Une plate-forme pétrolière est une construction marine fixe ou flottante qui sert à l'exploitation d'un gisement pétrolier.

Elle supporte principalement les dispositifs nécessaires pour la phase de forage et d'extraction du pétrole, ainsi que parfois des équipements destinés à assurer une présence humaine à bord. Certaines plates-formes permettent de transformer le pétrole, le gaz ou les condensats de gaz naturel extraits, de façon à ce qu'ils soient plus facile à transporter et à exporter.

Historique

Les débuts des plateformes offshore sont difficiles à dater. Néanmoins, on peut noter quelques dates clefs : les premiers puits forés au-dessus de l’eau apparaissent aux alentours de 1887 sur la côte californienne, sur le site de Summerland (non loin de la ville de Santa Barbara). Il s’agit alors de plateformes construites à partir d’une jetée^[1].

En 1911 est construite la première plateforme indépendante nommée « Ferry Lake No.1 » sur le lac Caddo en Louisiane par la J. M. Guffey Petroleum Company (désormais : Chevron) . Faite en bois et reposant sur des pieux en cyprès, elle produit alors 450 barils par jour qu’elle extrait à une profondeur de 666 m. Elle est considérée par certains historiens comme la première véritable plateforme pétrolière^[2].

Puis à partir de 1912, les premières plateformes connectées par des canalisations (pipeline) font leur apparition sur le lac de Macaraïbo au Venezuela.

Après ces premières plateformes en bois, la Texas Company (désormais : Chevron) cherchait une nouvelle idée pour exploiter les puits dans les marais de Louisiane ; car bien que le système de plateforme bâtie sur des pieux en bois fonctionne, cette technique peut être améliorée pour devenir moins onéreuse. Après une recherche au bureau des brevets américain, la Texas Company découvre qu’un certain Louis Giliasso (un capitaine de la marine marchande ayant déjà travaillé sur les champs du lac Maracaïbo) avait déjà revendiqué cette idée. En 1933 est construite la Giliasso (nom donné en hommage à son inventeur) : la première barge mobile de forage. Celle-ci est conçue pour des eaux intérieures protégées, elle est remorquée sur le site et coulée en eau peu profonde, permettant ainsi de fournir une base stable pour installer une plateforme et un derrick. Elle peut être soulevée et déplacée vers un autre site. Elle est utilisée à ses débuts dans le lac Pelto en Louisiane^[3],[4].

En 1934 est découvert le premier gisement de pétrole offshore dans le golfe du Mexique au large de la Louisiane, il est baptisé « Créole » (du nom de la ville côtière non loin de là). Trois ans plus tard en 1937, la Pure Oil Company en partenariat avec la Superior Oil Company testent un nouveau type de plateforme pour exploiter ce nouveau site. L’entrepreneur Brown & Root chargé du projet construit alors une plateforme imposante en bois, jamais réalisée auparavant : un pont à 5 m au-dessus du niveau de l’eau, d’une surface de 2 700 m² (90 m x 30 m) supporté par 14 pieux à 1,6 km de la côte et avec une profondeur d’eau de 4,3 m. La Superior-Pure State No.1 est un succès, et elle extrait alors du pétrole situé entre 1550 et 2000 m de profondeur. Elle est balayée par un ouragan en 1940 et est rapidement reconstruite et remise en production^[5],[6].

En 1947 apparaît le concept de base qui sera décliné en des milliers d’exemplaires : la préfabrication du support en acier à terre, transport sur barge, et mise en place sur site.

À partir des années 1950, l’exploitation des hydrocarbures en offshore se développe face à l’augmentation de la demande énergétique. Les premières plates-formes sont celles du golfe du Mexique sur les côtes du Texas. Elles sont situées dans une très faible profondeur d'eau et n'ont pour seule fonction que d'être une tête de puits. Elles sont le prolongement de ce qui avait alors été développé à terre.

À la suite du choc pétrolier de 1973, cette solution apparaît, pour certains pays, comme un moyen de réduire leur dépendance énergétique vis-à-vis des États du Moyen-Orient. Pour les gouvernements européens, il devient indispensable de développer l'exploitation des champs pétroliers et gaziers de la mer du Nord.

Le Royaume-Uni et la Norvège se lancent donc dans le développement de techniques de forage et de production offshore (loin des côtes, en haute mer). Les compagnies pétrolières européennes, avec l'aide des ingénieries du monde entier développent des programmes de recherche qui aboutissent à la construction des premières plates-formes pétrolières et au développement des techniques de forage depuis un engin flottant.

Le défi est d'autant plus grand qu'en mer du Nord le climat est rude pendant six mois de l'année : lors des tempêtes, la hauteur des vagues, de leur crête à leur creux, peut atteindre plus de trente mètres (soit l'équivalent d'un immeuble de dix étages). Loin des côtes, ces plates-formes doivent aussi abriter des hommes qui assurent l'exploitation.

