Plate-forme pétrolière

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Une plate-forme pétrolière est une construction marine fixe ou flottante qui sert à l'exploitation d'un gisement pétrolier.

Elle supporte principalement les dispositifs nécessaires pour la phase de forage et d'extraction du pétrole, ainsi que parfois des équipements destinés à assurer une présence humaine à bord. Certaines plates-formes permettent de transformer le pétrole, le gaz ou les condensats de gaz naturel extraits, de façon à ce qu'il soit plus facile à transporter et à exporter.

Une plate-forme pétrolière au large de la Californie (Harvest)
Une plate-forme en Mer du Nord
Mittelplate (Mer du Nord)

Historique[modifier | modifier le code]

À partir des années 1950, l’exploitation des hydrocarbures en offshore se développe face à l’augmentation de la demande énergétique. Les premières plates-formes sont celles du golfe du Mexique sur les côtes du Texas. Elles sont situées dans une très faible profondeur d'eau et n'ont pour seule fonction que d'être une tête de puits. Elles sont le prolongement de ce qui avait alors été développé à terre.

À la suite du choc pétrolier de 1973, cette solution apparaît, pour certains pays, comme un moyen de réduire leur dépendance énergétique vis-à-vis des États du Moyen-Orient. Pour les gouvernements européens, il devient indispensable de développer l'exploitation des champs pétroliers et gaziers de la mer du Nord.

Le Royaume-Uni et la Norvège se lancent donc dans le développement de techniques de forage et de production offshore (loin des côtes, en haute mer). Les compagnies pétrolières européennes, avec l'aide des ingénieries du monde entier développent des programmes de recherche qui aboutissent à la construction des premières plates-formes pétrolières et au développement des techniques de forage depuis un engin flottant.

Le défi est d'autant plus grand qu'en mer du Nord le climat est rude pendant six mois de l'année : lors des tempêtes, la hauteur des vagues, de leur crête à leur creux, peut atteindre plus de trente mètres (soit l'équivalent d'un immeuble de dix étages). Loin des côtes, ces plates-formes doivent aussi abriter des hommes qui assurent l'exploitation.

Les normes de sécurité liées à la fabrication, l'installation et la mise en œuvre de ces plates-formes se développent pendant les années 1970-80 à la suite de différents accidents. Les mentalités dans le monde de l'exploitation offshore changent radicalement après deux catastrophes majeures, celles de :

Les progrès technologies offshores développées en mer du Nord ouvrent la porte à l'exploration et l'exploitation dans une grande partie des mers du globe malgré le coût élevé de cette technique. La part des gisements offshore dans la production pétrolière mondiale passe de 10% en 1960 à 30% en 2010[1]. On compte près de 600 plates-formes pétrolières offshore dans le monde en 2012, qui emploient en moyenne 184 personnes chacune[2]. On trouve des plates-formes pétrolières et/ou gazières dans les régions suivantes :

Les techniques de forage et de constructions ayant évolué (500 mètres la fin des années 1970, plus de 2 500 m de profondeur dans les années 2000), les grandes profondeurs d'eau (>1 000 m) sont maintenant accessibles et exploitables à des coûts raisonnables (au regard des bénéfices attendus) : elles ne représentent que 3% de la production mondiale en 2012 mais connaissent un développement rapide[1]. Les plates-formes se transforment alors en navires et il est envisagé de créer des exploitations sous-marines automatiques.

Ces nouvelles profondeurs atteintes permettent de distinguer :

  • l’offshore profond à plus de 1 000 m ;
  • l’offshore ultra-profond, au-delà de 1 500 m

Au regard des législations actuelles, il existe 3 types de plates-formes :

  • les MODU (module offshore drilling unit) servant uniquement au forage et pouvant loger du personnel ;
  • les PP (Production Platform) servant à la production et/ou au pré-traitement du brut, mais sans logement ;
  • le LQ (living quarters) servant uniquement au logement, et où tout stockage / transit d'hydrocarbure est interdit pour raisons de sécurité[pas clair].

Typologie des plates-formes[modifier | modifier le code]

Le choix d'un type de plates-forme se fait en fonction de son rôle et de l'environnement (profondeur d'eau et de forage, conditions marines...).

Une plate-forme est généralement composée de deux parties distinctes :

  • les « topsides » (partie utile en surface), constituée de modules préfabriqués ;
  • la structure porteuse : partie servant à maintenir la partie utile au-dessus de l'eau, réalisée en treillis tubulaire métallique, (jacket) ou constituée de colonnes en béton.

Les plates-formes fixes[modifier | modifier le code]

La plupart des plates-formes fixes sont utilisées en mer peu profonde (<300 m). Différentes techniques de construction existent, comme :

Ces plates-formes fixes s'appuient sur le fond et peuvent donc être reliées de façon rigide aux têtes de puits et aux pipelines.

