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La phase de test de puits longue durée (Extended Well Test, EWT) a commencé sur le champ de Libra, opéré par Petrobras en partenariat avec Total. L’EWT est une pratique courante dans le bassin pré-salifère du Brésil. Son objectif ? Évaluer la performance future du champ et le comportement du réservoir afin de mieux définir les spécifications du système de production définitif. Nous avons interrogé Didier Plisson, responsable de l'équipe d’étude de développement intégré pour la ligne de produits Deepwater (GEDI OBO Brazil), à ce sujet.

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Didier Plisson

Offshore Profond

Pouvez-vous nous présenter le champ de Libra et son potentiel en quelques mots ?

Didier Plisson : Le champ de Libra a été découvert offshore en 2010 dans le bassin de Santos, au large du Brésil, dans la zone qu’on appelle le polygone pré-sel. C’est dans cette zone que Petrobras et l’Agence nationale du pétrole (ANP) ont fait les principales découvertes des dernières années. Le polygone déborde légèrement sur le bassin de Campos, bassin historique de la production pétrolière brésilienne offshore.

C’est une région riche en gisements pré-salifères géants - à l’image de Lula, Sapinhoá, Buzios, Iara et Libra - qui renferment chacun des ressources estimées à plusieurs milliards de barils d’hydrocarbures. Ces réservoirs sont généralement enfouis sous une couche de sel de plus de 2 000 m d’épaisseur et ont été découverts assez récemment : avant 2005 ou 2006, nous ne forions pas souvent sous le sel car les structures pré-salifères n’étaient pas encore bien identifiées comme des réservoirs potentiels.

Le champ de Libra se situe en mer à près de 180 km au large de la côte de Rio de Janeiro dans un environnement de grands fonds (2000m de profondeur d’eau) et aux conditions marines assez difficiles.

Nous sommes donc face à un champ pré-sel de carbonates lacustres, présentant par essence une forte hétérogénéité avec de nombreux faciès différents, ce qui rend l’appréciation du réservoir et notamment du potentiel de production assez compliqué. L'un des risques que nous avons identifiés sur les réservoirs de ce type est celui d’une percée de gaz précoce : si les puits producteurs et injecteurs communiquent trop rapidement, on risque de recycler le gaz après quelques mois ou années, et donc de limiter la production.

Les fluides sur Libra sont complexes : le gaz contient 44 % de CO2, tandis que sur les gisements pré-salifères voisins, la teneur est de 20 % seulement. Le ratio gaz-huile est d’environ 430 v/v (volume par volume), soit près du double des champs voisins.

Comparé aux autres gisements de la zone, Libra est donc un gisement de l’extrême : deux fois plus de gaz, mais aussi deux fois plus de CO2, dans un réservoir hétérogène dont la gestion et la production peuvent être complexes.

 

Quelle stratégie d'appréciation et de développement a été adoptée ?

D.P : Pour couvrir la zone nord-ouest de Libra – rebaptisée Mero suite à la déclaration de commercialité -, quatre gros FPSO sont prévus, chacun doté d’une capacité de traitement de 150 000 barils d’huile par jour et d’une capacité de réinjection de gaz de 12 SMMm3/jour à 550 bars. La taille des installations de gaz sera similaire à celle du FPSO AKPO, opéré dans les eaux profondes du Nigeria. On compte seize puits par FPSO (huit producteurs et huit injecteurs de gaz et d’eau par alternance).

L’exploration et l’appréciation de Libra reposent sur l’application des « règles d'or du pré-sel » de Petrobras. Fruits d'une vaste expérience de cet opérateur dans le pré-sel, ces règles visent à préparer le développement des gisements pré‑salifères et à apprécier les principales incertitudes sur le plan Géosciences. Généralement, Petrobras fore trois puits et procède à un test de puits longue durée (EWT) sur le futur emplacement de chaque FPSO. Cette phase – dite phase d’acquisition de données dynamiques – dure entre six mois et un an avec un FPSO spécialement adapté. Pendant cette période, on enregistre les données de production et les pressions des puits environnants, afin d’essayer de mieux appréhender la complexité du gisement : y a-t-il des barrières ? des drains de perméabilité ?

Voilà les objectifs du navire EWT Pioneiro de Libra nouvellement construit et affrété pour Libra.

 

Quelle est la spécificité de ce navire ?

D.P : Petrobras a l’habitude de travailler avec deux navires EWT, le « Cidade de Sao Vicente » et le « Dynamic Producer ». Ce sont deux FPSO de taille moyenne qui peuvent uniquement produire quelques puits et réinjecter ou exporter le gaz produit. Toutefois, ils sont conçus pour recevoir du CO2 de l’ordre de 20 % et des volumes de gaz assez faibles, ce qui ne convient pas dans le cas de Libra (44 % de CO2).

C’est pourquoi les partenaires ont dû affréter un FPSO spécifiquement construit, le Pioneiro de Libra (PDL) via un contrat de Lease & Operate. Il s’agit d’un FPSO construit à partir d’une coque convertie de tanker et à laquelle a été ajouté un touret pour son ancrage. Les lignes de production et ombilicaux passent par ce touret. La capacité journalière de ce FPSO est de 50 000 barils d’huile et de 4 MMm3 de gaz. Pour chacune des phases de l’EWT prévues sur Libra, un à deux puits de production et un puits d'injection de gaz seront connectés.

La production du Pioneiro de Libra a démarré fin novembre 2017 pour sa première phase de test et se poursuivra sur les quatre prochaines années par différents tests de puits de longue durée dans trois zones différentes du champ.

 

Est-ce une approche nouvelle pour Total ?

D.P : Petrobras est le champion du pré-sel. De leur expérience EWT, ils démontrent que les informations acquises lors de phases de test longue durée permettent de réduire le nombre de puits d'appréciation nécessaires par rapport à une approche plus conventionnelle d’appréciation. Il est clair que, pour un champ hétérogène comme celui-ci, il est important d’acquérir des données dynamiques pour garantir un plan de développement du champ de qualité, et ainsi investir les CAPEX appropriés aux bons endroits. Ces données dynamiques nous aideront à dé-risquer le réservoir, permettant d’ajuster le nombre de puits et leur schéma d'implantation.

Chez Total, nous découvrons cette méthode qui nous était jusqu’alors inconnue. Nous apprenons beaucoup de cette expérience :  être partenaire d’un projet tel que celui-ci est une première majeure pour le Groupe. On peut tout à fait concevoir d’appliquer cette méthode à d’autres de nos gisements, puisqu’elle donne la possibilité d’explorer le réservoir et d'acquérir des données à grande échelle, ce qui est pour nous inédit.

 

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