Elgin

L'accident

Le 25 mars 2012, une fuite de gaz et de condensat survient sur un puits obturé (G4) au niveau de la plate-forme de production du champ pétrolier Elgin en Mer du Nord.

Le puits sur lequel la fuite s’est produite était à l’arrêt et isolé depuis un an. Dans un premier temps, une formation crayeuse, non productive jusqu’alors, se met à débiter du gaz de manière impromptue, à environ 1 000 mètres au-dessus du réservoir exploité. Puis un tubage du puits G4 se rompt à une pression 30% inférieure à celle qu’il devait normalement supporter. Cette rupture est due à une corrosion imprévisible.

Face aux risques d’incendie/explosion l’ensemble du personnel (238 personnes) est évacué et un périmètre de sécurité est établi. Une autre plate-forme proche est également évacuée.
Toutes les sources d’énergie sont coupées mais la torchère continue de brûler jusqu’au 30 mars.

Les gisements Elgin et Franklin

Elgin et Franklin sont deux gisements de gaz à condensats haute pression/haute température qui ont été mis en production en 2001. Ils sont situés en mer du Nord britannique, à environ 240 km à l’est d’Aberdeen, en Ecosse. Le gisement d’Elgin a été découvert en 1991, le gisement de Franklin en 1986.

La plate-forme

Sur le site d'Elgin se trouve une plate-forme de forage/ tête de puits qui est reliée à une plate-forme de production et d’habitation (PUQ - Production/Utilities/Quarters) par une passerelle de 90 m.
Le gaz et le condensat produits sont traités et expédiés par pipeline vers les côtes britanniques à partir de la plate-forme de production et d'habitation.
La plate-forme repose par 93 m de fonds sur des pieds fixes au fond de la mer. Cette plate-forme est originale dans la mesure où elle est une des seules à exploiter un produit à haute pression (1100 bars) et haute température (190°C ).

Les produits : Gaz / Condensat

Arrivé à pression atmosphérique sous le plancher de la plate-forme où se situe la fuite, le produit se détend pour une part sous forme de gaz dans l’atmosphère et se liquéfie pour une autre part pour former un condensat liquide comparable à de l'essence.

Le condensat s’étale à la surface de l’eau en formant une nappe très étendue et très fine (quelques microns), de couleur irisée et qui s’évapore en majeure partie en quelques heures.
Ce condensat est un produit très léger, très peu soluble et qui ne forme pas d’émulsion inverse. Compte tenu des données de distillation, on peut estimer à environ 75% le pourcentage maximum d’évaporation en mer.
Ce produit est essentiellement composé d’alcanes linéaires, environ 25% pour les molécules contenant de 10 à 38 atomes de carbone. La teneur en paraffines, qui correspondent à une partie de ces molécules (plus de 20 atomes de carbone), est d’environ 8%.
La teneur en hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) est relativement faible pour un produit pétrolier. Si l’on prend en compte les 16 composés de la liste de l’agence américaine pour l’environnement (US EPA) cette teneur est de l’ordre de 0.1%, et constituée pour moitié par le naphtalène, molécule la plus volatile. Ces niveaux de concentrations ne sont pas susceptibles d’avoir un impact significatif sur l’environnement marin..

Les mesures prises

Fin mars et courant avril, l’opérateur (Total) utilise des moyens satellitaires, aériens et navals pour observer la situation et établir avec les experts internationaux du domaine les stratégies d’intervention les plus adaptées pour maîtriser la fuite.

En collaboration avec les autorités, l'opérateur travaille sur les deux principales actions pour reprendre le contrôle du puits G4 d'où provient la fuite de gaz :

• injection de boue lourde par la tête de puits (opération Top Kill) depuis un rig de forage semi-submersible. Le 26 avril, un « dérivateur » est raccordé au sommet du puits G4 afin de dévier les gaz de la tête de puits et de la plate-forme par l’intermédiaire de 4 flexibles. Ce dispositif permet de renforcer la sécurité des opérations d’intervention sur le site et atténue entre autre les restrictions pour l’atterrissage des hélicoptères sur la plate-forme. Le navire de forage, West Phoenix, est mobilisé pour injecter les boues lourdes.
• forage de deux puits d’interception. Deux rigs de forage sont mobilisés : le Sedco 714 et le Rowan Gorilla V (RGV). Le 18 avril, à environ 2 km à l’est d’Elgin et après avoir reçu les autorisations des autorités du Royaume-Uni, le Sedco 714 commence le forage du premier puits de secours par 90 m de profondeur d’eau. Le Rowan Gorilla V (RGV) pourrait être déployé début mai.

Le 15 mai, les équipes d’intervention injectent des boues aqueuses dans le puits G4, conformément à l’un des deux plans élaborés avec les autorités. Après douze heures d’injection, la fuite de méthane est stoppée. Le puits G4 est attentivement surveillé dans les jours qui suivent pour s’assurer du succès de l’intervention.

Sécurisation du puits

L’arrêt total de la fuite est constaté le 21 mai 2012. Le rig de forage Rowan Viking est redémarré afin de mettre en place les bouchons de ciment. Une fois le premier bouchon placé, il est décidé d’interrompre le forage du puits de secours par le rig Secvo 714. D’autre part, le forage devenu inutile d’un second puits de secours par le rig Rowan Gorilla V est annulé. Durant cinq mois, ce sont 5 bouchons de ciments qui sont posés formant ainsi une barrière de sécurité de 1 000 m d’épaisseur. Le dernier bouchon est mis en place le 22 octobre 2012.
En deux mois la fuite a relâché jusqu’à 200 000 m3 de gaz naturel par jour. On estime qu’au départ le débit de gaz était d’environ 2 kg/seconde, puis il a diminué progressivement pour atteindre 0,5 kg/s.

Reprise de la production

Après une étude approfondie, la mise en place de nouveaux critères techniques et l’adaptation des procédures opératoires liées à la sécurité, les autorités britanniques (Health and Safety Executive, autorité de santé et de sécurité britannique) donnent leur feu vert le 6 mars 2013 à la remise en service de la plateforme gazière, permettant ainsi le redémarrage de son exploitation le 9 mars.
La reprise de la production est progressive : 70 000 BEP par jour (soit 50% du potentiel de fonctionnement). Le but étant d’atteindre une production d’un niveau équivalent à celui d’avant l’accident d’ici 2015 (120 000 BEP/jour). On notera que certains puits seront abandonnés et qu’il sera nécessaire de forer de nouveaux puits entre Elgin et Franklin.

Bilan

On ne déplore aucune victime. La réserve de plus de 500 millions de Barils Équivalent Pétrole (BEP) n’est affectée par l’accident. Cependant, le coût de cette catastrophe se monte à plusieurs centaines de millions d’euros (estimation des pertes journalière : environ 1 million de livres sterling, soit 1,15 million d’euros).

Les accidents similaires

Il existe de nombreux cas de rejet de pétrole brut suite à des éruptions de puits (blow out), comme par exemple l'accident de la plate-forme pétrolière Deepwater Horizon dans le golfe du Mexique en avril 2010.

Les cas d'accidents de rejet de gaz et de condensat sont eux très rares. Nous avons pu identifier un accident au large de la côte Est du Canada en 1984. L’éruption incontrôlée de l'installation de forage pétrolier Vinland a entraîné la fuite de gaz et de condensat pendant 13 jours. Plus d'informations (en anglais) sur le site d'Environnement Canada.