Une partie des plateformes gravitaires (dont celles construites en Écosse et implantées en mer du nord) ont été réalisées en béton, flottées et immergées par ballastage à l'emplacement prévu. La plate-forme est constituée par un socle en béton posé sur le fond de la mer. Ce socle sert au flottage ballastage pour la mise à poste et constitue un réservoir pour le pétrole brut. Des piliers de grande hauteur sont implantés sur le socle qui portent la partie métallique de la plate-forme. À la construction, La partie métallique (le deck) est mise en place lorsque la partie béton de la plate-forme est à flot.

Pour plus d'informations, il est possible de consulter la fiche de présentation suivante (cf, site Internet de CNISF[3]).

Les unités flottantes[modifier | modifier le code]

Les plates-formes flottantes sont essentiellement utilisées pour l'exploitation de champs pétroliers dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ). Lorsque la plate-forme est flottante, les installations de tête de puits lui sont reliées par des conduites flexibles.

  • FSO = Unité flottante de stockage et embarquement (Floating Storage and Offloading). Il s'agit en fait d'un tanker transformé, qui stocke du pétrole (venant d'autres plates-formes, ou parfois de production onshore) et charge les pétroliers de commerce.
  • FPU = Unité flottante de production (Floating Production Unit). C'est une barge qui reçoit le pétrole et le gaz du fond pour les traiter (séparer l'huile, le gaz et l'eau par exemple) avant de les envoyer vers une unité de stockage (FSO) ou vers un pipeline d'exportation.
  • FPSO = Unité flottante de production, stockage et de déchargement (Floating Production Storage and Offloading) : similaire à un FSO, mais intégrant aussi la production. C'est une solution en vogue pour le développement des gisements en eau profonde. Les FPSO présentent deux avantages majeurs : ils n'ont pas besoin d'infrastructures fixes (comme des pipelines) et sont redéployables (lorsque le gisement est épuisé, ils peuvent être repositionnés sur un autre).
  • TLP, SPAR, Semi-Submersibles : il s'agit là de plates-formes plus classiques, en ce sens qu'elles n'intègrent que la production et sont reliés à des pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les TLP (tension leg platforms) possèdent un excès de flottabilité et sont maintenues en place par des câbles tendus les reliant au fond. Les plates-formes semi-submersibles s'enfoncent dans l'eau en remplissant des ballasts, ce qui les rend peu vulnérables à la houle. Les SPAR (Single Point Anchor Reservoir) reposent sur un énorme flotteur cylindrique.
  • Pour des gisements importants, on combine parfois plusieurs solutions : par exemple, une plate-forme TLP qui produit le pétrole et une FSO pour stocker et exporter le pétrole.

Les plates-formes mobiles[modifier | modifier le code]

Plates-formes auto-élévatrices (jack-up
ce sont des plates-formes composées d'une coque et de jambes. La coque leur permet de se déplacer par flottaison et supporte les utilités. Les jambes sont équipées de crémaillères leur permettant de se lever ou de s'abaisser le long de la coque. De cette façon ces plates-formes peuvent se déployer à de multiples endroits tout en ayant un appui sur le fond marin. Ce concept est limité à des profondeurs d'eau de l'ordre d'une centaine de mètres. La majeure partie des plates-formes auto-élévatrices sont des plates-formes de forage et sont utilisées pour de l'exploration ou pour le forage de puits autour de plates-formes qui ne sont pas équipées d'engin de forage. Il existe aussi quelques-unes de ces plates-formes qui servent de boatel, hôtel flottant permettant de loger des équipes qui travaillent en mer ;
Semi-sub 
ensemble composé de 3 parties distinctes : le flotteur qui se trouve immergé, les poutres à mi-eau et le pont qui doit se trouver plus haut que la "vague centenaire". Cet ensemble en équilibre comme un ludion fonctionne grâce à des pompes à eau de mer qui maintiennent en permanence l'équilibre vertical, et des hélices multi-directionnelles ou des ancres qui maintiennent le positionnement horizontal au-dessus du puits. Ce type de plate-forme est utilisée pour des profondeurs allant de 100 à 1 000 mètres, ou pour des zones ou le fond marin ne permet pas de poser les pieds d'un jack-up que ce soit vase molle ou rochers déstabilisés.
Swamp-barge 
bateaux à fond plat que l'on « coule » sur place en remplissant les caissons d'eau de mer. Après forage, on vide les caissons et le bateau peut aller forer ailleurs. Sert dans de très faibles profondeurs, entre 1 et 7 mètres, ce qui lui vaut le nom de swamp, marais en anglais ;
Drill ship 
Bateau de forage, de forme comparable à un navire marchant surmonté d'un derrick (tour de forage), on y retrouve les mêmes équipements que les plates-formes de type semi submersible. Ils sont également équipés de ballast afin d'augmenter la stabilité durant les opération de forage. La dernière génération [4] peut réaliser des puits dans des eaux atteignant les 10 000 pieds (3 048 mètres) de fond, pour un forage d'une profondeur maximale de 37500 pieds (11 429 mètres). Le maintien à la verticale du puits est obtenu grâce à plusieurs propulseurs azimutaux.

