Enquête d'Intecsea sur les équipements de contrôle et de confinement des puits en mer dans l'Arctique et sur les meilleures technologies et pratiques disponibles

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• Sommaire
• Constatations principales
• Principales recommandations
• Lacunes dans les données
• Mot de la fin

Sommaire

Cette enquête a été commandée pour fournir des informations actuelles et prospectives sur les équipements de contrôle et de confinement des puits, les meilleures technologies et pratiques disponibles ainsi que leur pertinence pour un déploiement dans les eaux arctiques du Canada. Les informations contenues dans ce rapport ont pour but d'informer les parties intéressées, y compris les responsables de la prise de décision concernant le moratoire et la gestion des activités pétrolières dans les zones extracôtières de l'Arctique en général.

Pour plus de clarté, le contrôle d'un puits fait référence aux techniques utilisées pour maintenir la pression dans le puits de forage et pour contrôler, prévenir ou atténuer l'écoulement des fluides de formation dans le puits de forage (d'après l'Office national de l'énergie [ONE], 2011). Le confinement d'un puits, plus généralement défini dans l'industrie comme le contrôle et le confinement de la source du puits, est un terme générique pour toutes les activités liées à l'intervention directe sur un puits qui a subi une perte de contrôle, dans le but d'arrêter ou de contrôler le rejet d'hydrocarbures dans l'environnement.

Les opérations en région éloignée ne sont pas nouvelles pour l'industrie pétrolière et gazière. Or, en plus des habituels problèmes associés aux opérations en région éloignée, les zones extracôtières de l'Arctique canadien sont confrontées à :

• du froid extrême;
• des vents;
• des vagues;
• de la glace de mer (pendant une période allant jusqu'à 8 ou 9 mois par année);
• un environnement d'exploitation fermé qui restreint l'approvisionnement, l'accès et les opérations;
• une pénurie d'infrastructures;
• des heures de clarté réduites pendant l'hiver;
• une mauvaise connaissance de la province géologique;
• des problèmes environnementaux particuliers;
• une réglementation gouvernementale stricte.

Malgré tout, l'Arctique n'est pas une région où une entreprise peut « apprendre par l'échec », mais plutôt un endroit où elle doit comprendre tous les risques importants, les gérer et les contrôler.

L'élaboration de l'équipement, de la technologie et des pratiques, ainsi que leur mise en œuvre, joue un rôle essentiel dans l'exploration et l'exploitation en toute sécurité du pétrole et du gaz dans le monde entier, et des améliorations révolutionnaires ont été apportées de manière généralisée. La capacité de prévoir l'environnement de fond d'un puits s'est elle aussi grandement améliorée. Une bonne partie de ces progrès se sont accélérés après l'éruption du puits Montara en Australie en 2009 et l'explosion de la plateforme Deepwater Horizon dans la partie américaine du golfe du Mexique (Macondo) en 2010, qui sont à l'origine du développement de l'industrie du contrôle des sources de puits en mer et de leur confinement. En fait, les méthodes actuelles de conception et de construction de puits sont bien plus sécuritaires qu'en 2006, quand le dernier puits en mer dans l'Arctique a été foré au Canada, et on ne peut faire de comparaison avec la vague d'exploration antérieure, de 1970 à 1990, au cours de laquelle on est parvenu à forer 91 puits.

L'un des principes de ce rapport est que le secteur peut fonctionner de manière sûre, responsable et cohérente, même si cela n'a pas toujours été le cas. Il suppose également que l'exploration de l'Arctique utilisera les meilleures technologies et pratiques disponibles. Cependant, l'industrie pétrolière doit procéder à des opérations risquées et dangereuses, et plusieurs processus essentiels dépendent encore de garde-fous humains, ce qui nécessite un système très fiable et une organisation engagée et continuellement conforme en matière de sécurité et d'intégrité.

Un autre facteur primordial est l'expérience. Lors de l'enquête, les membres du personnel les plus chevronnés dans la région étaient déjà à la retraite ou sur le point de prendre leur retraite. Quand les niveaux d'activité de forage dans l'Arctique diminuent, le transfert des connaissances est très limité. Comme très peu d'autres endroits sont comparables aux zones extracôtières de l'Arctique canadien, il se pourrait que toute future activité d'exploration pétrolière et gazière doive suivre une courbe d'apprentissage abrupte. L'apprentissage peut être simplifié par le fait que les technologies de forage sont essentiellement les mêmes que dans d'autres parties du monde et que certains développements industriels qui ne sont pas adaptés à l'Arctique peuvent être remaniés avant leur déploiement, si nécessaire.

