encastrées dans le sol, et ce sont les mouvements dus à la déformation élastique de la charpente qui engendrent des forces d’inertie opposées à celles de la houle. Différents concepts reposant sur ce principe – les tours Gamma et Delta ou la plate-forme Roseau (fig. 3), dont le nom est suffisamment évocateur – sont proposés par des sociétés françaises d’ingénierie, notamment pour des applications envisagées dans le golfe du Mexique.

Les plates-formes à lignes tendues (ou «tension-leg-platforms»)

Ce concept original est prometteur pour des profondeurs de 1 000 à 2 000 mètres d’eau. La plate-forme est flottante, telle une semi-submersible, mais elle est maintenue par plusieurs tendons verticaux solidement fixés au fond de la mer par l’intermédiaire d’une embase fondée sur pieux (photo 5). La partie flottante est maintenue enfoncée par la force verticale de traction exercée sur les tendons. Sous l’effet de la houle, du vent et du courant, la partie flottante peut se déplacer horizontalement en s’enfonçant légèrement. L’ensemble se déforme alors comme un parallélogramme et le système reste stable grâce aux forces de rappel exercées. Les mouvements de pilonnement étant très faibles, cette conception permet, dans son principe, de maintenir les têtes de puits hors de l’eau dans de bonnes conditions. Celles-ci sont reliées au fond par des tubes rigides de faible diamètre.

L’intérêt du concept a été prouvé par la mise en place d’une telle plate-forme, en juillet 1984, par une compagnie américaine, dans 150 mètres de fond comme première étape, sur le gisement de Hutton en mer du Nord. Une autre est installée dans 550 mètres de hauteur d’eau, sur le champ de Jolliet dans le golfe du Mexique. Il existe d’autres projets, dont celui d’un groupe français qui prévoit de construire en béton la partie flottante.

Les supports flottants de production

Ces supports flottants sont, le plus souvent, associés à des têtes de puits sous-marines. En effet, ceux-ci, qu’ils soient de type barge, bateau ou semi-submersible, ont des mouvements importants dans la houle et ne peuvent être reliés aux puits que par des liaisons flexibles.

Les exploitations avec supports flottants sont encore très peu nombreuses. Il s’agit de champs marginaux de faible capacité de production ou de courte durée de vie. Le support a plusieurs fonctions: traitement du pétrole brut, quartiers d’habitation, poste de contrôle et commande des puits, stockage et équipement de déchargement.

La production est évacuée soit par bateau navette venant s’ancrer ou s’amarrer au support à couple ou en tandem, soit par canalisation sous-marine reliée au support par conduites flexibles.

Le maintien en position est de plusieurs types:

– Dans le cas de semi-submersibles (Buchan ou Argyll, en mer du Nord) ou de bateaux tankers transformés, ceux-ci sont ancrés par un système classique de câbles et de chaînes associés à des ancres ou à des pieux enfoncés dans le sol.

– L’ancrage peut se faire sur un point d’amarrage unique autour duquel le navire peut s’orienter dans la direction du courant ou de la houle. Le système comporte un joint tournant permettant le passage des fluides entre fond et support. Ces joints sont parfois fort complexes car ils doivent être étanches aux pressions de l’huile et du gaz qui sortent des têtes de puits ou de l’eau réinjectée dans le gisement lorsqu’un dispositif de récupération secondaire est nécessaire pour maintenir la pression du gisement.

– Enfin, il est possible d’utiliser des systèmes de positionnement dynamique complets. Le bateau peut alors se déconnecter d’un puits pour raison de mauvais temps ou simplement pour aller décharger sa cargaison dans un port.

Un développement avec support flottant de production est rapide à mettre en œuvre. Aussi est-il souvent employé pour commencer à produire le plut tôt possible, ce qui, pour l’opérateur, est un avantage financier intéressant pour rentabiliser rapidement ses investissements. Ce type de développement s’appelle un système de production anticipée («early production system»).

3. Canalisations

Les conduites sous-marines

Deux types de canalisation se distinguent par leur fonction:

– les lignes de collecte installées sur le champ lui-même, dont les longueurs sont généralement faibles avec des diamètres qui varient de 50 à 900 millimètres;

– les lignes d’évacuation d’huile ou de gaz qui sont souvent de diamètre et de longueur importants. Il existe, en mer du Nord, des gazoducs d’un diamètre de 900 millimètres et de plus de 500 kilomètres de longueur.

Les pressions de service des conduites en mer dépendent de leur utilisation. Des lignes de chargement auront des pressions de quelques dizaines de bars. Par contre, les lignes connectées directement à la tête de puits – soit pour évacuer le produit, soit pour injecter dans le puits de l’eau ou du gaz – ont une pression qui peut atteindre plusieurs centaines de bars. Enfin, les canalisations d’évacuation ont des pressions de 100 à 150 bars.