Les critères de conception[modifier | modifier le code]

Fonctionnalités[modifier | modifier le code]

Une plate-forme pétrolière est conçue pour répondre à différents besoins :

  • forage (mais pas obligatoirement bien sûr, car il existe actuellement des organes spéciaux pour le forage) ;
  • production ;
  • habitation (qui dépend de plate-forme effectivement) ;
  • stockage (bien que certaines acheminent vers des organes de stockage après pompage).

En fonction de la profondeur d'eau et des règles de sécurité, ces fonctions peuvent être regroupées sur une même plate-forme ou séparées sur plusieurs plates-formes ; éventuellement reliées entre elles par des passerelles.

Procédés[modifier | modifier le code]

Une fois le pétrole amené à la surface, il faut séparer les phases liquides et gazeuses, enlever l'eau de la phase liquide. Une fois le gaz et le pétrole séparés, il faut les rendre propres au transport par pipeline ou par tanker pour les acheminer vers une raffinerie.

Le coût d'une usine en pleine mer est tel qu'on préfère souvent effectuer un traitement limité sur le pétrole ou le gaz extrait uniquement destiné à le rendre transportable jusqu'à la côte, où on construit une usine de raffinage plus développée à moindre frais.

Prise en compte du contexte[modifier | modifier le code]

Un des critères dominants dans la conception de la plate-forme est l'environnement dans lequel elle se trouvera. Le milieu marin est par nature « hostile », en raison de son instabilité (marées, tempêtes, courants, vent...) et de la corrosion qu'il provoque.
L'environnement influe surtout sur la conception de la structure porteuse de la plate-forme (que ce soit une plate-forme posée sur le sol ou flottante). La structure porteuse de la plate-forme doit, outre le poids des « topsides », transmettre au sol les efforts induits par son environnement.

  • Aspects physiques, physicochimiques
La houle, le courant et le vent : Ils induisent des efforts horizontaux sur les plates-formes fixes et des mouvements et accélérations sur les plates-formes flottantes. La houle induit également des efforts verticaux sur les plates-formes.
L'eau salée : Elle est une source de corrosion pour les matériaux (et notamment l'acier) utilisé dans la plate-forme.
le risque sismique : La plupart des sites producteurs de pétrole sont situés en zone à fort risque sismique. La plate-forme, quand elle est fixe, doit alors pouvoir survivre à ces événements. Le risque de tsunami est particulièrement difficile à prendre en comte par les plate-forme flottantes.
le fond marin : sa nature et son degré de pente jouent un rôle très important dans la conception d'une plate-forme fixe. La plate-forme repose sur le sol et doit donc comporter des fondations. Dans le cas d'une plateforme flottante, le fond marin est moins important car il ne sert qu'à l'ancrage.

Durée de vie[modifier | modifier le code]

La durée de vie moyenne d'un champ est de l'ordre de 20 à 30 ans. Elle est directement liée aux critères économiques du champ (retour sur investissement...).

Pour améliorer la durée de vie économique, on fait souvent appel au développement de gisements satellites. Quand le gisement pour lequel une plate-forme a été construite voit sa production décliner fortement, les moyens dont elle dispose pour traiter le pétrole se retrouvent surdimensionnés. De plus, il devient difficile de rentabiliser les coûts d'exploitation. On peut alors rattacher à la plate-forme des petits gisements voisins, en général trop petits pour justifier une plate-forme dédiée.

Construction[modifier | modifier le code]

La construction des plates-formes se fait à terre ou, comme en Norvège, dans des fjords spécialement aménagés. (à développer)

Installation[modifier | modifier le code]

La plate-forme est ensuite tractée sur son lieu d'exploitation au moyen de puissants remorqueurs de haute mer, et plus récemment par des navires de ravitaillement offshore qui ont également la possibilité de remorquer les plates-formes. Une autre solution, plus courante en cas de long voyage ou de chargement spécial, est d'utiliser un navire semi-submersible tel que le Blue Marlin. Sur le lieu d'installation, le navire se submerge partiellement, libérant sa charge, qui flotte alors d'elle-même. Dans certains cas, un navire équipé de grues gigantesques est utilisé pour décharger le navire de transport. Les SPAR sont transportées de cette façon en deux éléments qui sont alors assemblés offshore.

Une fois sur son lieu d'exploitation, la plate-forme est prise en charge par des navires ravitailleurs et releveurs d'ancres dit AHTS (Anchor Handling Tug Supply) qui s'occuperont de la mettre en place de façon provisoire pour le forage ou de manière permanente pour l'exploitation, puis de la ravitailler en produits et matériels de forage.

Mise en service[modifier | modifier le code]

Fin de vie[modifier | modifier le code]

Les législations nationales et internationales imposent aux compagnies pétrolières de démanteler leurs plates-formes quand elles ne sont plus utilisées. Ces opérations posent de nouveaux problèmes en matière de sécurité et d'environnement[5] .

