La « fuite d'Elgin » désigne un blowout (expulsion brutale et accidentelle de gaz et boue) suivi d'une exceptionnelle fuite de gaz et condensats de gaz naturel survenus sur la plate-forme pétrolière et gazière offshore d'Elgin.
Cette plate-forme fait partie d'un complexe de plusieurs plates-formes qui exploitent depuis le gisement d'Elgin-Franklin. Elle dispose elle-même de 10 puits (faits en forage dirigé) K. Orski, B. Grimbert, C. Menezes & E. Quin (2007), Fighting Lead and Zinc Sulphide Scales on a North Sea HP/HT Field ; Total E&P UK Ltd. ; European Formation Damage Conference, 30 mai- juin 2007, Scheveningen, Pays-Bas ; Society of Petroleum Engineer (résumé). Ce gisement est situé entre l'Écosse et le Sud de la Norvège, à environ à l'est de l'Écosse (à la hauteur (latitude) de la ville d'Elgin), au centre du graben de la mer du Nord (Bloc 22/30b, 22/30c et 29/5b pour les numéros de concession). Cette unité appartenant au Groupe Total fournissait début 2012 environ 7 % du gaz produit au Royaume-Uninovethic ; Béatrice Héraud, La plateforme d'Elgin, au large de l'Écosse, était le laboratoire et la vitrine de Total pour l'exploitation des hydrocarbures en grande profondeur. Mais des fuites avaient déjà entaché la production , consulté 2012-04-06</ref>.
L'accident a été déclaré le 25 mars 2012 ; C'est le plus gros incident de ce type jamais survenu en mer du Nord selon TotalLe Parisien, La fuite en mer du Nord coûte 1,8 million d'euros par jour à Total, 2012-04-02.
La fuite de condensats de pétrole et de gaz naturel (/jour environFabrice Nodé-Langlois, Elgin, Penly, le Tréport, carambolage d’énergies , 2012-04-06, consulté 2012-04-07) serait composée de méthane essentiellement pour sa phase gazeuse. Elle a généré un nuage visible à plus de .
La torchère s'est spontanément éteinte samedi 30 mars matin.
Une fine nappe d’hydrocarbures s’est formée sur environ , avec un selon le groupe pétrolier.
Au 6 avril 2012, selon Total Communiqué Total-ElginFuite de gaz sur la plate-forme d'Elgin Autour de la plate-forme d'Elgin, Total prépare activement les opérations de contrôle du puits d'où provient la fuite de gaz.
Le 7 avril 2012, à 5 h du matin, Total faisait savoir que selon la dernière mission de reconnaissance sur la plateforme la fuite de gaz a diminué () ; selon Total toujours, et la structure de la plate-forme, comme la tête du « puits G4 » ou les secteurs voisins, dont le rig (en anglais drilling rig), Communiqué de Total sur Boursier.com, Total / Elgin : le fuite de gaz a diminué, consulté .
Selon Total, la fuite a pris fin le 16 mai 2012, 12 h environ après le début de l'injection de boue lourde dans le puits G4communiqué de Total, Elgin leak stopped after well intervention, 2012-05-16.
Contexte géographique et condition de forage
La plateforme d'Elgin est installée sur une profondeur d'eau de , le réservoir exploité est situé à plus de mètres sous le fond de la mer. barils d'équivalent pétrole y sont produits chaque jour, soit 2,6 % de la production de Total.
Profondeur du gisement : plus de 5,6 kilomètres ; Pression ; à la base du puits environ bars (4 fois la moyenne enregistrée dans les forages de mer du Nord, 100 fois la pression des plus gros Karcher (au diamètre bien plus petit) et fois la pression atmosphériqueTerra Eco et Reporterre La plateforme de Total avait déjà beaucoup fui, 31 mars 2012 ; Température : gaz à plus de .