Les normes de sécurité liées à la fabrication, l'installation et la mise en œuvre de ces plates-formes se développent pendant les années 1970-80 à la suite de différents accidents. Les mentalités dans le monde de l'exploitation offshore changent radicalement après deux catastrophes majeures, celles de :

• la plate-forme Alexander Kielland, avec 123 morts en 1980
• le plate-forme Piper-Alpha, avec 167 morts en 1988.

Les progrès technologies offshores développées en mer du Nord ouvrent la porte à l'exploration et l'exploitation dans une grande partie des mers du globe malgré le coût élevé de cette technique. La part des gisements offshore dans la production pétrolière mondiale passe de 10 % en 1960 à 30 % en 2010^[7]. On compte près de 600 plates-formes pétrolières offshore dans le monde en 2012, qui emploient en moyenne 184 personnes chacune^[8]. On trouve des plates-formes pétrolières et/ou gazières dans les régions suivantes :

Les techniques de forage et de constructions ayant évolué (500 mètres à la fin des années 1970, plus de 2 500 m de profondeur dans les années 2000), les grandes profondeurs d'eau (au-delà de 1 000 m) sont maintenant accessibles et exploitables à des coûts raisonnables (au regard des bénéfices attendus) : elles ne représentent que 3 % de la production mondiale en 2012 mais connaissent un développement rapide^[7]. Les plates-formes se transforment alors en navires et il est envisagé de créer des exploitations sous-marines automatiques.

Ces nouvelles profondeurs atteintes permettent de distinguer :

• l’offshore profond à plus de 1 000 m ;
• l’offshore ultra-profond, au-delà de 1 500 m

Au regard des législations actuelles, il existe 3 types de plates-formes :

• les MODU (module offshore drilling unit) servant uniquement au forage et pouvant loger du personnel ;
• les PP (Production Platform) servant à la production et/ou au pré-traitement du brut, mais sans logement ;
• les LQ (living quarters) servant uniquement au logement. Afin d'assurer la sécurité du personnel, aucun transit ou stockage n'est autorisé. Les quartiers-vie sont par ailleurs protégés du reste de la plateforme par un blast wall (mur anti-déflagration) afin de protéger l'équipage en cas d'explosion ou d'incendie.

Typologie des plates-formes

Le choix d'un type de plates-forme se fait en fonction de son rôle et de l'environnement (profondeur d'eau et de forage, conditions marines...).

Une plate-forme est généralement composée de deux parties distinctes :

• les « topsides » (partie utile en surface), constituée de modules préfabriqués ;
• la structure porteuse : partie servant à maintenir la partie utile au-dessus de l'eau, réalisée en treillis tubulaire métallique, (jacket) ou constituée de colonnes en béton.

Plates-formes fixes

La plupart des plates-formes fixes sont utilisées en mer peu profonde (<300 m). Différentes techniques de construction existent, comme :

• jacket-deck
• plate-forme gravitaire
• compliant tower
• îles artificielles

Ces plates-formes fixes s'appuient sur le fond et peuvent donc être reliées de façon rigide aux têtes de puits et aux pipelines.

Plates-formes flottantes

Les plates-formes flottantes sont essentiellement utilisées pour l'exploitation de champs pétroliers dans les grands fonds (supérieurs à 300 mètres environ). Lorsque la plate-forme est flottante, les installations de tête de puits lui sont reliées par des conduites flexibles.

• FSO : Unité flottante de stockage et embarquement (Floating Storage and Offloading). Il s'agit en fait d'un tanker transformé, qui stocke du pétrole (venant d'autres plates-formes, ou parfois de production onshore) et charge les pétroliers de commerce.

• FPU : Unité flottante de production (Floating Production Unit). C'est une barge qui reçoit le pétrole et le gaz du fond pour les traiter (séparer l'huile, le gaz et l'eau par exemple) avant de les envoyer vers une unité de stockage (FSO) ou vers un pipeline d'exportation.

• FPSO : similaire à un FSO, mais intégrant aussi la production. C'est une solution en vogue pour le développement des gisements en eau profonde. Les FPSO présentent deux avantages majeurs : ils n'ont pas besoin d'infrastructures fixes (comme des pipelines) et sont redéployables (lorsque le gisement est épuisé, ils peuvent être repositionnés sur un autre).
• FDPSO : Unité Flottante de Forage, Production, Stockage, et de Déchargement (Floating, Drilling, Production, Storage and Offloading) . Similaire aux FPSO ils possèdent un module de forage pour la recherche des champs pétroliers et creuser les gisements.

