Quand une plateforme de forage et de production est rénovée et déplacée sur un nouveau site, que devient son OTS ? Il suit le mouvement… C’est ce qui se produit aujourd’hui pour Inspirer, qui déménage du champ pétrolier norvégien de Volve à celui de Yme, 200 km plus loin. Le modèle développé par CORYS a été recetté en fin d’été.
La plateforme Inspirer, qui fait à la fois du forage et de la production, était installée au départ sur le champ pétrolier de Volve, à 200 km à l’ouest de Stavanger. Son exploitation devait durer trois à cinq ans. Elle s’est prolongée finalement pendant huit ans, le temps de fournir 63 millions de barils.
En septembre 2016, l’activité était définitivement arrêtée. Mais la carrière d’Inspirer s’est poursuivie. Maersk, son propriétaire, a décidé de la déplacer 200 km plus au sud, sur le champ norvégien de Yme, dont le potentiel est estimé à 65 millions de barils.
Rénover l’OTS plutôt qu’en développer un nouveau
La plateforme a été ramenée à terre pour être rénovée et adaptée à son nouvel usage : le brut de Yme diffère de celui de Volve et les débits de production seront plus élevés. En revanche, la structure de l’installation ne change pas : c’est ce qui permet de conserver l’OTS plutôt que de repartir d’une feuille blanche.
CORYS, qui avait réalisé la version de 2008, a été chargée de la rénovation. Son client direct est ABB, fournisseur du contrôle-commande de cette plateforme largement automatisée.
« Jusqu’en août 2019, nous avons modifié le modèle et nous l’avons porté sur INDISS PLUS®, » détaille Guillaume Jalby, de CORYS. Le simulateur est passé ainsi en 64 bits et a gagné en robustesse et en rapidité. Plusieurs entreprises ont participé à la recette: Maersk Drilling en tant qu’exploitant, Aker Solutions qui rénove la plateforme, ABB et bien sûr Repsol, opérateur de l’installation.
La deuxième étape concernera l’intégration avec le contrôle-commande, pour une livraison finale mi-2020.
Des scénarios CORYS pour le slugging et l’export
CORYS fournit aussi deux scénarios d’entraînement. Le premier porte sur le phénomène de slugging, autrement dit la libération soudaine d’une poche de gaz ou de liquide venue d’un puits. Elle déclenche de fortes perturbations sur la pression ou les niveaux dans les étages de séparation, et peut malgré le contrôle-commande provoquer un arrêt d’urgence. Tout dépend de la réactivité et du professionnalisme des opérateurs. « L’objectif est de les entraîner à différentes stratégies d’action, en fonction du type de slug » précise Guillaume Jalby.
Second scénario, plus prévisible : l’export du pétrole, mené par un tanker qui viendra régulièrement le récupérer dans une cuve placée sur le fond marin. Il s’agit cette fois de gérer l’approche du bateau, sa connexion/déconnexion de la plateforme, les opérations de pompage puis le départ du tanker. « Bien entendu, notre client pourra créer et ajouter ses propres scénarios, par exemple pour reproduire des pannes classiques. »
Précisons pour terminer que le poste instructeur a la main sur de nombreux paramètres. Il peut introduire des dysfonctionnements et des pannes. Il peut modifier les conditions d’exploitation : température de l’eau de refroidissement, composition du brut, pressions, débits… Objectif : enseigner aux opérateurs les bons gestes en conditions anormales, quand la situation leur impose de prendre le relais du système de contrôle.
