Elgin-Franklin est un champ de gaz producteur de gaz à condensats situé en mer du Nord, à environ à l'est d'Aberdeen. Découvert et exploré dans les années 1985-1991, il fait depuis l'objet d'une exploitation par trois plates-formes offshore et une quatrième plate-forme est envisagéeOffshore Technology, Offshore Field, North Sea, United Kingdom ; Key Data .
Ce champ présente des particularités extrêmes ; Il fait partie des champs dits « HP/HT »Une référence HP/HT en mer du Nord , c'est-à-dire « haute pression/haute température » ELGIN/FRANKLIN: 5 YEARS ON en raison de conditions inhabituellement rencontrées dans le monde pétrolier ; profondeur de , température de 197 à plus de et pression de Offshore Technology, Projet Elgin-FranklinTotal, Elgin/Franklin, une réalisation d'exception.
Ce champ gazier produit un gaz riche en H2S, très acide et hautement corrosif (« Sour and Acid Gas »), qui doit faire l'objet d'une désulfurationTotal, Page consacrée aux gaz acides et sulfurés (Sour and Acid Gas) et aux moyens de désulfuration utilisés par Total (en anglais), consulté 2012-04-15 sur place. Ce gaz contient aussi de la paraffine et, parmi divers contaminants métalliques, du mercure, ainsi que du plomb et du zinc (qui quand le gaz refroidit ou est détendu cristallisent en sulfure source d’un « tartre exotique » qui peut bloquer des vannes et qui est particulièrement difficile à nettoyer).
Capacité de production, production La « capacité de pointe » de la totalité du champ d'Elgin/Franklin a été estimée à (barils équivalent pétrole par jour), répartie en par jour de condensats d'une part, et de mètres cubes de gaz par jour d'autre part.
Fin 2011, Les champs d'Elgin et de Franklin (gisement de West Franklin inclus) produisaient en moyenne . Ce chiffre peut être comparé à la production moyenne du groupe Total au Royaume-Uni de (cette même fin d'année 2011) ; la seconde zone la plus productrice pour Total au Royaume-Uni étant le champ d'Alwyn situé plus au nord, en mer du NordTotal, Total en mer du Nord, consulté 2012-04-15.
La fuite accidentelle de 2012 a causé une diminution de production pour Total au Royaume-Uni de MPE-Média Paris ; le site des matières premières et de l’Énergie, Total/Elgin : en moins.
Rappel : =
Dénominations des réservoirs et du champ Le nom « Franklin » a été donné au réservoir qu'il dénomme par la compagnie Ultramar qui l'a découvert en 1985. Il fait référence à l’explorateur anglais Sir John Franklin ; Le nom d’ « Elgin » a été associé au second champ par Elf Aquitaine ; il vient de la ville écossaise d’Elgin, située à la même latitude ; Le champ satellite de « Glenelg » est ainsi nommé d’après la ville écossaise de Glenelg (Highland).
Caractéristiques géologiques Ce « champ »Dans le domaine pétrolier et gazier, un « champ » désigne une ; Source : Industrie Canada, Glossaire canadien des termes du pétrole et du gaz ) gazier est en fait constitué de deux « gisementsUn « gisement de gaz » est un gisement contenant des composants d’hydrocarbures principalement à l’état gazeux monophasique. (définition canadienne légale provisoire de 2007 ; source : Ébauche pour consultation avec les parties prenantes – le 5 avril 2007 ; Ébauche d’un Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada, (consulté : 2012-04-09)» adjacents (dits « Elgin » et « Franklin ») et d'un troisième champ « périphérique » a priori moins importantJ. LASOCKI, J. M. GUEMENE A. HEDAYATI, C. LEGORJUS & W. M. PAGE, « The Elgin and Franklin fields: UK Blocks 22/30c, 22/30b and 29/5b » ; Petroleum Geology Conferences ; doi: 10.1144/0051007 Geological Society, London, Petroleum Geology Conference series January 1, 1999, v. 5, résumé .
Le centre de chacun de ces trois réservoirs n’est séparé que de quelques kilomètres des autres.
Les trois réservoirs aujourd'hui exploités sont : Le réservoir de Franklin (principal réservoir de ce gisement) date de l'Oxfordien (160 millions d'années). Il est situé à de profondeur. Le gaz y est piégé dans un grès à 20 % de porosité. Il représente une réserve de 21 milliards de mètres cubes de gaz, et 12 millions de tonnes de condensats de pétrole ; Le réservoir Elgin, découvert en 1991, date de la même période. Il est divisé par des failles. Il représente une réserve de 18 milliards de mètres cubes de gaz, et 18 millions de tonnes de condensats de pétrole ; Le réservoir de Glenelg .
L'ensemble du champ est en surpression par rapport aux pressions - déjà élevées - normalement enregistrées à cette profondeur (environ 500 bars en excès).
Origine géologique des hydrocarbures d'Elgin Les hydrocarbures gazeux de ce champ proviennent probablement d'hydrocarbures présents dans des schistes et charbons situés sous le gisement. Ces hydrocarbures se sont probablement formés à partir de sédiments qui se sont accumulés au Jurassique moyen et au supérieur.
Lors de la formation du rift de la mer du Nord, et du graben central de la mer du Nord (Graben inversé, propice à la formation de pétrole et gaz), alors que le fond marin s'enfonçait, ces hydrocarbures ont été peu à peu piégés par des schistes du Jurassique supérieur et des marnes du Crétacé inférieur.