• TLP, SPAR, Semi-Submersibles : il s'agit là de plates-formes plus classiques, en ce sens qu'elles n'intègrent que la production et sont reliés à des pipelines pour l'exportation du gaz et/ou du pétrole produit. Les TLP (tension leg platforms) possèdent un excès de flottabilité et sont maintenues en place par des câbles tendus les reliant au fond. Les plates-formes semi-submersibles s'enfoncent dans l'eau en remplissant des ballasts, ce qui les rend peu vulnérables à la houle. Les SPAR (Single Point Anchor Reservoir) reposent sur un énorme flotteur cylindrique.

• Pour des gisements importants, on combine parfois plusieurs solutions : par exemple, une plate-forme TLP qui produit le pétrole et une FSO pour stocker et exporter le pétrole.

Plates-formes mobiles

Plates-formes auto-élévatrices (jack-up) 

Ce sont des plates-formes composées d'une coque et de jambes. La coque leur permet de se déplacer par flottaison et supporte les utilités. Les jambes sont équipées de crémaillères leur permettant de se lever ou de s'abaisser le long de la coque. De cette façon ces plates-formes peuvent se déployer à de multiples endroits tout en ayant un appui sur le fond marin. Ce concept est limité à des profondeurs d'eau de l'ordre d'une centaine de mètres. La majeure partie des plates-formes auto-élévatrices sont des plates-formes de forage et sont utilisées pour de l'exploration ou pour le forage de puits autour de plates-formes qui ne sont pas équipées d'engin de forage. Il existe aussi quelques-unes de ces plates-formes qui servent de boatel, hôtel flottant permettant de loger des équipes qui travaillent en mer.

Semi-sub 

Ensemble composé de 3 parties distinctes : le flotteur qui se trouve immergé, les poutres à mi-eau et le pont qui doit se trouver plus haut que la « vague centenaire ». Cet ensemble en équilibre comme un ludion fonctionne grâce à des pompes à eau de mer qui maintiennent en permanence l'équilibre vertical, et des hélices multi-directionnelles ou des ancres qui maintiennent le positionnement horizontal au-dessus du puits. Ce type de plate-forme est utilisée pour des profondeurs allant de 100 à 1 000 mètres, ou pour des zones ou le fond marin ne permet pas de poser les pieds d'un jack-up que ce soit vase molle ou rochers déstabilisés.

Barge de forage 

Ancienne technique, inutilisée de nos jours, il s'agit de bateaux à fond plat que l'on « coule » sur place en remplissant les caissons d'eau de mer. Après forage, on vide les caissons et le bateau peut aller forer ailleurs. Sert dans de très faibles profondeurs, entre 1 et 7 mètres, ce qui lui vaut le nom de swamp-barge, dont le premier composant signifie « marais » en anglais.

Navire de forage 

Bateau de forage, de forme comparable à un navire marchand surmonté d'un derrick (tour de forage), on y retrouve les mêmes équipements que les plates-formes de type semi submersible. Ils sont également équipés de ballast afin d'augmenter la stabilité durant les opérations de forage. La dernière génération^[9] peut réaliser des puits dans des eaux atteignant les 10 000 pieds (3 048 mètres) de fond, pour un forage d'une profondeur maximale de 37 500 pieds (11 429 mètres). Le maintien à la verticale du puits est obtenu grâce à plusieurs propulseurs azimutaux.

Critères de conception

Fonctionnalités

Une plate-forme pétrolière est conçue pour répondre à différents besoins :

• forage (mais pas obligatoirement bien sûr, car il existe actuellement des organes spéciaux pour le forage) ;
• production ;
• habitation (qui dépend de plate-forme effectivement) ;
• stockage (bien que certaines acheminent vers des organes de stockage après pompage).

En fonction de la profondeur d'eau et des règles de sécurité, ces fonctions peuvent être regroupées sur une même plate-forme ou séparées sur plusieurs plates-formes ; éventuellement reliées entre elles par des passerelles.

Procédés

Une fois le pétrole amené à la surface, il faut séparer les phases liquides et gazeuses, enlever l'eau de la phase liquide. Une fois le gaz et le pétrole séparés, il faut les rendre propres au transport par pipeline ou par tanker pour les acheminer vers une raffinerie.

Le coût d'une usine en pleine mer est tel qu'on préfère souvent effectuer un traitement limité sur le pétrole ou le gaz extrait uniquement destiné à le rendre transportable jusqu'à la côte, où on construit une usine de raffinage plus développée à moindre frais.

Prise en compte du contexte

Un des critères dominants dans la conception de la plate-forme est l'environnement dans lequel elle se trouvera. Le milieu marin est par nature « hostile », en raison de son instabilité (marées, tempêtes, courants, vent...) et de la corrosion qu'il provoque.
L'environnement influe surtout sur la conception de la structure porteuse de la plate-forme (que ce soit une plate-forme posée sur le sol ou flottante). La structure porteuse de la plate-forme doit, outre le poids des « topsides », transmettre au sol les efforts induits par son environnement.