La constitution d’une canalisation sous-marine est particulière. En effet, le tube – assemblé à l’avancement par soudure à bord d’une barge – est posé vide. C’est seulement lorsque la pose est terminée qu’il est rempli.

Il est donc nécessaire que le tube ait un poids fondrier suffisant, d’une part pour se poser au fond et, d’autre part, pour être stable en service, en résistant aux forces hydrodynamiques qui s’exercent sur le tube.

La canalisation est donc composée d’un tube d’acier revêtu d’une protection anticorrosive et d’un revêtement en béton faisant office de lestage et de protection mécanique contre les ancres et les chaluts de pêche.

La qualité de l’acier et son épaisseur sont choisies en fonction de la pression de service. Lorsque la profondeur est importante (supérieure à 100 m), la pression hydrostatique extérieure peut être déterminante pour définir l’épaisseur.

Le revêtement en béton de densité élevée (de 2,4 à 3,2) est renforcé par une armature métallique. L’épaisseur de béton varie de 3 à 15 centimètres et dépend du diamètre, de l’épaisseur d’acier et du poids fondrier nécessaire.

À dimensions égales, une canalisation de gaz nécessite, pour sa stabilité, un lestage plus important et, par conséquent, un revêtement en béton de plus grande épaisseur.

Pour une canalisation d’huile, le poids du liquide participe à la stabilité de la conduite en service. Par ailleurs, le lestage sera d’autant plus important que la profondeur est faible, là où les efforts de houle sont plus importants.

Il faut citer, dans certains cas particuliers, l’utilisation de canalisations flexibles constituées d’une structure composite, associant des matériaux plastiques et des armatures métalliques disposées en différentes couches garantissant l’étanchéité et la résistance aux pressions intérieure et extérieure.

Le coût élevé de ce matériau est compensé par la facilité et la rapidité de pose, et par l’avantage technique considérable qu’offre la flexibilité pour effectuer les connections en mer ou pour la bonne adaptation aux mouvements des supports. Il est aussi possible de les récupérer pour les utiliser sur un autre site comme on pourrait le faire avec un câble.

Ces tuyaux flexibles sont utilisés pour des liaisons courtes et de faible diamètre sur un champ pétrolifère. Ils sont aussi très bien adaptés pour les grandes profondeurs et pour les liaisons souples le fond et un support flottant. Enfin, leur revêtement intérieur les rend aptes à résister à l’action corrosive de certains effluents.

Techniques de pose

La technique le plus couramment employée est celle qui fait appel à un engin flottant, ou barge de pose, sur lequel est assemblée, tube après tube, la conduite qui est progressivement déposée sur le fond (photo 6). Cette technique, utilisée depuis de nombreuses années, s’est considérablement améliorée lorsque les profondeurs d’eau et la sévérité des conditions climatiques des champs offshore se sont accrues.

Une barge de pose de canalisation est une usine flottante d’assemblage de tubes fonctionnant sur le principe du travail en chaîne. Elle est équipée d’un banc de pose composé de plusieurs postes de travail (soudage, contrôle, rayons X, revêtement). Lorsque tous les postes ont terminé leur travail, la barge avance d’une longueur égale à celle d’un tube élémentaire (12 ou 24 m).

Cette conduite est maintenue par un dispositif de tension dont le but est de maintenir une traction longitudinale constante dans la conduite en cours de pose. Ainsi, quels que soient les mouvements de la barge, la flexion du tube est maintenue dans les limites acceptables.

Le banc de pose est prolongé par une rampe flottante, ou élinde, appelée également «stinger», et dont la fonction est de soutenir la canalisation sur une longueur de 50 à 80 mètres avant que celle-ci descende pour se poser sur le fond marin.

La barge est maintenue en place par un système d’ancrage composé de 8 à 12 lignes d’ancres grâce auxquelles la barge se maintient et se déplace à mesure de la pose. Des qualités de ce système d’ancrage dépendent en grande partie les performances de pose.

En début de banc de pose, les tubes de 12 ou 24 mètres sont acheminés par convoyeur ou par grue sur une machine qui aligne chaque élément de tube à la première station pour être soudé à la conduite. Concurremment à la soudure de première passe, celles de remplissage et de finition sont exécutées aux deux ou trois autres stations disposées le long du banc de pose.

La soudure est faite soit manuellement par baguette, soit par soudure semi-automatique sous gaz carbonique, soit encore par soudure automatique grâce à des machines sophistiquées dont les particularités sont la rapidité et la qualité de la soudure. La qualité est essentielle. En effet, une rupture causée par une mauvaise soudure peut avoir des conséquences économiques catastrophiques. La cadence de 2 à 4 kilomètres par jour permet de réduire le coût élevé des travaux de pose en mer.

Au-delà de la dernière station de soudure, on trouve les stations de contrôle de la soudure par rayons X et de revêtement du joint. La canalisation quitte alors la barge et entre dans l’eau, supportée par le stinger. Celui-ci est une structure flottante articulée sur l’arrière de la coque.