Les premières plates-formes datent des années 1970 et quand leurs champs n'ont pas déjà été épuisés, elles arrivent en fin de vie dans les années 2000-2030, comme dans le champ pétrolifère de Frigg exploité par Total, qui va être un des premiers gros champs à se trouver dans cette situation. L'opération de démantèlement des plates-formes de ce champ, préparée depuis plus de 10 ans devait être réalisée courant 2006, posant un nouveau défi aux ingénieurs, qui est de démonter des milliers de tonnes d'acier (parfois amianté) et d'équipements et de les ramener à terre, tout en essayant de respecter la sécurité et les contraintes de protection de l'environnement.

Certaines plates-formes ne sont pas démantelées quand le champ est épuisé. Elles restent en l'état, les compagnies pouvant les revendre à des tiers. De telles plates-formes, lorsqu'elles sont dans les eaux internationales, intéressent potentiellement divers acheteurs en tant qu'îles artificielles. Certains nouveaux propriétaires de telles installations en ont fait ou tentent d'en faire des paradis fiscaux ou des micro-états indépendants dont la législation (lorsqu'elle existe) peut se montrer laxiste à de nombreux égards (sur la liberté d'expression notamment)[6].

Les structures porteuses (la partie dépliable située sous le niveau de la mer) de quelques plates-formes du golfe du Mexique ont connu un destin original : elles ont été remorquées jusqu'à des barrières de corail, ou simplement laissées en place si elles se trouvaient déjà dans une zone favorable. Elles fournissent un support favorable à la croissance des coraux et donnent ainsi naissance à des récifs artificiels.

La revente de l'acier (dizaines de milliers de tonnes pour certaines plates-formes) rentabilise une partie des opérations, mais le démantèlement a un coût[7] que les exploitants doivent anticiper et provisionner. À titre d'exemple, au Royaume uni, pour toutes les structures associées aux UKCS, ce coût a été estimé (en 2004) à £ 9,1 milliards en 2030[8]. Watson (Université de Greenwich)[9]) estimait quant à lui en 2001 que le déménagement total des structures de la Mer du Nord (dont installations norvégiennes et néerlandaises) couterait de 13 à 20 milliards de livres anglaises (£).
Les forages tendent à être de plus en plus profonds et de plus en plus éloignés des côtes, ce qui devrait proportionnellement dans le futur augmenter les coûts de démantèlement[10].

Une autre difficulté est le colmatage convenable (fiable et durable) des milliers de puits forés dans les fonds marins, notamment pour les gisement profonds HT/HP (haute température, haute pression), et tout particulièrement si on y a injecté du CO2 dans le cadre d'essais de stockage géologique du CO2.

Impacts écologiques[modifier | modifier le code]

La construction, le transport, le fonctionnement et la fin de vie d'une plate-forme génèrent divers impacts sur l'environnement marin ou global. D'éventuels incidents ou accidents peuvent aggraver ces impacts qui ont notamment comme sources (de la naissance à la mort d'une plate-forme) :

la prospection sismique
préparant le positionnement du forage peut affecter les cétacés ;
la conception 
de la plate-forme (en amont) peut avoir de premiers impacts, qu'il est possible de diminuer via l'écoconception et l'écoconstruction ;
les antifoolings, peintures 
(ou certains déchets ou produits perdus en mer durant le fonctionnement normal de la plate-forme ou accidentellement) peuvent poser des problèmes locaux de toxicité et d'écotoxicité ;
les rejets chroniques 
dans l'air (avec le torchage) et dans l'eau (avec le rejets d'effluents aqueux) ont un impact qui peut être aggravé par des rejets accidentels d'hydrocarbures liquides, de gaz et de produits chimiques, relativement fréquents[11].
Les torchères émettent dans l'air des aérosols carbonés (fumées, suies) et soufrés (acides), des ETM, du CO et d'importantes quantités de CO2 (gaz à effet de serre) ;;
le blowout et l'incendie ou l'explosion 
sont les risques les plus redoutés (l'accident majeur), notamment au-dessus d'un forage profond, comme en 2010 dans le Golfe du Mexique avec la plate-forme Deepwater horizon, pourtant réputée l'une des plus sophistiquée au monde (tuer un puits peut alors prendre des mois) ;
l'éclairage nocturne 
des plates-formes engendre une Pollution lumineuse qui perturbe la vie marine et les oiseaux migrateurs[12] (500 à 1000 lampes éclairent chacune des 7000 plates-formes offshore qui dans le monde sont situées sur le trajet de la migration des oiseaux, et rien qu'en Mer du nord, ce sont 6 millions d'oiseaux qui sont perturbés par l'éclairage d'environ 700[13] plates-formes pétrolières et gazières[14] ; Le Département de l'intérieur aux États-Unis estime que dans le Golfe du Mexique, même si un certain nombre d'oiseaux y meurent, les plate-forme peuvent aussi servir de gués et lieu de repos dans les migrations locales[15]. Dans les couloirs de longues migrations, l'effet est celui d'un détournement qui peut épuiser les oiseaux, ce qui préoccupe notamment les ornithologues et le Comité d'OSPAR sur les industries off-shore[16] en Atlantique Est/Mer du Nord.
Selon de premières études et expériences[17], les oiseaux sont moins perturbés par la lumière verte[18],[19] (dans une certaine fourchette de longueur d'onde[20]), Shell l'a efficacement testé sur l'une de ses plates-formes[21] et d'autres[22], et pourrait équiper les autres. Mais les feux verts balisant traditionnellement les pistes d’hélicoptères, certains craignent d'alors perturber les habitudes ou les réflexes des pilotes[16]. D'autres espèces marines sont a priori sensibles à la lumière, notamment en zone arctique[23] ;
En fin de vie 
d'une plate forme, la fermeture définitive des puits, puis la déconstruction[24]. En Mer du Nord et dans le Nord-Est de l'Atlantique, la convention Ospar vise le zéro rejet de déchets en mer[25] des installations de fond et le démantèlement des plates-formes sont encore des source indirecte d'émissions de GES et de déchets (dont des déchets toxiques[26]), et de risques pour la sécurité maritime.