• Aspects physiques, physicochimiques

La houle, le courant et le vent : Ils induisent des efforts horizontaux sur les plates-formes fixes et des mouvements et accélérations sur les plates-formes flottantes. La houle induit également des efforts verticaux sur les plates-formes.

L'eau salée : Elle est une source de corrosion pour les matériaux (et notamment l'acier) utilisé dans la plate-forme.

Le risque sismique : La plupart des sites producteurs de pétrole sont situés en zone à fort risque sismique. La plate-forme, quand elle est fixe, doit alors pouvoir survivre à ces événements. Le risque de tsunami est particulièrement difficile à prendre en compte par les plate-forme flottantes.

Le fond marin : sa nature et son degré de pente jouent un rôle très important dans la conception d'une plate-forme fixe. La plate-forme repose sur le sol et doit donc comporter des fondations. Dans le cas d'une plateforme flottante, le fond marin est moins important car il ne sert qu'à l'ancrage.

Durée de vie

La durée de vie moyenne d'un champ est de l'ordre de 20 à 30 ans. Elle est directement liée aux critères économiques du champ (retour sur investissement...).

Pour améliorer la durée de vie économique, on fait souvent appel au développement de gisements satellites. Quand le gisement pour lequel une plate-forme a été construite voit sa production décliner fortement, les moyens dont elle dispose pour traiter le pétrole se retrouvent surdimensionnés. De plus, il devient difficile de rentabiliser les coûts d'exploitation. On peut alors rattacher à la plate-forme des petits gisements voisins, en général trop petits pour justifier une plate-forme dédiée.

Construction

La construction des plates-formes se fait à terre sur un "yard" (on parle de construction on-shore) ou, comme en Norvège, dans des fjords spécialement aménagés. On parle alors de in-shore c'est-à-dire : sur l'eau mais protégé dans un fjord ou dans un loch.

Les plateformes étant principalement construites en acier, le choix de la qualité des aciers dépend de plusieurs paramètres comme :

• la catégorie de l'acier (c'est-à-dire : à quelle utilisation l'acier va être destiné : oreille de levage, hélipont, et autres structures métalliques ou partiellement métalliques.)
• la zone géographique où sera installé la future plateforme. Selon les mers, la température et la composition chimique de l'eau varie et cela influe sur les qualités d'acier à utiliser.

Pour lutter contre l'action de la corrosion, une protection cathodique est mise en place sur les parties en acier submergées dans l'eau de mer.

Installation

La plate-forme est ensuite tractée sur son lieu d'exploitation au moyen de puissants remorqueurs de haute mer, et plus récemment par des navires de ravitaillement offshore qui ont également la possibilité de remorquer les plates-formes. Une autre solution, plus courante en cas de long voyage ou de chargement spécial, est d'utiliser un navire semi-submersible tel que le Blue Marlin. Sur le lieu d'installation, le navire se submerge partiellement, libérant sa charge, qui flotte alors d'elle-même. Dans certains cas, un navire équipé de grues gigantesques est utilisé pour décharger le navire de transport. Les SPAR sont transportées de cette façon en deux éléments qui sont alors assemblés offshore.

Une fois sur son lieu d'exploitation, la plate-forme est prise en charge par des navires ravitailleurs et releveurs d'ancres dit AHTS (Anchor Handling Tug Supply) qui s'occuperont de la mettre en place de façon provisoire pour le forage ou de manière permanente pour l'exploitation, puis de la ravitailler en produits et matériels de forage.

A grande profondeur le pétrole est chaud voire très chaud, mais en remontant il refroidit rapidement. Pour les forages profonds, il peut être nécessaire de sur-isoler thermiquement les conduites métalliques afin d'éviter la formation de bouchons d'hydrates, de glaçons, de paraffine ou de pétrole lourd figé^[10]. Les technologies classiques d'isolation des pipeline (mousses syntactiques à matrice polymère et microsphères creuses en verre) peuvent ne pas suffire si l'installation est à l'arrêt pour raison de maintenance ou d'accident, et elles doivent en outre résister à des pressions externes considérables (300 bars environ à 3000m de fond, où l'eau est à 4°C) ^[10]

Mise en service

Fin de vie

Les législations nationales et internationales imposent aux compagnies pétrolières de démanteler leurs plates-formes quand elles ne sont plus utilisées. Ces opérations posent de nouveaux problèmes en matière de sécurité et d'environnement^[11] .

