Energie Les tubes expansibles changent la face du forage pétrolier

ENQUêTE  Bousculant les règles de construction des puits, les tubes expansibles portent la promesse d'accéder à de nouveaux gisements comme de réaliser de substantielles économies. Forte de premiers succès commerciaux, cette technologie commence à faire son chemin chez les pétroliers.

Est-ce la prochaine révolution de l'industrie pétrolière ? Une chose est sûre, la technologie des tubes expansibles est le candidat le plus sérieux à ce titre depuis le forage horizontal. Shell, chez qui l'idée a germé vers 1990, a consacré plus de dix années de recherche-développement pour la transformer en une technologie applicable sur champ. Et continue de mener la recherche, sur la voie futuriste du puits « mono- diamètre ». Depuis trois ans, le succès des premières applications commerciales a convaincu la profession qu'elle ne pouvait y rester indifférente. Après Shell, puis BP qui a adopté une démarche proactive, les autres majors s'y mettent. Total a réalisé ses 3 premières installations cette année : 2 au Sud Texas, et 1 en Indonésie.

Sur le papier, les tubes expansibles exaucent le vieux rêve des foreurs : ne plus voir un puits « perdre une taille » à chaque étape de sa construction. Atteindre des gisements hors de portée ; en rendre d'autres économiquement exploitables ; alléger les programmes, et donc les coûts de forage ; éliminer le risque de perte du puits lors de la traversée de zones complexes... sont autant de défis qui pourraient alors être relevés.

Aujourd'hui, tout l'art du métier consiste à composer avec l'effet télescopique, qui veut que la structure d'un puits soit composée de tubes (« casing » ou cuvelage) emboîtés les uns dans les autres, s'enfonçant d'autant plus profond que leur diamètre est petit. Le diamètre en surface est ainsi 2 à 6 fois supérieur à ce qu'il est au fond. Cet effet résulte de la nécessité de consolider la paroi après la traversée de chaque couche géologique, la nature de celle-ci exigeant des conditions de forage - la densité de la boue utilisée pour maintenir le terrain et éviter les venues d'eau ou de gaz - spécifiques.

Pour s'affranchir de cette contrainte, la technologie des tubes expansibles consiste à dilater, au moyen d'une tête d'expansion, chaque section du tubage au diamètre requis, après son installation au fond du puits. L'augmentation du diamètre - entre 5 et 16% actuellement - est compensée par une diminution de l'épaisseur, et éventuellement de la longueur du tube. Le principe ? Déformer plastiquement le métal. Rien d'autre en somme que ce que les mécaniciens pratiquent depuis des lustres sous le nom de formage à froid. Sauf que l'expansion s'opère sur un élément de plusieurs centaines de mètres, que le process se fait en aveugle, jusqu'à plusieurs kilomètres sous terre, que le droit à l'erreur est exclu et que le tube doit résister aux conditions drastiques d'un puits.

Deux familles de produits sont nées des travaux du centre de recherche Shell de Rijswijk (Pays-Bas) : les tubes « solides » (cuvelages, tubes de production) et les tubes « perforés », utilisés dans les filtres à sable (crépines) placés dans les réservoirs. Ces derniers ont permis à l'équipe de John Dewar de faire ses armes : le mécanisme d'expansion, qui repose sur l'ouverture des perforations, nécessite des pressions 10 à 30 fois moindres, pour des expansions atteignant 45 % ! En augmentant le diamètre interne des drains par rapport aux dispositifs standards, ces crépines augmentent la production. « Nous gagnons entre 20 et 300 %, selon le réservoir et l'application », affirme Franz Marketz, directeur adjoint de la technologie pour les tubes expansibles et les puits monodiamètres, chez Shell.

Pour accroître les chances d'une technologie classée stratégique, la major a misé sur les partenariats. Deux sociétés détiennent aujourd'hui une licence sur son portefeuille de brevets. Enventure, joint-venture entre Shell et Halliburton, exerce un quasi monopole dans les tubes solides. Weatherford, un prestataire de services intégré, s'est jusqu'à présent arrogé la quasi totalité du marché des tubes perforés, mais se lance sur les tubes solides. Sont aussi attendus Baker Hughes et Schlumberger. Rien d'étonnant sur un marché estimé, à terme, à plus d'1 milliard de dollars.

Le process breveté par Shell, et mis en oeuvre depuis trois ans par Enventure, utilise un mandrin d'expansion conique, propulsé au travers du tube au moyen d'une pression hydraulique (300 à 400 bars) à 9 mètres par minute. Une action mécanique pouvant prendre le relais. De son côté, Weatherford a développé une autre technique pour les tubes perforés, baptisée « expansion rotative ». Des rouleaux, montés sur un mandrin doté d'un mouvement de rotation axiale, travaillent progressivement la circonférence du tube. Dans une version améliorée, les rouleaux sont montés sur des pistons activés indépendamment, ce qui permet d'ajuster précisément le tube contre la paroi extérieure.

L'autre élément clé de la technologie concerne le matériau des tubes et les connexions (un tubage est constitué de plusieurs tubes assemblés par des connexions filetées). Le matériau doit combiner ductilité et hautes propriétés mécaniques. Si le procédé a un effet favorable sur la résistance mécanique en traction - par un phénomène d'écrouissage -, il s'accompagne d'une perte de la résistance à l'écrasement.