Les cas des effluents aqueux[modifier | modifier le code]

En termes de volume, ces effluents sont le principal "déchet industriel" rejeté in situ ; des « centaines de milliers de litres d’effluents aqueux, presque entièrement déversées en mer »[27].
Ils contiennent des contaminants et polluants, dont la nature et la teneur varient beaucoup selon le champ pétrolier ou gazier considéré[28],[27] et selon le stade de production et les méthodes employées.
La plupart du temps, ces rejets incluent

ces hydrocarbures sont présents sous 3 formes ;

  1. en phase dispersée ; c'est-à-dire sous forme de gouttelettes en suspension dans l'eau[29],
  2. sous forme dissoute (acides organiques, hydrocarbures aromatiques polycycliques, phénols et COV...) ; Il contribuent le plus à la toxicité des eaux de rejets pour ce qui concerne les hydrocarbures[27] ; ce sont les plus difficile à éliminer, ce pourquoi ils sont en grande partie rejetés en mer ;
  3. sous forme libre ; forme la plus facile à récupérer. Ils sont donc le produit moins rejeté en mer[30], sauf accident[29].

Des études d'évaluation environnementale ont porté sur les moyens d'étudier et suivre ces polluants[31] ou de les traiter [32].

Les installations (avec exutoire submergé le cas échéant) sont conçues pour favoriser la dispersion rapide du « panache » d'eau rejetée. Ce panache peut parfois remonter en surface[33],[34] (selon conditions de vent et courants). Dans tous les cas, les polluants sont supposés se disperser dans l'eau (ou dans l'air pour les produits volatiles)[35],[27].
Des modélisations prévoient une dilution plus ou moins rapide selon les courants et le vent ; par exemple d’ un facteur « 1000 » à 500 mètres du point de décharge de la plate-forme de Mobil « Hibernia » [36], d'un facteur de 1000 à 50 m (et 3000 à 250 m) pour la plate forme canadienne « Terra Nova »[37]ou encore d'un facteur 40 près de l’Unité flottante de production, de stockage et de déchargement « Husky Oil », mais d'un facteur 1000 à 10-15 km[38], en prévoyant des reflets irisés avec 0,2 mg d’hydrocarbures par litre d'eau de mer en surface sur « quelques centaines de mètres » en aval du point de décharge, « au moins un pour cent du temps ». Certains produits bioaccumulables des effluents peuvent être reconcentrés par les organismes marins via la chaine alimentaire[39].

Une étude de 2004 a aussi recherché des perturbateurs endocriniens (antioestrogènes et antiandrogènes) dans les effluents de cinq plateformes des secteurs britannique et norvégien de la Mer du Nord[40]. Tous les échantillons contenaient des perturbateurs des œstrogènes (agonistes des récepteurs œstrogéniques), mais on n'y a pas trouvé d'agoniste des récepteurs androgéniques)[40]. Ces perturbateurs étaient des mélanges d'isomères d'hydrocarbures (C1 à C5) ; Les C9 alkylphénols contribuent majoritairement à cet effet perturbateur[40] ;

Réglementation[modifier | modifier le code]

Elle varie selon les pays et la localisation du forage, avec un relatif vide juridique pour les eaux internationales. Avec le développement de forages profonds et suite à plusieurs accidents, dont celui de la plate-forme Deepwater Horizon en 2010 dans le golfe du Mexique elle devrait tendre à se renforcer en ce qui concerne les études d'impact, les règles de sécurité au travail et la protection de l'environnement.