Exploitation Cadre légal L'exploitation se fait en Zone OSPAR, en Europe et au Royaume-Uni. Elle doit donc respecter le droit international (ex : Droit du travail, Droit de la mer, Convention OSPAR, etc.), le droit européen et disposer des autorisations imposées par la législation anglaise (EIA Regulations, qui implique notamment une évaluation environnementale des risques dans le cadre de l'étude d'impact préalable à l'autorisation, dans le cadre de l' Offshore Petroleum Production and Pipe-lines regulation Gouvernement anglais, DECC, Offshore Petroleum Production and Pipe-lines regulation, consulté 2012-04-15. Voir aussi Oil & Gas Publications (Guidance notes on the Offshore Petroleum Production and Pipelines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 ; publié 2009-08-10 ; PDF, 1108.82Kb ), consulté 2012-04-15. Au Royaume-Uni l'évaluation se fait par champ gazier ou pétrolier, chacun devant faire l'objet d'un « Plan de développement de champ » ("field development plan" ou FDP portant notamment sur la construction et gestion des infrastructures matérielles telles que plate-forme, pipe-line, gazoduc, etc.) Gouvernement anglais, DECC, ; Alignment of the internal administrative processes Statutory basis for processes , consulté 2012-04-15. Une législation particulière porte sur les installations de combustion ou incinération en merThe Offshore Combustion Installations (Prevention and Control of Pollution) ; Regulations 2001 ; 2001 No. 1091, Légalisation anglaise concernant les installations de combustion en mer (Prévention et contrôle de la pollution), consulté 2012-04-15 et toute autre source de combustion (moteurs, turbines…)Dans le droit anglais, la notion d' « installation de combustion » désigne ; hors-torchage, lequel fait l'objet de recommandationsGouvernement anglais, DECC, Guidance on applications for flaring and venting consent). L'exploitant doit évaluer et limiter les émissions de certains polluantsPrincipales substances polluantes à suivre, pour l'air et pour l'eau (SO2, et autres composés soufrés, NOx et autres composés azotés, CO, [composés organiques volatils|COV] dont méthane), métaux et composés métalliques, poussière, fibres d'amiante, chlore et composés chlorés, fluor et composés fluorés, arsenic et composés arséniés, cyanures et "substances et préparations capables d'être aéroportées et classées comme CMR (cancérigènes, mutagènes ou reprotoxiques)". Pour l'eau il s'agit des composés organohalogénés ou des molécules pouvant initier leur formation dans l'eau, des composés organophosphorés, des composés organiques de l'étain, des CMR ou substance ou préparation susceptible de le devenir dans le milieu aquatique ; des hydrocarbures et polluants organiques persistants, des cyanures, des métaux et leurs composés; de l'arsenic et ses composés; des biocides; des MES (matière en suspension, des eutrophisants (nitrates, phosphates…), et produits défavorables au bilan d'oxygène (mesure : Demande biologique en oxygène ou Demande chimique en oxygène). Ces données sont disponibles pour le public dans le cadre de la convention d'Aarhus et des directives européennes qui les déclinent.
Préparation de l'exploitation Dans les conditions extrêmes de ce gisement, en profondeur, la plupart des capteurs habituellement utilisés lors du forage deviennent inutilisables.
La partie profonde des forages se fait donc en aveugle. Les responsables des forages sont guidés par un programme informatique créé sur la base de modèles eux-mêmes « calés » sur les carottages et sondages et les données de prospection sismique. Ils sont aussi informés sur les couches géologiques traversées par l'analyse des boues remontant dans le puits. Les puits doivent aussi résister aux variations de pression rencontrées au passage de certaines couches imperméables profondes, ce que permet une bonne gestion des boues de forage.
Modélisation : Des modèles géochimiques, géomécaniques et géologiques spécifiques ont été nécessaires pour préparer l'exploration puis l'exploitation de ce champ profond. Ils visaient à mieux comprendre les caractéristiques géophysiques, géochimiques de ce champ très complexe et faillé, afin notamment de mieux prévoir le comportement des réservoirs face à la redistribution des contraintes à l'intérieur et autour du réservoir, en tenant compte des glissements de faille réactivés associés, et afin de garantir l'intégrité des tubages de puits.. Ils visaient aussi à évaluer la fluidité des condensats et leur cinétique en approchant les propriétés rhéologiques et de rétention de la « roche magasin ». Ils visaient aussi à comprendre comment le gaz s'y est peu à peu accumulé, et quelle était sa genèse (l'hypothèse retenue est qu'il proviendrait du craquage in situ de charbon ou pétrole antérieurement formé puis exposé à de fortes pressions et températuresVandenbroucke, M., F. Behar and J. L. Rudkiewicz, 1999, Kinetic modelling of petroleum formation and cracking: implications from the high pressure/high temperature Elgin Field (UK, North Sea) : Organic Geochemistry, v. 30, , car une composition inattendue du gaz avait été révélée par les premiers sondages (explications données dans le paragraphe consacré à la géologie du gisement) Assistance informatique : Les opérations de forage ont été préparées et assistées par un programme informatique spécialement conçu ; Fluide de forage : Un « boue synthétique de forage » spéciale a été spécialement créée pour ce champ gazier. Les caractéristiques rhéologiques de ce fluide de forage devaient en effet être adaptées aux pressions et températures inhabituellement élevées dans les forages (en profondeur). Ce fluide (« n-alkane synthetic-base mud ou SBM ») a été testé en laboratoire avant d'être utilisé. C'est une sorte de gel d'eau saturé en formiate de césium) conçu pour rester stable à haute température, sous différentes pressions. Il est aussi conçu pour supporter de brusques variations de pression ou de température, et pour rester apte à toujours contenir la tendance à l'affaissement du substrat de barytine même lors d’arrêts du forage ; sans provoquer de surpression (ERC) risquant d’endommager les parois du conduit foré dans la rocheOffshore Technology, Elgin-Franklin, consulté 2011-11-21Elgin Franklin développent in the UK North Sea.