Une propriété critique.

Les développements ont permis d'utiliser un type d'acier proches des standards API, en vigueur chez les pétroliers. Par ailleurs, le process exige des tolérances serrées sur l'épaisseur et l'ovalisation des tubes. Pour cette raison, Enventure a développé initialement son process avec des tubes soudés, jusque-là entachés d'une mauvaise réputation dans un monde pétrolier plus à l'aise avec les tubes sans soudure. Enfin, un revêtement de la face interne des tubes permet d'éviter le grippage avec le mandrin.

Après les nuances classiques, l'expansion des aciers à 13 % de chrome, résistants aux environnements très corrosifs et à hautes propriétés mécaniques, a récemment été développée. Un partenariat lie Shell au fabricant de tubes sans soudure Vallourec, via sa filiale V&M Tubes. La première application a eu lieu en septembre 2002, sur le gisement de Groningen aux Pays-Bas, opéré par NAM (Shell). Une opération qui détient aussi le record de longueur expansée, 1800 mètres, et a constitué la première utilisation de connexions étanches au gaz. Un challenge technique pour le tubiste franco-germanique, qui a conçu un design de connexion, de type métal contre métal, entièrement nouveau.

Dans un secteur peu enclin à s'enflammer pour les grandes innovations avant qu'elles ne soient dûment validées, le grand atout de « l'expansible » réside dans la multiplicité de ses applications. Elle peut aussi bien être utilisée pour des interventions de maintenance ou de conversion sur des puits existants, que pour la construction de nouveaux puits.

Objectif commun : gagner en diamètre. L'opération menée pour NAM, à Groningen, a ainsi permis de remplacer un tube de production de 5 pouces et demi par un tube de 7 pouces 5/8, en plaquant un tube expansible de 6 pouces contre le cuvelage. « Ce type d'opérations peut augmenter la productivité du puits de 60%, ce qui été le cas sur ce puits », souligne Franz Marketz, chez Shell. Autre cas de figure prisé des pétroliers, le colmatage de fractures dans certains gisements matures, qui finissent par produire plus d'eau que de pétrole. La mise en place de « patchs » expansibles sur les zones incriminées donnant de bons résultats.

Mais c'est pour les puits en construction que la technologie prend toute sa dimension. Utilisée comme solution de secours elle joue un rôle précieux pour sauvegarder le diamètre en fond de puits lorsque celui-ci traverse des zones complexes. Les caractéristiques changeantes du terrain amenaient parfois à poser un tubage prématurément. Autre cas intéressant, les puits d'exploration, qui n'atteignent parfois pas leur « objectif » avec la technologie classique. Shell, dans le golfe du Mexique, tout comme Total, en Indonésie, ont ainsi pu sauver des puits grâce à l'installation de tubages expansibles.

A terme, l'intégration de la technique dès les programmes de forage promet des économies importantes. L'offshore profond est en première ligne. « En début de puits, il faut souvent multiplier les opérations de tubage, compte tenu de terrains très peu consolidés, souvent sujets à des venues d'hydrates de gaz », explique Frédéric Chiodini, ingénieur forage chez Total, à Pau. D'où des « monstres » de 30 ou 36 pouces de diamètre. Alléger les puits apporterait des économies substantielles sur le « riser » de forage (le tube placé dans la mer où transitent la boue et les déblais), mais aussi sur le « rig » (plate-forme de forage). Sur certains champs, il serait ainsi possible de limiter le nombre de puits.

Mais, l'objectif ultime de Shell reste le puits « monodiamètre ». Car l'expansion n'annule pas totalement la perte de diamètre, qui équivaut à deux fois l'épaisseur du tube. Pour réellement conserver un diamètre constant, il faut une plus grande expansion du tube supérieur au niveau de la zone d'accroche du tube suivant. Le principal intérêt : économiser sur le coûts de construction des puits (20 % en moyenne, selon Shell) avec la réduction des volumes (boue, déblais, tubes), la standardisation du matériel, la réduction des capacités de « rig »... Pour les ultras grands fonds, les « rigs » de cinquième génération utilisés actuellement (coûtant 250 000 à 400 000 dollars par jour) pourraient être remplacés par des rigs de troisième génération, à moins de 100 000 dollars par jour... « Certains gisements ne pourront probablement être développés qu'au moyen de cette technologie », estime Franz Marketz. Ultras grands fonds et puits à long déport devraient en bénéficier. « Les études de faisabilité nous laissent penser que le monodiamètre repousse de 10 à 18 kilomètres la portée des puits à longs déports », poursuit le manager.

Reste à passer du rêve à la réalité. Enventure et Shell ont réussi en juillet 2002 le premier test grandeur nature. Mais beaucoup d'obstacles demeurent. Matériaux et connexions doivent supporter un taux d'expansion de 25 %. Sans compter que les applications les plus intéressantes requièrent étanchéité au gaz et hautes caractéristiques mécaniques. Le process doit aussi résoudre le problème de la zone de recouvrement, ce qui passe par un outil « modulable ». Pas question de réaliser l'expansion en deux passes comme c'est le cas aujourd'hui, cela tuerait sa viabilité économique...

Enventure annonce la mise sur le marché d'un produit pour 2004, et Shell estime avoir de grandes chances de déployer une application de ce type la même année, en Malaisie, aux Etats-Unis ou à Oman.