En Europe[modifier | modifier le code]

Évaluation 
En 2010, en réponse à la catastrophe industrielle de Deepwater Horizon[41], la Commission européenne (CE) lance un examen des enjeux et pratiques de sécurité en vue de réviser si nécessaire le cadre législatif relatif à l'exploration pétrolière et gazière dans l'UE. La Commission a dans ce cadre fait faire une évaluation des impacts financiers, c'est-à-dire du coût annuel moyen des principaux accidents gaziers et pétroliers maritimes dans les eaux européennes (estimé par cette étude[42],[43] comme étant compris entre 205 millions et 915 millions d'€, qui a été comparé avec les avantages potentiels d'un renforcement de la réglementation qui permettrait de réduire le nombre d'incidents. Selon l'analyse européenne, les avantages seraient supérieurs au coût réglementaire supplémentaire (Le risque de Blowout est difficile à évaluer à l'avance[44], mais rétrospectivement, le coût moyen annuel des blowouts[45] ayant conduit à des marées noires a été estimé compris entre 140 millions € et 850 millions €. Le coût moyen annuel de tous les autres accidents majeurs, estimé à 65 millions $. L'option recommandée par la CE permettrait selon elle d'économiser la moitié du coût total annuel des accidents majeurs (de 103 à 455 millions d'€) pour un coût annuel de 133 à 139 millions d'€, plus un coûts hors de 18 à 44 millions d'€. Cet examen conclut que le risque d'accident majeur au large des côtes européennes reste bien trop élevé, et que la législation existante sur l'exploration et l'exploitation pétrolière et gazière offshore est insuffisante et manque de moyens de contrôles[46].
Vers un nouveau Règlement 
En 2011 (le 27 octobre), la Commission publie un projet de Règlement sur la sécurité de la prospection, de l'exploration et production offshores de pétrole et de gaz, inspiré de la législation anglaise (réputée être l'une des plus avancées dans le domaine de l'offshore).


Les représentants anglais de l'Industrie offshore (Oil & Gas UK) ont immédiatement jugé « inacceptable » ce projet de règlement. Ils affirment, sur la base d'une comparaison des évaluations prospectives de la commission avec les coûts d'accidents anciens que la Commission a fortement exagéré les risques de coûts élevés et qu'un tel règlement aurait donc un effet immédiatement négatif sur les normes de sécurité du secteur pétrolier et gazier offshore du Royaume-Uni, et ne produirait aucune amélioration significative des normes de sécurité globales[46]. Oil & Gas UK publie pour appuyer ses dires un rapport commandité au consultant GL Noble Denton[47] qui évalue les arguments du projet de législation renforcée proposés par la commission, arguments qui seraient « invalides » et supportent un projet de proposition de règlement européen selon le lobby « fondamentalement viciée »[46]. Le lobby pétrolier anglais affirme que la commission a fortement surestimé le risque et les coûts d'un accident[46], mais d'une part le 25 mars 2012, un nouvel accident de type blowout, dit « fuite d'Elgin détruit brutalement une partie de la plate-forme pétrolière et gazière offshore d'Elgin sur le gisement d'Elgin-Franklin (entre l'Écosse et le Sud de la Norvège). L'explosion génère une importante fuite de condensats de pétrole[48] et de gaz naturel (200 000 m3/jour environ[49]) que le Groupe Total peinera à contrôler, et d'autre part les gisements les plus faciles à exploiter l'ont déjà été, ce qui laisse craindre que les accidents futurs (« blowouts » notamment) puissent être plus graves et plus difficiles à maitriser (sur des forages profonds en particulier).
Le 21 février 2013, après 3 ans de discussions, les États-membres et les eurodéputés aboutissent finalement à un accord sur une nouvelle directive, qui entrouvre un nouveau domaine de compétence pour l'UE, mais sans lui permettre de superviser le forage offshore, comme l'espéraient certaines ONG et militants de la protection des océans[41]. C'était un Règlement européen (document d'application immédiate, juridiquement le plus fort en Europe) que la Commission avait proposé, mais le lobby pétrolier anglais[50], une majorité d'eurodéputés et les États membres ont fait pression pour que le texte soit moins exigeant et transformé en Directive (à intégrer dans les deux ans dans le droit national de chaque pays-membre)[41].

Évolutions 
En 2015 au plus tard, quand la directive sera transposée dans chaque pays, tout État-membre aura conservé la liberté de fixer ses propres règles de délivrance des permis de recherche et d'exploitation, et d'encadrement du forage offshore[41].

Les entreprises pétrolières et gazières devront cependant, pour chaque projet - et avant de recevoir tout permis de forage - présenter un rapports sur les risques majeurs liés à leurs activités, et produire des plans argumentés d'intervention d'urgence. Elles devront aussi faire la preuve de leur capacité financière et technique à remédier aux dommages causés par une fuite sous-marine ou de surface. Elles sont enfin considérées comme responsable de toute fuite de pétrole ou gaz[41]. De leur côté, les États-membres devront établir des « plans d'intervention d'urgence » pour toutes installation de forage en mer relevant de leur juridiction (En nombre de point de forage, ceci concerne surtout le Royaume-Uni et la Norvège).