Les premières plates-formes datent des années 1970 et quand leurs champs n'ont pas déjà été épuisés, elles arrivent en fin de vie dans les années 2000-2030, comme dans le champ pétrolifère de Frigg exploité par Total, qui va être un des premiers gros champs à se trouver dans cette situation. L'opération de démantèlement des plates-formes de ce champ, préparée depuis plus de 10 ans devait être réalisée courant 2006, posant un nouveau défi aux ingénieurs, qui est de démonter des milliers de tonnes d'acier (parfois amianté) et d'équipements et de les ramener à terre, tout en essayant de respecter la sécurité et les contraintes de protection de l'environnement.

Certaines plates-formes ne sont pas démantelées quand le champ est épuisé. Elles restent en l'état, les compagnies pouvant les revendre à des tiers. De telles plates-formes, lorsqu'elles sont dans les eaux internationales, intéressent potentiellement divers acheteurs en tant qu'îles artificielles. Certains nouveaux propriétaires de telles installations en ont fait ou tentent d'en faire des paradis fiscaux ou des micro-états indépendants dont la législation (lorsqu'elle existe) peut se montrer laxiste à de nombreux égards (sur la liberté d'expression notamment)^[12].

La compagnie Royal Dutch Shell envisageait en 1995 de simplement immerger sa plate-forme Brent-Spar dans la mer du Nord, mais Greenpeace s'est fermement opposé à ce projet^[13].

Les structures porteuses (la partie dépliable située sous le niveau de la mer) de quelques plates-formes du golfe du Mexique ont connu un destin original : elles ont été remorquées jusqu'à des barrières de corail, ou simplement laissées en place si elles se trouvaient déjà dans une zone favorable. Elles fournissent un support favorable à la croissance des coraux et donnent ainsi naissance à des récifs artificiels.

La revente de l'acier (dizaines de milliers de tonnes pour certaines plates-formes) rentabilise une partie des opérations, mais le démantèlement a un coût^[14] que les exploitants doivent anticiper et provisionner. À titre d'exemple, au Royaume uni, pour toutes les structures associées aux UKCS, ce coût a été estimé (en 2004) à £ 9,1 milliards en 2030^[15]. Watson (Université de Greenwich)^[16]) estimait quant à lui en 2001 que le déménagement total des structures de la Mer du Nord (dont installations norvégiennes et néerlandaises) couterait de 13 à 20 milliards de livres anglaises (£).
Les forages tendent à être de plus en plus profonds et de plus en plus éloignés des côtes, ce qui devrait proportionnellement dans le futur augmenter les coûts de démantèlement^[17].

Une autre difficulté est le colmatage convenable (fiable et durable) des milliers de puits forés dans les fonds marins, notamment pour les gisements profonds HT/HP (haute température, haute pression), et tout particulièrement si on y a injecté du CO₂ dans le cadre d'essais de stockage géologique du CO₂.

Impacts écologiques

La construction, le transport, le fonctionnement et la fin de vie d'une plate-forme génèrent divers impacts sur l'environnement marin ou global. D'éventuels incidents ou accidents peuvent aggraver ces impacts qui ont notamment comme sources (de la naissance à la mort d'une plate-forme) :

• la prospection sismique préparant le positionnement du forage peut affecter les cétacés. En revanche les nouvelles techniques de prospection électromagnétiques tentent à minimiser considérablement l’impact sur la nature. ^[18],[19];
• la conception de la plate-forme (en amont) peut avoir de premiers impacts, qu'il est possible de diminuer via l'écoconception et l'écoconstruction ;
• les antifoolings, peintures (ou certains déchets ou produits perdus en mer durant le fonctionnement normal de la plate-forme ou accidentellement) peuvent poser des problèmes locaux de toxicité et d'écotoxicité ;
• les rejets chroniques dans l'air (avec le torchage) et dans l'eau (avec le rejets d'effluents aqueux) ont un impact qui peut être aggravé par des rejets accidentels d'hydrocarbures liquides, de gaz et de produits chimiques, relativement fréquents^[20].
  Les torchères émettent dans l'air des aérosols carbonés (fumées, suies) et soufrés (acides), des ETM, du monoxyde de carbone et d'importantes quantités de dioxyde de carbone, gaz à effet de serre ;
• le blowout et l'incendie ou l'explosion sont les risques les plus redoutés (l'accident majeur), notamment au-dessus d'un forage profond, comme en 2010 dans le Golfe du Mexique avec la plate-forme Deepwater horizon, pourtant réputée l'une des plus sophistiquée au monde (tuer un puits peut alors prendre des mois) ;
• l'éclairage nocturne des plates-formes engendre une pollution lumineuse qui perturbe la vie marine et les oiseaux migrateurs^[21]. 500 à 1 000 lampes éclairent chacune des 7 000 plates-formes offshore qui, dans le monde, sont situées sur le trajet de la migration des oiseaux, et rien qu'en Mer du nord, ce sont 6 millions d'oiseaux qui sont perturbés par l'éclairage d'environ 700^[22] plates-formes pétrolières et gazières^[23]. Le Département de l'intérieur aux États-Unis estime que dans le Golfe du Mexique, même si un certain nombre d'oiseaux y meurent, les plates-formes peuvent aussi servir de gués et lieux de repos dans les migrations locales^[24]. Dans les couloirs de longues migrations, l'effet est celui d'un détournement qui peut épuiser les oiseaux, ce qui préoccupe notamment les ornithologues et le Comité d'OSPAR sur les industries off-shore^[25] en Atlantique Est/Mer du Nord.
  Selon de premières études et expériences^[26], les oiseaux sont moins perturbés par la lumière verte^[27],[28] (dans une certaine fourchette de longueur d'onde^[29]), Shell l'a efficacement testé sur l'une de ses plates-formes^[30] et d'autres^[31], et pourrait équiper les autres. Mais les feux verts balisant traditionnellement les pistes d’hélicoptères, certains craignent d'alors perturber les habitudes ou les réflexes des pilotes^[25]. D'autres espèces marines sont a priori sensibles à la lumière, notamment en zone arctique^[32] ;
• la fin de vie d'une plate forme, la fermeture définitive des puits, puis la déconstruction^[33] des installations de fond et le démantèlement des plates-formes sont encore des sources indirectes d'émissions de GES et de déchets (dont des déchets toxiques^[34]), et des risques pour la sécurité maritime. En Mer du Nord et dans le Nord-Est de l'Atlantique, la convention Ospar vise zéro rejet de déchets en mer^[35].