Ce stinger est un élément critique du système de pose. Il doit pouvoir résister aux efforts dus aux mouvements créés par la houle.

Afin de diminuer les contraintes dans le tube en cours de pose sur le fond, on exerce une tension longitudinale dans la conduite. Cette tension, qui peut être de 150 tonnes, est exercée par une machine à double chenille enserrant le tube et motorisée. Elle est installée sur le banc de pose, après les stations de soudure.

De nombreux autres navires assistent l’opération de pose. Les ancres doivent être déplacées progressivement. Un ou deux puissants remorqueurs sont chargés de cette opération importante et parfois délicate par mauvais temps.

Le transport en tubes élémentaires s’effectue sur la plage arrière de bateaux ravitailleurs spécialisés qui viennent à couple de la barge pour y être déchargés.

Un bateau de surveillance est également présent pour garantir la précision de la pose de la canalisation sur le fond. Ses moyens électro-acoustiques, de type sonar, permettent également de détecter les obstacles sur le tracé de la conduite.

Enfin, certaines opérations nécessitent la présence de plongeurs opérant à partir d’un bateau support équipé d’une installation de plongée en saturation. Les opérations peuvent être simples comme la connexion d’un câble ou d’un flotteur. Elles peuvent aussi être beaucoup plus complexes et longues, nécessitant plusieurs équipes de plongeurs en saturation; c’est le cas pour la connexion soudée d’une canalisation au pied d’une plate-forme.

Les engins de pose classiques sont des coques simples, parallélépipédiques, capables de poser dans des profondeurs de 150 mètres et dans des conditions de mer relativement modérées. Pour poser dans des conditions de mer plus sévères telles que celles qu’on rencontre en mer du Nord ou dans des profondeurs plus grandes, les coques doivent posséder des caractéristiques appropriées. C’est le cas de grosses coques aux formes étudiées ou de semi-submersibles. Le record de profondeur est une canalisation de 500 millimètres de diamètre posée entre la Tunisie et la Sicile dans 600 mètres d’eau.

Il existe des projets de pose en plus grandes profondeurs qui seront nécessaires lorque le pétrole et le gaz seront exploités dans des mers très profondes (1 500, 2 000 m). D’autres techniques connues devront alors être mises en œuvre. La pose se fera par bateau équipé d’une rampe presque verticale par la méthode dite en «J». Dans ce cas, l’engin de pose doit obligatoirement se maintenir en positionnement dynamique par des propulseurs omnidirectionnels commandés automatiquement.

Travaux de maintenance

La pose de canalisation est associée à d’autres travaux tels que les connexions sous-marines, l’inspection et la réparation.

Les connexions et les réparations s’effectuent le plus souvent par soudure, préférable à toute connexion mécanique lorsque cela est possible. La soudure se réalise dans une chambre entourant les deux extrémités à connecter, et maintenue en atmosphère sèche en équilibre avec la pression hydrostatique du fond. Les plongeurs y accèdent par l’intermédiaire d’un sas dans lequel ils sont transférés depuis les caissons hyperbares de surface à l’aide d’une tourelle, elle-même sous pression de façon à les maintenir en saturation. Les procédures de soudage sont spécialement étudiées pour garantir la qualité de la soudure malgré la pression et la composition du gaz emplissant la chambre, tout en assurant que ce gaz de respiration ne soit pas pollué. De telles soudures ont été réalisées dans des profondeurs de plus de 300 mètres.

Au cours de la vie de la canalisation en service, des inspections sont effectuées régulièrement ou occasionnellement. Elles ont plusieurs objectifs:

– de vérifier les effets de la corrosion interne et externe,

– de surveiller que la conduite repose uniformément sur le sol sans affouillement,

– d’inspecter toute déformation éventuelle causée par les forces du courant et de la houle, ou tout dommage au revêtement ou à l’acier lié au choc d’ancres et de chaluts. La détection d’une fuite est une tâche particulièrement délicate.

Le contrôle de l’état de la canalisation peut s’effectuer par l’intérieur à l’aide d’outils équipés de capteurs et d’enregistreurs variés, et qui sont entraînés par l’écoulement du fluide. L’inspection se pratique aussi par des engins sous-marins, tractés ou naviguant le long de la canalisation et équipés de caméras et de sondeurs.

En cas de dommage nécessitant une réparation, une intervention par plongeurs est nécessaire soit pour prévenir une détérioration, soit pour réparer le revêtement ou parfaire le calage du tube, soit, plus rarement, pour remplacer un tronçon par soudure.

