« L’expérience montre que le nombre d’équipements et de systèmes sur les plateformes doit être réduit et que seuls des équipements à la qualité éprouvée et des matériaux nobles doivent y être utilisés, de manière à réduire à la fois les coûts opérationnels et d’investissement des puits ». Le récent rapport de l’Oljedirektoratet, l’agence norvégienne du pétrole, explore une nouvelle piste de réduction des coûts d’exploitation sur le plateau continental norvégien : les plateformes autonomes. Elle a, pour cela, missionné le groupe d’ingénierie danois Ramboll, qui a déjà une expertise significative dans le domaine puisque sa division Oil&Gas a développé toute une gamme de plateformes qui ne nécessitent plus de présence humaine permanente. Ramboll en a déjà développé pour des opérateurs notamment dans les eaux danoises et britanniques.
Comme tout le reste de l’écosystème du royaume scandinave, l’agence gouvernementale basée à Stavanger, cherche à trouver tous les moyens de conserver la rentabilité de l’exploitation pétrolière sur l’exigeant plateau continental norvégien. Avec un baril qui ne pourrait plus jamais dépasser les 100 dollars, voire rester bien en dessous, il faut réfléchir différemment quand on est en concurrence avec des exploitations beaucoup plus aisés que celles de la mer du Nord. Alors les Norvégiens travaillent sur plusieurs pistes : la standardisation des moyens d’extraction, la sophistication des équipements subsea et, donc, les plateformes autonomes.
La plateforme autonome Tambar de BP (DROITS RESERVES)
Contrairement à d’autres pays, la Norvège possède très peu d’équipements de ce genre (5% des 99 plateformes actuelles, là où les Britanniques et les Danois affichent un pourcentage de 25% dans leurs eaux et les Emirats Arabes Unis 53%). « Les récentes découvertes sur la plateau continental norvégien portaient sur des champs de très grandes tailles (Ekofisk, Statfjord, Troll). Les plateformes habitées ont été favorisés, parce qu’elles étaient les plus adaptées économiquement au développement de ce type de champs », note le rapport. Par conséquent, la législation norvégienne est restée embryonnaire sur ce type de plateforme, là où ses voisins sont très avancés sur le sujet.
(NPD)
Mais les choses pourraient changer rapidement. D’abord parce qu’il faut trouver des solutions techniques et ensuite parce que des industriels comme Ramboll ont déjà, sur étagère, des modèles prêts à être déployés. Classés en cinq types, ces plateformes contrôlées depuis la terre peuvent être adaptés à la complexité du champ. Elles consistent toutes en une installation d’extraction placée au fond et une tête de puits sur un flotteur.
(NPD)
Le type 0 est ainsi très proche d’une plateforme habitée : il dispose d’un hélideck et d’un accès par bateau, d’une grue, de différents systèmes de traitement, d’un système de gestion de l’eau et du feu. Son autonomie est comprise entre une et cinq semaines.
Les types 1, 2 et 3 sont des déclinaisons de plus en plus simplifiées de ce modèle initial : avec moins d’équipements (helideck ou système de traitement) mais avec davantage d’autonomie. Le type 4 est le plus minimaliste : il ne peut fonctionner que sur un ou deux puis et doit être directement connecté sur le pipeline.
Installés majoritairement dans les eaux peu profondes (35-70 mètres), les plateformes autonomes actuellement en fonctionnement montreraient un taux de disponibilité favorable, allant jusqu’à 99.5% pour des modèles de type 3.
Etude pour la future plateforme autonome d'Oseberg (RAMBOLL)
Après examen, l’Oljedirektoratet est arrivé à la conclusion que les plateformes autonomes « peuvent amener des développements effectifs que ce soit en terme de production ou de coût pour la partie la moins profonde du plateau continental norvégien ». Le rapport a soigneusement examiné tous les aspects du design, de la maintenance, de la sécurité et de la disponibilité de chacun des modèles présentés par Ramboll. « Malgré le fait que le type 3 de plateforme minimaliste semble être le concept le plus favorable, il faut considérer certains facteurs. Comme il réside sur un accès de type Walk-to-Work depuis un bateau en stand-by ou une plateforme support, il faudrait qu’il y ait plusieurs plateformes de type 3 dans la zone de manière à mieux distribuer les coûts de maintenance. Dans le cas contraire, il faudrait accepter un temps de mobilisation relativement long ». Pour des réservoirs plus complexes, nécessitant des interventions régulières sur les puits, les plateformes de type 0 et 1 auraient la préférence de l’agence pétrolière.
La Norvège, déjà en pleine révolution culturelle en ce qui concerne son industrie pétrolière, pourrait se doter rapidement de ces nouveaux moyens. En décembre 2015, Statoil a déjà annoncé la mise en place de puits autonomes sur le champ d’Oseberg-Vestflanken.