En 2001 lors de son ouverture, cette plate-forme constituait selon Total une portail du groupe Total consacré au gaz naturel, consulté 2012-04-07.
affirmait Christophe de Margerie (Ex PDG de TOTAL) qui était à cette époque directeur général de la branche « Exploration et production ». Selon Reuters citant un responsable de Total, forer de tels puits s'apparente à faire . Pour l'AFP, en 2009 Roland Festor (directeur général de Total E&P UK, la division « Exploration et production » de Total pour le Royaume-Uni) estimait que ; il comparait cette plate forme à une , pesant , et fonctionnant comme une . Ce forage était présenté par le groupe pétrolier français comme (sur son site Internet), mais il semble avoir déjà connu d'autres fuites. Total y opère dans des conditions extrêmes de profondeur, pression et température qui empêchent les contrôles électroniques classiques et l'analyse en temps réel des structures géologiques forées, source : Total, repris par Novethic. Selon des sources confidentielles consultées par le journal The Guardian, cette plateforme était la seconde pour ce qui est de la quantité d'hydrocarbures perdus en mer du Nord de janvier 2009 à décembre 2010. Selon le site internet de Total (avant l'accident), à cette profondeur et dans ce type de substrat géologique Laure Noualhat, Libération, Plateforme d’Elgin : fuite de gaz et de fonds ; Pollution. La facture devrait s’avérer très lourde pour Total. Un navire de Greenpeace est arrivé sur zone, 2012-04-03 .
Prémices de l'accident Plusieurs mois ou années avant l'accident, le puits G4www.2000watts.org ; energytrend/gaz ; Total : Elgin-Franklin avait rencontré des problèmes depuis plus d'un an, 2012-04-05 et d'autres avaient déjà connus des problèmes techniques sérieux.
Un des risques majeurs dans ce type de forage est le colmatage par entartrage du puits ou de la tête du puits.
C'est un problème expliqué par les conditions de forages et d'exploitation qui sont dans ce secteur sont particulièrement difficile. Le puits G4 d'Elgin a été foré (ou plus de selon le schéma du puits publié par TotalTotal-Elgin, Schéma du puits G4 (Elgin G4 well architecture offshore), publié par Total, consulté 2012-04-21), ce qui était un défi technologique au moment où il a été conçu et le reste.L'entartrage spontané (self-scaling pour les anglophones) des puits, canalisations et vannes de sécurité pose des problèmes très exacerbés dans ce type de champs pétroliers ou gaziers dits à haute pression et haute température (HP / HT). Ceci est dû à deux problèmes : la décompression et la baisse de température du fluide remontant favorisent une cristallisation plus rapide des sels en « tartre » ; la salinité des fluides est souvent particulièrement élevée à ces profondeurs ; Elle approche par exemple par litre dans le réservoir d'Elgin, soit plus de 8,5 fois plus minéralisé que l’eau de mer. Ce problème doit être finement anticipé et géré car l’entartrage des systèmes de sécurité, de l'« arbre de Noël » ou de certaines vannes essentielles met en péril la sûreté de toute l'installation.
L'auto-entartrage peut en outre causer des baisses significatives de rendement, voire des arrêts ou retards de production. Il rend nécessaire de coûteuses interventions de nettoyage ou rajeunissement du puits, et peut compromettre les systèmes de sécurité. Dans le contexte « extrême » du gisement d'Elgin-Franklin, les réservoirs « Fulmar » et « Pentland » libèrent des hydrocarbures contenant environ 3 % (en moles) de , et des traces de H2S, dans un fluide aussi dit . Les géologues et ingénieurs pétroliers s’attendaient à une formation de carbonates dans les conduites. Ils l'ont anticipée par des études faites de 1995 à 2000, basées sur des échantillons d'eau prélevés lors de campagnes exploratoires faites de 1991 à 1995. Les premières études prospectives avaient considéré le carbonate comme présentant un risque faible d'encroûtements (sous forme de carbonate de calcium encroûtant le tube supérieur du puits), en raison de la faible quantité d’eau attendue ; moins de selon les prévisions). C’était plutôt le NaCl qui préoccupait les ingénieurs, car il peut cristalliser dans le tube ou sur des pièces devant rester potentiellement mobiles (tant dans la partie supérieure du puits qu'au fond). Cette cristallisation peut survenir dès la mise en route du puits (au moment de la décompression et vaporisation d’eau hypersalée, telle que présente dans les petits réservoirs amont de Fulmar et Pentland. La température initiale estimée y est de voire plus, et la pression de ).