4. Le milieu marin et les moyens d’intervention

L’environnement marin et ses effets sur les ouvrages

Les ouvrages en mer subissent l’action mécanique de la houle, du vent et des courants, qu’il convient de bien connaître si l’on désire en calculer les effets. Depuis 1970, en liaison avec le développement des installations en mer du Nord, de nombreuses études ont été faites dans ce domaine, en particulier sur la houle. Une structure peut être ruinée de deux manières: soit sous l’effet des conditions extrêmes de chargement, soit par fatigue sous l’effet de charges moins importantes mais répétées. Les calculs prennent en compte ces deux aspects.

L’énergie d’une vague est proportionnelle au carré de sa hauteur; il est donc important de connaître avec précision la hauteur de la vague centennale (prise en compte dans le calcul du projet) caractéristique d’un site. Il faut aussi avoir une représentation plus complète de l’«état de mer», défini comme l’ensemble des hauteurs et des périodes des vagues pendant une certaine durée. La connaissance des états de mer utile à l’ingénieur est devenue de plus en plus précise grâce à de nombreuses observations sur les sites qui ont permis d’en faire l’analyse statistique.

L’évaluation des forces hydrodynamiques exercées sur les ouvrages en mer fait appel à des expérimentations sur maquettes en bassin d’essais et a donné lieu à des développements théoriques en ce qui concerne les méthodes de calcul. Celles-ci sont particulières à chaque type d’ouvrage; on distingue en particulier les membrures tubulaires, dont le diamètre est faible par rapport à la longueur d’onde des vagues, et les structures massives comme les plates-formes gravitaires ou les grands corps flottants. Diverses campagnes de mesures in situ ont eu pour objet de calibrer les modèles théoriques. Dans les zones arctiques, les spécialistes ont à faire face à des difficultés particulières, causées par les glaces dérivantes.

Les agressions physico-chimiques du milieu marin sont d’autant plus importantes à considérer que les parties d’ouvrage qui y sont exposées sont difficiles d’accès pour leur inspection. La corrosion – qui est le principal problème rencontré et qui est difficilement évitable malgré un choix judicieux des nuances d’acier – résulte de processus électrochimiques dont on cherche à contrarier les effets en appliquant à toute structure métallique immergée un système de protection cathodique ; celle-ci est effectuée par «courants imposés», ou plus souvent par «anodes sacrificielles» généralement en zinc. Un autre aspect à prendre en compte est celui du «fouling», dépôt d’organismes vivants qui proviennent de la mer. Toutes ces questions sont bien entendu tributaires du climat.

En mécanique des sols, là aussi, le milieu marin apporte son cortège de problèmes nouveaux. Avant implantation d’un ouvrage, des reconnaissances géotechniques sont faites par des méthodes généralement dérivées de celles qu’on utilise à terre, mais adaptées aux contraintes de l’environnement marin. Le calcul des fondations doit tenir compte des propriétés particulières de certains sols: sables, argiles, vases, sables carbonatés ou combinaison de ceux-ci, dont le frottement le long des pieux battus et éventuellement l’effet de pointe déterminent la capacité de portance. De plus, les charges cycliques de la houle exercées sur un ouvrage sont répercutées sur le radier ou les pieux, et doivent être prises en compte pour définir la fondation et évaluer sa stabilité.

Moyens d’installation des plates-formes

L’installation des jackets, ou celle des ponts et des équipements, nécessite des engins spécifiques équipés de moyens de levage puissants.

Les barges de levage ont connu pendant ces vingt dernières années une évolution remarquable depuis des pontons de formes très simples et équipés d’une grue de 500 tonnes au maximum jusqu’aux barges semi-submersibles capables de lever 14 000 tonnes avec deux grues jumelles.

La forme et le volume de la coque ont une grande importance sur son comportement dynamique dans la houle et sur sa capacité de manœuvrer des colis de plusieurs centaines (ou milliers) de tonnes sans dommage pour celui-ci ou pour la plate-forme qui le supporte.

Les barges conventionnelles ont la forme simple d’un ponton de 100 à 140 mètres de longueur et de 25 à 35 mètres de largeur. Équipées d’une grue de 300 à 3 000 tonnes, elles sont bien adaptées pour travailler dans des régions clémentes.

En revanche, dans des mers difficiles comme la mer du Nord et afin de limiter les arrêts pour mauvais temps, des barges semi-submersibles ont vu le jour, leurs formes et leurs dimensions ayant été adaptées pour pouvoir travailler sans être gênées par mauvais temps. Leur fort déplacement (80 000 t et plus) a permis d’y installer deux grues puissantes capables de lever en tandem 9 000 tonnes et même tout récemment 14 000 tonnes.

Le maintien en position de ces barges-grues est fait par un système d’ancrage composé de 8 à 14 lignes d’ancres. Certaines barges, toutes récentes, sont équipées d’une assistance par propulseurs omnidirectionnels.

