Le cycle de vie du gisement d’hydrocarbures : les étapes clés de la production
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La durée de vie d'un , c’est-à-dire la période durant laquelle on extrait les hydrocarbures qu’il renferme, varie généralement de 15 à 30 ans après le démarrage de la production. Pour les très gros gisements, elle peut se prolonger jusqu'à 50 ans et plus. Les gisements situés en mer profonde sont exploités durant 5 à 10 ans seulement, en raison de coûts d'extraction très élevés.
La phase de production d’hydrocarbures est précédée de plusieurs phases d’études et d’une phase de construction des installations, puis suivi du démantèlement de ces mêmes installations et de la remise en état du site.
© PASCAL LAURENT - TotalEnergies - Plate-forme AGM-N et rig de forage SETTY au large de Port Gentil, Gabon
La phase préparatoire : études et plan de développement du gisement
La phase d’exploration a permis de localiser et d’évaluer les quantités et la nature des hydrocarbures présents dans les réservoirs.
Avant de commencer l’exploitation elle-même, les entreprises pétrolières établissent le plan de développement du gisement :
- elles définissent le profil de production, c’est-à-dire une simulation qui prévoit les volumes de production du gisement (généralement pétrole, gaz et eau), année par année, du début à la fin de l'exploitation, sur la base des estimations des quantités en place dans les réservoirs ;
- elles évaluent le nombre de forages nécessaires et choisissent les installations les plus adaptées pour les différentes étapes de la production (méthodes d’extraction, traitement des produits ramenés à la surface, stockage provisoire, expédition) ;
- elles effectuent des calculs économiques, pour déterminer si les ventes futures du pétrole et du gaz dégagerons la rentabilité attendue sur la durée de vie de l’exploitation.
Ces études de développement permettent de décider le forage d’éventuels nouveaux puits, dits de « délinéation » et d’ « appréciation », qui fournissent des informations supplémentaires sur la présence, la quantité, la nature et la qualité des hydrocarbures. Les informations recueillies permettent d’affiner les études précédentes. Ces études sont répétées plusieurs fois jusqu’à obtenir un plan de développement technique et économique robuste. Si ce n’est pas le cas, le projet est abandonné. Le développement peut alors passer à la phase « Projet ».
Construction des installations : préparation du site et mise en place des équipements
En , il faut enfin préparer le site, l’aplanir, le déboiser, construire les routes servant à acheminer le matériel nécessaire, construire les installations de production, les locaux techniques et les habitations pour les opérateurs lorsque le site est isolé. En , c’est-à-dire « en mer », il faut construire, acheminer et installer la plateforme de production. Il faut aussi commencer à forer les premiers puits qui permettront de démarrer la production. Lorsque tout est prêt et a été vérifié minutieusement, le champ peut entrer en « production ».
Phase de production : démarrage, plateau et déclin du gisement
Le cycle de production du gisement de pétrole comprend alors trois phases :
- le démarrage (2 à 3 ans). Pendant cette période, la production d'hydrocarbures augmente progressivement, au fur et à mesure que l'on fore les puits dits de « production » ou d’« injection » ;
- le « plateau », pendant laquelle la production est stable. Ce palier de production dure généralement 2 à 3 ans, parfois davantage pour les réservoirs de grande taille ; on continue de forer et de raccorder des puits de « production » ou d’« injection » ; on utilise des techniques de (injection d’eau ou de gaz pour maintenir la pression du réservoir, ou de polymères pour déplacer les hydrocarbures, installation de pompes de récupération au fond des puits, etc.) pour prolonger ce plateau au maximum.
- la période de déclin, durant laquelle la production baisse de 1 à 10 % par an. À la fin de l'exploitation, d'importantes quantités de pétrole et de gaz demeurent néanmoins dans le sous-sol. Les opérateurs cherchent sans cesse comment améliorer les taux de récupération des gisements, en utilisant les techniques de récupération assistée. Les taux de récupération d’un gisement de varient en moyenne de 5 à 50 %. L'exploitation des gisements de gaz seul est plus efficace parce que le gaz est moins dense et beaucoup plus mobile que le pétrole : le taux de récupération peut atteindre 60 à 80 %.
Aléas et incertitudes dans la production pétrolière et gazière
La production est soumise à de nombreux aléas. Le réservoir peut produire plus (jusqu’à 10 ou 20 % de pétrole supplémentaire par rapport aux estimations réalisées) ou, à l'inverse, la productivité des puits peut être très inférieure aux prévisions.
Les causes sont diverses. Le développement repose dès le départ sur les incertitudes de l’estimation des quantités d’hydrocarbures, de la nature des réservoirs, des profils de production que les ingénieurs s’efforcent de réduire et de maîtriser dans les études de développement et tout au long de la vie du champ. Tous les gisements contiennent de l'eau qui remonte par les puits en même temps que les hydrocarbures (pétrole et gaz). Au bout d’un certain temps, il y a trop d’eau ou de gaz par rapport aux capacités de traitement par l’installation.
Sur certains sites, le gaz naturel extrait n'est pas destiné à la commercialisation et doit être réinjecté dans le réservoir. La rentabilité du champ peut alors ne plus être économique pour la compagnie pétrolière.
Le contexte économique international entre également en jeu : si le cours du baril de pétrole baisse durablement, certains gisements peuvent être abandonnés plus tôt que prévu ; à l’inverse, si ce cours augmente, les gisements pourront être exploités plus longtemps.
C'est pourquoi, pendant toute la vie du gisement pétrolier, les ingénieurs effectuent des réévaluations et des optimisations régulièrement.
Lorsque la rentabilité économique du champ n’est plus suffisante, la compagnie pétrolière peut décider soit de céder le champ à une autre société dont les critères de rentabilité sont différents, ou à la société nationale de l’Etat hôte, soit d’arrêter la production.
Fin de vie du gisement : démantèlement et reconversion possible
Lorsque l’opérateur décide d’arrêter la production du gisement, et selon les réglementations locales et internationales, le site doit être démantelé. On parle de « decommissioning ». En général, les installations sont nettoyées et démontées ; leurs équipements et matériaux recyclés ; les puits sont rebouchés et l’emplacement du site est remis en état.
Il arrive également que le réservoir connaisse une seconde vie en devenant un stockage de CO2.
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