Cas des effluents aqueux

En termes de volume, ces effluents sont le principal "déchet industriel" rejeté in situ ; des « centaines de milliers de litres d’effluents aqueux, presque entièrement déversés en mer »^[36].
Ils contiennent des contaminants et polluants, dont la nature et la teneur varient beaucoup selon le champ pétrolier ou gazier considéré^[37],[36] et selon le stade de production et les méthodes employées.
La plupart du temps, ces rejets incluent

• des ETM (éléments traces métalliques, dont des métaux lourds), des métalloïdes^[36] ;
• des radionucléides^[36] ;
• des sulfates^[36] ;
• des solides (particules minérales, morceaux de roche) remontés par le puits^[36] ;
• des produits chimiques issus des processus de forage, d'exploitation et de pré-traitement des hydrocarbures remontés ;
• des hydrocarbures^[36].

ces hydrocarbures sont présents sous 3 formes ;

1. en phase dispersée ; c'est-à-dire sous forme de gouttelettes en suspension dans l'eau^[38],
2. sous forme dissoute (acides organiques, hydrocarbures aromatiques polycycliques, phénols et COV...) ; Il contribuent le plus à la toxicité des eaux de rejets pour ce qui concerne les hydrocarbures^[36] ; ce sont les plus difficiles à éliminer, ce pourquoi ils sont en grande partie rejetés en mer ;
3. sous forme libre ; forme la plus facile à récupérer. Ils sont donc le produit moins rejeté en mer^[39], sauf accident^[38].

Des études d'évaluation environnementale ont porté sur les moyens d'étudier et suivre ces polluants^[40] ou de les traiter ^[41].

Les installations (avec exutoire submergé le cas échéant) sont conçues pour favoriser la dispersion rapide du « panache » d'eau rejetée. Ce panache peut parfois remonter en surface^[42],[43] (selon conditions de vent et courants). Dans tous les cas, les polluants sont supposés se disperser dans l'eau (ou dans l'air pour les produits volatils)^[44],[36].
Des modélisations prévoient une dilution plus ou moins rapide selon les courants et le vent ; par exemple d’un facteur « 1000 » à 500 mètres du point de décharge de la plate-forme de Mobil « Hibernia » ^[45], d'un facteur de 1000 à 50 m (et 3000 à 250 m) pour la plate forme canadienne « Terra Nova »^[46]ou encore d'un facteur 40 près de l’Unité flottante de production, de stockage et de déchargement « Husky Oil », mais d'un facteur 1000 à 10-15 km^[47], en prévoyant des reflets irisés avec 0,2 mg d’hydrocarbures par litre d'eau de mer en surface sur « quelques centaines de mètres » en aval du point de décharge, « au moins un pour cent du temps ». Certains produits bioaccumulables des effluents peuvent être reconcentrés par les organismes marins via la chaine alimentaire^[48].