La grue sert au levage du jacket ou, si celui-ci est lancé, à son basculement. Elle sert aussi à la mise en place et au battage des piles. Celles-ci sont enfoncées dans le sol à l’aide d’un marteau puissant atteignant de 300 à 400 tonnes de poids. La grue est également nécessaire pour la pose, sur le pont, des équipements qui sont en général préassemblés sous forme de «modules» afin de limiter le travail d’assemblage en mer. En effet, le travail de raccordement et de connexion des modules est long et demande un nombre important de spécialistes qui doivent être hébergés à bord des barges. C’est pour réduire le coût de cette phase que le nombre de modules a été limité et leur poids augmenté en fonction des moyens grandissants de levage. Dans certains cas, c’est même le pont complet, préfabriqué, qui est installé d’un seul tenant. Le record de levage d’un tel colis, en 1988, est de plus de 6 000 tonnes. Mais il sera certainement dépassé rapidement.

La barge-grue, parfois munie des équipements de pose de canalisation constitue la pièce maîtresse d’un chantier de travaux offshore. Mais d’autres moyens sont également nécessaires, tels que les remorqueurs capables de mouiller les ancres pour positionner la barge, les bateaux de ravitaillement en matériel – sans oublier les hélicoptères pour les transferts rapides de personnel et de petits matériels. Enfin, les barges de transport de jackets, de ponts, de modules sont elles-mêmes assistées par des remorqueurs.

Lorsque le jacket est trop pesant pour être levé, celui-ci est lancé depuis sa barge de transport (photo 2). Il est alors poussé vers l’arrière de la barge, équipée de bras basculants permettant à la structure de pivoter et de glisser dans l’eau où elle flotte horizontalement. C’est alors que, combinant l’effet du ballastage de certaines membrures avec l’aide de la grue, le jacket est tourné en position verticale avant d’être posé sur le fond. Il existe des barges capables de lancer des jackets pesant plusieurs dizaines de milliers de tonnes.

Inspection, maintenance, réparations

Les compagnies pétrolières procèdent régulièrement à l’inspection des ouvrages, en portant une attention particulière aux points critiques que sont, d’une part, les soudures et les nœuds des structures métalliques et, d’autre part, la position sur le fond et l’état des canalisations sous-marines. L’inspection visuelle des jackets par plongeur ou par système vidéo télécommandé est assortie d’un nettoyage des salissures et concrétions marines lorsqu’une inspection plus détaillée est nécessaire (recherche de fissures). Pour détecter d’éventuels défauts dans les structures en acier, plusieurs techniques sont proposées et combinées entre elles: la magnétoscopie, la détection de barres inondées, l’émission acoustique, les ultra-sons, la radiographie. D’autres techniques sont à l’état d’études ou en développement, telles que le suivi de la rigidité, la vibrodétection ou les courants de Foucault.

Les engins télécommandés apportent au plongeur une aide pour toutes les tâches qui peuvent être automatisées et se substituent progressivement à lui.

Les réparations éventuelles de parties d’ouvrages endommagées sont autant de cas d’espèces qui s’apparentent à la construction neuve, avec les difficultés supplémentaires du travail en mer. Les stratégies d’inspection et d’entretien ont pour but de les éviter. Parmi les opérations d’entretien les plus courantes, il faut signaler le renouvellement des anodes de protection cathodique.

Moyens d’intervention sous-marine

Que ce soit pour l’assistance aux opérations de mise en place des infrastructures, pour les reconnaissances préalables ou pour l’inspection, voire la réparation ultérieure des installations, de nombreuses tâches exigent le recours à des plongeurs professionnels et à divers moyens d’intervention sous-marine. Si les performances exigées ne sont pas les mêmes, les techniques utilisées pour cette activité industrielle sont néanmoins de même nature que celles qui sont par ailleurs développées à des fins scientifiques.

La plongée humaine est couramment pratiquée dans des profondeurs de quelques dizaines de mètres. Pour des opérations profondes et nécessitant des temps de travail prolongés, la plongée se fait en saturation: les plongeurs, maintenus dans des caissons de vie sous pression, sont transférés au fond par une tourelle descendue par câble. Le retour à la pression atmosphérique s’effectue par paliers successifs, selon des critères de décompression qui dépendent de la profondeur atteinte et de la durée de la plongée. Le record du monde, établi en mars 1988 par une équipe française, se situe actuellement à 530 mètres de profondeur (tabl. 1). Dans la pratique, les profondeurs d’intervention sont cependant limitées par les coûts et les facteurs humains.

L’intervention profonde par submersibles habités a connu un grand développement dans les années 1970. Maintenant, le plus souvent, elle s’effectue avec des engins télécommandés; les engins habités restent, par contre, des outils très précieux pour les campagnes scientifiques d’observation des très grandes profondeurs. Un engin comme le Nautile français, opérationnel jusqu’à 6 000 mètres, peut, en cas de besoin, exécuter des missions industrielles; par exemple, il a contribué à la collecte d’images et d’objets autour de l’épave du Titanic , repérée en septembre 1985; il est en effet équipé de bras télémanipulateurs et peut être assisté de petits engins inhabités munis de caméras ou de systèmes acoustiques de visualisation du fond. L’ensemble est opéré avec l’aide d’un bateau support, qui communique avec le fond par liaison acoustique.