Réactions 
Le lobby industriel pétrolier Oil & Gas UK affirme lui-même avoir joué « un rôle actif dans l'opposition conduite à la proposition de règlement et en préconisant une directive bien rédigée comme instrument légal plus approprié et plus efficace de conduire une amélioration de la sécurité dans la production de pétrole et de gaz dans les États-membres de l'UE[50]. Oil & Gas UK a conservé ses sociétés membres informés et engagés sur ce sujet par un groupe de pilotage et un document complet qui comprend l'accès au document d'évaluation réalisé par le bureau d'étude spécialisé dans l'exploitation et le négoce du pétrole et du gaz GL Noble Denton de l'étude d'impact de la commission européenne »)[50]. il a trouvé un soutien chez certains eurodéputée dont par exemple la britannique Vicky Ford (du groupe ECR), qui a salué le fait que les députés européens et les États-membres aient retiré aspects les plus stricts de la proposition de la Commission. Selon elle, la proposition initiale aurait interdit aux États-membres la flexibilité nécessaire pour adapter les mesures à leur situation nationale[41] (Le Royaume-Uni possède de nombreuses plate-forme de forage en Mer du Nord, dont la production décline rapidement) ; « Nous avons été confrontés à une tentative d'européaniser les compétences maritimes nationales en forçant les États membres à abroger des éléments-clés de leur droit interne pour les remplacer par une législation européenne commune » a-t-elle commenté, ajoutant que « Ceci aurait entraîné de sérieux retards dans certains projets et porté un coup à l'économie, à l'investissement, à l'emploi et à la sécurité énergétique » [41].


Les ONG environnementales et les députés écologistes qui étaient les plus demandeurs ont eu une réaction mitigée ; Greenpeace apprécie que cette directive puisse contribuer à limiter, voire empêcher le forage pétrolier dans des conditions difficiles, comme celles de l'Arctique, où le nettoyage d'une marée noire serait pratiquement impossible, mais regrette que le texte ne soit pas plus "fort"[41]. L'ONG Oceana considère que l'édulcoration de la proposition initiale de la Commission ait de cet accord une occasion manquée[41] ; « Il est outrageant que les États membres aient adopté une législation affaiblie qui permet le "business-as-usual" pour la puissante industrie pétrolière, au détriment des citoyens de l'UE, de la santé publique et de l'environnement » a déclaré Xavier Pastor, directeur exécutif d'Oceana[41].

Autres usages[modifier | modifier le code]

La plate-forme de lancement spatiale Ocean Odyssey.

De manière anecdotique, le caractère mobile et massif des plates-formes pétrolières permet leur utilisation comme plate-forme de tir de lanceurs spatiaux. Par exemple, la plate-forme Ocean Odyssey, une ancienne plate-forme pétrolière de la mer du Nord a été réaménagée en Norvège (chantiers Stavanger) de manière à pouvoir accueillir le lanceur Zenit 3SL. Ce dernier permet, en autres, la mise en orbite de satellites civils de télécommunications. Grâce à ce concept original, Sea Launch, la compagnie exploitant ce lanceur est devenue un des acteurs importants du marché des lanceurs civils[réf. nécessaire]. En effet, malgré l’inconvénient que représente l’acheminement du lanceur et des équipements annexes jusqu’à la plate-forme, les principaux avantages résident précisément dans son isolement, ainsi que la possibilité d’optimiser le positionnement du pas de tir par rapport à la mission du lanceur : sur l’équateur pour bénéficier de l’effet de Fronde, éloignée des côtes pour les retombées des étages inférieurs, etc. On peut aussi citer la plate-forme San Marco qui servit pour des tirs de fusées sondes italo-américaines dans les années 1960 jusqu'aux années 1980.

Galerie[modifier | modifier le code]