La présente enquête consiste en une analyse approfondie des obstacles à l'élimination et à l'atténuation du scénario de perte de contrôle d'un puits, qui appuierait la prise de décisions éclairées sur les exigences relatives au contrôle et au confinement des puits dans les eaux de l'Arctique canadien. Elle porte sur le forage d'exploration des ressources pétrolières et gazières extracôtières classiques. L'exploitation n'y est pas traitée parce qu'elle serait inutile si le coût du forage d'exploration était trop élevé ou si les risques commerciaux étaient jugés trop importants.

Inévitablement, pour qu'une éruption se produise pendant les opérations de construction d'un puits, il doit se produire un certain nombre de défaillances en série. Il s'agira probablement de défaillances dans la prise de décision humaine ainsi que dans les équipements de sécurité et les barrières physiques. La présente enquête ne s'est pas attardée sur les facteurs humains, les compétences et la formation nécessaires à la gestion et au contrôle des risques. Il est suffisant de souligner que le contrôle et le confinement des puits reposent sur le personnel et qu'il faut tenir véritablement compte des facteurs humains dans tout projet réalisé dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien.

Quelle que soit l'expérience du lecteur, ce rapport apportera une valeur ajoutée à toute personne désireuse de comprendre les défis, les équipements, les meilleures technologies disponibles et les pratiques exemplaires en matière de contrôle et de confinement des puits, avec un accent particulier sur la région arctique. Les sujets suivants, examinés en détail dans le présent rapport, sont essentiels pour diminuer le plus possible la perte de contrôle d'un puits ou en réduire les conséquences :

1. la conception et la construction des puits;
2. la prévision de la pression interstitielle et du gradient de fracture;
3. la gestion de la pression des fluides de forage;
4. la prévision et la détection des venues;
5. l'isolation en fond de puits;
6. les dispositifs d'isolation sous la surface;
7. la prévention des éruptions;
8. le contrôle à la source et le confinement;
9. le forage de puits de secours.

Constatations principales

La technologie, de par sa nature même, est en constante évolution. Il est évident que des améliorations décisives ont été observées dans les domaines de :

• la fabrication;
• les communications;
• la réglementation;
• la disponibilité;
• la fiabilité;
• la redondance;
• l'automatisation;
• l'analyse.

Nombre d'entre elles sont abordées dans le présent rapport.

Le concept d'équivalence à la capacité de forage de puits de secours au cours d'une saison fondé sur les performances repose sur l'interprétation de la politique en la matière. Depuis sa publication en 1976, la politique a été largement interprétée comme la nécessité d'une opération continue de forage de secours qui peut être achevée, et les puits « tués » et leur exploitation suspendue en toute sécurité avant que les conditions de glace n'empêchent toute opération ultérieure. L'industrie fait valoir que la politique sur la capacité de forage de puits de secours au cours d'une saison ne met pas l'accent sur la prévention et qu'il existe des moyens plus rapides pour maîtriser un puits. L'industrie soutient également que la capacité de forer un puits de secours au cours de la même saison devrait être remplacée par la spécification du résultat souhaité : arrêter l'écoulement d'un puits dès que possible. Cependant, la politique elle-même a été promulguée en tant que « réponse à un échec de la prévention »; les règlements et les organismes de réglementation considèrent la prévention comme un principe de base.

Les solutions actuelles d'équivalence sont conçues pour arrêter rapidement l'écoulement de la formation juste au-dessus de la tête de puits à l'aide d'un dispositif d'étanchéité préinstallé (par exemple, un bloc obturateur de puits [BOP] ou un dispositif d'isolation sous la surface), de sorte que les procédures conventionnelles pour tuer le puits puissent être entreprises pour rétablir la barrière primaire du puits et le ramener à des conditions statiques. Si un puits est fermé avant qu'une éruption se produise, il est possible d'en reprendre le contrôle avec la même unité de forage. Si la venue dégénère en éruption ou si la plateforme doit être immobilisée en raison des conditions météocéaniques, le dispositif d'étanchéité préinstallé et tous les éléments exposés de la barrière du puits doivent contenir la pression jusqu'à ce que l'intervention sur le puits puisse être entreprise en toute sécurité au cours de la saison de forage suivante, ce qui peut inclure, ou non, le forage d'un puits de secours avec une plateforme différente. Un système de coiffage du puits est un autre dispositif de scellement pouvant être utilisé dans le même but.

Cette approche n'exclut pas l'utilisation de puits de secours dans le cadre du contrôle des sources et des outils de confinement. Étant donné que les dispositifs d'isolement sous la surface et les solutions de confinement peuvent être utilisés en plus du forage d'un puits de secours, les parties prenantes qui s'opposent à l'équivalence à la capacité de forage de puits de secours au cours d'une saison de l'industrie font valoir que les équipements, les technologies et les pratiques disponibles ne répondent pas à l'exigence prescriptive de forer un puits de secours et de tuer un puits d'épuisement au cours de la même saison d'exploitation. Il n'a donc pas été possible de trancher la question de l'équivalence à la capacité de forage de puits de secours au cours d'une même saison, et une interprétation plus claire de la politique pourrait être nécessaire pour toutes les parties prenantes qui s'occupent de l'exploration pétrolière et gazière au large des côtes de l'Arctique canadien.