Les engins inhabités sont, par contre, d’un usage très fréquent, soit comme assistance au plongeur, soit comme remplaçant de celui-ci pour des raisons de coût de mise en œuvre ou de profondeur d’intervention (photo 8). Ils sont communément appelés R.O.V. (Remotely Operated Vehicles ). Certaines tâches sont devenues, depuis une dizaine d’années, des opérations de routine, telles que l’inspection complète par vidéo des canalisations sous-marines et l’inspection des structures en acier pour détecter d’éventuelles fissures ou contrôler, par mesures de potentiel, l’efficacité du système de protection cathodique. Le nettoyage des surfaces à inspecter, qui demande beaucoup de temps et qui concerne, selon les cas, les conduites ou les structures en acier ou en béton, peut se faire également par R.O.V. Enfin, ceux-ci peuvent également servir comme assistance aux opérations de forage. Par ailleurs, des progrès récents ont été faits pour parvenir à connecter et à réparer des canalisations sous-marines grâce à des systèmes entièrement télécommandés depuis la surface, les applications visées se situant dans la tranche d’eau de 300 à 1 000 mètres.

Tous les R.O.V. utilisés en pratique sont reliés par câble, au moins pour leur alimentation électrique, avec une unité de surface qui est généralement un bateau à positionnement dynamique servi par une équipe d’opérateurs. Cet ombilical est une cause de limitation de ces engins, en particulier lorsqu’ils opèrent à proximité d’une structure complexe et en présence de courants. Des développements sont déjà très avancés pour les engins télécommandés, où la liaison entre le fond et la surface se fait par transmission acoustique sous-marine.

5. Solutions actuelles et perspectives d’avenir

L’alternative: têtes de puits en surface ou au fond

La manière la plus évidente d’exploiter les hydrocarbures en mer est d’installer les têtes de puits et les équipements sur des plates-formes fixes en acier ou en béton – ce qui permet des conditions de fonctionnement relativement proches de celles qui existent à terre – mais, ainsi qu’il a été noté, le poids et le coût des structures fixes croissent exponentiellement avec la profondeur (fig. 3).

Aussi, dès la fin des années 1960, des études et des essais ont été faits pour permettre de garder la tête de puits avec ses vannes de contrôle au fond de l’eau. Ces puits – individuels ou en groupe – sont alors reliés, par des canalisations et des ombilicaux de commande, aux équipements de traitement placés sur la plate-forme de production fixe ou flottante. Dans ce cas, les têtes de puits sont beaucoup plus complexes que celles qui sont hors de l’eau et supportées par une plate-forme fixe; leur entretien, plus coûteux, nécessite des engins flottants d’intervention assistés par des plongeurs ou par un véhicule télécommandé. Par contre, on fait l’économie d’une plate-forme.

Pour des champs marginaux ne nécessitant que quelques puits reliés à une plate-forme existante et éloignés du champ principal de quelques kilomètres, ce concept de puits sous-marin peut être une solution économique, même dans des profondeurs d’eau moyennes. En très grandes profondeurs – de 1 000 à 2 000 mètres, où des réserves prouvées existent –, la seule solution concevable dans les conditions économiques actuelles prévoit des têtes de puits sous-marines reliées, de manière souple, par des tubes en acier ou des conduites flexibles à un support de production flottant.

Jusqu’en 1987, sur une période de vingt ans, au total 472 têtes de puits sous-marines ont été installées dans le monde, dont 180 au cours des trois dernières années. Le plus grand nombre l’a été au Brésil et en mer du Nord ; cette tendance ira en s’accentuant (tabl. 2). Les progrès technologiques effectués et l’expérience acquise ont permis une plus grande fiabilité, tout en compliquant le système pour faciliter l’installation et l’entretien sans plongeur à l’aide de véhicules téléopérés.

L’une des solutions, pour supprimer l’intervention coûteuse des plongeurs, a été d’enfermer les têtes de puits classiques dans une enceinte étanche et à pression atmosphérique, où des opérateurs sont transférés à sec par un sas. Une autre, la plus fréquemment utilisée, consiste à installer des têtes de puits en pleine eau, composées de modules de vannes et d’instrumentation qui peuvent être remontés en surface pour leur entretien et réparation.

Les puits peuvent aussi être déviés et regroupés dans une structure sous-marine comprenant tout un réseau de collectes et de vannes, réseau appelé «manifold». Celui-ci est alors raccordé par conduites et ombilic au centre de production principal. Les conduites sont raccordés entre le fond et la surface par des liaisons flexibles s’adaptant aux mouvements du support en surface si celui-ci est flottant.