Une étude de 2004 a aussi recherché des perturbateurs endocriniens (antiœstrogènes et antiandrogènes) dans les effluents de cinq plateformes des secteurs britannique et norvégien de la Mer du Nord^[49]. Tous les échantillons contenaient des perturbateurs des œstrogènes (agonistes des récepteurs œstrogéniques), mais on n'y a pas trouvé d'agoniste des récepteurs androgéniques)^[49]. Ces perturbateurs étaient des mélanges d'isomères d'hydrocarbures (C1 à C5) ; Les C9 alkylphénols contribuent majoritairement à cet effet perturbateur^[49] ;

Réglementation

Elle varie selon les pays et la localisation du forage, avec un relatif vide juridique pour les eaux internationales. Avec le développement de forages profonds et à la suite de plusieurs accidents, dont celui de la plate-forme Deepwater Horizon en 2010 dans le golfe du Mexique elle devrait tendre à se renforcer en ce qui concerne les études d'impact, les règles de sécurité au travail et la protection de l'environnement.

En Europe

Évaluation 

En 2010, en réponse à la catastrophe industrielle de Deepwater Horizon^[50], la Commission européenne (CE) lance un examen des enjeux et pratiques de sécurité en vue de réviser si nécessaire le cadre législatif relatif à l'exploration pétrolière et gazière dans l'UE. La Commission a dans ce cadre fait faire une évaluation des impacts financiers, c'est-à-dire du coût annuel moyen des principaux accidents gaziers et pétroliers maritimes dans les eaux européennes (estimé par cette étude^[51],[52] comme étant compris entre 205 millions et 915 millions d'€, qui a été comparé avec les avantages potentiels d'un renforcement de la réglementation qui permettrait de réduire le nombre d'incidents. Selon l'analyse européenne, les avantages seraient supérieurs au coût réglementaire supplémentaire (Le risque de Blowout est difficile à évaluer à l'avance^[53], mais rétrospectivement, le coût moyen annuel des blowouts^[54] ayant conduit à des marées noires a été estimé compris entre 140 millions € et 850 millions €. Le coût moyen annuel de tous les autres accidents majeurs, estimé à 65 millions $. L'option recommandée par la CE permettrait selon elle d'économiser la moitié du coût total annuel des accidents majeurs (de 103 à 455 millions d'€) pour un coût annuel de 133 à 139 millions d'€, plus un coûts hors de 18 à 44 millions d'€. Cet examen conclut que le risque d'accident majeur au large des côtes européennes reste bien trop élevé, et que la législation existante sur l'exploration et l'exploitation pétrolière et gazière offshore est insuffisante et manque de moyens de contrôles^[55].

Vers un nouveau Règlement 

En 2011 (le 27 octobre), la Commission publie un projet de Règlement sur la sécurité de la prospection, de l'exploration et production offshores de pétrole et de gaz, inspiré de la législation anglaise (réputée être l'une des plus avancées dans le domaine de l'offshore).

Les représentants anglais de l'Industrie offshore (Oil & Gas UK) ont immédiatement jugé « inacceptable » ce projet de règlement. Ils affirment, sur la base d'une comparaison des évaluations prospectives de la commission avec les coûts d'accidents anciens que la Commission a fortement exagéré les risques de coûts élevés et qu'un tel règlement aurait donc un effet immédiatement négatif sur les normes de sécurité du secteur pétrolier et gazier offshore du Royaume-Uni, et ne produirait aucune amélioration significative des normes de sécurité globales^[55]. Oil & Gas UK publie pour appuyer ses dires un rapport commandité au consultant GL Noble Denton^[56] qui évalue les arguments du projet de législation renforcée proposés par la commission, arguments qui seraient « invalides » et supportent un projet de proposition de règlement européen selon le lobby « fondamentalement viciée »^[55]. Le lobby pétrolier anglais affirme que la commission a fortement surestimé le risque et les coûts d'un accident^[55], mais d'une part le 25 mars 2012, un nouvel accident de type blowout, dit « fuite d'Elgin détruit brutalement une partie de la plate-forme pétrolière et gazière offshore d'Elgin sur le gisement d'Elgin-Franklin (entre l'Écosse et le Sud de la Norvège). L'explosion génère une importante fuite de condensats de pétrole^[57] et de gaz naturel (200 000 m³/jour environ^[58]) que le Groupe Total peinera à contrôler, et d'autre part les gisements les plus faciles à exploiter l'ont déjà été, ce qui laisse craindre que les accidents futurs (« blowouts » notamment) puissent être plus graves et plus difficiles à maitriser (sur des forages profonds en particulier).
Le 21 février 2013, après 3 ans de discussions, les États-membres et les eurodéputés aboutissent finalement à un accord sur une nouvelle directive, qui entrouvre un nouveau domaine de compétence pour l'UE, mais sans lui permettre de superviser le forage offshore, comme l'espéraient certaines ONG et militants de la protection des océans^[50]. C'était un Règlement européen (document d'application immédiate, juridiquement le plus fort en Europe) que la Commission avait proposé, mais le lobby pétrolier anglais^[59], une majorité d'eurodéputés et les États membres ont fait pression pour que le texte soit moins exigeant et transformé en Directive (à intégrer dans les deux ans dans le droit national de chaque pays-membre)^[50].