En ce qui concerne les dispositifs d'isolation sous la surface, il n'existe aucun cas documenté de leur utilisation pour gérer un afflux ou une perte de contrôle du puits, simplement parce qu'il n'a pas été nécessaire. Ce point contribue à l'argument selon lequel l'industrie est capable de fonctionner en toute sécurité avec des barrières conventionnelles et que la présence d'un dispositif d'isolement sous la surface réduit au minimum le risque d'amplification de l'incident. En même temps, cela signifie aussi que leur efficacité n'a pas été complètement testée sous charge, même si ces dispositifs sont fabriqués avec des composants et des assemblages éprouvés sur le terrain ou qualifiés. En outre, la majorité des mâchoires à fermeture cisaillante disponibles ne peuvent pas tout cisailler (par exemple, les joints de tige, les colliers de forage et d'autres éléments traditionnels impossibles à cisailler). Seule une solution proposée par Kinetic Pressure Control semble avoir surmonté les limites historiques des dispositifs de fermeture en matière de cisaillement et d'étanchéité.

D'autre part, si un dispositif d'isolation sous la surface est activé et que l'appareil de forage est immobilisé ou doit être démobilisé sans tuer le puits, la pression devra être contenue par tous les éléments exposés de la barrière du puits jusqu'à la prochaine saison de forage. Par conséquent, un afflux de liquide de formation sera laissé sans surveillance et avec des moyens de contrôle limités pendant une période prolongée. Outre l'effet de la migration du gaz sous la tête de puits et les pressions plus élevées qui en résultent dans le puits ouvert, cette pratique non éprouvée repose sur une barrière de puits unique qui est exposée à une charge continue.

Enfin, il existe des zones dans les eaux arctiques du Canada où le forage d'un puits de secours au cours de la même saison serait très difficile et, dans de nombreux cas, irréalisable. C'est le cas dans les zones prometteuses en hydrocarbures le long du plateau et du talus de la mer de Beaufort, où l'achèvement d'un puits normal peut prendre plusieurs saisons. Dans ces zones, il y a une combinaison de puits plus profonds et plus complexes dans une saison d'eau libre plus courte et la présence supplémentaire de glace pluriannuelle.

Principales recommandations

La politique sur la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison a toujours été soutenue par les autorités gouvernementales en tant qu'élément réglementaire important pour la protection de l'environnement marin de l'Arctique. Au fil du temps, son interprétation a été brouillée par divers facteurs, notamment :

• la fonte rapide des glaces;
• les développements technologiques;
• les intérêts divergents des différentes parties prenantes;
• la perception du public;
• la géopolitique.

Il existe également un précédent datant de 2003 où l'ONE a considéré qu'un dispositif d'isolement sous la surface était une solution viable pour l'équivalence à la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison en préparation de la campagne de forage de Devon en 2006. Bien que cette équivalence soit un concept ouvert dans le cadre de la définition des objectifs, elle a atteint un point où les parties favorables et opposées ne s'accorderont pas sur la poursuite de l'exploration pétrolière et gazière dans l'Arctique en raison de son histoire et de ses différentes compréhensions et interprétations. Indépendamment de la décision concernant le moratoire, il convient d'envisager de clarifier le concept d'une procédure d'audience publique sur l'équivalence à la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison ou de définir la politique en la matière en tant qu'exigence de fixation d'objectifs.

L'utilisation d'un dispositif d'isolation sous la surface réduit au minimum les risques d'amplification d'un incident majeur. Un tel dispositif configuré de manière indépendante et situé au-dessus de la tête de puits et sous le BOP de l'appareil de forage offre plusieurs avantages. Cependant, l'utilisation de ce dispositif ne tue pas un puits proche du réservoir et nécessite que tous les éléments de barrière contenant la pression fonctionnent de manière fiable, y compris toute formation de puits ouvert exposée. La discussion sur l'équivalence à la capacité de forage de puits de secours au cours d'une saison peut être différente si un BOP de fond de puits peut être installé plus près du réservoir : l'obturation d'un puits de forage près du réservoir peut être comparable à l'objectif de la politique sur la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison. Néanmoins, à l'époque de cette enquête, il n'existait pas de dispositif commercial capable de sceller un puits en écoulement par le fond et avec un tuyau à l'intérieur, même si ce concept avait déjà été exploré auparavant.