De très nombreuses solutions ont été imaginées et réalisées, permettant la télécommande de vannes et d’autres équipements sous-marins. La conception modulaire de ces équipements permet d’assurer l’entretien et la réparation en remplaçant les modules défectueux avec ou sans l’intervention de plongeurs.

Les ouvrages les plus modernes ont été conçus et réalisés pour être installés et réparés sans plongeur et uniquement à l’aide de véhicules télécommandés. C’est la solution obligée de l’avenir pour l’exploitation des hydrocarbures dans de très grandes profondeurs que les plongeurs ne peuvent atteindre.

Des projets à long terme sont en cours d’étude et de développement pour installer au fond non seulement les têtes de puits, mais aussi une partie des équipements de production, tels que le séparateur et les pompes, qui sont normalement au-dessus de la surface de la mer. Ces conceptions du «tout au fond», comme l’envisage le projet français «Poseïdon», permettraient d’éviter l’installation de plates-formes. Les produits seraient alors transportés par de longues canalisations sous-marines jusqu’à terre, ce qui suppose la maîtrise des techniques de transport sur une grande distance par l’écoulement polyphasique des produits sortant directement du puits. Ces différentes solutions sont très coûteuses. Par exemple, on considère qu’un puits sous-marin et l’ensemble de ses liaisons peuvent coûter plus de dix fois le prix du même, monté sur une plate-forme fixe. À raison de 10 à 35 millions de dollars en 1988 par puits sous-marin, le coût de 40 puits devient prohibitif si le champ est peu productif.

À l’inverse, la plate-forme fixe, malgré son coût de construction élevé, permet de réaliser toutes ces opérations au-dessus de la surface avec plus de sécurité et à des coûts plus faibles.

Le choix d’une solution pour exploiter un champ pétrolifère par une plate-forme, par une tête de puits sous-marine ou par la combinaison des deux dépend donc de très nombreux paramètres tant techniques qu’économiques: la profondeur de l’eau, les conditions climatiques, la profondeur des puits, le nombre de puits, l’étendue et le type du gisement, le débit et la qualité du produit par puits et, bien sûr, le prix de vente du pétrole.

La technique des puits sous-marins en est à ses débuts et représente aujourd’hui une infime proportion de la production d’hydrocarbures en mer. Mais les progrès vont vite, et l’expérience acquise permet d’envisager dans le futur la possibilité d’exploiter économiquement des réserves situées dans des sites difficiles ou dans des réserves marginales, si les conditions économiques s’y prêtent.

Exploitation en zones arctiques

L’exploitation offshore en zone arctique est rendue particulière par la présence de glace sous forme de plaques ou d’icebergs dérivants.

Le forage d’exploration nécessite soit des engins classiques mais travaillant pendant une période courte d’eau libre, soit des engins spécifiques capables de résister aux glaces dérivantes telles que celles qu’on rencontre en mer de Beaufort, au nord de l’Alaska, en mer de Barents, soit encore des équipements susceptibles de suspendre le forage rapidement en cas de risque de collision avec un iceberg comme au large du Labrador et de Terre-Neuve.

Il y a actuellement très peu de champs exploités dans des zones où la mer est gelée en hiver (Cook Inlet en Alaska, mer Baltique, mer de Bohai en Chine). Les glaces y sont peu épaisses et annuelles. Quelques plates-formes classiques en acier, fondées sur des piles par faible profondeur, y ont été installées. Leur structure est renforcée et conçue pour protéger les tubes conducteurs des puits de la pression de la glace.

En mer de Beaufort, au nord du Canada, de nombreux forages exploratoires ont été réalisés et d’importantes réserves y ont été découvertes. Le pack peut atteindre une épaisseur de plus de 2 mètres, associé à des «crêtes de pression» de plusieurs dizaines de mètres d’épaisseur. La mer y est libre quelques semaines par an seulement.

Dans les très faibles profondeurs, des îles artificielles ont été construites en matériaux dragués pendant l’été. Elles sont conçues pour une durée de vie ne dépassant guère un ou deux ans. Pour les profondeurs plus importantes, on fait appel soit à des bateaux travaillant seulement en eau libre, soit à des plates-formes gravitaires formées de caissons ballastables avec du sable qui peuvent être déplacés après déballastage.

Pour une exploitation devant durer plus de vingt ans, de nombreux dessins de plates-formes ont été proposés: la plupart de celles-ci sont des structures gravitaires très massives en acier ou en béton, dont la forme cylindrique et tronconique favorise la rupture de la couche de glace et dont la fondation permet de résister à leur poussée. Des réserves importantes ont été découvertes qui pourraient être exploitées dans des conditions économiques plus favorables qu’aujourd’hui.