Évolutions 

En 2015 au plus tard, quand la directive sera transposée dans chaque pays, tout État-membre aura conservé la liberté de fixer ses propres règles de délivrance des permis de recherche et d'exploitation, et d'encadrement du forage offshore^[50].

Les entreprises pétrolières et gazières devront cependant, pour chaque projet - et avant de recevoir tout permis de forage - présenter un rapport sur les risques majeurs liés à leurs activités, et produire des plans argumentés d'intervention d'urgence. Elles devront aussi faire la preuve de leur capacité financière et technique à remédier aux dommages causés par une fuite sous-marine ou de surface. Elles sont enfin considérées comme responsable de toute fuite de pétrole ou gaz^[50]. De leur côté, les États-membres devront établir des « plans d'intervention d'urgence » pour toutes installation de forage en mer relevant de leur juridiction (En nombre de point de forage, ceci concerne surtout le Royaume-Uni et la Norvège).

Réactions 

Le lobby industriel pétrolier Oil & Gas UK affirme lui-même avoir joué « un rôle actif dans l'opposition conduite à la proposition de règlement et en préconisant une directive bien rédigée comme instrument légal plus approprié et plus efficace de conduire une amélioration de la sécurité dans la production de pétrole et de gaz dans les États-membres de l'UE^[59]. Oil & Gas UK a conservé ses sociétés membres informés et engagés sur ce sujet par un groupe de pilotage et un document complet qui comprend l'accès au document d'évaluation réalisé par le bureau d'étude spécialisé dans l'exploitation et le négoce du pétrole et du gaz GL Noble Denton de l'étude d'impact de la commission européenne »)^[59]. Il a trouvé un soutien chez certains eurodéputée dont la Britannique Vicky Ford (du groupe ECR), qui a salué le fait que les députés européens et les États-membres aient retiré aspects les plus stricts de la proposition de la Commission. Selon elle, la proposition initiale aurait interdit aux États-membres la flexibilité nécessaire pour adapter les mesures à leur situation nationale^[50] (le Royaume-Uni possède de nombreuses plate-forme de forage en Mer du Nord, dont la production décline rapidement) ; « Nous avons été confrontés à une tentative d'européaniser les compétences maritimes nationales en forçant les États membres à abroger des éléments-clés de leur droit interne pour les remplacer par une législation européenne commune » a-t-elle commenté, ajoutant que « Ceci aurait entraîné de sérieux retards dans certains projets et porté un coup à l'économie, à l'investissement, à l'emploi et à la sécurité énergétique » ^[50].

Les ONG environnementales et les députés écologistes qui étaient les plus demandeurs ont eu une réaction mitigée ; Greenpeace apprécie que cette directive puisse contribuer à limiter, voire empêcher le forage pétrolier dans des conditions difficiles, comme celles de l'Arctique, où le nettoyage d'une marée noire serait pratiquement impossible, mais regrette que le texte ne soit pas plus "fort"^[50]. L'ONG Oceana considère que l'édulcoration de la proposition initiale de la Commission ait de cet accord une occasion manquée^[50] ; « Il est outrageant que les États membres aient adopté une législation affaiblie qui permet le "business-as-usual" pour la puissante industrie pétrolière, au détriment des citoyens de l'UE, de la santé publique et de l'environnement » a déclaré Xavier Pastor, directeur exécutif d'Oceana^[50].

Autres usages

De manière anecdotique, le caractère mobile et massif des plates-formes pétrolières permet leur utilisation comme plate-forme de tir de lanceurs spatiaux. Par exemple, la plate-forme Ocean Odyssey, une ancienne plate-forme pétrolière de la mer du Nord a été réaménagée en Norvège (chantiers Stavanger) de manière à pouvoir accueillir le lanceur Zenit 3SL. Ce dernier permet, entre autres, la mise en orbite de satellites civils de télécommunications. Grâce à ce concept original, Sea Launch, la compagnie exploitant ce lanceur est devenue un des acteurs importants du marché des lanceurs civils^{[réf. nécessaire]}. En effet, malgré l’inconvénient que représente l’acheminement du lanceur et des équipements annexes jusqu’à la plate-forme, les principaux avantages résident précisément dans son isolement, ainsi que la possibilité d’optimiser le positionnement du pas de tir par rapport à la mission du lanceur : sur l’équateur pour bénéficier de l’effet de fronde, éloignée des côtes pour les retombées des étages inférieurs, etc. On peut aussi citer la plate-forme San Marco qui servit pour des tirs de fusées sondes italo-américaines dans les années 1960 jusqu'aux années 1980.

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