Par exemple, Exponent (avec l'aide de Shell) avait conçu une solution prometteuse qui pouvait être installée en fond de puits, juste au-dessus du réservoir. Cet outil, connu sous le nom d'outil de restriction de puits, permet de fermer un puits hors contrôle dans le cas improbable où toutes les autres barrières échoueraient. L'obturation sera proche du réservoir, contrairement aux barrières secondaires ou tertiaires de contrôle du puits, telles que le BOP, les dispositifs d'isolation sous la surface ou un système de confinement. Ce concept pourrait constituer un changement radical dans le contrôle des puits, ce qui pourrait remettre en question les principes de la politique sur la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison, puisqu'un système fiable et redondant de barrières d'isolation en fond de puits pourrait rapidement contenir une éruption. Toutefois, le développement de l'outil a été interrompu en 2015-2016 en raison de la chute des prix du pétrole. Des recherches supplémentaires sont nécessaires pour garantir la fiabilité, l'intégrité, la redondance, l'étanchéité, la sécurité intégrée et d'autres attributs nécessaires pour le qualifier en tant qu'élément de barrière de puits.

La mise en place de barrières appropriées améliore la fiabilité du système. Ce résultat est apparu clairement lors de l'analyse par la NASA du dispositif de fermeture de Kinetic Pressure Control, dont il est question à la section 3.6. L'amélioration réelle de la fiabilité est nettement meilleure lorsque des équipements adaptés, les meilleures technologies disponibles et de bonnes pratiques sont mis en œuvre lors de la conception et de la construction du puits. Les autorités de réglementation, l'industrie ou un candidat souhaitant forer dans les eaux arctiques du Canada devraient envisager de réaliser une étude probabiliste des risques afin de comprendre comment chacune et toutes les solutions applicables à déployer nuisent à la fiabilité du système de puits en cas de perte de contrôle du puits. Des systèmes indépendants de vérification et d'examen des puits pourraient améliorer la fiabilité globale.

Enfin, le cisaillement et l'étanchéité sont des caractéristiques essentielles des systèmes de BOP actuels. Même si la technologie s'est considérablement améliorée au cours des 10 dernières années, la majorité des systèmes de fermeture ne peuvent pas cisailler tous les tubes susceptibles d'être utilisés pendant la construction du puits. Les organismes de réglementation devraient encourager l'accélération du développement de dispositifs qui surmontent les déficiences de la technologie actuelle des mâchoires cisaillantes et permettent la mise en place d'un véritable dispositif à sécurité intégrée, et l'industrie devrait l'envisager; on peut ainsi faire de l'exploration et de l'exploitation du pétrole et du gaz une industrie plus sûre.

Lacunes en matière de données

L'enquête a été limitée par le manque de participation de groupes de parties prenantes essentielles, en particulier les entreprises d'exploration et de production. Il est devenu évident que pour la plupart des entreprises, l'investissement dans le développement de l'Arctique a été interrompu après l'entrée en vigueur du moratoire sur le forage à la fin de l'année 2016. Aucune ne disposait des ressources nécessaires pour mettre à jour les pratiques de forage de puits de secours à la même saison ou les initiatives d'équivalence susceptibles de soutenir l'exploration pétrolière et gazière dans les eaux arctiques du Canada. Une situation similaire a été observée chez les entrepreneurs de forage, à l'exception notable de Stena Drilling (plateformes flottantes) et de Nordic Callista (plateformes terrestres). Les lacunes dans les données ont eu une incidence négative sur l'analyse et, par conséquent, sur les bases de référence du projet. Néanmoins, plusieurs sociétés de services et experts en la matière ont aidé et conseillé l'équipe de projet tout au long de l'élaboration du cahier des charges.

Mot de la fin

L'équipe de projet œuvrant à cette enquête a travaillé selon les principes fondamentaux d'impartialité et d'indépendance; « indépendance » dans le sens où il n'y avait pas d'intérêt financier dans le résultat ou dans la présentation des différents équipements et des différentes technologies et pratiques; et « impartialité » dans le sens d'une approche impartiale basée sur un jugement technique solide, en particulier en ce qui concerne la politique et l'équivalence relatives à la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison, ainsi que les techniques réelles qui devaient être présentées dans ce rapport. Les auteurs estiment qu'il s'agit là d'un aspect essentiel de la procédure régulière pour soutenir l'approche scientifique de la gestion des ressources pétrolières et gazières au large des côtes de l'Arctique canadien. L'équipe du projet apprécie les informations détaillées et franches fournies par les petites et moyennes entreprises et le personnel extrêmement compétent et utile de toutes les entreprises qui ont participé à cette enquête. Plus important encore, ce travail n'aurait pas pu être mené à bien sans l'engagement du Comité à remplir son mandat, qui consistait à procéder à un examen scientifique des activités pétrolières et gazières au large des côtes de l'Arctique canadien.