Des champs de pétrole ont aussi été découverts au large de Terre-Neuve, où dérivent des icebergs de plusieurs millions de tonnes. Deux solutions sont envisagées pour exploiter dans ces conditions: soit une plate-forme gravitaire très massive et capable de résister au choc d’iceberg (photo 8), soit des têtes de puits sous-marines placées au fond d’un large trou qui les protège des icebergs raclant le fond. Les puits sont associés à une plate-forme flottante de type semi-submersible maintenue en place par un système de lignes d’ancres capable de résister à de petits icebergs. En cas de présence d’un très gros iceberg, il est possible de déconnecter.

Les glaces pouvant s’échouer et racler les fonds meubles, la protection des pipelines pose un problème difficile, surtout à proximité de la côte. On envisage donc d’ensouiller à 6 ou 8 mètres de profondeur. De plus, le fond peut présenter des zones de terrain gorgé d’eau et gelé en permanence, appelé permafrost. Le problème peut alors se poser du dégel de ce sol, provoqué par la chaleur du produit transporté et entraînant une perte de portance et une flexion dangereuse pour la conduite.

Enfin, travailler en Arctique nécessite une logistique considérable pour le transport du matériel et la vie des hommes, ce qui rend tous travaux extrêmement coûteux.

Développements hors du secteur pétrolier

Les techniques dont l’offshore pétrolier a suscité un développement spectaculaire ont permis de réaliser, et à plus forte raison d’envisager, des travaux non liés au pétrole mais situés en pleine mer.

Il est significatif de souligner l’évolution des ouvrages côtiers qui dépassent les travaux portuaires traditionnels, s’éloignent de la côte et atteignent des profondeurs d’eau importantes. La construction de docks flottants et de ports en eau profonde, des réalisations comme le terminal d’Antifer, près du Havre, ou de la barrière de protection du littoral hollandais à l’embouchure de l’Escaut peuvent, d’une certaine manière, être assimilés à des travaux offshore, de même que la construction des têtes de rejet d’eau de mer, à 1 000 mètres de la côte, des centrales nucléaires de Paluel et de Flamanville au bord de la Manche (1980). Certains émissaires de rejets urbains sont de grands ouvrages en mer, tel celui de Nice, qui mesure 2 mètres de diamètre et se prolonge jusqu’à 150 mètres de profondeur. Tout laisse à penser que des infrastructures de ce type sont appelées à croître en taille et en nombre.

Par analogie avec les techniques de pose des canalisations sous-marines d’hydrocarbures, il faut signaler les opérations d’installation, d’ensouillage et d’entretien de câbles de télécommunications et de lignes électriques intercontinentales. Ces opérations sont menées à partir de navires hautement spécialisés, et l’atterrage de ces liaisons s’apparente à celui des conduites pétrolières.

La production d’électricité par le procédé Georges Claude d’énergie thermique des mers a fait l’objet d’études de faisabilité orientées vers la construction d’une usine à terre dans les mers chaudes en surface, ce qui supposerait la pose d’une conduite d’amenée d’eau froide des grands fonds, analogue à un émissaire géant; une variante proposée serait du type de l’usine flottante en haute mer associée avec un tuyau vertical de grand diamètre suspendu au-dessous d’elle. Si leur réalisation est techniquement possible, de tels projets ne pourront cependant voir le jour que lorsque le coût de production des autres formes d’énergie sera suffisamment élevé pour être concurrencé.

Dans le domaine des ressources vivantes de l’océan, l’aquaculture peut être appelée à des développements nécessitant des infrastructures en mer relativement importantes. Plates-formes flottantes ou posées sur le fond, la conception, la construction et l’installation de ces ouvrages et de leurs équipements bénéficient a priori de l’expérience acquise dans le secteur parapétrolier.

Quant aux grandes profondeurs océaniques, c’est surtout l’exploitation des nodules polymétalliques, par plus de 4 000 mètres de fond, qui retient l’attention des ingénieurs. Les études d’avant-projets faites jusqu’à présent permettent d’envisager des systèmes à l’échelle industrielle comprenant schématiquement: des engins de ramassage sur le fond, des conduites de remontée hydraulique, des supports de production flottants et des navettes d’évacuation des produits par bateaux. La construction de telles installations apparaît aujourd’hui comme réalisable.

Les brillantes réussites du secteur pétrolier et parapétrolier ont été rendues possibles par un effort exceptionnel d’études et de recherches auquel prennent part aussi bien les compagnies pétrolières que les bureaux d’études, les constructeurs, les sociétés de services et les organismes de recherche spécialisés. L’avenir est encore ouvert à des développements considérables; l’expérience récente a apporté la preuve qu’il est possible de concevoir toutes sortes d’ouvrages en mer et que la réalisation d’usines flottantes, d’aérodromes, d’îles artificielles, de structures géantes destinées aux zones arctiques ou de piles de grands ponts franchissant des bras de mer est techniquement envisageable.

Encyclopédie Universelle. 2012.

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