Quelques publications évoquaient la présence de plomb et de zinc dans les fluides gazeux profonds collectés par les forages de réservoirs HT/HP (Haute température/Haute pression), mais au début des années 2000, peu d'informations était publiquement disponible sur leurs quantités et impacts (inhibition de la productivité notamment).
Les modélisations produites ou utilisées par Total en mer du Nord avaient sous-estimé ou non prévu la présence de sulfure de plomb et de sulfure de zinc dans le gaz ou dans les condensats de pétrole du champ profond d'Elgin-Franklin du Graben central de la mer du Nord (en exploitation depuis 2001). Ces deux métaux y ont cependant été trouvés en quantité significative ; et assez pour devenir un sujet de préoccupation dans certains champs gaziers HP/HT. 10 ans avant l'accident, et un an après la mise en exploitation du gisement, mi-2002, de premières obstructions par cristallisation et dépôt d’un entartrage (a priori principalement causé par le de carbonate de calcium (CaCO3) et le sel (NaCl) sont apparues au fond de plusieurs puits profonds de Total, entrainant une chute progressive de la production. Et des encroutements de sulfures de plomb et de zinc étaient également identifiés en surface sur le puits G6 de la plate forme d’Elgin-Franklin au niveau d'une vanne de sécurité importante pour le contrôle du puits (surface-controlled subsurface safety valve ou « SCSSV ») en amont du de l'arbre de Noël, principal organe de sécurité, impliquant une mise hors service de la vanne en 2004 jusqu'à mise en place d’un .
Selon Total, des tests de corrosion et des essais de nettoyage de ces sels (dont par dissolution) faits en laboratoire ont montré que la productivité était effectivement inhibée par ces sels. Des produits chimiques différents ont été sélectionnés pour nettoyer (via un fluide) le fond du puits, et la vanne SCSSV. Un nettoyage à l'acide du fonds de puits s'est montré efficace pour relancer la productivité du puits. Et la partie supérieure de la « complétion » du puits G6 a été mi-2005 débarrassée de son entartrage avec l’aide d’un tube spiralé (en anglais coiled tubing) qui a pu pénétrer les tuyauteries en les nettoyant, ce qui a permis de restaurer l’intégrité de la vanne SCSSV.
Une analyse comparative (benchmarking) d'« inhibiteurs chimiques de tartres » produits par quatre fournisseurs a été faite par un laboratoire indépendant durant plus de deux ans, en conditions anaérobies. Deux anti-tartre ont été retenus et utilisés par Total, mais les ingénieurs du groupe estimaient en 2007 que des progrès étaient encore à faire pour prévenir les « tartres exotiques » pouvant se former dans les forages extrêmes. C'est d'ailleurs dans le secteur d’Elgin-Franklin (dit « Graben central ») que Total déclare accidentellement rejeter le plus de produits chimiques en mer du Nord (par rapport aux autres gisements) ; tant en quantité absolue qu'en part relative des produits utilisésvoir page /24 ; Chemicals usage & discharge in tonnes in OffshoreOpsenvstatement2010 (environ sur utilisées). Selon Total, ces rejets ont été réduits en 2009 (plus de rejetées pour plus de utilisées). 16 fuites accidentelles de produits chimiques ont eu lieu, dont 5 entrainant le rejet en mer de de produits chimiques.
En 2010, Total a déclaré en mer du Nord 38 fuites de pétrole (il peut s'agir de condensats, de carburant d'hélicoptère, de fioul/diesel ou encore de fluide de circuit hydraulique); 5 « incidents » ont en 2010 entraîné chacun plus de de rejet de produit chimique en mer (dont 4 ont impliqué la décharge en mer de de fluide hydraulique à la suite de pannes d'appareillages sous-marins. Dans le , de méthanol ont été perdues en mer.
Les problèmes du puits G4 ont conduit Total à le fermer au moins provisoirement en 2011, environ un an avant l'accident ; Le matériel de monitoring du puits G4 a ensuite détecté une pression anormale, élevée et continue dans l'espace annulaire du puits ((well annulus ; ;