Plate-forme type Jack-Up GSF, Constellation II, au large de Punta Arenas

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a et b Jean-Christophe Victor, « La cartographie des abysses : l'exploration », émission Le Dessous des cartes, 1er septembre 2012.
  2. Selon le cabinet de recrutement britannique Faststream Recruitment, in « Les employés de plates-formes pétrolières isolés mais bien payés », Les Échos, 15 octobre 2012 [1]. Consulté le 25 octobre 2012.
  3. [PDF] Plates-formes pétrolières de haute mer en béton cnisf.org, mai 2012
  4. Petrobras 10000, bateau de forage moderne
  5. P Ekins, R Vanner, James Firebrace «Decommissioning of offshore oil and gas facilities: A comparative assessment of different scenarios» ; Université de Westminster, Journal of Environmental Management, 79 (4). pp. 420-438, June 2006, Elsevier, PDF, 40 pages
  6. Insolite : The Pirate Bay veut acheter Sealand
  7. Kemp, G. & Stephen. L. 2001 Economic aspects of Field Decommissioning in the UKCS, North Sea Occasional Paper No. 81, May, University of Aberdeen Department of Economics, Aberdeen
  8. UKOOA (UK Offshore Operators Association) 2002, UKOOA Drill Cuttings Initiative: Final Report, – Joint Industry Project (JIP), Research and Development Phases 1 and 2, 2000, CD re-released in 2002, UKOOA, London, voir aussi le portail UKOOA, (voir page 10)
  9. Watson, T. (2001), ‘The Environment and the Decommissioning of Offshore Installations’, MA Dissertation, Greenwich Maritime Institute, University of Greenwich, London , Voir page 6
  10. Allan G Pulsipher, William B Daniel, Onshore disposition of offshoreoil and gas platforms : Western politics and international standards  ; Ocean & Coastal Management (Center for Energy Studies, Louisiana State University,) Volume 43, Issue 12, 2000, Pages 973–995, en ligne 2000-11-13 (Résumé)
  11. Wills, J. 2000 "Muddied Waters: A Survey of Offshore Oilfield Drilling Wastes and Disposal Techniques to Reduce the Ecological Impact of Sea Dumping", for Ekologicheskaya VahktaSakhalina (Sakhalin Environment Watch), 25th May 2000
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  13. Didier Burg, L'éclairage hollywoodien n'est plus de mise en mer du Nord, Journal Les Echos n° 19990 2007-08-27
  14. études commandées par la coentreprise de gaz naturel, Shell-ExxonMobil, et donnée du "Dutch Centre for Field Ornithology", citées par Shell in Shell World, Développements à observer ; Energie des vagues, bioessence, éclairage respectueux des oiseaux migrateurs, Shell International B.V., 2008-06-06, consulté 2012-04-22 (voir pages 2 et 3)
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  19. van de Laar, F. 2007. Green light to birds : investigation into the effect of bird-friendly lighting. NAM (Nederlandse Aardolie Maatschappi), Assen, The Netherlands.
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  21. Marquenie, J. M., and F. van de Laar. 2004. Protecting migrating birds from offshore production. Shell E&P Newsletter: January issue.
  22. Marquenie, J. NAM, Assen Donners, M. ; Poot, H. ; Steckel, W. ; de Wit, B. (2008), [Adapting the spectral composition of artificial lighting to safeguard the environment] Petroleum and Chemical Industry Conference Europe - Electrical and Instrumentation Applications, 2008. PCIC Europe 2008. 5th  ; 10-12 juin 2008 (Résumé), 6 pages
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  24. Watson, T. 2001 ‘The Environment and the Decommissioning of Offshore Installations’, MA Dissertation, Greenwich Maritime Institute, University of Greenwich, London
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  38. Husky Oil. 2000. White Rose development environmental comprehensive study, Part I. St. John’s, NL: Husky Oil. 639 pp.
  39. NEFF, J.M. 2002. Bioaccumulation in marine organisms : effect of contaminants from oil well produced water. New York: Elsevier. 452 pp.
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  41. a, b, c, d, e, f, g, h, i et j Dave Keating [New offshore drilling rules agreed / De nouvelles règles de forage en mer ont été validées], brève d' European voice, datée du 2013-02-21, consultée 2013-02-24
  42. Commission Staff Working Paper – Impact Assessment, Accompanying the document “Proposal for a regulation of the European parliament and of the council on safety of offshore oil and gas prospection, exploration and production activities, sec(2011) 1293 final, daté 2011-10-27
  43. Commission Staff Working Paper – Impact Assessment Annex 1, Accompanying the document “Proposal for a regulation of the European parliament and of the council on safety of offshore oil and gas prospection, exploration and production activities, sec(2011) 1292 final, daté 2011-10-27
  44. H Dervo, BJ Bjarne (2004), Comparison of Quantitative Blowout Risk Assessment Approaches ; SPE International Conference on Health, Safety, 2004 ; onepetro.org
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  49. Fabrice Nodé-Langlois, Elgin, Penly, le Tréport, carambolage d’énergies, 2012-04-06, consulté 2012-04-07
  50. a, b et c « Oil & Gas UK has been active in leading opposition to the proposed regulation and in advocating a well-drafted directive as a more appropriate and effective legal instrument to drive improved safety across oil and gas producing EU member states. Oil & Gas UK kept its member companies informed and engaged on this topic through a steering group and a comprehensive position paper which includes access to the GL Noble Denton review of the EC impact assessment. This is an ongoing issue into 2013 (see the section of this report on EU Regulations) » ; source : Document intitulé Health & Safety Report 2012 (voir page 8/35).

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

  • (en), DECC (Royaume-Uni)Offshore Energy Strategic Environmental Assessment ; Offshore Energy SEA Consultation Feedback ; Juin 2009, PDF, 364 pages
  • CESE (2012) « Gestion préventive des risques environnementaux (De la) La sécurité des plateformes pétrolières en mer » ; éditions Direction des Journaux Officiels (DJO) ; 2012-03-13

Liens externes[modifier | modifier le code]

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